Построение температурного графика тепловой сети и графиков тепловой нагрузки.

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

Тема: Расчет тепловой схемы ТЭС

Содержание

Введение.. 3

1. Конструкция турбины... 4

1. Выбор основного оборудования.. 6

2. Построение температурного графика тепловой сети и графиков тепловой нагрузки. 7

3. Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. 11

4. Расчет сетевой установки.. 13

5. Расчёт системы РППВ.. 14

5.1. Расчёт подогревателей высокого давления. 14

5.2. Расчёт деаэратора.. 16

5.3. Расчёт подогревателей низкого давления.. 17

5.4. Уточнение внутренней мощности турбоустановки. 19

6. Выбор вспомогательного оборудования ТЭЦ.. 20

6.1. Выбор питательных насосов. 20

6.2. Выбор вентилятора. 20

6.3. Выбор дымососа. 21

6.4. Выбор деаэратора.. 21

6.5. Конденсаторная группа. 21

6.6. Выбор циркуляционных насосов. 22

6.7. Выбор поверхности стационарных теплообменников. 22

7. КПД станции.. 23

Список литературы... 24

Исходные данные для работы:

Район расположения: г. Псков;

Вид топлива: природный газ;

Тип водоснабжения: оборотное;

Электрическая нагрузка: 270 Мвт;

Отопительная тепловая нагрузка: 150 Мвт;

Отопительная промышленная нагрузка: 70 МВт;

Тип паротурбинной установки: ПТ-135/165-130/15

Введение

Для производства энергии используются природные энергетические ресурсы. Наибольшее распространение в настоящее время получили ТЭЦ, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива, в данном случае газа.

В данной бакалаврской работе представлен расчет тепловой схемы ТЭС с турбиной ПТ-135/165-130/15 с производственным и двумя теплофикационными регулируемыми отборами пара, а также выбор основного, котельного и вспомогательного оборудования. Номинальная электрическая мощность турбины 135 МВт. Турбина снабжена регенеративной установкой для подогрева питательной воды.

Турбина предназначена для привода электрического генератора ТВ165-2 с частотой вращения ротора 3000об/мин.

Конструкция турбины

Турбина ПТ-135/165-130/15 представляет собой одновальный агрегат, состоя­щий из двух цилиндров: ЦВД и ЦНД. Свежий пар подается к двум стопор­ным клапанам, откуда по четырем перепускным трубам ( по две от каждого клапана) поступает к регулирующим клапанам ЦВД. Клапаны расположены в паровых коробках, приваренных к корпусу цилиндра. Из ЦВД пар направляется в производственный отбор и к регулирующим клапанам ЦНД, расположенным в паровых коробках, которые приварены к паровпускной части ЦНД. После последней ступени ЦНД отработанный пар поступает в конденсатор

ЦВД выполнен двухстенным, противоточным. В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть ступеней давления, в правом потоке расположены шесть ступеней давления.

ЦНД включает в себя 3 части: ЦСД, имеющую одновенечную регулирующую ступень и шесть ступеней давления; промежуточный отсек, имеющий одновенечную регулирующую ступень и ступень давления, и ЦНД, имеющую одновенечную регулирующую и две ступени давления. Все ступени ЦНД-правого вращения. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Шесть дисков ротора низкого давления цельнокованые, а шесть - насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД, ЦНД и генератора соединены между собой посредством жестких муфт.

Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.

Для уменьшения проточек пара в турбине применены бесконтактные ла­биринтовые уплотнения.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 4 об/ мин.

Подогреватели высокого давления, комплектующие турбину: ПВД1 ПВ-800-230-14

ПВД2 ПВ-800-230-21

ПВД3 ПВ-800-230-32

Подогреватели низкого давления, комплектующие турбину: ПНД1 ПН-350-16-7-I

ПНД2 ПН-350-16-7-II

ПНД3 ПН-400-26-7-II

ПНД4 ПН-400-26-8-V

Принципиальная схема турбины ПТ 135/165-130/15

Выбор основного оборудования

Для обеспечения необходимых электрической нагрузки (270МВт), отопительной промышленной нагрузки (70МВт) и отопительной тепловой нагрузки (150МВт) выбираем две турбину ПТ-135/165-130/15 [5].

