Проект увеличения установленной мощности ТЭЦ
Введение
В качестве важнейших задач текущего момента развития энергетики является надежное, качественное и экологически безопасное энергоснабжение потребителей на основе внедрения новых прогрессивных видов техники и технологий, эффективного функционирования и развития энергетической системы. Особое место в решении этих задач отводится дальнейшему совершенствованию источников и систем электро- и теплоснабжения.
Объектом исследования является ТЭЦ г.Тайюань. ТЭЦ предназначена для централизованного снабжения теплом, в виде горячей воды, жилых районов города.
Актуальность работы заключается в том, что в настоящее время в связи с вновь строящимися объектами в г.Тайюань количество тепловой энергии, отпускаемой от ТЭЦ, увеличивается. Пропускная способность тепловых сетей от ТЭЦ позволяет увеличить расход теплоносителя. Поэтому для отпуска большего количества тепловой энергии в перспективе планируется расширение ТЭЦ за счет установки дополнительного оборудования. Это позволит увеличить теплофикационную мощность ТЭЦ и обеспечить теплоснабжение перспективных потребителей в полной мере.
Целью работы является определение оптимальной схемы расширения с подбором основного и вспомогательного оборудования. Для достижения поставленной цели планируется реализация следующих задач:
- ознакомиться с существующей схемой подогрева сетевой воды на ТЭЦ;
- сформировать исходные данные для выбора оборудования и расчета годовых показателей;
- рассмотреть максимально-возможное количество вариантов расширения ТЭЦ;
- оценить экономическую эффективность по каждому варианту, определить оптимальный;
- разработать тепловую схему для оптимального варианта;
- произвести расчет тепловой схемы, осуществить подбор оборудования.
1.Литературный обзор. Описание схем паротурбинных электростанций
Тепловая схема паротурбинной электростанции обусловлена ее назначением, тепловой и электрической нагрузкой потребителей. В данной главе рассмотрим основные тепловые схемы паротурбинных электростанций и выделим их характерные особенности. На рис. 1 представлена схема паротурбинной электростанции, отпускающая энергию на производственные нужды, с противодавленческими турбинами типа Р. Надежность теплоснабжения обеспечивается за счет дополнительного резервного котельного агрегата, который включается в работу в период максимальной нагрузки теплоснабжения. Технологические нужды обеспечиваются паром после турбин, при этом для доведения пара до параметров, требуемых технологическими установками, используются редукционно-охладительные устройства. Рекуперативный теплообменник в схеме служит для подогрева теплофикационной воды, при этом греющим теплоносителем является пар от турбины. Также пар после турбин используется для регенеративного подогрева питательной воды в деаэрационной установке и подогревателях высокого давления. Для восполнения потерь конденсата на произвосдтве и компенсации утечек из теплосети используется вода после химводоподготовки[7].
Минусом схемы является недовыработка электрической энергии за счет подогрева воды паром более высоких параметров, чем требуется. При основной нагрузке теплоэлектростанции на теплофикационные нужды тепловая схема преобразуется с использованием блоков котельный агрегат -турбина типа РТ.
Рисунок 1 – Тепловая схема ТЭЦ малой мощности с турбинами с противодавлением:1- котельный агрегат; 2- турбина типа Р; 3- электрогенератор; 4- охладитель пара уплотнений; 5- деаэрационная установка; 6- рекуператор-охладитель выпара; 7,8- питательные насосы; 9 - подогреватель высокого давления; 10 –конденсатный бак; 11-перекачивающий насос; 12-подогреватель сырой воды; 13- сепаратор непрерывной продувки; 14-рекуператор непрерывной продувки; 15-теплообменник подогрева воды на производственные нужды; 16- сетевой подогреватель; 17- сетевой насос; 18-подпиточный насос; 19-редукционно-охладительная установка; 20- система химводоочистки; 21-редукционный клапан; 22-пиковый водогрейный котел.
На рисунке 2 представлена тепловая схема изолированной теплоэлектроцентрали с выработкой пара на производство, на которой установлены турбины с производственным отбором пара типа П. Регенеративный подогрев питательной воды производится в подогревателе низкого давления из нерегулируемого отбора турбины, в подогревателе высокого давления – из регулируемого отбора. Теплофикационная нагрузка покрывается за счет подогрева паром из регулируемого отбора. Компенсация потерь осуществляется водой после химводоочистки. Здесь применена секционная схема трубопроводов с переключающей магистралью.
Если имеет место примерно одинаковая нагрузка на теплофикацию и производственные нужды, применяют турбины типа П и Т, причем первая работает на технологические нужды, вторая – на покрытие тепловой нагрузки[9].
Рисунок 2 – Тепловая схема ТЭЦ малой мощности с турбинами с производственным отбором:
1- котельный агрегат; 2- турбина производственным отбором; 3- турбина с теплофикационным отбором; 4- генератор переменного тока; 5- конденсатор; 6- конденсатный насос; 7- деаэратор питательной воды; 8- охладитель выпара; 9,10-питательные насосы; 11- подогреватель высокого давления; 12 - конденсатный бак; 13,15,18- перекачивающие насосы; 14-бак дренажный; 16,17- сетевые подогреватели; 19- сетевой насос; 20-деаэратор подпиточной воды; 21-рекуперативный теплообменник; 22- пароводяной подогреватель; 23- подпиточный насос; 24 -сепаратор непрерывной продувки; 25- теплообменник непрерывной продувки; 26- редукционно-охладительная установка; 27 - эжекторный подогреватель; 28- подогреватель низкого давления.
Рисунок 3 – Тепловая схема ТЭЦ с турбинами типа ПТ:1- котельный агрегат; 2 – турбина с производственным и теплофикационным отборами; 3- конденсатор; 4- конденсатный насос: 5- эжекторный подогреватель; 6,8,9-подогреватели низкого давления; 7- смеситель конденсата; 10- деаэратор питательной воды; 11- питательный насос; 12,13- подогреватели высокого давления; 14- расширитель непрерывной продувки; 15- подогреватель химически очищенной воды; 16- деаэратор химически очищенной воды; 17- перекачивающий насос; 18,19- сетевые подогреватели; 20- сетевой насос; 21- вспомогательный турбогенератор; 22- конденсатный насос; 23- редукционный клапан.
