АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 

Кафедра Тепловых энергетических установок

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

 

Методические указания и задания к расчетно-графическим работам

(для студентов очной формы обучения

специальности 210100-Электрические станции)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2003

СОСТАВИТЕЛЬ: Г.М. Тютебаева. Энергетические установки электростанций. Методические указания и задания к расчетно-графическим работам (для студентов специальности 210100- Электрические станции).- Алматы: АИЭС, 2004 - 23с.

 

 

 

 

Методические указания содержат контрольные задания по курсу «Энергетические установки электростанций» для студентов очной формы обучения. Согласно заданию студент должен определить тепловые нагрузки и выбрать состав основного оборудования ТЭЦ или определить показатели тепловой экономичности энергоблока КЭС, начертить принципиальную тепловую схему ТЭС. Даны общие методические указания к выполнению задач, касающихся выбора основного оборудования тепловых электрических станций, расчета основных технико-экономических показателей и методика составления принципиальной тепловой схемы.

Ил.3, табл. 4, библ.-11 назв.

 

 

 

 

 

 

Рецензент: канд. техн. наук, доцент А.И. Соколов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Печатается по плану издания Алматинского института энергетики и связи на 2003г.

 

 

Ó Алматинский институт энергетики и связи, 2004г.

 

 

 

Введение

Курс «Энергетические установки электростанций» является одним из завершающих дисциплин в подготовке инженеров-электриков, обучающихся по специальности 210100-ЭС.

Целью курса  является приобретение студентами знаний и навыков, необходимых для грамотной эксплуатации оборудования электростанций. Широкий диапазон использования различных энергетических установок требует комплексного подхода при их эксплуатации, знания теоретических основ их работы, количественных и качественных характеристик, которые необходимы инженерам-электрикам, работающим на ТЭС, ГЭС и в энергетических системах.

Для закрепления теоретических знаний, полученных на лекциях необходимо выполнить в соответствии с вариантом одну расчетно-графическую работу.

В РГР согласно заданию следует произвести выбор основного оборудования и определить технико-экономические показатели энергоблока КЭС или определить тепловые нагрузки и произвести выбор основного оборудования ТЭЦ, а также составить принципиальную тепловую схему ТЭС.

В задании указываются тип, место расположения и установленная мощность станции, характеристика теплоснабжения района в случае проектирования ТЭЦ.

РГР включает в себя расчетно-пояснительную записку, которая должна содержать:

Для ГРЭС:а)выбор основного оборудования и его техническую характеристику;

б) построение процесса расширения пара в турбоустановке в h,S-диаграмме;

в) определение показателей тепловой экономичности энергоблока;

г) принципиальную тепловую схему энергоблока на формате А4.

 

Для ТЭЦ: а) Определение потребности города (района) в тепле.

б) выбор основного оборудования ТЭЦ;

в) определение годового отпуска тепла основными и пиковыми источниками;
г) годовой график тепловой нагрузки по продолжительности на миллиметровке форматом А4.

С целью дальнейшего использования результатов РГР в учебном процессе можно в качестве задания для РГР использовать тему будущего дипломного проекта, выполнив часть работы в разделе «теплотехническая часть» или же выполнить РГР в соответствии с нижеперечисленными вариантами заданий.

Варианты задания

Таблица 1

Последняя

цифра зачетной книжки

 

Тип

электростанции

 

Пар на технологические

нужды

 

Место расположения

Численность

населения,

тыс. человек

 

0

Проект ГРЭС Nуст=2400 МВт

 

г.Аксу, Павлодарская область

 

40

 

1

Проект промышленно-отопительной ТЭЦ

Рпр=13 ата;

Дпр=480т/ч;

Док=70%;

tок=500С;

 

район

г. Астаны

 

460

 

2

Проект промышленно отопительной ТЭЦ

Рпр=13 ата;

Дпр=200т/ч;

Док=60%;

tок=700С;

 

район

г.Алматы

 

 

500

 

3

Проект отопительной ТЭЦ

 

район

г.Костаная

 

320

 

4

Проект газо-мазутной ГРЭС Nуст=1200МВт

 

