Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ

Министерство образования и науки Республики Казахстан Карагандинский университет Бизнеса Управления и Права Бизнес-колледж «Допущен к защите» Директор колледжа ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ На тему: «Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ» Специальность 2201002 – «Теплоэнергетические установки тепловых электрических станций» Выполнил Научный руководитель Караганда 2011 Учащийся Форма обучения Очная Группа кТЭ-07(3,5) Направление подготовки / специальность: 2201002– «Теплоэнергетические установки тепловых электрических станций» 1. Тема Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ 2. Дата выдачи темы «5» января 2010 г. 3. Календарный график выполнения и содержание пояснительной записки. Наименование этапа работы Планируемый срок окончания этапа Фактический срок окончания этапа 1. Альтернативные системы теплоснабжения с использованием тепловых насосов. 1.1 Понятие теплового насоса 1.2 Устройство теплового насоса 1.3 Принцип действия теплового насоса 1.4 Источники энергии 1.5 Грунт как источник низкопотенциальной тепловой энергии 1.6 Виды систем использования низкопотенциальной тепловой энергии земли 1.7 Тепловые насосы в жилых помещениях 1.8 Категории, виды и функции тепловых насосов. Тепловые насосы типа «воздух-воздух» 1.9 Преимущества и ограничения замкнутых теплонасосных систем 1.10 Тепловые насосы в Европе – сколько и какие 1.11 Виды установленных систем Выводы 05.01-2. Компрессор - элемент теплового насоса 2.1 Историческая справка 2. Классификация компрессоров 2.3 Объемные компрессоры 2.4 Динамические компрессоры 2.5 Насосы трения и инерции Выводы 12.01 – 3. Применение теплового насоса для теплоснабжения жилых зданий. 3.1 Расчет теплового насоса и его оборудования 3.2 Расчет горизонтального коллектора теплового насоса 3.3 Расчет зонда Выводы 29.01 – 4. Экономическая эффективность применения теплового насоса для отопления жилых зданий. 4.1 Экономический расчет местной системы отопления жилого дома, без теплового насоса (с помощью электрических тэнов) 4.2 Экономический расчет отопления жилого дома, с применением теплового насоса 5.Охрана труда и техника безопасности 09.02 – 6. Оформление пояснительной записки. Прохождение нормоконтроля 15.02 – 7.Срок представления учащимся законченного проекта : «22» февраля 2011г. Руководитель (подпись) Консультанты по разделам: Охрана труда Исаев В.Л. « » 2011 год Экономика Жилкин В.С. « » 2011 год. Нормоконтроль Краснов А.М.« » 2011 год. Учащаяся Калиниченко Д.И. Аннотация В данном дипломном проекте разработаны технические мероприятия по повышению эффективности работы тепловых сетей в условиях ТЭЦ – 3 г.Караганды. На основании гидравлического и теплотехнического расчетов тепловых сетей по температурному графику 150/0С установлено, что снижение циркуляции от 7500 т/ч до 6386 т/ч приводит к устранению среза по температуре от 13,0С при подпитке 3281 т/ч. В дипломном проекте установлено, что при расчетной циркуляции 6386 т/ч при температуре наружного воздуха t = - 320С обеспечивается оптимальный теплосъем с турбоустановки 749 Гкал/ч. Содержание Введение 1 Техническое состояние теплофикационного оборудования и тепловых сетей в условиях КарТЭЦ - 1.1 Принципиальная тепловая схема тепломеханического оборудования КарТЭЦ -1.2 Схема подключения и техническое состояние теплофикационного оборудования ТЭЦ – 1.3 Температурный и гидравлический режимы теплосетей 2 Гидравлический и температурный режимы тепловых сетей 2.1 Методы гидравлического расчета тепловых сетей 2.2. Расчет пропускной способности трубопроводов водяных, паровых и конденсационных тепловых сетей. 3. Расчетные расходы теплоносителя 4. Схемы тепловых сетей 5. Эксплуатация тепловых сетей 3 Разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, обслуживаемых КарТЭЦ – 3.1 Разработка комплекса технических мероприятий по повышению эффективности работы котельного и турбинного оборудования в условиях КарТЭЦ -3.2 Расчет гидравлического и температурного режимов теплосети КарТЭЦ -4 Технико – экономическая эффективность и охрана труда 4.1 Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий 4.2 Техника безопасности и охрана труда в эксплуатационном районе Заключение Список использованной литературы Введение В последние годы из-за увеличения потребности населения, различных промышленных отраслей и социальной сферы в дешевой тепловой энергии на фоне ухудшающейся экологической обстановки (выбросы в атмосферу продуктов сгорания химического топлива, загрязнение водоемов ядосодержащими продуктами работы промышленных предприятий) проблема повышения технико – экономических и экологических показателей тепловых электрических станций и тепловых сетей, решаемая путем организации технических мероприятий по повышению располагаемых напоров и снижению расходимости по температуре прямой и обратной в трубопроводах, становится актуальной.

Очень остро данный вопрос проявляется на примере развитых в промышленном отношении городов Казахстана, в частности для теплоснабжения г. Караганды, что определяет актуальность выбранной темы данного дипломного проекта.

Расчет гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, в сочетании с изучением оптимального режима работы теплофикационного оборудования тепловой электрической станции (подогреватели сетевой воды (бойлера), конденсатные, сетевые и циркуляционные насосы), должен опираться на изучение существующей гидравлики тепловых сетей, видов, процессов и оборудования производства, правил технической эксплуатации и устройств теплотехнических установок.