На рисунке 3 представлена с турбиной типа ПТ – отборами пара на технологические нужды и на покрытие тепловой нагрузки. Представленная теплоэлектроцентраль средней мощности, высокого давления. Подогрев теплофикационной воды осуществляется в 2 ступени: в первой ступени греющий теплоносителем является пар отопительного отбора, во второй – пар производственного отбора. От котельных агрегатов пар поступает в редукционно-охладительные установки. Схема регенеративного подогрева содержит три подогревателя низкого давления и два подогревателя высокого давления. Потери компенсируются за счет воды, прошедшей систему химводоподготовки и дегазации в деаэрационной установке. Отопительный и производственный отбор осуществляют по двум трубопроводам для увеличения надежности схемы и уменьшения диаметров паропроводов[7].
На рисунке 4 представлена тепловая схема теплоэлектроцентрали-паровоздуходувной станции высокого давления, содержащая котельные агрегаты, турбины с производственным и теплофикационным отборами и турбовоздуходувные агрегаты, осуществляющие подачу воздуха на производственные нужды, например, в доменные печи. Из турбин воздуходувных агрегатов осуществляются нерегулируемые отборы пара для регенеративного подогрева. Температура подогрева питательной воды при этом равна температуре после первого подогревателя высокого давления для основных турбин. Если в схеме ТЭЦ-ПВС используются бестопочные котлы среднего давления, дающие на выходе пар среднего давления, требуется установка турбин среднего давления. Если отпуск пара на производственные нужды много больше чем произодительность котельных агрегатов, необходима установка противодавленческих турбин. Зачастую для подогрева питательной воды в схеме используют пар низкого давления от технологического оборудования на производстве[10].
Рисунок 4 – Тепловая схема теплоэлектроцентрали-паровоздуходувной станции высокого давления:
1- котельный агрегат; 2- турбина с производственным и отопительным отбором; 3- турбогенератор; 4-котел-утилизатор; 5-центральный пароперегреватель; 6- турбовоздуходувный агрегат; 7- деаэратор высокого давления; 8- питательный насос; 9-конденсатный насос; 10-деаэратор низкого давления; 11,12,13- сетевые подогреватели; 14- потребители теплофикационной воды; 15-потребители пара; 16- перекачивающий насос; 17-турбогенератор; 18-подогреватель высокого давления; 19- расширитель непрерывной продувки; 20-теплообменник непрерывной продувки; 21- подогреватель низкого давления; 22- редуктор.
На рисунке 5 представлена тепловая схема теплоэлектроцентрали с надстройкой высокого давления. Здесь для котельных агрегатов высокого давления используются предвключенные турбины.
На рисунке 6 представлена тепловая схема парогазовой теплоэлектроцентрали с одновальными газотурбинными установками. Параллельно генератору пара в схему включена дополнительная камера сгорания, которая поддерживает мощность газотурбинной установки на постоянном уровне при изменении режима работы генератора пара и турбины. Эта схема характеризуется постоянством коэффициента полезного действия и максимальной выработкой электрической энергии при изменении нагрузки на теплофикацию[9].
Рисунок 5 – Тепловая схема ТЭЦ с надстройкой высокого давления:1- котел высокого давления; 2- котел низкого давления; 3- предвключенная турбина высокого давления; 4- турбина низкого давления с производственным отбором; 5- турбина низкого давления с теплофикационным отбором; 6- подогреватель низкого давления; 7,8,9- деаэраторы; 10-питательный насос; 11,12- подогреватели сетевой воды; 13- сетевой насос; 14- конденсатный насос; 15- перекачивающий насос; 16- конденсатный насос; 17- потребители пара; 18-потребители тепловой энергии; 19- система химводоподготовки.
Рисунок 6 – Тепловая схема теплофикационной парогазовой электростанции:
1- парогенератор; 2-барабан; 3-циркуляционный насос; 4-камера сгорания; 5- газовая турбина; 6- компрессор; 7-турбина; 8-конденсатор; 9-конденсатный насос; 10-эжекторный подогреватель; 11-подогреватель низкого давления; 12-деаэратор; 13-питательный насос; 14-газовый подогреватель питательной воды; 15 и 16-подогреватели высокого давления; 17 ,18- сетевые подогреватели; 19- перекачивающий насос.
В соответствии с Энергетической Стратегией России на период до 2030 года роль теплоэлектроцентралей и тепловых электростанций в производстве тепловой энергии будет снижаться, в том числе за счет развития когенерационных систем на базе существующих котельных. Автономная выработка электрической энергии путем установки электрогенераторов в паровых и водогрейных котельных позволит существенно повысить степень надежности теплогенерирующих установок, сократить высокие затраты на передачу электроэнергии и теплоты потребителю, оплату за услуги разного рода посредников[7].
Уменьшение потерь теплоты при транспортировке теплоносителя снизит необходимое количество вырабатываемой тепловой энергии и, как следствие, количество сжигаемого органического топлива в источнике генерации теплоты.
Когенерационная установка, обеспечивающая совместное производство электрической и тепловой энергии, состоит из непосредственно двигателя, системы утилизации теплоты двигателя, электрогенератора и системы контроля и автоматики. В качестве первичных двигателей могут применяться турбины (паровые или газовые) или газопоршневые агрегаты. Сравнительная характеристика технических характеристик двигателей приведена в таблице 1. Как видно из таблицы 1, максимальные значения электрического и общего коэффициента полезного действия достигается при применении газопоршневых электроагрегатов (до 45 и 90% соответственно).
Под электрическим коэффициентом полезного действия в таблице 1 понимают отношение номинальной электрической мощности на клеммах генератора к суммарному количеству тепла, подведенному к двигателю с топливом. Под общим коэффициентом полезного действия в таблице 1 понимают сумму электрического и теплового коэффициентов полезного действия. Под тепловым коэффициентом полезного действия понимают отношение тепловой мощности, отпускаемой от электростанции к суммарному количеству тепла, подведенному к двигателю с топливом[9].
Таблица 1 – Сравнительная характеристика двигателей
Двигатель Используемое топливо Диапазон мощностей (МВт) Отношение выработки тепловой и электрической энергии Электрический кпд Общий кпд
Паровая турбина Любое 1-1000 3:1-8:1 10-20% До 80%
Газовая турбина Газ, биогаз, керосин, дизельное топливо 0,25-300 1,5:1-5:1 25-42% 65-87%
Поршневой двигатель с воспламенением от сжатия (дизель) Газ, биогаз, керосин, дизельное топливо 0,2-20 0,5:1-3:1 35-45% 65-90%
Поршневой двигатель с воспламенением от искры Газ, биогаз, керосин 0,003-6 1:1-3:1 35-43% 70-90%
Эмиссия вредных веществ обуславливает необходимость применения каталитических фильтров и другого оборудования газоочистки, а использование смазочных масел и жидкостей контура охлаждения двигателя обуславливает несколько более высокие эксплуатационные затраты на обслуживание. Перечисленные недостатки компенсируются такими преимуществами как относительно невысокие капитальные затраты на сооружение установок, широкий спектр применяемых мощностей, возможность автономной работы, высокие значения производительности и эффективности.
