Тепловой расчет систем теплоснабжения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ

КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

        КЫРГЫЗСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ  им. И. РАЗЗАКОВА

Факультет «Энергетический»

Кафедра «Теплотехника и БЖД»

Курсовая работа по ТЭУ

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Вариант 62

Выполнила:

Гр.С-1-11

Проверила:

БИШКЕК  - 2013

Цель курсовой работы

       Курсовая работа выполняется студентами с целью углубления и закрепления знаний, полученных ими в процессе изучения дисциплины «Теплоэнергоустановки».

       При выполнении данной курсовой работы перед студентами ставятся следующие задачи:

1. Конкретизировать, углубить и обобщить знания, полученные при изучении курса по общеэнергетическим вопросам.

2. Приобрести навыки в составлении принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и методики расчета упрощенной схемы.

3. Научиться применять полученные знания для решения как практических, так и теоретических вопросов, т.е. развивать свою профессиональную ориентацию (компетенцию) в области теплоэнергетики.

4. Научиться пользоваться справочной и специальной литературой при решении вышеперечисленных задач (пункты 1-3).

Общие методические указания к выполнению курсовой работы

Тема и содержание курсовой работы

       Исходя из темы курсовой работы «Тепловой расчет систем теплоснабжения промышленного предприятия и прилегающего к нему жилого района от ТЭЦ», студентам необходимо определить:

       1) расход тепла на ТЭЦ с горячей водой на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение для заданного промышленного предприятия и жилого микрорайона;

       2) расход тепла на ТЭЦ с паром на технологические нужды производства;

       3) по справочным данным параметров пара в отборах заданных турбин построить рабочий процесс расширения пара в турбине в h-S-диаграмме;

       4) составить принципиальную тепловую схему ТЭЦ;

       5) выполнить балансовый расчет сетевых подогревателей;

       6) количество устанавливаемых турбин;

       7) выходные параметры пара на ТЭЦ;

       8) диаметры паропроводов, конденсатопроводов и трубопроводов прямой и  обратной сетевой воды на ТЭЦ;

       9) расход свежего пара и электрическую мощность для заданного типа турбины с учетом отпуска тепла с паром и горячей водой тепловым потребителям;

       10) выполнить расчет технико-экономических показателей турбогенераторной установки и ТЭЦ.

       Курсовая работа оформляется в виде пояснительной записки. Процесс расширения пара в турбине выполнить в h-S-диаграмме и приложить к записке в виде копии на кальке. Принципиальную тепловую схему ТЭЦ вычертить на бумаге 22 формата.

Задание на курсовую работу

       Исходные данные для выполнения курсовой работы включают в себя:

1. тип паровой турбины и величину ее электрической мощности;
2. давление и температуру пара перед турбиной;
3. давление пара в конденсаторе;
4. температуру питательной воды и КПД парогенераторной установки;
5. давление, температуру и расход технологического пара на предприятии;
6. количество возвращаемого конденсата на ТЭЦ с производства, в %;
7. назначение предприятия;
8. район расположения предприятия и жилого микрорайона и расстояния от них до теплоцентрали;
9. объем производственных и общественных зданий;
10. численность населения жилого района;
11. расчетные температуры прямой и обратной сетевой воды.

Курсовая работы выполняется согласно своему варианту. Исходные данные выбираются из табл. 1, 2.

Краткие теоретические сведения

       В процессе централизованного теплоснабжения можно выделить три последовательные стадии: подготовку теплоносителя, транспортировку теплоносителя, использование теплоносителя. В связи с этим системы теплоснабжения содержат элементы: источники теплоты, например, ТЭЦ или котельные; тепловые сети (паровые или водяные); потребители теплоты. Определяющим в системах теплоснабжения являются потребители теплоты, которые определяют параметры и вид теплоносителя, и режимы теплопотребления. От вида теплоносителя и его параметров зависит устройство теплосети. Наиболее прогрессивной является теплофицированная система теплоснабжения, которая обеспечивает получение наиболее высоких значений КПД за счет выработки части энергии теплофикационным способом.

