Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра теплоэнергетических установок

ТЕПЛОФИКАЦИЯ И ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

Методические указания и задания

к выполнению расчетно-графических работ (РГР) для студентов всех форм обучения

специальности 050717 – Теплоэнергетика

Алматы 2009

Составители: Пак М.И., Тютебаева Г.М. Теплофикация и тепловые сети. Методические указания и задания к выполнению расчетно-графических работ (РГР) для студентов всех форм обучения специальности 050717 – Теплоэнергетика.-Алматы, 2009 –30 с.

Методические указания по курсу «Теплофикация и тепловые сети» для студентов всех форм обучения содержат три расчетно-графические работы, каждая из которой состоит из двух вопросов и одной задачи.

Методические указания предназначены для студентов специальности 050717 – Теплоэнергетика всех форм обучения.

Содержание

	Введение	4
1	Общие методические указания	5
2	Контрольные вопросы по модулю 1	6
3	Контрольные вопросы по модулю 2	8
4	Контрольные вопросы по модулю 3	10
5	Задача к РГР№1 и пример решения	10
6	Задача к РГР№2 и пример решения	16
7	Задача к РГР№3 и пример решения	24
	Рекомендуемая литература	29

Введение

Теплофикация - есть централизованное теплоснабжение на базе комбинированного, т. е. совместного производства тепла и электрической энергии.

При теплофикации тепло рабочего тела (водяного пара или газа), имеющее повышенный потенциал (высокую температуру и давление), сначала используется для выработки электрической энергии в турбоагрегатах, затем тепло отработавшего тела, имеющее более низкий потенциал, используется для централизованного теплоснабжения. Такой подход к удовлетворению от одного источника потребностей в электроэнергии и низкопотенциальном тепле, позволяет при режиме работы по тепловому графику примерно в 2 раза уменьшить удельный расход тепла (топлива) на производство электроэнергии по сравнению с раздельной схемой получения электроэнергии и тепла. Кроме того, централизованное теплоснабжение на базе теплофикации обеспечивает использование низкосортного местного топлива, сжигание которого в мелких котельных затруднено, и в значительной мере способствует улучшению санитарных условий и чистоты воздушного бассейна благодаря концентрации топливосжигающих пунктов.

Основной тенденцией развития комбинированного производства электроэнергии в настоящее время является возрастание удельного веса крупных теплоэлектроцентралей. Единичная мощность отдельных ТЭЦ достигла 1000 МВт. Если за пятилетие 1965-1970 гг. наибольший вес имели турбины единичной мощности 50 МВт (42 %), то в 1971-1975 гг. около 46 % общего числа введенных теплофикационных машин составили агрегаты единичной мощностью 100 МВт. Следующим шагом, 1975-1985 гг. явилось освоение турбоагрегатов Т-250-240, Т-175-130, ПТ-135-130, Р-100-130 и переход на блочную схему сооружения ТЭЦ.

Начиная с 1985 по 1990 годы, наблюдалось замедление темпов строительства теплоэнергетических объектов, а в период с 1990 по 2000 годы фактически прекратилось сооружение крупных ТЭЦ. Происходило ускоренное старение оборудования и сетей. Начали развиваться децентрализованные системы с использованием, в основном, импортного оборудования. С 2001 года началась модернизация ТЭЦ, строительство мелких ТЭЦ и освоение российской промышленностью современного теплоэнергетического оборудования. Именно в это время произошло формирование новой концепции развития теплоснабжения с ориентацией на доминирующую роль централизованных систем, комбинированную выработку на мощных и малых ТЭЦ.

В этих условиях существенно усложняются обязанности эксплуатационного персонала ТЭЦ, повышается экономическая значимость принимаемых им решений, существенным фактором становится учет взаимовлияния режимов работы оборудования теплосетей и агрегатов ТЭЦ.

В связи с этим бакалавр теплоэнергетики должен знать термодинамические основы тепловых процессов на ТЭЦ, конструкцию и принцип работы основного и вспомогательного оборудования, методы достижения наибольшей экономичности работы теплоэлектроцентрали.

Необходимо уметь разбираться в тепловой схеме станции, знать основные принципы выбора теплоносителя, системы теплоснабжения, схемы присоединения тепловых потребителей. Необходимо усвоить тепловые расчеты и тепловые балансы ТЭЦ, а также гидравлический расчет тепловых сетей.

Перед изучением курса "Теплофикация и тепловые сети" студентам необходимо повторить основные положения курсов: техническую термодинамику, гидрогазодинамику, тепломассообмен и реализацию технологического процесса на ТЭС.

Общие методические указания

При изучении курса необходимо иметь ввиду непрерывность процесса совершенствования теплоэлектроцентралей и тепловых сетей, их оборудования и принципов компоновки, а также проектирование, строительство, эксплуатацию и ремонт.

