Проект источника теплоснабжения для промышленного предприятия и жилого района расположенных в Ир

Курсовая работа

По курсу: “Теплоэнергетические системы и энергетический баланс”

Проект источника теплоснабжения для промышленного предприятия и жилого района расположенных в Иркутской области

Оглавление

1. Исходные данные для проектирования энергоисточника

2. Климатологические характеристики района сооружения энергоисточника (город Иркутск)

3. Расчет тепловых нагрузок

3.1 Технологическая тепловая нагрузка

3.2 Отопительная тепловая нагрузка

3.3 Расчет вентиляционной нагрузки

3.4 Расчет нагрузки ГВС жилищно-коммунального сектора

3.5 Сводная таблица тепловых нагрузок и годовых расходов теплоты

4. Предварительный выбор основного оборудования по вариантам ТЭЦ и производственной котельной

5. Технико-экономическое сравнение при выборе источников теплоснабжения

5.1 Расчет капитальных вложений по вариантам

5.2 Расчет годовых расходов топлива по вариантам

5.3 Расчет годовых издержек по вариантам

5.4 Расчет приведенных затрат по вариантам

6. Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения

7. Выбор метода центрального регулирования отпуска теплоты

8. Расчет расхода сетевой воды и определение диаметра магистрального трубопровода

9. Принципиальная схема ТЭЦ

10. Выбор вспомогательного оборудования

10.1 Выбор сетевых подогревателей

10.2 Выбор сетевых насосов

10.3 Выбор РОУ

10.4 Выбор деаэраторов

Список использованной литературы

Нагрузка энергоисточник тепловая вентиляция

1. Исходные данные для проектирования энергоисточника

1. 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 поселка n, тыс. чел………………………..30
4. Объем отапливаемых производственных помещений Vпр, тыс. м3 .140

2. Климатологические данные района строительства

1. Продолжительность отопительного периода……………No =241 сут.
2. Расчетная температура для систем отопления…………Tр. о =-38 о С
3. Расчетная температура для систем вентиляции………..Tр. в =-25 о С
4. Средняя температура холодного месяца………………..Tср. хм =-20,9о С
5. Средняя температура отопительного периода………….Tср. оп =-8,9 о С

3. Расчет тепловых нагрузок

3.1 Технологическая тепловая нагрузка

Годовой расход пара при заданной 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 потребление теплоты на производственные нужды

.

3.2 Отопительная тепловая нагрузка

3.2.1 Тепловая нагрузка жилых и общественных зданий

Максимальный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий

,

Где f – обеспеченность населения жилой площадью, f=12 м2 /чел;

Qo =90-2∙tр. о =90-2∙(-38)=166 Вт/(м2 ∙чел) – удельный тепловой поток;

M – численность населения;

.

Тепловая нагрузка отопления в режиме самого холодного месяца

,

Где tвн – температура воздуха внутри помещения, о С;

.

Тепловая нагрузка отопления в средне-отопительном режиме

.

3.2.2 Тепловая нагрузка отопления промышленных зданий

,

Где – удельный тепловой поток на отопление производственных зданий, Вт/(м2 ∙К).

;

.

Теплова нагрузка отопления промышленных помещений в режиме самого холодного месяца

,

Где – температура воздуха внутри производственного помещения, о С;

.

Теплова нагрузка отопления промышленных помещений в средне – отопительном режиме

.

3.2.3 Годовые расход теплоты:

– на отопление жилых и общественных зданий

.

– на отопление производственных зданий

,

Где kсм – коэффициент снижения нагрузки, для трех смен kсм =1;

.

3.3 Расчет вентиляционной нагрузки

3.3.1 Тепловая нагрузка вентиляции общественных зданий

Максимальный тепловой поток на вентиляцию общественных зданий

.

Тепловая нагрузка на вентиляцию для режима самого холодного месяца

,

Где tвн -температура воздуха в общественных зданиях, о С;

.

Тепловая нагрузка на вентиляцию для средне-отопительного режима

.

