Курсоваяработа
по курсу:«Теплоэнергетические системы и энергетический баланс»
Проектисточника теплоснабжения для промышленного предприятия и жилого районарасположенных в Иркутской области
Оглавление
1. Исходные данные для проектированияэнергоисточника
2. Климатологические характеристикирайона сооружения энергоисточника (город Иркутск)
3. Расчёт тепловых нагрузок
3.1 Технологическая тепловая нагрузка
3.2 Отопительная тепловая нагрузка
3.3 Расчёт вентиляционной нагрузки
3.4 Расчет нагрузки ГВС жилищно-коммунальногосектора
3.5 Сводная таблица тепловых нагрузоки годовых расходов теплоты
4. Предварительный выбор основногооборудования по вариантам ТЭЦ и производственной котельной
5. Технико-экономическое сравнениепри выборе источников теплоснабжения
5.1 Расчёт капитальных вложений по вариантам
5.2 Расчёт годовых расходов топливапо вариантам
5.3 Расчёт годовых издержек повариантам
5.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам
6. Выбор системы теплоснабжения исхема присоединения подогревателей горячего водоснабжения
7. Выбор метода центральногорегулирования отпуска теплоты
8. Расчёт расхода сетевой воды иопределение диаметра магистрального трубопровода
9. Принципиальная схема ТЭЦ
10. Выбор вспомогательногооборудования
10.1 Выбор сетевых подогревателей
10.2 Выбор сетевых насосов
10.3 Выбор РОУ
10.4 Выбор деаэраторов
Список использованной литературы
нагрузкаэнергоисточник тепловая вентиляция
1. Исходные данные дляпроектирования энергоисточника1. Местонахождение энергоисточника и потребителя.…………........ г. Иркутск 2. Промышленная паровая нагрузка
расход пара Dпр, т/ч….…………………………………….......... 130
давление пара рп, ата………………………………………......... 10
2. Конденсационная электрическая мощность Nкон, МВт………....... 10 3. Численность населения посёлка n, тыс. чел……..………………… 30
4. Объём отапливаемых производственных помещений Vпр, тыс.м3. 140
2. Климатологическиеданные района строительства1. Продолжительность отопительного периода………..….
no=241 сут. 2. Расчётная температура для систем отопления…………
tр.о=-38оС 3. Расчётная температура для систем вентиляции………..
tр.в=-25оС 4. Средняя температура холодного месяца..………………
tср.хм=-20,9оС 5. Средняя температура отопительного периода………….
tср.оп=-8,9 оС
3. Расчёт тепловыхнагрузок
3.1 Технологическаятепловая нагрузка
Годовой расход пара призаданной промышленной и паровой мощности:
/>,
где nр – число рабочих дней;
nсм – количество смен;
τсм – длительность смены, ч;
kсн – коэффициент суточной неравномерности;
kгн – коэффициент годовой неравномерности;
/>.
Годовое потреблениетеплоты на производственные нужды
/>.
3.2 Отопительная тепловаянагрузка
3.2.1 Тепловая нагрузкажилых и общественных зданий
Максимальный тепловойпоток на отопление жилых и общественных зданий
/>,
где f – обеспеченность населения жилойплощадью, f=12 м2/чел;
qo=90-2∙tр.о=90-2∙(-38)=166 Вт/(м2∙чел) – удельныйтепловой поток;
m – численность населения;
/>.
Тепловая нагрузкаотопления в режиме самого холодного месяца
/>,
где tвн – температура воздуха внутрипомещения, оС;
/>.
Тепловая нагрузка отопленияв средне-отопительном режиме
/>.
3.2.2 Тепловая нагрузкаотопления промышленных зданий
/>,
где /> – удельный тепловой потокна отопление производственных зданий, Вт/(м2∙К).
/>;
/>.
Теплова нагрузкаотопления промышленных помещений в режиме самого холодного месяца
/>,
где /> - температура воздухавнутри производственного помещения, оС;
/>.
Теплова нагрузкаотопления промышленных помещений в средне — отопительном режиме
/>.
