Підбір теплонасосного, когенераційного та допоміжного обладнання ТЕЦ Соколівського цукрового заводу
Анотація
В даній курсовій роботі проведені розрахунки
модернізованої теплової схеми ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з
встановленням теплонасосної установки. Потужність теплофікації становить 6,42
МВт.
Зміст
Вступ
1. Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ
2. Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності
утилізації
3. Багатоваріантний аналіз застосування теплового насосу
3.1 Розрахунок теплового насоса на максимальний режим
3.2 Розрахунок теплового насоса на робочий оптимальний режим
4. Розрахунок гпд та визначення потужності утилізації
5. Розрахунок теплової схеми ТЕЦ
5.1 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (максимальний режим)
5.2 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (середній режим)
5.3 Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ (максимальний і середній
режим)
6. Підбір теплонасосного, когенераційного та допоміжного обладнання
7. Аналіз економічної ефективності тец з ТНУ
Висновки
Перелік посилань
Додаток
Вступ
На сьогоднішній день економія
паливно-енергетичних ресурсів і охорона навколишнього середовища набувають все
більш пріоритетного значення; задача підвищення ефективності теплотехнологічних
систем стає дедалі актуальнішою. Одним із засобів економії органічного палива в
таких системах є впровадження теплоносних установок (ТНУ). Останні дозволяють
утилізувати низькотемпературну енергію практично будь-яких промислових відходів
[1-2].
Енергетичні, екологічні та економічні проблеми у
світі зумовили широке використання теплонасосних установок в системах
центалізованого постачання міст. У західних країнах вже дійшли висновку, що
одним з найбільш ефективних заходів по утилізації теплоти вторинних
енергоресурсів є ТНУ.
Завдяки раціональному використанню (перетворенню)
енергії в ТНУ досягається економія паливно-енергетичних ресурсів. Тут для
отримання низькотемпературної енергії не спалюється органічне паливо, як в
котлах, а використовується скидна і електрична енергія.
Відсутність процесів горіння в ТНУ знижує
забруднення навколишнього середовища. Крім того, утилізація низькотемпературних
відходів, масштаби яких зростають пропорційно енергоспоживанню, являє собою
один з найефективніших засобів захисту біосфери від теплових забруднень [1]. На
теперішній час ТНУ є практично єдиним засобом для використання скидної
низькотемпературної енергії.
Для економічної роботи ТНУ необхідними є наступні
умови: сприятливе співвідношення цін на паливо та електроенергію, природні або
промислові низькотемпературні джерела теплоти, а також достатньо потужна мережа
споживачів, яка б забезпечувала цілорічну роботу ТНУ [3].
Метою курсової роботи є модернізація теплової
схеми котельні, яка полягає в заміні водогрійних котлів теплонасосною
установкою, що використовує низькотемпературну теплоту від утилізатора теплоти
відхідних газів.
1. Показники роботи теплової схеми
існуючої ТЕЦ
Показники роботи теплової схеми існуючої ТЕЦ
показані в таблиці 1.1
Таблиця 1.1 - Теплоенергетичні показники роботи
ТЕЦ
|
Назва
|
Розрахункові
режими
|
|
Сезонний
|
|
Витрата
пари на систему теплофікації Dтф кг/с
|
2,96
|
|
Загальна
витрата пари D0, кг/с
|
14,84
|
|
Теплова
потужність ТЕЦ бруто Qб, МВт
|
42,9
|
|
Витрата
умовного палива на котли Bук, кг/с
|
1,59
|
|
Витрата
робочого палива на котли Bрк, м3/с
|
1,34
|
|
ККД ТЕЦ
брутто ηк
|
0,92
|
|
Потужність
технологічних споживачів Qпс, МВт
|
6,42
|
2. Розрахунок контактного економайзера
та визначення потужності утилізації
В таблиці 2.1 представлені результати розрахунку
контактного економайзера.
Таблиця 2.1 - Розрахунок контактного економайзера
та визначення потужності утилізації для максимального режиму роботи.