3.3.2 Тепловая нагрузка вентиляции производственных зданий

Максимальный тепловой поток на вентиляцию производственных зданий

,

Где =0,1÷1 Вт/(м3 ∙К) – удельный тепловой поток на вентиляцию производственных зданий;

.

Тепловая нагрузка на вентиляцию в режиме самого холодного месяца

.

Тепловая нагрузка на вентиляцию для средне-отопительного режима

.

3.3.3 Годовые расходы теплоты:

– на вентиляцию общественных зданий

.

– на вентиляцию производственных зданий

.

3.4 Расчет нагрузки горячего водоснабжения жилищно-коммунального

Сектора

Средняя нагрузка на ГВС

,

Где qгвс – удельный тепловой поток, Вт/чел;

,

Где a – норма расхода горячей воды общественного сектора, а=20 л/сут;

B – норма расхода горячей воды жителями, b=110 л/сут;

с – теплоемкость воды, с=4,186 кДж/(кг∙К);

Tг – температура горячей воды, tг =55 о С;

Tх – температура холодной воды, tх =5 о С;

;

.

Максимальный расход теплоты на ГВС:

,

Где ксут – коэффициент суточной неравномерности;

Кнед – коэффициент недельной неравномерности.

МВт.

Годовой расход теплоты на ГВС жилого поселка

,

Где tхл – температура холодной воды летом, tхл =15 о С;

Tхз – температура холодной воды зимой tхз =5 о С;

ГДж.

3.5 Сводная таблица тепловых нагрузок и годовых расходов теплоты

Наименование

Нагрузки

Теплоноси-тель и его параметры

Ед.

Изм

Величина нагрузкиГодовой расход тепла ГДж

Max

Зимний

Сам. хол

Месяца

Средне-

Отопит.

Лет-ний
1ТехнологическаяПар, Р=10атаТ/ч13013013091

426,254×103

Т/год

963,334-103
2Промышленное отопление и вентиляцияПар, Р=5атаТ/ч7,0835,6243,696055,446×103
МВт4,953,9332,5830
3Отопление и вентиляция жилых и общественных зданий

Вода

150/70 ºС

МВт82,1759,40341,7570837,991×103
4ГВС жилых и общественных зданийВода, 55 ºСМВт9,4479,4479,4476,046253,649×103
IВсего по паруПар, Р=10атаТ/ч137,08135,62133,7911018,78×103
IIВсего по горячей воде

Вода

(150/70) ºС

МВт91,6268,8551,26,0461091,64×103
Т/ч146,86110,3782,089,69

4. Предварительный выбор основного оборудования по вариантам ТЭЦ

И производственной котельной

Выбор основного оборудования по вариантам ТЭЦ и производственной котельной делается исходя из номенклатуры выпускаемого заводами энергетического оборудования.

Паровые турбины ТЭЦ выбираются по среднеотопительному режиму таким образом, чтобы их номинальная мощность обеспечивала покрытие:

А) технологической нагрузки;

Б) отопительной нагрузки и нагрузки ГВС ЖКС;

В) электрической конденсационной нагрузки.

Выбор паровых котлов по варианту производственной котельной производится по нагрузкам в максимально-зимнем режиме с таким расчетом, чтобы при выходе из строя одного, самого мощного котла, оставшиеся в работе покрывали нагрузку самого холодного месяца.

Выбор паровых турбин по варианту ТЭЦ представлен в таблице 4.1.

Выбор паровых и водогрейных котлов по варианту производственной котельной представлен в таблице 4.2.

Таблица 4.1. – Баланс нагрузок для выбора паровых турбин по варианту ТЭЦ.

Статья балансаНагрузка в среднеотопительном режиме
Dпр, т/чDо, т/чNкон, МВт
Нагрузка133,782,0810

Покрытие:

ПР – 25 – 90/10/0,9

ПТ – 25 – 90/10

60

70

63

50

0

25

Итого:13011325

Принимаем к установке одну турбину ПР – 25 – 90/10/0,9 и одну турбину ПТ – 25 – 90/10.

