Дубинин А.М. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий
Подождите немного. Документ загружается.
31
где τ
р
– число часов на ремонт и опрессовку тепловых сетей (принимается 100 –
200 час);
ср
гвс
Q
– суммарная средняя тепловая мощность по всем абонентам на
горячее водоснабжение, кВт.
4.3. Годовой отпуск теплоты с промышленным паром
Годовой отпуск теплоты, кДж / год, с промышленным паром
рассчитывается так:
(
)
3600τ8760
рп
год
п
−
=
QN .
Суммированием находят годовой отпуск теплоты, кДж / год, источником
теплоснабжения:
год
п
год
гвс
год
во,
3
1
годгод
NNNNN
i
++==
∑
.
4.4. Годовой расход натурального топлива источником
Годовой расход натурального топлива, т / год(тыс.м
3
/ год), источником
теплоснабжения рассчитывается так:
тр
н
р
год
год
ηQ
N
В
= ,
где
н
р
Q – теплота сгорания натурального топлива, кДж / кг или кДж / м
3
(для
газообразного топлива);
η
тр
– кпд транспорта тепловой энергии по тепловым
сетям (принимается 0,97 – 0,93).
32
Рис. 4.1. Годовой график тепловой нагрузки.
n
i
– число часов стояния данной наружной температуры воздуха, ч; t
′
н
,
t
кос
– расчетные температуры наружного воздуха для отопления и конца
отопительного сезона,
° С; Q
общ
– суммарная тепловая мощность на отопление и
вентиляцию, кВт;
⋅∗
н
t − среднесуточная температура наружного воздуха.
При отпуске теплоты от ТЭЦ дополнительно определяют расход топлива,
связанный с выработкой электрической энергии. Для этого рассчитывают
количество паротурбинных установок (ПТУ).
Для ПТУ типа ПТ – с промышленным и теплофикационным отборами по
большому числу из
∗
т
n или
∗∗
т
n , шт.
(
)
тр
ТЭЦ
ср
гвс
max
во,
т
η
α
∗
∗
+
=
Q
QQ
n
,
(
)
()
т/ч
т/ч
п
п
т
∗
∗∗
=
D
D
n
,
33
где α
ТЭЦ
– коэффициент теплофикации ТЭЦ (принимается 0,5),
∗
Q – мощность
теплофикационного отбора ПТУ, кВт, находится из [1];
∗
п
D – максимальный
расход промышленного отбора пара, т / ч, находят в [1] для данного типа ПТУ.
Если ПТУ типа Т – только с одним теплофикационным отбором, то
(
)
тр
ТЭЦ
ср
гвс
max
во,
т
η
α
∗
+
=
Q
QQ
n
.
Рассчитывают годовую выработку электрической энергии на ТЭЦ,
кВт
⋅час / год,
nnQЭ
т
эгод
=
,
где
Q
э
– мощность электрогенератора ПТУ (берется из марки ПТУ, например Т-
100 - 130,
Q
э
= 100⋅10
3
, кВт); n – число часов использования установленной
электрической мощности на ТЭЦ. Принимается
n = 3000 - 4000 ч / год. Тогда
расход топлива на ТЭЦ, связанный с выработкой и отпуском электрической
энергии, т / год (тыс.м
3
/ год для газообразного топлива) будет равен:
э
трпг
3н
р
год
год
Э
ηη10
3600
⋅
⋅
=
Q
Э
В
,
где
η
пг
– кпд энергетических парогенераторов (принимается 0,9);
э
тр
η
– кпд
транспорта электрической энергии по ЛЭП. Принимается 0,88.
Тогда годовой расход топлива ТЭЦ будет складываться из расхода
топлива, связанного с отпуском теплоты и электрической энергии,
т / год(тыс.м
3
/ год):
год
Э
годгод
ТЭЦ
ВВВ
+
=
.
Полученные значения используются для определения топливной
составляющей в себестоимости товарной продукции – теплоты, руб / ГДж,
год
т
год
т
106
N
ЦВ
С
⋅⋅
=
и электроэнергии на ТЭЦ, руб / кВт⋅ч,
год
т
год
э
э
Э
ЦВ
С
⋅
=
,
34
где Ц
т
– цена топлива, руб / т (руб / тыс.м
3
).