Анализ технико-экономических показателей работы теплофикационного оборудования тепловых сетей в условиях ТЭЦ – 3 г. Караганды указывает на низкие теплотехнические параметры подогревателей сетевой воды, циркуляционных и сетевых насосов и как следствие на низкие располагаемые напоры у потребителей.

При таких условиях организация технических мероприятий по повышению технико – экономической эффективности работы Карагандинской ТЭЦ – 3 становится наиболее актуальной в рамках решения вопросов по улучшению показателей системы горячего водоснабжения г. Караганды.

Целью данного дипломного проекта является разработка оптимальных гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей, обеспечиваемых горячей водой от ТЭЦ – 3 г. Караганды.

Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи: 1. Изучение существующих гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей от ТЭЦ -3 г. Караганды. 2. Анализ технического состояния теплофикационного оборудования и тепловых сетей в системе горячего водоснабжения от ТЭЦ-3 г. Караганды. 3. Теплотехнический расчет теплофикационного оборудования в условиях ТЭЦ-3. 4. Разработка технических мероприятий по достижению оптимальных гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей для ТЭЦ-3 г. Караганды. 1 Техническое состояние теплофикационного оборудования и тепловых сетей в условиях Карагандинской ТЭЦ - 3 1.1 Принципиальная тепловая схема тепломеханического оборудования Карагандинской ТЭЦ -3 ТЭЦ-3 – круглогодичный источник электрической энергии и тепла, сетевой воды с давлением в подающем трубопроводе 14 ати, в обратном трубопроводе 1 ати, имеет семь котлов БКЗ -420 -140 -5, производительностью 420 т/час, 250 Гкал, давлением острого пара 140 ата, температурой перегретого пара 560°С. КПД станции 98,8%. Расчётный циркуляционный режим 11945 т/ч, подпитка 2800 т/ч. На каждом котле по четыре бункера и по четыре мельницы, пылепроизводительностью 18 т/ч экибастузского угля. В каждом котле расположены четыре двухпоточные горелки.

Марки насосов, установленные на втором подъёме: СЭ-2500/180, с рабочим давлением на входе насосов 8 кгс/см2; электородвигатели типа 2А- 3М-1600/600 у4, 4А-3М31600/600 ухл4, мощностью 1460 кВт, с частотой вращения 2975 оборотов в минуту.

В принципиальной тепловой схеме тепломеханического оборудования ТЭЦ – 3 (рисунок 2): ЦТРП-1 – центральный тепловой распределительный пункт, К/А – котельный агрегат, ЦВД – цилиндр высокого давления, ЦСД – цилиндр среднего давления, ЦНД – цилиндр низкого давления, ПСН – подпорные сетевые насосы первого подъёма, ПСГ - 1,2 – подогреватели сетевые горизонтальные, КЭН – конденсатный электронасос, ПНД – подогреватель низкого давления (4 подогревателя), ПВД – подогреватели высокого давления (3 подогревателя), ПЭН – подогревательный электронасос, ПСВ – подогреватель сетевой воды, СЭН – сетевые электронасосы второго подъёма, АБ – аккумуляторные баки. Тепловая схема ТЭЦ-3 включает шесть насосов подпитки тепловой сети. Деаэраторы ДВ-800 шестиатмосферные в количестве 11 штук, четыре турбоагрегата Т-110/120-130-3, номинальной электрической мощностью 110 МВт, тепловой мощностью 175 Гкал/час, номинальный расход пара 480 т/час, расход пара в конденсатор 18 т/ч, общей мощностью 700 Гкал/час. Имеет в своём составе 8 бойлеров турбин ПСГ, с теплообменной площадью нагрева 2300 м2, и пиковые бойлера в количестве 11 штук с теплообменной площадью 500 м2. Водоснабжение станции осуществляется по двум трубопроводам диаметром 900 и 1000 мм питьевой водой.

Основным топливом является Экибастузский уголь.

Резервное топливо – мазут, который используется для растопки котлов и подсветки при отключении пылесистем.

Запас мазута хранится в трёх баках общей ёмкостью 2100 м3. Годовой расход мазута – 3,701 тыс.тн. или 5041 т.у.т что составляет 0,41% от общего количества условного топлива. 1.2 Схема подключения и техническое состояние теплофикационного оборудования ТЭЦ – 3 С ТЭЦ-3 выходят две очереди, диаметром 1000 мм и 1200 мм, доходят до ЦТРП-1. ЦТРП-1 располагается после ТЭЦ-3, здесь идёт распределение теплоносителя по трём магистралям: М-4А диаметром 1200мм, М-4 диаметром 820мм, М-3 диаметром 800мм. Технологическая схема магистралей приведена на рисунке 1. На ЦТРП-1 установлены три насоса марки 200Д-90, производительностью 594 м3/час, напором водяного столба 35 м, диаметром рабочего колеса 500 мм. Три электродвигателя: два электродвигателя типа М-280М2-4, мощностью 200 кВт, 1480 оборотов в минуту, два электродвигателя типа М-280МL-6, мощностью 132 Квт,1000 оборотов в минуту.

Установленная мощность 532 кВт. На ЦТРП-1 имеются два бака-аккумулятора по 2000 м3 каждый. Теплотрасса М-4 обслуживает зону «Сельмаш», теплотрасса М-3 обслуживает остальные районы Майкудука: микрорайоны 18,19, 1 и 2 кварталы, улицы Белинского, Архитектурная, Щорса, Лихачёва. М-4А проходит транзитом через Майкудук и в П-5 соединяется с М-3. У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-5 на мкр. Степные 1,2,3,4, мкр. 27,28/1,28/2,29, 30. У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-10 на Гульдер,1,2. Далее от ОН-87 проходит М-3б до конечных потребителей улицы Ермекова.