Таблица 4.2. – Баланс нагрузок паровых и водогрейных котлов по варианту котельной.

Статья балансаDпр, т/чDо, Гкал/ч

Максимально-

Зимний

Самого холодного

Месяца

Максимально-

Зимний

Самого холодного

Месяца

Нагрузка137,08135,627959,35

Покрытие:

4×Е – 50 – 14ГМ

4×КВ – ГМ – 20

200

150

80

60

Итого:2001508060

Принимаем к установке четыре паровых котла Е – 50 – 14ГМ и четыре водогрейных котла КВ – ГМ – 20.

5. Технико-экономическое сравнение при выборе источников

Теплоснабжения

5.1 Расчет капитальных вложений по вариантам

Капитальные затраты на сооружение энергоисточника обычно вычисляются после разработки технического проекта и приводятся в специальной литературе. Для предварительного выбора варианта расчет капиталовложений и эксплуатационных издержек могут быть выполнены на основании удельных показателей энергоисточников, полученных в результате статистической обработки данных по ранее выполненным проектам специальными проектными институтами.

5.1.1 Капиталовложения в строительство ТЭЦ определяются пропорционально мощности установленного оборудования.

Ктэц =ктэц ∙Nтэц -r,

Гдектэц – удельные капиталовложения на единицу мощности, принимаем

Ктэц =250 руб/кВт;

Nтэц – установленная мощность турбоагрегатов на ТЭЦ, кВт;

R – районный коэффициент;

Ктэц = 250∙25000-1,3= 8,125 млн. руб.

5.1.2 Капиталовложения в строительство КЭС

Ккэс =ккэс ∙Nкэс ×r,

Гдеккэс – удельные капиталовложения на единицу мощности, принимаем

Ккэс =120 руб/кВт;

Nкэс – установленная мощность КЭС, Nкэс = 25000кВт;

Ккэс = 120∙25000-1,3= 3,9 млн. руб.

5.1.3 Капиталовложения в ЛЭП

Клэп =, руб.

Гдеd- удельные капиталовложения на сооружение ЛЭП, руб./МВт,

Принимаем d =10000 руб/MВт;

Lлэп – длина ЛЭП, принимаем Lлэп =400 км;

А – коэффициент пропорциональности, руб./(А∙км),

Принимаем а=20 руб./(А∙км);

U – напряжение на ЛЭП, кВ, принимаем U=500 кВ;

Клэп = Млн. руб.

5.1.4 Капитальное вложение в строительство производственно –

Отопительной котельной

Стоимость принимается пропорционально тепловой мощности установленных паровых и водогрейных котлов.

,

Где и – удельные капиталовложения в паровые и водогрейные

Котлы, тыс. руб./МВт, принимаем тыс. руб./МВт, тыс. руб./МВт;

– мощность установленных в котельной паровых и водогрейных котлов, МВт;

млн. руб.

5.1.5 Доля издержек на амортизацию и ремонт

A = 1/Тсл,

Где Тсл – срок службы оборудования, принимаем Тслтэц = 25 лет, котельной

Тслкот = 15 лет;

Aтэц = 1/25 = 0,04; aкот = 1/15 = 0,07.

5.1.6 Эффективность затрат

E = 1/Ток =1/7=0,143,

Где Ток = 7лет – срок окупаемости.

5.1.7 Дополнительные капиталовложения в расширение топливной базы

КТБ =р∙∆В

Где р – удельные капиталовложения в расширение топливной базы,

принимаем р = 50 руб./т топлива в год

КТБ =50∙40,62∙103 =2,031 млн. руб.

5.2 Расчет годовых расходов топлива по вариантам

5.2.1 Годовой расход условного топлива в котельной

Годовой расход условного топлива в котельной рассчитывается исходя из удельных расходов условного топлива на получение пара и горячей воды:

Где и – годовые расходы теплоты паровыми 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 расход условного топлива на КЭС

Годовой расход условного топлива на КЭС определяется пропорционально выработке электроэнергии и удельному расходу условного топлива на выработку 1 кВт∙ч.