3.2.3 Годовые расходтеплоты:
— на отопление жилых иобщественных зданий
/>.
— на отоплениепроизводственных зданий
/>,
где kсм – коэффициент снижения нагрузки, длятрёх смен kсм=1;
/>.
3.3 Расчёт вентиляционнойнагрузки
3.3.1 Тепловая нагрузкавентиляции общественных зданий
Максимальный тепловойпоток на вентиляцию общественных зданий
/>.
Тепловая нагрузка на вентиляциюдля режима самого холодного месяца
/>,
где tвн –температура воздуха в общественныхзданиях, оС;
/>.
Тепловая нагрузка на вентиляциюдля средне-отопительного режима
/>.
3.3.2 Тепловая нагрузкавентиляции производственных зданий
Максимальный тепловойпоток на вентиляцию производственных зданий
/>,
где />=0,1÷1 Вт/(м3∙К)– удельный тепловой поток на вентиляцию производственных зданий;
/>.
Тепловая нагрузка навентиляцию в режиме самого холодного месяца
/>.
Тепловая нагрузка на вентиляциюдля средне-отопительного режима
/>.
3.3.3 Годовые расходытеплоты:
— на вентиляциюобщественных зданий
/>.
— на вентиляциюпроизводственных зданий
/>.
3.4 Расчет нагрузкигорячего водоснабжения жилищно-коммунального
сектора
Средняя нагрузка на ГВС
/>,
где qгвс – удельный тепловой поток, Вт/чел;
/>,
где a – норма расхода горячей водыобщественного сектора, а=20 л/сут;
b – норма расхода горячей воды жителями, b=110 л/сут;
с – теплоёмкость воды,с=4,186 кДж/(кг∙К);
tг – температура горячей воды, tг=55 оС;
tх – температура холодной воды, tх=5 оС;
/>;
/>/>.
Максимальный расходтеплоты на ГВС:
/>,
где ксут –коэффициент суточной неравномерности;
кнед –коэффициент недельной неравномерности.
/> МВт.
Годовой расход теплоты наГВС жилого поселка
/>,
где tхл – температура холодной воды летом, tхл=15 оС;
tхз – температура холодной воды зимой tхз=5 оС;
/> ГДж.
3.5 Сводная таблицатепловых нагрузок и годовых расходов теплоты№
Наименование
нагрузки Теплоноси-тель и его параметры
Ед.
изм Величина нагрузки Годовой расход тепла ГДж
max
зимний
сам.хол
месяца
средне-
отопит. Лет-ний 1 Технологическая Пар, Р=10ата т/ч 130 130 130 91
426,254×103
т/год
963,334·103 2 Промышленное отопление и вентиляция Пар, Р=5ата т/ч 7,083 5,624 3,696
55,446×103 МВт 4,95 3,933 2,583 3 Отопление и вентиляция жилых и общественных зданий
Вода
150/70 ºС МВт 82,17 59,403 41,757
837,991×103 4 ГВС жилых и общественных зданий Вода, 55 ºС МВт 9,447 9,447 9,447 6,046
253,649×103 I Всего по пару Пар, Р=10ата т/ч 137,08 135,62 133,7 91
1018,78×103 II Всего по горячей воде
Вода
(150/70) ºС МВт 91,62 68,85 51,2 6,046
1091,64×103 т/ч 146,86 110,37 82,08 9,69
4.Предварительный выбор основного оборудования по вариантам ТЭЦ
и производственнойкотельной
Выбор основногооборудования по вариантам ТЭЦ и производственной котельной делается исходя изноменклатуры выпускаемого заводами энергетического оборудования.
Паровые турбины ТЭЦвыбираются по среднеотопительному режиму таким образом, чтобы их номинальнаямощность обеспечивала покрытие:
а) технологическойнагрузки;
б) отопительной нагрузкии нагрузки ГВС ЖКС;
в) электрическойконденсационной нагрузки.