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одинці
вимірюван-ня
|
Формула
|
Значення
для 1-го сезону
|
Значення
для 2-го сезону
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Витрата
робочого палива на котел
|
Вр
|
м3/с
|
з
розрахунку парово-го котла
|
1,34
|
0,59
|
|
Коефіцієнт
надлишку повітря
|
|
-
|
Те ж
|
1,2
|
1,2
|
|
Теоретичний
об’єм димових газів при спалюванні 1м3 робочого палива
|
V0
|
м3/м3
|
Те ж
|
9,43
|
9,43
|
|
Об’ємна
витрата димових газів
|
vг
|
м3/с
|
Вр V015,166,77
|
|
|
|
Температура
відхідних газів за контактним економайзером
|
t`вг
|
|
задаємось
|
55
|
55
|
|
Температура
відхідних газів за котлом
|
tвг
|
|
з
розраху-нку паро-вого котла
|
140
|
140
|
|
Питома
теплоємність газів
|
Срг
|
кДж/
(кгК) з розраху-нку парового котла1,761,76
|
|
|
|
|
Теплота
згорання робочого палива
|
Qрн
|
МДж/м3
|
з
розрахунку парового котла
|
34,7
|
34,7
|
|
Потужність
утилізатора теплоти відхідних газів з котла
|
Qут
|
МВт
|
Vгcpг×× (tвг-tвг`) 0,0012,2681,014
|
|
|
|
Нижча
теплота згорання умовного палива
|
Qрну
|
МДж/кг
|
|
29,3
|
29,3
|
|
Питомий
об’єм водяної пари
|
rH2O
|
м3/м3
|
з
розрахунку парового котла
|
2,14
|
2,14
|
|
Потужність
за рахунок конденсації водяних парів
|
Qк
|
МВт
|
rH2O1,5×
× (2500-2,33××t`вг) 0,00110, 2024,561
|
|
|
|
Температура
води на вході в утилізатор
|
t12
|
|
задаємось
|
35
|
35
|
|
Температура
води на виході з утилізатора
|
t11
|
|
задаємось
|
50
|
50
|
|
Загальна
потужність утизаторів
|
∑Qут
|
 МВт
|
Qут
+Qк
|
12,471
|
5,574
|
|
Масова
витрата води через утилізатор
|
G1
|
кг/с
|
Qут/
(t11 - t12)
|
198,42
|
88,70
|
|
Потужність
пластинчастого теплообмінника
|
Qто
|
МВт
|
G14, 19 (t22 - t21) 12,475,575
|
|
|
|
Температура
нагріваної води на вході в пласт. ТА
|
t21
|
|
задаємось
|
30
|
30
|
|
Температура
нагріваної води на виході з ТА
|
t22
|
|
задаємось
|
45
|
45
|
Таблиця 2.2 - Розрахунок контактного економайзера
та визначення потужності утилізації для оптимального режиму роботи
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одинці
вимірювання
|
Формула
|
Значення
для 1-го сезону
|
Значення
для 2-го сезону
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Витрата
робочого палива на котел
|
Вр
|
м3/с
|
з
розрахунку парового котла
|
1,169
|
0,599
|
|
Коефіцієнт
надлишку повітря
|
|
-
|
Те ж
|
1,2
|
1,2
|
|
Теоретичний
об’єм димових газів при спалюванні 1м3 робочого палива
|
V0
|
м3/м3
|
Те ж
|
9,43
|
9,43
|
|
Об’ємна
витра-та димових газів
|
vг
|
м3/с
|
Вр V013,2286,778
|
|
|
|
Температура
відхідних газів за контактним економайзером
|
t`вг
|
|
задаємось
|