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах:

Свежий пар перед автоматическим стопорным клапаном:

– давление ,

– температура .

Основные параметры конденсаторной группы:

– расход охлаждающей воды ,

– расчетная температура охлаждающей воды при входе ,

– расчетное давление в конденсаторе .

Номинальный расход пара на турбину : .

Максимальный расход пара при номинальных параметрах: .

Производительность котлов выбирается по ГОСТ по максимальному пропуску пара через турбину при ее номинальной мощности с учетом расхода на паровые собственные нужды и с запасом до 3%, то есть: . Исходя из этого, для турбины выбираем два паровых котла марки Е-420-140. Это котлы с естественной циркуляцией, с номинальной паропроизводительностью пара и параметрами пара: давлением и .В качестве пикового водогрейного котла выбираем также котел марки Е-420-140.

Номинальные характеристики отборов на регенерацию турбины

Таблица 1

	Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора	Количество отбираемого пара
давление	температура
I	ПВД 7		3.33			33.9	9.41
II	ПВД 6	22.8	2.236			29.8	8.27
III	ПВД 5		1.47			33+4.8	9.16+1.33
	Деаэратор		1.47			14.6	4.05
IV	ПНД 4	5.1	0.5				8.33
V	ПНД 3	2.5	0.24				7.77
VI	ПНД 2	0.8	0.078	–	–	7.7	2.13
VII	ПНД 1	0.2	0.019	–	–	–	–

пар из уплотнений.

Таблица 3

		-20	-15	-10	-5		+8
			143,22	121,52	99,82	78,12	43,4
		36,48	31,68	26,88	22,08	17,28	9,6
							26,4
		234,4	207,9	181,4	154,9	128,4	79,4

Максимальный расчетный отпуск тепла на ТЭЦ можно представить как сумму двух слагаемых:

,

где расчетная тепловая нагрузка отборов турбины, ;

тепловая нагрузка, покрываемая пиковыми источниками, .

Доля расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ, приходящейся на теплофикационные отборы, определяется расчетным коэффициентом теплофикации ТЭЦ:

, который для турбины с номинальной мощностью , равен . Отсюда: МВт

минимальная температура наружного воздуха, при которой потребность в тепловой энергии покрывается только за счет теплофикационных отборов, .

Отопительная нагрузка в момент включения пикового водогрейного котла:

=132-22-33=77 МВт

Тогда:

=18-77/165 (18+20)=0,5

Строим график зависимости часового расхода тепла от температуры наружного воздуха и годовой продолжительности отопительной нагрузки (рис.1).

При заданной расчетной температуре наружного воздуха t_Р=-20⁰С и выбранном температурном графике 130-70 и при температуре воздуха внутри помещения 18⁰С:

Температура прямой сетевой воды t_пс=110⁰С,

температура обратной сетевой воды ,

температура сетевой воды после ПВК _пвк=130⁰С

Рис.1 Часовой расхода тепла от температуры наружного воздуха и годовой продолжительности отопительной нагрузки.

Расчет сетевой установки

Необходимо определить расходы греющего пара на сетевые подогреватели и расход сетевой воды.

Сетевая вода последовательно прогревается сначала в нижнем сетевом подогревателе (НСП), затем в верхнем сетевом подогревателе (ВСП), затем в пиковом водогрейном котле (ПВК).

G_отб1 h_нсп G_отб2 h_всп

G_св

h_ос h_ср h_пс

h_к^НСП h_к^ВСП

ПВК

Рис. 4 Схема подогрева сетевой воды.

