МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА «ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ» КУРСОВАЯ РАБОТА «РАСЧЁТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОУСТАНОВКИ» Студент группы 10603120 Д.А. Галуза Руководитель С. И. Ракевич Минск 2023 2 РЕФЕРАТ Курсовая работа 37 с., 1 рис., 7 табл., 8 источников. ЭНЕРГОУСТАНОВКА, ТЕПЛОВАЯ НАГРУЗКА, КЭС, ТЭЦ, КОТЕЛ, ТУРБИНА, ГОДОВОЙ ГРАФИК ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК Объектом расчета является технико-экономические показатели и принципиальная схема тепловой установки. Целью курсовой работы является закрепление полученных знаний курса "Теплоэнергетические процессы и установки " и отработка навыков выполнения теплоэнергетических расчетов. 3 СОДЕРЖАНИЕ стр. ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 5 1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННО-ЖИЛОГО РАЙОНА .................................................................................................................. 6 1.1 Определение максимального расхода теплоты на отопление промышленных предприятий, общественных и жилых зданий ......................... 6 1.2 Определение максимального расхода теплоты на вентиляцию промышленных предприятий, общественных и жилых зданий ......................... 7 1.3 Определение максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение промышленных предприятий, жилых и общественных зданий ......................... 9 2 ПОСТРОЕНИЕ ГОДОВОГО ГРАФИКА ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ПО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ .................................................................................. 11 3 ВЫБОР ВАРИАНТА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЖИЛОГО РАЙОНА .............................................................................................. 15 3.1 Вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ .............................. 15 3.1.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ ........................................................ 15 3.1.2 Определение капитальных вложений в сооружение ТЭЦ ....................... 20 3.1.3 Определение расхода топлива и основных показателей для варианта энергоснабжения от ТЭЦ ..................................................................................... 20 3.2 Вариант раздельного энергоснабжения от КЭС и котельной .................... 23 3.2.1 Определение капитальных вложений в сооружение КЭС и котельной . 24 3.2.2 Определение расхода топлива и основных показателей энергоснабжения по раздельной схеме от КЭС и котельной ............................................................... 25 3.3 Выбор варианта энергоснабжения ................................................................ 26 4 ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ ............. 28 5 РАСЧЕТ И ВЫБОР СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ ............................................... 32 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 36 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………………….37 4 ВВЕДЕНИЕ Системы теплоснабжения представляют собой взаимосвязанный комплекс потребителей тепла, отличающихся как характером, так и величиной теплопотребления. Режимы расходов тепла многочисленными абонентами неодинаковы. Тепловая нагрузка отопительных установок изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, оставаясь практически стабильной в течение суток. Расход тепла на горячее водоснабжение и для ряда технологических процессов не зависит от температуры наружного воздуха, но изменяется как по часам суток, так и по дням недели. В этих условиях необходимо искусственное изменение параметров и расхода теплоносителя в соответствии с фактической потребностью абонентов. Развитие промышленности и широкое жилищно-коммунальное строительство вызывает непрерывный рост тепловой нагрузки. Одновременно идет процесс концентрации этой нагрузки в крупных городах и промышленных районах, что создает базу для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Ужесточение экологических и планировочных требований к современным городам и промышленным районам приводит к размещению ТЭЦ на органическом (особенно твердом), а также на ядерном топливе, на значительном расстоянии от районов теплового потребления, что усложняет тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и выдвигает повышенные требования к их надежности. Развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения выдвигает сложные научные и инженерные задачи, успешное решение которых в значительной мере зависит от подготовки инженерно-технических и научных кадров. 5 1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННО- ЖИЛОГО РАЙОНА Необходимость в сооружении ТЭЦ определяется требованиями покрытия тепловых нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей. К коммунально-бытовым потребителям относятся жилые, общественные и производственные здания, в которых поступающая тепловая энергия затрачивается на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. В крупных городах тепловая энергия подаётся различным потребителям по тепловым сетям системы централизованного теплоснабжения (СЦТ). Расход и параметры пара на производстве определяется технологическими нуждами и указывается в задании. Задаются также географические месторасположения промышленно- жилого района, число жителей и другие качественные показатели. На основании этих данных ведётся расчет расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промышленных, общественных и жилых зданий. 