Выбор паровых котлов поварианту производственной котельной производится по нагрузкам вмаксимально-зимнем режиме с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного,самого мощного котла, оставшиеся в работе покрывали нагрузку самого холодногомесяца.
Выбор паровых турбин поварианту ТЭЦ представлен в таблице 4.1.
Выбор паровых иводогрейных котлов по варианту производственной котельной представлен в таблице4.2.
Таблица 4.1. – Баланснагрузок для выбора паровых турбин по варианту ТЭЦ.Статья баланса Нагрузка в среднеотопительном режиме
Dпр, т/ч
Dо, т/ч
Nкон, МВт Нагрузка 133,7 82,08 10
Покрытие:
ПР – 25 – 90/10/0,9
ПТ – 25 – 90/10
60
70
63
50
25 Итого: 130 113 25
Принимаем к установкеодну турбину ПР – 25 – 90/10/0,9 и одну турбину ПТ – 25 – 90/10.
Таблица 4.2. – Баланснагрузок паровых и водогрейных котлов по варианту котельной.Статья баланса
Dпр, т/ч
Dо, Гкал/ч
максимально-
зимний
самого холодного
месяца
максимально-
зимний
самого холодного
месяца Нагрузка 137,08 135,62 79 59,35
Покрытие:
4×Е – 50 – 14ГМ
4×КВ – ГМ — 20
200
-
150
-
-
80
-
60 Итого: 200 150 80 60
Принимаем к установке четырепаровых котла Е – 50 – 14ГМ и четыре водогрейных котла КВ – ГМ – 20.
5. Технико-экономическоесравнение при выборе источников
теплоснабжения
5.1 Расчёт капитальныхвложений по вариантам
Капитальные затраты насооружение энергоисточника обычно вычисляются после разработки техническогопроекта и приводятся в специальной литературе. Для предварительного выбораварианта расчет капиталовложений и эксплуатационных издержек могут бытьвыполнены на основании удельных показателей энергоисточников, полученных врезультате статистической обработки данных по ранее выполненным проектамспециальными проектными институтами.
5.1.1 Капиталовложения встроительство ТЭЦ определяются пропорционально мощности установленногооборудования.
Ктэц=ктэц∙Nтэц·r,
гдектэц –удельные капиталовложения на единицу мощности, принимаем
ктэц =250руб/кВт;
Nтэц — установленная мощностьтурбоагрегатов на ТЭЦ, кВт;
r — районный коэффициент;
Ктэц= 250∙25000·1,3=8,125 млн. руб.
5.1.2 Капиталовложения встроительство КЭС
Ккэс=ккэс∙Nкэс×r,
гдеккэс –удельные капиталовложения на единицу мощности, принимаем
ккэс =120руб/кВт;
Nкэс — установленная мощность КЭС, Nкэс = 25000кВт;
Ккэс= 120∙25000·1,3=3,9 млн. руб.
5.1.3 Капиталовложения вЛЭП
Клэп=/>, руб.
гдеd– удельные капиталовложения насооружение ЛЭП, руб./МВт,
принимаем d =10000 руб/MВт;
Lлэп – длина ЛЭП, принимаем Lлэп=400 км;
а – коэффициентпропорциональности, руб./(А∙км),
принимаем а=20 руб./(А∙км);
U – напряжение на ЛЭП, кВ, принимаем U=500 кВ;
Клэп = />млн. руб.
5.1.4 Капитальноевложение в строительство производственно –
отопительной котельной
Стоимость принимаетсяпропорционально тепловой мощности установленных паровых и водогрейных котлов.
/>,
где/> и /> - удельныекапиталовложения в паровые и водогрейные
котлы, тыс.руб./МВт,принимаем /> тыс.руб./МВт, /> тыс.руб./МВт;
/> - мощность установленных в котельнойпаровых и водогрейных котлов, МВт;
/> млн. руб.
5.1.5 Доля издержек наамортизацию и ремонт
a = 1/Тсл,
где Тсл – срокслужбы оборудования, принимаем Тслтэц = 25 лет, котельной
Тслкот= 15 лет;
aтэц = 1/25 = 0,04; aкот = 1/15 = 0,07.