Для транспорта тепловой энергии к теплопотребителям используют
тепловые сети. Они бывают водяные (тепловая энергия транспортируется
водой) и паровые (энергия транспортируется водяным паром). Водяные
тепловые сети бывают закрытые и открытые. Закрытые – такие, в которых нет
непосредственного забора воды из тепловой сети на горячее водоснабжение.
Забирается только тепловая энергия на подогрев водопроводной
воды, которая
затем используется на горячее водоснабжение на ЦТП или ИТП. Поэтому
расходы воды в прямой и обратной трубах отличаются на величину утечек
(≅ 2 %). В открытых водяных тепловых сетях вода на горячее водоснабжение
отбирается непосредственно из труб сетей. Поэтому в источник возвращается
воды меньше на величину горячего водоснабжения и утечек
.
Паровые системы теплоснабжения бывают с возвратом конденсата. Когда
конденсат пара разбирается полностью на горячее водоснабжение у
потребителя, то такие системы называются без возврата конденсата.
5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
5.1. Расчет паропровода
Для расчета паропровода необходимо знать следующие исходные
данные:
1.
Расход промышленного пара, поступающего к абоненту − D
п
, кг / с.
2.
Параметры пара в конце участка у абонента – давление Р
2
и температуру
t
2
, МПа, °С.
3.
Расстояние от источника теплоснабжения до абонента – l, м.
Определяется по карте местности (рис. 5.1) умножением длины участка
на масштаб карты.
4.
Коэффициенты местных сопротивлений П-образных компенсаторов
ξ
к
= 2,5 − 1,76, задвижек ξ
з
= 0,3 − 0,5 и поворотов ξ
п
= 0,5.
35
5. Температуру монтажа паропровода – t
о
, °С (принимается + 15 - 20°С).
6. Допустимые напряжения на изгиб для стали паропровода – [σ], МПа
(принимается 35 МПа).
7.
Скорость возвращаемого конденсата в конденсатопроводе – ω
к
, м / с
(принимается 0,5 − 0,7 м / с).
В результате расчета необходимо определить:
1.
параметры пара на выходе из котельной (ТЭЦ): давление Р
1
и
температуру t
1
, МПа; °С;
2.
внутренний диаметр паропровода – d
в
, м;
3.
число компенсаторов – n
к
;
4.
число задвижек – n
з
;
5.
длину вылета компенсаторов –h
к
, м;
6.
число неподвижных и скользящих опор – n
н
, n
с
.
5.1.1. Предварительный расчет
1. Предварительно задают удельные линейные потери давления, Па / м, и
температуры пара, К / м, на участке
l
R
′
= (60 − 80),
Δt′ = 0,01.
2.
Предварительно определим параметры пара на выходе из котельной
(ТЭЦ).
Давление, мПа, Р′
1
=Р
2
+
l
R
′
l/10
6
.
Температура, °С, t′
1
=t
2
+Δt′l.
3. Находим плотность пара на выходе из котельной (ТЭЦ) ρ′
1
, кг / м
3
, по
предварительно рассчитанным параметрам Р′
1
и t′
1
из таблиц [7]
(ρ = 1 / ν).
4.
Находим плотность пара в конце участка (у абонента) ρ
2
, кг/м
3
, по
заданным параметрам Р
2
и t
2
из таблиц [7] (ρ=1/ν), ν − удельный объем
пара, м
3
/ кг.
36
5. Определим среднюю плотность, кг / м
3
,
(
)
21ср
ρρ5,0ρ
+
′
=
′
.
6.
Определим внутренний диаметр паропровода
(
)
19,0
ср
0,38
пв
ρ/412,0
l
RDd
′
⋅
′
⋅=
′
, м.
7.
Округляем полученный диаметр до следующего диаметра стандартной
трубы [1,9] d
в
:
0,033; 0,04; 0,051; 0,079; 0,082; 0,1; 0,125; 0,15; 0,184; 0,207; 0,259; 0,309; 0,359;
0,408;0,414; 0,466; 0,514; 0,612; 0,898; 0,996; 1,096; 1,192; 1,392, м.
5.1.2. Проверочный расчет
1. Уточним удельную линейную потерю давления пара R
l
, Па / м, по
округленному значению диаметра d
в
:
(
)
5,26
вср
2
п
ρ/0094,0 dDR
⋅
′
⋅
=
l
.
2. Определим среднюю температуру пара на участке, °С,
t
ср
=0,5(t′
1
+t
2
)
и среднее давление, мПа,
Р
ср
=0,5(Р′
1
+Р
2
).