1.1 Определение максимального расхода теплоты на отопление промышленных предприятий, общественных и жилых зданий Расход теплоты на отопление промышленных предприятий определяется из выражения: ПР 𝑄ОТ = 𝑞0 ∙ 𝑉ПР ∙ (𝑡В − 𝑡НО ) ∙ 10−6 , (КВт) где 𝑞0 – относительная характеристика здания, представляющая теплопотери 1 м3 здания при разности внутренней и наружной температур 1 0 С: 𝑞0 = 0,9 (Вт/м3 ) 𝑉ПР - общий наружный объём промышленных зданий: 𝑉ПР = 359000 м3 𝑡В – внутренняя температура отапливаемых помещений (для промышленных зданий ориентированно 160 С); 𝑡НО – значение средней температуры наиболее холодных пятилеток: 6 𝑡НО = − 250 С (III, таблица 1). Определяем количество тепла на отопление производственных промышленных зданий. ПР 𝑄ОТ = 0,9 ∙ 359000 ∙ (16 − (−25)) ∙ 10−3 = 13247(кВт) Расход теплоты на отопление жилых зданий: ЖИЛ 𝑄ОТ = 𝑞 ∙ 𝐹 ∙ 𝑚 ∙ 10−3 , (кВт) где 𝑞 – укрупнённый показатель расхода теплоты на отопление зданий (Вт/м2), зависит от 𝑡НО (III, приложение 5): 𝑞 = 165 (Вт/м3 ) 𝐹 – жилая площадь: 𝐹 = 12 (м2 ) 𝑚 – количество единиц потребления (количество человек): 𝑚 = 520000(человек) Получаем: ЖИЛ 𝑄ОТ = 165 ∙ 12 ∙ 520000 ∙ 10−3 = 1029600 кВт Расход теплоты на отопление общественных зданий из выражения: ОБЩ 𝑄ОТ ЖИЛ = 𝑘1 ∙ 𝑄ОТ , где 𝑘1 – коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий, принимаем 𝑘1 = 0,25 ОБЩ 𝑄ОТ = 0,25 ∙ 1029600 = 257400 кВт Суммарный расход теплоты: ∑ ОБЩ ЖИЛ ПР 𝑄ОТ = 𝑘тп ∙ (𝑄ОТ + 𝑄ОТ + 𝑄ОТ ), где 𝑘тп – коэффициент, учитывающий потери в тепловых сетях, 𝑘тп = 1,1 − 1,2 ∑ 𝑄ОТ = 1,15 ∙ (257400 + 1029600 + 13247) = 1495,284 МВт 7 1.2 Определение максимального расхода теплоты на вентиляцию промышленных предприятий, общественных и жилых зданий Расход теплоты на вентиляцию промышленных зданий определяется: 𝑄ВПР = 𝑞В ∙ 𝑉ПР ∙ (𝑡В − 𝑡НВ ) ∙ 10−6 , (кВт) где 𝑞В – вентиляционная характеристика здания, представляющая расход теплоты на вентиляцию 1 м3 здания при разности внутренней и наружной температур 10 С (Вт/м3 103); 𝑡НВ = − 110 С – расчётная наружная температура для вентиляции (III, приложение 1). Приближённо вентиляционную характеристику можно определить так: 𝑞𝐵 = 𝑙 ∙ 𝐶𝑉 ∙ В 𝑉пр 𝑉пр ∙ 103 , ( Вт ), м3 ∙℃ где 𝑙 – плотность обмена воздуха: 𝑙 = 2 (час)−1 = 5,56 ∙ 10−4 (с−1 ), 𝐶𝑉 – объёмная теплоёмкость воздуха: 𝐶𝑉 = 1,25 кДж⁄(м3 ∙ ℃), В 𝑉пр - вентилируемый объём промышленных зданий: В 𝑉пр = 0,8 ∙ 𝑉пр = 0,8 ∙ 359000 = 287200 (м3 ), 𝑞𝐵 = 5,56 ∙ 10−4 ∙ 1,25 ∙ 287200 Вт ∙ 103 = 0,556 ( 3 ) 359000 м ∙℃ 𝑄ВПР = 0,556 ∙ 359000 ∙ (16 − (−11)) ∙ 10−3 = 5389,308(КВт) Расход теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий определяется из выражений: ЖИЛ (КВт) 𝑄ВЖИЛ = 𝑘2 ∙ 𝑄ОТ ОБЩ 𝑄В ЖИЛ (КВт) = 𝑘3 ∙ 𝑄ОТ где 𝑘2 и 𝑘3 – коэффициенты, учитывающие расход теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий соответственно: 𝑘2 = 0,2 𝑘3 = 0,4 Получаем: 8 𝑄ВЖИЛ = 0,2 ∙ 1029600 = 205920 кВт ОБЩ 𝑄В = 0,4 ∙ 1029600 = 411840 кВт Суммарный расход теплоты: ∑ 𝑄В ∑ 𝑄В ОБЩ = 1,15 ∙ (𝑄В + 𝑄ВЖИЛ + 𝑄ВПР ), = 1,15 ∙ (411840 + 205920 + 5389,308) = 716,621 МВт 1.3 Определение максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение промышленных предприятий, жилых и общественных зданий Расход теплоты на горячее водоснабжение промышленных зданий: ПР 𝑄ГВ 𝑚, ∙ 𝑎, ∙ 𝑐 ∙ (𝑡гв − 𝑡хв ) = 𝑇 ∙ 3600 где 𝑚, – количество единиц потребления на промышленных предприятиях: 𝑚, = 0,3 ∙ 𝑚 = 0,3 ∙ 520000 = 156000 (человек), 𝑎, – суточная норма расхода горячей воды: 𝑎, = 50(л/чел), 𝑐 – теплоёмкость подогреваемой воды: 𝑐 = 4,187(кДж⁄(кг ∙ ℃)), 𝑡2 – температура горячей воды, подаваемой в систему: 𝑡2 = 55℃, 𝑡хв – температура холодной воды, в отопительный период: 𝑡хв = 5℃, 𝑇 – число часов работы системы горячего водоснабжения в течении суток: 𝑇 = 8(часов). 156000 ∙ 50 ∙ 4,187 ∙ 103 ∙ (55 − 5) = 56698,958 кВт 8 ∙ 3600 Расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий: ПР 𝑄ГВ = Ж.ОБ 𝑄ГВ = 1,2 ∙ 𝑚 ∙ (𝑎 + 𝑏) ∙ (𝑡гв − 𝑡хв ) ∙с 24 ∙ 3600 где 𝑎 – суточная норма расхода горячей воды: 𝑎 = 110 л/чел. , 9 𝑏 – тоже для общественных зданий: 𝑏 = 25 л/сутки, с – коэффициент часовой неравномерности: с = 4,187. 1,2 ∙ 520000 ∙ (110 + 25) ∙ (55 − 5) ∙ 4,187 = 204116,251 кВт, 24 ∙ 3600 Расчетный (максимальный) расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и Ж.ОБ 𝑄ГВ = общественных зданий: Ж.ОБ Ж.ОБ 𝑄ГВ = 𝑘ч𝑚𝑎𝑥 ∙ 𝑄ГВ , где 𝑘ч𝑚𝑎𝑥 – коэффициент часовой неравномерности расхода теплоты за сутки наибольшего водопотребления. Принимаем 𝑘ч𝑚𝑎𝑥 = 2,4 Ж.ОБ 𝑄ГВ = 2,4 ∙ 204116,251 = 489879,003 кВт. Суммарная потребность в горячей воде составляет: Ж.