В результате проработки материалов по данной дисциплине студенты должны получить достаточные знания, чтобы уметь ответить на все вопросы для самопроверки, приведенные по каждому разделу.

По дисциплине предусматривается выполнение трех расчетно-графических работ, каждая из которой состоит из ответов на два вопроса и решения одной задачи.

Номера вопросов приведены в таблице 1. Номер варианта по вопросам выбирается по последней цифре шифра зачетной книжки.

Вопросы к РГР №1, РГР №2 составлены из вопросов модуля 1, к РГР №3 из вопросов модулей 2 и 3.

Ответы на вопросы следует давать кратко, по существу, с привлечением соответствующих формул, схем и графиков.

Задача к РГР №1 «Определение тепловой нагрузки промышленного района, построение годового графика теплопотребления».

Задача к РГР №2 «Выбор основного оборудования ТЭЦ, расчет экономии топлива при теплофикации».

Задача к РГР №3 «Гидравлический расчет тепловых сетей».

Расчеты необходимо иллюстрировать схемами, выполненными от руки, а также графиками, диаграммами и т.д.

Все используемые в расчетах справочные данные должны иметь ссылку на соответствующую литературу. Схемы, графики должны быть вычерчены на миллиметровке карандашом в принятом масштабе. Полученное решение задач должно сопровождаться кратким анализом и основными выводами.

В том случае, если решение задачи по выбранной методике требует привлечения дополнительных сведений, отсутствующих в задании, разрешается использование справочных и нормативных данных с соответствующим обоснованием их выбора. При правильно выбранной методике исходных данных достаточно для выполнения расчета.

Из предложенных вариантов заданий студент должен выбрать вариант в соответствии с шифром зачетной книжки. Контрольные работы с неправильно выбранными вариантами заданий не рассматриваются.

Задание к расчетно-графическим работам

Т а б л и ц а 1.1 – Номера вопросов для расчетно-графических работ

Последняя цифра шифра	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
РГР №1 по вопросам модуля 1	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
РГР №1 по вопросам модуля 1	14	15	16	17	18	19	20	18	25	26
РГР №2 по вопросам модуля 1	28	29	30	31	32	33	35	36	37	38
РГР №2 по вопросам модуля 1	41	42	43	44	45	46	47	48	51	54
РГР №3 первый вопрос по модулю 2, второй вопрос по модулю 3	22	2	3	11	12	13	14	16	18	19
	1	2	17	16	12	10	8	5	7	4

Контрольные вопросы по модулю 1

1. Дайте определение системы теплоснабжения

2. Назовите основные элементы системы теплоснабжения, укажите их функциональное назначение.

3. Какие системы теплоснабжения называются централизованными?

4. Дайте классификацию СТС по виду источника теплоты и теплоносителя.

5. Дайте классификацию СТС по способу прокладки трубопроводов ТС.

6. Дайте классификацию СТС по способу присоединения отопительной нагрузки, приведите их принципиальные схемы

7. Дайте классификацию СТС по способу присоединения нагрузки ГВС, приведите их принципиальные схемы.

8. Приведите принципиальную тепловую схему КЭС, цикл КЭС на TS – диаграмме.

9. Назовите факторы, влияющие на термический кпд цикла Ренкина.

10. В чем заключается основное преимущество теплофикации?

11. Приведите принципиальную схему теплофикации с турбиной типа Т.

12. Что такое коэффициент использования теплоты топлива Приведите оценку для КЭС и ТЭЦ с одинаковыми начальными параметрами пара.

13. Перечислите преимущества централизованной системы теплоснабжения.

14. Какие параметры наружного воздуха используются при проектировании и эксплуатации СТС?

15. Как определяется расчетная мощность СТС, для чего она используется?

16. Что такое оптимальные параметры микроклимата внутри помещений?

17. Приведите качественные годовые и суточные графики теплопотребления круглогодовых потребителей теплоты. Какие потребители относятся к ним?

18. Приведите качественные годовые и суточные графики теплопотребления сезонных потребителей теплоты.

19. Какие составляющие нужно учитывать при составлении теплового баланса здания?

20. Каким образом выбирается необходимое сопротивление теплопередачи наружных ограждающих конструкций?

21. Как определяется расчетная удельная потребность в теплоте, используемая при проектировании тепловой защиты зданий?

22. Приведите формулу определения расчетной тепловой нагрузки здания с использованием удельной потребности в теплоте.

23. Приведите формулу определения расхода циркуляционной воды в системе отопления при графике 95/70.

24. Приведите формулу определения расчетного расхода сетевой воды на отопление при графике качественного регулирования 150/70.

