-температура холодной воды, =5.

Тогда:

Суммарный расход тепла на хозяйственно- бытовое горячее водоснабжение для всего предприятия равен:

Средненедельный расход тепла на горячее водоснабжение летом уменьшается вследствие повышения температуры холодной водопроводной воды (принимается =15 ) и составляет (21):

На технологические нужды требуется пар с параметрами: р=0,7 МПа, .

Расчетная тепловая нагрузка отопления:

Расчетная тепловая нагрузка вентиляции: =12099,2 кВт.

Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение:

Расход пара на технологию: =1,145 кг/с.

Температурный график водяных тепловых сетей: 115/70 .

Деаэрация питательной воды осуществляется в атмосферном деаэраторе, при температуре 104, питательная вода имеет температуру 104.

Коэффициент возврата конденсата , оС. Величина непрерывной продувки котлов % от паропроизводительности котельной.

Температура исходной воды в зимний период – +5оС, летом – +15оС. Подогрев сырой воды перед химической водоочисткой производится до 20оС.

Котельная работает на газообразном топливе; резервное топливо – мазут.

Расчет выполняется для максимально- зимнего режима.

Расчёт ведём в следующей последовательности:

1. Расход пара на подогреватели сетевой воды по формуле (73):

где  - потери тепла по трассе, кВт;

 - энтальпия редуцированного пара, ;

 - энтальпия конденсата, .

По результатам гидравлического расчёта паровой тепловой сети нам необходим пар с давлением 0,37 МПа и температурой 168ºС. Поэтому пар на выходе из котла необходимо редуцировать. Энтальпия редуцированного пара: .

После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

2. Расход сетевой воды по формуле (74):

3. Суммарный расход редуцированного пара на внешнее потребление:

4. Расход свежего пара на внешнее потребление по формуле (76):

где  - энтальпия свежего пара, ;

 - энтальпия питательной воды из деаэратора, впрыскиваемая в РОУ, .

5. Количество воды, впрыскиваемой в РОУ для получения пара заданных параметров по формуле (77):

6. Расход пара на собственные нужды котельной предварительно оценивается как 7% от внешнего потребления с последующим уточнением:

7. Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности по формуле (79):

8. Потеря конденсата с учетом 3% его потерь внутри котельной:

9. Рассчитываем узел непрерывной продувки:

а) Расход воды на непрерывную продувку:

б) Количество пара на выходе из расширителя непрерывной продувки по (81):

где  - степень сухости пара ;

 - энтальпия продувочной воды на входе в расширитель (энтальпия воды при давлении в барабане котла, равном 1,4 МПа), ;

 - энтальпия продувочной воды на выходе из расширителя (энтальпия воды при давлении в расширителе, равном 0,12 МПа), ;

 - энтальпия пара при давлении в расширителе равном 0,12 МПа, .

в) Количество продувочной воды, выходящей из расширителя из (82):

10. Расход химочищенной воды для восполнения потерь теплоносителя по (83):

где  - потери воды в тепловых сетях, т/ч.

11. Расход сырой воды по формуле:

12. Температура сырой воды после охладителя продувочной воды:

где  - температура сырой воды, ºС;

 - энтальпия продувочной воды после охладителя при оС,.

13. Расход пара на пароводяной подогреватель сырой воды по (85):

где  - температура воды после химводоочистки, оС;

 - энтальпия конденсата при давлении греющего (редуцированного) пара, .

14. Температура химочищенной воды после охладителя подпиточной воды по формуле (86):

где  - температура воды на выходе из ХВО (принимается снижение температуры воды в процессе химводоочистки оС);

 - температура подпиточной воды на выходе из атмосферного деаэратора, оС;

 - температура подпиточной воды на выходе из охладителя, оС.

Согласно .

15. Расход пара на пароводяной подогреватель химочищенной воды, поступающей в деаэратор по формуле (87):

где  - температура химочищенной воды на входе в деаэратор, оС.

Температура химочищенной воды на входе в деаэратор в первом приближении принимается 80оС, и если полученная средняя температура потоков в

деаэратор не выше 95оС, то температура химочищенной воды больше не уточняется.

16. Суммарное количество воды и пара, поступающих в деаэратор, за вычетом греющего пара по формуле (88):

18. Расход пара на деаэратор питательной воды из (89):

где  - температура питательной воды из деаэратора, оС.

19. Суммарный расход редуцированного пара на собственные нужды котельной:

20. Расход свежего пара на собственные нужды (20):

21. Паропроизводительность котельной с учетом внутренних потерь по (91):

22. Расхождение с ранее принятой величиной паропроизводительности котельной:

.

Так как %, то уточнения паропроизводительности котельной не требуются.

Требуемая паропроизводительность котельной обеспечивается установленными тремя котлами ДКВР-20-13 и устанавливаемыми двумя котлами ДЕ-10-14ГМ, с параметрами пара:  или установленными тремя котлами ДКВР-20-13 и устанавливаемыми тремя котлами ДЕ-6,5-14ГМ, с параметрами пара:

4.                Оценка эффективности производства электрической энергии на заводской котельной

4.1 Производство электрической энергии за счет использования энергии избыточного давления промышленного пара

В большинстве случаев требующееся давление производственного пара на месте потребление не превышает 0,2-0,8 МПа. Целесообразно использовать энергию пара в турбине с противодавлением для производства электрической энергии и лишь затем направлять пар потребителю. При малых перепадах давлений (от 1,4 до 0,3…0,15 МПа) такая мощность достигается лишь при очень больших расходах пара. Производительность большинства даже очень крупных котельных такие расходы пара не обеспечивает, поэтому до последних лет пар дросселировался в РОУ [3].