2.Описание существующей схемы ТЭЦ г. Тайюань с двумя турбоагрегатами электрической мощностью 250 МВт
В выпускной квалификационной работе проектируется ТЭЦ в г. Тайюань. Основные климатические параметры района расположения здания приведем в таблице 2.
Таблица 2– Климатическая характеристика района постройки
Величина Значение
Средняя температура наиболее холодной пятидневки -23 оС
Средняя температура отопительного периода -4,3оС
Расчетная скорость ветра для холодного периода года 5,2 м/с
Продолжительность отопительного периода сут
В составе теплоэлектростанции для обеспечения требуемой тепловой и электрической нагрузки 500 МВт установлены две турбины типа Т-250/300-23,5. Номинальная мощность одной турбины составляет 250 МВт по электричеству, максимальная электрическая мощность – 305 МВт. Механическая энергия вращения вала турбины преобразуется в электрическую энергию с помощью электрического генератора типа ТВВ-320. Частота вращения электрогенератора составляет 50 с-1. В голову турбины поступает острый пар давлением 23,5 МПа и температурой 540 оС. Номинальная мощность одной турбины составляет 250 МВт по электричеству, максимальная электрическая мощность – 305 МВт. Номинальная мощность по теплу для одной турбины составляет 350 Гкал/ч, максимальная – 415 Гкал/ч. При электрической мощности на выходе 250 МВт давление пара в конденсаторе турбины равно 5,8 кПа[3].
Сетевая вода, поступающая на экономическую зону, жилой район и общественный центр, ступенчато подогревается в двух сетевых подогревателях ТЭЦ. Греющим теплоносителем при этом является пар из двух отопительных отборов турбины Т-250/300-23,5. При этом система автоматического регулирования поддерживает на заданном уровне температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем.Также имеется девять нерегулируемых отборов пара, который является греющим теплоносителем в пяти подогревателях низкого давления, трех подогревателях высокого давления и в деаэраторе.Температура питательной воды после регенеративного подогрева составляет 234оС. Главный питательный насос имеет турбинный привод, также работающий от пара нерегулируемого отбора. На валу турбины расположен цилиндр высокого давления, два цилиндра среднего давления и цилиндр низкого давления.
Цилиндр высокого давления состоит из двух потоков, включает 12 ступеней, среди которых – одновенечная регулирующая ступень. После прохождения левого потока среда поворачивается и движется в ступени правой части[10].Цилиндр среднего давления №1 содержит один поток и имеет 10 ступеней давления. После прохождения цилиндра среднего давления №1 пар поступает в цилиндра среднего давления №2, в каждом потоке которого по шесть ступеней давления. Цилиндр низкого давления состоит их двух потоков, в каждом по три ступени давления, одна регулирующая.На тепловой схеме ТЭЦ отображается основное и вспомогательное оборудование. После прохождения цилиндров высокого, среднего и низкого давления пар поступает в конденсатор, эжектор. Конденсатор включает непосредственно теплообменник, устройство удаления воздуха, фильтры. Поверхность теплообмена конденсатора составляет 1380 м2. Регенеративный подогрев воды осуществляется в пяти подогревателях низкого давления, трех подогревателях высокого давления и деаэраторе. В схеме используется сбросная тепловая энергия эжекторов и пара от лабиринтных уплотнений[3].
Подогреватели низкого давления – рекуперативные, греющим теплоносителем является отобранный пар из турбин. Предусмотрен каскадный слив конденсата – из подогревателя №5 – в подогреватель №4, из подогревателя №2 - в подогреватель №1. Из подогревателей №4 и №1 конденсат с помощью центробежных насосов поступает в трубопровод конденсата. Подогреватели высокого давления – вертикальные, рекуперативные. Предусмотрен каскадный слив конденсата – из подогревателя №3 – в подогреватель №2, из подогревателя №2 - в подогреватель №1.Подогрев теплофикационной воды осуществляется в двух ступенях сетевых подогревателей. Также для подогрева сетевой воды используется сальниковый подогреватель, при этом греющим теплоносителем является пар, отсасываемый из лабиринтных уплотнений.
Таблица 3 – Технические характеристики теплофикационной турбины Т-250/300-23,5
Турбина Острый пар Отбор Т - теплофикационный Расход охлаждающей воды на конденсатор, Wк т/ч
Тип (полная маркировка) Установленная мощность, N уст МВт Максимальная нагрузка ТГ, N макс МВт Давление пара, Ро ати Температура пара, ТооС Расход пара номинальный, До т/ч Расход пара максимальный, Дмакс т/ч Пределы изменений давления в отборе - Т, Рт ати Тепловая мощность, Qт Гкал/ч
Т-250/300-23,5
250 305 240 540 980 1000 0,6-4,0 (верхний),
0,5-3,5(нижний) 350(415) 28500
Рисунок 3 – Тепловая схема турбины Т-250/300-23,5
В блоке с каждой турбиной Т-250/300-23,5 работает котельный агрегат ТГМП-344А.
Котельный агрегат имеет два регенеративных воздухоподогревателя, вращающихся со скоростью 2 мин-1, с каждым из которых в комплекте поставляется редуктор с электродвигателем мощностью 22 кВт и частотой вращения 1500 мин-1[7].
Котельный агрегат может работать на природном газе и мазуте, комбинированные газомазутные горелочные устройства расположены в поде топочной камеры. Для распыла мазута используются механические форсунки.
Питательная вода разбивается на два потока, которые не смешивается и занимают каждый свою часть поверхностей нагрева таким образом, чтобы сохранялось равенство температур потоков на выходе из поверхности.
Пароводяной тракт каждого потока включает экономайзер стальной, нижнюю радиационную часть, систему подвесных труб, среднюю радиационную часть, экранированную поворотную камеру, экран потолочный, ширмовый и конвективный пароперегреватели.
Котельный агрегат также имеет промежуточный пароперегреватель.
Регулирование тепловой нагрузки предусмотрено в диапазоне 30-100%. Температура промежуточного перегрева постоянна при коэффициентах загрузки 0,5-1,0.
Основное регулирование осуществляется за счет соответствия расхода топлива расходу питательной воды согласно режимной карте. Температура пара регулируется в пароохладителях посредством двух впрысков – перед ширмовым и конвективным пароперегревателями[7].