       Основными видами теплоносителей в системах теплоснабжения являются водяной пар и горячая вода. Доля этих теплоносителей в суммарном отпуске теплоты от ТЭЦ примерно одинакова.

       Основные преимущества воды как теплоносителя в системах теплоснабжения состоят в следующем:

       1. Более высокий КПД, т.е. отработавший пар имеет меньшее давление, поскольку в паровых сетях велики потери давления, что ведет к недовыработке электроэнергии на тепловом потреблении; водяные теплосети дают возможность использовать ступенчатый подогрев сетевой воды, что увеличивает выработку электроэнергии теплофикационным способом, которая перекрывает расход электроэнергии на перекачку воды.

Таблица 1

Таблица 2

2. Повышенная аккумулирующая способность водяной системы теплоснабжения, меньшие затраты на нее и более дальнее теплоснабжение.

3. Возможность центрального регулирования тепловых нагрузок (снижение  температуры ведет к конденсации, а снижение давления – к гидравлической разрегулировке теплосетей).

       4. Отсутствие потерь качественного конденсата у потребителей. Вода водяных теплоносителей менее качественна, поэтому потери обходятся дешевле.

       Основной недостаток воды как теплоносителя: большая чувствительность к авариям. Поскольку утечки воды при авариях в 20-40 раз больше, чем пара. Это приводит к аварийному отключению сети, а паровая сеть при аналогичном повреждении может работать продолжительное время. Другой недостаток – чрезмерно жесткая гидравлическая связь между точками системы, что приводит к гидравлической разрегулировке сети.

       При выборе теплоносителя определяют приведенные затраты по сравниваемым системам с учетом затрат в источники теплоснабжения, тепловые сети и абонентские установки. При осуществлении теплоснабжения от котельной отпадает преимущество воды, связанное с выработкой электроэнергии теплофикационным способом. Обычно воду в качестве теплоносителя применяют тогда, когда среднегодовая температура теплоносителя в теплообменном аппарате не превышает 110 0С. При более высоких параметрах применяет пар.

Основными потребителями теплоты в системах теплоснабжения являются устройство отопления и вентиляции помещений горячего водоснабжения.

В жилых и общественных помещениях температура теплоносителя не превышает 90 0С. Для детских яслей и садов, больниц – 85 0С с тем, чтобы температура поверхности нагрева отопительных приборов отвечало санитарно гигиеническим требованиям. Температура воды при горячем водоснабжении должна быть не ниже + 60 0С и не выше + 70 0С.        

Расчет тепловой нагрузки ТЭЦ

       Согласно строительным нормам и правилам /5/ максимальный расход теплоты на отопление и вентиляцию жилых, общественных и производственных зданий должен определиться по расчетным нормам расхода теплоты, приведенным в типовых или индивидуальных проектах соответствующих зданий. При отсутствии таковых данных в курсовой работе расчет тепловой нагрузки проводиться на основе укрупненных показателей.

Отопительная нагрузка

       Расчетный расход тепла на отопление промышленных предприятий с учетом инфильтрации производственных зданий определяется выражением, кВт.

                                       (1)

где μ - коэффициент инфильтрации (μ=0,25-0,30) для производственных зданий. μ=0 – для общественных зданий; - удельные теплопотери производственных зданий, т.е. потери тепла теплопередачей через наружные ограждения при разности внутренней и наружной температур в  (или 1 К), отнесенные к 1м3 наружного объема здания, Вт/м3К; tВН – усредненная расчетная температура воздуха внутри отапливаемых помещений, 0С (прилож. 2); tНО – расчетное значение наружной температуры для отопления, 0С, зависит от климатических условий и принимается равным средней температуре наиболее холодных пятидневок, взятых из восьми наиболее холодных зим за 50-летний период (прилож. 1); Vn, VO – объем производственных и общественных(административных) зданий, м3.