5.1.6 Эффективностьзатрат
e = 1/Ток=1/7=0,143,
где Ток = 7лет- срок окупаемости.
5.1.7 Дополнительныекапиталовложения в расширение топливной базы
КТБ=р∙∆В
Где р – удельныекапиталовложения в расширение топливной базы,
принимаем р = 50 руб./ттоплива в год
КТБ=50∙40,62∙103=2,031млн. руб.
5.2 Расчёт годовыхрасходов топлива по вариантам
5.2.1 Годовой расходусловного топлива в котельной
Годовой расход условноготоплива в котельной рассчитывается исходя из удельных расходов условноготоплива на получение пара и горячей воды:
/>
где /> и /> - годовые расходы теплотыпаровыми и водогрейными
котлами, ГДж
/> и /> -удельные расходы условного топлива в котельной,
кг условного топлива/ГДж
/>,
где /> - КПД трубопроводов,принимаем />;
/> - КПД паровых котлов;
/>=0,84 – КПД водогрейных котлов;
/> кг у.т./ГДж;
/> кг у.т./ГДж;
/> т у.т./год.
5.2.2 Годовой расходусловного топлива на КЭС
Годовой расход условноготоплива на КЭС определяется пропорционально выработке электроэнергии иудельному расходу условного топлива на выработку 1 кВт∙ч.
Вкэс=bкэс∙Wкэс;
Wкэс=(1+Сэ)Wтэц,
где Сэ –коэффициент, учитывающий потери электроэнергии на транспортировку итрансформацию, Сэ=0,1;
bкэс=/>,кг у.т./кВт∙ч;
где ηкэс– КПД турбоустановки на КЭС, для турбоустановки К-200-130
ηкэс=0,37;
bкэс=0,332 кг у.т./кВт∙ч;
Вкэс=bкэс∙(1+Сэ)Wтэц=0,332∙(1+0,1)∙191,44∙106=69,91∙103т у.т./год.
5.2.3 Годовой расходусловного топлива на ТЭЦ
Годовой расход условноготоплива на ТЭЦ складывается из расхода топлива на выработку электроэнергии ирасхода топлива на выработку теплоты. Определение расходов топлива по видампродукции в комбинированном процессе ТЭЦ один из сложнейших вопросов.
Распределение годовогорасхода топлива по видам продукции рассчитывается по эксергетическому методу:
/>,
где bэ, bп, bо – удельные расходы топлива.
Удельный расход топливана выработку электроэнергии
/>;
/>=0,31,
где /> - КПД цикла Ренкина,
где Токр = 305К– температура окружающей среды;
Т`св= 582 К–температура насыщенного пара;
/> кг у.т./кВт∙ч;
Удельный расход условноготоплива на выработку теплоты, отпускаемой паротурбинной установкой:
/>,
где ψ – коэффициенттрансформации теплоты свежего пара в теплоту отборного пара.
ψп=ηсв/ηп; ψо=ηсв/ηо.
Коэффициент трансформациитепла показывает, сколько единиц теплоты низкого потенциала получается приобратимой трансформации теплоты высокого потенциала.
ψп=1,4; ψо=2,45;
/> кг у.т./ГДж;
/> кг у.т./ГДж;
Годовая выработкаэлектроэнергии на тепловом потреблении производственным и отопительным потокамипара:
/>, кВт∙ч,
где ηoi – относительный внутренний КПДтурбоустановки = 0,8;
w – доля выработки электроэнергии натепловом потреблении;
/>; />,
Т`п = 461 К,Т`0= 377 К – температуры пара производственного и
отопительного отборов;
/>; />;
/>, кВт∙ч/год;
/> т у.т./год.
5.2.4 Годовой перерасходусловного топлива по варианту КЭС и котельной по сравнению с ТЭЦ
/>;
/> т у.т./год.