25. Как определяется расчетная нагрузка вентиляции при проектировании при отсутствии исходных данных?

26. Как определяется расход воды на ГВС и расчетная нагрузка ГВС?

27. Как определяется расчетный суммарный расход сетевой воды в магистральных сетях?

28. Как строится годовой график теплопотребления промышленного района?

29. Дайте определение часового коэффициента теплофикации

30. Приведите принципиальную тепловую схему водогрейной котельной.

31. Приведите принципиальную тепловую схему СТС с паровой котельной.

32. Приведите принципиальную схему СТС с турбиной типа Т.

33. Приведите принципиальную схему СТС с турбиной типа ПТ.

34. Приведите принципиальную схему технологического пароснабжения с турбиной типа Р.

35. Определите удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на КЭС.

36. Определите удельный расход условного топлива на выработку теплоты на районной котельной.

37. Какая из величин удельного расхода условного топлива в теплофикационном режиме и в чисто конденсационном режиме больше и почему?

38. Как подразделяются потребители тепла по категории надежности теплоснабжения?

39. Для чего применяются секционирование трубопроводов тепловых сетей?

40. Что такое резервирование тепловых сетей?

41. Какие расчетные гидравлические режимы предусмотрены для водяных тепловых сетей?

42. Перечислите состав оборудования и сооружений водяных тепловых сетей.

43. Напишите формулу Дарси для участка сети длиной ℓ и диаметром d.

44. Как связан напор в сети со статическим давлением? Чем отличается пьезометрический напор от полного напора?

45. Что такое располагаемый напор, какова его нормируемая величина на абонентском вводе здания?

46. Каким требованиям должен удовлетворять пьезометрический график водяной тепловой сети?

47. Как определяется коэффициент местных сопротивлений и эквивалентная длина местных сопротивлений?

48. Как определяется удельное гидравлическое сопротивление трубопровода?

49. Что такое пьезометрический график тепловой сети?

50. Приведите схемы присоединения отопительной нагрузки к тепловой сети.

51. Как определяется коэффициент смешения элеватора?

52. Приведите схемы присоединения нагрузки ГВС к тепловой сети.

53. Напишите уравнение теплопередачи для рекуперативного теплообменного аппарата и выражение коэффициента и сопротивления теплопередачи в случае плоской стенки.

54. Перечислите возможные способы регулирования нагрузки СТС.

55. Приведите классификацию систем регулирования нагрузки тепловых сетей.

56. Что представляет собой график качественного центрального регулирования отопительной нагрузки?

Контрольные вопросы по модулю 2

1. Как определяются градусо – сутки отопительного периода?

2. Как определяются требуемые сопротивления теплопередачи наружных ограждающих конструкций?

3. Определение годового расхода тепла на отопление зданий.

4. Процедура подбора состава и типа ограждающих конструкций по нормируемым значениям удельных потребностей тепловой энергии.

5. Дайте объяснения по упрощенной тепловой схеме районной водогрейной котельной.

6. Поясните работу районной паровой котельной по упрощенной тепловой схеме.

7. Поясните схему теплофикации по упрощенной схеме теплофикации с турбиной Т.

8. Поясните работу ТЭЦ по упрощенной схеме теплофикации с турбиной ПТ.

9. Приведите характерные схемы тепловых узлов (абонентских вводов) для закрытой зависимой системы теплоснабжения.

10. Объясните работу схемы закрытой СТС с нижним аккумулятором.

11. Приведите характерные схемы открытых зависимых СТС.

12. Приведите схемы присоединения нагрузки отопления и ГВС к паровым тепловым сетям.

13. Преимущества и недостатки воды как теплоносителя в тепловых сетях.

14. Перечислите теплофикационное оборудование ТЭЦ для водяных СТС.

15. Приведите схему двухступенчатого подогрева сетевой воды.

16. Объясните принцип работы пароводяного подогревателя по ее схеме.

17. Приведите схему включения пиковых котлов ТЭЦ и пиковых районных котлов.

18. Перечислите стадии и их назначение в водоподготовке сетевой воды.

19. С какой целью проводится водоподготовка сетевой воды?

20. Определение удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии при теплофикации в конденсационном режиме работы турбины по диаграмме режимов.

21. Определение удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии в теплофикационном режиме по диаграмме режимов.

22. Определение годовой экономии условного топлива при теплофикации (формула Мелентьева Л. А)

23. Выбор трассы ТС, профиль трассы, черная и планировочная отметка земли.

24. Требования к трубопроводам и способу прокладки тепловых сетей.

25. Схемы прокладки ТС в непроходных каналах.

26. Схемы бесканальной подземной прокладки ТС.

27. Назначение опор и компенсаторов ТС, виды компенсаторов.