Расход тепла на вентиляцию

       Максимальный расчетный расход теплоты на вентиляцию, кВт, производственных и административных зданий определяется по уравнению

 

                                                                                           (2)

где  - удельные расходы теплоты на вентиляцию производственных и общественных помещений, Вт/м3К; Vn, VO – наружные объема вентилируемых зданий, м3; tВН – усредненная расчетная внутренняя температура помещении, 0С; по действующим нормам ее значение определяется как средняя температура наиболее холодного периода, составляющего 15% продолжительности всего отопительного периода (прилож. 3).

Расход теплоты на горячее водоснабжение

       На бытовое горячее водоснабжение жилых, общественных зданий и предприятий коммунального обслуживания расход тепла определяется по нормам расхода горячей воды, приведенным [5,6].

       При отсутствии конкретных данных о количестве и типе потребителей горячего водоснабжения на предприятии расчет ведется по приближенной формуле, кВт,

                                                                                            (3)

       

Суммарный расход теплоты на теплофикацию промышленного предприятия, кВт,

                                                                                            (4)

       Количество теплоты, необходимое для теплофикации жилого микрорайона с известной численностью населения, ориентировочно определяется по формуле, кВт,

                                                                                                      (5)

где М – численность населения микрорайона, тыс.чел., qтф – расчетная тепловая нагрузка на одного жителя; т.е. усредненный расход тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение жилых зданий, предприятий общественного питания и бытового обслуживания, кВт (прилож. 4).

       Суммарная тепловая нагрузка промышленного предприятия и жилого микрорайона, кВт,

                                                                          (6)

Расход теплоты на ТЭЦ, отпускаемой с горячей водой для покрытия суммарной тепловой нагрузки промышленного предприятия и жилого микрорайона с учетом потерь тепла при транспортировке в окружающую среду, кВт,

                                                                                                         (7)

       Величина тепловых потерь составляет 3÷5%, т.е. ηП = 0,95÷0,97.

       Количество теплоты, потребляемое с технологическим паром на предприятии, определяется по уравнению, кВт,

                                                                                        (8)

где DП – расход пара на производстве, кг/с, выбирается по заданию (см.табл.2); - энтальпия пара, потребляемого предприятием, кДж/кг, определяется из табл.4 или по h-S-диаграмме водяного пара по давлению Рп и температуре tп технологического пара; Рп, tп–выбираются по заданию (см.табл.2);  - расход возвращаемого конденсата на ТЭЦ, кг/с, определяется по уравненеию

                                                                                                   (9)

где  - возврат конденсата на ТЭЦ,  %, выбирается по заданию (см.табл.1);

 - энтальпия конденсата, возвращаемого на ТЭЦ, кДж/кг, определяется по уравнению

                                                                                                           (10)

где  = 4,19 кДж/кг – массовая изобарная теплоемкость воды,

 - температура возвращаемого конденсата у потребителя тепла, принимается 70 – 80 .

Составление принципиальной тепловой схемы

паротурбинной установки

Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки включает себя и определяет взаимную связь основного и вспомогательного оборудования, трубопроводов пара, конденсата и питательной воды, которые участвуют в технологическом процессе выработки тепловой и электрической энергии.

На тепловых схемах приняты следующие обозначения: Т-паровая турбина; ПГ – парогенератор; ПП – пароперегреватель; Г – электрогенератор; К – конденсатор; D – деаэратор; П1, П2, П3 П4,… - регенеративные подогреватели питательной воды и основного конденсата; ТП – тепловой потребитель; БВК – бак возврата конденсата; ПН, КН, НОК, СН, ДН – насосы питательной, конденсатной, обратного конденсата, сетевой и дренажной воды соответственно.

Примеры составления модели принципиальных тепловых схем ТЭЦ паровыми турбинами типа ПТ приведены на рис.1,2.

