Расчеты элементов схем и аппаратов систем

ПРИМЕРЫ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Составить и рассчитать принципиальную тепловую схему по следующим исходным данным:

1. Тип турбины: ПТ-60/75-130/13. Мощность на клеммах генератора N_Э= 59 МВт.

2. Начальные параметры пара: Р_о =12,7 МПа (130 ата),

t_о = 565°С.

3. Давление отработавшего пара (в конденсаторе)

Р_к =2,94 кПа (0,03 ата).

4. При построении процесса расширения пара в ЧВД турбины использовать заводские данные (характеристику турбины), внутренние относительные КПД по отсекам: ЧСД h^//_oi = 0,85; ЧНД h^///_oi = 0,7.

5. Мятие пара в регулирующих клапанах (поворотных диафрагмах) по цилиндрам: 4 %, 10 %, 15 %.

6. Схема отпуска теплоты от ТЭЦ- технологический пар из производственного отбора и горячая вода от сетевой подогревательной установки, состоящей из основных подогревателей и пиковых водогрейных котлов:

а) технологический пар Р_п = 1,27 МПа (13 ата);

D_п = 27,78 кг/с = 100 т/ч (возврат конденсата 70 %, 85°С);

б) расчетный расход теплоты на отопление Q^p_от = 92 МВт

(79,1 Гкал/ч), температурный график сети в расчетном режиме

t _nc/ t_oc = t₁/t₂ = 150/70 ^oC;

в) нагрузка горячего водоснабжения Q_гвс = 20 МВт, схема открытая.

7. Тип котлов - барабанный. Коэффициент продувки a^/_пр = =0,02.

8. Паровые собственные нужды котельного цеха

a^c^н_кот = 1,25 % от D _н^бр ( возврат конденсата отсутствует).

9. Паровые собственные нужды машинного зала

a^c^н_мз = 1,2 % от расхода пара на турбину. Принято, что конденсат возвращается в деаэратор при t _сн = 100 ^оС.

10. Внутристанционные потери конденсата условно отнесены к невозврату конденсата с производства.

11. Расход пара из уплотнений турбины a_у =0,005 от расхода на турбину D.

12. Температура питательной воды t _пв = 232°С.

13. Схема приготовления добавочной воды - химводоочистка.

14. Район расположения ТЭЦ - г. Петрозаводск.

15. Топливо: печорский уголь «Ж» .

16. Потери давления в паропроводах от турбины до регенеративных и сетевых подогревателей -10 %.

17. Недогрев воды в регенеративных подогревателях 5°С, а в сетевых -9°С.

Характеристика турбины ПТ-60/75-130/13 [13].

Отборы пара на регенеративные подогреватели и деаэратор:

1-й отбор нерегулируемый (ПВД №1), Р = 4,41 МПа (45 ата),

t = 430°С;

2-й отбор нерегулируемый (ПВД № 2), Р = 2,54 МПа (26 ата),

t = 365°С;

3-й отбор регулируемый (ПВД № 3 и деаэратор соответственно), Р = 1,27 МПа (13 ата), t = 280°C; Р = 1,27/0,59 МПа (13/6 ата);

4-й отбор нерегулируемый (ПНД № 4), Р = 0,549 МПа (5,7 ата);

5-й отбор нерегулируемый (ПНД № 5),Р = 0,334 МПа (3,4 ата);

6-й отбор регулируемый (ПНД № 6),Р = 0,118 МПа (1,2 ата);

7-й отбор нерегулируемый (ПНД № 7),Р- 0,0059 МПа

(0,006 МПа) отключен.

Номинальные параметры пара в регулируемых отборах:

- производственный отбор Р_п = 1,27 МПа (13 ата),

t_п = 280°С, массовки расход пара D_п = 140 т/ч;

- теплофикационный отбор Р_т = 0,118 МПа (1,2 ата),

t_т= I04°C, массовый расход пара D _т = 100 т/ч.

Параметры пара в конденсаторе: Р_к= 2,94 кПа (0,03 ата),

t_н= 23,8°С.

В рассматриваемом режиме работы турбины для увеличения коэффициента теплофикации принято давление пара в теплофикационном отборе (Р_т), отличное от номинального и равное 0,206 МПа.

9.1.1. Построение процесса расширения пара

в турбине ПТ-60-130/13

По начальным и известным из характеристики турбины параметрам пара в нерегулируемых отборах ЧВД и в производственном отборе находим энтальпии пара:

- перед турбиной h _o = 3510 кДж/кг;

- в первом нерегулируемом отборе (ПВД № 1)

h ₁ = 3275 кДж/кг;

- во втором нерегулируемом отборе (ПВД № 2)

h ₂ = 3156 кДж/кг;

С учетом падения давления в паровпускных органах турбины

4 % от p_о (см. исходные данные) строим процесс расширения пара в ЧВД турбины;

- в производственном отборе (ПВД № 3 и деаэратор)

h₃ = h_п = h_o – (h_o - h_па)× h_oi = 3510 – (3510 - 2878) ×0,82 =

= 2996 кДж/кг

Отложив в h-S- диаграмме потери давления в перепускных клапанах между ЧВД и ЧСД, равные 10% от Р_п,определим располагаемый теплоперепад в ЧСД турбины. В нашем случае этот перепад

H^//_o= h _п- h_от = 2996 - 2648 = 348 кДж/кг,

тогда использованное теплопадение в ЧСД

Н^//_i = H^//_o ×h^//_oi = 348 × 0,85 = 296 кДж/кг,

а энтальпия пара в теплофикационном отборе

h _т = h _п - Н^//_i = 2996 - 296 = 2700 кДж/кг .

Из построения действительного процесса расширения пара в ЧСД турбины определяются энтальпии пара в нерегулируемых отборах ЧСД:

h ₄ - в 4-м нерегулируемом отборе (ПНД № 4) при Р = 0,549 МПа,

h ₄ = 2856 кДж/кг;

h₅ - в 5-м нерегулируемом отборе (ПНД № 5) при Р = 0,334 МПа,

h ₅ = 2776 кДж/кг.

Отложив потери давления в поворотной диафрагме между ЧСД и ЧНД, которые равны 15 % от Р_т, определяем располагаемый теплоперепад в ЧНД:

H^///_o= h _т- h *_ок = 2700 - 2122 = 578 кДж/кг.

Тогда использованное теплопадение в ЧНД

Н^///_i = H^///_o ×h^///_oi = 578 × 0,7 = 405 кДж/кг, а энтальпия отработавшего пара (поступающего в конденсатор)

h _т = h _т - Н^///_i = 2700 - 405 = 2295 кДж/кг .

Использованный теплоперепад в турбине

H_i = h _o- h _к = 3510 - 2295 = 1215 кДж/кг,

а располагаемый

H_o= h _o- h _oк = 3510 - 1976 = 1534 кДж/кг,

тогда внутренний относительный КПД турбины

h _oi = = 0,792.

При построении процесса расширения необходимо использовать h _oi отсеков, указанных в исходных данных. Если в исходных данных указано значение h^/ _oi , то построение процесса в ЧВД турбины нужно производить не по характеристике турбины, а используя заданный КПД части высокого давления.

Процесс расширения пара в турбине показан на рис. 9.1.

Рис.9.1. Процесс расширения пара в турбине в h-S- диаграмме

9.1.2. Принципиальная тепловая схема (ПТС)

На основе заводской схемы регенеративного подогрева питательной воды турбины ПТ- 60/75-130/13, а также заданных схем отпуска теплоты внешним потребителям составляется принципиальная тепловая схема ТЭЦ (рис. 9.2).

На рис. 9.2 приведены следующие обозначения:

1- котлоагрегат; 2 - турбина; 3 - электрогенератор; 4,5,6 - подогреватели высокого давления (ПВД № 1, ПВД № 2, ПВД № 3); 7 - деаэратор повышенного давления; 8,9,10,11 - подогреватели низкого давления (ПНД № 4, ПНД № 5, ПНД № 6, ПНД № 7); 12 - эжекторный подогреватель; 13 - конденсатор турбины; 14,15 - расширители I и II ступеней непрерывной продувки; 16 - теплообменник-охладитель непрерывной продувки; 17-теплообменник-охладитель уплотнений (сальниковый); 18- охладительная установка; 19 - атмосферный деаэратор подпиточной воды; 20 и 21- водо-водяной и пароводяной теплообменники подпитки теплосети; 22- основной подогреватель сетевой воды; 23 - пиковый водогрейный котел; 24- конденсатный насос; 25 - питательный насос; 26 - сетевой насос; 27- подпиточный насос теплосети; 28, 29 - добавочные конденсатные насосы; 30 - конденсатоотводчик.

Пользуясь диаграммой процесса расширения пара в турбине, а также данными свойств воды и водяного пара, составляем сводную таблицу параметров рабочего тела в основных точках схемы (табл.9.1).

9.1.3. Расчет тепловой схемы Т Э Ц

9.1.3.1. Расчет охладительной установки ОУ - 1,27 МПа

В этой ОУ снижается температура пара, поступающего на технологические нужды из производственного отбора турбины. Схема ОУ показана на рис.9.3. При определении энтальпии пара за ОУ принято считать, что пар сохраняет перегрев на выходе из ОУ 10...15 ^оС.

Расход воды на 1 кг первичного пара в ОУ

= 0,0911.

Расход первичного пара на ОУ

= 25,67 кг/c = 92,4 т/ч.

Расход охлаждающей воды

W_оу = Z × D^/_n = 0,0911× 25,67 = 2,34 кг/с = 8,42 т/ч.

Возврат неиспарившейся воды из ОУ

(1 - j)× W_оу = 0,1 ×2,34 = 0,234 кг/с = 0,84 т/ч.

Рис. 9.3. Схема охладительной установки 1,27 МПа и изображение

процесса охлаждения в h - S - диаграмме

В расчетном режиме давление в теплофикационном отборе турбины составляет 0,206 МПа. Этим паром в сетевом подогревателе можно нагреть воду до 109 ^оС (таблица параметров рабочего тела).