С ТЭЦ-3 выходит ещё одна трасса М-8 диаметром 800мм до Пришахтинска и Сортировки.

Организация, транспортирующая тепловую энергию от источника до потребителя, называется ТОО «Теплотранзит Караганда», которая поддерживает температурный и гидравлический режимы на тепловых сетях и на вводах потребителей.

На тепловых сетях г. Караганды расположены двенадцать магистральных насосных, на одной из которых работают баки-аккумуляторы, предназначенные для поддержания гидравлического режима.

На распределительных тепловых сетях расположены 48 насосных станций, узлов смешивания, ЦТП, которые работают в различных режимах: подмес-подкачка, откачка, подмес-откачка, подкачка. В отопительный период 2010-11г. работали по температурному графику 150/70 0С. Тепловые сети Юго-Востока и центра города имеют кольцевую схему работы, остальные районы радиальную.

На Карагандинской ТЭЦ – 3 основными подогревателями сетевой воды являются ПСГ №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1. Пар на них поступает из теплофикационных отборов турбин, имеющих тепловую мощность 87,5 Гкал/ч при расходе пара на турбину 485т/ч, с параметрами t = 5550С, Р = 130 кгс/см2. Теплопроизводительность отборов ТГ ПСГ и ПСВ - 692 Гкал/ч. Теплопроизводительность ПБ и ПГВ 510 Гкал/ч. Итого расчетная теплопоизводительность теплообменного оборудования ТЭЦ - 1202 Гкал/ч. В котельном цехе ТЭЦ – 3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140, с параметрами пара за котлом t= 5600С, Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч (рисунок 3). 1.3 Температурный и гидравлический режимы тепловых сетей Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ – 3 - 745,88 Гкал/ч, позволяет при циркуляции 11945т/ч и подпитке 2800 т/ч нагреть воду до 1030С при темпертуре наружного воздуха -130С. При дальнейшем понижении температуры наружного воздуха, температура теплоносителя и соответственно температура в помещениях будет снижаться.

Производительность насосного оборудования и пропускная способность теплообменных аппаратов позволит поддерживать циркуляцию 11500 – 12000 т/ч. Увеличение располагаемой мощности станции до 928 Гкал позволит снять данную проблему.

Рисунок 2. Принципиальная схема подключения теплофикационного оборудования ТЭЦ - 3 Рисунок 3. Схема тепловых отборов с турбинной установки Т – 100 – 130 КарТЭЦ -3 Таблица 1 - Фактически исполняемый ТЭЦ-3 температурный график 150/70 0С с учётом ГВС Необходимое тепло для нагрева подпитки до t обратки, Гкал/ч Необходимое тепло для нагрева теплосети с tобр до tпр. по графику, Гкал/ч Необходи-мое тепло для нагрева теплосети по графику, Гкал/ч Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная 8 65,0 42,8 119,784 265,4179 385,2019 7 65,0 42,3 118,44 271,1515 389,5915 6 65,0 41,8 116,928 277,6018 394,5298 5 65,0 41,2 115,444 283,9327 399,3767 4 65,0 40,7 113,988 290,1441 404,1321 3 65,0 40,2 112,504 296,4749 408,9789 2 65,3 39,8 111,496 303,8808 415,3768 1 67,9 40,9 114,408 322,9928 437,4008 0 70,5 41,9 117,264 342,1048 459,3688 -1 73,1 42,9 120,092 361,2168 481,3088 -2 75,7 43,9 122,892 380,3288 503,2208 -3 78,3 44,9 125,636 399,4408 525,0768 -4 80,9 45,9 128,38 418,5528 546,9328 -5 83,5 46,8 131,068 437,6648 568,7328 -6 86,0 47,8 133,728 456,7768 590,5048 -7 88,5 48,7 136,36 475,8888 612,2488 -8 91,1 49,6 138,964 495,0008 633,9648 -9 93,6 50,6 141,568 514,1128 655,6808 -10 96,1 51,5 144,116 533,2248 677,3408 -11 98,6 52,4 146,664 552,3368 699,0008 -12 101,1 53,3 149,156 571,4488 720,6048 -13 103,6 54,2 151,648 590,5608 742,2088 -14 103,5 53,6 149,996 596,4139 746,4099 -15 102,8 52,6 147,308 599,0418 746,3498 -16 102,0 51,7 144,676 601,6697 746,3457 -17 101,3 50,7 142,044 604,2976 746,3416 -18 100,6 49,8 139,44 606,9255 746,3655 -19 99,9 48,9 136,808 609,5534 746,3614 -20 99,2 47,9 134,204 612,1813 746,3853 -21 98,5 47,0 131,628 614,6897 746,3177 -22 97,8 46,1 129,052 617,3176 746,3696 -23 97,1 45,2 126,476 619,9455 746,4215 -24 96,4 44,3 123,9 622,454 746,354 -25 95,7 43,3 121,352 625,0819 746,4339 -26 95,0 42,4 118,804 627,5903 746,3943 -27 94,3 41,5 116,256 630,2182 746,4742 -28 93,6 40,6 113,736 632,6072 746,3432 -29 92,9 39,7 111,188 635,2351 746,4231 -30 92,2 38,8 108,668 637,7436 746,4116 -31 91,5 37,9 106,148 640,252 746,4 -32 90,8 37,0 103,628 642,7605 746,3885 Таблица 2 - Требуемый температурный график с учётом ГВС при располагаемом тепле ТЭЦ - 927,6 Гкал/ч заданной циркуляции 11945 т/ч и подпитке 2800 т/ч. Температура наружного воздуха Температура прямой сетевой воды от ТЭЦ расчётная Т2 обратной сетевой воды расчётная Т3 t смеси 8 65,0 42,9 49,8 7 65,0 42,3 49,4 6 65,0 41,8 49,0 5 65,0 41,2 48,7 4 65,0 40,7 48,3 3 65,0 40,1 47,9 2 65,5 39,9 47,9 1 68,2 41,0 49,5 0 70,8 42,0 51,0 -1 73,4 43,0 52,5 -2 76,0 44,0 54,0 -3 78,6 45,0 55,5 -4 81,1 45,9 56,9 -5 83,7 46,9 58,4 -6 86,3 47,9 59,9 -7 88,8 48,8 61,3 -8 91,3 49,7 62,7 -9 93,8 50,6 64,1 -10 96,4 51,6 65,6 -11 98,9 52,5 67,0 -12 101,4 53,4 68,4 -13 103,9 54,3 69,8 -14 106,3 55,1 71,1 -15 108,8 56,0 72,5 -16 111,3 56,9 73,9 -17 113,7 57,7 75,2 -18 116,2 58,6 76,6 -19 118,6 59,4 77,9 -20 121,1 60,3 79,3 -21 123,5 61,1 80,6 -22 126,0 62,0 82,0 -23 128,4 62,8 83,3 -24 130,8 63,6 84,6 -25 133,2 64,4 85,9 -26 135,6 65,2 87,2 -27 138,0 66,0 88,5 -28 140,4 66,8 89,8 -29 142,8 67,6 91,1 -30 145,2 68,4 92,4 -31 147,6 69,2 93,7 -32 150,0 70,0 95,0 При заданной циркуляции 11945 т/ч, подпитке – 2800 т/ч, температурный график 150/700С – выполним при условии, если на Карагандинской ТЭЦ-3 произведут работы по поднятию располагаемой мощности до установленной.

