Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

0604236_50295_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle (1)

.pdf

Скачиваний:

251

Добавлен:

30.05.2015

Размер:

3.23 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 186 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. Часть II: учебное пособие / Б. А. Ляликов. – 2-е изд., стер. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. –172 с.

В табл. 2.6 приводятся основные геометрические характеристики, расход и скорость воды на участках.

					Таблица 2.6
		Таблица исходных данных

№	Диаметр	Длина	Сум. коэф. м.с.	Расход воды	Скорость
уч.	Dу, м	L, м	ξ	Gсв, т/ч	w, м/с

1	0.080	24.0	1.2	5.160	0.292

2	0.080	77.0	0.9	5.160	0.292

3	0.080	67.0	1.0	5.160	0.292

4	0.100	53.0	1.0	10.320	0.374

5	0.070	4.0	0.9	5.160	0.382

6	0.080	22.0	0.9	5.160	0.292

7	0.100	63.0	1.2	10.320	0.374

8	0.150	50.0	1.0	20.640	0.333

9	0.080	30.0	1.2	5.160	0.292

10	0.150	150.0	1.0	25.800	0.416

11	0.080	23.0	1.2	5.160	0.292

12	0.080	23.0	1.0	5.160	0.292

13	0.150	115.0	1.0	36.120	0.582

14	0.080	37.0	1.5	5.160	0.292

15	0.100	18.0	1.2	7.875	0.286

16	0.150	145.0	1.0	49.055	0.791

17	0.100	50.0	1.5	10.344	0.375

18	0.100	15.0	1.2	7.875	0.286

19	0.100	40.0	1.0	18.219	0.661

20	0.100	28.0	1.0	7.875	0.286

21	0.150	40.0	1.0	26.094	0.421

22	0.100	14.0	1.0	7.875	0.286

23	0.070	37.0	1.0	2.319	0.172

24	0.150	34.0	1.0	36.288	0.585

25	0.200	24.0	1.0	85.343	0.774

26	0.100	10.0	1.0	7.875	0.286

27	0.200	56.0	1.0	93.218	0.845

В табл. 2.7 выводятся потери напора на участках нарастающим итогом от источника теплоснабжения, располагаемые потери напора в конце участков.

Таблица 2.7

*** Таблица результатов гидравлического расчета ***

	Поправ.	Расч. знач.		Потери напора			dH от	dHр в
№	Поправ.	уд. потерь		на участке			ист-ка	конце уч.
уч.	коэф-т	Rл,
уч.	коэф-т	Rл,	dHл,	dHм,	dHc,	dH2c,	dHи,	dHi,
	b	мм/м	м	м	м	м	м	м
		мм/м	м	м	м	м	м	м
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1.11	2.06	0.049	0.005	0.055	0.109	5.151	14.849
2	1.11	2.06	0.159	0.004	0.162	0.325	5.042	14.958
3	1.11	2.06	0.138	0.004	0.142	0.285	5.001	14.999
4	1.11	2.53	0.134	0.007	0.141	0.283	4.717	15.283
5	1.12	4.16	0.017	0.007	0.023	0.046	4.817	15.183
6	1.11	2.06	0.045	0.004	0.049	0.098	4.869	15.131
7	1.11	2.53	0.160	0.008	0.168	0.336	4.770	15.230
8	1.10	1.20	0.060	0.006	0.065	0.131	4.434	15.566
9	1.11	2.06	0.062	0.005	0.067	0.134	4.437	15.563
10	1.10	1.81	0.272	0.009	0.281	0.561	4.303	15.697
11	1.11	2.06	0.047	0.005	0.052	0.105	3.847	16.153
12	1.11	2.06	0.047	0.004	0.052	0.103	3.845	16.155
13	1.10	3.56	0.409	0.017	0.426	0.851	3.742	16.258
14	1.11	2.06	0.076	0.006	0.083	0.165	3.056	16.944
15	1.11	1.49	0.027	0.005	0.032	0.063	2.954	17.046
16	1.10	6.56	0.951	0.031	0.982	1.964	2.891	17.109
17	1.11	2.55	0.127	0.011	0.138	0.276	2.303	17.697
18	1.11	1.49	0.022	0.005	0.027	0.054	2.082	17.918
19	1.11	7.67	0.307	0.022	0.329	0.657	2.028	17.972
20	1.11	1.49	0.042	0.004	0.046	0.091	1.462	18.538
21	1.10	1.86	0.074	0.009	0.083	0.166	1.371	18.629
22	1.11	1.49	0.021	0.004	0.025	0.050	1.255	18.745
23	1.12	0.87	0.032	0.001	0.034	0.067	1.272	18.728
24	1.10	3.59	0.122	0.017	0.139	0.278	1.205	18.795
25	1.10	4.38	0.105	0.030	0.135	0.270	0.927	19.073
26	1.11	1.49	0.015	0.004	0.019	0.038	0.695	19.305
27	1.10	5.23	0.293	0.036	0.328	0.657	0.657	19.343