9.1.3.2. Расчет сетевой подогревательной установки

(рис.9.4)

Рис. 9.4. Сетевая подогревательная установка:1 -основной сетевой подогреватель; 2 - пиковый водогрейный котел; 3 - сетевой насос

В расчетном режиме давление в теплофикационном отборе турбины составляет 0,206 МПа. Этим паром в сетевом подогревателе можно нагреть воду до 109 ^оC (см. табл. 9.1).

Тогда тепловая нагрузка основного подогревателя

= 44,85.

Остальная часть отопительной нагрузки в количестве Q _ПВК покрывается пиковым водогрейным котлом:

Q _ПВК = Q^P_ОТ - Q _ОП = 92 - 44,85 = 47,15 МВт .

Расход пара 0,206 МПа из теплофикационного отбора турбины на основной подогреватель

= 20,75 кг/с = 74,7 т/ч.

9.1.3.3. Расчет узла подпитки теплосети

Для заданной открытой схемы ГВС принимаем к установке узел подпитки теплосети с атмосферным деаэратором (рис.9.5).

Рис. 9.5. Узел подпитки теплосети: 1- деаэратор атмосферный;

2 (водо-водяной) и 3 (пароводяной) - теплообменники подпитки

теплосети

Количество подпиточной воды теплосети

= 73,43 кг/ с = 264,4 т/ч.

Из уравнений теплового и материального баланса деаэратора найдем расход пара на этот деаэратор:

=1,49кг/c=

=5,35 т/ч.

Расход воды, поступающей на узел подпитки,

D^/_гвс = D_гвс - Dⁿ_д = 73,43- 1,49 = 71,94 кг/с = 259 т/ч.

Из уравнений теплового баланса водо-водяного теплообменника находим температуру t ₂:

D^/_гвс × (t₂ -t₁) × c _p = D_гвс × (t_д - t _г)× с _р ;

= 39^oC.

Определим расход пара на пароводяной теплообменник:

D ⁿ_п × (h_т - h ^/_т) = D^/_гвс× (t _з - t ₂) × с_р ;

= 7,81 кг/c =

= 28,1 т/ч.

9.1.3.4. Ориентировочный расход пара на турбину

Расход находим по уравнению

Расход пара в производственный отбор в нашем случае

D^/_п = 25,67 кг/c = 92,4 т/ч (см. расчет ОУ), а расход пара в теплофикационный отбор

D_т = D _оп + Dⁿ_д + D_пⁿ = 20,75 +1,49+ 7,81 = 30,05 кг/с =

= 108,2 т/ч.

Коэффициент К_р по данным [3] равен 1,15, но с учетом значительного невозврата конденсата принимаем К _р = 1,2.

Коэффициенты недовыработки мощности паром производственного и теплофикационного отборов

= 0,577;

= 0,333.

Ориентировочный расход пара на турбину

= 90,04 кг/с = 324 т/ч.

9.1.3.5. Ориентировочная паропроизводительность

котельной и расход питательной воды

Расход пара котельной нетто

D ^нт_н= D + D^сн_мз = D (1 + a^сн_мз)= 90,04 (1+ 0,0112) = 91,12 кг/с =

= 328 т/ч.

Паропроизводительность котельной брутто

= 92, 3 кг/с = 332 т/ч.

Расход питательной воды с учетом непрерывной продувки котлоагрегатов

D _пв= D^бр_к (1 + a^/_пр) = 92,3 (1+ 0,002) = 94,15 кг/с = 338,9 т/ч

или

= = 1,045.

9.1.3.6.Расчет системы использования теплоты

непрерывной продувки котлов

Система использования теплоты непрерывной продувки котлов представлена на рис. 9.6.

Расход пара непрерывной продувки

D_пр = a ^/_пр × D^бр_к = 0,02× 92,3 = 1,84 кг/с = 6,64 т/ч.

Из уравнения теплового баланса расширителя I ступени

(Р = 0,59 МПа) определится количество выходящего из расширителя пара в долях от расхода воды:

= 0,428 ,

где h^/_кв - энтальпия воды на линии насыщения при давлении в барабане котла 13,7 МПа (140 ата);

h ^//_I , h^/_I - энтальпии сухого насыщенного пара и воды соответственно на линии насыщения при давлении в расширителе I ступени 0,59 МПа.

Расход пара из первого расширителя в деаэратор 0,59 МПа

D_IP = Х_I × D_пр = 0,428 × 1,84 = 0,788 кг/с = 2,84 т/ч.

Для расширителя второй ступени

= 0,078 ,

где h ^//_II , h^/_II - энтальпии сухого насыщенного пара и воды соответственно на линии насыщения при давлении в расширителе II ступени (этот расширитель по пару соединен с ПНД № 6).

Расход пара из расширителя II ступени в ПНД № 6

D_IIP = Х_II (1 - Х_I) × D_пр = 0,078 × (1 - 0,428)× 1,84 0,082 кг/с =

= 0,295 т/ч.

Количество продувочной воды, подаваемой в теплообменник непрерывной продувки, а затем после охлаждения до 50^оС сбрасываемой в техническую канализацию,

D_др = (1 - Х_I )×(1 - Х_II)×D_пр= (1 - 0,428)×(1-0,078)×1,84 = 0,97кг/с= =3,49 т/ч.

9.1.3.7. Расчет теплообменника непрерывной продувки

и сальникового подогревателя

Предварительно определим расход добавочной воды, необходимой для восполнения потерь пара и конденсата в тепловой схеме ТЭС и у внешних теплоносителей (потери на утечку в тепловой схеме отнесены к невозврату конденсата с производства):

D_дв = D_потерь = x D_п + (1 - Х_I)× (1 - Х_II)× D_пр+ D^п_д+ a ^c^н_кот × D^бр_к =

= 0,3 × 27,78 + 0,97 + 1,49 + 0,0125 × 92,3 = 11,95 кг/с = 43 т/ч.

Из уравнения теплового баланса теплообменника непрерывной продувки (ТНП) определим температуру добавочной воды на выходе из подогревателя (рис.9.6), принимая, что в зимнее время сырая вода поступает при t _1дв = 5 ^оС , а t _дв = 50 ^оС (по санитарным нормам).

Рис. 9.6. Система использования теплоты непрерывной продувки котлов: 1 - котел; 2- ПВД № 1; 3 - ПВД № 2; 4 - ПВД № 3; 5 - деаэратор; 6 - питательный насос; 7 - сальниковый подогреватель; 8 - теплообменник непрерывной продувки (ТНП); 9 - расширитель I ступени; 10 - расширитель II ступени

Уравнение теплового баланса ТНП

(1 - Х_I )×(1 - Х_II)×D_пр × ( h ^/_II - t _др × с_р ) = D_дв ( t _II_дв - t _I_дв) × с_р ;

+ = =10,5 ^оС.

Уравнение теплового баланса сальникового подогревателя

a _у D× (h _у - h ^/_у) h = D_дв (t _дв - t _II _дв ) × с _р .

Температура добавочной воды за подогревателем

+ =

= =33^оС.

Энтальпия добавочной воды, идущей в деаэратор 0,59 МПа,

h_дв= 138,3 кДж/кг.

Энтальпия пара, поступающего из лабиринтовых уплотнений, принята по состоянию в камере производственного отбора турбины.

Давление в подогревателе около 0,1 МПа, поэтому энтальпия конденсата h ^/_у = 419 кДж/кг. Расход пара из уплотнений турбины задан и равен 0,5 % от D, т.е. a _у = 0,005.

9.1.3.8. Расчет регенеративной системы методом

последовательного приближения

Этот метод выполняется последовательно для ПВД, деаэратора и ПНД на основе решения уравнений теплового баланса, в которые подставляется ориентировочное значение расхода пара на турбину D.

Из уравнения теплового баланса ПВД № 1 (рис. 9.7) определим расход пара на подогреватель:

= = 3,29 кг/с = 11,84 т/ч.

Из уравнения теплового баланса ПВД № 2

= =5,89кг/с=21,2 т/ч.

Из уравнения теплового баланса ПВД № 3

= =

=2,31 кг/с = 8,33 т/ч.

Рис. 9.7. Схема подогревателя высокого давления: 1 - котел; 2 - ПВД № 1; 3 - ПВД № 2; 4 - ПВД № 3; 5 - деаэратор повышенного давления; 6 - питательный насос

9.1.3.9. Расчет деаэратора

Из расчета деаэратора 0,59 МПа определим расход пара на деаэратор D_д и расход главного конденсата турбины D^/_к .

Схема деаэратора показана на рис. 9.8.

Уравнение материального баланса деаэратора

D_пв + w_оу = D₁ + D₂ + D₃+D_дв + Х_I D_пр + a_у D + (1 - j) w_оу +a^c^н_мз D +

+ x ×D_п + D^/_к - a_э D + D_д ;

1,045× 90,04 + 2,34 = 3,29 + 5,89 + 2,31 + 11,95 + 0,788 + 0,005 x х 90,04 + + 0,233 + 0,012× 90,04 + 0,7× 27,78 + D^/_к-0,002×90,04 + D_д .

Рис. 9.8. Деаэратор 0,59 МПа

После приведения подобных получим

51,18 = D^/_к + D_д . (9.1)

Тепловой баланс деаэратора

(D₁+ D₂+D₃) × h _дв + Х _I D_пр× h^//_0,59 + a_уD h^/_у +

+ (1 -j )× w_оу h^/_оу + a^c^н_мзD h^/_сн + x D_п × h_вк + D^/_к ×h _чк - a_эD h^//_д + +D_д × h_д . = (3,29 + 5,89 + 2,31)× 788 + +11,95 × 138,3 + 0,788 × 2756 + 0,005 × 90,04 × 4,19 + 0,233 × 810 + +0,012 × 90,04 × 419 + 19,44 × 85 × 4,19 + D^/_к × 613,4 - 0,002 × 90,04 х х2756 + D _д × 2996 ;

45543 = D ^/_к × 613,4 + D _д × 2996 ;

окончательно получим

15,2 = 0,205 D ^/_к + D _д . (9.2)

Из совместного решения предыдущих уравнений

D _д = 5,92 кг/с , D^/_к = 45,26 кг/с.