Данные расчётов:

p_св – давление сетевой воды, МПа; p_св=0,9 МПа [2,с.84] ;

p₂ – давление отбора на ВСП, МПа; p₂=0,098 МПа[2,с.84];

p₁– давление отбора на НСП, МПа; p₁=0,037 МПа[2,с.84].

Энтальпии обратной, прямой и сетевой воды после ПВК:

h_ос=293,7 кДж/кг (p_св=0,9 МПа; t_ос=70⁰С);

h_пс=461,9 кДж/кг (p_св=0,9 МПа; t_пс=110⁰С);

h_пс^пвк=546,7 кДж/кг (p_св=0,9 МПа; t_пс^пвк=130⁰С).

Энтальпия сетевой воды после НСП, считая нагрев сетевой воды в НСП и ВСП одинаков: ∆t_нсп=∆t_всп=20⁰С.

h_ср=377,6 кДж/кг (p_св=0,9 МПа; t_пс=90⁰С).

Расход сетевой воды:

,

где Q^max_ТЭЦ– максимальная тепловая нагрузка, МВт; Q^ТЭЦ_max=220 МВт;

n – количество блоков; n=1;

G_св=220·10³/(546,7-293,7)=870 кг/с

Уравнения тепловых балансов НСП и ВСП:

НСП: G_св×h_ос+G_нсп×h_нсп= G_св×h_ср +G_нсп×h^нсп_к

ВСП: G_св× h_ср+G_всп×h_всп= G_св×h_пс+G_всп×h^всп_к

h_ВСП=h₆=2510 кДж/кг,

h_НСП=h₇=2352,49 кДж/к

h^всп_к =402 кДж/кг (p₂=0,098 МПа; t₂=ts-3⁰С=99-3=96⁰С);

h^нсп_к =297 кДж/кг (p₁=0,037 МПа; t₁=ts-3⁰С=74-3=71⁰С);

НСП: 870×293,7+G_нсп·2352,49=870×377,6+G_нсп×297

G_нсп=33,1 кг/с

ВСП: 870×377,6+G_всп·2510=870×461,9+G_всп×402

G_всп=32,4 кг/с.

Расчёт системы РППВ

Выбор питательных насосов.

Расход воды: G₀=750т/ч=750 м³/ч.

Напор питательного насоса: H_пн=1,25·(p₀ – p_д), м. вод.ст.

H_пн=1,25·(12,75–0,588)=15,2 МПа=1520 м. вод. ст.

Выбираем питательный насос типа ПЭ–780–200.

Характеристики:

- подача: V=780 м³/ч;

- напор: H=2030 м. вод. ст.=20,3 МПа;

- мощность: N=4500 кВт;

- КПД: η=80%;

- частота вращения ротора: n=2985 об/мин [3, с.369]

Выбор вентилятора.

Основное топливо-газ, резервное топливо - малосернистый мазут. Средний элементарный состав мазута, %:

W^r=3.0%, A^r=0.05%, S^r=0.3%, С^r =84.65%, H^r=11.7%, N^r=0.3%, O^r=0.3%

Низшая удельная теплота сгорания Q_i^p=9620 ккал/кг=40,3МДж/кг

Определяем теоретический объём воздуха, подаваемого для сжигания топлива:

V₀=0,089·(С^r+0,376·S^r)+0,265·H^r–0,033·O^r=

=0,089·(84,65+0,376·0,3)+0,265·11,7–0,033·0,3=10,63нм³/кг.

Действительное количество воздуха:

V_д=α_т·V₀,

где α_т – коэффициент избытка воздуха для жидкого топлива; α_т=1,1;

V_д=1,1·10,64=11,70 нм³/кг.