 

 

г.Тараз

 

 

 

5

Проект промышленно-отопительной ТЭЦ

Рпр=10 ата;

Дпр=320т/ч;

Док=0%;

 

 

район

г.Кзыл-Орды

 

 

300

 

6

Проект отопительной ТЭЦ

 

 

г.Павлодар

 

550

 

7

Проект промышленно-отопительной ТЭЦ

Рпр=8 ата;

Дпр=800т/ч;

Док=30%;

tок=500С;

 

г.Атырау

 

300

 

8

Проект ГРЭС Nуст=1000МВт

 

г. Экибастуз

 

 

9

Проект отопительной ТЭЦ

 

 

г.Усть-Каменогорск

 

400

 

Методические указания к выполнению РГР

 

Обоснование, выбор основного оборудования ГРЭС, определение показателей тепловой экономичности энергоблока, принципиальная тепловая схема энергоблока

 

1.1   Обоснование и выбор основного оборудования ГРЭС

Единичная мощность конденсационных блоков электростанций в энергосистемах выбирается возможно более крупной с учётом перспективного развития объединенной энергосистемы, а на станциях, входящих в изолированные системы на основе технико-экономического анализа с учётом величины аварийного резерва.

При выборе мощности и количества турбин необходимо стремиться к наибольшей степени использования агрегата в течение года (коэффициент использования установленной мощности kиспгод/(Nуст*8760) должен быть максимальным) и наименьшему годовому расходу топлива Вгод.

Для конденсационных электростанций с промежуточным перегревом пара, входящих в крупные энергосистемы, следует применять блочные схемы предпочтительно с одним парогенератором на турбину (моно-блок). Паропроизводительность Dк и число энергетических парогенераторов nк на ГРЭС выбирается по максимальному пропуску острого пара через турбину Dтмах при номинальной мощности с учетом собственных нужд и с запасом до 3%.

Установка дополнительных парогенераторов (резервных и ремонтных) для ГРЭС, входящих в энергосистемы, не предусматривается.

В случае изолированных электростанций выбор агрегатов производится таким образом, чтобы при выходе одного из них, оставшиеся обеспечили покрытие электрических нагрузок с учетом допустимого потребителями регулирования.

Выбор мощности парогенераторов и турбин должен учитывать возможность их ремонта и ревизии в периоды понижения нагрузок станции. Мощность, тип и параметры отдельных турбин и парогенераторов желательно иметь одинаковыми для упрощения ремонта и обслуживания станции.

На электростанциях высокого давления до 13,0 МПа применяют барабанные и прямоточные парогенераторы. Для станций с давлением свыше 13,0 МПа применяют прямоточные парогенераторы.

Парогенераторы производительностью свыше 400т/ч должны выполняться с газоплотными панелями; газомазутные парогенераторы-преимущественно с наддувом; пылеугольные – под разрежением.

 

1.2 Определение показателей тепловой экономичности энергоблока

 

Определяют следующие энергетические показатели:

·                   Расход пара D0 на турбину, кг/ч,

                                    (1)

·                   Удельный расход пара на турбину, кг/(кВт*ч),

                                                                       (2)

·                   расход теплоты на турбоустановку, кДж/с,

-);                              (3)

·                   удельный расход теплоты на турбоустановку

;                                                    (4)

·                   КПД турбоустановки

;                                                    (5)

 

·                   Тепловая нагрузка парового котла, кДж/с

;                                (6)

·                   КПД транспорта теплоты (трубопроводов)

;                                                   (7)

·                   Количество теплоты топлива

;                                                   (8)

·                   КПД энергоблока (электростанции) брутто

.                                           (9)

В этом выражении исключена мощность приводных турбин питательных насосов и воздуходувок, а также не учтена мощность прочих двигателей собственных нужд энергоблока (электростанции).

·                   КПД энергоблока (электростанции) нетто

                                                (10)

где  (большее значение на энергоблоках на твердом топливе).