На тепловых схемах паровые турбины условно представляются одним, двумя или тремя цилиндрами: высокого давления ЦВД, среднего давления ЦСД, низкого давления ЦНД, число которых зависит от мощности турбины, числа регенеративных отборов. Турбины мощностью до 25 МВт выполняются одноцилиндровыми, если более 25 МВт – двух-, трехцилиндровыми. В курсовой работе тепловые схемы составляет для теплофикационных турбин с двумя регулируемых по давлению отборами пара: производственным теплофикационным т.е. турбины марки ПТ.

Производственный отбор – это отбор, в котором давление пара может быть 0,5-1,2 МПа. В теплофикационном же отборе давление пара колеблется от 0,07 до 0,25 МПа. Кроме регулируемых регенеративных отборов существует еще нерегулируемые отборы турбин.

По справочникам [1,с.389 и 9, с.333] для заданного типа турбины определяется количество подогревателей высокого ПВД и низкого давления ПНД, соответствующее число регенеративных отборов турбин; параметры пара Рi, ti и его секундные расходы Di в отборах. Полученные данные Рi, ti, Di заносятся в табл.3.

Исходя из количества отборов для заданного типа турбин составляют принципиальную тепловую схему.

В соответствии со схемой (см.рис.1) пар из парогенератора ПГ поступает через стопорный клапан СК в турбину Т. Отработанные в турбине пар из регенеративных отборов цилиндра высокого давления ЦВД поступает в подогреватели высокого давления ПВД П1, П2, …, где передает свое тепло питательной воде, превращается в конденсат и каскадно сливается из ПВД с большим давлением в ПВД с меньшим давлением, т.е. конденсат сливается из верхнего подогревателя в нижний (из П1 в П2). Конденсат из последнего ПВД поступает в деаэратор. Подогреватели, находящиеся на линии питательной воды от деаэратора до парогенератора, называются подогревателями высокого давлениями.

Таблица 3

       Отработанный пар последующих регенеративных отборов из  цилиндров среднего и низкого давления поступает в подогреватели низкого давления ПНД, где отдают свое тепло основному конденсату. Подогревателями низкого давления ПНД называются подогреватели, находящиеся на линии от охлаждающего эжектора до деаэратора. Конденсат после группы ПНД П4, П5, П6 подается дренажным насосом ДН в точку смешения (ТСМ-1), которая находится перед последним ПНД. Сюда также подается конденсат греющего пара основного сетевого подогревателя ОСП с помощью конденсатного насоса КН.

       Конденсат греющего пара из последнего ПНД и холодильника эжектора сливается в конденсатор турбины.

       Пар из регулируемого производственного отбора подается потребителю, а его конденсат возвращается в деаэратор. Питательный насос перекачивает из деаэратор питательную воду через группу ПВД в парогенератор, а конденсатный насос перекачивает основной конденсат из конденсатора турбины через группу ПНД деаэратор.

       На ТЭЦ с турбинами марки ПТ для обеспечения теплофикационной нагрузки устанавливают сетевую подогревательную установку СПУ с основным сетевым подогревателем ОСП и пиковым сетевым подогревателем ПСП для подогрева горячей воды. Подогрев сетевой воды в СПУ осуществляется отработанным паром из регулируемых отборов.

       Конденсат после сетевой подогревательной установки перекачивается конденсатным насосом в точку смешения. Горячая сетевая вода сетевым насосом подается тепловым потребителем на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

       Построение рабочего процесса расширения пара в паровой турбине приводится в h-S-диаграмме (см.рис.3).