5.3 Расчёт годовыхиздержек по вариантам
5.3.1 Годовые издержки натопливо для ТЭЦ
/>,
гдеСт –стоимость топлива, принимаем Ст =23 руб./т.у.т.;
Стр –стоимость транспортировки топлива, принимаем
Стр =0,01 руб./тыс.км;
L – расстояние, км, принимаем L=500 км;
/> млн. руб/год.
5.3.2 Годовые издержки натопливо для котельной
/>;
/> млн. руб/год.
5.3.3 Годовые издержки натопливо для КЭС
/>;
/> млн. руб/год.
5.3.4 Годовые издержки назаработную плату по вариантам
Годовые издержки назаработную плату принимаются исходя из среднегодовой зарплаты на одногочеловека в данной отрасли и количество персонала обслуживающего энергоустановкубез учета ремонтного персонала.
/>; />,
где d ≈ 1 – дополнительная оплата (пенсионный фонд, фондзанятости, фонд социального страхования и т.д.);
Р – средняя годоваязарплата в отрасли, руб./(чел∙год),
принимаем Р = 1500руб./(чел∙год),
П – количество персонала,установленное согласно штатному
расписанию,
— по варианту ТЭЦ
/>,
где/> - штатный коэффициент,принимаем /> = 9 чел/МВт
N – мощность энергоисточника, N = 25 МВт,
/> чел.
/> млн. руб/год.
— по варианту котельной:
/>,
где /> - штатный коэффициент,чел/МВт, />=0,34 чел/МВт;
/> - суммарная нагрузка котельной,
/> =139,76 + 68,97 = 208,73 МВт;
/> чел;
/> млн. руб/год.
5.4Расчёт приведённых затрат по вариантам
5.4.1 Приведённые затратыпо варианту ТЭЦ
Зтэц=(α +ε + ρ)∙Ктэц+Итсм+ Иотсн,
где Итсм –издержки на топливо, сырье и материалы,
Итсм = 1,2×Итопл = 1,2×3,44 = 4,128 млн.руб.
Иотсн –издержки на оплату труда и социальные нужды,
Иотсн = 2× Изп = 2×0,675 = 1,35 млн.руб.
α – доля отчисленийна полное восстановление основных фондов;
/>,
где Там = 40лет – срок амортизации;
ε – уровеньэффективности инвестиций;
ε =/>,
где Ток = 7лет – срок окупаемости;
ρ – доля отчисленийна капитальный и текущий ремонт основных производственных фондов;
ρ =/>
где Тсл = 20лет – срок службы
Зтэц=(0,025+0,14+0,05)∙8,125+ 4,128 + 1,35= 7,22 млн.руб./год.
5.4.2 Приведённые затратыпо варианту котельной
Зкот=(α +ε + ρ)∙(Ккот+Клэп)+/> +/>+Иотсн,
где /> - годовые издержки напокупку электроэнергии;
/>;
где T – тариф на электроэнергию,
/>
/> руб./кВт·ч;
/> млн.руб./год.
Зкот=(0,025+0,14+ 0,05)∙(8,23+0,65)+1,2×2,62 + 3,1+
+ 2×0,213 = 8,58 млн.руб./год.
Таким образом, поприведённым затратам, строительство ТЭЦ выгоднее:
/>
В результатетехнико-экономического расчёта по приведённым затратам вариант ТЭЦ выгоднее,поэтому в качестве проектируемого источника энергоснабжения жилого посёлка и промышленногопредприятия выбираем производственную ТЭЦ.
6.Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения
подогревателей горячеговодоснабжения
Согласно СНиП для системы теплоснабжения должна применятьсядвухтрубная водяная тепловая сеть с перегретой водой и расчетной температурой вподающем трубопроводе 150 °С, а в обратном — 70°С. По условиям качестваподпиточной воды, которая имеет высокое содержание солей кальция и магния,применяется закрытая тепловая сеть.
Закрытая тепловая сеть имеет преимущества:
1. Стабильноекачество горячей воды, поступающей в установки горячего водоснабжения,одинаковое с качеством водопроводной воды;
2. Гидравлическаяизолированность воды, циркулирующей в тепловой сети;
3. Простотаконтроля герметичности системы по величине подпитки;
4. Простотасанитарного контроля местных установок горячего водоснабжения.