9.1.3.10. Расчет подогревателей низкого давления

Схема подогревателей низкого давления представлена на рис.9.9.

Рис. 9.9. Схема подогревателей низкого давления: 1 - деаэратор; 2 - ПНД № 4; 3 - ПНД № 5; 4 - ПНД № 6; 5 - ПНД № 7; 6,7 - дополнительные конденсаторные насосы; 8 - охладитель пара лабиринтовых уплотнений; 9 - конденсатный насос; 10 - конденсатор турбины

Подогреватель низкого давления № 7 встроен в конденсатор и в большинстве режимов выключен из работы. Слив конденсата греющего пара подогревателей выполнен каскадно до ПНД № 6. Из ПНД № 6 конденсат откачивается сливными насосами в линию основного конденсата между ПНД № 6 и ПНД № 5. Сюда же поступает конденсат из основного подогревателя и подогревателя узла подпитки теплосети.

Охладитель пара, отсасываемого из промежуточных уплотнений турбины, установлен не на потоке основного конденсата, как в основной схеме, а на потоке добавочной воды котлов.

Из уравнений теплового баланса ПНД № 4

= =1,52кг/с=5,47 т/ч.

Уравнение теплового баланса ПНД № 5

[ D₅(h₅ - h^/₅) + D₄ × (h^/₄ - h^/₅)] × h = D^/_к (h_5к - h _см) .

Подставим в уравнение известные величины

[D₅(2776 - 562,5)+1,52× (638,6 -562,5)]× 0,98 = 45,26(540,5 - h _см).

2169 D₅ + 113,36b= 24463 - 45,26 h _см ;

D ₅ = 11,226 - 0,02087 h _см. (9.3)

Предварительно оценим энтальпию основного конденсата за точкой смешения, имея в виду, что h ^/_т > h _см >> h _6к .

Примем h _см = 488 кДж/кг, тогда

D ₅ = 11,226 - 0,02087 × 488 = 1,04 кг/с = 3,75 т/ч.

Уравнение теплового баланса ПНД № 6

[ D₆× (h₆ - h^/₆) + Х₂ (1 - Х₁)× D _пр h_II ^// + (D₄ + D₅)×(h^/₅ - h^/₆)]×h =

= D_к (h_5к - h _7к) ,

где D _к - массовый расход основного конденсата из конденсатора.;

[ D₂× (2700 - 494,3) + 0,082×2703+ (1,52 +1,04 ) х

х(562,5 - 494,3)]×h =D_к (472,6 - h _7к) . (9.4)

Уравнение теплового баланса эжекторных подогревателей

a _э D (h ^//_д - h ^/_э1) × h = D_к × (h _7к - h ^/_к) . (9.5)

На основе предварительных расчетов давление в I ступени эжектора составляет 0,0096 МПа. Следовательно, энтальпия конденсата на выходе из этой ступени h ^/_э1 = 188,5 кДж/кг.

Подставим в уравнение (9.5) значение ориентировочного расхода пара на турбину D = 90,04 кг/с, тогда

0,002 × 90,04 (2756 - 188, 5) × 0,98 = D_к × ( h _7к - 99,7) , откуда

h _7к = 99,7 + 453, 1/ D _к . (9.6)

После подстановки значения h _7к в (9.4) и преобразований получим

D₆ = 0,172 D_к - 0,389 . (9.7)

Из уравнения материального баланса точки смешения

D_к = D^/_к - (D₄ + D₅ + D₆ ) - Х₂ (1 - Х₁) ×D_пр - (D _оп + D ^п_n) ;

D_к = 45,26 - 1,52 - 1,04 - 0,172 ×D_к + 0,389 - 0,082 - 20,75 - -- 7,81, откуда D _к = 12,31 кг/с = 44,3 т/ч.

Тогда из (9.7), подставляя величину D _к, получим

D₂ = 0,172 × 12,31 - 0,389 = 1,73 кг/с = 8, 22 т/ч.

Проверим значение энтальпии главного конденсата за точкой смешения из уравнения теплового баланса

+ = = = 488 кДж/кг.

В том случае, если полученное значение h _см будет отличаться от ранее принятого более чем на 1%, необходимо уточнить значение D₃ , используя конечную величину h _см ,и выполнить последующие расчеты до необходимого совпадения величин h _см .

Проверка материального баланса турбоустановки:

D = D₁ + D₂+ D₃ + D_д + D^/_п + D₄ + D₅ + D₆ + D_т + D_у + D^п_к ,

где D^п_к = D_к - a_э D -расход пара в конденсатор турбины.

D = 3,29 + 5,89 + 2,31 + 5,92 + 25,67 + 1,52 + 1,04 + 1,73 + +30,05 + 0,45 + 12,31 - 0,18 = 90,0 кг/с = 324 т/ч.

Расхождение с ориентировочным расходом пара на турбину составляет 0,04 кг/с (0,44 %), т.е. имеем практически полное совпадение.

При расхождении более 1 % необходимо искать ошибку.

Мощность, развиваемая турбиной при этом расходе пара,

N^/_э = (å D_отб× h _i _отб + D^п_к H_i )× h_э × h _м ;

N^/_э = D₁ (h _o - h₁) + D₂ (h _o - h₂) + (D₃ + D_д +D^/_п) × (h _o - h₃) +

+a_уD (h _o - h₃) + D₄ (h _o - h₄) + D₅ (h _o - h₅) + (D₆ + D_т) × (h _o - h_т) + +D ^п_к (h _o - h_к)× h_эм = (3,29 × 234 + 5,89 × 354 + 33,9 × 514 +

+0,45× 514 + 1,52 × 654 + 1,04 × 734 + 31,78 × 810 + 12,13 × 1215 ) х х 0,987 × 0,98 = 60690 кВт.

Небаланс полученной и заданной мощностей

D N_э = N^/_э - N_э= 60690 - 59000 = 1690 кВт,

что составляет 2,86 %.

Этот небаланс определяется неточным значением принятого коэффициента регенерации К_р при определении ориентировочного расхода на турбину.

Чтобы обеспечить заданную мощность N_э = 59 МВт, необходимо уменьшить полученный расход пара на турбину на величину

= 1,73 кг/с =

= 6,23 т/ч.

Тогда уточненное значение расхода пара на турбину

D^/ = D - DD = 90,0 - 1,73 = 88,27 кг/с = 317,8 т/ч

и коэффициента регенерации

= = 1,176.

Уточненное значение К_р можно также определить из этого выражения, подставив в него величины D = 90 кг/с

и N^/_э= 60690 кВт.

Если отклонение полученной мощности N^/_эот заданной при ручном счете составляет более 3 %, необходимо произвести пересчет тепловой схемы, используя в качестве ориентировочного полученный расход D^/.

9.1.4.Расчет регенеративной системы (аналитический метод).

Метод составления и решения балансовых уравнений

Этот расчет производится последовательно для ПВД, деаэратора 0,59 МПа и ПНД на основе решения уравнений тепловых балансов, в которых искомые расходы выражаются аналитически через D.

9.1.4.1.Расчет подогревателей высокого давления

Уравнение теплового баланса ПВД № 1

D_р (h₁ - h^/₁) h = D_пв (h_пв - h_{1 пв}).

Ранее было получено

Из уравнений теплового баланса ПВД с учетом значения D_пр следует

= = 0,0365.

Из уравнений теплового баланса ПВД № 2

= 0,0654.

Из уравнений теплового баланса ПВД № 3

= 0,0257.

9.1.4.2. Расчет деаэратора 0,59 МПа

При расчете деаэратора (рис.9.10) учтено, что рабочий пар на основной эжектор поступает из уравнительной паровой линии деаэратора в количестве a_эD.

Уравнение материального баланса

D_пв + w_оу = (a₁+a₂+a₃)×D + Dдв + Х₁ D_пр + a_у D + (1 - j) w_оу +

+ a^c^н_мз D + x ×D_п + D^/_к - a_э D + a_д D .

Подставим в это выражение известные величины

1,045×D + 2,34 = ( 0,0365 + 0,654 + 0,0257)×D +11,95 +0,788 + +0,005D + 0,233 =0,012 D + 0,7×27,78 + D^/_к + a_д D;

1,045×D + 2,34 = 0,1426D + 32,407 + D^/_к + a_д D;

0,9024D = 30,067 + D^/_к + a_д D. (9.8)

Рис.9.10. Схема деаэратора Р= 0,59 МПа

Уравнение теплового баланса

= (a₁+a₂+a₃) D× h^/₃ + Dдв× h _дв +

+Х₁ D_пр × h^//_0,59+ + a_у D× h^/_у + (1 - j) w_оу× h^/_оу + a^c^н_мз D× h^/_сн + +x ×D_п× h_вк + D^/_к × h _4к - a_э D× h ^//_д + a_д D× h_д ;

= 0,1275 D× 788 + 11,95× 138,3 +

+0,788 × 2756 + 0,005 D× 419 + 0,233 × 810 + 0,012 D× 419 +

+ 12,44 ×85 × 4,19 + D^/_к × 613,4 - 0,002 D× 2756 + a_д D× 2996 ;

711,8 D + 1,594 ×10³ = 100,55 D + 1,65 ×10³+ 2,17 ×10³ +

+2,10 D + 0,189×10³ + 5,05 D + 6,905×10³ + 613,4 D^/_к - 5,51 D +

+ a_д D× 2996.

После приведения подобных членов получим

2996 a_д D + 613,4 D^/_к + 9,34 ×10³ - 609,63 D = 0,

окончательно имеем

a_д D + 0,205 D^/_к + 3,12 - 0,2035 D = 0 . (9.9)

Подставив из (9.8) значение D^/_к в уравнение (9.9), после преобразования получим

0,795 a_д D = 3,044 + 0,0185 D,

откуда D = 3,824 + 0,0232 D. (9.10)

После подстановки (9.10) в (9.8) определится расход главного конденсата, поступающего в деаэратор из ПНД № 4:

D^/_к = 0,879 D - 33,89. (9.11)

9.1.4.3. Расчет подогревателя низкого давления

Уравнение теплового баланса ПНД № 4

a₄× D (h ₄ -h^/₄) × h = D^/_к × ( h _4к -h _3к).

