Курсовая работа (т): Расчет теплопотребления для города Санкт Петербург

Турбины типа Т имеют теплофикационный регулируемый отбор пара, который направляется в расположенные на ТЭЦ подогревательные установки для подогрева воды, используемой в качестве теплоносителя для целей отопления, вентиляции и горячее водоснабжение. В турбинах типа ПТ имеется два отбора пара: теплофикационный и производственный. При выборе типа турбин определяющими являются параметры и ёмкость тепловых потребителей и, в частности давление и расход пара на технологическую нагрузку или тепловая нагрузка коммунально-бытового потребителя. Единичная мощность и тип агрегатов выбирается наиболее крупными наиболее высокими начальными параметрами пара. Конденсационные турбины с отборами пара типа Т и ПТ являются универсальными. Однако средний удельный расход теплоты на выработанной 1 кВт.ч., у этих турбин больше чем у турбин с противодавлением. Если номинальная производительность отбора используется менее 2000 ч/год то устанавливаются турбины типа Т. Турбины типа ПТ выбирается в случае длительного использования производственного отбора.

На ТЭЦ имеющих большой отпуск пара технологическим потребителям и значительные внешние потери конденсата, применяются паропреобразовательные установки. В них первичный греющий пар отдаёт своё тепло вторичному пару. Конденсат первичного греющего пара сохраняется на ТЭЦ и используется для питания парогенераторов. Вторичный пар направляется внешним потребителям. Следует иметь в виду, что применение паропреобразователей приводит к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Параметры паропреобразователей , выпускаемые нашей промышленностью, приведены в приложении 34[13].

Редукционно-охладительные установки применяются для снижения давления и температуры острого пара. В нормальных условиях РОУ предназначаются для резервирования регулируемых отборов или противодавления турбин паром от парогенераторов и включаются только при выходе из работы турбоагрегатов, а также в периоды максимальной паровой нагрузки ТЭЦ при недостатке пара из отборов турбин. В некоторых случаях, когда давление пара в отборах или противодавлении турбин не соответствует давлению, требуемому отдельными потребителями, применяется постоянно действующие РОУ.

Подогрев горячей воды, направляемой в тепловую сеть, производится на ТЭЦ в специальных подогревательных установках, обогреваемых паром из отборов или противодавления турбин, а на некоторых ТЭЦ частично в водогрейных котлах. На ТЭЦ с турбогенераторами малой мощности устанавливается общая центральная подогревательная установка которая включает в себя подогреватели, сетевые насосы и подпиточные устройства. На ТЭЦ большой мощности подогреватели воды и сетевые насосы устанавливаются индивидуально к каждому агрегату, при этом подпиточные устройства сооружаются централизованными для всей ТЭЦ.

Выбор оборудования подогревательных установок производятся исходя из следующих основных положений. Энергетическая эффективность одноступенчатой схемы является очень низкой из-за чрезмерного давления отработанного пара и соответствующего сокращения удельной выработки электроэнергии на базе отпускаемого тепла. Значительное повышение энергетической эффективности обеспечивается при переходе к двухступенчатой или трехступенчатой схеме подогрева сетевой воды, при которой функции первой ступени выполняют основные подогреватели сетевой воды, обогреваемые паром при давлении 0,09 - 0,12 МПа из отборов противодавления турбин. Такие давления обеспечивают подогрев воды до 85 - 104 °С. Роль второй ступени подогрева выполняют подогреватели сетевой воды, обогреваемые свежим паром от парогенераторов, который дросселируется в РОУ до давления 0,7…1,4 МПа. При больших тепловых нагрузках в места подогревателей уславливаются пиковые водогрейные котлы.

Тепловая производительность основного подогревателя будет равна:

 (8.1)

где:  - максимальный расход тепла на отопление, вентиляцию

и горячее водоснабжение, кДж/с ;

 - оптимальный коэффициент теплофикации района, в расчетах можно принимать в пределах 0,4 … 0,6.

Тепловая производительность пикового подогревателя или водогрейного котла будет равна:

, (8.2.)

.

По известной теплопроизводительности подогревателя определяется необходимая площадь поверхности нагрева:

, (8.3.)

.

где: - коэффициент теплопередачи подогревателя,

- средний теплофикационный напор в подогревателе, °С.

При достаточной чистоте поверхности нагрева, высоких скоростях воды и надежном дренаже конденсата и воздуха из парового пространства в теплофикационных пароводяных подогревателях коэффициент теплопередачи будет равен 3…4 кДж/(с.м2.град).

Средний температурный напор в подогревателе при противотоке теплоносителей определяется по формуле

, (8.4.)

,

где: - температура пара на входе в подогреватель, °С;

 - температура конденсата на выходе из подогревателя, °С;

 и  - температуры сетевой воды на выходе из подогревателя и на

выходе в него (для соответствующей ступени), °С;

Температура пара на входе в подогреватель при пароснабжении из отборов турбин принимается по приложению 32,33[13], при пароснабжении из парогенератора через РОУ принимается по приложению 37[13].

Температуру конденсата можно принимать равной температуре насыщения при соответствующем давлении (приложение 10 )[13].