Вкэс =bкэс ∙Wкэс;

Wкэс =(1+Сэ )Wтэц,

Где Сэ – коэффициент, учитывающий потери электроэнергии на транспортировку и трансформацию, 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∙103 т у. т./год.

5.2.3 Годовой расход условного топлива на ТЭЦ

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из расхода топлива на выработку электроэнергии и расхода топлива на выработку теплоты. Определение расходов топлива по видам продукции в комбинированном процессе ТЭЦ один из сложнейших вопросов.

Распределение годового расхода топлива по видам продукции рассчитывается по эксергетическому методу:

,

Где bэ, bп, bо – удельные расходы топлива.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии

;

=0,31,

Где – КПД цикла Ренкина,

Где Токр = 305 К- температура окружающей среды;

Т`св = 582 К- температура насыщенного пара;

кг у. т./кВт∙ч;

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты, отпускаемой паротурбинной установкой:

,

Где ψ – коэффициент трансформации теплоты свежего пара в теплоту отборного пара.

ψп =ηсв /ηп ;ψо =ηсв /ηо.

Коэффициент трансформации тепла показывает, сколько единиц теплоты низкого потенциала получается при обратимой трансформации теплоты высокого потенциала.

ψп =1,4; ψо =2,45;

кг у. т./ГДж;

кг у. т./ГДж;

Годовая выработка электроэнергии на тепловом потреблении производственным и отопительным потоками пара:

, кВт∙ч,

Где ηoi – относительный внутренний КПД турбоустановки... = 0,8;

W – доля выработки электроэнергии на тепловом 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 перерасход условного топлива по варианту КЭС и котельной по сравнению с ТЭЦ

;

т у. т./год.

5.3 Расчет годовых издержек по вариантам

5.3.1 Годовые издержки на топливо 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 на топливо для котельной

;

млн. руб/год.

5.3.3 Годовые издержки на топливо для КЭС

;

млн. руб/год.

5.3.4 Годовые издержки на заработную плату по вариантам

Годовые издержки на заработную плату принимаются исходя из среднегодовой зарплаты на одного человека в данной отрасли и количество персонала обслуживающего энергоустановку без учета ремонтного персонала.

; ,

Где d ≈ 1 – дополнительная оплата (пенсионный фонд, фонд занятости, фонд социального страхования и т. д.);

Р – средняя годовая зарплата в отрасли, руб./(чел∙год),

Принимаем Р = 1500 руб./(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.

5.4 Расчет приведенных затрат по вариантам

5.4.1 Приведенные затраты по 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 отчислений на полное восстановление основных фондов;

,

Где Там = 40 лет – срок амортизации;

ε – уровень эффективности инвестиций;

ε =,

Где Ток = 7 лет – срок окупаемости;

ρ – доля отчислений на капитальный и текущий ремонт основных производственных фондов;

ρ =

Где Тсл = 20 лет – срок службы

Зтэц =(0,025+0,14+0,05)∙8,125 + 4,128 + 1,35= 7,22 млн. руб./год.

5.4.2 Приведенные затраты по варианту котельной

Зкот =(α + ε + ρ)∙(Ккот +Клэп )+ ++Иотсн,

Где – годовые издержки на покупку 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, по приведенным затратам, строительство ТЭЦ выгоднее:

В результате технико-экономического расчета по приведенным затратам вариант ТЭЦ выгоднее, поэтому в качестве проектируемого источника энергоснабжения жилого поселка и промышленного предприятия выбираем производственную ТЭЦ.

6. Выбор системы теплоснабжения и схема присоединения

Подогревателей горячего водоснабжения

Согласно СНиП для системы теплоснабжения должна применяться двухтрубная водяная тепловая сеть с перегретой водой и расчетной температурой в подающем трубопроводе 150 °С, а в обратном – 70°С. По условиям качества подпиточной воды, которая имеет высокое содержание солей кальция и магния, применяется закрытая тепловая сеть.