·                   Удельный расход теплоты энергоблока (электростанции) нетто

;                                          (11)

·                   Часовые расходы условного и натурального топлива, кг/с

;                                                   (12)

.                                                (13)

где теплота сгорания условного топлива равна Qнур= 29330 кДж/кг. Удельный расход условного топлива нетто, г/(кВт*ч)

.                                                   (14)

Среднегодовые удельные расходы топлива для современных энергоблоков составляют вун=329-336 г/(кВт*ч).

Методика построения процесса расширения пара в турбине подробно изложена в [2]стр.151-152; в [9] стр.107-108.

 

1.3 Принципиальная тепловая схема энергоблока

 

После выбора основного оборудования проектируемой ТЭС студент может приступить к составлению принципиальной тепловой схемы станции (блока).

Для составления принципиальной тепловой схемы необходимо знать подробные характеристики принятого оборудования.

Основные технические характеристики турбоустановок приведены в источниках [3,7,8].

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса станции, определяет тепловую экономичность и уровень технического совершенства ТЭС. Эта схема включает парогенерирующий и турбинный агрегаты, систему регенерации, испарители, деаэраторы, сетевую подогревательную установку, насосы и т.д. в которой основное и вспомогательное оборудование объединяется трубопроводами в соответствии с последовательностью движения воды и пара в установке. В этой схеме типовое оборудование изображается в виде одного агрегата, резервное оборудование и арматура не показывается.

Принципиальная тепловая схема определяется типом турбин станции, так как каждая турбина поставляется заводом изготовителем вместе с соответствующим комплектом вспомогательного оборудования и тепловой схемой регенерации. Основные принципиальные тепловые схемы можно найти в [2,3,5,6,11].

 

2 Определение потребности города (района) в тепле. Выбор основного оборудования ТЭЦ. Определение годового отпуска тепла основными и пиковыми источниками

 

При проектировании ТЭЦ, работающей в энергосистеме, мощность и тип теплофикационных турбин определяется 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.

 

 

2.1 Определение потребности города (района) в тепле. Определение часовых тепловых нагрузок

 

При решении этого вопроса проектными организациями проводятся изыскательские работы, предусматривающие выявление фактических и перспективных тепловых нагрузок по видам и характеру потребления: промышленное, отопления и вентиляции, горячее водоснабжение.

В случае отсутствия таких данных можно пользоваться укрупненными показателями максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади q0, Вт.(таблица 2)

Таблица 2

 

Этажность

жилой

постройки

Характеристика зданий

Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, t0,0С

--5

--10

--15

--20

--25

--30

--35

--40

--45

--50

--55

 

1-2

 

Без учета внедрения

энерго

сберегающих

мероприятий

Для постройки до 1985г.

148

154

160

205

213

230

234

237

242

255

271

3-4

95

102

109

117

126

134

144

150

160

169

179

 

5 и более

 

65

 

70

 

77

 

79

 

86

 

88

 

98

 

102

 

109

 

115

 

122

 

1-2

 

С учетом внедрения энерго

сберегающих мероприятий

 

147

 

153

 

160

 

194

 

201

 

218

 

222

 

225

 

230

 

242

 

257

 

3-4

 

90

 

97

 

103

 

111

 

119

 

128

 

137

 

140

 

152

 

160

 

171

 

5 и более

 

65

 

69

 

73

 

75

 

82

 

88

 

92

 

96

 

103

 

109

 

116

Для постройки после 1985г.

 

1-2

 

 

По новым типовым проектам

 

145

 

152

 

159

 

166

 

173

 

177

 

180

 

187

 

194

 

200

 

208

 

3-4

 

74

 

80

 

86

 

91

 

97

 

101

 

103

 

109

 

116

 

123

 

130

 

5 и более

 

65

 

67

 

70

 

73

 

81

 

87

 

87

 

95

 

100

 

102

 

108

Примечания:

1 Энергосберегающие мероприятия обеспечиваются проведением работ по утеплению зданий при капитальных и текущих ремонтах, направленных на снижение тепловых потерь.

2 Укрупненные показатели зданий по новым типовым проектам приведены с учетом внедрения прогрессивных архитектурно-планировочных решений и применения строительных конструкций с улучшенными теплофизическими свойствами, обеспечивающими снижение тепловых потерь.