Общее количество воздуха, подаваемого в топку:

V_д^общ=B_р·V_д,

где B_р – расход топлива, кг/с;

B_р=100·Q_ка/Q^r_i·η_брутто,

где Q_ка – тепловосприятие рабочей среды, МВт;

Q_ка=D_пп (h_пп – h_пв)=208,3· (3485,41–996,88)=518,36МВт;

η_брутто – КПД брутто котла, η_брутто=0,9;

B_р=100·518,36·10⁶/(40,3·10⁶·90)=14,3 кг/с;

V_д^общ=14,3·11,7=167,31 м³/с=602,32 тыс.м³/ч.

Сопротивление воздушного тракта котла производительностью 750 т/ч равняется: ∆h=300 мм. вод. ст.

Выбираем дутьевой вентилятор по напору и производительности, учитывая коэффициенты запаса:

H=1,2·∆h =1,2·300=360 мм. вод. ст.;

Q=1,1· V_д^общ =1,1·602,32=662,55 тыс.м³/ч.

Выбираем центробежный дутьевой вентилятор одностороннего всасывания ВДОД-31,5.

Характеристики:

- подача: V=800/850 м³/ч;

- напор: H=360 мм. вод. ст.

- мощность: N=1540/2000 кВт;

- КПД: η=82,7%;

- частота вращения: n=596 об/мин [3, с.385].

Выбор дымососа.

Теоретические объёмы продуктов сгорания:

V_RO2⁰=0,0187·(С^r+0,376·S^r)=0,0187·(84,65+0,376·0,3)=1,59 нм³/кг;

V_N2⁰=0,79·V₀+0,008·N^r=0, 79·10,63+0,008·0,3=8,4 нм³/кг;

V_Н2О⁰=0,111·H^r+0,0124·W^r+0,0161·V₀=0,111·11,7+0,0124·3+0,0161·10,63=1,51 нм³/кг;

V_д=(V_RO2⁰+V_N2⁰+V_Н2О⁰)+1,016· (α_т – 1)·V₀=

=(1,59+8,4+1,51)+1,016·(1,1 – 1)·10,63=12,58 нм³/кг;

V_д^общ=B_р·V_д=14,3·12,58=180кг/с=648 тыс.м³/ч.

Сопротивление газового тракта котла производительностью 750 т/ч равняется: ∆h=200 мм. вод. ст.

Выбираем дымосос по напору и производительности, учитывая коэффициенты запаса:

H=1,2·200=240 мм. вод. ст.;

Q=1,1·648=712,8 тыс.м³/ч.

Выбираем осевой двухступенчатый дымосос ДОД – 31,5.

Характеристики:

- подача: V=725/850 м³/ч;

- напор: H=250 мм. вод. ст.

- мощность: N=790/1360 кВт;

- КПД: η=82,5%;

- частота вращения: n=496 об/мин [3, стр. 385]

Выбор деаэратора

Расход пара: G₀=214,7 кг/с=750 м³/ч, то есть выбираем деаэратор типа ДП–1000 с P_раб=0,7 МПа. [4, с.126]

Конденсаторная группа.

Конденсатор, основные и пусковые эжекторы и водяные фильтры постав-ляются в комплекте с турбиной .

Характеристики:

- температура охлаждающей воды: 20⁰С;

- давление в паровом пространстве: p_к=0,0062 МПа;

- расход охлаждающей воды: W_к=12400 м³/ч;

Конденсатный насос выбирается по условиям максимального расхода в конденсатор и необходимому напору.

G_к=23,03 кг/с=35,3 м³/ч.

Давление создаваемое конденсатным насосом Н=1,25·(р_д-р_к)=1,25·(0,588-0,0062)=0,7273 МПа=72,73 м. вод. ст

Выбираем насосы типа КсД140-140/3 в количестве 2 шт(1 резервный насос).

Характеристики:

- подача: V=140 м³/ч;

- напор: H=140м. вод. ст.=1,4 МПа;

- мощность: N=77кВт;

- КПД: η=62%;

- частота вращения ротора: n=1500об/мин [3, с.369]

Выбор циркуляционных насосов.