Закрытая тепловая сеть имеет преимущества:

1. Стабильное качество горячей воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, одинаковое с качеством водопроводной воды;

2. Гидравлическая изолированность воды, циркулирующей в тепловой сети;

3. Простота контроля герметичности системы по величине подпитки;

4. Простота санитарного контроля местных установок горячего водоснабжения.

Недостатки закрытой тепловой сети:

1. Сложность эксплуатации в абонентских вводах из-за подогревателей горячего водоснабжения;

2. Коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды;

3. Выпадение накипи в подогревателях и системах горячего водоснабжения при повышенной жесткости водопроводной воды.

Схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения.

В закрытых тепловых сетях возможна комбинация установок отопления и горячего водоснабжения, которая позволяет снизить потребление горячей воды абонентами, т. е. снизить расчетный расход воды в тепловой сети, уменьшить диаметры трубопроводов тепловых сетей, а следовательно и капиталовложения.

Выбор схемы присоединения установки ГВС к отопительной установке на абонентском вводе производится в зависимости от относительной величины нагрузки ГВС по сравнению с отопительной нагрузкой.

Qгвс /Qo = 20,88/74,7 = 0,28<0,6

Принимаем к установке двухступенчатую последовательную схему, которая приведена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1. Двухступенчатая последовательная схема присоединения установки ГВС.

7. Выбор метода центрального регулирования отпуска теплоты

Согласно СНиП, в двухтрубных тепловых сетях должно применяться центральное качественное регулирование отпуска тепла по температуре наружного воздуха с поправкой на силу ветра. При соотношении нагрузок отопления и ГВС:

= 9,447/74,7 = 0,13 < 0,15,

Применяется график центрального регулирования по отопительной нагрузке.

8. Расчет расхода сетевой воды и определение диаметра

Магистрального трубопровода

Для определения диаметра магистральных трубопроводов необходимо вычислить расчетный расход сетевой воды, который в закрытых тепловых сетях является постоянным для всех режимов работы. Величина расхода сетевой воды зависит от способа присоединения и метода центрального регулирования отпуска тепла. При центральном регулировании по отопительной нагрузке расчетный расход сетевой воды определяется по формуле:

Gp =Go + Gв +0,6-,

Где Go, Gв – расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию, кг/с.

– средний расход воды на ГВС, кг/с;

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию

; ,

Где с – теплоемкость воды, кДж/(кг∙о С), принимаем с = 4,19 кДж/(кг∙о С);

τ1р, τ2р – расчетные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха на отопление, о С;

– расчетные температуры в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха на вентиляцию, о С;

кг/с; кг/с;

Расход воды на ГВС

,

Где – температура сетевой воды в подающем и обратном трубопрово-дах в точке излома температурного графика центрального регулирования;

– температура воды за подогревателем первой ступени;

о С;

Кг/с.

Расход сетевой воды

Gp = 222,85 + 28,3 + 0,6-30,55 =269,48, кг/с.

По расчетному расходу сетевой воды Gp = 269,48 кг/с и давлению потерей Rл = 80 Па/м по номограмме для гидравлического расчета выбираем для магистрального трубопровода трубу диаметром d = 406 мм.

Скорость воды wв = 2 м/с.

Действительное линейное падение давления Rл =80 Па/м.

9. Принципиальная схема ТЭЦ

Составление принципиальной схемы производится на основании стандартных тепловых схем турбоустановок, которые разработаны заводами выпускающие конкретный тип паровой турбины.

В принципиальной схеме должна быть предложена установка для отпуска сетевой воды, схема выработки производственного пара, схема утилизации, продувки паровых котлов.

ПТС отражает в графическом виде технологический процесс выработки тепла (горячей воды и пара) и электроэнергии.