При этом появится возможность избежать недогревов помещений, а также стабилизировать гидравлический режим тепловых сетей.

Выводы: В данной главе выполнено следующее: 1. Рассмотрена существующая принципиальная тепловая схема (ПТС) подключения теплофикационного оборудования Карагандинской ТЭЦ -3; 2. Выполнен анализ технико – экономической эффективности работы тепловых сетей, обслуживаемых ТЭЦ – 3; 3. Изучен классический температурный график 150/700С, уточнённый с учётом ГВС; 4. Исследован требуемый температурный график с учётом ГВС при располагаемом тепле ТЭЦ - 927,6 Гкал/ч заданной циркуляции - 11945 т/ч и подпитке - 2800 т/ч. 2 Гидравлический и температурный режимы тепловых сетей 2.1 Методы гидравлического расчета тепловых сетей 2.1.1 Задачи гидравлического расчета тепловых сетей Основной задачей гидравлического расчета является определение диаметров трубопроводов, а также потерь давления на участках тепловых сетей. По результатам гидравлических расчетов разрабатывают гидравлические режимы систем теплоснабжения, подбирают сетевые и подпиточные насосы, авторегуляторы, дроссельные устройства, оборудование тепловых пунктов.

Гидравлический расчет тепловой сети производится с целью определения гидравлического сопротивления каждого участка тепловой сети, начиная от источника тепла до самого концевого потребителя. 2.1.2 Расчет потерь давления в тепловой сети. Потери давления на трение и местные сопротивления трубопроводов При движении теплоносителя по трубам полные потери давления ΔР складываются из потерь давления на трение ΔРл (гидравлическое сопротивление стенок трубопровода потоку жидкости или газа) и потерь давления в местных сопротивлениях ΔРм: ΔР = ΔРл + ΔРм . (1) Потери давления на трение ΔРл определяют по формуле ΔРл = RL (2) где R – удельные потери давления, Па/м, определяемые по формуле . (3) В формулах (2), (3) приняты следующие обозначения: λ – коэффициент гидравлического трения; d – внутренний диаметр трубопровода, м; p – плотность теплоносителя, кг/м3; w – скорость движения теплоносителя, м/с; L – длина трубопровода, м. Потери давления в местных сопротивления ΔРм определяют по формуле , (4) где ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Потери давления в местных сопротивлениях определи из выражения , (5) где Lэ – эквивалентная длина местных сопротивлений Lэ = Σξ . (6) Перед выполнением гидравлического расчета разрабатывают расчетную схему тепловых сетей.

На ней проставляют номера участков (сначала по главной магистрали, а потом по ответвлениям), расходы теплоносителя (кг/с или т/ч), длины участков в метрах.

Главной магистралью является наиболее протяженная и нагруженная ветвь сети от источника теплоты (точки подключения) до наиболее удаленного потребителя.

При известном располагаемом давлении ΔРр для всей сети, а также для ответвлений предварительно определяют ориентировочные средние удельные потери давления Rm, Па/м: Rm= . (7) где ΣL – суммарная протяженность расчетной ветви (ответвления), на потери давления в которой используется величина ΔРр; а – коэффициент, учитывающий долю потерь давления в местных сопротивлениях.