28. Оборудование тепловых узлов и тепловых пунктов

29. Методика выбора аккумулятора горячей воды в системе ГВС.

30. Основные требования к системам отопления и вентиляции здании.

31. Общая характеристика разводки трубопроводов систем отопления.

32. Схемы стояков с нижней разводкой.

33. Схемы стояков с верхней разводкой.

Контрольные вопросы по модулю 3

1. Схема подпитки и компенсации теплового расширения сетевой воды.

2. Виды гидравлических расчетов тепловых сетей. Основные уравнения расчета.

3. Методика выбора элеватора. Коэффициент смешения.

4. Гидравлическая устойчивость СТС и гидравлический удар.

5. Основы гидравлического расчета СТС методом эквивалентного контура.

6. Способы резервирования тепловых сетей.

7. Системы уравнений теплового расчета теплообменных аппаратов рекуперативного типа.

8. Уравнение тепловой характеристики теплообменного аппарата.

9. Удельная тепловая характеристика теплообменного аппарата, методика ее определения.

10. Режимный коэффициент теплообменного аппарата, методика его определения, режимный коэффициент для чугунных радиаторов.

11. Температурный график центрального качественного регулирования по отопительной нагрузке (вывод).

12. Количественное регулирования нагрузки СТС.

13. Задачи эксплуатации тепловых сетей. Характеристика функций предприятий – теплосеть.

14. Тепловые испытания водяных тепловых сетей.

15. Пути снижения теплопотерь трубопроводов через их изоляцию.

16. Схема автоматического регулирования нагрузки отопления.

17. Принцип работы теплового насоса. Коэффициент преобразования.

Задача к РГР №1

Определение тепловой нагрузки промышленного района, построение годового графика теплопотребления

Для города с населением М тыс. человек определить расчетную тепловую нагрузку и расчетный расход сетевой воды на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение централизованной системы теплоснабжения (ЦСТС) без учета тепловыделения в зданиях и утечки теплоносителя в тепловых сетях (ТС) и сетях потребителя.

Исходные данные для расчета:

- обеспеченность отапливаемой площадью жилых зданий на 1 человека – 20 м²,

- расчетные параметры внутреннего и наружного воздуха, длительность отопительного периода (ОП), удельная потребность в теплоте на отопление определить по варианту задания,

- для всех вариантов принять следующие характеристики горячего водоснабжения (ГВС):

Норма расхода горячей воды на 1 человека в жилых зданиях 120 л/сут, в общественных зданиях 60 л/сут, расчетная температура горячей воды
55 ⁰С, холодной воды в ОП + 5 ⁰С, в летний период (ЛП) + 15 ⁰С:

- принять коэффициент расхода теплоты на вентиляцию общественно-административных зданий (ОАЗ) равным для всех вариантов;

- температурный график центрального качественного регулирования принять равным 120/70 для всех вариантов.

Т а б л и ц а 1.2 – Варианты заданий для выполнения РГР №1, №2

Номер в списке группы

Климатологический

район РК

Число потребителей района М, тыс.чел.

Доля общ. админ. зданий k₁

Произв. отбор пара, Д_пр, т/ч.

Пред

последняя цифра зач. книжки

Средняя этаж. жилых зданий

Последняя цифра зач. книжки

Средняя этаж. общ.-админ. зданий

Астана

Кокшетау

Актюбинск

Караулкельды

Челкар

Алматы

Баканас

Талдыкорган

Атырау

Жана-Семей

Зайсан

УстьКаменогорск

Тараз

Уланбель

Такнай

Уральск

Балхаш

Караганда

Жезказган

Кзылжар

Костанай

Кызылорда

Актау

Павлодар

Шымкент

150

145

140

135

130

125

120

115

110

105

100

155

160

165

170

175

180

100

105

110

115

120

125

0,26

0,25

0,24

0,23

0,22

0,21

0,20

0,19

0,18

0,17

0,16

0,15

0,14

0,20

0,21

0,22

0,23

0,24

0,25

0,16

0,17

0,18

0,19

0,20

0,21

Пример решения.

Рассмотрим порядок выполнения задания по варианту г. Джамбейты Западно-Казахстанской области: М=120 тыс. человек, средняя этажность жилых зданий - 3, ОАЗ - 5, доля общей площади ОАЗ-0,15, расход пара на технологическое пароснабжение .