Подставим значения энтальпии пара и конденсата, а также величину D ^/_киз (9.11), тогда

a₄× D (2856 - 638,6) × 0,98 - (0,879D - 33,89)× (613,4 - 540,5) ;

2173 a₄D = 64,08 D - 2471;

a₄D = 0,0295 D - 1,137 . (9.12)

Уравнение теплового баланса ПНД № 5

[a₅ D× (h ₅ -h^/₅) + a₄ D× (h^/ ₄ -h^/₅ ]× h = D^/_к × ( h _5к -h _см).

Подставим значения энтальпии пара и конденсата, а также величины a₄ D из (9.12) и D ^/_к из (9.11):

[a₃D× (2776 - 562,5) + (0,0296 D - 1,137)×(638,6 - 868,6) 0,98] =

= (0,879 Д - 33,89) (540,5 - h _см) .

Из предварительных расчетов оценим значения энтальпии основного конденсата за точкой смешения, имея в виду, что

h^/_т > h_см >> h_2к .

Примем h _c_м = 488 кДж/кг , тогда

2169 a₃D + 2,2 D - 84,8 = 46,15 D – 1779;

a₃D = 0,0226 D - 0,781. (9.13)

Уравнение теплового баланса ПНД № 2

[a₆ D× (h ₆ -h^/₆) + Х₂ (1-Х₁) D_пр h^//_II + (a₄ + a₅) D (h^/ ₅ -h^/₆ ]× h =

= D_к × ( h _6к -h _7к).

Подставим известные величины и значение h _1к из (9.6)ж

[a₆ D (2700 - 404,3) + 0,082×2703 + (0,0295D - 1,137 + +0,02026 D - 0,78I × (562,5 - 494,3) -494,3)]= D_к (472,6 - 99,7- - 453,1) D_к ;

2168 a₆D+ 217 + 3,326D - 128 = 373 D_к - 453,1;

a₆D = 0,172 D_к - 0,25 - 0,00154 D. (9.14)

Из уравнения материального баланса точки смешения

D _к = D^/_к - (a ₄ + a ₅ + a ₆ ) D - Х ₂ (1 - Х₁) D_пр - (D_оп - D ⁿ_п) .

Подставим известные значения величин:

D _к = 0,879D -33,89 - (0,0295 D - 1,137) -(0,02026D -0,781) -

- (0,172 D_к- 0,25 - 0,00154D) - 0,082 - 20,75 - 7,81;

D _к = 0,831 D - 0,172 D_к - 60,364 и окончательно

D_к = 0,709 D - 51,505 . (9.15)

Тогда из (9.14)

a₆D=0,172×(0,709D-51,505)-0,25-0,00154D=0,1205D-9,11. (9.16)

Расход пара на турбину определим из уравнения мощности

Коэффициенты недовыработки мощности

= 0,8074 ; = 0,7085 ;

= 0,5770 ; = 0,4620 ;

= 0,3960 ; у₆= у_т = 0,3333.

= 0,0365 D× 0,8074 + 0,0654 D × 0,7086 +

+ 0,0257 D × 0,0577 + 3,824 × 0,577 + 0,0232 D× 0,577 + 25,67 х 0,577 + 0,005 D × 0,0577 + 0,0295 D × 0,462 - 1,137 × 0,462 + 0,02026 × 0,396 - 0,781 × 0,396 + 0,1205 D × 0,3333 - 9,11 × 0,3333+ + 30,05 × 0,3333 = 50,2 + 0,0295 D + 0,0463 D + 0,01480 D +

+ 2,206 + 0,0134 D + 14,81 + 0,0029 D + 0,0136 D - 0,525 +

+0,0080 D - 0,309 + 0,0402 D - 3,036 + 10,016 = 0,169 D + 73,36;

и окончательно 0,831 D = 73,36. Тогда D = 88,28 кг/с = 317,8 т/ч.

Уточним значение коэффициента регенерации :

= = 1,176.

Определим расходы пара на элементы системы, ранее выраженные в долях от расхода пара на турбину:

D ₁ = a₁ D = 0,0365 × 88,28 = 3,222 кг/с;

D ₂ = 0,0654 × 88,28 = 5, 774 кг/с;

D ₃ = 0,0257 × 88,28 = 2,27 кг/с;

D _д = 0,0232 × 88,28 + 3,824 = 5, 87 кг/с;

D _у = 0,005 × 88,28 = 0,44 кг/с;

D ₄ = 0,0295 × 88,28 - 1,137 = 1,47 кг/с;

D ₅ = 0,02026 × 88,28 - 0,781 = 1,01 кг/с;

D ₆ = 0,1205 × 88,28 - 9,11 = 1,53 кг/с;

D _к = 0,769 × 88,28 - 51,505 = 11,09 кг/с.

Расход пара в конденсатор

D^п_к = D_к - a _эD = 11,09 - 0,002 × 88,28 = 10,91 кг/с.

При выполнении расчета схемы аналитическим методом необходимо проверить правильность принятого значения энтальпии главного конденсата за точкой смешения h _см между ПНД № 6 и 5 по уравнению теплового баланса. В нашем случае эта проверка не производилась, так как она была выполнена при расчете схемы методом последовательного приближения .

Материальный баланс турбоустановки

D = D ₁ + D ₂ + D ₃ + D _д + D ^/_п + D _у + D ₄ + D ₅ + D ₆ + D _т + D^п _к = =3,222 + 5,774 + 2,27 + 5,87 + 25,67 + 0,44 + 1,47 + 1,01 + 1,53 +

+ 30,05 + 10,91 = 88,22 кг/с = 317,6 т/ч.

Сопоставление расходов пара на турбину, полученных при расчетах регенеративной схемы аналитическим методом и методом последовательного приближения, показывает их практически полное совпадение.

9.1.5. Выбор котлоагрегатов

Производительность котельной нетто по острому пару

D ^нт_к = D + D _мз = D (1 + a^сн_мз) =

= 88,27 (1 + 0,012) = 88,33 кг/с = 321, 6 т/ч ;

где величина D взята из расчета схемы методом последовательного приближения.

Производительность котельной брутто

= 89, 45 кг/с = 322 т/ч.

Принимаем к установке два котла (1 резервный ) БКЗ – 320-140,

D = 320 т/ч , Р_о = 13,7 МПа , t _o = 560 ^oC.

Для покрытия пиковой отопительной нагрузки принимаем к установке котел типа КВ-ГМ-50, с номинальной производительностью 210 ГДж/ч (50 Гкал/ч), имеющий h ^бр_к = 0,91.

9.1.6. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ

при ее работе в максимально зимнем режиме

Расход теплоты на производственные потребители

Q_п = D _п (h _п - x ×h _вк) = 27,78 (2820 - 0,7 × 85 × 4,19) × 10 ^-3 =

= 71,42 МВт (61,4 Гкал/ч).

Суммарный расход теплоты, отпускаемый внешним потребителям,

Q _отп = Q _п + Q ^р_от + Q _гвс = 71,42 + 92 + 20 = 183,4 МВт = =157,7 Гкал/ч.

Расход теплоты, отпускаемой пиковым водогрейным котлом (из теплового расчета схемы), Q _пвк = 47,18 МВт (40,57 Гкал/ч).

Расход натурального топлива:

- на энергетические котлоагрегаты

= 37,03 т/ч;

- на пиковый водогрейный котел, работающий на мазуте,

= 4,66 т/ч,

где D_пв , D_пр - расходы питательной и продувочной воды соответственно, подсчитанные по уточненному расходу пара на турбину D = 88,27 кг/с;

Q^р_н = 24850 кДж/кг и Q^р_н = 40056 кДж/кг соответственно для печорского угля «ПЖ» и высокосернистого мазута марки 100.

Суммарный расход условного топлива на ТЭЦ

= 37,74 т/ч .

Расход условного топлива на выработку тепловой энергии

= = 26,79 т/ч,

где h ^нт_кэ и h ^нт_к - КПД нетто энергетических и водогрейных котлов соответственно, значения которых определены приближенно.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии

В _э = В _тэц - В_т = 37,74 - 26,79 = 10,95 т/ч.

КПД ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии

= 0,661.

КПД ТЭЦ брутто по выработке тепловой энергии

= 0,840.

9.1.7. Удельные расходы топлива

Удельные расходы топлива:

· на выработку электроэнергии:

а) натурального топлива

= 0,219 кг/кВт ×ч .

б) условного топлива

= 0,186 кг/кВт ×ч;

· на выработку тепловой энергии:

а) натурального топлива

= 47,91 кг/ГДж (200,6 кг/Гкал);

б) условного топлива

= 40,59 кг/ГДж (170 кг/Гкал).

Расчеты элементов схем и аппаратов систем

Теплоснабжения

9.2.1. Определение давления пара в теплофикационном

отборе турбины

По заданному температурному графику тепловой сети t₁/t₂= =150/70 ^оС и коэффициенту теплофикации a _ТЭЦ = 0,5 определить давление в теплофикационном отборе.

Сетевая подогревательная установка представлена на рис. 9.11.

Рис. 9.11. Сетевая подогревательная установка: 1 - основной сетевой подогреватель (ОП); 2 - пиковый водогрейный котел (ПВК); 3 - сетевой насос; 4 - турбогенератор; D_ОП - расход пара на ОП; Р_ОП - давление пара перед ОП; h _Т - энтальпия пара перед ОП; h ^‘_КТ - энтальпия конденсата на выходе из ОП; t _ПС = t ₁ и t _ОС = t ₂ - температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах соответственно, ^оС; Р_Т - давление пара в теплофикационном отборе турбины

Температура сетевой воды после сетевого подогревателя определяется по формуле

t ₀₁ = t _ВР+ D t^/_o × `Q^0,8_o + (d t^/_o – 0,5 q^.) × `Q_o =

= 18 + 64,5 × 0,5 ^0,8 + (80 - 0,5 × 25) × 0,5 = 88,8 ^oC.