Регулирование температуры промежуточного перегрева осуществляется за счет рециркуляции части дымовых газов после водяного экономайзера. Впрыск для понижения энтальпии пара осуществляется водой из питательного тракта.
Движение дымовых газов в газоотводящий тракт осуществляется двумя дымомосами ДОД-31,5ФГМ. Подбор воздуха на горение к регенеративным воздухоподогревателем осуществляется двумя вентиляторами ВНД-25x2. Для рециркуляции дымовых газов используются два дымомоса ГД-20-500.
Рисунок 4 – Тепловая схема ТЭЦ
3.Расчет дополнительной тепловой нагрузки для теплоснабжения потребителей от паротурбинной электростанции
В выпускной квалификационной работе планируется подключить к существующей ТЭЦ семнадцать кварталов района Сяодянь. Произведем расчет теплопотребления района по укрупненным показателям.
Определение тепловых нагрузок района города:
Qот=qот·F/1000000, МВт;
Qвент= Qот /4, МВт;
Qгвс=n·qгвс/1000000, МВт,
где Qот, Qвент, Qгвс ‒ тепловая нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение соответственно, Вт;
F ‒ жилая площадь, м2; F=n·f;
n ‒ количество жителей, чел; n=S·P;
f ‒ норма жилой площади на человека, м2/чел. [указана в задании 18 м2/ чел];
S ‒ площадь квартала, Га;
Р ‒ плотность населения, чел./Га [указана в задании 100 чел./Га];
qот, qгвс ‒ удельные характеристики отопительная и ГВС, соответственно, Вт/м2 [6];
При tно = -23 °С для зданий 5 этажей и более, qот = 65 Вт/м2 [6].
Укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение при норме расхода воды 105 л на одного человека проживающего в здании с горячим водоснабжением с учетом потребления в общественных зданиях qгвс = 376 Вт/чел. [6].
Расчет сведем в таблицу 4.
Рисунок 5 – Расчетная схема кварталов
Таблица 4 - Определение тепловых нагрузок района города
Квартал № Площадь S, Га Удельная отопительная характеристика qот, Вт/м2 Плотность населения Р, чел/Га Количество жителей n, чел. Норма жилой площади на человека f, м2/чел Площадь жилая F, м2 Удельная характеристика ГВС, Вт/чел Qот, МВт Qвент, МВт Qгвс, МВт ΣQ, МВт
1 61,5 65 150 9229 22 203044 376 13,20 3,30 3,47 19,97
2 93,2 65 150 13983 22 307621 376 20,00 5,00 5,26 30,25
3 67,2 65 150 10079 22 221731 376 14,41 3,60 3,79 21,81
4 94,6 65 150 14195 22 312293 376 20,30 5,07 5,34 30,71
5 136,0 65 150 20402 22 448853 376 29,18 7,29 7,67 44,14
6 113,7 65 150 17054 22 375182 376 24,39 6,10 6,41 36,90
7 248,7 65 150 37309 22 820801 376 53,35 13,34 14,03 80,72
8 149,5 65 150 22428 22 493415 376 32,07 8,02 8,43 48,52
9 28,4 65 150 4263 22 93796 376 6,10 1,52 1,60 9,22
10 111,4 65 150 16711 22 367636 376 23,90 5,97 6,28 36,15
11 116,1 65 150 17413 22 383088 376 24,90 6,23 6,55 37,67
12 117,6 65 150 17642 22 388120 376 25,23 6,31 6,63 38,17
13 44,9 65 150 6730 22 148060 376 9,62 2,41 2,53 14,56
14 105,0 65 150 15747 22 346433 376 22,52 5,63 5,92 34,07
15 94,3 65 150 14146 22 311214 376 20,23 5,06 5,32 30,61
16 90,1 65 150 13509 22 297199 376 19,32 4,83 5,08 29,23
17 108,5 65 150 16270 22 357933 376 23,27 5,82 6,12 35,20
381,97 95,49 100,43 577,89
Для построения часовых графиков расходов теплоты на отопление и вентиляцию достаточно использовать два значения тепловых потоков: максимальные и определенные при температуре наружного воздуха начала (конца) отопительного периода (tнк = +8°С). При определении тепловых потоков на отопление и вентиляцию для любых температур наружного воздуха используют следующие зависимости:
Qотt = Qотmax · (tв - tн) / (tв - tно) [6];
Qвентt = Qвентmax · (tв - tн) / (tв - tнв) [6],
где Qотt ‒ расход теплоты на отопление при температуре наружного воздуха (tн), Вт;
Qвентt ‒ расход теплоты на вентиляцию при температуре наружного воздуха (tн), Вт;
Qотmax ‒ максимальный расход тепла на отопление, Вт;
Qвентmax ‒ максимальный расход тепла на вентиляцию, Вт;
tв ‒ средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, °С [6];
tно ‒ расчетная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления, °С [3];
tн ‒ температура наружного воздуха, °С [6].
Среднечасовой тепловой поток на горячее водоснабжение в неотопительный период определяют по формуле:
Qгвсл = Qгвсmax · (tг - tхл) / (tг - tхз) · β [12],
где Qгвсл ‒ расход теплоты на горячее водоснабжение в неотопительный период, Вт;
Qгвсmax ‒ максимальный расход тепла на горячее водоснабжение в отопительный период, Вт;
tг ‒ температура горячей водопроводной воды, °С;
tхл ‒ температура холодной водопроводной воды в неотопительный период, °С (tхл = 15 °С );
tхз ‒ температура холодной водопроводной воды в отопительный период, °С (tхз = 5 °С );
β ‒ коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды летом по сравнению с зимой (β=0,8 для жилых зданий).
Отложив на графике значения Qот, Qвент при tн = +8°С и Qотmax, Qвентmax; и соединив их прямой получим графики Qот = f (tн) и Qвент = f (tн)
Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы
. Так как система вентиляции работает с рециркуляцией график Qвент = f (tн) в точке с температурой tнв=-5 °С принимает максимальное значение, а далее представляет собой прямую линию.
Для построения часового графика расхода теплоты на горячее водоснабжение определим среднечасовой тепловой поток на горячее водоснабжение в неотопительный период:
Qгвсл = Qгвсmax · (tг-tхл) / (tг-tхз)·β
График среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение не зависит от температуры наружного воздуха и будет представлять собой прямую, параллельную оси абсцисс с ординатой Qгвсmax для отопительного периода и Qгвсл для неотопительного периода.