 

Максимальные тепловые потоки на отопление Qо мах, вентиляцию Qv мах, и горячее водоснабжение Qh мах жилых, общественных и производственных зданий следует принимать при проектировании тепловых сетей по соответствующим проектам.

При отсутствии проектов допускается определять тепловые потоки в соответствии  с нижеизложенными требованиями.

Средние тепловые потоки на горячее водоснабжение Qhм зданий следует определять но нормам расхода горячей воды в соответствии со СНиП 2.04.01-85.

Тепловые потоки при отсутствии проектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий и сооружений определяются:

>            для предприятий – по укрупненным ведомственным нормам, утвержденным в установленном порядке, либо по проектам аналогичных предприятий;

>            для жилых районов городов и других населенных пунктов – по формулам:

а) максимальный тепловой поток, Вт, на отопление жилых и общественных зданий

Qо мах= q0 А (1+k1);                                           (15)

 

б) максимальный тепловой поток, Вт, на вентиляцию общественных зданий

Qv мах= k1 k2 q0 А;                                             (16)

 

в) средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий

                                      (17)

или

                                                  (18)

 

г) максимальный тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий

(19)

 

где k1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, при отсутствии данных следует принимать равным 0,25;

k2 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных зданий, построенных до 1985г. – 0,4, после 1985 г. –0,6.

Средний тепловой поток на отопление жилых районов населенных пунктов, Вт, следует определять по формуле

 

                                     (20)

 

то же - на вентиляцию, Вт, при t0:

                                          (21)

Средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жилых районов населенных пунктов в неотопительный период следует определять по формуле

                                             (22)

 

2.2 Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение qh

Таблица 3

 

Средняя за отопительный период норма расхода воды при температуре 550С на горячее водоснабжение в сутки на 1 чел, проживающего в здании с горячим водоснабжением, л

 

 

На одного человека, Вт,

проживающего в здании

 

С горячим водоснабжением

С горячим водоснабжением с учетом потребления в общественных зданиях

Без горячего водоснабжения с учетом потребления в общественных зданиях

85

90

105

115

247

259

305

334

320

332

376

407

73

73

73

73

 

t0 - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, 0С;

ti - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимаемая для жилых и общественных зданий равной 180С, для производственных зданий - 16 0С;

tот - средняя температура наружного воздуха за период со среднесуточной температурой воздуха 8 0С и менее (отопительный период), 0С;

tс - температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период ( при отсутствии данных принимается равной 5 0С);

tсs – температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период (при отсутствии данных принимается равной 15 0С);

th - температура воды, поступающей в систему горячего водоснабжения потребителей, 0С;

Gomax – максимальный расход воды на отопление при t0, кг/ч;

Gvmax – максимальный расход воды на вентиляцию, кг/ч;

Ghm, Ghmax - средний и максимальный расходы воды на горячее водоснабжение, кг/ч;

а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 550С на одного человека в сутки, проживающего в здании с горячим водоснабжением, принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий в соответствии со СНиП 2.04.01- 85л.

в - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях 550С, принимая в размере 25 л/сут на 1 чел.

m - число человек;

ß - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый при  отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8 (для курортов ß=1,2-1,5), для предприятий 1,0.

 

3 Основные буквенные обозначения величин

 

Q оmax - максимальный тепловой поток на отопление при t0, Вт;

Q от  – средний тепловой поток на отопление при tот, Вт;

Q vmax  – максимальный тепловой поток на вентиляцию при tо, Вт;

Q vm – средний тепловой поток на вентиляцию при tот, Вт;

Q hmax – максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение в сутки наибольшего водопотребления за период со среднесуточной температурой наружного воздуха 80С и менее (отопительный период), Вт;

Q hm – средний тепловой поток на горячее водоснабжение в средние сутки за неделю в отопительный период, Вт;

Q hms – то же, за период со среднесуточной температурой наружного воздуха более 8 0С (неотопительный период), Вт;

С - удельная теплоемкость воды, принимаемая в расчетах равной 4,187 кДж/(кг 0С);

q0 – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1м2 общей площади, принимаемый по  рекомендуемому приложению 2, Вт.

