Дубинин А.М. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий

Подождите немного. Документ загружается.

131

сетевых подогревателей, позволяющая увеличить коэффициент

теплопередачи в 1,4 раза, дает уменьшение недогрева сетевой воды до

температуры насыщения и позволяет понизить давление (а следовательно и

температуру) пара в сетевых подогревателях при передаче одной и той же

мощности. Эти мероприятия также увеличивают экономию топлива при

комбинированной выработке электроэнергии.

ТЭЦ в течение года вырабатывает

электрическую энергию не только

комбинированным методом, а так же и на конденсационном потоке пара. В

этом случае ТЭЦ проигрывает в расходе топлива перед мощными

конденсационными электрическими станциями, где параметры острого пара

выше, есть промежуточный перегрев пара и значительно большее

количество регенеративных отборов пара.

мэгк

iк

конд

ηηηη

123,0

=в – для ТЭЦ

мэгк

iк

конд

ηηηη

123,0

∗

в – для КЭС

Поскольку в

∗

iк

η для КЭС значительно больше

iк

η для ТЭЦ, то

конд

в >>

∗

конд

в . Здесь ТЭЦ проигрывает в экономии топлива на величину,

кг у.т / год,

(

)

∗∗

−

Δ ЭввВ

кондкондконд

Здесь

∗∗

– выработка электрической энергии на ТЭЦ конденсационным

потоком пара (пара, идущего после турбины в конденсатор).

Анализ изменений в тепловой схеме ТЭЦ методом коэффициента

ценности теплоты отборов пара ПТУ.

Любое изменение в тепловой схеме ТЭЦ, приводящее к изменению

тепловой мощности в данной точке схемы на величину

ΔQ

, кВт, изменяет

мощность парогенератора на величину

ΔQ

пг

(

)

∑

iпг

132

Здесь

ξ – коэффициент ценности теплоты отбора, в котором происходит

изменение. Знак «+» означает перерасход мощности или ухудшение

процесса; знак «-» означает экономию тепловой мощности и топлива в

парогенераторе. Условие метода – мощность на электрогенераторе

поддерживается постоянной

= const.

(

)

[

]

YKY

−

ξ 11

Y – коэффициент недовыработки мощности в турбине паром i-го отбора.

(

)

()

ко

кi

′′

−

′′

′

−

′

= ,

где

′′

– энтальпии острого пара перед турбиной, в отборе и в

конденсаторе, кДж / кг;

К – коэффициент, характеризующий совершенство

тепловой схемы ТЭЦ

оо

ко

′

−

′′

′

−

′

= .

Здесь

′

– энтальпии кипящей воды в барабане парогенератора и

конденсата в конденсаторе ПТУ.

Изменение расхода топлива в парогенераторе

(

)

(

)

пг

рпг

η/ QQВ

Δ .

Применим данный метод к определению изменения расхода топлива

на парогенераторе при отключении отбора пара на подогреватель высокого

давления.

Дано: параметры острого пара перед ПТУ

, t

, МПа, °С; внутренний

относительный кпд турбины –

; давление насыщения в питательном

деаэраторе

д1

, МПа; температура питательной воды t

пв

; расход питательной

воды

пв

, кг / с; η

пг

– кпд парогенератора, теплота сгорания топлива;

кДж / кг, давление в конденсаторе –

Определить изменение расхода топлива в парогенераторе методом

коэффициента ценности теплоты регенеративных отборов ПТУ ТЭЦ при

работе на конденсационном режиме при отключении п. в. д.

133

Задача решается с использованием диаграммы h - S для водяного пара.

Необходимо построить процесс истечения пара в турбине. Найти

энтальпии: острого пара

′′

(по Р

и t

); адиабатное теплопадение в турбине

ад

′′

∗

′′

h , действительное теплопадение Н

= Н

ад

, энтальпию пара в

конце действительного истечения

док

Нhh

−

′

; (

∗

′

h – энтальпия пара в конце

адиабатного теплопадения, кДж / кг).