Просуммировав ординаты часовых графиков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение и соединив их отрезками, получим суммарный часовой график QΣ = f (tн):
QΣ = Qот + Qвент + Qгвс[6],
где QΣ ‒ суммарный расход теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, Вт;
Qот ‒ расход теплоты на нужды отопления, МВт;
Qвент ‒ расход теплоты на нужды вентиляции, МВт;
Qгвс ‒ расход теплоты на нужды горячего водоснабжения, МВт.
Для построение годового графика расхода теплоты по [14] в часах с интервалом 5 °С выписываем число часов со среднесуточной температурой наружного воздуха, продолжительность отопительного периода n0 =4920 ч. Данные сведем в таблицу 5.
Таблица 5 - Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной
tн, оС no, ч Σno, ч Q, МВт
-23 15 15 578
-20 59 74 551
-15 190 264 507
-10 501 765 449
-5 843 1608 391
0 1396 3004 333
5 1210 4214 275
8 706 4920 240
Таблица 6 - Зависимость расходов тепла, кВт, от температуры наружного воздуха
tн, оС Отопл. Вентил. ГВС Сумма
-23 381,97 95,49 100,43 577,89
-20 355,32 95,49 100,43 551,24
-15 310,90 95,49 100,43 506,83
-10 266,49 81,85 100,43 448,77
-5 222,07 68,21 100,43 390,72
0 177,66 54,57 100,43 332,66
5 133,24 40,93 100,43 274,60
8 106,60 32,74 100,43 239,77
8 0,00 0,00 65,74 65,74
18 0,00 0,00 65,74 65,74
График по продолжительности тепловой нагрузки строится на основании суммарного часового графика QΣ = f (tн). Для этого из точек на оси температур с интервалом 5 °С восстанавливаем перпендикуляры до пересечения с линией суммарного часового графика и из точек пересечения проводим горизонтальные прямые до пересечения с перпендикулярами, восстановленными из точек на оси продолжительности, соответствующих данным температурам. Соединив найденные точки плавной кривой, получим график по продолжительности тепловой нагрузки за отопительный период. Затем построим график по продолжительности тепловой нагрузки за неотопительный период, для чего проведем прямую, параллельную оси абсцисс с ординатой, равной Qгвсл до расчетной продолжительности работы системы теплоснабжения в году, равной 8 400 часов.
Рисунок 6 - Графики теплового потребления часовой и годовой по продолжительности
Принимаем оптимальное значение коэффициента теплофикации для коммунально-бытовой нагрузки:
Определяем необходимую тепловую мощность теплофикационных отборов турбин:
и мощность пиковых котлов:
4. Варианты установки дополнительного оборудования в тепловую схему ТЭЦ
Вариант 1. Расширение осуществляется за счет модуля с турбиной Т-250/300, аналогичной установленной. Турбина имеет два теплофикационных отбора на два сетевых подогревателя теплофикационной воды суммарной тепловой мощностью 350 Гкал/ч.
Рисунок 7 – Схема расширения ТЭЦ турбиной Т-250/300
Вариант 2. Расширение осуществляется за счет двух паровых турбин Т-110/120. Паровой котел ПК (ТГМЕ-464) работает в блоке с турбиной (Т-110/120-130). Турбина Т-110/120-130 имеет два теплофикационных отбора на два сетевых подогревателя теплофикационной воды тепловой мощностью 175 Гкал/ч каждый.
Рисунок 8 – Схема расширения ТЭЦ двумя турбинами Т-110/120
Таблица 7 - Основные характеристики котельных агрегатов
Тип (полная маркировка) Рабочее топливо (резерв) Давление пара, Ро ати Температура пара, То оС Расход пара номинальный, До т/ч Расход пара минимальный, Дмин т/ч Тепловая мощность, Qк Гкал/ч Мощность котла в пересчете на МВт, Номинальная Мощность котла в пересчете на МВт, Минимальная
ТГМЕ-464 пр.газ (мазут) 139 560 500 220 298,6 113 50
Таблица 8 - Основные характеристики пикового водогрейного котла
Количество Тип (полная маркировка) Давление сетевой воды, Рсв ати Расход сетевой воды номинальный, Wсв т/ч Расход сетевой воды минимальный, Wсв мин т/ч Температура сетевой воды вых/ вх, Тсв оС Тепловая мощность, Qпвк Гкал/ч
1 КВГМ-180 10 2250 1100 150 / 70 180
Таблица 9 - Основные характеристики турбин
Тип (полная маркировка) Установленная мощность, N уст МВт Максимальная нагрузка ТГ, N макс МВт Миниимальная нагрузка ТГ (технический минимум), N мин МВт Расход пара номинальный, До т/ч Расход пара максимальный, Дмакс т/ч Расход пара минимальный, Дмин т/ч Пределы изменений давления в отборе - Т, Рт ати Расход пара отбора - Т, Дт т/ч Тепловая мощность, Qт Гкал/ч Расход пара в конденсатор, Дк т/ч Тепловая мощность, Qт Гкал/ч Расход охлаждающей воды на конденсатор, Wк т/ч
Т-110/120-130 110 110 59 438 485 252 -0,6÷+1,5 335 175 325 179 16000
Вариант 3. Расширение осуществляется за счет двух газовых турбин GE7E.03. Тепловая мощность выхлопа одной турбины составляет 174,2 МВт. Продукты сгорания после газовой турбины направляются в водогрейные котлы-утилизаторы.
Рисунок 9 – Схема расширения ТЭЦ двумя турбинами GE7E.03.
Таблица 10 - Основные характеристики турбин GE 7E.03
Характеристика Единица измерения Значение
Частота сети Гц 60
Электрическая мощность МВт 93
Удельный расход теплоты брутто кДж/кВтч 10,581
КПД брутто % 34
Температура выхлопа оС 551
Энергия выхлопа 10^6 кДж/ч 627
Минимальная нагрузка ГТ % 35%
Скорость набора нагрузки ГТ МВт/мин 7
NOx ppm 4
CO ppm 25
Изменение числа Воббе % +-30%
Время выхода на полную мощность мин 10
Мощность нетто МВт 91
КПД нетто % 51,4
5. Выбор оптимального варианта расширения ТЭЦ
Под техническим вариантом понимается любой из возможных способов удовлетворения потребности.
Для выбора оптимального варианта надо уметь правильно сопоставлять затраты и результаты. Поэтому все технико-экономические обоснования в энергетике проводятся на основе комплексного подхода с учетом цепочки затрат от добычи топлива до использования всех видов энергии.