А – общая площадь жилых зданий, м2; при отсутствии данных А=n*fн-

n - численность населения;

fн= 9-12 м2/чел; - норма жилой площади на 1 человека;

qh – укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на одного человека, принимаемый по таблице 3 , Вт.

 

Общий расход тепла на коммунально-бытовые нужды:

 . МВт.                          (23)

 

4 Выбор основного оборудования ТЭЦ. Определение годового отпуска тепла основными и пиковыми источниками

 

Составим таблицу тепловых нагрузок ТЭЦ для четырех характерных нагрузок теплопотребления в течении года.

 

 

I РЕЖИМ

Максимально – зимний, соответствующий расчетной температуре наружного воздуха для отопления t0. Этот режим определяет максимальную выработку пара на ТЭЦ, и следовательно, суммарную мощность устанавливаемых парогенераторов. Отопительно-вентиляционные нагрузки и нагрузки по технологическому пару в этом режиме принимаются максимально-суточными, нагрузка горячего водоснабжения - среднечасовой за неделю.

 

II РЕЖИМ

Этот режим соответствует средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха tнср.х и просчитывается при условии остановки одного наиболее мощного парогенератора ТЭЦ. При этом электростанцией должны обеспечиваться:

·        Максимально-длительная отдача пара на производство;

·        Средняя за наиболее холодный месяц отдача тепла на отопление;

·        Среднечасовой за неделю расход тепла на горячее водоснабжение;

·        Для электростанций, работающих в энергосистеме, допускается снижение электрической нагрузки на величину мощности одного наибольшего агрегата.

·        Второй режим определяет число и единичную мощность устанавливаемых на ТЭЦ парогенераторов и водогрейных котлов.

 

III РЕЖИМ

Среднеотопительный. Этот режим рассчитывается при средней за отопительный период температуре наружного воздуха tнср.от и соответствующих отопительных нагрузках. Нагрузка по пару промышленным потребителям принимается максимально-суточной, а нагрузки горячего водоснабжения среднечасовыми за неделю. По этому режиму производят выбор теплофикационных турбин.

 

IV РЕЖИМ

Режим летний. Отопительная нагрузка отсутствует. Нагрузка по технологическому пару принимается летней максимально - суточной, а по горячему водоснабжению - среднечасовая за неделю.

Расчетные температуры и климатологические данные для характерных режимов отопительного периода приведены в приложениях [10].

 

 

 

 

 

 

 

Сводная таблица тепловых нагрузок внешних потребителей

Таблица 4

 

№ п/п

Наименование группы потребителей

Теплоноситель и его параметры на  выходе

 

Ед.измерения

РЕЖИМЫ

Возврат конденсата

и его температура

 

I

 

II

 

III

 

IV

 

 

 

1

 

 

Промышленные

предприятия

Пар

Р и t

по характеристикам

отборов турбин

 

 

 

т/ч

 

 

 

Из задания

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Из задания

2

Отопление

Вода

150-700С

 

МВт

Q оmax

Q от

Q от

-

 

3

 

Вентиляция

 

 

МВт

 

Q vmax

 

Q vm

 

Q vm

 

4

Горячее водоснабжение

Вода

+650С

 

МВт

 

Q hmax

 

Q hm

 

Q hm

 

0,8Q hm

 

Итого по теплоносителю горячая вода

Вода

150-700С

 

Мвт

 

QIту

 

QIIту

 

QIIIту

 

QIVту

 

а) в том числе

по основным сетевым

подогревателям

Вода

tосн-tсвов

 

Мвт

 

QIосн

 

QIIосн

 

QIIIосн

 

QIVосн

 

б) пиковой сетевой

установке

Вода

tсвпр-tосп

 

Мвт

 

QIпу

 

QIIпу

 

QIIIпу

 

-

 

На данном этапе расчета следует построить температурный график теплоснабжения отопления и вентиляции для данного района. График должен быть построен на миллиметровке.

