Учебная работа. Выбор и обоснование структуры оборудования теплофикационнаого источника крупного промышленного предприятия

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Выбор и обоснование структуры оборудования теплофикационнаого источника крупного промышленного предприятия

Выбор и обоснование структуры оборудования теплофикационнаого источника крупного промышленного предприятия

Исходные данные

Таблица 1. исходные данные

Климатические условияГурьев, кг/с90, МВт120, МВт203, м3/с20, кг/с1,4Система теплоснабженияСТЗЧисленность населения m, тыс. чел.190, °С650, ч6200, МПа0,7, оС190, -0,9, оС95, ч4800ТопливоТ

Введение

потребитель теплоэлектростанция теплоутилизационный

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

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

1.Промышленно-отопительная ТЭЦ

1.1тепловые нагрузки потребителей

Производственно-технологические характеристики (пар).

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

= 1052.94 ГДж/ч

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

Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж

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

где — относительная величина средней технологической нагрузки месяца I;

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

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

Коммунально-бытовые и производственные потребители (горячая вода)

Расчетные тепловые нагрузки.

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

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

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

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

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

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

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

Средние тепловые нагрузки

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

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

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

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

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

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

Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей

годовые расходы теплоты

Годовой расход теплоты на отопление, ГДж

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

Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж

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

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж

годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж

Отпуск теплоты по сетевой воде.

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

Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч

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

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

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

годовая нагрузка на отопление и вентиляцию, ГДж

годовой расход теплоты на ГВС предприятия, ГДж

годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия, ГДж

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

А годовой отпуск теплоты по сетевой воде, ГДж

В заключение результаты расчета тепловых нагрузок сведем в таблицу 2.

Таблица 2. результат расчета тепловых нагрузок

Номер п/пПотребителиНагрузкаРасчетнаяГодовая, ГДжМВтГДж/ч1Технологические (пар)1052.942Коммунально-бытовые Отопление Вентиляция Горячее водоснабжение1503Сантехнические потребители4Потребители теплоты по сетевой воде

1.2Выбор основного оборудования ТЭЦ

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

Расчетные коэффициенты теплофикации по пару и сетевой воде

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

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

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

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

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

1.3Годовые показатели ТЭЦ

Годовая выработка электроэнергии, кВт*ч

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

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

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

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

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

2.Теплоутилизационная установка

2.1Выбор основного оборудования ТУУ

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

Номинальная паропроизводительность выбранных КУ, кг/с

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

Выбираем комбинированное направление использования ВЭР.

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

возможный расход пара на УТ составляет, кг/с

Коэффициент нагрузки УТ

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

Суммарные нагрузки по промышленному пару и сетевой воде выбранных УТ:

2.2Годовые показатели ТУУ

Располагаемая электрическая мощность УТ, МВт

Годовая выработка электроэнергии в ТУУ, МВт*ч

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

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

Среднегодовое

Суммарная нагрузка производственных отборов УТ, МВт

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

Годовая экономия топлива, тут

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

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

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

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

Результаты расчета приведены в таблице 3.

Заключение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Литература

  • основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов. — М.: Энергоатомиздат, 1987.
  • Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. — СПб.: СЗПИ, 1998.
  • инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. — М.: ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», 1995.
  • порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. СП 11-101-95. — М.: Минстрой россии, 1995
  • Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. — М.: НПКВЦ «Теринвест», 1994.
  • Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. — М.: Дело, 1998.
  • Ковалёв В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. — М.: Финансы и статистика, 1998.
  • Мелкумов Я.С. экономическая оценка эффективности инвестиций и финансирование инвестиционных проектов. — М.: ИКЦ «ДИС», 1997.
  • тепловые сети. СНиП 2.04.07-86*. — М.: Минстрой России, 1994.
  • Строительная климатология и геофизика. СНиП 2.01.01-82. — М.: Стройиздат, 1983
  • Манюк В.И., Каплинский И.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. — М.: Стройиздат, 1988. — 432 с.
  • Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1991.
  • тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
  • Паротурбинные энергетические установки. — М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1988.
  • Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень №1. — Калуга, ОАО КТЗ, 2001.
  • Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.АЗайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
  • Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические. Отраслевой каталог / В.А. Зайцев, Л.М. Микрюкова. — М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1985.
  • Астахов Н.Л., Калинов В.Ф., Киселёв Г.П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. — Энергетик, 1997, №12.
  • Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара — М.: Энергия, 1980.
  • Учебная работа. Выбор и обоснование структуры оборудования теплофикационнаого источника крупного промышленного предприятия