1. Находим отапливаемую площадь жилых зданий района

площадь ОАЗ

2. Находим расчетные климатологические параметры:

- температура воздуха внутри помещений [3, таблица 3.2]

- расчетная и средняя температура наружного воздуха в ОП

- градусо - сутки и продолжительность ОП [3, таблица 3.3]

3.По [3, таблица 6] находим нормируемые значения удельной потребности в теплоте для жилых зданий

для ОАЗ (по п.2 таблицы 6)

4. Находим расчетную удельную нагрузку отопления:

жилых зданий

ОАЗ

5. Находим расчетную отопительную нагрузку и расход сетевой воды на отопление без учета утечки воды и потери тепла через изоляцию в тепловых сетях: жилых зданий

ОАЗ

где - отапливаемый объем ОАЗ, для определения которого примем высоту помещений с учетом толщины межэтажных перекрытий равным ,

Расчетная отопительная нагрузка района равна

Расход сетевой воды на отопление в расчетном режиме определим по формуле

Теплофизические свойства воды определяются по [5] по средней температуре сетевой воды

, Отсюда

6. Находим расчетную вентиляционную нагрузку и расчетный расход сетевой воды на вентиляцию общественных зданий:

7. Определим расчетную нагрузку ГВС и расход воды в расчетном режиме по формуле

Найдем по [5] при температуре 55⁰С плотность воды теплоемкость

Нагрузка ГВС в ЛП равна

8. Определим нагрузку технологического пароснабжения. Примем параметры пара производственного отбора турбины: По [5] находим энтальпию пара производственного отбора и при давлении :

Отсюда

9. Для построения годового графика теплопотребления определим суммарную нагрузку теплоснабжения района при температурах наружного воздуха +8⁰С, -5,9⁰С, -31⁰С.

Нагрузки сезонных потребителей теплоты линейно зависят от температуры наружного воздуха

Суммарные нагрузки теплоснабжения района в зависимости от температуры наружного воздуха равны:

в ОП

в ЛП

Тепловая нагрузка района в горячей воде в зависимости от температуры наружного воздуха равна:

в ОП

в ЛП

По тепловой нагрузке в горячей воде строится левая часть годового графика теплопотребления .

Для построения правой части графика используем в ОП [3, Таблицы 3.5].

Т а б л и ц а 1.3 – среднемесячные температуры наружного воздуха в г. Джамбейты

Месяцы

Среднемесячная температура наружного воздуха, ⁰С

Число суток

1. январь

2. февраль

3. декабрь

4. март

5. ноябрь

6. октябрь

7. апрель

-13,7

-13,2

-9,6

-6,7

-2,8

+5,5

+6,7

-5,9

194

На рисунке 1.1 показано построение графика в выбранном масштабе.

Рисунок 1.1 - Построение годового графика теплопотребления г.Джамбейты

Задача к РГР №2

Выбор основного оборудования ТЭЦ, расчет экономии топлива при теплофикации

1. Выбор основного оборудования ТЭЦ по заданным тепловым нагрузкам, определенным в РГР №1.

2. Определение экономии топлива на ТЭЦ по сравнению с КЭС на выработку электрической энергии для отопительного периода (ОП) и летнего периода (ЛП).

3. Определение разницы в расходах топлива на теплоснабжение от котельной и ТЭЦ в ОП и ЛП.

Исходные данные для расчета для всех вариантов

- - удельный расход условного топлива на КЭС;

- - КПД энергетических котлов;

- - КПД пиковых водогрейных котлов, ТЭЦ;

- - внутренний относительный КПД турбины;

- - электромеханический КПД турбины;

- - КПД районной котельной;

- - КПД сетей котельной;

- - КПД сетей ТЭЦ.

Пример решения.

Выбор основного оборудования ТЭЦ по заданным тепловым нагрузкам

Определим расходы теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС при средней температуре наружного воздуха за отопительный сезон.

Согласно [3]

Тогда расход теплоты на отопление жилых и ОАЗ:

Расход теплоты на вентиляцию ОАЗ:

Так как - температура, принятая за расчетную при проектировании вентиляции, отличается от , ее необходимо определить по [1] стр. 433; ;

Расход теплоты на ГВС

Расход теплоты из теплофикационных отборов турбин составляет:

Выбор основного оборудования ТЭЦ начинают с выбора турбин. При проектировании ТЭЦ, работающей в энергосистеме, мощность и тип теплофикационных турбин определяются, главным образом, тепловой нагрузкой, т.е. графиками тепловой нагрузки и параметрами теплоснабжения. Недостаток электрической энергии для снабжения потребителей удовлетворяется за счет энергосистемы и, наоборот, избыточная электроэнергия от ТЭЦ направляется в систему.

Потребление тепла от ТЭЦ в общем случае производится на:

а) технологические цели производства;

б) отопление и вентиляцию жилых и производственных помещений;

в) горячее водоснабжение для бытовых нужд и для нужд производства.

Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ на технологические цели производства осуществляется обычно в виде пара из отборов или противодавления турбин.