       Исходными данными для построения являются величины давления и температуры пара перед турбиной Ро, tо, давление отработавшего пара в конденсаторе Рк, параметры пара в отборах Рi, ti и относительный внутренний КПД последних отсеков ηoi ЦНД паровых турбин. Пример построения рабочего процесса расширения пара в турбине приведен на рис.3. Сначала на h-S-диаграмме наносится точка 0, которая соответствует начальному состоянию пара перед турбиной. Она находится на пересечении изобары Ро с изотермой to, и из диаграммы определяется численное значение энтальпии ho в этой точке. Затем по известным давлениям и температурам пара в отборах наносятся точки на h-S-диаграмме, соответствующие состояниям пара в камерах этих отборов. Через эти точки проводятся прямые линии, которые изображают реальный процесс расширение в ЦВД и ЦНД турбины в h-S-диаграмме.

       Энтальпия влажного насыщенного пара последних отсеках ЦНД в реальном процессе расширения рассчитывается по уравнению

   

                                                                                     (11)

где - теоретическая энтальпия пара  i+1 отбора;  - реальная энтальпия пара i-го отбора; - реальная энтальпия пара в i+1 отборе; - относительный внутренний КПД отсека.

Численное значение  для 5-6 отборов, а для 7-8 отборов .

       Для определения точки i+1, соответствующей состоянию пара на выходе i+1 отбора, из точки i опускается адиабата до пересечения с изобарой Рi+1, определяется точка (i+1)а, отсчитывается теоретическая энтальпия пара h(i+1)a. Затем ее значение подставляется уравнение (11) и рассчитывается реальная энтальпия пара в i+1 отборе. Определяется  точка i+1 на изобаре Рi+1. Проводится линия i-(i+1), соответствующая реальному процессу расширения пара в i+1 отсеке  турбины ЦНД. Аналогично определяется точка К на изобаре Рк и энтальпия пара в конце реального процесса расширения ЦНД hk, поступающего в конденсатор. Значении энтальпий заносятся в табл.3.

Балансовый расчет сетевой подогревательной установки

       Как было показано выше, сетевая подогревательная установка СПУ состоит из основного ОСП и пикового ПСП сетевых подогревателей. В ПСП подается производственного отбора турбины, и подогрев сетевой воды в них осуществляется при низких температурах наружного воздуха. Пар в основной сетевой подогреватель ОСП подается из теплофикационного отбора турбины. В ОСП поступает обратная сетевая вода с температурой 50-60 0С, где она подогревается до определенной температуры, а далее поступает в пиковой подогреватель, где подогревается до температуры 110-150 0С, в зависимости от температуры наружного воздуха. Расчет СПУ заключается в определении расходов пара на ОСП и ПСП из соответствующих отборов турбины. Для подогревателей ОСП и ПСП составляется уравнение теплового баланса. Сущность уравнения теплового баланса заключается в равенстве количества теплоты между теплоотдающим и тепловоспринимающим потоками. При этом потери теплоты от рассеяния в окружающую среду принимаются 2% и учитываются введением КПД подогревателя ηп, отнесенного к греющему потоку.

       При составлении и расчете балансовых уравнений необходимо выделить из тепловой схемы сетевую подогревательную установку (рис.4) и учесть все потоки, поступающие в основной и пиковый подогреватели с указанием их направлений и их энтальпии. На основе вышесказанного составляют балансовое уравнение для подогревателей, расчет которых необходимо начинать с подогревателя более высокого давления, т.е. с ПСП.

Уравнение теплового баланса для сетевой подогревательной установки имеет вид:

                                                                                   (12)

где - количество тепла, отдаваемое ТЭЦ с горячей водой на теплофикацию промпредприятия и жилого микрорайона, было определено ранее по формуле (7).

       Исходя из формул (12) и (7) определяется массовый расход сетевой воды:

                                                                                          (13)

где - изобарная массовая теплоемкость воды, равная 4,19 кДж/кг;  - температура прямой сетевой воды, , принимается из задания /табл. 1/;  - температура обратной сетевой воды, , принимается 50-60 .

                                                                   (14)

из которого выражается абсолютное значение расхода греющего пара на ПСП из производственного отбора:

                                                                                    (15)

где  - расход пара на ПСП, кг/с;  - энтальпия греющего пара, кДж/кг; - энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг, определяется из (4), по давлению производственного отбора;   - КПД подогревателя принимается 0,98;  - температура воды, выходящей из основного сетевого подогревателя (бойлера), т.е.  0С.