где t _В.Р - расчетная температура воздуха отапливаемых помещений;

D t^/_o - температурный напор нагреваемого прибора,

D t^/_o = 0,5 (t ₀₃ + t ₀₂ ) - t _В.Р. = 0,5 (95 + 70) - 18 = 64,5 ^оС;

`Q^o - относительная величина тепловой нагрузки;

d t^/_o - перепад температур воды в тепловой сети,

d t^/_o = t _о1 - t _о2 = 150 - 70 = 80^оС;

q^/ - перепад температур воды в местной системе отопления,

q^/ = t _о3 - t _о2 = 95 - 70 = 25^оС.

Недогрев сетевой воды в ОП до температуры насыщения принимаем dt = 9,2 ^оС, тогда t _кт = t^/ _о1 + dt= 88,8 + 9,2 = 98 ^oC, что соответствует Р_оп = 0,099 МПа.

Необходимое давление в теплофикационном отборе

Р_т = 0,099 / 0,9 = 0,11 МПа.

9.2.2. Пересчет давления пара в нерегулируемом

отборе турбины

Пересчитать давление пара в 4-м и 5-м промежуточных отборах турбины ПТ-60/75 - 130/13 по известному давлению в теплофикационном отборе Р_т = 0,178 МПа, если Р₄₀ = 0,56 МПа,

Р₅₀ = 0,33 МПа, Р_то = 0,12 МПа.

Давление пара в нерегулируемых 4-м и 5-м отборах турбины пересчитываем по формуле Флюгеля, пренебрегая изменением расхода пара через отсек:

0,575 МПа.

9.2.3. Поверочный расчет основного сетевого подогревателя

Тепловая нагрузка основного подогревателя 49,44 МВт

(178 МДж/ч), давление греющего пара перед основным подогревателем Р_оп = 0,198 МПа, расход сетевой воды G_св = 135 кг/с (486 т/ч).

Расход пара на сетевой подогреватель

= 23,67 кг/с.

Зададимся коэффициентом теплопередачи в основном подогревателе К _оп = 2700 Вт/(м ²× К).

Среднелогарифмическая разность температур

= = 20,8 ^оС.

Поверхность нагрева

= 880 м ².

Принимаем к установке два подогревателя ПСВ – 500:

- поверхность нагрева 500 м²;

- диаметр трубок 19/17,5 мм;

- материал трубок - латунь;

- число ходов по воде - 2;

- «живое» сечение одного хода воды - 0,226 м²;

- длина трубок между перегородками - 1,23 м.

Средняя скорость воды

м/с.

Средняя температура подогреваемой воды

t ^в_ср= 0,5 (t^оп₂ + t^оп₁) = 0,5 (114 + 70) = 92 ^оС.

Коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки трубки к воде

=4850 Вт/(м ²×К).

Зададимся коэффициентом теплоотдачи от пара к стенке:

a₁ =7000 Вт/(м ²×К).

Средняя температура стенки труб со стороны пара

= 120 - = 108,7 ^оС.

Разность температур пара и стенки

Dt = t _п - t^c^р_ст = 120 - 108,7 = 11,3 ^оС.

Температура пленки конденсата

t _пл = 0,5 (t _п + t^c^р_ст ) = 0,5 (120 + 108,7) = 114,3 ^оС.

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке труб

a ₁ = 1,163 × (0,16 В + С / h× D t) =

=1,163× (0,16× 35500+ 12900/ (1,23×13,6) ) = 7502,0 Вт/(м ²×К).

Коэффициент теплопередачи от пара к воде считаем

при d _ст = 0,75 мм l _ст = 105 Вт/(м ²×К).

= 2857 Вт/(м ²×К).

Необходимая поверхность нагрева

= 467 м².

Принятый запас поверхности нагрева составляет 6,6 %.

9.2.4. Построение процесса расширения пара в h - S - диаграмме

и определение расхода пара на турбину Р-50-130/13

Построить процесс расширения пара в h-S - диаграмме турбины Р-50-130/13 и определить значения энтальпий в характерных точках, если внутренний относительный КПД h _oi = 0,82. Потери давления в органах паровспуска принять 5 %.

Определить расход пара на турбину (необходимые данные взять из табл. 9.2).

Таблица 9.2. Исходные данные для проведения расчета

Давление в отборах, МПа	Доли расхода пара на подогреватели
Р₁ = 3,63	a ₁= 0,0375
Р₂ = 2,156	a ₂= 0,0417
Рд = Р₃ = 1,27	a _д + a ₃= 0,0375

Принципиальная тепловая схема турбины представлена на рис. 9.12.

Рис. 9.12. Принципиальная тепловая схема Р-50-130/13: 1 - турбина;

2- электрогенератор; 3 - паровой котел; 4 - ПВД 1; 5 - ПВД 2; 6 - ПВД 3; 7 - питательный насос; 8 - деаэратор; 9 - промышленные потребители

Начальные параметры:

Р_о= 12, 75 МПа; t _o = 565 ^oC.

Р^/_o= 0,95 × Р_о = 0,95 × 12,75 = 12,11 МПа.

Энтальпия в точке выхлопа

h _п = h _о - (h _o - h _па) = 3510 - (3510 - 2878) × 0,82 = 2992 кДж/кг.

Расход пара на турбину, кг/ч, определяется по формуле

где d _э - удельный расход пара на выработку 1 кВт×ч электрической энергии,

= 7,24 кг/кВт;

N_э - электрическая мощность турбины, кВт.

Процесс расширения пара в турбине представлен на рис. 9.13.

h _м , h _г -КПД механический и генератора соответственно;

у₁ , у₂ - коэффициенты недовыработки мощности.

= 0,42 ,

= 0,19 .

Тогда у₁ × a₁ = 0,42 × 0,0375 = 0,0158;

у₂ × a₂ = 0,19 × 0,0417 = 0,0079;

å у_i × a_i = 0,0237.

Таким образом,

= 370788 кг/ч = 370,8 т/ч.

Рис. 9.13. Процесс расширения пара в турбине Р-50-130/13

9.2.5. Определение расхода топлива на котел

Определить расход топлива на котел, если расход пара

D_пп = 158 т/ч, теплота сгорания топлива Q^p_н = 22,02 МДж/кг, а тепловые потери q₂ = 4 %, q₃ = 0 %, q₄ = 1,5 %, q₅ = 0,8 %, q₆ = 0,4 %, величина продувки 1,5 %.

Расход топлива на котел определяется по формуле

где h _пв - энтальпия питательной воды, определяется по давлению пара в первом отборе Р₁ = 2,65 МПа , с учетом недогрева 3 ⁰С;

h _пв = 962 кДж/кг;

h _к - КПД котла брутто по обратному балансу,

h _к = 100 - q ₂- q ₃ - q ₄ - q ₅ - q ₆ = 100- 4- 0 -1,5- 0,8- 0,4 = 93,3 %;

D_пр - расход продувочной воды,

D_пр= 0,015 × D_o = 0,015 × 158056 = 2371 кг/ч;

h^/ - энтальпия кипящей воды в барабане парового котла,

h^/ = 2728 кДж/кг.

= = 19537 кг/ч.

9.2.6. Определение расчетной производительности

дымососа

Определить расчетную производительность дымососа, если расход топлива 19537 кг/ч; удельный теоретический объем воздухаV_o =5,77 нм³/кг; теоретический объем газов V_г = 6,17 нм³/кг; коэффициент избытка воздуха в уходящих газах перед дымососом a_ух = 1,37; температура уходящих газов Т_ух = 433 К; количество дымососов 2.

Расчетный расход топлива

= 19244 кг/ч.

Объем уходящих газов

V_д = В_р [V^o_г + (a_ух – 1) × V^o] × Т_г / 273 =

= 19244× 6,17+(1,37 - 1)× 5,77× 433/ 273 = 253486 нм ³/ ч.

Расчетную производительность дымососа определяем по формуле

нм ³/ч ,

где b₁ - коэффициент запаса производительности, b₁ = 1,1;

Z - число дымососов.

= 139417 нм ³/ч.

9.2.7. Определение поверхности нагрева конденсатора

турбины

Рассчитать поверхность нагрева, число и длину трубок конденсатора для турбины ПТ-25-90/10, если максимальный расход пара на конденсатор D_к = 85000 кг/ч, число ходов Z = 2, кратность циркуляции m = 60, диаметр трубок d = 24 х 1, температура охлаждающей воды t _в = 15 ^оС. Коэффициент теплопередачи при скорости воды в трубках w_в = 1, 9 м/с принять равным

К = 3700 Вт/ (м ²× К).

Тепловая нагрузка конденсатора определяется по формуле

Q = D_к × (h _к - с t _к )× 10 ^-6 = 85000× (2561,2 - 137,77) × 10 ^-6 = 206,0 ГДж/ч,

где h_к и сt _к - энтальпии пара и конденсата при давлении в конденсаторе Р_к = 0,005 МПа.

Расход циркуляционной воды

G _в = m × D_к = 60 × 85000 = 5100000 кг/ч.

Нагрев воды в конденсаторе

= 9,6 ^оС.

Определяем недогрев воды в конденсаторе:

d t = t ^н_к - t_2в = 32,9 - 24,6 = 8,3 ^оС ,

где t ^н_к - температура пара в конденсаторе, равная температуре насыщения ; t ^н_к = 32,9 ^оС.

t _2в -температура воды на выходе из конденсатора,

t _2в = t _1в + D t = 15 + 9,6 = 24,6 ^оС.

Средний температурный напор в конденсаторе

= 12,5 ^оС.

Зададимся средним коэффициентом теплопередачи К =

= 3700 Вт/(м²×К), тогда требуемая поверхность нагрева конденсатора

= 1262,5 м ² .

Определяем число трубок в конденсаторе:

= = 3025 шт.

Длина трубок

= 4,27 м.

9.2.8.Определение глубины коррозии труб тепловой сети

Рассчитать количество образующегося железного шлама и глубину коррозии стенок труб тепловой сети, питаемой недеаэрированной водой.

В тепловую сеть горячего водоразбора поступает вода

G_в= 500 т/ч.

Диаметр трубопровода - 300 мм, длина -6 км.