Характер графика тепловой нагрузки определяет тип и мощность теплофикационных турбин. При равномерном графике следует принимать к установке на ТЭЦ противодавленческие турбины, как наиболее простые, дешевые и экономичные по сравнению с другими типами турбин. При колеблющемся характере тепловых нагрузок требуется установка турбин с регулируемыми отборами пара, которые позволяют более гибко удовлетворять потребности в электрической и тепловой энергии потребителя. Рекомендуется следующая последовательность установки турбин на промышленных ТЭЦ. В первую очередь необходимо устанавливать не более одной-двух турбин типа ПТ в начальный период ввода производственных мощностей данного промышленного района. Последующий рост тепловых нагрузок необходимо удовлетворять установкой противодавленческих турбин. Такой подбор оборудования обеспечит достижение минимума неэкономичной конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ и соответствующий рост экономии топлива.

Таким образом, базовая часть технологической нагрузки будет покрываться за счет противодавленческих турбин, пиковая часть – турбинами с регулируемыми отборами пара.

Вследствие того, что в нашем случае т.е. технологическая паровая нагрузка незначительная, отпуск пара на производство целесообразнее осуществлять через РОУ.

Поскольку , можно выбрать две теплофикационные турбины Т-50-130-6 [6] стр.29, [7] стр.148.

Основные технические характеристики турбины Т-50-130-6.

- мощность, кВт:

номинальная 50 000;

максимальная 60 000;

на конденсационном режиме 50 000.

- параметры свежего пара:

давление 12,8 МПа;

температура 565⁰С.

- расход свежего пара, т/ч:

номинальный 240;

максимальный 250.

- пределы регулирования давления в отборах, МПа:

верхнем отопительном 0,06 - 0,25;

нижнем отопительном 0,05 - 0,2.

- Нагрузка:

тепловая (номинальная),

- Номинальная температура подогрева питательной воды, 225.

Поскольку то теплоты пара из отопительных отборов двух турбин Т-50-130-6 будет достаточно.

При выборе производительности парогенераторов ТЭЦ необходимо руководствоваться следующими указаниями:

а) для блочных ТЭЦ, входящих в энергосистему, производительность и число парогенераторов выбирается по максимальному пропуску острого пара через турбину с учетом собственных нужд и запасом до 3%.

При выходе из работы одного блока оставшиеся, с учетом работы пиковых водогрейных котлов, должны обеспечить средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение;

б) для неблочных ТЭЦ, входящих в энергосистему, выбор парогенераторов производится по максимальному расходу пара с тем, чтобы при выходе из работы одного парогенератора оставшиеся, включая пиковые водогрейные котлы, обеспечили максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, при этом допускается снижение электрической мощности на величину до 10%.

Выбор энергетических котлов определяется максимальным расходам пара на турбины:

где максимальный расход пара на турбину Т-50-130,

- коэф. запаса по производительности; ;

- коэф. собственных нужд котельной,

Поскольку а ТЭЦ располагается в Западном Казахстане, выбираем к установке котлы типа Е-320-140-ГМ – Барнаульского котельного завода. [7] стр.119 или [8] стр.116.

Топливо – газ, мазут.

Количество энергетических котлов :

Предварительно выбираем к установке два энергетических паровых котла типа Е-320-140 ГМ.

Однако вследствие частого выхода из строя энергетических котлов их количество уточняется по II - режиму (по ). В нашем случае уточняющий расчет количества котлов производиться не будет.

Для обеспечения надежности энергоснабжения выбираем к установке три энергетических паровых котла.

Предварительно выбираем количество и тип водогрейных котлов.

Предлагаем к установке два водогрейных котла типа КВГМ-100-150 [8] стр.122, т.к.,

Характеристика водогрейного котла:

типоразмер: КВ-ГМ-100-150

давление, ;

топливо: газ, мазут;

расход воды: 2460 / 1235;

кпд - 92%;

теплопроизводительность – 100

расчетная температура воды на выходе из котла - 150.

Поскольку технологическая паровая нагрузка закрывается РОУ, рассчитаем расход свежего пара на РОУ,

- энтальпия редуцированного пара определяется по [5] по

- энтальпия свежего пара определяется по [5] по

- энтальпия питательной воды определяется по [5] по
(см.стр. 3) и

Поскольку ТЭЦ работает изолированно, следовательно, без снижения электрической мощности.

Выбираем РОУ [10] стр. 452.

Технические характеристики РОУ:

производительность 125;

параметры свежего пара ;

параметры редуцированного пара .

Таким образом, на заданные тепловые нагрузки ТЭЦ предлагается вариант выбора основного оборудования:

три энергетических котла Е-320-140 ГМ;

две паровые теплофикационные турбины Т-50-130;

два водогрейных котла КВГМ-100-150;

одна РОУ: ; 137(560)/13 (250).

