Файл: Введение Расчет тепловых нагрузок потребителей.doc

Примем коэффициент 0,04.

1.5 Методика построения графика нагрузки по продолжительности

По результатам расчета нагрузок потребителей сетевой воды строится график тепловых нагрузок по продолжительности, который помещается в ПЗ в качестве Рисунка 2.
Методика построения графика нагрузки по продолжительности
График строится для:

1. 
   визуального анализа внутригодовой (сезонной) неравномерности тепловой нагрузки;
   
2. 
   графического суммирования годового потребления тепла;
   
3. 
   определения годовой продолжительности использования расчетной мощности потребления и производства тепла парогенераторами и его выдачи из теплофикационных отборов турбин при разных значениях коэффициента теплофикации.
   
4. 
   Визуальной логической проверки правильности расчетов.
   

На листе миллиметровки наносятся оси координат с предварительным выбором масштабов: на горизонтальной оси вправо - 8400 часов, влево от t_НО до t_Н=18⁰С; на вертикальной оси вверх от нуля до Q_Р; вниз – от нуля до продолжительности стояния t_н≤+8⁰С.

В левом верхнем квадранте строится график Q_о(t_НО):

1. 
   на вертикальной оси откладывается Q_Опри t_НО и соединяется прямой линией с t_Н = t_В=16⁰С;
   
2. 
   от точки t_Н = t_НВ вверх откладывается расчетная мощность вентиляции, полученная точка соединяется с t_Н=16⁰С слева, а вправо проводится горизонтальная линия – т.е. вентиляционная нагрузка (которая при t_Н < t_В остается постоянной, что обеспечивается сокращением кратности вентиляции);
   
3. 
   строится график суммарной нагрузки отопления и вентиляции на вертикальной оси к Q_О прибавляется Q_В, затем линия Q_О+ Q_В идет к t_Н=18⁰С. Отрезки всех трех линий в диапазоне t_Н=+(8-16⁰С используются лишь для построения графиков, поскольку отопление и вентиляция отключается при t_н≥+8⁰С.
   

В левом нижнем квадранте строится график продолжительности стояния

---

Т(t_Н). Значения температуры отопительного периода t_Н и число часов за отопительный период со среднесуточной температурой (и ниже) наружного воздуха принимаются согласно варианта (приложение Е, табл. 5- климатологические данные городов).

В правом верхнем квадранте строится график продолжительности стояния отопительно - вентиляционной нагрузки Q_О+ Q_В с использованием графиков в левых верхнем и нижнем квадрантах – по пересечениям линий, соответствующих ряду значений t_Н:

1. 
   в правом верхнем квадранте к линии Q_О+ Q_В прибавляется Q_ГВС (значения для зимы и лета различные);
   
2. 
   пристраивается линия тепловых потерь Q_П, которые имеют разные значения зимой и летом;
   
3. 
   пристраивается линия Q_Т (условно в расчетах принимаем двухсменную работу предприятий - 16 часов в сутки), следовательно, Q_Т продолжается (16/24)х(16/24)х h₀ и (16/24)х(8760-h₀), 16-число часов в сутки при двухсменной работе предприятия; 24-число часов в сути; h₀ – число часов за отопительный период со среднесуточной температурой t_н=+8⁰С.
   

Огибающая линия представляет собой искомый график суммарного расхода тепла или распределения необходимой мощности его генерации во времени.

Суммарное годовое потребление тепла - это площадь под кривой, построенная в координатах Q_i и Т (верхний правый квадрант) МВт·ч. После этого проводятся горизонтальные линии, соответствующие заданным значениям коэффициента теплофикации Q_i=Q_Р/α_i – и измеряются площади ниже этих линий. Результаты сводятся в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 –Обеспечение потребления тепла за счет отбора турбин

Показатели		Коэффициент теплофикации
		1	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4
Мощность отбора Qотб МВт
Обеспечение потребления W	МВт/ч
	%
Годовая продолжительность использования мощности, ч.

---

2 Выбор основного оборудования ТЭЦ

2.1 Выбор паровых турбин

В курсовой работе предполагается, что в качестве основного источника теплоснабжения сооружается паротурбинная ТЭЦ. К основному оборудованию ТЭЦ относят паровые (ПК) и водогрейные котлы (ПВК) и паровые турбины (ПТ).

Выбор паровой турбины (ПТ) осуществляется по расчетным тепловым нагрузкам, характеристикам выбираемых паровых турбин [1; прил.F, табл.6] и расчетным значениям коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, которые должны меняться в пределах соответственно = 0,7...1,0 и = 0,4...0,7. При этом используются выражения

(2.1)

(2.2)

где - расчетный отпуск пара из производственных отборов и противодавления выбранных турбин типа ПТ и Р, кг/с;

кг/с – расчетный отпуск пара на технологические нужды;

- расчетный отпуск теплоты из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт.