Основным требованием комплексного подхода при выборе и обосновании технического варианта является наличие одинакового энергетического эффекта у потребителей:
варианты должны обеспечивать одинаковое полезное потребление энергии и мощности;
одинаковое качество энергии при равной степени надежности;
одинаковый состав энергии;
при сопоставлении вариантов с разными сроками строительства объектов необходимо учитывать фактор времени (изменение стоимости денег со временем).
Обоснование варианта проводится по показателям сравнительной экономической эффективности в основе которых лежат издержки производства (И).
Годовые эксплуатационные затраты на производство электрической и тепловой энергии, тыс. руб./год, складываются из затрат:
- на топливо;
- на амортизацию оборудования;
- на обслуживание и текущий ремонт оборудования;
- на текущий ремонт оборудования;
- прочие затраты.
Основу эксплуатационных затрат составляет стоимость энергоресурсов, используемых для производства тепловой энергии на источнике. Основную долю стоимости энергоресурсов составляют затраты на топливо. Все остальные эксплуатационные затраты пренебрежимо малы по сравнению со стоимостью топлива.
Для сравнения представленных вариантов требуется оценить отношение затрат на топливо к прибыли от продажи электрической энергии. Прибыль от продажи тепловой энергии для всех трех вариантов одинакова, т.к. отпускаемая тепловая мощность представленного оборудования одинакова. Суммарная электрическая мощность, отпускаемая от ТЭЦ, для каждого из вариантов отлична.
5.1. Оценка затрат для первого варианта
Первый вариант – надстройка ТЭЦ одной паровой теплофикационной турбиной Т-250/300. Данная турбина работает в модуле с паровым котельным агрегатом ТГМП-344А.
Котельный агрегат имеет два регенеративных воздухоподогревателя, вращающихся со скоростью 2 мин-1, с каждым из которых в комплекте поставляется редуктор с электродвигателем мощностью 22 кВт и частотой вращения 1500 мин-1.
Котельный агрегат может работать на природном газе и мазуте, комбинированные газомазутные горелочные устройства расположены в поде топочной камеры. Для распыла мазута используются механические форсунки.
Питательная вода разбивается на два потока, которые не смешивается и занимают каждый свою часть поверхностей нагрева таким образом, чтобы сохранялось равенство температур потоков на выходе из поверхности.
Пароводяной тракт каждого потока включает экономайзер стальной, нижнюю радиационную часть, систему подвесных труб, среднюю радиационную часть, экранированную поворотную камеру, экран потолочный, ширмовый и конвективный пароперегреватели.
Котельный агрегат также имеет промежуточный пароперегреватель.
Регулирование тепловой нагрузки предусмотрено в диапазоне 30-100%. Температура промежуточного перегрева постоянна при коэффициентах загрузки 0,5-1,0.
Основное регулирование осуществляется за счет соответствия расхода топлива расходу питательной воды согласно режимной карте. Температура пара регулируется в пароохладителях посредством двух впрысков – перед ширмовым и конвективным пароперегревателями.
Регулирование температуры промежуточного перегрева осуществляется за счет рециркуляции части дымовых газов после водяного экономайзера. Впрыск для понижения энтальпии пара осуществляется водой из питательного тракта.
Движение дымовых газов в газоотводящий тракт осуществляется двумя дымомосами ДОД-31,5ФГМ. Подбор воздуха на горение к регенеративным воздухоподогревателем осуществляется двумя вентиляторами ВНД-25x2. Для рециркуляции дымовых газов используются два дымомоса ГД-20-500.
Приведем расчет расхода топлива для данного котельного агрегата. Расчет приведен в таблице 12.
Характеристика топлива:
CH4 – 93%
C2H6 – 4%
C3H8 – 1%
С4Н10 – 0,5%
С5Н12 – 0,5%
С6Н14 – 0%
СО2 – 0,1%
N2 – 0,9%
Теплота сгорания низшая сухого газа:
Теоретический объём воздуха необходимого для полного сгорания топлива:
где m – число атомов углерода,
n – число атомов водорода.
Теоретический объём азота в продуктах сгорания:
Объём водяных паров:
Объем трёхатомных газов:
Определяем объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов и другие характеристики продуктов сгорания в поверхностях нагрева котла.
Результаты сводим в таблицу2.
Таблица 11 – Энтальпии продуктов сгорания, кДж/м3
υг, оС Участки газового тракта и коэффициент избытка воздуха
Топка
ПП
ЭК
ВП
100 1343,7 1563,1 1697,5 1818,4 1925,9 2006,6
200 2697,5 3161,6 3431,4 3674,2 3890,0 4051,8
Таблица 12 – Расчет расхода топлива для котлоагрегата ТГМП-344А
Наименование Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет
Располагаемая теплота сгорания топлива Qрр Qрн
кДж/м3 38099
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3 Табл. 4−5 [26] % 0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива q4 Табл. 4−5 [26] % 0
Температура уходящих газов ух По выбору, табл. 1−3 [26] С 125
Энтальпия уходящих газов Iух По I− таблице (табл.11) кДж/ м3 2517,9
Температура воздуха в котельной tх.в. По выбору С 30
Теоретическая энтальпия воздуха в котельной I0х.в. По I− таблице кДж/ м3 39·10,1=400,1
Потеря теплоты с уходящими газами q2 %
Потеря теплоты от наружного охлаждения q5 По рис. 3−1 [26] % 0,2
КПД котла ка 100 - Σq % 100 – 0,2-5,2-0,5 = 94,09
Паропроизводительность котла D Задано кг/с (т/ч) 277,78 (1000)
Давление первичного пара рпп Задано МПа 23,5
Температура первичного пара tпп Задано С 560
Температура питательной воды tпв Задано С 229
Энтальпия первичного пара iпп Табл. VI−8 [26] кДж/ м3 3385,7
Энтальпия питательной воды iпв Табл. VI−6 [26] кДж/ м3 991,1
Продолжение таблицы 12
Наименование Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет
Расход вторичного пара D2 Задано кг/с (т/ч) 222,2 (800)
Давление вторичного пара р2 Задано МПа 3,82
Температура вторичного пара на входе t’2 Задано С 300
Температура вторичного пара на выходе t’’2 Задано С 540
Энтальпия вторичного пара на входе i’2 Табл. VI−8 [26] кДж/ м3 2967,5
Энтальпия вторичного пара на выходе i’’2 Табл. VI−6 [26] кДж/ м3 3538,2
Полезно использованная теплота Qпол D (iпп – iпв) + D2(i’’2– i’2) + кВт
Полный расход топлива В м3/с
Полный расход топлива В м3/ч
Годовое потребление природного газа определим по формуле:
где секундный расход топлива по результатам расчета;
При существующих тарифах на природный газ – 1,31 CNY/ м3 (12,82 руб./м3) суммарные годовые затраты на топливо составят:
Надстройка существующей схемы паровой турбиной и котельным агрегатом, работающим в блоке, позволит получать дополнительно электрическую энергию, помимо тепловой.