Поступающая вода содержит кислород g_O₂ = 9,3 мг/кг.

Продолжительность работы тепловой сети -5000 ч в год.

Опытом установлено, что содержание кислорода в воде в конце трубопровода снижается в 2 раза. Следовательно, 50 % растворенного кислорода затрачено на коррозию металла.

Количество кислорода, израсходованного на образование продуктов коррозии в эквиваленте Fe₃O₄,

М_О2 = 0,5 × 0,001 × g_O₂ × G_в = 0,5 × 0,001 × 9,3 × 500 = 2,325 кг/ч.

На образование Fe₃O₄ расходуется 2,62 массовых частей железа на одну массовую часть кислорода.

Соответственно, израсходовано железа в час

М_ч = 2,62 × 2,325 = 6,087 кг/ч.

За год израсходовано железа на коррозию

М_год = 5000 × 6,087 = 30437,5 кг, что даст железного шлама

= 42000 кг.

Объем израсходованного железа составляет

= 3,9 м³ ,

где 7800 - плотность железа, кг/м³ .

Следовательно, толщина стенок труб за год уменьшается:

= 0,687 мм ,

где числитель - объем израсходованного железа, знаменатель - внутренняя поверхность трубопровода.

9.2.9. Определение полных и удельных расходов топлива

и частных КПД ТЭЦ

Определить удельные и полные расходы топлива и частные КПД ТЭЦ по выработке тепловой и электрической энергии с двумя турбинами Т 105/120-130.

ТЭЦ отпускает на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение Q_отп = 540 МВт.

Коэффициент теплофикации для ТЭЦ a_тэц = 0,66.

Расчетные начальные параметры турбины : Р_о = 12,75 МПа; t_o=565 ^oC.

Электрическая мощность каждой турбины – 105 МВт, среднее давление в отопительном отборе турбины Р_т = 0,098 МПа.

Для решения задачи применим метод, основанный на использовании аналитических выражений для энергетических характеристик турбин (табл. 9.3).

Теплофикационная мощность турбины (на базе теплового потребления)

N_т = 0,545 (Q_т – 15,1)(10,2 Р_т)^-0,14 =

= 0,545 (178,2 – 15,1)(10,2× 0,098)^-0,14 = 88,89 МВт;

где Q_т = a_тэц × Q_отп = 0,66 × 270 = 178,2 МВт.

Расход теплоты на турбину

Q_тур = 107,1 Р_т + 2,33 N – 1,315 N_т + Q_отп =

= 107,1× 0,098 + 2,33 ×105 – 1,315× 88,89 + 178,2 = 316,46 МВт.

Расход топлива в котельной

= 23,92 кг/с = 86,16 т/ч,

где Q^р_н - теплота сгорания условного топлива,Q^р_н = 29,33 МДж/кг;

h_т..п - КПД теплового потока, учитывающий потери в главном паропроводе от котла до турбины, h_т..п = 0,98;

h_к.у - КПД котельной установки (при работе на газе),

h_к.у = 0,92.

Таблица 9.3. Энергетические характеристики турбин

(аналитические уравнения)

Тип турбины	Начальные параметры пара		Уравнения энергетических характеристик турбин
	r_о, МПа	t_o, ^oC	Мощность на базе тепло-	Расход теплоты
			вого потребления, МВт	на турбину, МВт

ПТ-60/75-130/13	12,75	565	Q_т+ + Q_пр - -	Q_тур=16,3+2,33N – -1,315N_т+ Q_отп
ПТ-80/100-130/13	12,75	555	+ Q_пр - -	Q_тур=16,3+1,98N – -0,975N_т+ Q_отп
ПТ-135/165- -130/15	12,75	565	+ Q_пр - -	Q_тур=20,95+1,995 N – -0,94 N_т+ Q_отп



Окончание табл. 9.3
Тип турбины	Начальные параметры пара		Уравнения энергетических характеристик турбин
	r_о, МПа	t_o, ^oC	Мощность на базе тепло- вого потребления, МВт	Расход теплоты на турбину, МВт
Т-105/120-130	12,75	565	N_т=0,545 (Q_т-15,) х x (10,2 r_т)^-0,14, при работе со встроен- ным пучком N_т=0,6 (Q ^/_т-34,9) х x (10,2 r_т)^-0,14; Q^/_т = Q_т + Q_n	Q_тур=107,1 r_т +2,33N- -1,33 N_т + Q_n
Т-175/210-130	12,75	555	N_т=0,6 (Q_т-24,4) х x (10,2 r_т)^-0^,14	Q_neh=198,9r_n 2,316N- -1,3 N_n + Q_n
Т-250/300-240	23,5	560/565	N_т=0,708 (Q _т-40,74) х х (10,2 r_т)^-0,07-N_т.п+0,618- -0,708 (10,2 r_т)^-0,07Q_с.н; N_т.п= 0,23 Q_тур-4,7	Q_тур=296r_т +1,98+ + 1,05 Q_т-0,65( Q_т- -26,48)(10,2r_т)^-0,07- -9,3+ Q_с.н 0,65 х х (10,2r_т)^-0,07+ 0,48

Р-50-130/13	12,75	565		Q_тур=1,164 + +1,01 N_т+ Q_пр
Р-100-130/15	12,75	565		Q_тур= 6,4 +1,01 N_т+ + Q_пр

Расход топлива на выработку и отпуск тепловой энергии

= 13,48 кг/с = 48,53 т/ч,

где h_тфу - КПД теплофикационной установки, учитывающий потери теплоты на выработку и отпуск; h_т..п = 0,98.

Расход топлива на выработку электрической энергии

В_э = В – В_т = 86,16 – 48,53 = 37,63 т /ч.

Определим:

- выработку электроэнергии за один час; t_р = 1 ч.

Э_выр = 2×N_н × t_р = 2×105 × 10³× 1 = 210000 кВт × ч;

- отпуск теплоты за один час; t_р = 1 ч = 3600 с.

Q^/_отп = Q_отп × t_р =2× 178,2 × 3600 = 1283,04 ГДж / ч.

Удельные расходы топлива:

- на выработку электроэнергии

= 0,179 кг/(кВт × ч);

- теплоты

= 37,816 кг/ГДж.

Частные КПД ТЭЦ:

- на выработку электроэнергии

= 0,685;

- выработку теплоты

= 0,902.

9.2.10. Определение расхода пара на турбину Т-100 -130

Определить расход пара на турбину Т-100-130 в следующем режиме:

N_э -электрическая мощность; N_э = 98 МВт;

Q_т - отпуск теплоты из отборов, Q_т = 151, 2 МВт (130 Гкал/ч);

t₁ - температура сетевой воды после подогревателей;

t₁ = 100 ^oC , что соответствует давлению в отборе 0,15 МПа с учетом недогрева воды в сетевом подогревателе t_н = 10 ^oC и потерь давления в паропроводе от турбины до сетевого подогревателя DР = 5 %.

Данную задачу можно решить с помощью диаграммы режимов работы турбины Т-100-130 (рис.9.14).

По диаграмме режимов находим т. А. Затем от этой нагрузки проводим прямую, параллельную оси ординат, до пересечения с кривой, соответствующей заданной температуре сетевой воды, (т. Б (t₁ = 100 ^oC)). Через т. Б проводим прямую, параллельную оси абцисс, до пересечения с т. В.

t₁ = 100 ^oC в I квадранте (т. В).

Далее от т. В проводим прямую ВГ, параллельную вспомогательным линиям, до пересечения с прямой, проходящей через заданную электрическую мощность (т. Г).

От т. Г проводим вправо линию, параллельную оси абцисс, до пересечения с осью, показывающей расход пара на турбину (т. Е).

Расход пара равен 425 т/ч.

9.2.11. Определение перерасхода натурального топлива

вследствие аварийного простоя турбины

Определить перерасход натурального топлива (уголь, Q^р_н = =18,3 МДж/кг) на ТЭЦ вследствие аварийного простоя в течение 35 ч турбины ПТ-60-130.

Отпуск пара от промышленного отбора Д= 60 т/ч, отпуск теплоты от теплофикационного отбора Q_от = 210 МВт (180 ГДж/ч).

При аварийном отключении турбины подавалось то же количество пара через РОУ, а недостающая электроэнергия бралась из энергосистемы.

Давление в отборах Р_пр = 1,3 МПа; Р_т = 0,16 МПа.

Коэффициент возврата конденсата j_вк = 1, температура t_вк = 80 ^оС;

Удельный расход теплоты на 1 кВт-ч вырабатываемой электроэнергии в энергосистеме q_кэс = 9000 кДж/ (кВт-ч); КПД конденсационного потока на ТЭЦ - h^эк_тэц = 0,33.

КПД котельной нетто равен КПД ТЭЦ по выработке теплоты:

h^нт_ку = h^т_тэц = h^к_тэц.

Теплофикационную выработку электроэнергии на внутреннем теплопотреблении не учитываем.

В h-S - диаграмме строим процесс расширения пара в турбине и находим необходимые энтальпии пара:

h_o = 3500 кДж/кг; h_пр = 2975 кДж/кг; h_o_т = 2760 кДж/кг.

Теплофикационная часовая выработка электроэнергии на базе отпуска пара из промышленного отбора

= =8770кВт×ч/ч.

Удельная выработка электроэнергии паром отопительного отбора

=86,429кВт-ч/ГДж..

Теплофикационная часовая выработка электроэнергии на базе отпуска пара из отопительного отбора:

Э^от_т=`э_от × Q_от = 86,429 × 180 = 15557,3 кВт-ч/ч .

Суммарная теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ

Э^эт_ТЭЦ = Э^пр_т+ Э^от_т = 8750 + 15557,3 = 24307,3 кВт-ч/ч.

Конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ

(при t = 1 ч)

Э^эк_ТЭЦ = N_э× t - Э^эт_ТЭЦ = 60000 × 1 - 24307,3 = 35692,7 кВт-ч/ч.

Удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч электроэнергии, выработанной на ТЭЦ отбором пара,

= = 0,147 кг/(кВт-ч) .

Удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч электроэнергии, выработанной на ТЭЦ конденсационным потоком,

= = 0,373 кг/(кВт-ч).

Удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч электроэнергии, выработанной в системе при (Q^р_н)_кэс = 29,33 МДж/кг ,

= = 0,307 кг/(кВт-ч).

Перерасход натурального топлива на ТЭЦ за время простоя турбины

× 35 [(в_кэс - в^эт_тэц) × Э^эт_ТЭЦ - (в^эк_тэц - в_кэс) × Э^эт_ТЭЦ ] =

= × 35 [(0,307 - 0,147) × 24307,3 - (0,373 - 0,307) × 35692,7]=

= 86022 кг = 86,022 т.

9.2.12. Определение общего нормативного запаса топлива

Определить нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ) и неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ) на ТЭЦ для двух турбин ПТ -135-130.

N^ср_т - мощность турбины в среднем за сутки;

N^ср_т = 125 МВт;

Q_т - отпуск теплоты из теплофикационного отбора;

Q_т = 70 МВт;

Q_пр - отпуск теплоты из промышленного отбора;

Q_пр = 125 МВт.

Начальные расчетные параметры пара турбины:

Р_о - начальное давление; Р_о = 12,75 МПа;

t_о - начальная температура; t_о = 565 ^oC;

Р_пр - давление в промышленном отборе; Р_пр = 1,1 МПа;

Р_т- среднее давление в теплофикационном отборе;

Р_т = 0,1 МПа.

Теплофикационная мощность турбины

= 59,69 МВт.

Расход теплоты на турбину

Q_тур = 20,95 + 1,995 N – 0,94 N_т + Q_отп ,

Q_тур = 20,95 + 1,995 × 125 – 0,94 × 59,69N_т + 195 = 409,2 МВт.

Расход теплоты турбинным цехом для 2-х турбин при паровых собственных нуждах a^сн_т.ц = 1,2 % от расхода пара на турбины

= = 819,4 МВт.

Расход теплоты котельной ТЭЦ нетто при a^сн_кот = 1,25 %

Q^нет_ТЭЦ = Q_т.ц × (1 +a^сн_кот.) = 819,4 (1 + 0,0125) = 820,4 МВт.

Расход натурального топлива ТЭЦ (топливо-уголь Q^р_н=18,3 МДж/кг)

; = 51,40 кг/с = 185 т/ч.

Неснижаемый нормативный запас топлива

(ННЗТ, уголь) (7 суток)

В_ннзт = В_нт × 24 × 7 = 185 × 24 × 7 = 31086,4 т.

Нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ, уголь) (30 суток):

В_нэзт = В_нт × 24× 30 = 185 × 24 × 30 = 133200 т.

Общий нормативный запас топлива (ОНЗТ, уголь)

В_онзт = 31086,4 + 133200 = 164286,4 т.

9.2.13. Расчет тепловой схемы паровой котельной

Расчет тепловой схемы котельной основан на тепловом и материальном балансах её элементов и проводится для четырех режимов работы:

1. Максимально зимний - определяется состав и характеристики основного оборудования. Расчётная температура совпадает с расчётной температурой проектирования отопительных сетей t_рм = t_нр = - 30 ⁰С для г. Иваново;

2. Зимний наиболее холодного месяца (аварийный) - прове-

ряется способность котельной обеспечить тепловую нагрузку

при останове одного самого мощного теплогенератора. Расчетной является средняя температура наиболее холодного месяца. По данным [3] наиболее холодным месяцем является январь и расчетная температура составляет t_рА = - 11,9 ^оС;

3. Среднеотопительный - определяются экономические показатели. Расчётная температура - средняя за отопительный период t_ср = -3,9 ⁰С.

4. Летний - тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют.

Исходные данные представлены в табл. 9.4.

Таблица 9.4.Таблица исходных данных

Величина	Обозначение и размерность	Значение
Температура наружного воздуха	t_р ,⁰С	- 30
Тепловые нагрузки
Тепловая нагрузка на отопление	Q_о, МВт	90,8
Тепловая нагрузка на вентиляцию	Q_в, МВт	13,7
Тепловая нагрузка на ГВС	Q_г, МВт	20,6
Тепловая нагрузка на технологию	Q_т, МВт	12,0
Конденсат
Коэффициент возврата конденсата с ПП	k_к	0,7
Температура конденсата от ПП	t_к, ^оC	70
Энтальпия конденсата от ПП	h_кт, кДж/кг	293,7
Температура конденсата после сетевых	t_к, ^оC	70
подогревателей
Энтальпия конденсата после сетевых	h_кт, кДж/кг	293,7
подогревателей
Непрерывная продувка
Доля непрерывной продувки	р_n	0,03
Степень сухости вторичного пара (после	х	0,98
РНП)
Давление в расширителе непрерывной	Р_пр, МПа	0,2
продувки
Энтальпия вторичного пара (после РНП)	h^//_расш, кДж/кг	2 662,21
Энтальпия воды после РНП ПП	h^/_расш, кДж/кг	504,68


Окончание табл. 9.4
Величина	Обозначение и размерность	Значение
Температура продувочной воды после	t_онп, ^оC	50
охладителя
Энтальпия продувочной воды после	H_онп, кДж/кг	209,5
охладителя
Энтальпия воды в барабане котла	h_кв, кДж/кг	830
Р О У
Энтальпия пара на выходе из котла	h^/_роу, кДж/к	2 867,95
Параметры пара после производственной	Р_и, МПа	1,0
РОУ (№ 1)	t_и, ^оС	200
	h^//_роу₁, кДж/к	2 827,5
Параметры пара после сетевой РОУ (№ 2),	Р_роу2, МПа	0,6
она же РОУс.н.	t_роу2, ^оС	175
	h^//_роу2, кДж/к	2 792

Вода
Температура подпиточной воды	t_подп, ^оC	70
Энтальпия подпиточной воды	h_подп, кДж/к	293,1
Температура питательной воды	t_пв, ^оC	104
Энтальпия питательной воды	h_пв, кДж/к	436
Температура cырой воды	t_св, ^оC	5
Энтальпия сырой воды	h_c, кДж/к	21,6

Расход пара на подогреватели сетевой воды

где Q_ут - теплота, теряемая с утечками в сети;

h - КПД сетевого подогревателя.

= 53,665 кг/с.

= 6,1 МВт

Расход пара на технологические нужды

где Q_тп- тепловые потери через изоляцию. Потери тепла паропроводом, рассчитанные ранее, Q_m₁ = 0,126 МВт.

= 4,651 кг/с,

Считаем, что потери в конденсатоотводе равны нормативным:

Q_тп2 = l × q × k_м,

Q_тп2 = 2050 × (18 ¸20) × 1,05 = 2050 × 18 × 1,05 ×10^-6 = 0,038 МВт.

Тогда суммарные теплопотери по пару на технологические нужды

Q_тп = Q_тп1 + Q_тп2,

Q_тп = 0,126 + 0,038 = 0,165 МВт.

Расход свежего пара на подогреватели сетевой воды

= 52,096 кг/с.

Расход свежего пара на технологические нужды

= 4,58 кг/с.

Полный расход свежего пара внешними потребителями

D_вн= D^/_сп + D^/_т ,

D_вн= 52,096 + 4,58 = 56,676 кг/с.

Расход питательной воды, впрыскиваемой в сетевую РОУ (№ 2) и производственную РОУ (№ 1),

G₂ = D_сп – D^/_сп ,

G₂ = 53,665 – 52,096 = 1,569 кг/с;

G₁ = D_т – D^/_т ,

G₁ = 4,561 – 4,58 = 0,071 кг/с.

Расход пара на мазутное хозяйство

D_м = k_мх × D_вн,

где k_мх - доля расхода пара;

D_м = 0,03 × 56,676 = 1,700 кг/с.

Расход пара на cобственные нужды

D_сн = k_сн × D_вн,

где k_сн - доля расхода пара. Эта величина первоначально неизвестна. Тепловой расчет считается выполненным, когда расхождение между паропроизводительностью котельной, рассчитанной по принятой k _{сн ,}и фактической паропроизводительностью составляет менее 3 %. Проведено несколько итераций, k _сн = 0,52348, принят окончательный результат:

D_сн = 0,52348 × 56,676 = 2,967 кг/с.

Потери пара в котельной

D_п = k_п × (D_вн + D_c_н + D_м) ,

где k_п - доля расхода пара;

D_п = 0,02 × (56,676 + 2,967+ 1,700) = 1,227 кг/с.

Дополнительный расход пара, необходимый для работы котельной,

D_c_нк = D_сн + D_м + D_п ,

D_c_нк = 2,967 + 1,700 + 1,227 = 5,894 кг/с.

Полная паропроизводительность котельной

D = D_снк + D_вн,

D = 5,894 + 56,676 = 62,57 кг/с.

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и в котельном цикле:

G_r = (1 – k_r) × D_n + k_rjn × D?

где k_кот - доля теряемого в котельном цикле пара.

G_к = (1 – 0,7) × 4,651 + 0,03 × 62,57 = 3,272 кг/с.

Расход ХОВ

Здесь G_тс - утечки в тепловой сети или расход подпиточной воды;

= 21,467 кг/с.

Расход сырой воды

G_св = k_хов × G_{хов ,}

где k_хов - учитываемый расход воды на нужды ВПУ;

G_св = 1,25 × 21,467 = 26,834 кг/с.

Расход непрерывной продувки

G_пр = р_п × D,

G_пр = 0,03 × 62,57 = 1,877 кг/с.

Расход пара, выделяющегося в расширителе (пар вторичного вскипания),

= 0,283 кг/с.

Расход воды после расширителя

G_расш = G_пр – D_расш ,

G_расш = 1,877 – 0,283 = 1,594 кг/с.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки

= 9,2 ⁰С.

Расход пара на подогреватель сырой воды

где h^//_св - энтальпия сырой воды после подогревателя сырой воды при t = 30 ^oC; h^//_св = t × c_р = 30 × 4,19 = 126 кДж/кг;

h_{к ПСВ} - энтальпия конденсата после ПСВ, определяется по t_к

ПСВ, принимаемой 70 ⁰С, то есть h_к _ПСВ = 293,7 кДж/кг;

= 0,936 кг/с.