55
|
55
|
|
Температура
відхідних газів за котлом
|
tвг
|
|
з
розраху-нку паро-вого котла
|
140
|
140
|
|
Питома
теплоємність газів
|
Сpг
|
|
з
розраху-нку парово-го котла
|
1,76
|
1,76
|
|
Потужність
утилізатора теплоти від-хідних газів з котла
|
Qут
|
МВт
|
Vгcpг (tвг-tвг`) 0,0011,9791,014
|
|
|
|
Теплота
згорання робочого палива
|
Qрн
|
МДж/м3
|
з
розрахунку парового котла
|
34,7
|
34,7
|
|
Нижча
теплота згорання умовного палива
|
Qрну
|
МДж/кг
|
|
29,3
|
29,3
|
|
Питомий
об’єм водяної пари
|
rH2O
|
м3/м3
|
з
розрахунку парового котла
|
2,14
|
2,14
|
|
Потужність
за рахунок конденсації водяних парів
|
Qк
|
МВт
|
rH2O1,5×
× (2500-2,33t`вг) ××0,0018,94,56
|
|
|
|
Температура
води на вході в утилізатор
|
t12
|
|
задаємось
|
35
|
35
|
|
Температура
води на виході з утилізатора
|
t11
|
|
задаємось
|
50
|
50
|
|
Загальна
поту-жність утиза-торів
|
∑Qут
|
МВт
|
Qут
+Qк
|
10,879
|
5,574
|
|
Масова
витр. води через ути-лізатор
|
G1
|
кг/с
|
Qут/
(t11 - t12)
|
173,1
|
88,70
|
|
Потужність
пластинчастого теплообмінника
|
Qто
|
МВт
|
G14, 19 (t22 - t21) 10,885,575
|
|
|
|
Температура
нагріваної води на вході в пластинчастий ТА
|
t21
|
|
задаємось
|
30
|
30
|
|
Температура
нагріваної води на виході з ТА
|
t22
|
|
задаємось
|
45
|
45
|
|
Потужність
пластинчастого теплообмінника
|
Qто
|
МВт
|
G14, 19 (t22 - t21) 1,4960,352
|
|
|
|
Температура
нагріваної води на вході в пластинчастий ТА
|
t21
|
|
задаємось
|
30
|
30
|
3.
Багатоваріантний аналіз застосування теплового насосу
3.1
Розрахунок теплового насоса на максимальний режим
В таблиці 3.1 наведені результати розрахунку
теплового насосу, проведений по методиці з [1-3].
Таблиця 3.1 - Результати розрахунку теплового
насоса в максимальний
режим
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одиниці
вимірю-вання
|
Формула
|
Періоди
роботи ТНУ
|
|
|
|
|
сезон 1
|
сезон 2
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Температура
конденсації холодоагента
|
tк
|
|
|
75
|
75
|
|
Температура
випаровування холодоагента
|
tвип
|
|
tвип=
h''1 - Өн
|
25
|
25
|
|
Температура
води на вході в випарник
|
tвІ
|
|
|
45
|
45
|
|
Температура
води на виході з випарника
|
tвІІ
|
|
|
30
|
30
|
|
Величина
недогріву
|
qн
|
|
|
5
|
5
|
|
Величина
перегріву
|
q
|
|
|
7
|
7
|
|
Теплоємність
води
|
Cp
|
кДж/кг
|
|
4, 19
|
4, 19
|
|
Температура
|
t1
|
|
t1
= tвип+ Өп
|
32
|
|
Ентальпія
|
h1
|
кДж/кг
|
|
412
|
412
|
|
Ентальпія
|
h1І
|
кДж/кг
|
|
419
|
419
|
|
Ентальпія
|
h2а
|
кДж/кг
|
|
445
|
445
|
|
Ентальпія
|
h3
|
кДж/кг
|
|
315
|
315
|
|
Ентальпія
|
h4
|
кДж/кг
|
h4=
h'3= =h3 - qпо
|
307