Примечание. Пояснение к табл. 2.7:

Графа 1 – порядковый номер участка (см. на рис. П.2.1).

Графа 2 – поправочный коэффициент на эквивалентную шероховатость. Графа 3 – значения удельных потерь сопротивления Rл, мм вод. ст./м. Графа 4 – потери напора на участке из-за трения Hл, м вод. ст.

Графа 5 – потери напора в местных сопротивлениях Hм, м вод. ст. Графа 6 – суммарные потеринапора Hс(на одном трубопроводе), м вод. ст.

Графа 7 – суммарные потеринапора научастке2Hс(на двухтрубопроводах), м вод. ст. Графа 8 – располагаемый напор в конце участка, м вод. ст.

На рис. 2.18 показан пьезометрический график тепловой сети мик-

рорайона № 24 для участков (1–2–4–8–10–13–16–25–27).

	45
			40,000
	40		39,672
	40			39,537		38,555
						38,555		38,129	37,84937,783
								38,129	37,84937,783
											37,64237,479 37,425
	35
ст.
.в.	30
H , м	30
H , м
	25
													22,576
								21,871	22,152 22,217			22,359 22,521
				20,464		21,446		21,871
	20					21,446

		20,00020,329
	15
		0	50	100 150	200	250	300	350 400	450	500	550	600 650	700	750
								L , м
№ уч-ка			27	25		16		13	10		8	4	2	1
L, м			56	80		225		340	490		540	593	670	694
d, мм		200		200		150		150	150		150	100	80	80
G, т/ч		93,2		85,3		49,1	36,1		25,8		20,6	10,3	5,2	5,2
Hрк у,		19,3		19,1		17,1	16,3		15,7		15,6	15,3	15,0	14,9
Рис. 2.18. Пьезометрический график тепловой сети микрорайона № 24

(участки 1–2–4–8–10–13–16–25–27)

Из графика следует, что располагаемый напор в конце участков тепловой сети изменяется от 19,3 до 14,9 м вод. ст. Таким образом, на абонентских вводах на данных участках возможно использование элеваторных устройств.

Расчет и выбор оборудования тепловых пунктов (подогревателей ГВС и отопления, элеваторных установок, насосов) приводится в разд. 5. Характеристики насосов приводятся в Прил. 6 (см. табл. П.6.1–6.5).

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕПЛОПОДГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ ТЭЦ

3.1.Определение тепловой мощности ТЭЦ

Вслучае отсутствия в задании на курсовой проект значений тепловых нагрузок, присоединенных к ТЭЦ, производится их расчет по методике, изложенной в разд. 2.1.

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ в общем случае включает расход тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды:

QТЭЦ = Qот +Qв +Qгв +Qт , МВт (Гкал/ч).	(3.1)

Рассмотрим пример проектирования теплоподготовительной установки применительно к ТЭЦ, расположенной в Санкт-Петербурге. Расчетная промышленная нагрузка – 180 т/ч пара давлением 0,7 МПа, теплофикцион-

ная нагрузка ТЭЦ принята равной 200 Гкал/ч: Qотр =150 Гкал/ч; Qвр =20 Гкал/ч; Qгвр =30 Гкал/ч. На ТЭЦ рекомендованы к установке два

турбоагрегата типа ПТ-50-130/7. Максимально возможный отпуск тепла из теплофикционных отборов турбин составляет 120 Гкал/ч. Для покрытия недостающих 80 Гкал/ч тепла на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы. К установке рекомендуются два котла типа ПТВМ-50-1 с тепловой производительностью по 50 Гкал/ч каждый. Температурный график сетевой воды приведен на рис. 3.1. В качестве энергетических котлов на проектируемой ТЭЦ рекомендуются барабанные котлы с параметрами пара 14 МПа 570 оС.