ОБ ПР 𝑄ГВ = 1,15 ∙ (𝑄ГВ + 𝑄ГВ ) (КВт), 𝑄ГВ = 1,15 ∙ (489879,003 + 56698,958) = 628,564 МВт. Суммарная потребность в горячей воде составляет: ∑ ∑ 𝑄𝑇 = (𝑄ОТ + 𝑄В + 𝑄ГВ ) , 𝑄𝑇 = 1495,284 + 716,621 + 628,564 = 2840,469 МВт 10 2 ПОСТРОЕНИЕ ГОДОВОГО ГРАФИКА ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ПО ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ Режим работы любой ТЭЦ зависит от величины и графика тепловых нагрузок. Потребление тепла на отопление и вентиляцию имеет сезонный характер, изменяясь от максимальной величины в зимний период до нуля в летний период. Определяется температурой наружного воздуха. Потребление тепла на горячее водоснабжение практически постоянно в течение года. Режимы расходов тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение изображать в виде зависимости от наружной температуры и по длительности стоячих нагрузок в часах в течение года (годовой график тепловых нагрузок по продолжительности). Технологическое потребление тепла предприятиями осуществляется преимущественно в виде пара и имеет, как правило, круглогодовой характер. Продолжительность отопительного периода для города Гомель составляет n = 204 сут. = 4896 ч. Точка А на графике характеризует начало отопительного периода, которому соответствует температура наружного воздуха + 8 ℃, эта температура и ниже ее наблюдается в течение всего отопительного периода, поэтому длительность их стояния равна продолжительности отопительного сезона. Точка Б соответствует температуре наружного воздуха 𝜏ОТ . Расчет тепловых нагрузок (𝑄𝑇1 , 𝑄𝑇2 , … , 𝑄𝑇𝑖 ) соответствующих температурам наружного воздуха (𝑡𝐻1 , 𝑡𝐻2 , … , 𝑡𝑇𝐻𝑖 ), производится по формуле: ПР 𝑄𝑇𝑖 = 𝑄𝑂𝑇 16 − 𝑡𝐻𝑖 16 − 𝑡𝐻𝑖 18 − 𝑡𝐻𝑖 ОБЩ 18 − 𝑡𝐻𝑖 ЖИЛ + (𝑄𝑂𝑇 + 𝑄𝑂𝑇 + 𝑄ВПР + (𝑄ВЖИЛ + 𝑄ВОБЩ ) + 𝑄ГВ , (МВт) ) 16 − 𝑡𝐻𝑂 18 − 𝑡𝐻𝑂 16 − 𝑡𝐻В 18 − 𝑡𝐻В где 16°С и 18°С – температуры воздуха внутри производственных помещений и жилых зданий. Построенные графики являются расчетными по которым производится выбор оборудования ТЭЦ. Таблица 1. 11 t1,°С tно,°С t2,°С t3,°С tнв,°С t4,°С t5,°С t6,°С – 30 – 25 – 20 – 15 – 11 – 10 –5 0 𝜏1 ,час 𝜏0 ,час 𝜏1 ,час 𝜏2 ,час 𝜏в ,час 𝜏4 ,час 𝜏5 ,час 𝜏6 ,час 2 19 51 159 349 397 699 1381 t7,°С +5 𝜏7 ,час 1551 t8,°С +8 𝜏8 ,час 2190 Построение линии горячего водоснабжения: 𝑄ГВ = 1,15 ∙ (489879,003 + 56698,958) = 628,564 МВт. Построение линии отопления ведётся по формуле: 𝛴 ПР 𝑄ОТ (𝑡) = 𝑄ОТ ⋅ 16 − 𝑡Н𝑖 18 − 𝑡Н𝑖 ОБЩ ЖИЛ + (𝑄ОТ + 𝑄ОТ ) ⋅ , МВт 16 − 𝑡НО 18 − 𝑡НО График отопления: ∑ 16+30 ∑ 16+25 18+30 𝑄ОТ (−30 ) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 810,123 МВт; 𝑄ОТ (−25) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 18+25 ) = 725,658 МВт; + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25 ∑ 16+20 18+20 ∑ 16+15 18+15 ∑ 16+11 18+11 ∑ 16+10 18+10 16+5 18+5 𝑄ОТ (−20) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 641,192 МВт; 𝑄ОТ (−15) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 556,727 МВт; 𝑄ОТ (−11) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 489,155 МВт 𝑄ОТ (−10) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 472,262 МВт; ∑ 𝑄ОТ (−5) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 387,797 МВт; ∑ 16−0 18−0 ∑ 16−5 18−5 ∑ 16−8 18−8 𝑄ОТ (0) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 303,331 МВт. 𝑄ОТ (5) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 218,866 МВт; 𝑄ОТ (8) = 1,15 ⋅ (13247 ⋅ 16+25 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+25) = 168,187 МВт; График вентиляции: 16−𝑡 18−𝑡 𝑄𝐵 (𝑡) = 𝑄ВПР ⋅ 16−𝑡 Н𝑖 + (𝑄ВЖИЛ + 𝑄ВОБЩ ) ⋅ 18−𝑡 Н𝑖 ,МВт НВ 16+11 НВ 18+11 𝑄В (−11) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+11) = 716,621МВт; 12 16+10 18+10 𝑄В (−10) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+11) = 691,894МВт; 𝑄В (−5) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+5 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+5 ) = 568,260МВт; 18+11 16−0 18−0 16−5 18−5 16−8 18−8 𝑄В (0) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+11) = 444,625МВт. 𝑄В (5) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+11) = 320,990МВт. 𝑄В (8) = 1,15 ⋅ (5389,308 ⋅ 16+11 + (411840 + 205920 ) ⋅ 18+11) = 246,810МВт. Построение линии тепловых нагрузок осуществляется по формуле: ПР 𝑄𝑇 (𝑡) = 𝑄ОТ ⋅ 16 − 𝑡Н𝑖 18 − 𝑡Н𝑖 16 − 𝑡Н𝑖 ОБЩ ЖИЛ + (𝑄ОТ + 𝑄ОТ )⋅ + 𝑄ВПР ⋅ + 16 − 𝑡НО 18 − 𝑡НО 16 − 𝑡НВ +(𝑄ВЖИЛ + 𝑄ВОБЩ ) ⋅ 18 − 𝑡Н𝑖 𝛴 𝛴 + 𝑄ГВ = 𝑄ОТ (𝑡) + 𝑄𝐵 (𝑡) + 𝑄ГВ , МВт 18 − 𝑡НВ 𝑄Т (−30) = 810,123 + 716,621 + 628,564 = 2070,843 МВт; 𝑄Т (−25) = 725,658 + 716,621 + 628,564 = 2070,843 МВт; 𝑄Т (−20) = 641,192 + 716,621 + 628,564 = 1986,377 МВт; 𝑄Т (−15) = 556,727 + 716,621 + 628,564 = 1901,912 МВт; 𝑄Т (−11) = 489,155 + 716,621 + 628,564 = 1834,34МВт; 𝑄Т (−10) = 472,262 + 691,894 + 628,564 = 1789,72 МВт; 𝑄Т (−5) = 387,797 + 320,990 + 628,564 = 1337,351 МВт; 𝑄Т (0) = 303,331 + 444,625 + 628,564 = 1376,52 МВт; 𝑄Т (5) = 218,866 + 320,990 + 628,564 = 1168,42МВт; 𝑄Т (8) = 168,187 + 246,810 + 628,564 = 1043,561 МВт; 𝑄𝑇𝑚𝑎𝑥 МВт. Результаты расчетов сведены в таблицу 2. Таблица 2 – Результаты расчетов 𝑡Н𝑖 , °С 𝜏𝑖 , час 𝑄Т𝑖 , МВт 𝑄ОТ𝑖 , МВт 𝑄В𝑖 , МВт 𝑄ГВ𝑖 , МВт -30 2 2070,843 725,658 716,621 628,564 -25 19 2070,843 725,658 716,621 628,564 -20 51 1986,377 641,192 716,621 628,564 -15 159 1901,912 556,727 716,621 628,564 -11 349 1834,34 489,155 716,621 628,564 13 -10 397 1789,72 472,262 691,894 628,564 -5 699 1337,351 387,797 320,990 628,564 0 1381 1376,52 303,331 444,625 628,564 5 1551 1168,42 218,866 320,990 628,564 8 2190 1043,561 168,187 246,810 628,564 Q(T) Q(ОТ) Q(В) Q(ГВ) 8 5 0 -5 -10 -11 -15 -20 -25 -30 2500 2000 1500 Q(T) Q(ГВ) 1000 500 0 2 19 51 159 349 397 699 138115512190 14 3. ВЫБОР ВАРИАНТА ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЖИЛОГО РАЙОНА Целью выбора варианта энергоснабжения являются получение основных технико-экономических показателей, включающих расчет капиталовложений в генерирующее оборудование, расчет расхода топлива и топливных затрат на обеспечение выработки электрической и тепловой энергии. Исходными данными для анализа являются величины электрической, и структура отпускаемого потенциала теплоты, по которым выбирается основное оборудование. 