Рисунок 9.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

10. Выбор вспомогательного оборудования

10.1 Выбор сетевых подогревателей

Выбор сетевых подогревателей производится по двум параметрам: расчетной площади поверхности и расходу сетевой воды. Расход воды должен быть близким к номинальному, так как он определяет коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи. Выбор сетевых подогревателей производится по максимальной тепловой нагрузке, которая имеет место для пиковых подогревателей в максимально-зимнем режиме, а для основных – когда пиковые подогреватели отключены, а сетевая вода основных подогревателей имеет максимальную температуру.

Расчетная нагрузка основных подогревателей:

МВт;

Поверхность теплообмена основного подогревателя:

,

Где к -коэффициент теплопередачи, Вт/(кг∙К), принимаем к = 3300 Вт/(кг∙К);

Z – количество основных подогревателей, принимаем z = 3 шт.;

∆tср – среднелогарифмический температурный напор;

;

м2 .

Расход воды через основной подогреватель:

м3 /с = 334 м3 /ч.

Принимаем к установке три основных сетевых подогревателя типа ПСВ-200-7-15 с площадью теплообмена 200 м2 и расходом 400 м3 /ч каждый.

Расчетная нагрузка пиковых подогревателей:

МВт.

Поверхность теплообмена пикового подогревателя:

.

Гдек -коэффициент теплопередачи, Вт/(кг∙К), принимаем

К = 3300 Вт/(кг∙К);

Z – количество пиковых подогревателей, принимаем z= 2 шт.;

∆tср – среднелогарифмический температурный напор;

;

м2 .

Расход воды через пиковый подогреватель:

м3 /с = 515 м3 /ч.

Принимаем к установке два пиковых сетевых подогревателя типа ПСВ-200-7-15 с площадью теплообмена 200 м2 и расходом 800 м3 /ч каждый.

10.2 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы выбираются по двум параметрам:

1) расчетному расходу сетевой воды;

2) напору, который необходим для преодоления гидравлических сопротивлений подающего и обратного трубопроводов в теплосети, пиковых и основных сетевых подогревателей и коллекторов.

Количество и единичную мощность сетевых насосов определяют исходя из условия экономичной работы насосов в течение года.

В летний период целесообразно применять летний насос малой производительности.

Режим работы насоса всегда определяется совмещением рабочих характеристик насоса и сети.

10.3 Выбор РОУ

РОУ используется для резервирования производственных отборов турбин и их постоянная работа нецелесообразна. Выбираются по общей потребности производства в паре, устанавливаются в количестве двух штук, без резерва. При общей потребности производства в паре 137,1 т/ч принимаем две РОУ 80/10. Покрытие – 160 т/ч.

10.4 Выбор деаэраторов

Для деаэрации подпитки теплосети применяются деаэрационные колонки атмосферного типа с давлением греющего пара 1,2 ата. Деаэрационные колонки устанавливаются на аккумуляторных баках по 1 – 2 штуки. Емкость аккумуляторных баков должна хранить пятнадцатиминутный запас деаэрируемой воды. Аккумуляторные баки устанавливаются в количестве не менее двух, без резерва, но заполняются водой на 80 %.

По расходу подпиточной воды тепловой сетиGпод = 14,94 кг/с =53,78 т/чпринимаем к установке две деаэрационные колонки производительностью 50т/ч каждая, установленных на аккумуляторных баках.

Аккумуляторные баки должны хранить 15 минутный запас деаэрированной воды.

15 минутный запас:

.

Принимаются к установке 2 аккумуляторных бака емкостью по 25 м3 .

Список использованной литературы

1. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – 7-е изд., стереот. – М.: Издательство МЭИ, 2001. – 472 с., ил.

2. Наладка и эксплуатация водяных и тепловых сетей: Справочник (В. И. Манюк, Э. Б. Хит, А. И. Манюк). – М.: Стройиздат, 1988. – 432 с.

3. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В. Я. Гришфельда. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.: ил.


Зараз ви читаєте: Проект источника теплоснабжения для промышленного предприятия и жилого района расположенных в Ир