Подача равна суммарному расчётному расходу охлаждающей воды в блок. Расход технической воды на блок складывается из расхода охлаждающей воды, расхода воды на маслоохладители и другие. Суммарный расход равен:

W=1,1·W_к,

где W_к – расход охлаждающей воды, м³/ч; W_к=12400 м³/ч;

W=1,1·12400=13640 м³/ч.

Система водоснабжения – оборотная.

Выбираем насос типа Д6300–27 (32Д–19) в количестве 3 шт. на блок + 1 резервный насос.

Характеристики:

- подача: V=6300 м³/ч;

- напор: H=27 м. вод. ст.=0,027 МПа;

- мощность: N=630 кВт;

- КПД: η=78%;

- частота вращения ротора: n=1500 об/мин [3, с.368].

КПД станции

η_брутто=η_t·η_oi·η_мех·η_ген·η_тр·η_пк,

где η_брутто – КПД брутто станции;

η_нетто – КПД нетто станции;

η_мех – механический КПД; η_мех=0,99;

η_ген – КПД генератора; η_ген=0,99;

η_тр – КПД транспортировки; η_тр=0,99;

η_пк – КПД парового котла; η_пк=0,9;

η_oi – относительный внутренний КПД;

η_oi=H_с/H_р,

где H_с – действительный перепад энтальпий, кДж/кг;

H_р – располагаемый перепад энтальпий, кДж/кг;

η_oi=(3485,41-2252,75)/(3485,41–2047)=0,857%

η_t – термический КПД;

η_t=(Q₁- Q₂)/Q₁,

где Q₁ – подведённая теплота, кДж/кг;

Q₁=i₀–i_пв=3485,41–996,88=2488,53 кДж/кг;

Q₂ – отведенная теплота, кДж/кг;

Q₂=i_{перед конд.}–i_пв=2252,75–996,88=1255,87 кДж/кг;

η_t=(Q₁ - Q₂)/Q₁=(2488,53-1255,87)/2488,53=49,5%;

η_брутто=0,495·0,857·0,99·0,99·0,99·0,9=0,37%

η_нетто=η_бр·η_сн,

где η_нетто – КПД нетто станции;

η_сн – КПД собственных нужд; η_сн=0,95;

η_нетто=0,37·0,95=0,352%.

Заключение

В результате выполненной работы получены следующие результаты:

1.

2.

3.

….

Список литературы

1. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара.- Москва: «Энергия»,1980.-423с.

2. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электростанции.- Москва: «Энергия»,1979.- 294с.

3. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Под ред.Григорьева В.А. .- Москва: «Энергоатомиздат»,1989.-605с.

4. Рыжкин В.Я, Тепловые электрические станции.- Москва: «Энергоатомиздат»,1987.-327с.

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

Тема: Расчет тепловой схемы ТЭС

Содержание

Введение.. 3

1. Конструкция турбины... 4

1. Выбор основного оборудования.. 6

2. Построение температурного графика тепловой сети и графиков тепловой нагрузки. 7

3. Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. 11

4. Расчет сетевой установки.. 13

5. Расчёт системы РППВ.. 14

5.1. Расчёт подогревателей высокого давления. 14

5.2. Расчёт деаэратора.. 16

5.3. Расчёт подогревателей низкого давления.. 17

5.4. Уточнение внутренней мощности турбоустановки. 19

6. Выбор вспомогательного оборудования ТЭЦ.. 20

6.1. Выбор питательных насосов. 20

6.2. Выбор вентилятора. 20

6.3. Выбор дымососа. 21

6.4. Выбор деаэратора.. 21

6.5. Конденсаторная группа. 21

6.6. Выбор циркуляционных насосов. 22

6.7. Выбор поверхности стационарных теплообменников. 22

7. КПД станции.. 23

Список литературы... 24

Исходные данные для работы:

Район расположения: г. Псков;

Вид топлива: природный газ;

Тип водоснабжения: оборотное;

Электрическая нагрузка: 270 Мвт;

Отопительная тепловая нагрузка: 150 Мвт;

Отопительная промышленная нагрузка: 70 МВт;

Тип паротурбинной установки: ПТ-135/165-130/15

Введение

Для производства энергии используются природные энергетические ресурсы. Наибольшее распространение в настоящее время получили ТЭЦ, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива, в данном случае газа.