|
307
|
|
ККД
компресора
|
ηоікм
|
|
|
0,75
|
0,75
|
|
ККД
теплообмінника
|
ηто
|
|
|
0,980
|
0,980
|
|
Електромеханічний
ККД
|
ηем
|
|
|
0,950
|
0,950
|
|
Питома
потужність переохолодника
|
qпо
|
кДж/кг
|
qпо=
h'1 - h1
|
8
|
8
|
|
Адіабатний
теплоперепад в компресорі
|
Hа
|
кДж/кг
|
Hа=
h2а - h'1
|
26
|
26
|
|
Робочий
теплоперепад
|
Hр
|
кДж/кг
|
Hр=
Hа /ηоікм
|
34,67
|
34,67
|
|
Ентальпія
точки 2
|
h2
|
кДж/кг
|
h2=
h2а + Hр
|
453,67
|
453,67
|
|
Питома
теплота, яка відводиться з конденсатора
|
qк
|
кДж/кг
|
qк=
h2 - h3
|
138,67
|
138,67
|
|
Питома
теплота, яка підводиться у випарник
|
qв
|
кДж/кг
|
qв=
h1 - h4
|
104
|
104
|
|
Теплова
потужність ТНУ
|
Qк
|
кВт
|
|
10878
|
5575
|
|
Витрата
холодоагента
|
Gха
|
кг/с
|
Gха=
Qтну /qк × ×ηто
|
78,59
|
40,28
|
|
Коефіцієнт
перетворення
|
 φ
= Qтну /Nкм3,7933,793
|
|
|
|
|
|
Потужність
компресора
|
Nк
|
кВт
|
Nкм=
Gха∙ Hр / /ηем
|
2867,88
|
1469,75
|
|
Потужність
випарника
|
Qв
|
кВт
|
Qв=
Qтну - Nкм
|
8010
|
4105
|
|
Витрата
води у випарнику
|
Gв
|
кг/с
|
Gв=
Qв / Ср× × (t’в - t’’в) × ×ηто
|
130,04
|
66,65
|
|
Питома
витр. ел. енергії на вироб. од. теплової енергії
|
е
|
МВт.
год/кДж
|
|
69,70
|
69,70
|
|
Питома
витрата електричної ен.
|
е1
|
МВт.
год/кДж
|
|
291,6
|
291,6
|
3.2
Розрахунок теплового насоса на робочий оптимальний режим
В таблиці 3.2 представлені результати розрахунку
теплового насоса на теплий і холодний періоди роботи.
Таблиця 3.2 - Результати розрахунку теплового
насоса
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одиниці
вимірю-вання
|
Формула
|
Періоди
роботи ТНУ
|
|
|
|
|
Теплий
|
Холодний
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Температура
конденсації холодоагента
|
tк
|
|
|
75
|
75
|
|
Температура
випаровування холодоагента
|
tвип
|
|
tвип=
h''1 - Өн
|
25
|
25
|
|
Температура
води на вході в випарник
|
tвІ
|
|
|
45
|
45
|
|
Температура
води на виході з випарника
|
tвІІ
|
|
|
30
|
30
|
|
Величина
недогріву
|
qн
|
|
|
5
|
5
|
|
Величина
перегріву
|
q
|
|
|
7
|
7
|
|
Теплоємність
води
|
Cp
|
кДж/кг
|
|
4, 190
|
4, 190
|
|
Температура
|
t1
|
|
|
32
|
32
|
|
Ентальпія
|
h1
|
кДж/кг
|
t1
= tвип+ Өп
|
411
|
411
|
|
Ентальпія
|
h1І
|
кДж/кг
|
|
419
|
419
|
|
Ентальпія
|
h2а
|
кДж/кг
|
|
445
|
445
|
|
Ентальпія
|
h3
|
кДж/кг
|
|
315
|
315
|
|
Ентальпія
|
h4
|
кДж/кг
|
h4=
h'3= =h3 - qпо
|
307
|
307
|
|
ККД
компресора
|
ηоікм
|
|
|
0,75
|
0,75
|
|
ККД
теплообмінника
|
ηто
|
|
|
0,980
|
0,980
|
|
Електромеханічний
ККД
|
ηем
|
|
|
0,950
|
0,950
|
|
Питома
потужність переохолодника
|
qпо
|
кДж/кг
|
qпо=
h'1 - h1
|
8
|
8
|
|
Адіабатний