В СНГ в основном принят температурный график 1500С/700С. Это значит, что при расчетной температуре наружного воздуха в данном районе (tр) температура прямой сетевой воды на выходе из теплофикационной установки должна быть 1500С, а обратная сетевая перед установкой 700С. Начальная точка графика определяется из условий, что у потребителя tж=200С: tн.в.=200С, tпрсв=tобрсв=200С, но с учетом потерь в сетях, так как график строится для теплофикационной установки принято

tж = tн.в = tпрсв = tобрсв = 200С.

tотср, tхмср, tр - температуры наружного воздуха по режимам для данного района;

tсвпр - температура прямой сетевой воды после теплофикационной установки;

tсвобр – температура обратной сетевой воды перед теплофикационной установкой;

tосн - температура сетевой воды после основного сетевого подогревателя, перед пиковой сетевой установкой;

tнв - температура наружного воздуха;

Δtосп - разность температуры воды на входе и выходе из основных сетевых подогревателей;

Δtпсу - разность температуры воды на входе и выходе из пиковой сетевой установки.

 

Рисунок 1-                 Температурный график теплоснабжения

 

 

При снижении температуры прямой сетевой воды до 700С, для обеспечения требуемой температуры ГВС-650С, температура её несмотря на повышение температуры наружного воздуха остается постоянной – +700С.

Температурный график по режимам работы теплофикационной установки можно разбить на три диапазона – I, II, III.

В I диапазоне работают основные сетевые подогреватели и пиковая сетевая установка. Нагрузка основных сетевых подогревателей постоянная (Δtосн= соnst), максимальная, а tосн изменяется за счет изменения давлений в верхнем и нижнем теплофикационных отборах (такой режим работы характерен для турбоагрегатов - Т-50/60, Т-100/120, Т-175/210, Т-250/300, ПТ-80/100, ПТ-135/165).

Во II диапазоне в работе находятся только основные сетевые подогреватели, причем нагрузка на них меняется, а давление в теплофикационных отборах зависит от tсв пр;

В III диапазоне работают также только основные сетевые подогреватели, но tсвпр не меняется, давление в отборах не меняется, регулирование нагрузки должно быть количественным (пропусками).

На графике следует отразить температуры наружного воздуха tнсрх,  tнср.от II и III режимов, что позволит определить отсутствие или участие в работе пиковой установки и определить её нагрузку, т.к. она пропорциональна Δtпсу

По температурному графику можно провести уточнения αт – коэффициента теплофикации ТЭЦ.

 

Большое значение для определения режима работы отопительной ТЭЦ и проектирования теплоснабжения имеет годовой график по продолжительности отопительно-вентиляционных нагрузок.

Для построения годового графика по продолжительности тепловых нагрузок необходимо:

а) знать длительность стояния температур наружного воздуха отопительного периода для данного климатического пояса;

б) построить часовой график расхода тепла в зависимости от наружной температуры воздуха;

в) принять график зависимости температуры сетевой воды от наружной температуры воздуха.

 

График тепловых нагрузок по продолжительности состоит из двух частей: в левой части - по оси абсцисс откладывается температура наружного воздуха в диапазоне +18 оС – t0, в правой части - по оси абсцисс обозначается время в часах от 0 до 8760 ч. По оси ординат откладывается максимальная нагрузка (сумма нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС). В левой части графика строятся зависимости тепловых нагрузок от температуры наружного воздуха, затем методом графического сложения строится суммарный график тепловых нагрузок турбоустановки. Используя данные из [10] по продолжительности стояния температур в данном климатическом районе и тепловой нагрузке, соответствующей каждой температуре, из левой части строятся точки, соответствующие продолжительности каждой тепловой нагрузки. Площадь под линией в правой части графика характеризует годовой отпуск тепла из отопительных отборов турбины.

На графике необходимо отметить тепловые нагрузки, соответствующие характерным температурам: расчетной для отопления; средней самого холодного месяца; средней за отопительный период.

Работа ТЭЦ характеризуется режимами, каждому из которых соответствует определенная температура наружного воздуха:

1 режим - максимально-зимний , расчетная температура для отопления, средняя за самые холодные пять суток.