Рисунок 2.1 - Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

Определение экономии топлива на ТЭЦ по сравнению с КЭС на выработку электрической энергии для отопительного периода (ОП) и летнего периода (ЛП).

Определим экономию топлива при производстве электроэнергии по [1] стр.31 формула [1.37]

Для отопительного периода (ОП)

где - выработка электроэнергии на тепловом потреблении для турбины Т-50-130; в ОП вырабатываем всю электроэнергию на тепловом потреблении.

- из задания.

Для летнего периода (ЛП)

Выработка электроэнергии на тепловом потреблении летом

где - летняя тепловая нагрузка двух турбин Т-50-130. следовательно, одна турбина несет нагрузку .

Рисунок 2.2 – Зависимость удельной комбинированной выработки электрической энергии от параметров пара перед турбиной и температуры насыщения отработавшего пара

При построении графиков принято: при ; при ,

Т а б л и ц а 2.1

Номер кривой	Параметры пара перед турбиной		Параметры пара промперегрева		Температура питательной воды, t_п.в, ^ОС	Число ступеней регенеративного подогревателя	Средний внутренний относительный КПД турбины η_о_i
Номер кривой	Р₀, МПа	t₀, ^ОС	Р_п.п, МПа	t_п.п, ^ОС	Температура питательной воды, t_п.в, ^ОС	Число ступеней регенеративного подогревателя	Средний внутренний относительный КПД турбины η_о_i
1	3,5	435	-	-	150	5	0,8
2	9	535	-	-	215	8	0,8
3	13	555	-	-	230	8	0,83
4	13	540	3,2/2,9	540	230	8	0,83
5	17	540	3,0/3,3	540	250	8	0,84
6	24	540	4,0/3,6	540	260	9	0,85

По рисунку 2.2 с учетом того, что давление в теплофикационном отборе , определяем .

- конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ, МВт;

где - вся выработка электроэнергии на ТЭЦ, МВт;

- удельный расход условного топлива па выработку электрической энергии по конденсационному циклу на ТЭЦ, при работе на твердом топливе, определяется по рисунку 2.3.

Рисунок 2.3 - Удельный расход условного топлива па выработку электрической энергии по конденсационному циклу на ТЭЦ при работе на твердом топливе

, так как доля выработки электроэнергии по конденсационному циклу

Тогда экономия топлива от выработки электроэнергии в ЛП составит

Определение разницы в расходах топлива на теплоснабжение от котельной и ТЭЦ в ОП и ЛП

Определим разницу в расходах условного топлива при централизованном теплоснабжении от котельных и ТЭЦ при подаче абонентам одного и того же количества теплоты . определяется по [1] стр.33, формула [1.42]

;

Для ОП

;

Для ЛП

;

Задача к РГР №3

Гидравлический расчет тепловых сетей

Задан двухтрубный тупиковый участок тепловой сети от насосной подстанции, топология которого изображена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема тепловой сети

К тепловой сети присоединены потребители 1, 2, 3 с расчетной отопительной нагрузкой, равной соответственно Q₁, Q₂, Q_3, МВт. График центрального качественного регулирования нагрузки системы теплоснабжения равен 130/70. Заданы длины участков тепловой сети по подающей и обратной линии: Z₁₁=Z₁₃, Z₂₁=Z₂₃, Z₃₁=Z₃₃, удельная линейная потеря напора h_л, коэффициент местных сопротивлений трубопроводов сети , а также внутреннее сопротивление насоса S₀. Для выбора насоса требуется определить условный напор насоса H₀(напор при V→0)_.

Т а б л и ц а 3.1 – Варианты заданий для выполнения РГР№3

Номер по списку уч.группы

Q₁,

МВт

Q₂,

МВт

Q₃,

МВт

Предпоследняя цифра зач. книжки

Линейная потеря напора h_л, мм/м

Внутреннее сопротив. насоса S₀, мм*ч²/м⁶

Последняя цифра зач. книжки

Коэфф. местных сопрот.

0,85

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,30

0,92

0,94

0,96

0,98

1,00

1,04

1,08

1,10

1,14

1,16

1,18

1,20

1,22

1,24

1,26

1,28

1,30

1,32

1,34

1,36

1,38

1,40

1,42

1,44

1,46

1,48

1,50

1,52

1,54

1,56

1,58

1,60

1,62

1,64

1,66

1,68

2,00

1,98

1,96

1,94

1,92

1,90

1,88

1,86

1,84

1,82

1,80

1,78

1,76

1,74

1,72

1,70

1,68

1,66

2,02

2,04

2,06

2,08

2,1

2,12

2,14

9,5

9,0

8,5

8,0

7,5

7,0

6,5

6,0

6,5

6,8

7,0

7,2

7,4

7,6

7,8

8,0

8,2

8,4

8,6

8,8

9,0

9,2

9,4

9,6

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0,52

0,54

0,56

0,58

0,60

0,59

0,57

0,55

0,53

0,51

0,48

0,46

0,44

0,42

0,40

0,38

0,36

0,34

0,32

0,30

0,35

0,34

0,33

0,32

0,31

0,30

0,36

0,37

0,38

0,39

0,40

0,41

0,42

0,43

0,44

0,45

0,46

0,47

0,48

0,49

0,50

0,43

0,45

0,47

0,44

Для всех вариантов Z₁₁=400 м, Z₂₁=200 м, Z₃₁=150 м.