Гидравлический расчет выполняют по таблицам и номограммам. Сначала выполняют расчет главной магистрали.

По известным расходам, ориентируясь на рекомендованные величины удельных потерь давления R, определяют диаметры трубопроводов dн *S, фактические удельные потери давления R, Па/м, а также скорость движения теплоносителя w, м/с. Условный проход труб независимо от расчетного расхода теплоносителя должен приниматься в тепловых сетях не менее 32 мм. Скорость движения воды не должна быть более 3,5 м/с. Определив диаметры трубопроводов, находят количество компенсаторов на участках и другие виды местных сопротивлений.

Потери давления в местных сопротивлениях определяют по формуле (5), либо по формуле (6). Затем определяют полные потери давления на участках главной магистрали и суммарные по всей ее длине.

Далее выполняют гидравлический расчет ответвлений, увязывая потери давления в них с соответствующими частями главной магистрали (от точки деления потоков до концевых потребителей). Увязку потерь давления следует выполнять подбором диаметров трубопроводов ответвлений.

Невязка не должна быть более 10%. Если такая увязка невозможна, то излишний напор на ответвлениях должен быть погашен соплами элеваторов, дроссельными диафрагмами и авторегуляторами потребителей.

Таблицы и номограммы гидравлического расчета, приведенные в (7,8,9) составлены для эквивалентной шероховатости труб Кэ = 0,5 мм (рисунок 4). Определение диаметров трубопроводов производится при суммарных зимних расчётных часовых расходах теплоносителя.

Независимо от результатов расчёта наименьшие диаметры труб принимают: для распределительных сетей 40мм и для ответвлений к отдельным зданиям 25мм. Коэффициент шероховатости стенок трубопровода и удельный вес теплоносителя приняты соответственно: . Рисунок 4. Номограмма для гидравлического расчёта трубопроводов водяных тепловых сетей Для выбранных диаметров трубопроводов водяных тепловых сетей в случае необходимости определяют потери давления при расходах воды, отличающихся от расчётных: летних, при максимальном отборе на горячее водоснабжение в двухтрубных сетях при открытой системе и др. Результаты расчётов учитывают при выборе характеристик сетевых и подкачивающих насосов и при разработке гидравлических режимов.

При определении диаметров паропроводов удельные потери давления на трение вычисляют исходя из принятого перепада давлений пара, учитывающего его начальные параметры у источника тепла и заданные – у потребителя. В паропроводах определяется также падение температуры пара, что имеет важное значение при заданной конечной температуре пара у потребителя.

При выборе диаметров сборных конденсаторопроводов удельные потери давления определяют на основе перепада давлений между конденсатоотводчиком и сборным баком конденсата с учётом возможности образования пароводяной 2.2. Расчет пропускной способности трубопроводов водяных, паровых и конденсационных тепловых сетей Потеря давления на участке трубопровода определяется выражением ΔH= Δ , (8) где Δ - потеря давления на трение в кгс/ ; - потеря давления в местных сопротивлениях в кгс/ ; Δh – удельная потеря давления на трение в кгс/ ; – приведённая длина трубопровода в м. Потеря давления на трение вычисляется по формуле Δ , кгс/ , (9) где l – длина участка трубопровода, по плану, в м. Потерю давления в местных сопротивлениях кгс/ (10) где - эквивалентная длина местных сопротивлений в м; υ – скорость теплоносителя в м/с; -9,8 м/ - ускорение свободного падения; - средний удельный вес теплоносителя на рассчитываемом участке трубопровода в кгс/ ; – сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке; - значения коэффициентов для каждого вида местных сопротивлений.

Удельную потерю давления на трение Δh= λ = 0.00638λ , кгс/ (11) где λ – коэффициент гидравлического сопротивления трения; G – расчётный расход теплоносителя на рассчитываемом участке в т/ч; - внутренний диаметр трубы в м. Приведённую длину трубопровода определяют по формуле = + м. (12) Эквивалентную длину местных сопротивлений определяют выражением = м. (13) Сварные стыковые швы труб при подсчёте эквивалентной длины местных сопротивлений не учитываются.

При гидравлических расчетах тепловых сетей внутренний диаметр (м), пропускную способность трубопровода (т/ч), а также скорость теплоносителя (м/с) определяются выражениями = ; (14) G = 12,5 ; (15) υ= 0,354 . (16) В таблице 4 пропускная способность в Гкал/ч дана для чисто отопительной нагрузки.

При турбулентном режиме движения теплоносителя коэффициент гидравлического сопротивления трения λ для стальных труб определяют по формулам: для турбулентного движения в области квадратичного закона при Re≥ по формуле Прандтля-Никурадзе λ = . (17) где: - эквивалентная шероховатость трубы в м; Re – число Рейнольдса; - предельное значение числа Рейнольдса.

Для турбулентного движения в переходной области, при Re< , коэффициент гидравлического сопротивления при трении определяется полуэмпирическим выражением Кольбрука- Уайта &#955; = . (18) Предельное значение числа Рейнольдса, характеризующее границу переходной области и области квадратичного закона есть =560 . (19) График для определения коэффициента сопротивления трения в области квадратичного закона, при Re< . При отсутствии данных о характере и количестве местных сопротивлений на трубопроводе эквивалентную длину местных сопротивлений можно определять приближенно по формуле =&#945; , (20) где &#945; – коэффициент, учитывающий долю падения давления в местных сопротивлениях по отношению к падению давления на трение.