3.1 Вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) предназначена для отпуска потребителям двух видов энергии: электрической и тепловой. В течение года ТЭЦ вырабатывает электрическую энергию по двум циклам. Зимой при отпуске теплоты из отборов турбин выработка электроэнергии турбоагрегатами ТЭЦ осуществляется по теплофикационному циклу без энергетических потерь в холодном источнике. В летний и переходный осенне-весенний период выработка электроэнергии на ТЭЦ осуществляется по конденсационному циклу. Причем экономичность такой выработки всегда ниже, чем на конденсационной электростанции с оборудованием такого же класса. Последнее обусловлено снижением КПД проточной части турбин вследствие их конструктивных особенностей. 3.1.1. Выбор основного оборудования Основным критерием выбора состава оборудования ТЭЦ является коэффициент теплофикации 𝛼Т . Им определяется электрическая мощность ТЭЦ при расчётных тепловых нагрузках, состав турбоагрегатов, мощность устанавливаемых энергетических и пиковых котлов. Коэффициент теплофикации характеризует степень использования отборов турбин. Он равен отношению тепловой нагрузки ТЭЦ покрываемой паром, отбираемым из турбин 𝑄ТТУРБ к расчётной (максимальной) теплофикационной нагрузке 𝑄ТМАХ : 𝑄ТТУРБ = 𝛼Т ⋅ 𝑄ТМАХ , кВт. 15 Значение αТ находится обычно в пределах 0,45-0,7. Верхние пределы принимаются для установок с более высокими техникоэкономическими показателями (Т-250-240, ПТ-135-130, Т-175-130), нижние значения характерны для турбоагрегатов малой мощности (ПТ-35, ПТ- 40, ПТ-50). αТ = 0,5 сум 𝑄Т = 1153,752 МВт – расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ; 𝑄ТТУРБ = 1153,752 ⋅ 0,5 = 576,876 МВт. Турбоагрегаты. Выбираемые турбоагрегаты должны соответствовать трем условиям: – вырабатывать электрическую энергию мощностью 𝑁э =500 МВт; – покрывать технологическую нагрузку 𝑄П = 470 МВт и отпускать пар давления 𝑃𝑛 =1,3 МПа; – покрывать отопительную нагрузку 𝑄ТТУРБ = 692,251 МВт Для этой цели выбираем по таблице([1], приложение 1) 2 варианта: 1) Расчет ПТ-140/165-130/15-3 Электрическая нагрузка Для покрытия электрической мощности используем одну турбину ПТ140/165-130/15-3. 𝑁ТЭЦ = 1 ⋅ 𝑁ном = 1 ⋅ 140 = 140МВт Технологическая нагрузка Технологическая нагрузка, покрываемая турбиной, определяется по формуле: П 𝑄П = ДП ⋅ (ℎП ОТБ − ℎОК ), П где ДП – номинальная тепловая нагрузка производственного отбора, т/ч; ℎОТБ – П энтальпия производственного отбора, ℎОТБ = 3595,39 кДж/кг; ℎП ОК – энтальпия обратного конденсата промышленного отбора, кДж/кг. Энтальпия производственного отбора определяется по формуле: П ℎП ОК = 𝑡ОК ⋅ С, 16 П П где 𝑡ОК – температура обратного конденсата промышленного отбора, 𝑡ОК = 90°С; 𝐶 – теплоемкость подогреваемой воды, кДж/кг·°С. Определим технологическую нагрузку, покрываемую турбиной ПТ-135/165130/15: П ℎП ОК = 𝑡ОК ⋅ С = 90 ⋅ 4,19 = 377,1кДж/кг П 𝑄П = ДП ⋅ (ℎП ОТБ − ℎОК ) = 335 (3595,39,46 − 377,1) = 299,48МВт 3,6 Технологическая нагрузка от одной турбины равна: 𝑄П = 1 ⋅ 299,48 = 299,48МВт Теплофикационная нагрузка Теплофикационная нагрузка, покрываемая турбиной, определяется по формуле: 𝑄Т = ДТ ⋅ 1,163, где ДТ – номинальная тепловая нагрузка отопительного отбора, Гкал/ч; Расчет Определим отопительную нагрузку, покрываемую турбиной ПТ-140/165130/15-3: 𝑄Т = ДТ ⋅ 1,163 = 120 ⋅ 1,163 = 139,56МВт. Теплофикационная нагрузка от одной турбины равна: 𝑄Т = 1 ⋅ 139,56 = 139,56МВт Отпуск пара заданного давления Давление пара производственного отбора турбин ПТ-140/165-130/15-3 равно 1,3 МПа, что соответствует предъявленным к турбине требованиям. 2) Расчет ПТ-90/120-130/10 Электрическая нагрузка Для покрытия электрической мощности используем одну турбину ПТ90/120-130/10. 𝑁ТЭЦ = 1 ⋅ 𝑁ном = 1 ⋅ 90 = 90МВт Технологическая нагрузка Технологическая нагрузка, покрываемая турбиной, определяется по формуле: 17 П 𝑄П = ДП ⋅ (ℎП ОТБ − ℎОК ), П где ДП – номинальная тепловая нагрузка производственного отбора, т/ч; ℎОТБ – П энтальпия производственного отбора, ℎОТБ = 3595,39 кДж/кг; ℎП ОК – энтальпия обратного конденсата промышленного отбора, кДж/кг. Энтальпия производственного отбора определяется по формуле: П ℎП ОК = 𝑡ОК ⋅ С, П П где 𝑡ОК – температура обратного конденсата промышленного отбора, 𝑡ОК = 90°С; 𝐶 – теплоемкость подогреваемой воды, кДж/кг·°С. Определим технологическую нагрузку, покрываемую турбиной ПТ-135/165130/15: П ℎП ОК = 𝑡ОК ⋅ С = 90 ⋅ 4,19 = 377,1кДж/кг П 𝑄П = ДП ⋅ (ℎП ОТБ − ℎОК ) = 200 (3595,39,46 − 377,1) = 178,794МВт 3,6 Технологическая нагрузка от одной турбины равна: 𝑄П = 1 ⋅ 178,794 = 178,794МВт Теплофикационная нагрузка Теплофикационная нагрузка, покрываемая турбиной, определяется по формуле: 𝑄Т = ДТ ⋅ 1,163, где ДТ – номинальная тепловая нагрузка отопительного отбора, Гкал/ч; Расчет Определим отопительную нагрузку, покрываемую турбиной ПТ-90/120130/10: 𝑄Т = ДТ ⋅ 1,163 = 80 ⋅ 1,163 = 93,04МВт. Теплофикационная нагрузка от одной турбины равна: 𝑄Т = 1 ⋅ 139,56 = 93,04МВт Отпуск пара заданного давления Давление пара производственного отбора турбин ПТ-90/120-130/10 равно 1,3 МПа, что соответствует предъявленным к турбине требованиям. 3) Расчет Т-250/300-240-2 18 Электрическая нагрузка Для покрытия электрической мощности используем одну турбину Т-250/300240-2. 