теплоперепад в компресорі
|
Hа
|
кДж/кг
|
Hа=
h2а - h'1
|
26
|
26
|
|
Робочий
теплоперепад
|
Hр
|
кДж/кг
|
Hр=
Hа /ηоікм
|
34,67
|
34,67
|
|
Ентальпія
точки 2
|
h2
|
кДж/кг
|
h2=
h2а + Hр
|
453,33
|
453,33
|
|
Питома
теплота, яка відводиться з конденсатора
|
qк
|
кДж/кг
|
qк=
h2 - h3
|
138,67
|
138,67
|
|
Питома
теплота, яка підводиться у випарник
|
qв
|
кДж/кг
|
qв=
h1 - h4
|
104
|
104
|
|
Теплова
потужність ТНУ
|
Qк
|
кВт
|
|
10878
|
5575
|
|
Витрата
холодоагента
|
Gха
|
кг/с
|
Gха=
Qтну /qк × ×ηто
|
78,59
|
40,29
|
|
Коефіцієнт
перетворення
|
φ
= Qтну /Nкм3,7933,793
|
|
|
|
|
|
Потужність
компресора
|
Nк
|
кВт
|
Nкм=
Gха× ×Hр /ηем
|
2867,88
|
1469,75
|
|
Потужність
випарника
|
Qв
|
кВт
|
Qв=
Qтну - Nкм
|
8010
|
4105
|
|
Витрата
води у випарнику
|
Gв
|
кг/с
|
Gв=
Qв / Ср× × (t’в - t’’в) × ×ηто
|
130,04
|
66,65
|
|
Питома
витр. ел. енергіі на вироб. одиниці теплової енергії
|
е
|
МВт.
год/кДж
|
|
69,7
|
69,7
|
|
Питома
витрата електричної ен.
|
е1
|
МВт.
год/кДж
|
|
291,63
|
291,63
|
3 Отже, теплова потужність ТНУ становить в
холодний період 10878 кВт та в теплий період 5575 кВт; потужність випарника
становить в холодний період роботи 8010 кВт теплий період 4105 кВт; потужність
компресора становить в холодний період 2867,88 кВт та теплий період 1469,75
кВт.
4.
Розрахунок гпд та визначення потужності утилізації
Результати розрахунку ГПД та потужності
утилізаторів, проведений по методиці з [4, 8], показані в таблиці 4.1.
Таблиця 4.1 - Розрахунок ГПД
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одиниці
вимірювання
|
Формула
|
Значення
для сезону 1
|
Значення
для сезону 2
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
Питома
витрата умовного палива
|
by
|
м3/кВт.
год
|
|
0,286
|
0,286
|
|
Електромеханічний
ККД
|
ηем
|
|
|
0,95
|
0,95
|
|
Теоретичний
об’єм повітря для спалювання 1м3 робочого палива
|
V0
|
м3/м3
|
|
9,52
|
9,52
|
|
Густина
повітря
|
ρпов
|
кг/м3
|
|
1,165
|
1,165
|
|
Коефіцієнт
надлишку повітря
|
α
|
|
|
2,1
|
2,1
|
|
Споживана
електрична потужність ГПД
|
NГПД
|
МВт
|
|
2,868
|
1,470
|
|
Питома
теплоємність газів після ГПД
|
Срг
|
кДж/кг∙К
|
|
1,125
|
1,125
|
|
ККД
теплообмінника
|
ηто
|
|
|
0,98
|
0,98
|
|
Теплота
згорання робочого палива
|
Qнр
|
МДж/м3
|
|
34,7
|
34,71
|
|
Нижча
теплота згорання Умовного палива
|
Qну
|
МДж/кг
|
|
29,3
|
|
Температура
відхідних газів після ГПД
|
tд
|
|
|
475
|
475
|
|
Температура
відхідних газів після утилізатора
|
tут
|
|
|
140
|
140
|
|
Температура
води на вході в утилізатор
|
t2
|
|
|
49
|
42
|
|
Температура
води на виході з утилізатора
|
t1
|
|
|