       Давление пара в регулируемом теплофикационном отборе турбин типа ПТ поддерживается в пределах 0,12-0,13 МПа, которые соответствуют температуре насыщения 105-107 0С, что обеспечивает подогрев сетевой воды после ОСП 96-103 0С.

       Как видно из рис. 4, конденсат ПСП каскадно сливается в ОСП и отдает тепло в количестве  , которое необходимо учесть при составлении балансового уравнения для основного сетевого подогревателя:

                                      (16)

Тогда расход греющего пара из теплофикационного отбора на ОСП составит:

                                                        (17)

 где - энтальпия греющего пара теплофикационного отбора, кДж/кг;  - энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг.

Выбор устанавливаемых турбин на ТЭЦ

       Количество турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, зависит от тепловых нагрузок производственного и теплофикационного отборов турбины и определяется по формулам:  

                                                                                               (18)

                                                                                                 (19)

где  и   - номинальные расходы пара из производственного и теплофикационного отборов турбин, кг/с;   - число устанавливаемых турбин. Сравнивая численные значения , полученные из формул (18) и (19) принимаем наибольшее число.

Определение выходных параметров теплоносителей

       Теплоноситель отпускаемый теплоисточником (ТЭЦ или котельной), должен иметь на выходе параметры (давление и температуру), учитывающие сопротивление паропровода и теплопотери в окружающую среду.

       Потери давления в паропроводе на трение и местные сопротивления рассчитывается по формуле, Па,

                                                                                                     (20)

где  - потери давления на трение, Па/м;  - приведенная длина паропровода, м; величины  и  - определяются по формулам:

                                                                                                        (21)

 - общая длина паропровода, м, (табл. 1);  - эквивалентная паропровода, м, рассчитывается по формуле , - принимается из прилож. 5.

                                                                                                  (22)

где  - коэффициент трения;   - максимальная скорость пара (теплоносителя) в паропроводе, принимается равной 70 м/с;  - плотность пара (теплоносителя) при средних параметрах в паропроводе, кг/м3.

Значение  - по формуле

                                                                    (23)

где  - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубы, м; значения  для паропроводов берут равной 0,0002 м;   - внутренний условный диаметр паропровода, м.

       Условный диаметр паропровода при заданной расчетной скорости пара определяется по формуле:

                                                                                              (24)

где  - секундный расход пара по паропроводу, кг/с;

 - удельный объем пара при средних параметрах пара

 

в паропроводе , м3/кг, определяется по h-S- диаграмме или по [4].

       По прилож. 7 подбирают ближайший больший диаметр паропровода.

Аналогично подбирают диаметры трубопроводов конденсата и сетевой воды.

       Давление на пара на выходе из ТЭЦ определяет по формуле

                                                                                                (25)

где  - давление пара, необходимое для потребителя , МПа.

Потери тепла паропроводами через изоляцию в окружающую среду при транспорте перегретого пара приводит к снижению его температура. Начальная температура отпускаемого пара должна выбираться с учетом этой потери. Падение температуры  в паропроводе при транспорте рассчитывается, ,

                                                                                                    (26)

где  - потери тепла паропроводом в окружающую среду, кВт, определяется по формуле (27);  - расчетный расход пара потребителем, кг/с;  - истинная теплоемкость перегретого пара при постоянном давление при средних параметрах пара в паропроводе, кДж/кг; потери тепла  - определяется по формуле, кВт,

                                                                                       (27)

где   - удельная потеря тепла изолированным паропроводом, Вт/мК (прилож. 6);   - температура окружающего воздуха, , при надземной прокладке принимается равной расчетной наружной температуре для отопления ;  - длина паропровода, м.