Температура ХОВ после охладителя деаэрированной воды

= 55,1 ⁰С,

где t_ХОВ - температура перед охладителем после ВПУ. Прохождение через ВПУ снижает температуру воды на 2 ⁰С, то есть

t_ХОВ = t^//_св – 2 = 30 – 2 = 28 ⁰С.

Расход пара на подогрев ХОВ перед деаэратором

где t^// _хов - температура ХОВ после подогрева, принимаемая 80 ⁰С;

h_{к хов} - энтальпия конденсата пара на выходе теплообменника химически очищенной воды;

h_{к ПСВ} - энтальпия конденсата после подогревателя, определяется по t_{к хов}, которую удобно принять равной 70⁰С, то есть

h_к _хов = h_к _ПСВ = 293,7 кДж/кг;

= 0,898 кг/с.

Потоки, смешивающиеся в деаэраторе (без учета греющего пара),

G_д = G_хов + k_к × D_т + D_хов + D_псв +D_сп + D_расш,

G_д = 21,467 + 0,7 × 4,651+ 0,898 + 0,936 ++ 53,665 + 0,283 =

= 80,505 кг/с.

Средняя температура воды в деаэраторе

Расход пара на деаэратор

= 4,51 кг/с.

Расход редуцированного РОУ № 2 пара на собственные нужды котельной

D_сн = D_д + D_хов + D_псв,

D_сн = 4,51 + 0,898 + 0,936 = 6,344 кг/с.

Свежий пар на собственные нужды котельной

= 6,156 кг/с.

Паропроизводительность котельной

D^| = D_вн + D^|_c_н + k_п × (D_вн + D^|_c_н + D_м) .

D^/ = 56,676 + 6,156 + 0,02 × (56,676 + 6,156 + 1,700) = 64,122 кг/с.

Погрешность расчета

× 100 % ,

× 100 % = 2,42 %,

т.е. составляет менее 3 % , следовательно, перерасчет не требуется. Тепловой расчет окончен.

Результаты теплового расчета тепловой котельной представлены в табл.9.5.

Таблица 9.5. Результаты теплового расчета котельной

(максимально зимний период)

Величина	Обозначение и размерность	Значение
Сетевой подогреватель
Расход пара	D_сп, кг/с	53,665
Расход подпитки	G_тс, кг/с	18,194
Мощность D_сп × (h^//_роу2 – h^/_к)	Q, МВт	1,240
Р О У
Впрыскиваемая в РОУ № 1 и № 2 вода	G₁ + G₂,кг/c	1,641
Расход редуцированного пара	D₁ , кг/с	4,651
от РОУ № 1 D_т
Расход пара от РОУ № 2	D₂ , кг/с	60,01
D_сп+D_псв+D_хов + D_д
Окончание табл. 9.5
Величина	Обозначение и размерность	Значение
Расширитель непрерывной продувки
Выход вторичного пара	D_расш, кг/с	0,283
Выход воды	G_расш, кг/с	1,594
Расход котловой воды (величина непрерыв-	G_пр, кг/с	1,877
ной продувки)
Деаэратор
Расход воды	G_д, кг/с	80,505
Расход пара	D_д, кг/с	4,51
Сырая вода
Расход воды	G_св, кг/с	26,834
Температура после охладителя	t^/_св , ^оС	9,2
непрерывной продувки
Расход пара на подогреватель сырой воды	D_псв, кг/с	0,936
Х О В
Расход ХОВ	G_хов, кг/с	21,448
Температура после охладителя подп. воды	t^/_хов , ^оС	53,14
Расход пара на подогрев ХОВ перед	D_хов, кг/с	0,898
деаэратором
В целом по котельной
Тепловая нагрузка, Q_o + Q_в + Q_г + Q_т	Q_мз , МВт	137,1
Паропроизводительность по свежему пару	D_к , кг/с	64,122
Расход на мазутное хозяйство	D_м , кг/с	1,700
Расход пара на с.н. (включая потери)	D_сн , кг/с	6,344

Выбор котлов. При выборе котлов исходим из следующих соображений. Тепловая нагрузка на котельную в максимально зимнем периоде равна 137,1 МВт и паропроизводительность при этом 64,122 кг/с.

Для аварийного режима, то есть при расчетной температуре – 11,9 ^оС, тепловая нагрузка составит 97,244 МВт, следовательно, паропроизводительность должна составить порядка 40,33 кг/с.

Принимая к установке 5 котлов Е-50-225-ГМ (естественная циркуляция, 50 т/ч = 13,88 кг/с; 14 бар; 225^оС, газомазутный), получим в максимально зимнем режиме производительность

5 × 13,88 = 69,4 кг/с, а в аварийном - 3 × 13,88 = 41,64 кг/с.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В учебном пособии рассмотрены источники теплоснабжения и их режимы работы.

Энергосбережение при производстве, транспортировке и потреблении тепловой энергии выдвигает сложные инженерные и научные задачи, решение которых в значительной степени зависит от квалификации инженерно-технических кадров.

В настоящее время подготовка инженеров по теплофикации ведется в рамках направления «Теплоэнергетика» специальности «Промышленная теплоэнергетика» и «Энергообеспечение предприятий» в энергетических и политехнических вузах. Базовым учебником для подготовки таких специалистов является учебник Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые сети», выпущенный Московским энергетическим институтом (ТУ). Это издание является основным пособием для студентов и инженеров в области теплофикации. Подготовка и повышение квалификации специалистов по указанным специальностям имеют специфические особенности, обусловленные тем, что обучающие должны иметь знания по теоретическим основам теплотехники, механике жидкости и газа, насосам и вентиляторам, котельным и паротурбинным установкам, тепломассообменным и водоподготовительным установкам, технологическим измерениям и приборам, автоматизации теплоэнергетических процессов и др.

К сожалению, в настоящее время нет пособий, в которых сконцентрированно были бы изложены сведения о теплоэнергетических установках, входящих в систему централизованного теплоснабжения и режимах их работы.

Автор попытался в данном издании объединить рассмотрение источников теплоснабжения и их режимов работы.

В связи с ограничением объема пособия в нем не рассматриваются вопросы пуска и останова теплоэнергетического оборудования, осуществляемые в соответствии со специальными правилами и по соответствующим инструкциям.

В основу данного пособия положена книга В.И. Субботина «Режимы работы и управление теплоэнергетическими установками». – М.: Фирма «ИСПО-Сервис», 2001.- 214 с., а также курс лекций, читаемых автором в течение ряда лет в Ивановском государственном энергетическом университете (ИГЭУ) для студентов направления «Теплоэнергетика» специальностей “Промышленная теплоэнергетика” и “Энергообеспечение предприятий”.

При подготовке издания автор исходил из программы курса лекций и необходимости размещения основного материала концентрированно в небольшом объеме книги. Данный курс является одним из завершающих в специализации в области промышленной теплоэнергетики и энергообеспечения предприятий.

В конце каждой главы учебного пособия помещены вопросы, необходимые для самоподготовки и контроля знаний студентов.

В последней главе даны примеры теплотехнических расчетов, схемы ТЭЦ. Расчет тепловой схемы ТЭЦ выполнен совместно с В.И. Французовым, доцентом кафедры теплосиловых установок и тепловых двигателей Санкт-Петербургского технологического университета растительных полимеров.

Библиографический список

1. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. – М.: ЦИПТ Госстроя, 2003.

2. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учеб. для вузов / Е.Я. Соколов – 7-е изд., стереот.– М.: Изд-во МЭИ, 2001.

- 472 с.

3. СНиП 41-01-2003. Отопление, вентиляция и кондиционирование / Госстрой России. – М.: ГП ЦПП, 2004.

4.СНиП 23-01- 99*. Строительная климатология / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2003

5. СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов/ Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП , 2003. - 34 с.

6. СНиП 41-103-2000. Проектирование тепловой изоляции оборудования и трубопроводов/ Госстрой России – М.: ГУП ЦПП , 2001. - 32 с.

7.Сазанов, Б.В. Промышленные тепловые электростанции/ под ред. Е.Я. Соколова. 2-е изд. перераб. и доп. / Б.В. Сазанов [и др.] – М.: Энергия, 1979. - 296 с.

8. Субботин, В.И. Источники теплоснабжения и их режимы работы: учебн. пособие / В.И. Субботин; Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО “Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина”. - Иваново, 2005.

- 236 с.

9. Субботин, В.И. Режимы работы тепломеханического оборудования теплоэлектроцентралей: учеб. пособие/ В.И. Субботин; Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО “Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина”, - Иваново, 2005. - 240 с.

10. Бузников, Е.Ф. Производственные и отопительные котельные / Е.Ф. Бузников, К.Ф. Роддатис, Э.Я. Берзиньш. – М.: Энергоатомиздат, 1984.- 248 с.

11. Роддатис, К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности / К.Ф. Роддатис, А.Н. Полторацкий.

– М.: Энергоатомиздат, 1989.- 488 с.

12. Отраслевой каталог 44-97. Новое теплообменное оборудование для промышленных энергоустановок и систем теплоснабжения. – М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1998.- 94 с.

13. Нагнетатели и тепловые двигатели /В.М.Черкасский

[и др.]. М.: Энергоатомиздат, 1997.

14. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации /М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: РД 34.20.501-95.-15-е изд., переработ и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

15. Сидельковский, Л.И., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий/ Л.И/ Сидельковский, В.Н. Юренев. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

16. Тепловые и атомные электростанции: cправочник / под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во МЭИ, 2003. - 648 с.

17. Баженов, М.А. Сборник задач по курсу “Промышленные тепловые электростанции”/М.А. Баженов, А.С. Богородский. – М.: Энергоатомиздат, 1990.-128 с.

18. Субботин, В.И. Насосы в теплоэнергетике / В.И. Субботин, Н.В. Калинин; Федеральное агентство по образованию.

ГОУВПО “Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина”, - Иваново, 2007. - 148 с.

П Р И Л О Ж Е Н И Е

Дата добавления: 2018-10-26; просмотров: 1455; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!