Экономический эффект от реализации дополнительно электрической энергии при существующем тарифе 0,67 CNY/ кВтч (6,54 руб./ кВтч) составит
Отношение прибыли от реализации электроэнергии к годовому расходу топлива:
5.2. Оценка затрат для второго варианта
Второй вариант – надстройка ТЭЦ двумя паровыми теплофикационными турбинами Т-110/120. Данная турбина работает в модуле с паровым котельным агрегатом ТГМ-96Б. Суммарная электрическая мощность от двух турбин составит 220 МВт.
Приведем расчет расхода топлива для данного котельного агрегата аналогично п.5.1. Расчет приведен в таблице 13.
Таблица 13 – Расчет расхода топлива для котлоагрегата ТГМ-96Б
Наименование Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет
Располагаемая теплота сгорания топлива Qрр Qрн
кДж/м3 38099
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива q3 Табл. 4−5 [26] % 0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива q4 Табл. 4−5 [26] % 0
Продолжение таблицы 13
Наименование Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет
Температура уходящих газов ух По выбору, табл. 1−3 [26] С 125
Энтальпия уходящих газов Iух По I− таблице (табл.11) кДж/ м3 2517,9
Температура воздуха в котельной tх.в. По выбору С 30
Теоретическая энтальпия воздуха в котельной I0х.в. По I− таблице кДж/ м3 39·10,1=400,1
Потеря теплоты с уходящими газами q2 %
Потеря теплоты от наружного охлаждения q5 По рис. 3−1 [26] % 0,3
КПД котла ка 100 - Σq % 100 – 0,3-5,2-0,5 = 93,99
Паропроизводительность котла D Задано кг/с 483,48
Давление пара в барабане рб Задано МПа 12,8
Температура питательной воды tпв Задано С 229
Энтальпия перегретого пара iпп Табл. VI−8 [26] кДж/ м3 3484,8
Энтальпия питательной воды iпв Табл. VI−6 [26] кДж/ м3 987,97
Значение продувки р Задано % 5
Энтальпия воды (рб, tн) iкип Табл. VI−7 [26] кДж/ м3 2667
Полезно использованная теплота Qпол D(iпп – iпв) + 0,01D(iкип – iпв)p кВт
Полный расход топлива В м3/с
Полный расход топлива В м3/ч
Годовое потребление природного газа определим по формуле:
где секундный расход топлива по результатам расчета;
При существующих тарифах на природный газ – 1,31 CNY/ м3 (12,82 руб./м3) суммарные годовые затраты на топливо составят:
Экономический эффект от реализации дополнительно электрической энергии при существующем тарифе 0,67 CNY/ кВтч (6,54 руб./ кВтч) составит
Отношение прибыли от реализации электроэнергии к годовому расходу топлива:
5.3. Оценка затрат для третьего варианта
Расход топлива:
где низшая рабочая теплота сгорания топлива;
коэффициент полезного действия газовой турбины;
отпуск тепловой энергии за год. Согласно таблице 10 отпуск тепловой энергии от турбины составляет 627 млн кДж/ч или 174,167 МВт
При существующих тарифах на природный газ – 1,31 CNY/ м3 (12,82 руб./м3) суммарные годовые затраты на топливо составят:
Экономический эффект от реализации дополнительно электрической энергии при существующем тарифе 0,67 CNY/ кВтч (6,54 руб./ кВтч) составит
Отношение прибыли от реализации электроэнергии к годовому расходу топлива:
В результате получено, что наибольшее отношение прибыли от реализации электрической энергии к расходам на топливо – у второго варианта: с двумя турбинами Т-110 и соответственно двумя котельными агрегатами ТГМ-96 Б. Поэтому принимаем наиболее выгодный вариант – расширение ТЭЦ за счет добавления двух модулей «котел ТГМ-96Б-турбина Т110/120». Каждый модуль обеспечивает тепловую нагрузку 165 МВт, в сумме теплофикационная нагрузка составляет 330 МВт. В качестве пиковых источников приняты два водогрейных котлоагрегата КВГМ-180 и КВГМ-100.
6. Расчет тепловой схемы
Принципиальная тепловая схема турбоагрегата Т-110/120-130 представлена на рисунке 10.
Рисунок 10 – Принципиальная тепловая схема турбоагрегата Т-110/120-130
Из котельного агрегата пар поступает в голову турбины, где за счет разности давлений на входе и выходе турбины он расширяется, изменяя свои параметры по ходу движения. Изменение происходит от начальных параметров пара (; ) до давления отработавшего пара (). Из 6 и 7 теплофикационных отборов пар забирается на подогрев сетевой воды в сетевых подогревателей. Конденсат из сетевых подогревателей дренажными насосами подается в трубопровод питательной воды низкого давления.
При работе системы в условиях низких температур окружающей среды сетевая вода дополнительно подогревается в пиковом водогрейном котле, который восполняет заданную тепловую нагрузку. Циркуляцию сетевой воды осуществляет сетевой насос.
На валу турбины в установке ТЭЦ находится электрогенератор. Из ЦВД турбины производится отбор пара в ПВД-3. Из ЦСД турбины производится отбор пара в ПВД-1, ПВД-2, ПНД, сетевые подогреватели, а так же в атмосферный деаэратор и деаэратор питательной воды. Конденсат из ПВД каскадно сливается в нижние ступени, а затем направляется в деаэратор питательной воды.
Отработавший пар из ЦНД турбины поступает в конденсатор, где после конденсации, с помощью конденсатного насоса, проходит через систему ПНД.
Конденсат из ПНД каскадно сливается в нижние ступени, откуда дренажным насосом, вместе с конденсатом из первого сетевого подогревателя, подмешивается к питательной воде за ПНД-1.
Пройдя систему ПНД, питательная вода попадает в деаэратор питательной воды, дальше с помощью питательного насоса проходит через систему ПВД и попадает в котельный агрегат.
Для восполнения утечек в схеме предусмотрена подпитка химически очищенной водой (ХОВ). Пройдя через ПХОВ, химически очищенная вода поступает в атмосферный деаэратор, откуда конденсатным насосом подается в деаэратор питательной воды и в тепловые сети для восполнения утечек.