МВт - расчетная нагрузка потребителей сетевой воды.

Выберем две турбины типа ПТ-140/165 так как, ее расчетный отпуск пара из производственных отборов, практически равен расчетному отпуску пара на технологические нужды. Если расчетный отпуск пара из производственных отборов будет выше расчетного отпуска пара на технологические нужды, то коэффициент теплофикации будет превышен.

Выберем две турбины ПТ-140/165-12,8

Характеристика теплофикационной паровой турбины ПТ-140/165-12,8

Электрическая мощность:

• 
  Номинальная – 140 МВт
  
• 
  Максимальная – 165 МВт
  

Начальные параметры пара:

• 
  Давление – 12,8 Мпа
  
• 
  Температура – 555 °С
  

Расход пара на турбину:

• 
  Номинальный – 205 кг/с
  
• 
  Максимальный – 211 кг/с
  

Номинальная нагрузка отбора:

---

• 
  Производственного – 93 кг/с
  
• 
  Отопительного – 134 МВт
  

Нагрузка встроенного пучка – 12 МВт

; коэффициент теплофикации по пару находится в допустимых пределах. (0,7…1,0)

- коэффициент теплофикации по сетевой воде соответствует допустимым пределам ( должен быть 0,4…0,7).
2.2 Выбор пикового водонагревательного котла

Паровые (ПК) и водогрейные котлы (ПВК) выбираются, исходя из требуемой паро- и теплопроизводительности по соответствующим характеристикам выпускаемых котлов [1; прил. K,L; табл.7,8].

Пиковые паровые нагрузки технологических потребителей

^(2.3)



Выбор типа и количества паровых котлов производится по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины и РОУ с коэффициентом 1,02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, кг/с

(2.4)



(2.5)

- энтальпии питательной воды, кДж/кг;

кДж/кг, по данным давления и температуры технологического пара (рассчитано в пункте 1.1).

- КПД РОУ.

кДж/кг; по данным давления и температуры пара, из [1; прил. К табл.7].

кг/c

---

кг/c

По числовому значению выбираем тип парового котла [1; прил. К табл.7]: четыре котла Е-420-13,8ГМ

2.3 Выбор парового котла

Характеристика парового котла Е-420-13,8ГМ

Номинальная паропроизводительность – 116,7 кг/с

Параметры пара:

• 
  Давление – 13,8 МПа
  
• 
  Температура – 560 °С
  

Температура питательной воды – 230 °С

Топливо – ГМ

КПД брутто – 93,5-94,7 %
По рассчитанной пиковой паровой нагрузке технологических потребителей выберем пиковые водогрейные котлы [1; прил.L, табл.8]: три котла КВ-ГМ-100.





Характеристика водогрейного котла КВ-ГМ-100

Номинальная теплопроизводительность – 116 (100) МВт (Гкал/ч)

Температура воды:

• 
  На входе – 70-110 °С
  
• 
  На выходе – 150 °С
  

Топливо – ГМ

Заключение
В данной курсовой работе был производен расчет тепловых нагрузок производственно-технологических потребителей по пару и коммунально-бытовых и производственных потребителей по горячей воде, а так же последующий подбор основного оборудования теплоэлектроцентрали для обеспечения паром и горячей водой потребителей района города Новосибирск.
В расчетной части курсового проекта были получены значения:

1. 
   Производственно-технологической нагрузки потребителей по пару.
   
2. 
   Коммунально-бытовой нагрузки потребителей по горячей воде
   

В связи с полученными данными было выбрано следующее оборудование для ТЭЦ:

Паровые турбины типа:

ПТ-140/165-12,8/ 2 шт.

Паровые котлы типа:

Е-420-13,8ГМ 4 шт.
Водогрейные котлы типа:

КВ-ГМ-100 3 шт.

Список использованной литературы

1. 
   Лукина Г.В., Суслов К.В., Подъячих С.В. Энергоснабжение предприятий: Методические указания к курсовой работе. - ИрГСХА: Иркутск, 2012.
   
2. 
   Трухин А.Д. Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. – МЭИ : Москва, 2002.
   
3. 
   Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М. :Изд-во МЭИ, 2001.
   
4. 
   Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: Уч. пос. для студ. ВУЗов. - М.: Изд-во АКАДЕМИЯ, 2008-304 с.
   
5. 
   Михайлов С.А., Клименко А.В.  Извеков А.В. и др. Концепция развития теплоснабжения в России включая коммунальную энергетику, на среднесуточную перспективу. - Москва: Минэнерго, 2002-91 с.
   
6. 
   Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: Уч. пос. для студ. ВУЗов. - М.: Изд-во АКАДЕМИЯ, 2008.
   
7. 
   Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. - М.: ЭНЕРГИЯ, 2008.
   

---