Недостатки закрытой тепловой сети:
1. Сложностьэксплуатации в абонентских вводах из-за подогревателей горячего водоснабжения;
2. Коррозияместных установок горячего водоснабжения из-за поступления в нихнедеаэрированной водопроводной воды;
3. Выпадениенакипи в подогревателях и системах горячего водоснабжения при повышеннойжесткости водопроводной воды.
Схема присоединения подогревателей горячеговодоснабжения.
В закрытых тепловых сетях возможна комбинация установок отопленияи горячего водоснабжения, которая позволяет снизить потребление горячей водыабонентами, т.е. снизить расчетный расход воды в тепловой сети, уменьшитьдиаметры трубопроводов тепловых сетей, а следовательно и капиталовложения.
Выбор схемы присоединения установки ГВС к отопительной установкена абонентском вводе производится в зависимости от относительной величинынагрузки ГВС по сравнению с отопительной нагрузкой.
Qгвс/Qo= 20,88/74,7 = 0,28
Принимаем к установке двухступенчатую последовательную схему,которая приведена на рисунке 6.1.
/>
Рисунок 6.1. Двухступенчатая последовательная схема присоединенияустановки ГВС.
7.Выбор метода центрального регулирования отпуска теплоты
СогласноСНиП, в двухтрубных тепловых сетях должно применяться центральное качественноерегулирование отпуска тепла по температуре наружного воздуха с поправкой насилу ветра. При соотношении нагрузок отопления и ГВС:
/>= 9,447/74,7 = 0,13
применяется графикцентрального регулирования по отопительной нагрузке.
8.Расчёт расхода сетевой воды и определение диаметра
магистральноготрубопровода
Для определения диаметрамагистральных трубопроводов необходимо вычислить расчётный расход сетевой воды,который в закрытых тепловых сетях является постоянным для всех режимов работы.Величина расхода сетевой воды зависит от способа присоединения и методацентрального регулирования отпуска тепла. При центральном регулировании поотопительной нагрузке расчётный расход сетевой воды определяется по формуле:
Gp=Go+ Gв+0,6·/>,
где Go, Gв – расчётные расходы воды на отопление и вентиляцию, кг/с.
/> - средний расход воды на ГВС, кг/с;
Расчетные расходы воды наотопление и вентиляцию
/>; />,
где с – теплоёмкостьводы, кДж/(кг∙оС), принимаем с = 4,19 кДж/(кг∙оС);
τ1р, τ2р– расчётные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети прирасчётной температуре наружного воздуха на отопление, оС;
/> /> –расчётные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети прирасчётной температуре наружного воздуха на вентиляцию, оС;
/> кг/с; /> кг/с;
Расход воды на ГВС
/>,
где /> - температура сетевой водыв подающем и обратном трубопрово-дах в точке излома температурного графикацентрального регулирования;
/> - температура воды за подогревателемпервой ступени;
/> оС;
/>кг/с.
Расход сетевой воды
Gp = 222,85 + 28,3 + 0,6·30,55 =269,48,кг/с.
По расчётному расходусетевой воды Gp= 269,48 кг/с и давлению потерей Rл = 80 Па/м по номограмме длягидравлического расчёта выбираем для магистрального трубопровода трубудиаметром d = 406 мм.
Скорость воды wв = 2 м/с.
Действительное линейноепадение давления Rл=80 Па/м.
9. Принципиальная схемаТЭЦ
Составлениепринципиальной схемы производится на основании стандартных тепловых схемтурбоустановок, которые разработаны заводами выпускающие конкретный тип паровойтурбины.
В принципиальной схемедолжна быть предложена установка для отпуска сетевой воды, схема выработкипроизводственного пара, схема утилизации, продувки паровых котлов.
ПТС отражает вграфическом виде технологический процесс выработки тепла (горячей воды и пара)и электроэнергии.