Таблица 3 - Пропускная способность (в т/ч) паропроводов с П-образными компенсаторами при потере давления порядка 1 ат/км с учетом местных сопротивлений (kэ = 0,2 мм). Условный проход труб D y, в мм Параметры пара: Рраб, в кгс/см ; t, в 0С; ,в кгс/м3 Рраб=8 t =250 =3,35 Рраб=13 t =300 =4,98 Рраб=16 t =325 =5,85 Рраб=21 t =350 =7,18 Рраб=36 t =425 =11,79 25 32 40 50 70 80 100 125 0.035 0.06 0.1 0.2 0.45 0.73 1.2 2.2 0.045 0.08 0.13 0.24 0.55 0.9 1.5 2.7 0.05 0.085 0.14 0.26 0.6 0.95 1.6 2.9 0.055 0.095 0.16 0.29 0.67 1.1 1.7 3.2 0.07 0.12 0.2 0.37 0.85 1.3 2.3 4.1 Число Рейнольдса, как безразмерный критериальный параметр, характеризующий режим течения жидкости, определяется геометрическими параметрами трубопровода (характерным размером трубы (м)), молекулярными свойствами жидкости (коэффициент динамической вязкости, плотность теплоносителя) и скоростью течения жидкости по трубе , (21) где коэффициент кинематической вязкости, определяемый коэффициентом динамической вязкости. Рисунок 5 Значение числа Рейнольдса можно определить по номограммам, изображенным на рисунках 6,7. Предельным значениям числа Рейнольдса соответствуют предельные значения скоростей теплоносителей и предельных расходов, которые определяют по формулам: =560 , (22) = 560 * = 15500&#956; , т/ч (23) Отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру трубы называется относительной эквивалентной шероховатостью.

Таблица 4 - коэффициент &#945; для определения суммарных эквивалентных длин местных сопротивлений Типы компенсаторов Условный проход труб D y в мм Знач.коэффициента а Для паропроводов Для водяных тепловых сетей и конденсато-роводов Сальниковые П-образные с гнутыми отводами П-образные со сварными отводами Сальниковые П-образные с гнутыми отводами П-образные со сварными отводами Транзитные магистрали До 1000 300 200-350 400-500 600-1000 0,2 0,5 0,7 0,9 1,2 0,2 0,3 0,5 0,7 1 Разветвленные тепловые сети До 400 450-1000 До 150 175-200 250-300 175-250 300-350 400-500 600-1000 0,4 0,5 0,5 0,6 0,8 0,8 1 1 1,2 0,3 0,4 0,3 0,4 0,6 0,6 0,8 0,9 1 для жидкого теплоносителя (воды) при Рисунок 6. Номограмма для определения числа Рейнольдса При гидравлических расчётах трубопроводов тепловых сетей величину эквивалентной шероховатости принимают: 1) для водяных тепловых сетей = 0,5 мм 2) для паропроводов =0,2 мм 3) для конденсаторопроводов = 1,0 мм Потерю давления на трение и в местных сопротивлениях, а также пропускную способность существующих тепловых сетей с учётом изменения эквивалентной шероховатости в процессе эксплуатации определяют на основании испытаний по формулам: &#916;H = &#916; , кгс/ . (24) G= , т/ч (25) В формулах (24), (25) приняты следующие обозначения: &#916; - полная потеря давления на трение и в местных сопротивлениях в существующих тепловых сетях по данным замеров в натуре в кгс/ ; расход теплоносителя, при котором замеряли потерю давления, в т/ч. 2.3.

Расчетные расходы теплоносителя

Схемы тепловых сетей в зависимости от взаимного размещения источников ... Лучевыми (радиальными) с прокладкой от одного источника тепла отдельны... Вторая схема может быть всегда выпол¬нена без слива воды. При отношении среднечасовой (за неделю) нагрузки горячего водоснабжени... Согласно рисунку 11 принципиальная схема двухтрубной водяной тепловой ...

Эксплуатация тепловых сетей

7 насосов второго подъёма СЭН 2500-180-10. Для обеспечения расхода сетевой воды через ПСГ – 3500т/ч и без кавитац... Линия 1 характеризует изменение температуры сетевой воды в подающем тр... Особого подхода в обеспечении работоспособности требуют инженерные сис... Изложены методы анализа гидравлического и температурного режимов тепло...

Экономическая эффективность предлагаемых мероприятий

Для модели установки пластинчатого теплообменного аппарата типа СВ-76 ... 1386 15735 133555 9831,36 85243 199418 1584983,4 Коэффициент теплопере... В каждом районе перечень газоопасных камер доводится до персонала райо... Запрещается работа в подземном сооружении при уровне воды в нем выше 4... Отключающая арматура и вентили дренажей должны быть обвязаны цепями ил...