Пример решения. Находим гидравлическое сопротивление потребителей. Располагаемый напор на абонентском вводе потребителей нормируется и должен составлять 150 кПа. Расчетные расходы воды у потребителей найдем по соотношению

где Q – расчетная мощность потребителя, кВт;

ρ, C_P находятся по средней температуре сетевой воды

Гидравлическое сопротивление потребителей находим по отношению

;

С учетом того, что 1мм вд*ст=10Па находим

Гидравлическое сопротивление участков сети длиной Z находится следующим образом:

- по пьезометрическому графику сети находим удельную потерю напора h_л. В данной работе h_л,мм/м, задается в вариантах задания, в данном примере h_л=9,0 мм/м.

- находятся расходы сетевой воды V на участках, удельные потери напора, равные Отсюда находим S_уд трубопровода и по таблице 3.2 находим диаметр трубопровода d_y.

Т а б л и ц а 3.2 – Удельное сопротивление трубопроводов (на 1 м длины) при k_Э=0,5 мм

Внутренний диаметр, d, м	Удельное сопротивление, S, с²/м⁶	Внутренний диаметр, d, м	Удельное сопротивление, S, с²/м⁶
0,051	9206	0,466	0,07493
0,082	685,7	0,514	0,04418
0,100	241,9	0,612	0,01792
0,125	74,97	0,700	8,849·10^-3
0,150	28,79	0,800	4,390·10^-3
0,184	9,849	0,898	2,392·10^-3
0,207	5,307	0,996	1,389·10^-3
0,259	1,636	1,096	0,8407·10^-3
0,309	0,6477	1,192	0,5410·10^-3
0,359	0,2947	1,392	0,2396·10^-3
0,408	0,1506		10^-3

Определим расходы сетевой воды на участках сети:

Найдем диаметры трубопроводов (внутренний диаметр)

;

выбираем м с

выбираем м с ;

;

выбираем м с .

Находим гидравлические сопротивление участков сети при принятом коэффициенте местных сопротивлений (арматура, повороты, компенсаторы и др.)

;

Составим схему сопротивлений и расходов воды в тепловой сети (рисунок 3.2). Внутреннее сопротивление насоса зависит от его конструкции и характеристик. В работе примем для всех вариантов

Рисунок 3.2 - Схема сопротивлений и расходов воды в сети

Составим эквивалентную однокольцевую схему, учитывая, что при параллельной схеме включения сопротивлений складываются их проводимости

а при последовательной схеме – суммируются их сопротивления

Расчет начинается с последнего кольца

;

Для выбора насоса необходимо найти условный напор Н₀. В рабочей точке справедливо равенство

При данном давлении температура кипения воды составляет 132,4 ⁰С. Таким образом, условия невскипания воды во всех точках сети выполняется.

Из-за дискретности ряда сетевых насосов обычно не удается выбрать насос с определенными в работе параметрами H₀, S₀. В этом случае необходимо провести поверочный расчет тепловой сети, обеспечивая необходимый расчетный расход воды и располагаемый напор у потребителей. В некоторых случаях на абонентском вводе потребителей приходится устанавливать дополнительные сопротивления (дросселирующие шайбы).

Список литературы

1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: «Издательство МЭИ», 2001, 472 с.

2. МГС ГОСТ 30494-96. Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещениях. М., 1999.

3. СН РК 2.04.-21-2004. Энергопотребление и тепловая защита гражданских зданий. – Астана, 2004.

4. СНиП РК 4.01-41-2006. Внутренний водопровод и канализация зданий. – Астана, 2007, 48 с.

5. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М., Энергоатомиздат, 1984 – 80 с.

6. Баринберг Г.Д., Бродов Ю.М. и др. Паровые турбины и турбоустановки уральского турбинного завода. – Екатеринбург, 2007. – 459 с.

7. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины – М.: Энергоатомиздат, 1986, 272 с.

8. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. – М., Энергоатомиздат, 1987. – 567 с.

9. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. – М.: Энергия, 1976. – 260 с.

10.Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.:Энергоатомиздат, 1989. – 590 с.