Найдем температуру насыщения в пвд

(

)

C3 ,

пвн.пвд

=Δ

tttt , по

таблицам [7] находим

н.пвд

. Давление в отборе на п. в. д. с учетом потерь

пвд

= 1,08Р

н.пвд

. Находим точку пересечения изобары Р

пвд

с действительным

процессом истечения пара в турбине, снимаем значение энтальпии

пвд

′

Давление в отборе на питательный деаэратор

д1

= 1,08Р

н.д1

. Находим на

диаграмме точку пересечения изобары

д1

с линией действительного

истечения пара в турбине. Снимаем энтальпию

′

Определяем коэффициент совершенства тепловой схемы ТЭЦ:

оо

ко

′

−

′′

′

−

′

= ,

коэффициенты недовыработки мощности паром отбора на п. в. д.:

(

)

()

ко

кпвд

пвд

′′

−

′′

′

−

′

и паром отбора на питательный деаэратор

(

)

()

ко

кД1

Д1

′′

−

′′

′

−

′

= .

Рассчитываем коэффициенты ценности теплоты отбора пара на п. в. д.:

(

)

[

]

пвдпвдпвд

11 YKY

−

=ξ

отбора пара на питательный деаэратор:

(

)

[

]

д1д1д1

11 YKY

−

=ξ .

Коэффициент ценности теплоты экономайзера парогенератора

эко

= 1.

При отключении пвд будут такие изменения:

134

1. Питательная вода будет подогреваться не в п. в. д., а в экономайзере,

что потребует дополнительного расхода мощности парогенератора в

количестве: +

эко

⋅(ΔQ

пвд

), где (ΔQ

пвд

) = G

пвд

⋅4,19(t

пв

- t

н.д1

Конденсат греющего пара из п. в. д. не поступит в питательный

деаэратор. Это увеличит расход пара на питательный деаэратор и

уменьшит расход пара в конденсатор, увеличит удельную выработку

электроэнергии на внутреннем тепловом потреблении и кпд цикла

Ренкина, уменьшит мощность парогенератора при

= const на

величину, кВт

–

д1

⋅(ΔQ

к.пвд

)

Здесь

()

н.д1н.пвд

н.пвдпвд

пвд

к.пвд

′

−

′

−

′′

=Δ

При включенном пвд:

эко

⋅ΔQ

пвд

= 0

–ξ

пвд

⋅ΔQ

пвд

+ξ

пвд

⋅ΔQ

к.пвд

Перерасход мощности в парогенераторе при отключенном пвд равен

()

−

⋅

−

Δ⋅+=Δ±=Δ

∑

к.пвдд1пвдэкоiiпг

ξξξ QQQQ

к.пвдпвдпвдпвд

ξξ QQ Δ⋅

⋅

Перерасход топлива, кг / с, в парогенераторе составит величину:

(

)

пг

рпг

ηQQВ Δ=Δ

Оптимальное распределение теплофикационных нагрузок между

параллельно работающими ПТУ на ТЭЦ.

При нагружении ТЭЦ отопительной нагрузкой при понижении

температуры наружного воздуха в первую очередь нагружают ПТУ с

минимальным коэффициентом ценности теплоты теплофикационного отбора

-1

. После полной загрузки теплофикационного отбора указанной турбины

начинают загружать отбор другой турбины, у которой

т2

> ξ

т1

и так далее

загружают ТЭЦ до максимальной мощности.

135

При повышении температуры наружного воздуха начинают разгружать

ТЭЦ по теплофикационной нагрузке с турбины, у которой больше всех

коэффициент ценности теплоты теплофикационного отбора

max

ξ , т. е. в

обратном порядке.

Такое распределение нагрузки между параллельно работающими

теплофикационными ПТУ ТЭЦ дает существенную экономию топлива.

13. РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ, ОТДАВАЕМОЙ

ТЕПЛОПОТРЕБИТЕЛЮ ОТ ИСТОЧНИКА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Регулирование предназначено для экономии топлива и обеспечения

качества теплоснабжения (поддержание температуры внутри помещений на

расчетном уровне при любой температуре наружного воздуха).

В системах централизованного теплоснабжения качественный отпуск

теплоты абонентам возможен только при наличии четырех ступеней

регулирования.

Первая ступень – центральное качественное регулирование. Оно

осуществляется непосредственно на источнике теплоснабжения (в котельной

или ТЭЦ) и приводит в соответствие мощность источника теплоты и

потребителей.

Центральное качественное регулирование предполагает постоянный

расход сетевой воды

= const и меняющуюся температуру прямой и

обратной воды –

1,2

в соответствии со среднесуточной температурой

наружного воздуха –

∗

°С. Осуществляется регулирование температуры

прямой и обратной воды по температурному графику (рис. 13.1).

Температура в прямом трубопроводе сети,

°С,

()

хг

ττ

′

−+=

∗

136

где

()

0,8

ττ

6418τ

′

−

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

−

′

−

′

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

∗∗

– температура прямой

сетевой воды за второй ступенью подогрева воды на горячее водоснабжение

на ЦТП;

0,8

6418τ

′

−

⋅−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

∗∗

– температура сетевой воды

после отопительных установок абонентов.

Температура обратной сетевой воды

∗

, °С, на входе в источник

теплоснабжения (за первой ступенью подогрева воды на горячее

водоснабжение на ЦТП)

(

)

ττ

ххгвс

ttG

−

′

−=

∗

Рис. 13.1. График регулирования температуры прямой и обратной

воды в зависимости от среднесуточной температуры наружного воздуха.

∗

и τ

– температуры прямой воды на выходе из источника и после

второй ступени подогрева воды на горячее водоснабжение на ЦТП;

и τ

∗

–

температура обратной воды после отопительных приборов абонентов и за

первой ступенью подогрева воды на горячее водоснабжение (на входе в

источник теплоснабжения);

– температура смешанной воды на ЦТП,

которая поступает в отопительные системы абонентов.

137

Температура смешанной воды, поступающей в отопительные

установки абонентов,

°С

0,8

6418τ

′

−

⋅+

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

∗∗

Здесь:

гвс

– расход воды на горячее водоснабжение к абонентам, кг / с; G

–

расчетный расход воды на выходе из источника, кг / с;

10τ

2х

−=

′

t , °С;

t °С; η – кпд теплообменников на ЦТП. Принимается 0,98. Выражения

для

и τ

получены из уравнения характеристики отопительных систем.

Регулирование температуры прямой воды осуществляется в

водогрейных котельных перепусками воды мимо котла через перепускной

клапан.

В паровых котельных и на ТЭЦ – изменением давления (расходом

пара) в сетевых подогревателях или перепуском воды мимо сетевых

подогревателей через перепускной клапан.

Для автоматического регулирования температуры прямой воды

применяют регуляторы, которые включают в себя датчик температуры,

задатчик температуры и исполнительный механизм, изменяющий проходное

сечение клапана. Машинист в соответствии с температурным графиком

устанавливает на задатчике температуру воды. Регулятор ее поддерживает

постоянной в течение суток.

Вторая ступень регулирования – групповое количественное.

Осуществляется на ЦТП изменением расхода воды, поступающей на целую

группу

(квартал) теплопотребителей, регулирующим клапаном. Температура

прямой воды в течение суток остается постоянной в силу центрального

качественного регулирования –

∗

= const, а расход воды в системы

отопления меняется по закону:

138

()

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

⋅−

′

−

′

−

8,0

645,0ττ

в зависимости от фактической температуры наружного воздуха – t

. Для

регулирования устанавливается регулятор с задатчиком, исполнительный

механизм с регулирующим клапаном и датчик температуры в

представительном помещении.