Паропроизводительность и количество парогенераторов на ТЭЦ выбирают по суммарной потребности в паре и количеству паровых турбин. При этом за счет пара энергетических парогенераторов покрывается "базовая" составляющая тепловой нагрузки, после того как энергия пара будет частично использована в турбинах для выработки электрической энергии. Количество парогенераторов не обязательно равно количеству турбин.

Выбор насосов зависят от типа подогревательной установки, т.е. могут быть центральные подогревательные установки, которые включают в себя сетевые насосы и подпиточные устройства и могут быть индивидуальные подогревательные установки, которые включают а себя сетевые насосы, но при этом подпиточные устройства сооружаются централизованными для всей ТЭЦ.

Рабочий напор сетевых насосов закрытой водяной сети при суммарных расчетных расходах воды должен быть равен:

 (8.5.)

где: - потеря напора в подогревательной установке станции, типовой котельной и станционных коммуникациях, м;

 и  - потери напора в подающей и обратной линиях тепловой сети, м.

 - располагаемый напор на абонентском вводе, м;

Напор подкачивающих насосов должен определяться по пьезометрическому графику.

Напор подкачивающих насосов должен определяться из условия поддержания в водяных тепловых сетях статического давления .

9. ЭКОНОМИКА ТРАНСПОРТА ТЕПЛА

Одним из основных технико-экономических показателей, характеризующих экономику транспорта тепла, является себестоимость транспорта тепла. Она представляет собой количество эксплуатационных затрат на единицу отпущенного тепла и определяется по формуле:

 (9.1.)

где:  - годовые издержки на амортизацию, ремонт тепловой сети, руб./год ;

- годовые издержки на перекачку теплоносителя, руб./год;

 - стоимость тепловых потерь, руб./год;

 - стоимость обслуживали, руб./год;

- количество тепла, отпущенного потребителем в терние года, определяется по площади графика годовой тепловой нагрузки, ГДж/год.

Годовые отчисления от капитальных вложений на восстановление основных фондов, на капитальный и текущий ремонт определяют по формуле:

 (9.2)

где: - капитальные вложения в сооружение тепловой сети, руб;

- годовые отчисления" от стоимости сооружения тепловой сети;

 = 0,075в

Капитальные вложения в сооружение тепловой сети определяется по формуле:

 (9.3)

где:  - количество параллельных трубопроводов в тепловой сети (подающих и обратных):

- общая длина трубопровода по генплану, м;

- общая длина компенсаторов тепловой сети, м;

- материальная характеристика тепловой сети, м2;

 и - постоянные коэффициенты, зависящие от способа и условий прокладки тепловой сети (приложение 31)[13] , руб./м и руб/м2;

Материальная характеристика тепловой сети определяется по формуле:

 (9.4)

где:  и - внутренний диаметр трубопровода и длина отдельного участка трубопровода, м;

i - количество участков трубопроводов с различными внутренними диаметрами,

Годовые затраты на перекачку теплоносителя определяются по формуле:

 (9.5)

где: - удельные эквивалентные затраты на электроэнергию,

 = 0,012…0,015 руб./(квт.ч.);

- годовой расход электроэнергии сетевыми насосами, кВт.ч./год

Расход электроэнергии на привод сетевых насосов при центральном качественном регулировании отпуска тела будет равен:

 (9.6)

где:- расход воды в тепловой сети (производительность сетевого насоса), кг/с;

 - перепад давлений, развиваемый насосом (приложение 41)[13], Па;

 - плотность теплоносителя (приложение 10)[13], кг/м3;

 - число часов работы насоса за год;

 - к. п. д. насосной установки, = 0, 6…0, 7.

Стоимость тепловых потерь определяется по формуле:

 (9.7.)

где: - годовые потери тепла всеми теплопроводами сети,;

- удельные замыкающие затраты на тепло;

 = 0,6…1,1руб/год

Годовые потери тепла приближенно определяются по формуле:

 (9.8.)

где:  - удельные годовые теплопотери, отнесенные к 1м2 условной материальной характеристики тепловой сети, ГДж/(м2. год);

- условная материальная характеристика тепловой сети, м2;

Условная материальная характеристика тепловой сети определяется по формуле:

 (9.9.)

.

Удельные годовые теплопотери определяются по формуле:

, ГДж/(м2×град), (9.10.)

 ГДж/(м2×град),

где: - коэффициент теплопередачи изолированного теплопровода с учетом изоляции, канала и грунта, отнесенный условно к наружной поверхности изоляции трубопровода. Можно принимать  = 0,8 … 1,2 Вт/ (м2. град); [6]

- среднегодовая температура теплоносителя, условно можно определять как полусумму температур подающей и обратной водяной магистрали, для паровых: сетей принимается равной средней температуре пара, °С;

- температура окружающей среды, °С;

 - коэффициент местных тепловых потерь (таблица 8)

n - продолжительность работы тепловой сети в течение года, ч/год;

Стоимость обслуживания при ориентировочных расчетах определяется по следующей формуле:

 (9.11.)

где: у - отчисления на общественные расходы,  = 0,27;

 - среднегодовая заработная плата одного работника,