Выводы: 1.Численная оценка экономической эффективности мероприятий по регулирования циркуляции и располагаемой мощности теплофикационной части турбоагрегата Т – 100 – 130, в зависимости от температуры наружного воздуха, в расчете на фиксированную тепловую нагрузку, в условиях теплосетей КарТЭЦ – 3 приводит к проведению компьютерных расчетов себестоимости затрат на производство 1 Гдж/ч тепла; 2.Реконструкция установленных на Карагандинской ТЭЦ - 3 бойлерных теплообменников, их замены на пластинчатый теплообменные аппараты обеспечит снижение стоимости затрат на установку и эксплуатацию теплообменника в 20 – 25 раз. Заключение Карагандинская ТЭЦ 3 – тепловая электростанция, работающая на выработку электрической энергии номинальной мощностью 100 МВт, максимальной – 120 МВт, давление и температура свежего пара, по установленным характеристикам – 13 МПа; t = 5550С. Фактические параметры пара, после котла – давление 12,7 Мпа; температура – 5400С. В котельном цехе ТЭЦ – 3 установлены 7 котлов БКЗ – 420 – 140, с установленными параметрами пара за котлом t = 5600С, Р=140 кгс/см2 теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч; фактические параметры пара: расход пара не более 380т/ч; температура пара не более t = 5400С; теплопроизводительность котлов – 221,6 Гкал/ч. 7 х 221,6 = 1551,2 Гкал/ч. В турбинном цехе ТЭЦ – 3 установлено четыре турбоагрегата (ст. № 1,2,3 – Т – 110 – 120 – 130 – 3; ст № 4 – Т – 110 – 120 – 130 – 5), забирающих от котлов 1945 т/ч, 1135 Гкал/ч тепла, тепловая мощность турбин – 692 Гкал/ч. Турбина представляет собой трех цилиндровый одновальный агрегат, состоящий из ЦВД, ЦСД и ЦНД. Общее число ступеней- 27. Турбина имеет 7 отборов пара. Располагаемое тепло ТЭЦ – 3 составляет 745,88 Гкал/ч, что не позволяет качественно снабжать потребителей г. Караганды тепловой энергией.

Увеличение располагаемой мощности Карагандинской ТЭЦ-3 до 999 Гкал позволяет устранить вынужденную срезку на температурном графике при температуре наружного воздуха -130С. На Карагандинской ТЭЦ – 3 основными подогревателями сетевой воды являются ПГС №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1. Пар на них поступает из теплофикационных отборов турбин имеющие тепловую мощность 87,5 Гкал/ч при расходе пара на турбину 485т/ч, с параметрами t = 5550С, Р = 130 кгс/см2. Теплопроизводительность отборов ТГ ПСГ и ПСВ - 692 Гкал/ч. Теплопроизводительность ПБ и ПГВ 510 Гкал/ч. Итого расчетная теплопоизводительность теплообменного оборудования ТЭЦ – 1202 Гкал/ч. При работе к/а № 1, 2, 3, 4, 5, 6 производится пара – 2170т/ч или 1262 Гкал/ч. Перемена в котлах т.е. замена к/а № 5 на 7 увеличения паровой нагрузки не приносит в связи с тем (2210т/ч, 1281 Гкал/ч), что к/а 6 и 7 должны работать на ТГ № 5, а паропровод не рассчитан на пропуск 740 т/ч пара до ТГ № 4 и поэтому котлы запирают друг друга и нагрузки снижаются до 355 &#247; 360т/ч. С ТЭЦ-3 выходят две очереди, диаметром 1000 мм и 1200 мм, доходят до ЦТРП-1. ЦТРП-1 располагается после ТЭЦ-3, здесь идёт распределение теплоносителя по трём магистралям: М-4А диаметром 1000мм, М-4 диаметром 820мм, М-3 диаметром 1200мм. На ЦТРП-1 три насоса марки 200Д-90, производительностью 594 м3/час, напором водяного столба 35 м, диаметром рабочего колеса 500 мм; три электродвигателя (два электродвигателя типа М-280М2-4, мощностью 200 кВт, 1480 оборотов в минуту; два электродвигателя типа М-280МL-6, мощностью 132 Квт,1000 оборотов в минуту). Установленная мощность 532 кВт. На ЦТРП-1 имеются два бака-аккумулятора по 2000 м3 каждый.

Теплотрасса М-4 обслуживает зону «Сельмаш», теплотрасса М-3 обслуживает остальные районы Майкудука: микрорайоны 18,19, 1 и 2 кварталы, улицы Белинского, Архитектурная, Щорса, Лихачёва. М-4А идёт транзитом через Майкудук и в П-5 соединяется с М-3. У ОН-87 с М-3 идёт отпайка М-5 на МКР. Степные 1,2,3,4, МКР. 27,28/1,28/2,29, 30. У ОН-87 с М-3 идёт отпайка М-10 на Гульдер,1,2. Далее от ОН-87 идёт М-3б до конечных потребителей улицы Ермекова. С ТЭЦ-3 выходит ещё одна трасса М-8 диаметром 800мм до Пришахтинска и Сортировки.

Требующие ремонта, или замены кожухо – трубные теплообменники (бойлера), могут быть реконструированы, в условиях Карагандинской ТЭЦ – 3, путем их замены на технически более эффективные пластинчатые теплообменные аппараты.