37
Рис. 5.1. Карта местности
3.
Определим предельное расстояние между неподвижными опорами – L, м,
по диаметру d
в
, средней температуре и давлению из табл. 5.1.
Таблица 5.1
Предельные расстояния между неподвижными опорами (L, м) [9, 10]
П-образные компенсаторы
Теплоноситель
Вода Пар
Внутренний
диаметр
трубы, d
в
, м
P = 0,8 − 1,6
мПа
τ′
1
=100−150°С
P
ср
= 0,6
мПа
t
ср
=250°С
P
ср
= 1,3
мПа
t
ср
=300°С
P
ср
= 1,6
мПа
t
ср
=350°С
P
ср
= 3,7
мПа
t
ср
=425°С
0,033
0,040
0,050
0,069
50
60
60
70
50
60
60
70
50
60
60
70
50
60
60
70
50
60
60
70
38
0,082
0,100
0,125
0,150
0,184
0,207
0,259
0,309
0,359
0,404
0,466
0,517
0,616
0,706
0,804
0,902
1,000
80
80
90
100
100
120
120
120
140
160
160
180
200
200
200
200
200
80
80
90
100
100
120
120
120
120
140
140
160
160
160
160
160
160
80
80
90
90
100
100
100
120
120
140
140
160
160
160
160
160
160
80
80
80
80
90
100
100
120
120
120
80
80
80
80
80
80
80
100
100
100
4.
Определяем число компенсаторов, шт., на участке
n′
к
=l/L.
5.
Округляем n′
к
до целого числа n
к
, шт.
6.
Зададим число задвижек n
з
на участке паропровода. Обычно на
паропроводах ставят задвижки в начале, в конце участка, на ответвлениях
к абонентам и у самих абонентов.
7.
Oпределяем длину, м, прямого участка по сопротивлению эквивалентную
всем местным сопротивлениям паропровода с компенсаторами,
задвижками и поворотами (n
п
)
(
)
25,1
вппззккэкв
ξξξ7,60 dnnnl ++=
.
39
8. Определим расчетное тепловое удлинение паропровода, м, между
неподвижными опорами
(
)
оср
5
102,1 ttLx −⋅⋅=Δ
−
.
9.
Определим длину вылета компенсатора, м, при условии, что длины
спинки и вылета равны
[]
σ
1023,0
в
5
к
хd
h
Δ⋅⋅⋅⋅
=
.
10.
Найдем удлинение магистрали, м, за счет длины вылетов компенсаторов
ккк
2 hnl
⋅
=
.
11.
Уточним падение давления в паропроводе, Па, на участке
(
)
кэкв
lllRР
l
+
+
=
Δ
.
12.
Уточним давление пара, мПа, в начале участка
6
21
10/РРР Δ+= .
13.
Из [табл. 5.2] для диаметра трубы d
в
и средней температуре пара на
участке t
ср
определим удельную линейную потерю мощности с одного
метра длины паропровода – q
l
, Вт / м.
14.
Из [7, см. таблицы] по t
ср
и Р
ср
определим удельную теплоемкость пара С
р
,
кДж / (кг⋅К) (не забывать переводить из единицы измерения кДж / (кг⋅К)
в Дж / (кг⋅К)).
15.
Найдем удельную потерю температуры пара вдоль паропровода, °С / м, за
счет тепловых потерь в окружающую среду
(
)
рпв
/ СDqt
⋅
=
Δ
.
Здесь D
п
подставляется в кг / с.
16.
Определим уточненное значение температуры пара в начале участка, °С,
(на выходе из котельной или ТЭЦ).
(
)
2к1
tlltt
+
+
Δ
=
.
17.
Из [7, см. таблицы] определим плотность водяного пара в начале участка
ρ
1
по уточненным параметрам Р
1
и t
1
, (ρ = 1 / ν).
40
18. По уточненным параметрам Р
1
и t
1
находим среднее значение плотности
пара на участке, кг / м
3
,
(
)
21ср
ρρ5,0ρ
+
=
.
19.
Сравниваем
ср
ρ
с
ср
ρ
′
, найденную в п. 5 предварительного расчета. Если
%5100
ρ
ρρ
ср
срср
<⋅
′
−
′
,
то расчет паропровода заканчивается, если больше 5 %, то возвращаемся к п. 1
предварительного расчета, перезадавая R′
l
и Δt
′
до тех пор, пока условие п. 19
будет выполняться.