Температуру пара на выходе из ТЭЦ определяют по формуле, 0С

                                                                                                    (28)

       Расчет количества тепла, отдаваемого с паром от ТЭЦ с учетом возвращаемого конденсата, определяют по формуле, кВт:

                                                                                  (29)

где  - энтальпия пара на выходе из ТЭЦ, кДж/кг, принимается из табл. 3, как энтальпия i-го отбора наиболее соответствующего рассчитанным при выходных параметрах пара на ТЭЦ; - количество возвращаемого конденсата на ТЭЦ, кг/с, определяется по уравнению (9);  - энтальпия возвращаемого конденсата на ТЭЦ, кДж/кг, определяют по уравнению

                                                                                                   (30)

где - энтальпия возвращаемого конденсата у потребителя, кДж/кг, определяют по формуле (10);  - КПД конденсата провода принимают равным 0,98.

       Диаметр конденсата провода определяют по формуле, м,    

                                                                                               (31)

где - удельный объем конденсата, м3/кг, принимают равным 0,0011; - скорость конденсата, м/с, принимают равной 1,5; -диаметры подающего и обратного трубопроводов теплосети рассчитывают по формуле, м:  

                                                                                             (32)

где - расход сетевой воды на теплофикацию промпредприятия и микрорайона от ТЭЦ определяют по формуле (13) кг/с; - удельный объем сетевой воды, м3/кг, принимают равным 0,0011; -скорость воды, м/с, принимают равной 1,5.

Определение расхода свежего пара на турбину

       Расчет тепловой схемы производится для заданной электрической мощности NЭ.

Величина, которая подлежит определению, является расходом свежего пара на турбину  DT при всех включенных отборах (теплофикационный режим). Он определяется по формуле, кг/с:  

                                                                                        (33)

где - расход пара в чисто конденсационном режиме, т.е. когда все отборы закрыты, определяется по формуле, кг/с,    

                                                                                       (34)

где  - заданная электрическая мощность турбогенератора, кВт;

- механический КПД турбины, равный 0,98; - КПД турбогенератора. Они выбираются в пределах 0,97÷0,99 каждый; -энтальпия пара на входе и выходе из турбины, кДж/кг.

Коэффициенты недовыработки  - для отборов рассчитываются по формуле

                                                                                                     (35)

где - энтальпия пара i отбора , кДж/кг.

       Значения расходов пара в отборах турбины Di на подогреватели берут из табл. 3.

       Подставляя значения расходов пара в отборах турбины в уравнение (33), следует учесть расходы пара на производство и теплофикацию с учетом числа устанавливаемых турбин на ТЭЦ. Так расход пара из регулируемого производственного отбора определяют по формуле, кг/с,

                                                                                (36)

из теплофикационного регулируемого отбора по уравнению, кг/с,

                                                                                               (37)

где - расходы пара на производство, ПСП, ОСП и деаэратор.

       При определении расхода греющего пара не деаэратор необходимо учесть тепло возвращаемого конденсата с производства по уравнению, кг/с,      

                                                                                         (38)

где - расход пара на деаэратор из i-го отбора; - энтальпия пара i-го отбора.

Определив численное значение  расхода свежего пара на турбину, из уравнения материального баланса турбины, получим, кг/с,

                                                                                                (39)

расход пара на конденсатор .

       Электрическая мощность турбогенератора определяется из уравнения энергетического баланса турбины, кВт,

                                                                                               (40)

где - вырабатываемая мощность потоками пара из регенеративных отборов и пара, поступающего в конденсатор, которая определяется из энергетического уравнения, кВт, 

                                                                                      (41)

       Мощность потока пара, поступающего в конденсатор, определяется по формуле, кВт,

                                                                                   (42)

Проверка невязки энергетического баланса осуществляется уравнением:

                                                                            (43)

где  - заданная электрическая мощность турбогенератора, кВт.