Согласно диаграмме режимов турбины ПТ-50-130/7, при условии, что отпуск тепла из теплофикционного отбора – 60 Гкал/ч, а отпуск пара из промышленного – 90 т/ч, расход острого пара на турбину составляет 282 т/ч; электрическая мощность турбоагрегата при этом оказывается равной 55 тыс.кВт.

Расход острого пара на турбины ТЭЦ составит 564 т/ч.

К установке на ТЭЦ можно рекомендовать два варианта оборудования:

1)два котлоагрегата типа Е-320/140 (БКЗ-320-140);

2)три котлоагрегата типа Е-210/140 (БКЗ-210-140).

Средняя температура наиболее холодного месяца в СанктПетербурге равна – 7 °С. Согласно диаграмме режимов теплофикационной установки равна 136 Гкал/ч. Отпуск пара на производство сохраня-

												Источники и системы теплоснабжения промышленных
											предприятий. Часть II: учебное пособие / Б. А. Ляликов. –
													2-е изд., стер. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. –172 с.
ется в размере 180 т/ч. В рассматриваемом режиме паропроизводитель-
ность энергетических котлов ТЭЦ, с учетом аварийной остановки одно-
го котла, составляет:
а) первый вариант – 320 т/ч; б) второй вариант – 420 т/ч.
160,0	t с.в.оС													150,0
160,0													137,3
140,0												121,4	137,3
140,0											118,1
120,0						103,4	107,2	110,6	113,8				t 1
100,0		82,0	88,7	94,3	99,1
80,0	73,4	82,0	88,7	94,3	99,1
80,0													t 2
60,0													t 2	70,0
60,0										56,0	57,5	58,6	65,0
40,0	40,0	43,5	46,0		48,0	50,0	51,5	53,0	54,3
	40,0	43,5	46,0		48,0	50,0	51,5	53,0	54,3
20,0															t н.в. оС
0,0															t н.в. оС
0,0
	5,0	0,0		-5,0			-10,0				-15,0		-20,0	-25,0	-30,0

Рис. 3.1. Температурный график сетевой воды

Часовой и годовой график тепловых нагрузок строятся по методике, изложенной в разд. 2.3. Для климатических условий г. Санкт-

Петербурга (tотр = –25 °С; tвр= –11 °С; tсрот = –2,2 °С; τот = 219 сут.) строит-

ся часовой график расхода тепла на отопление, в зависимости от температуры наружного воздуха, по соотношению

р	tвр −tн		р
Qот = Qот			= Qотλот , МВт (Гкал/ч).	(3.2)
Qот = Qот	р	р	= Qотλот , МВт (Гкал/ч).	(3.2)
	tв	−tно

Вентиляционная нагрузка

	р tвр −tн			р
Qв	= Qв			= Qв	λв, МВт (Гкал/ч).	(3.3)
Qв	= Qв	р	р	= Qв	λв, МВт (Гкал/ч).	(3.3)
		tв	−tнв

Принципиальная тепловая схема турбоустановки ПТ-50/60-130/7 приведена на рис. 3.2. Данные о других типах турбин с отборами приводятся в Прил. 3 (табл. П.3.1).



1												роу
1
							18		3										7
																			7
		2
													4


																	5			Д







17		а								в			6							ПС
		а
			П




											10


		15								К



	Д		а				11							8


				в				в 13

16					14				12




					см									19				9
					см									19				9
																		в см




											20				в
											20
									21
									21
																	ОС


																					Рис.
																					Рис.
3.2. Принципиальная						тепловая				схема			турбины			типа ПТ-50/60-130/7:

1 – парогенератор; 2 – часть высокого давления турбины; 3 – часть низкого давления турбины; 4 – электрический генератор; 5 – верхний сетевой подогреватель; 6 – нижний сетевой подогреватель; 7 – пиковый сетевой подогреватель; 8 – сетевой насос; 9 – конденсатный насос сетевых подогревателей; 10 – конденсатор; 11 – встроенный теплофикационный пучок конденсатора; 12 – основной конденсатный насос; 13, 14 – группа регенеративных подогревателей низкого давления; 15 – деаэратор; 16 – питательный насос; 17 – группа регенеративных подогревателей высокого давления; 18 – часть среднего давления турбины; 19 – подогреватель химочищенной воды; 20 – деаэратор подпиточный; 21 – подпиточный насос; А – подвод сетевой воды к теплофикационному пучку; В – подвод химочищенной воды к теплофикационному пучку; см – точка смешения; а, с, в – нерегулируемые регенеративные отборы пара; Д – слив (дренаж) конденсата пара пикового сетевого подогревателя в деаэратор; П – производственный отбор пара

Результаты расчета тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и суммарной нагрузки, присоединенной к ТЭЦ, сведены в табл. 3.1. График тепловых нагрузок на отопление в относительных единицах показан на рис. 3.2.