2 режим - холодного месяца (аварийный), средняя температура самого холодного месяца. По нагрузке этого режима выбираются энергетические котельные агрегаты.

3 режим - средне-отопительный, соответствующий средней температуре наружного воздуха за отопительный период. По этому режиму выбираются турбины.

4 режим - летний, соответствующий нагрузке только горячего водоснабжения.

 

 

 

Рисунок 2 - График тепловых нагрузок по продолжительности

 

 

Базовую часть отопительной нагрузки покрывают за счёт основных подогревателей, потребляющих пар из отборов турбин. Пиковую часть покрывают за счёт пиковых подогревателей или специальных пиковых водогрейных котлов.

 

 

1 - основной сетевой подогреватель нижнего отбора; 2 - основной сетевой подогреватель верхнего отбора; 3 - пиковый водогрейный котел (пиковый сетевой подогреватель); 4 - потребитель отопления, вентиляции, горячего водоснабжения; 5 - сетевой насос; 6 - подпиточный насос; 7 - вакуумный деаэратор подпитки тепловых сетей; 8 - подогреватель подпиточной воды теплосетей (при необходимости); 9 – ХВО; 10 – подогреватель сырой воды на ХВО;

Рисунок 3 -            Схема теплофикационной установки

 

 

При распределении тепловой нагрузки между основными и пиковыми источниками важным является правильный выбор расчетного коэффициента теплофикации αтэц. Оптимальное значение αтэц зависит в основном от характера и графика потребления тепловой нагрузки, типа турбин и ряда других факторов и определяется технико-экономическими расчетами.

В случае постоянной технологической нагрузки в течении года принимают αтэц = 0,7- 0,8; при сезонной отопительной нагрузке для ТЭЦ высокого давления α тэц= 0,5- 0,7 и для ТЭЦ среднего давления α тэц= 0,4- 0,5.

На основании графика тепловой нагрузки по её продолжительности можно выбрать число и единичную мощность теплофикационных турбин, а также определить пиковую часть отопительной нагрузки и оценить величину расчетного коэффициента теплофикации.

В некоторых случаях бывает заданным тип и мощность теплофикационных турбин. Тогда, задаваясь величиной αтэц, можно определить максимальное количество тепла, отпускаемое от ТЭЦ, а следовательно, и пиковую часть нагрузки при минимально расчетной температуре наружного воздуха. Для определения годового количества тепла, отдаваемого из отборов турбин  и пиковых водогрейных котлов, требуется также построить график тепловой нагрузки по её продолжительности.

При выборе турбин следует стремиться к максимальной выработке электрической энергии на тепловом потреблении путем установки на ТЭЦ противодавленческих турбин и турбин с регулируемыми отборами пара.

Мощность турбин ТЭЦ выбирается по величине тепловых нагрузок при выполнении следующих условий:

а) полное удовлетворение из отборов турбин максимальной потребности в паре для технологических целей и собственных нужд станции;

б) удовлетворение потребности в паре системы горячего водоснабжения по средней нагрузке за неделю;

в) покрытие паром отопительно-вентиляционной нагрузки из отборов турбин 50-60% от максимальной теплофикационной нагрузки при αтэц = 0,5-0,6. Остальные 40-50-% теплофикационной нагрузки представляют собой пиковую нагрузку, не превышающую 5-10% годового потребления. Экономически более выгодно пиковую нагрузку покрывать за счет установки на ТЭЦ пиковых водогрейных котлов или парогенераторов с низкими параметрами пара.

В качестве топлива для пиковых источников рекомендуется принимать газ или мазут, независимо от вида топлива, принятого для ТЭЦ.

Пиковые водогрейные котлы, как правило ,открытого типа и могут устанавливаться как на территории станции, так и у потребителя в центре тепловых нагрузок.

При выборе типа и единичной мощности энергетических парогенераторов ТЭЦ необходимо стремиться к однотипности агрегатов.

Для отопительных ТЭЦ не рекомендуется установка резервного парогенератора, так как максимум теплофикационной нагрузки станции непродолжителен и при аварийном отключении одного из парогенераторов тепловая нагрузка может быть снижена до уровня средней нагрузки за наиболее холодный месяц, при этом допускается и некоторое снижение и электрической мощности.