Энергетическая доля себестоимости электрической энергии значительно мала, что обеспечивает окупаемость оборудования мини-ТЭЦ в срок до 1,5 лет. Схема перевода производственной паровой котельной в режим мини-ТЭЦ представлена на рис.16.

Рис.16 Схема работы мини-ТЭЦ на базе паровой котельной: ПК- паровой котел, РОУ- редукционно-охладительная установка, Т- турбина с противодавлением, ТА- технологический агрегат, СП- сетевой подогреватель, КН- конденсатный насос.

4.2 Расчет годовой выработки электроэнергии на заводской мини-ТЭЦ

Построим в диаграмме h-S цикл работы турбины на номинальном режиме (рис.17).

Определим изменение энтальпии с учетом КПД.  при номинальном режиме работы турбины.

 (92)

 (93)

Определим мощность турбины при работе на номинальном режиме.

 (94)

Рис.17 Цикл работы турбины

На основании результатов была выбрана турбина ТГ 8/0,4 Р13/4,0. Определим площадь, полученную при демонтаже двух котлов ПТВМ-50 и вспомогательного оборудования. Ширина освободившейся площади – 18м, длина – 42м и высота – 7м. Размеры турбины ТГ 8/0,4 Р13/4,0 7,018х12,077х6,657м. Как видно по соотношению размеров, данной площади достаточно, чтобы разместить турбоустановку.

Расход теплоты на турбину определяется по формуле:

 (95)

Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал определяются по формуле:

 (96)

С учетом размерностей и внутреннего КПД турбины

Проанализируем работу турбины на частичном режиме. Построим цикл работы в h-S диаграмме [2] (рис.17).

Пусть исследуемый частичный режим соответствует .

Тогда,

Используя зависимость , определим давление пара, выходящего из котла и соответствующего D. Т.к.  при h=const, то .

Зная изменение внутреннего КПД в зависимости от расхода пара на турбину, определим  по диаграмме (рис.18).

Рис.18 Зависимость внутреннего КПД турбины от расхода пара, поступающего в турбину

Внутренний КПД турбины на рассматриваемом частичном режиме равен .

Определим изменение энтальпии с учетом КПД по (92) и (93).

Определим мощность турбины при работе на частичном режиме по (94).

Расход теплоты на турбину определяется по формуле (95):

Затраты электроэнергии на выработку 1Гкал определяются по формуле (96):

С учетом размерностей и внутреннего КПД турбины

Построим зависимость затрат электроэнергии от мощности турбины.

Рис.19 Зависимость затрат электроэнергии от мощности турбины

Если отклонять расход пара на турбину от номинального, то сокращается изменение энтальпии . В то же время мощность турбины также меняется, причем, чем ниже расход пара, тем ниже мощность. Чтобы увеличить мощность турбины, расход пара на турбину должен расти опережающим путем. С определенного момента расход увеличивается, а мощность перестает расти из-за увеличения потерь. Иногда это имеет место, когда потребителю необходим большой расход [4].

Минимум затрат электроэнергии можно добиться только на номинальном режиме. При снижении мощности турбины ниже номинальной энергозатраты растут. Номинальный режим является режимом максимальной выработки электрической энергии.

Расход пара, подаваемый на турбину, прямо пропорционально зависит от паропроизводительности котельных агрегатов. В свою очередь паропроизводительность меняется исходя из изменения температуры наружного воздуха [7]. При увеличении этой температуры паропроизводительность котлов уменьшается, т.к. снижается нагрузка отопления.

Суммарную тепловую нагрузку помесячно определяем, учитывая, что:

- температура холодной воды в зимний период – +5оС, летом – +15оС;

- отопление отключается при температуре наружного воздуха выше температуры начала-конца отопительного периода, рассчитанной по формуле (4), или выше +8 ºС;

- вентиляция отключается при температуре наружного воздуха выше температуры +8 ºС.

Тепловая нагрузка на отопление при данной температуре наружного воздуха в расчётный период определяется по формуле (6):

где  - температура наружного воздуха в данный период, ºС.

Расчёт тепловой нагрузки на вентиляцию при данной температуре наружного воздуха в расчётный период производится по следующей формуле (14):

Расход пара на подогреватели сетевой воды по формуле (73):

где  - энтальпия редуцированного пара, ;

 - энтальпия конденсата, .

После охладителя конденсата температуру конденсата принимаем -80ºС.

Суммарный расход пара на внешнее потребление по (75):

Расход пара на собственные нужды котельной оценивается как 7% от внешнего потребления (78):

Суммарная паропроизводительность котельной с учетом расхода пара на собственные нужды и потерь, принимаемых равными 3% от суммарной производительности (79):

Внутренний КПД турбины определяем по рис.18 в зависимости от суммарной паропроизводительности котельной.

Определим изменение энтальпии с учетом КПД по h-S диаграмме по формулам (92) и (93).

Определим мощность турбины при работе на частичном режиме определяем по формуле (94).

Таблица 28 Расчет изменения мощности турбины в течение года

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20