Эксплуатация пластинчатых теплообменников, в расчете на установленную по температурному графику 150/700С тепловую мощность обеспечит снижение стоимости затрат на установку и эксплуатацию теплообменника в 20 – 25 раз. Заключение: В данной работе: 1. Выполнен анализ технического состояния котельного (7 котлов БКЗ – 420 – 250 – 140) и турбинного (четыре турбоагарегата модели Т – 100 – 130) оборудования теплоэлектростанции ТЭЦ – 3 г. Караганды; 2. Изучена принципиальная схема подключения тепломеханического оборудования существующих тепловых сетей Карагандинской ТЭЦ – 3, откуда установлено, что: - подогрев сетевой воды осуществляется подогревателями ПГС №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1, и при двухуровневом подогреве тепловая мощность теплофикационной установки 175 Гкал/ч, при пропускной способности 4500 ; - из 14 установленных на выходе с ТЭЦ – 3 теплообменников ПБ (ПСВ – 500-14-23) первой и второй очереди, шесть штук в рабочем состоянии, а оставшиеся 8 требуют, либо капитального ремонта (из – за засоленности и механического износа трубок бойлеров), либо реконструкции. 3. Поcкольку, по паспортным данным при давлении сетевой воды на входе в бойлера - 24 кгс/см2 , расход составляет 1500 т/ч, при снижении давления на входе пропускная способность снижается до 1300т/ч. Пропускная способность ПБ – 7800 т/ч (остальные 4000 т/ч приходится байпасировать с потерей температуры смеси после ПБ). Из – за гидравлического сопротивления ПБ 0,8 –1,0 кгс/см2 и гидравлических потерь трубопроводов, на выходе с ТЭЦ - 3 возможно поддерживать давление прямой сетевой воды 12,0 – 13,5 кгс/см2, при циркуляции не более 11500 – 12000т/ч; 4. Сравнение теплотехнических показателей существующих на ТЭЦ – 3 ПБ (ПСВ – 500 – 14 – 23) и технически более эффективных пластинчатых теплообменников (СВ – 76), в расчете на располагаемую тепловую мощность ТЭЦ- 3 (745, 88 Гкал/ч, по температурному графику 110/70; 734 Гкал/ч, по графику теплосетей 150/70), показывает, что реконструкция бойлеров, путем их замены на пластинчатые теплообменники дает увеличение коэффициента теплопередачи в 7 – 8 раз, снижение металлоемкости в 20 - 25 раз. Поэтому, достижение номинальной пропускной способности теплообменников на выходе в теплосети - 13381 т/ч (располагаемое тепло ТЭЦ 745, 88 Гкал/ч, присоединенная нагрузка – 764,7 Гкал/ч), можно обеспечить техническими мероприятиями по замене бойлеров (ПБ) на теплообменники пластинчатого типа; 5. Из анализа зависимости расчетной тепловой мощности от расчетной циркуляции по температурному графику 150/700С, при существующей гидравлической схеме теплосетей КарТЭЦ – 3, установлено, что график 150/700 выполняется при температуре наружного воздуха t = - 320С, если тепловая мощность станции составит 928 ГКал Список использованной литературы 1. Антонов Е. А. Повышение надежности тепловых сетей// Электрические станции. 1978 №1. С.36-39 2. Витальев В.П. Бесканальные прокладки тепловых сетей.

М.: Энергоатомиздат 1983, 3. Инструкция по эксплуатации тепловых сетей.

М.: Энергия, 1992 4. Инструкция по учету отпуска тепла электростанции и предприятиями тепловых сетей.

М Энергия 1998. 5. Инструкция по установке индикаторов коррозии и метод их обработки 6. Кулаков Н.Г Бережков И.А. Справочник по эксплуатации систем теплоснабжения.

Киев: Будивильник, 197. 7. Мадорский Б.М Шмидт В.А. Эксплуатация центральных тепловых пунктов, систем отопления и горячего водоснабжения.

М.: Стрйиздат,1971 8. Манюк В.И. Каплинский Я.И. Справочник по наладке и эксплуатации водяных тепловых сетей.

М Стройиздат 1982г. 9. Николаев А.А. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. 1980г. 10. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанции и тепловых сетей.

Алматы 1995г. 11. Панин В.И. обслуживания коммунальных котельных и тепловых сетей.

Учебное пособие 1970г. 12. Правила технической эксплуатации электрических станций и тепловых сетей.

РК.РД34РК20-501-02 13. Переверзев В.А. Шумов В.В. Справочник мастера тепловых сетей изд. второе перераб.

Ленинград Энергоиздат.

Ленинградское отделение 1987г. 14. Строительные нормы и правила СНиП 3.05.0385 «Тепловые сети» Госстрой СССР. – ЦИТП Госстроя СССР 1986-32с 15. Сканави А.Н. Конструирование и расчет систем водяного и воздушного отопления зданий 2-е изд М.: Стройиздат, 1983 304с. 16. Сканави А.Н. Махов Л.М. Отопление Учебник для вузов.

Москва издательства АСБ 2002г 17. Ткачук А.Я. Система отопления: Проектирование и эксплуатация – Киев Будивильник, 1985 136с 18. Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей коммунального теплоснабжения.

Согласовано Госэнергонадзораром Минэнерго России (02.10.00 №32-01-02/25) 19. Тихомиров А.К. Теплоснабжения района города: учебное пособие А.К. Тихомиров. – Хабаровск: Издательство Тихоокеан, гос. ун-та 2006-135с 20. «Паровые и газовые турбины» П.Н.Шляхин.

М (Энергия), 1974г. 21. «Тепловые электрические станции» В.Я.Рыжкин. М Энергоатомиздат, 1987г. 22. «Вспомогательное оборудование тепловых электростанций» Л.И.Другов, В.Н.Сорокин.

М (Высшая школа), 1968г. 23. «Правила техники безопасности» Министерство энергетики и электрификации СССР. М Энергоатомиздат, 1984г. 24. Паровые и газовые турбины: учебник для вузов/ М. А. Трубилов, Г. В. Арсеньев, В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. ил. 25. Вукалович М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара М.: Энергия, 1969 500 с. 26. Бененсон Е. И Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина 2-е изд перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 272 с.: ил. 27. Инструкции по эксплуатации оборудования ТЦ ТЭЦ-3 28. СНиП РК 4.02-42-2006 «Отопление, вентиляция и кондиционирование».