Таким образом, характер графика тепловой нагрузки определяет тип и мощность теплофикационных турбин. При равномерном графике в течении года 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.

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 учётом 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%.

 

Если дано задание выполнить проект отопительной ТЭЦ, то это значит, что требуется покрытие от ТЭЦ только нагрузок жилищно-коммунального сектора (ЖКС), т.е. отопления, вентиляции и горячего водоснабжения: Qот, Qвент, Qгвс.

Если указано выполнить проект промышленно-отопительной ТЭЦ, то требуется учесть покрытие нагрузок промышленных предприятий. В этом случае заданием предусматривается максимальная паровая нагрузка Дп, в т/ч, возврат конденсата с производства Док, в %, его температура tок, 0С, а также число часов использования максимума производственной паровой нагрузки в год.

Все решения студентом должны приниматься в соответствии с директивной, нормативной, справочной и информационной документацией, ссылки на которую далее будут приводиться.

Прежде чем приступить к работе над РГР необходимо хорошо ознакомиться с характеристикой данного города (района), а именно в первую очередь: количеством жителей, характером жилищно - коммунального сектора, характером и объемом промышленности, характером застройки города, рельефом местности, климатологией района, выявить альтернативные источники топливоснабжения, водоснабжения, характеристики возможных видов топлива, гидрологические данные по источникам водоснабжения, характер вод, необходимо также знать экологические условия данного района и другие.

Все эти данные позволят принимать в РГР грамотные и обоснованные решения.

Всю информацию по этим вопросам можно получить в справочной и другой литературе.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1. Фирменный стандарт. Работы учебные. Общие требования к построению, изложению, оформлению и содержанию. – Алматы: АИЭС, 2002. -34 с.

2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоиздат, 1987.- 328с.

3. Григорьев В.А, Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. - М.: Энергоиздат, 1982.- 625с.

4. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промпредприятий. - М.:Энергия, 1968.-310с.

5. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990.- 640 с.

6. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. - М.: Издательство МЭИ, 2002.- 539с.

7. Леонков А.М., Качан А.Д. Тепловые и атомные электрические станции. Дипломное проектирование. - Минск: Высшая школа, 1991.- 328с.

8. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. - М.:Энергоатомиздат, 1987.- 568с.

9. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: - Энергоиздат, 1982.- 259с.

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

11. Соловьёв Ю.П. Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций.-М.: 1983.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

 

Стр

Введение

3

Варианты задания

4

Методические указания к выполнению РГР

4

Обоснование, выбор основного оборудования ГРЭС, определение показателей тепловой экономичности энергоблока, принципиальная тепловая схема энергоблока

4

1.1 Обоснование и выбор основного оборудования ГРЭС

4

1.2 Определение показателей тепловой экономичности энергоблока

5

1.3 Принципиальная тепловая схема энергоблока

7

Определение потребности города (района) в тепле. Выбор основного оборудования ТЭЦ. Определение годового отпуска тепла основными и пиковыми источниками

7

2.1 Определение потребности города (района) в тепле. Определение часовых тепловых нагрузок

8

2.2 Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение

10

3 Основные буквенные обозначения величин

11

4 Выбор основного оборудования ТЭС. Определение годового отпуска тепла основными и пиковыми источниками

12

Список литературы

21

Содержание

22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сводный план 2003г., поз.4

 

 

 

 

 

Тютебаева Галия Муафековна

 

 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Методические указания и задания к выполнению расчетно-графической работы

(для студентов обучающихся по специальности

210100-Электрические станции)

 

 

 

 

 

 

 

 

Редактор В.В. Шилина

 

 

 

 

Подписано в печать___.___.____.                Формат 60x84    1/16

Тираж 50 экз.                                                  Бумага типографическая №1

Объем 1,5 уч.-изд л.                                       Заказ___. Цена 46 тенге.

 

 

 

 

 

 

 

Копировально-множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

480013 Алматы, Байтурсынова, 126