110
|
110
|
|
Теплоємність
води
|
Cp
|
кДж/кг∙К
|
|
4, 19
|
4, 19
|
|
Ефективний
ККД ГПД
|
ηеф
|
|
ηеф=0,123/
by
|
0,43
|
0,43
|
|
Повний
ККД ГПД і електрогенератора
|
ηд
|
|
ηд=
ηеф∙
ηем
|
0,409
|
0,409
|
|
Питома
витрата умовного палива на дизельгенератор
|
вду
|
кг/с
|
bуд=
0,123/ηд
|
0,301
|
0,301
|
|
Теоретична
маса повітря для спалювання 1м3 палива
|
М0
|
кг/м3
|
М0=
Vo∙ ρ
|
11,091
|
11,091
|
|
Питома
витрата суміші повітря і палива
|
Мсум
|
кг/м3
|
Мсум= 1 + α ∙ М0
|
24,291
|
24,291
|
|
Витрата
умовного палива на ГПД
|
Вуд
|
кг/с
|
Вуд=
bуд ∙ Nдвз / 3600
|
0,24
|
0,123
|
|
Витрата
робочого палива на ГПД
|
Врд
|
м3/с
|
Врд=
Вуд ∙Qрну/ Qрн
|
0, 203
|
0,104
|
|
Витрата
відхідних газів після ГПД
|
Gвг
|
кг/с
|
Gвг=
Врд ∙ Мсум
|
4,919
|
2,521
|
|
Потужність
утилізатора відхідних газів
|
Qут
|
МВт
|
Qут=
Gвг∙Ср× × (tд - tут)
∙ ηто
|
3, 193
|
1,637
|
|
Потужність
системи охолодження
|
Qох
|
МВт
|
Qох=0,2∙
Врд× × Qнр∙
ηто
|
1,377
|
0,706
|
|
Загальна
потужність теплоутилізаційного устаткування ГПД
|
Qут
|
МВт
|
ΣQут=
Qут+ Qох
|
0,69
|
0,138
|
|
Масова
витрата води через утилізатор
|
Gут
|
кг/с
|
Gут=
Qут / (t2 - t1)
|
12,75
|
5,86
|
|
Загальна
потужність ТНУ з ГПД
|
ΣQ
|
МВт
|
ΣQ=
Qтну+ Qгпд
|
11,568
|
5,713
|
Отже, витрата робочого палива на ГПД в 1 сезон
становить 0, 203 м3/с та 0,104 м3/с в 2 сезон; потужність
утилізатора відхідних газів в 1сезон становить 3, 193 МВт та 1,637 МВт в 2
сезон; потужність системи охолодження в 1 сезон становить 1,377 МВт та 0,706
МВт в 2 сезон.
Загальна потужність теплоутилізаційного
устаткування ДВЗ в 1 сезон становить 0,69 МВт та 0,138 МВт в 2 сезон.
5.
Розрахунок теплової схеми ТЕЦ
В модернізованій схемі котельні було поставлено
підігрівник хімочищеної води.
5.1
Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (максимальний режим)
Початкові дані:
Ентальпія пари за котлом 
Ентальпія пари після РОУ1 
Ентальпія пари після РОУ2 
Ентальпія котлової води (при Р = 40 бар) 
Ентальпія зливної води після ПСВ (підігрівник сирої води)
(
ºC)
Ентальпія пари на деаератор 
. Ентальпія сирої води
(
ºC)
Ентальпія додаткової води
(
ºC)
Ентальпія зворотної мережної води
(
ºC)
Ентальпія прямої мережної води
(
ºC)
Ентальпія живильної та підживлювальної води
Ентальпія пари після РУ перед ПМВ 
Ентальпія охолодної води після РОУ2 
Витрата мережної води
95,96 т/год=26,66 (
).
Потужність теплофікації
, [Вт] (5.1)
(МВт).
Витрата пари на теплофікацію
, [] (5.2)
().
Витрата води на підживлення мережі
=3,25 (т/год) =0,9 ().
Знаходимо адіабатний перепад ентальпій.
, [кДж/кг] (5.3)
=3310-2770=540 (кДж/кг).