Для предотвращения загрязнения поверхностей нагрева котла в схеме предусмотрены две ступени расширителя непрерывной продувки, в которых вследствие меньшего давления происходит вскипание продувочной воды и сепарация образующегося пара, в результате чего пар попадает в деаэратор питательной воды, а шламовая вода, пройдя через ПХОВ, сбрасывается в канализационную систему.
Температура сетевой воды на выходе из второго сетевого подогревателя,
Температура сетевой воды на выходе из первого сетевого подогревателя,
Минимальная температура сетевой воды в прямой магистрали,
Перед началом построения процесса расширения пара в h-s диаграмме необходимо предварительно оценить значения внутренних относительных КПД. Для турбины с параметрами , они равны: , , .
Параметры теплоносителей в узловых точках сведены в таблице 14.
Таблица 14 – Параметры теплоносителей в узловых точках
№ точки Пар Конденсат Питательная вода
,
,
,
,
,
,
,
,
,
0 12.8 555.0 3484.77 - - - - - -
0` 12.16 552.5 3484.77 - - - - - -
1 3.32 363 3144,7 3.32 239.5 1035.3 16,0 229 988,9
1` 3.29 362 3144,7 - - - - - -
2 2.28 324 3074 2.28 219.1 939.5 16,3 217,1 935,0
3 1.22 249 2935 1.22 188.7 801.7 16,6 186,7 800,5
ДВП 1.22 249 2935 1.22 188.7 801.7 1.22 180,7 766,5
4 0.57 185 2823 0.57 156.8 661.8 1.00 151,8 640,3
5 0.294 133 2720 0.294 132.9 558.5 1.00 127,9 537,9
6 0.1107 102,5 2575 0.1107 102,5 429,6 1.00 92,5 388,2
7 0.0601 86 2490,5 0.0601 86 360,1 1.00 81.0 339,9
7` 0.059 85 2490,5 - - - - - -
К 0.0053 33.9 2428,4 0.0053 33.9 142.0 0.0053 33.9 142.0
Следует следить, чтобы степень сухости пара на выходе из турбины была не ниже 0,86-0,87. Давление отобранного пара выбираем по коммунальному режиму для всех отборов кроме давления пара на верхнем сетевом подогревателе. Недогрев в верхнем сетевом подогревателе составляет 10 оС. Это означает, что давление пара в отборе выбирается по температуре насыщения, превышающей температуру на выходе из сетевого подогревателя на величину недогрева.
При давлении в отборе 7 р7=0,037МПа (согласно паспортным данным) температура конденсата составляет 74 оС, что не позволяет нагреть питательную воду до температуры 81 оС. Поэтому принимаем
Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме представлен на рисунке 11.
Принимаем, что на каждый сетевой подогреватель идет 50% суммарной тепловой нагрузки.
Расход пара на 2-ой сетевой подогреватель,
,
где - КПД сетевого подогревателя
тепловая нагрузка отборов турбин;
энтальпия пара в 6 отборе, по табл.14;
энтальпия кондансата при давлении пара в 6 отборе по табл.14, определяется по программе AQUADAT при p=0,1107 МПа или по табл.насыщения воды и водяного пара.
Расход пара на 1-ой сетевой подогреватель,
энтальпия пара в 7 отборе, по табл.14;
энтальпия кондансата при давлении пара в 7 отборе по табл.14, определяется по табл. AQUADAT при p=0,0601 МПа или по табл.насыщения воды и водяного пара.
Рисунок 11– Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме
Расчет сетевых подогревателей
Определение расходов пара
,
где - электрическая мощность турбины, (по паспорту)
- механический КПД и КПД генератора, равные 0.98
- энтальпия пара на входе в турбину при t=555 oC и p=12,8 МПа и энтальпия пара на воде в конденсатор, определяется по табл. AQUADAT при pк=0,0053 Мпа.
Коэффициенты недовыработки
Расход пара в голову турбины,
,
где - коэффициент регенерации
Расход утечек пара,
Расход пара на уплотнение,
Расход пара на эжектор,
Расход перегретого пара,
Расход воды на продувку котла,
Расход питательной воды,
Расчет расширителей непрерывной продувки
Расчет 1-го расширителя непрерывной продувки
Составим уравнения материального и теплового балансов для 1-го расширителя непрерывной продувки:
Отсюда
Решая систему уравнений материального и теплового балансов РНП определим расход сепарируемого пара, :
,
где - энтальпия кипящей в барабане воды,
- КПД сепаратора
Энтальпии сепарируемого пара и шламовой воды определяются как энтальпии сухого пара и кипящей воды при давлении в расширителе. Давление в расширителе равно 1,22 (, ).
Расход шламовой воды,
Расчет 2-го расширителя непрерывной продувки
Составим уравнения материального и теплового балансов для 1-го расширителя непрерывной продувки:
Отсюда
Решая систему уравнений материального и теплового балансов РНП определим расход сепарируемого пара, :
,
Энтальпии сепарируемого пара и шламовой воды определяются как энтальпии сухого пара и кипящей воды при давлении в расширителе. Давление в расширителе равно 0,1107 (, ).
Расход шламовой воды,
Расчет подогревателя химически очищенной воды
Расход подпиточной воды в тепловые сети,
,
где - теплоемкость воды,
0,01 – потери сетевой воды (по заданию);
температуры в подающем и обратном трубопроводе тепловой сети, по заданию температурный график 120/70 оС.
тепловая нагрузка на 1 турбину. Т.к. принято к установке 3 турбины, при расчете тепловой схемы каждой из них принимаем, что
Расход подпиточной химически очищенной воды,
Температура шламовой воды на выходе из ПХОВ (согласно принципиальной схеме),
Энтальпия шламовой воды на выходе из ПХОВ, при
Температура химически очищенной воды на входе в ПХОВ,
Энтальпия химически очищенной воды на входе из ПХОВ, , при
КПД подогревателя химически очищенной воды, %
Составим тепловой баланс для подогревателя химически очищенной воды:
Отсюда энтальпия химически очищенной воды на выходе из ПХОВ,
Температура химически очищенной воды на выходе из ПХОВ,
Расчет подогревателей высокого давления
Составим тепловой баланс для ПВД-3:
где - КПД регенеративного подогревателя
расход пара из первого отбора;
расход питательной воды по формуле (23);
энтальпия пара в отборе 1, определяется по h-s диаграмме (точка 1);
энтальпия конденсата при давлении в отборе 1, определяется по табл
50% реферата недоступно для прочтения
Закажи написание реферата по выбранной теме всего за пару кликов. Персональная работа в кратчайшее
время!
на новый заказ в Автор24. Это бесплатно.
Задать вопрос