В данной бакалаврской работе представлен расчет тепловой схемы ТЭС с турбиной ПТ-135/165-130/15 с производственным и двумя теплофикационными регулируемыми отборами пара, а также выбор основного, котельного и вспомогательного оборудования. Номинальная электрическая мощность турбины 135 МВт. Турбина снабжена регенеративной установкой для подогрева питательной воды.

Турбина предназначена для привода электрического генератора ТВ165-2 с частотой вращения ротора 3000об/мин.

Конструкция турбины

Турбина ПТ-135/165-130/15 представляет собой одновальный агрегат, состоя­щий из двух цилиндров: ЦВД и ЦНД. Свежий пар подается к двум стопор­ным клапанам, откуда по четырем перепускным трубам ( по две от каждого клапана) поступает к регулирующим клапанам ЦВД. Клапаны расположены в паровых коробках, приваренных к корпусу цилиндра. Из ЦВД пар направляется в производственный отбор и к регулирующим клапанам ЦНД, расположенным в паровых коробках, которые приварены к паровпускной части ЦНД. После последней ступени ЦНД отработанный пар поступает в конденсатор

ЦВД выполнен двухстенным, противоточным. В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть ступеней давления, в правом потоке расположены шесть ступеней давления.

ЦНД включает в себя 3 части: ЦСД, имеющую одновенечную регулирующую ступень и шесть ступеней давления; промежуточный отсек, имеющий одновенечную регулирующую ступень и ступень давления, и ЦНД, имеющую одновенечную регулирующую и две ступени давления. Все ступени ЦНД-правого вращения. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. Шесть дисков ротора низкого давления цельнокованые, а шесть - насадные.

Роторы ЦВД и ЦНД, ЦНД и генератора соединены между собой посредством жестких муфт.

Фикспункт турбины расположен на передних опорах выхлопного патрубка турбины. Расширение агрегата происходит в сторону переднего подшипника.

Для уменьшения проточек пара в турбине применены бесконтактные ла­биринтовые уплотнения.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 4 об/ мин.

Подогреватели высокого давления, комплектующие турбину: ПВД1 ПВ-800-230-14

ПВД2 ПВ-800-230-21

ПВД3 ПВ-800-230-32

Подогреватели низкого давления, комплектующие турбину: ПНД1 ПН-350-16-7-I

ПНД2 ПН-350-16-7-II

ПНД3 ПН-400-26-7-II

ПНД4 ПН-400-26-8-V

Принципиальная схема турбины ПТ 135/165-130/15

Выбор основного оборудования

Для обеспечения необходимых электрической нагрузки (270МВт), отопительной промышленной нагрузки (70МВт) и отопительной тепловой нагрузки (150МВт) выбираем две турбину ПТ-135/165-130/15 [5].

Турбина рассчитана для работы при следующих основных параметрах:

Свежий пар перед автоматическим стопорным клапаном:

– давление ,

– температура .

Основные параметры конденсаторной группы:

– расход охлаждающей воды ,

– расчетная температура охлаждающей воды при входе ,

– расчетное давление в конденсаторе .

Номинальный расход пара на турбину : .

Максимальный расход пара при номинальных параметрах: .

Производительность котлов выбирается по ГОСТ по максимальному пропуску пара через турбину при ее номинальной мощности с учетом расхода на паровые собственные нужды и с запасом до 3%, то есть: . Исходя из этого, для турбины выбираем два паровых котла марки Е-420-140. Это котлы с естественной циркуляцией, с номинальной паропроизводительностью пара и параметрами пара: давлением и .В качестве пикового водогрейного котла выбираем также котел марки Е-420-140.