Витрата пари на турбіну
= 
, (5.4)
де 
(3310 - 2730) ·0,86=499 (кДж/кг). (5.5)
Ентальпія пари після турбіни
, [кДж/кг] (5.6) 
(кДж/кг).
Розрахунок РОУ2 
418 кДж/кг, 
697 кДж/кг, 
3310 кДж/кг,
2764 кДж/кг. Питома витрата охолодної води
, [
] (5.7)
де 
- частка охолодної води, що
перетворюється на пару, 
().
Витрата пари після РОУ2
(). (5.8)
Витрата пари на РОУ2
, [] (5.9),
().
Витрата охолодної води на РОУ2
, [] (5.10)
().
Витрата охолодної води після РОУ2
, [] (5.11)
().
Паровидатність котельні
, []
Тепловий баланс ПСВ (підігрівник сирої води)
(5.12)
Ентальпія сирої води після ПСВ
, [
] (5.13)
де 
- витрата сирої води на ХВО.
().
Тепловий баланс ОВ (охолодник випару)
(5.14)
Температура додаткової води після охолодника випару
, (5.15)ов=40+1071/4, 19·Gдв.
Отже, витрата додаткової води
(). (5.16)
Витрата живильної води на котел
, [] (5.17)
(). (5.18)
Матеріальний баланс деаератора
(5.19)
(5.20)
Тепловий баланс деаератора
(5.21)
(5.22)
Витрата пари на ПСВ
().
Витрата пари на РОУ2
().
Витрата пари після РОУ2
().
Витрата додаткової води
().
Витрата сирої води
().
Витрата живильної води
().
Паровидатність котельні
(
).
Ентальпія сирої води після ПСВ
().
Витрата охолодної води на РОУ2
.
Витрата охолодної води після РОУ2
.
Температура додаткової води після охолодника випару
ов=40+1071/4, 19·14,78=57,3 0С.
Теплова потужність котельні
, [
] (5.23)
().
Витрата умовного палива на котельню
, [] (5.24)
().
Витрата робочого палива на котельню
, [
] (5.25)
().
5.2
Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ (середній режим)
Розрахунок проводимо за формулами 5.1 - 5.25
Результати розрахунку зводяться в таблицю 5.1
Таблиця 5.1 - Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ
(середній режим)
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одиниці
вимірювання
|
Значення
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Ентальпія
пари за котлом
|
h0
|
кДж/кг
|
3310
|
|
Ентальпія
пари після РОУ1
|
hРОУ1
|
кДж/кг
|
2764
|
|
Ентальпія
пари після РОУ2
|
hРОУ2
|
кДж/кг
|
2683
|
|
Ентальпія
котлової води
|
hкв
|
кДж/кг
|
1087,5
|
|
Ентальпія
зливної води після ПСВ
|
hпсв
|
кДж/кг
|
168,8
|
|
Температура
води після ПСВ
|
tпсв’
|
ºC
|
40
|
|
Ентальпія
пари на деаератор
|
hд
|
кДж/кг
|
2683
|
|
Ентальпія
сирої води
|
hсв
|
кДж/кг
|
20,95
|
|
Температура
сирої води
|
tсв
|
ºC
|
5
|
|
Температура
додаткової води
|
tдв
|
ºC
|
40
|
|
Ентальпія
додаткової води
|
hдв
|
кДж/кг
|
168,8
|
|
Ентальпія
зворотної мережної води
|
hзв
|
кДж/кг
|
207
|
|
Температура
зворотної мережної води
|
tзв
|
ºC
|
49
|
|
Ентальпія
прямої мережної води
|
hпмв
|
кДж/кг
|
295,5
|
|
Температура
прямої мережної води
|
tпмв
|
ºC
|
70
|
|
Ентальпія