𝑁ТЭЦ = 1 ⋅ 𝑁ном = 250МВт Теплофикационная нагрузка Теплофикационная нагрузка, покрываемая турбиной, определяется по формуле: 𝑄Т = ДТ ⋅ (ℎТОТБ − ℎТОК ), где ДТ – номинальная тепловая нагрузка отопительного отбора, Гкал/ч. Определим отопительную нагрузку, покрываемую турбиной Т-110-12.87: 𝑄Т = ДТ ⋅ 1,163 = 330 ⋅ 1,163 = 383,79МВт. Теплофикационная нагрузка от двух турбин равна: 𝑄Т = 1 ⋅ 383,79 = 383,79МВт. Проверка правильности выбора турбоагрегатов. Электрическая мощность всех турбоагрегатов: турб NЭ = 140 + 90 + 250 = 480 МВт > Nэ = 500 МВт. Тепловая производственная нагрузка отборов всех турбоагрегатов: турб QП = 299,48 + 178,794 = 478,274 МВт > 470 МВт. Тепловая отопительная нагрузка отборов всех турбоагрегатов: турб QТ = 139,56 + 93,04 + 383,79 = 616,39 МВт > 576,876 МВт. Все условия действительно выполняются. Характеристики выбранных турбоагрегатов Характеристика Завод-изготовитель Номинальная мощность, МВт Давление свежего пара, МПа (кгс/см2) Температура свежего пара, °С Расход свежего пара, максим, т/ч Давление в регулируемых отборах, МПа (кгс/см2): производственном Тип турбины ПТТ-110/120135/165130-3 130/15 УТМЗ УТМЗ 135 110 12,8 (130) 12,8 565 555 760 480 1,2-2,06 0 19 верхнем отопительном нижнем отопительном Номинальная тепловая нагрузка отборов, т/ч: производственном отопительном Давление отработавшего пара, кПа (кгс/см2) Относительный внутренний КПД турбины, % 0,06 – 0,25 0,04 – 0,12 0,06 – 0,25 0,05 – 0,2 320 110 3,4 (0,035) 82-85 0 175 5,3(0,053) 86-87 Выбор котельных агрегатов Тип и единичную мощность котельных агрегатов выбираем исходя из параметров максимального расхода свежего пара с запасом 3% перед турбиной ([1], приложение 1). Исходя из того, что расход свежего пара на выбранных турбинах ПТ-135/165-130/15 составляет 760 т/ч, используем два котла Е-420-13,8-560КТ, номинальной производительностью 2х420 т/ч, а для Т-110/120-130-3 при расходе 480 т/ч Е-500-13,8-560КТ. Основные характеристики котлов, представлены в таблице 5. Таблица 5 Характеристика Номинальная производительность, т/ч Давление острого пара на выходе, МПа (кгс/см2) Температура острого пара на выходе, °С Вид сжигаемого топлива Расчетный КПД брутто, % Тип котла Е-420-13,8-560E-500-13,8КТ 560КТ 420 500 13,8 (140) 13,8(140) 560 560 Каменный уголь Каменный уголь 91 91 Выбор пиковых водогрейных котлов. Выбираемые пиковые водогрейные котлы, которые должны покрывать нагрузку: 𝑄ТПВК = 𝑄Тмах − 𝑄ТТУРБ = 1022,76 − 511,38 = 511,38 МВт. 20 Исходя из этого, выбираем 5 пиковых водогрейных котла КВ-ТК-100-150-4. Характеристики выбранного пикового водогрейного котла представлены в табл. 3.4. Таблица 3.4 – Характеристики выбранного пикового водогрейного котла Вид водогрейного котла Характеристики КВ-ТК-100-150-4 Теплопроизводительность, 116,3 МВт Рабочее давление, МПа 2,4 Температура уходящих 192 газов, С Расход воды, т/ч 1236/2460 3.1.2. Определение капитальных вложений в сооружение ТЭЦ Капиталовложения в сооружение ТЭЦ определяются методом по удельным капиталовложениям. На основании выбранного состава оборудования и суммарной электрической и тепловой мощности ТЭЦ для заданного вида топлива определяется величина удельных капиталовложений 𝑘ТЭЦ , у.е./кВт. Величина капиталовложений в сооружение ТЭЦ: 𝐾к = 𝑘тэц ⋅ 𝑁тэц ⋅ 103 , у.е, где𝑁тэц – номинальная мощность ТЭЦ, МВт (𝑁тэц =355 МВт); 𝑘тэц – удельные капиталовложения, 𝑘тэц =2500 у.е/кВт. 𝐾𝐾 = 2500 ⋅ 355 ⋅ 103 = 887,5 ⋅ 106 у. е. 3.1.3. Определение расхода топлива и основных показателей для варианта энергоснабжения от ТЭЦ Выработка электроэнергии на паротурбинной ТЭЦ осуществляется частично по теплофикационному, а частично – по конденсационному циклу. Эффективность при этом характеризуется двумя показателями: удельными расходами топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклу. 21 Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ определяется выражением: ТЭЦ 𝐵Э = 𝑏ЭТ ЭТ + 𝑏ЭК ЭК , кг. где: ЭТ , ЭК – полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке пара, кВт·ч; 𝑏ЭТ , 𝑏ЭК – удельные расходы топлива по теплофикационному и конденсационному циклам, кг/ кВт·ч. Удельные расходы условного топлива 𝑏ЭТ и 𝑏ЭК находятся: 𝑏ЭТ = 0,123 бр 𝜂ЭМ 𝜂К 𝜂ТП 𝑏ЭК = 𝑏ЭТ 𝜂𝑖 , кг/ кВт·ч; , кг/ кВт·ч. где 𝜂ЭМ – электромеханический КПД турбогенератора, 𝜂ЭМ ≈ 0,98 − 0,99; бр 𝜂К – КПД брутто котельного агрегата; – 𝜂ТП коэффициент потерь теплоты в паропроводах, 𝜂ЭМ ≈ 0,98 − 0,99; 𝜂𝑖 – абсолютный внутренний КПД турбоагрегата, 𝜂𝑖 ≈ 0,36 − 0,45. 𝑏ЭТ = 0,123 0,98⋅0,91⋅0,98 𝑏ЭК = Полная выработка 0,136 0,45 = 0,14 кг/ кВт·ч; = 0,302 кг/ кВт·ч; электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке составляет: ЭТ = эТТ 𝑄Т + эП Т 𝑄П , кВт·ч; ЭК = Э − ЭТ ≈ 𝑁Э ℎУ − ЭТ , кВт·ч. где эТТ , эПТ – удельная выработка электроэнергии на теплофикационном и технологическом потреблении, кВт∙ч/ГДж. Значения определяются по рис. 4.2 [1] соответственно по давлению в теплофикационном рТ и технологическом рП отборах пара (эТ =125 кВт·ч/ГДж при рТ =12.5 МПа и эП =85 кВт·ч/ГДж при рП =0.1 МПа); 𝑄Т , 𝑄П – количество отработавшей теплоты, отданной на теплофикационные и технологические нужды соответственно 22 𝑄Т = 𝐷Т 𝑞Т ℎу ⋅ 10−3 , ГДж 𝑄П = 𝐷П 𝑞П ℎу ⋅ 10−3 , ГДж 𝑄турб = 𝑄т + 𝑄п , ГДж. где 𝑞Т , 𝑞П – удельное теплосодержание отработавшего пара в теплофикационном и технологическом отборе соответственно 𝑞т =2260 кДж/кг, 𝑞п =2150 кДж/кг; ℎ𝑦 – годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки отборов турбин, ℎ𝑦 = 5500 часов; 𝐷Т , 𝐷П – соответственно теплофикационный и промышленный отбор турбины, т/ч. 