Третья ступень – местное количественное регулирование. Это, как

правило, пофасадное регулирование отапливаемого помещения.

Осуществляется оно на отдельных ветвях отопительной системы (например,

проходящих по южному и северному фасадам здания). Для реализации этого

регулирования используют исполнительные

механизмы с регулирующими

клапанами на каждой ветви, регуляторы с задатчиками внутренней

температуры и датчики температуры в представительных помещениях в

южном и северном фасадах здания.

Четвертая ступень регулирования – индивидуальное количественное.

Ведется в каждом отапливаемом помещении. Регуляторы температуры типа

«Danfos» устанавливают непосредственно на подающей (или обратной)

трубе к отопительному прибору. Регулятор имеет

задатчик температуры

внутри помещений. Регулирование предназначено для устранения

возмущающих воздействий, возникающих в отдельных помещениях за счет

внутренних избыточных тепловыделений, солнечной радиации и т. д.

Обязательный элемент при использовании регулятора – установка

замыкающего участка, чтобы при полностью закрытом клапане сетевая вода

пошла по стояку мимо отопительного устройства на другой этаж.

Одним из

методов центрального регулирования чисто отопительной

нагрузки является качественно-количественный.

На основании характеристики отопительной системы

теплопотребителей получены уравнения, по которым производится

139

регулирование температуры воды и расхода в зависимости от температуры

наружного воздуха:

()

67,0

0,8

ττ

6418τ

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

−

′

−

′

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

67,0

0,8

6418τ

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

67,0

0,8

6418τ

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

33,0

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

′

−

Применяется в местных котельных с небольшой тепловой мощностью.

14. ТОПЛИВОПОДАЧА И ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ

Топливоподача к котлам, работающим на твердом топливе,

представлена на рис. 14.1. Она состоит из тепляка – 1 для размораживания

топлива в зимний период и выгрузки угля из железнодорожных вагонов – 2 в

бункер − 3. Далее топливо поступает через узел пересыпки – 4 на ленточный

транспортер – 5. Для улавливания металлических предметов установлен

металлоуловитель – 6. Затем топливо поступает в дробилку – 7 и

по

ленточному транспортеру поступает на заполнение топливных бункеров – 8.

Оборудование топливоподачи рассчитывается на максимальный расход

топлива на все работающие котлы. Рядом с котельной размещается

расходный склад. На расстоянии пяти километров организуется резервный

склад топлива.

При работе котельной на газообразном топливе устанавливается

газораспределительный узел (ГРУ) (рис. 14.2). В котельную приходит

природный газ из

газораздаточной станции с давлением 0,6 МПа.

Назначение ГРУ – понизить давление до 0,05 МПа и поддерживать его на

постоянном уровне. ГРУ включает в себя продувочные свечи – 1,

140

манометры – 2 для регистрации давления газа до и после ГРУ, фильтры – 3

для улаливания пыли, регулятор давления – 4, назначение которого –

понижать давление и поддерживать на постоянном уровне за ГРУ,

предохранительный клапан – 5 для сброса избыточного давления и свечи

безопасности – 6.

Рис. 14.1. Схема топливоподачи.

1 – тепляк; 2 – железнодорожный вагон; 3 – бункер; 4 – узел

пересыпки; 5 – ленточный транспортер; 6 – металлоуловитель; 7 – дробилка;

8 – бункер котельного агрегата; 9 – котлы со слоевым сжиганием топлива.

Для создания запаса резервного топлива в котельных размещают

мазутное хозяйство, принципиальная схема которого показана на рис. 14.3.

Рис. 14.2. Схема газораспределительного узла.

1 – продувочные свечи; 2 – манометры; 3 – фильтр; 4 – регулятор

давления после себя; 5 – предохранительный клапан; 6 – свеча безопасности.