Номинальные характеристики отборов на регенерацию турбины

Таблица 1

	Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора	Количество отбираемого пара
давление	температура
I	ПВД 7		3.33			33.9	9.41
II	ПВД 6	22.8	2.236			29.8	8.27
III	ПВД 5		1.47			33+4.8	9.16+1.33
	Деаэратор		1.47			14.6	4.05
IV	ПНД 4	5.1	0.5				8.33
V	ПНД 3	2.5	0.24				7.77
VI	ПНД 2	0.8	0.078	–	–	7.7	2.13
VII	ПНД 1	0.2	0.019	–	–	–	–

пар из уплотнений.

Построение температурного графика тепловой сети и графиков тепловой нагрузки.

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ включает в себя расходы теплоты на отопление , вентиляцию зданий и горячее водоснабжение (бытовые нужды).

=70+150=220МВт

Отопительная и вентиляционная нагрузки в основном зависят от температуры наружного воздуха.

Район расположения ТЭЦ – Пятигорск. Для данного района:

– продолжительность отопительного периода n=175 суток,

– расчетная температура наружного воздуха для проектирования: отопления: ,

вентиляции: .

– число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха равной и ниже данной:

Таблица 2

	-20	-15	-10	-5		+8

Текущая величина отопительной нагрузки:

,

где расчетный отпуск теплоты на отопление,

=0,75·220=165МВт

текущее значение температуры наружного воздуха, ;

расчетная температура внутри помещения, которую принимаем (для жилых зданий);

расчетная температура наружного воздуха для проектирования, .

Подставляем все известные величины в формулу и получаем:

=4,34(18-t_Н)

Результаты расчетов заносим в таблицу 3.

Изменение вентиляционной нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха:

,

где расчетная вентиляционная нагрузка, ;

,

МВт

расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, .

Подставляем все известные величины в формулу и получаем:

Результаты расчетов заносим в таблицу 3.

Нагрузка горячего водоснабжения в течение года сохраняется примерно постоянной, несколько уменьшаясь летом на 20%.

=0,15·220=33 МВт

=0,8·33=26,4 МВт

Результаты расчетов заносим в таблицу 3.

Минимальная отопительная и минимальная вентиляционная нагрузки – при температуре включения и отключения отопления . Моментом включения и отключения отопления считается устойчивое значение температуры не менее 3-х суток подряд.

Таблица 3

		-20	-15	-10	-5		+8
			143,22	121,52	99,82	78,12	43,4
		36,48	31,68	26,88	22,08	17,28	9,6
							26,4
		234,4	207,9	181,4	154,9	128,4	79,4

Максимальный расчетный отпуск тепла на ТЭЦ можно представить как сумму двух слагаемых:

,

где расчетная тепловая нагрузка отборов турбины, ;

тепловая нагрузка, покрываемая пиковыми источниками, .

Доля расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ, приходящейся на теплофикационные отборы, определяется расчетным коэффициентом теплофикации ТЭЦ:

, который для турбины с номинальной мощностью , равен . Отсюда: МВт

минимальная температура наружного воздуха, при которой потребность в тепловой энергии покрывается только за счет теплофикационных отборов, .

Отопительная нагрузка в момент включения пикового водогрейного котла:

=132-22-33=77 МВт

Тогда:

=18-77/165 (18+20)=0,5

Строим график зависимости часового расхода тепла от температуры наружного воздуха и годовой продолжительности отопительной нагрузки (рис.1).

При заданной расчетной температуре наружного воздуха t_Р=-20⁰С и выбранном температурном графике 130-70 и при температуре воздуха внутри помещения 18⁰С:

Температура прямой сетевой воды t_пс=110⁰С,

температура обратной сетевой воды ,

температура сетевой воды после ПВК _пвк=130⁰С