       Если ошибка превышает 5%, то путем изменения табличных значений расходов пара на регенеративные подогреватели, приблизительно до 30% в большую или меньшую сторону, добиваются такого расхода пара турбину DT , чтобы погрешность укладывалась в норму.

Расчет технико-экономических показателей

       Полный расход тепла на турбогенераторную установку определяется из уравнения, кВт,

                                                                                           (44)

где - энтальпия питательной воды, кДж/кг; - температура питательной воды, , принимается из табл. 2.

       Общий расход тепла внешним потребителем, кВт,

                                                                                             (45)

       Расход тепла на турбогенераторную установку для производства электроэнергии, кВт

                                                                                                 (46)

       Абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки

                                                                                                       (47)

       Удельный расход тепла на производство электроэнергии, кДж/кВт.ч определяется как  

                                                                                                       (48)

Тепловая мощность парогенераторной установки, кВт, выразится

                                                                                       (49)

где 1,04 – расход перегретого пара с учетом расхода пара на уплотнение турбин и эжекторы.

       КПД трубопроводов                                                          (50)

Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, брутто,

                                                                                          (51)

где - КПД парогенераторной установки, принимается 0,89÷0,91.

       Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг/кВт.ч,        

                                                                                                       (52)

       Полный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг/с,

                                                                                             (53)

КПД ТЭЦ по отпуску тепла внешним потребителям

                                                                                            (54)

где - КПД сетевых подогревателей и паропроводов пара на производство.

       Удельный расход условного топлива на отпуск тепла внешним потребителям, кг/кДж,

                                                                                                  (55)

       Полный расход условного топлива на отпуск тепла внешним потребителям, кг/с,

                                                                                      (56)

Полный расход условного топлива на ТЭЦ, кг/с,

                                                                                                    (57)

Приложение 1

Удельные потери и удельные расходы теплоты на вентиляцию промышленных, служебных и общественных зданий

Примечание: При отсутствии перечня общественных зданий можно принимать для ориентировочных расчетов  для суммарного объема всех общественных зданий.

Приложение 2

Нормы оптимальных метеорологических условий

на постоянных рабочих местах в рабочей зоне

производственных помещений и в обслуживаемой

зоне других помещений

       Усредненная расчетная температура внутри отапливаемых жилых зданий, гостиниц, общежитий, административных зданий принимается 18 0С.

Приложение 3

Климатические данные некоторых городов

Приложение 4

Расчетная тепловая нагрузка на одного жителя

qтф , кВт(кДж/с) (для ориентировочных расчетов)

Приложение 5

Коэффициент α

Приложение 6

Удельная потеря тепла с 1 м изолированного паропроводы с учетом дополнительных потерь арматурой и опорами, Вт/(м К)

Приложение 7

Стальные трубы

 

Продолжение приложения 7

Примечание: Материал и тип труб для d=32÷400 мм – бесшовные холоднокатаные Ст. 2сп, Ст 3сп, стали 10 и 20, ГОСТ 8731–74 и 8733–74. Для d=400÷1400 мм – стальные электросварные с двухсторонним 10706–76, группа А; ГОСТ 8796–74 группы А иБ.  

Библиографический список

1. Теплотехнический справочник. Т.1/ Под ред. В.Н. Юренева и П.Д. Лебедева. М.: Энергия,1976.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1987.
3. промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/ Под ред. В.А. Григорьева и В.М.Зорина М.: Энергетика, 1983.
4. Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара. М.: Энергия, 1975.
5. СНиП КР–41–01–01. Проектирование тепловых сетей. Бишкек, 2001.
6. СНиП 2.04.01–85. Внутренний водопровод канализация зданий. Государственный комитет СССР по делам строительства. Москва1986 г.
7. Строительная климатология. СНиП КР–23–02–00. Государственная комиссия при правительстве Кыргызской Республики по Архитектуре и строительстве. 2000 г.
8. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982.
9. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под ред. В.А.Григорьева и В.М.Зорина. М.: Энергетика, 1982.