По данным табл. 3.1 строятся графики тепловых нагрузок на отопление и продолжительности стояния температур наружного воздуха и отопительных нагрузок (см. рис. 3.3–3.5).

				Источники и системы теплоснабжения промышленных
				предприятий. Часть II: учебное пособие / Б. А. Ляликов. –
					2-е изд., стер. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. –172 с.
Данные табл. 3.1 позволяют построить часовой и годовой график
по продолжительности суммарных тепловых нагрузок, которые опреде-
ляют режимы работы теплофикационной установки.
						Таблица 3.1
		Тепловые нагрузки ТЭЦ
tнв,	n,	Qот,	Q'от	Qв,	Qгв,	Qтэц,
°С	ч	Гкал/ч	Q'от	Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/ч
°С	ч	Гкал/ч		Гкал/ч	Гкал/ч	Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
-25	21	150,0	1,0	20,0	30,0	200,0
-20	83	132,558	0,884	20,0	30,0	182,6
-15	273	115,116	0,767	20,0	30,0	165,2
-10	708	97,674	0,651	19,310	30,0	147,0
-5	1533	80,233	0,535	15,862	30,0	126,1
0	2878	62,791	0,419	12,414	30,0	105,2
8	5240	34,884	0,233	6,897	30,0	71,8
10	5629	0,000	0,000	0,000	24,0	24,0
1,000 Q от						1,000
0,900						0,884
0,800					0,767
0,700					0,767
0,700				0,651
0,600				0,651
0,600				0,535
0,500				0,535
0,500		0,419
0,400		0,419
0,300	0,233
0,200	0,233
0,200
0,100						о
0,000						о
10	5	0	-5	-10	-15	-20 t нв С-25
Рис. 3.3. Зависимость относительного расхода тепла Qот
	на отопление от температуры наружного воздуха

-30 t нвoC
-25	21
-20	83
-15	273
-10	708
-5		1533
0			2878
5						n ,ч
10						5240
10
0	1000	2000	3000	4000	5000	6000
Рис. 3.4. График средней продолжительности стояния
различных температур наружного воздуха tн = f(τ)

1,000	Q	от
1,000		1,000
0,900		0,884
0,800		0,767
0,700		0,767
0,700		0,651
0,600		0,651
0,600			0,535
0,500			0,535
0,500
0,400				0,419
0,400
0,300							0,233
0,200							0,233
0,200
0,100							n ,ч
0,000							n ,ч
0,000
	0	1000	2000	3000	4000	5000	6000
	Рис. 3.5. График средней продолжительности стояния
		относительной отопительной нагрузки