𝑄Т = 2 ⋅ 175 ⋅ 2260 ⋅ 5500 ⋅ 10−3 + 110 ⋅ 2260 ⋅ 5500 ⋅ 10−3 = 5717,8 ГДж; 𝑄П = 2 ⋅ 320 ⋅ 2150 ⋅ 5500 ⋅ 10−3 = 7586 ГДж; 𝑄ТУРБ = 5717,8 + 7586 = 13303,8 ГДж; ЭТ = 125 ⋅ 5717,8 + 85 ⋅ 7586 = 1359,54 МВт·ч; ЭК = 355 ⋅ 5500 − 1359,54 = 1951,14 ⋅ 103 МВт·ч; ТЭЦ 𝐵Э = 0,136 ⋅ 1359,54 ⋅ 106 + 0,302 ⋅ 1153,86 ⋅ 106 = 348,6 ⋅ 106 кг. Величина расхода топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭЦ определяется с учетом отпуска из отборов турбин и пиковых водогрейных котлов : турб 𝐵𝑄тэц = b𝑄 турб где 𝑏𝑄 ⋅ 𝑄турб + bпвк 𝑄 ⋅ 𝑄пвк , кг ,𝑏𝑄ПВК – удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в турбинах ТЭЦ и ПВК, кг у.т./ГДж. Их значения определяются по формулам: 𝑏𝑄ПВК = 34,6 𝜂ПВК турб 34,6 𝑏𝑄 = бр 𝜂ТП ⋅ 𝜂к где 𝜂ПВК − КПД пиковой котельной, 𝜂ПВК = 0,9; 𝑄турб – отпуск тепловой энергии из отборов турбин, 𝑄ТУРБ = 10000,1 ГДж; 23 𝑄пвк – отпуск тепловой энергии от пиковых водогрейных котлов: Т 𝑄ПВК = 𝑄ПВК ⋅ 𝜏 ⋅ 3,6 = 511,38 ⋅ 3100 ⋅ 3,6 = 3075,7 ГДж; 𝑏𝑄ПВК = турб 𝑏𝑄 ТЭЦ 𝐵𝑄 = 34,6 0,9 = 38,44 кг у. т./ГДж; 34,6 0,98⋅0,98 = 37,56 кг у. т./ГДж; = 37,56 ⋅ 13303,8 ⋅ 103 + 38,44 ⋅ 3075,7 ⋅ 103 = 493,83 ⋅ 106 кг Суммарный расход топлива на комбинированный отпуск тепловой и электрической энергии от ТЭЦ: 𝐵𝐾 = 𝐵этэц + 𝐵𝑄тэц . 𝐵К = 348,6 ⋅ 106 + 493,83 ⋅ 106 = 842,43 ⋅ 106 кг 3.2 Вариант раздельного энергоснабжения от КЭС и котельной Этот вариант всегда проигрывает варианту энергоснабжения от ТЭЦ по экономичности, то есть расходу топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, но отличается меньшими капиталовложениями. Для окончательного выбора варианта энергоснабжения требуется определить капиталовложения в вариант раздельного энергоснабжения и величину расхода топлива по нему. 3.2.1. Определение капитальных вложений в сооружение КЭС и котельной Капитальные вложения в строительство КЭС и котельной определяются аналогично предыдущему варианту. Причем величина мощности КЭС принимается несколько завышенной, чем мощности ТЭЦ и определяется по выражению: 𝑁кэс = Nтэц ⋅ (1 + Сэу ), где 𝐶ЭУ = 0,07– коэффициент, который учитывает прирост мощности КЭС на величину дополнительных потерь мощности в ЛЭП в виду большей удаленности 24 КЭС от потребителя, чем ТЭЦ. Различием в потреблении электроэнергии на собственные нужды по раздельному и комбинированному вариантам в оценочных расчетах можно пренебречь. Капиталовложения в строительство КЭС определяются в соответствии с выражением: Ккэс = k кэс ⋅ 𝑁кэс ⋅ 103 ,у.е, где 𝑘кэс – удельные капиталовложения в сооружения КЭС, принимаем 𝑘кэс = 1500 у.е./кВт для газо-мазутного топлива. 𝑁КЭС = 355 ⋅ (1 + 0,07) = 379,85 МВт; 𝐾КЭС = 𝑘КЭС ⋅ 𝑁КЭС ⋅ 103 = 1500 ⋅ 379,85 ⋅ 103 = 569,775 ⋅ 106 у. е. Капиталовложения котельных находятся: в сооружении отопительных и промышленных Кот = 0,98 ⋅ 𝑘от ⋅ 𝑄тмах ,у.е, Кпр = 0,98 ⋅ 𝑘пр ⋅ 𝑄птэц , где 𝑄птэц – тепловая мощность технологического отпуска пара от ТЭЦ, кВт. ТЭЦ 𝑄П = 𝐷П ⋅𝑞П 3,6 = 320⋅2150 3,6 = 191,11 МВт 𝑘от , 𝑘пр – удельные капиталовложения в отопительные и промышленные котельные. Ориентировочно принимаем 𝑘ОТ = 150. . .350у.е./кВт, а 𝑘пр = 1000у.е./кВт. 𝐾ОТ = 0,98 ⋅ 300 ⋅ 1022,76 ⋅ 103 = 300,691 ⋅ 106 у. е.; 𝐾ПР = 0,98 ⋅ 1000 ⋅ 191,11 = 187,287 ⋅ 106 у. е. Суммарные капитальные вложения в строительство КЭС и котельных для варианта раздельного энергоснабжения составят: Кр = Ккэс + Кот + Кпр ,у.е., 𝐾Р = (569,775 + 300,691 + 187,287) ⋅ 106 = 1057,753 ⋅ 106 у. е. 3.2.2. Определение расхода топлива и основных показателей энергоснабжения по раздельной схеме от КЭС и котельной 25 Расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по варианту раздельного энергоснабжения определяется из условия одинакового энергетического эффекта, то есть: Экэс = Эт + Эк , 𝑄кот = 𝑄турб + 𝑄пвк . ЭКЭС = 1138,4 ⋅ 103 + 1153860 ⋅ 103 = 1154998,4 ⋅ 106 кВт·ч; 𝑄КОТ = 10000,1 + 3075,7 = 13075,8 кВт·ч. Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии с шин КЭС может быть определена: Вкэс э = bкэс ⋅ Экэс ,кг, где 𝑏кэс = 0,34 кг у.т. кВт⋅ч – удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии. 𝐵ЭКЭС = 0,34 ⋅ 1154998,4 ⋅ 106 = 392,7 ⋅ 106 кг Величина расхода топлива на отпуск теплоты оценивается с учетом отпуска на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение от отопительной котельной и с технологическим паром от промышленной котельной. Эту оценку можно выполнить следующим образом: 𝐵КОТ = 𝑏𝑄ОТ ⋅ 𝑄КОТ + 𝑏𝑄ПР 𝑄П , кг пр где 𝑏𝑞от и 𝑏𝑞 – удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в отопительной и промышленной котельных. Они находятся по формулам: 𝑏𝑄ОТ = 34,6 𝑏𝑄ПР = где𝜂пк ,𝜂вк 𝜂ВК = 34,6 𝜂ПК 34,6 0,88 = = 39,32 кг у.т./ГДж; 34,6 0,93 = 37,2 кг у.т./ГДж; – КПД паровых и водогрейных котлов, принимаются ориентировочно 𝜂ВК = 0,88 − 0,95, 𝜂ПК = 0,93 − 0,95 𝐵КОТ = 39,32 ⋅ 13075,8 + 37,2 ⋅ 2790,7 = 617,95 ⋅ 106 кг. Суммарный расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по раздельному варианту энергоснабжения составит: Вр = Вкэс э + Вкот , кг. 6 𝐵𝑃 = 392,7 ⋅ 106 + 617,95 ⋅ 106 = 1010,65 ⋅ 106 кг 26 3.3. Выбор варианта энергоснабжения Критерием для выбора варианта энергоснабжения является минимум расчетных затрат по сравниваемым вариантам, определяемый для варианта комбинированного энергоснабжения из выражения: Зк = рн ⋅ Кк + ст ⋅ Вк ⋅ 10-3 , у.е. И для варианта раздельного энергоснабжения: Зр = рн ⋅ Кр + ст ⋅ Вр ⋅ 10-3 , у.е., где рн = 0,15– нормативный коэффициент окупаемости (окупаемость капиталовложений за 6,5 лет); ст – цена топлива, для газа ст = 200у.е./т у.т. ЗК = 0,15 ⋅ 525 ⋅ 106 + 200 ⋅ 842,43 ⋅ 106 ⋅ 10−3 = 247,236 ⋅ 106 у.е. ЗР = 0,15 ⋅ 468,032 ⋅ 106 + 200 ⋅ 1010,65 ⋅ 106 ⋅ 10−3 = 272,3 ⋅ 106 у. е. По результатам расчета видно, что ЗК< ЗР, значит, выбираем вариант комбинированного энергоснабжения. 27 4. ПОСТРОЕНИЕ ПРОЦЕССА РАСШИРЕНИЯ ПАРА В ТУРБИНЕ Т110-130/3 Процесс расширения пара для выбранной турбины строится в h-s координатах. Исходные данные необходимые для построения (𝑃,𝑡) представлены в таблице 7. Таблица 7 Номер Подогреватель Давление, Температура, Энтальпия отбора МПа (кгс/см2) °С 0 – 12,75 (130) 555 3487 1 ПВД7 3,32 (33,8) 379 3177 2 ПВД6 2,28 (23,2) 337 3102 3 ПВД5 1,22 (12,4) 266 2971 – Деаэратор 1,22 (12,4) 266 2971 4 ПНД4 0,57 (5,8) 190 2830,3 5 ПНД3 0,294 (3,0) 130 546,4 6 ПНД2 0,098 (1,0) 99 2552 2425 7 ПНД1 0,037 (0,38) 74 K – 0,0053 (0,054) 20 2319 Ввиду дросселирования пара перед турбиной и в местах отбора пара в регулирующих и стопорных клапанах давление 𝑃0 уменьшается на величину (0,03. . .0,05)𝑃0 Точка 0: Начальная точка - 0 соответствует начальным параметрам (р0, t0). По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: 𝑝0 = 12.75 МПа; 𝑡0 = 555 ∘ 𝐶 ; ℎ0 = 3487,013 кДж/кг; h0=3487 кДж/кг Точка 0': (вход пара в ЦВД): В регулирующих клапанах происходит дросселирование пара до состояния 0'. Процесс идёт при постоянной энтальпии. Принимаем снижение давления 𝛥𝑝 3% от начального. Тогда параметры пара в т. 0' составят: 𝑝′0 = (1 − 0.03) ⋅ 12,37 МПа; 𝑡′0 = 553,5 𝑜 𝐶 ; ℎ0 = 3487,013 кДж/кг; h0=3487 кДж/кг 28 Точка 1: Первый регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 7) соответствует параметрам р1, t1. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: p1=3,32 МПа; t1=379 ˚С; h1=3177 кДж/кг Точка 1’: При переходе пара из ЦВД в ЦНД имеются потери давления в перепускных турбинах, принимаем эти потери 1.5%. Параметры точки 1’ составляют: p1’=3,22 МПа; t1’=377,99 ˚С; h1’=3177 кДж/кг Точка 2: Второй регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 6) соответствует параметрам р2, t2. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: p2=2,28 МПа; t2=337 ˚С; h2=3102 кДж/кг Точка 3: (выход пара из ЦВД). При выходе пара из ЦВД поток делится на три части: третий регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 5), отбор пара на деаэратор (Д) и регулируемый производственный отбор (П-отбор). Все параметры пара соответствуют третьему регенеративному отбору (р3, t3). По таблицам находится значение энтальпии пара в этой точке: p3=1,22 МПа; t3=266 ˚С; h3=2971 кДж/кг 29 Точка 4: Четвертый регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель низкого давления ПНД 4) соответствует параметрам р4, t4. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: p4=0,57 МПа; t4=190 ˚С; h4=2830,3 кДж/кг Точка 5: Пятый регенеративный отбор соответствует параметрам р5, t5. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: p5=0,294 МПа; t5=130 ˚С; h5=546,4 кДж/кг Точка 6: Шестой регенеративный отбор (верхний Т-отбор) соответствует параметрам р6, t6. В данном случае пар из отбора турбины делится на два потока: один идет на подогреватель низкого давления ПНД 6, второй - на верхний сетевой подогреватель ПСВ. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: p6=0,098 МПа; t6=99 ˚С; h6=2552 кДж/кг Точка 7: Седьмой регенеративный отбор (нижний Т-отбор) соответствует параметрам р7, t7. Пар из отбора турбины делится на два потока: один идет на подогреватель низкого давления ПНД 7, второй - на нижний сетевой подогреватель ПСН: p7=0,037 МПа; t7=74 ˚С; h7=2425 кДж/кг 30 Точка Кт (вход в конденсатор): Считаем, что турбина работает в чисто компенсационном режиме с закрытой поворотной диафрагмой и с вентиляционным пропуском пара в конденсатор. Тогда параметры в точке Кк: pt=0,0053 МПа; Tt= 33,92 ˚С; ht= 2425 кДж/кг Точка Кк (вход в конденсатор): Считаем, что турбина работает в конденсационном режиме с отключенными теплофикационными нижним и верхним отборами, с полностью открытой поворотной диафрагмой и с вентиляционным пропуском пара в конденсатор. Тогда параметры в точке Кк: pк=0,0053 МПа; tк= 33,92 ˚С; hк= 2189 кДж/кг В таблице 4.2 приведены уточненные параметры пара в отборах турбины. Таблица 4.2 – Уточненные параметры пара в отборах турбины Точки Температура, процесса Давление, МПа 0 0' 1 1' 2 3 4 5 6 7 Kt КК 12,75 12,37 3,32 3,22 2,28 1,22 0,57 0,294 0,098 0,037 0.0053 0.0053 555 553,52 379 377,99 337 266 190 130 99 74 33,92 33,92 °С Энтальпия, Степень cухости пара кДж/кг 3487 3487 3177 3177 3102 2971 2830,3 546,4 2552 2425 2425 2189 1 1 1 1 1 1 1 0,997 0,946 0,91 0.943 0,845 Полученный в результате построения h-s координатах процесс расширения представлен в приложении Б. 31 5 РАСЧЕТ И ВЫБОР СЕТЕВОЙ УСТАНОВКИ Сетевая установка предназначена для подогрева воды систем теплоснабжения (сетевой воды) паром, регулируемых теплофикационных отборов. В ее состав входят подогреватели сетевой воды, сетевые насосы и пиковые водогрейные котлы. Расчет сетевых подогревателей включает определение расхода пара на подогреватели при максимальной тепловой нагрузке выбранной турбины. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение обычно производится по температурному графику подогрева сетевой воды 150/70°С, где 𝑡пс = 150°С и 𝑡ос = 70°С – соответственно температура прямой и обратной (возвращаемой на ТЭЦ) сетевой воды. Рисунок 1 – Двухступенчатая схема подогрева При наличии нагрузки на горячее водоснабжение 𝑡ос уменьшается: 𝑡ОС = 70 − 80 ⋅ 𝑄ГВ 80 ⋅ 52,012∘ 𝑄𝑇𝑚𝑎𝑥 244,805 Температурный перепад для нагрева сетевой воды на ТЭЦ оценивается как 𝛥𝑡св = 𝑡пс − 𝑡ос . Распределение 𝛥𝑡св между подогревателями турбины СП1, СП2 и ПВК производится по величине 𝛼т = 0,45, то есть подогрев сетевой воды за счет турб отпускаемого тепла из отборов турбины 𝛥𝑡св =Δ𝑡св ⋅ 𝛼т . При двухступенчатой 32 турб схеме подогрева (рисунок 1) 𝛥𝑡св делится поровну между подогревателями СП1 и СП2. 𝛥𝑡СВ = 150 − 53 = 97 ∘ С; ТУРБ 𝛥𝑡СВ = 97 ⋅ 0,5 = 48,5 ∘ С; ТУРБ 𝛥𝑡𝐶 = 𝛥𝑡СВ /2 = 48,5/2 = 24,25 ∘ 𝐶; 𝑡𝐶1 = 𝑡𝑂𝐶 + 𝛥𝑡𝐶 = 53 + 24,25 = 77,25 ∘ 𝐶. Расход сетевой воды проходящей через систему: 𝐺с.в. = 𝑄турб , 4,187 ⋅ (𝑡C2 - 𝑡OC ) ⋅ 𝜂сп где 𝑡ос – температура обратной сетевой воды, 𝑡С2 – температура воды на входе водогрейного котла, 𝛥𝑡С2 =110 ºС, 𝑄турб – номинальная нагрузка теплофикационных отборов турбины; кВт, 𝜂сп – КПД подогревателей,𝜂сп = 0,99. 𝐺𝐶.𝐵 = 80,223⋅103 4,187⋅(110−53)⋅0,99 = 339,54 кг/с Затем используя построенный процесс расширения пара в турбине по PT1 и PT2 находятся энтальпии пара в отборах h1 и h2 . Предварительно PT1 и PT2 и определяются по температурам насыщения греющего пара t н1 = t c1 + δt1 и t н2 = t c2 + δt 2 соответственно в подогревателях СП1 и СП2 пользуясь таблицей насыщения по температурам [2], где: δt1 и δt 2 – недогрев в подогревателях СП1 и СП2, принимается соответственно 4÷6 °С и 3÷5 °С. Тепло, отпускаемое каждым из подогревателей, и расход пара на них Dт1 и Dт2 (т/ч) определяются из уравнений тепловых балансов. Расход пара на каждый подогреватель определяется из уравнений тепловых балансов: СП1: 𝐺𝐶.𝐵. (𝑡𝐶1 − 𝑡𝑂𝐶 ) ⋅ 𝑐𝑝 = 𝐷𝑇1 (ℎ1 − ℎдр1 )𝜂сп + 𝐷𝑇2 (ℎдр2 − ℎдр1 ) ⋅ 𝜂сп СП2: 𝐺𝐶.𝐵. (𝑡𝐶2 − 𝑡𝐶1 ) ⋅ 𝑐𝑝 = 𝐷𝑇2 (ℎ2 − ℎдр2 )𝜂сп где ℎ1 = 2615 кДж/кг энтальпия пара в первом отборе; ℎ2 = 2490 кДж/кг энтальпия пара во 2 отборе; ℎдр1 = 376,83 кДж/кг; ; ℎдр2 = 293,09 кДж/кг; 𝑡с1 = 33 77,25 °С температура воды на входе в СП2; 𝑡с2 = 110 °С температура воды на входе в СП1. После решения уравнений получаем: 𝐷т1 = 16,371 кг/с 𝐷т2 = 21,422 кг/с Выбор сетевых подогреватель производится по величине их поверхности, которая для каждого подогревателя: F= 4,187⋅𝐺св ⋅𝛥𝑡с 𝐾⋅Δt ср ⋅ 103 , м2, где𝛥𝑡с – подогрев воды в каждом подогревателе, °С; K=3700 – коэффициент теплопередачи, Вт/м2°С; 𝛥𝑡ср – средняя разность температур греющей и нагреваемой среды: 𝛥𝑡СР = 𝛥𝑡𝐶 24,25 = = 13,74 ∘ С 𝛥𝑡𝐶 + 𝛿𝑡𝐶 24,25 + 5 2,3 ⋅ 𝑙𝑔 2,3 ⋅ 𝑙𝑔 5 𝛿𝑡𝐶 где 𝛿𝑡с = 5°С – недогрев в подогревателях. 𝐹= 4,187⋅339,54⋅24,25 3500⋅13,74 = 716,89 м2 Выбираем по поверхности теплообмена 2 сетевых подогревателя марки ПГС-800-3-8-1. Характеристики выбранных сетевых подогревателей приведены в таблице 7. Таблица 7 – Характеристики сетевых подогревателей Характеристика Площадь поверхности теплообмена м2 Давление пара, МПа Тип сетевого подогревателя ПГС-800-3-8-1 800 0,03–0,25 Номинальный расход пара, кг/с 16,1 Давление воды, МПа 0,88 Номинальный расход воды, кг/с 347 Температура воды на входе, С 120 34 35 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения курсового проекта были рассчитаны техникоэкономические параметры энергоустановки. Были закреплены навыки работы с таблицами технических характеристик оборудования и с h-s диаграммой. Был произведен расчет тепловых нагрузок промышленно-жилого района г. Саратов в соответствии с этим построен годовой график тепловых нагрузок по продолжительности, выбрано основное оборудование и рассчитаны техникоэкономические показатели работы энергоблока. На основании проделанной работы выбраны турбоагрегаты: одна ПТ135/165-130/15 и две турбины Т-110/120-130-3. На основе структуры выбранного состава основного оборудования определены капитальные вложения в сооружение ТЭЦ, а также капитальные вложения для варианта раздельного энергоснабжения (от КЭС и котельной). По результатам расчетов можно сделать вывод об экономичности варианта комбинированного электроснабжения. 36 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 Методическое пособие к курсовой работе по курсу «Общая энергетика. Теплоэнергетические процессы и установки». / Герасимова А. Г., Пантелей Н. В., Романко В. А. – Мн. : БНТУ, 2018. – 82 с. 2 Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник. / Под общ. ред. В. А. Григорьева и В. М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1983. – 552 с. 3 Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – М.: Энергия, 1975. 4 Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. 5-е изд., перераб. – М.: Энергоиздат, 1982 – 360 с. 5. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам TDC. – Минск: Вышэйшая школа, 1982 – 318 с. 6. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергия, 1980 – 528 с. (Теплоэнергетика и теплотехника). 7. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с. (Теплоэнергетика и теплотехника). 8. Бойко Е.А. Тепловые электрические станции (Паротурбинные энергетические установки ТЭС) / Е.А Бойко и др. Справочное пособие. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. – 152 с. 37