																				Источники и системы теплоснабжения промышленных
																				предприятий. Часть II: учебное пособие / Б. А. Ляликов. –
																							2-е изд., стер. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. –172 с.
Для рассматриваемого примера значения минимальных нагрузок
составляют:
	мин			tвр		−tнmax				=			18 −8					= 0,233 ;
λот =					tвр		−tнор			=	18			−(−25)				= 0,233 ;
					tвр		−tнор				18			−(−25)
Qотмин = λотминQотр										= 0,233 150 = 34,883 Гкал/ч;
	мин	=			tвр −tнmax					=			18 −8					= 0,344 ;
λвент		=			tвр		−tнор			=		18			−(−11)			= 0,344 ;
					tвр		−tнор					18			−(−11)
Qвентмин			= λотминQотр							= 0,344 20 = 6,896 Гкал/ч;
Qгвмин = λгвминQгвр										= 0,8 30 = 24,0 Гкал/ч.
Нагрузки ТЭЦ в характерных точках графика составляют:
1) при tн = –11 °С
Qот =			t		вр −tнmax			=150						18 −(−11)					=150 0,674 =101,2 Гкал/ч;
Qот =				tвр		−tнор		=150						18 −(−25)					=150 0,674 =101,2 Гкал/ч;
				tвр		−tнор								18 −(−25)
Qтэц =101,2 + 20 +30 =151,2 Гкал/ч;
2) при tн = +8 °С
Qтэц =34,9 + 6,9 + 30 = 71,8 Гкал/ч.
На рис. 3.6 показаны график часовой тепловой нагрузки и график
продолжительности несения тепловой нагрузки ТЭЦ.
		Qтэц				t	Изменение расходов тепла и обратной													Изменение расходов тепла и обратной
		Гкал/ч					сетевой воды в зависимости от tн													сетевой воды в зависимости от tн
			200				сетевой воды в зависимости от tн													сетевой воды в зависимости от tн
			200																200	200
																			200	200
			180																182,6	182,6
			160															165,1		165,1
			160															162,9		162,9
														Qтэц=f(t )			157,1			157,1			Q =f(n)
														Qтэц=f(t )			152,8				152,8		Q =f(n)
			140													н	148,2				148,2 тэц
			140													143,6					143,6
																137,8					А	137,8
																131,5					А		131,5
			120				150								124,4					124,3			124,4
															115,2					118,5	Qосп=f(tн)			115,2
Pот	tос						130													113,0				115,2
Pот	tос		100				130													113,0
2,5	118		100										103,5						150 108,6		при Pот=1,2 бар 103,5
2,5	118						110													104,3
							110													98,9
			80																	93,9
1,2	94,3		80				90										94,3			74,0						71,8
1,2	94,3						90		71,8								94,3			74,0
									71,8
0,6	73,4		60				70													60,8
			40				50										48		70
			40				30										48
				20			30			24,0
										24,0
							10
							10	tнв, оС
				0				tнв, оС
				0
								15		10			5		0	-5		-10	-15 -20 -25	1000			2000	3000	4000	5000	8000
															1,2	-6,3		-11
							Рис. 3.6. График часовой тепловой нагрузки
								и продолжительности несения нагрузки

Из графика (см. рис. 3.6) для соответствующей температуры наружного воздуха можно определить следующие параметры:

– температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях тепловой сети;

–значениятепловыхнагрузокТЭЦипродолжительностьихнесения;

–давление в теплофикационном оторе турбины, при котором может быть обеспечена данная нагрузка.

Так, например, при давлении пара в отборе 0,12 МПа (см. рис. 3.6): 1) максимально возможный подогрев сетевой воды в подающей

линии составляет 94,3 °С; 2) значение температуры обратной сетевой воды равно 48 °С;

3) температура наружного воздуха, при которой давление пара в отборе 0,12 МПа перестает быть достаточным для требуемого подогрева сетевой воды, равна –6,3 °С;

4)максимально возможная нагрузка ОСП при давлении греющего пара 0,12 МПа равна 131,5 Гкал/ч;

5)длительность стояния температур наружного воздуха, равных

–6,3°С и ниже, составляет 1380 часов.

На современных ТЭЦ, как правило, применяется многоступенчатый подогрев сетевой воды (до четырех ступеней). Обязательной ступенью подогрева, а в ряде случаев и двумя является подогрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях (ОСП). Греющим паром служит пар теплофикационного отбора турбины (рис. 3.7). Величиной давления этого пара определяется возможное значение температуры сетевой воды на выходе из ОСП. При ее расчете принимается рот = 0,05÷0,25 МПа – диапазон регулирования давления пара теплофикационного отбора турбины; рот = 0,01 МПа – падение давления в паропроводе, соединяющем турбину с ОСП; t = 6÷8 °C – температурный напор на выходе из ОСП. Данные расчета заносят в табл. 3.2.

ПТ

Pот

(ts-8) (Pот-0,1)

ОСП

Рис. 3.7. Принципиальная схема подогрева сетевой воды в ОСП

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 186 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке Литература источники

#
30.05.20151.95 Mб1590595293_7A299_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle.pdf
#
30.05.20153.23 Mб2510604236_50295_lyalikov_b_a_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshle (1).pdf
#
30.05.20157.89 Mб2190719398_53A58_lekcii_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_promyshlennyh_p.doc
#
30.05.2015181.25 Кб630721894_2F39E_lekcii_istochniki_i_sistemy_teplosnabzheniya_predpriyatiy_1.doc