живильної та підживлювальної води
|
hжв
|
кДж/кг
|
440
|
|
Ентальпія
пари після РУ перед ПМВ
|
hрупмв
|
кДж/кг
|
2770
|
|
Ентальпія
охолодної води після РОУ2
|
h’роу2
|
кДж/кг
|
440
|
|
Витрата
мережної води
|
Gмв
|
кг/с
|
26,6
|
|
Потужність
теплофікації
|
Qтф
|
кВт
|
2246,91
|
|
Витрата
пари на теплофікацію
|
Gтф
|
кг/с
|
0,91
|
|
Витрата
води на підживлення мережі
|
Gпм
|
кг/с
|
0,9
|
|
Адіабатний
перепад ентальпій
|
H0
|
кДж/кг
|
540
|
|
Потужність
турбіни
|
Qт
|
кВт
|
1500
|
|
Витрата
пари на турбіну
|
Dт
|
кг/с
|
8, 20
|
|
Робочий
перепад ентальпій
|
Hр
|
кДж/кг
|
366
|
|
Ентальпія
пари після турбіни
|
h т’
|
кДж/кг
|
2944
|
|
Ентальпія
|
h
|
кДж/кг
|
418
|
|
Ентальпія
води перед РОУ 2
|
hроу2
|
кДж/кг
|
697
|
|
Питома
витрата охолодної води
|
z
|
кг/кг
|
0,28
|
|
Витрата
пари на деаератор
|
Dд
|
кг/с
|
0,056
|
|
Витрата
пари на ПСВ
|
Dпсв
|
кг/с
|
1,48
|
Dроу2
|
кг/с
|
3,389
|
|
Витрата
пари після РОУ2
|
Dроу2’
|
кг/с
|
4,136
|
|
Витрата
додаткової води
|
Gдв
|
кг/с
|
14,97
|
|
Витрата
сирої води
|
Gсв
|
кг/с
|
17,97
|
|
Витрата
живильної води
|
Gжв
|
кг/с
|
16,23
|
|
Паровидатність
котельні
|
Dо
|
кг/с
|
11,91
|
|
Ентальпія
сирої води після ПСВ
|
Gсвпсв
|
кДж/кг
|
44,05
|
|
Витрата
охолодної води на РОУ2
|
Gроу2
|
кг/с
|
0,917
|
|
Витрата
охолодної води після РОУ2
|
Gроу2’’
|
кг/с
|
0,183
|
|
Температура
додаткової води після охолодника випару
|
tдв
|
ºC
|
57,06
|
|
Теплова
потужність котельні
|
Qк
|
МВт
|
34,44
|
|
Витрата
умовного палива на котельню
|
Bу
|
кг/с
|
1,27
|
|
Витрата
робочого палива на котельню
|
Bр
|
м3/с
|
1,078
|
5.3
Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ (максимальний і середній режим)
Розрахунок проводимо за формулами 5.1 - 5.25
Результати розрахунку зводяться в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 - Розрахунок модернізованої схеми ТЕЦ
(максимальний і середній режим)
|
Вихідні
дані
|
Позначення
|
Одиниці
вимірювання
|
Максимальний
режим
|
Середній
режим
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Ентальпія
пари за котлом
|
h0
|
кДж/кг
|
3310
|
3310
|
|
Ентальпія
пари після РОУ1
|
hРОУ1
|
кДж/кг
|
2764
|
2764
|
|
Ентальпія
пари після РОУ2
|
hРОУ2
|
кДж/кг
|
2683
|
2683
|
|
Ентальпія
котлової води
|
hкв
|
кДж/кг
|
1087,5
|
1087,5
|
|
Ентальпія
зливної води після ПСВ
|
hпсв
|
кДж/кг
|
168,8
|
168,8
|
|
Температура
води після ПСВ
|
tпсв’
|
ºC
|
40
|
40
|
|
Ентальпія
пари на деаератор
|
hд
|
кДж/кг
|
2683
|
2683
|
|
Ентальпія
сирої води
|
hсв
|
кДж/кг
|
20,95
|
20,95
|
|
Температура
сирої води
|
tсв
|
ºC
|
5
|
5
|
|
Температура
додаткової води
|
tдв
|
ºC
|
55
|
55
|
|
Ентальпія
додаткової води
|
hдв
|
кДж/кг
|
231,7
|
231,7
|
|
Ентальпія
зворотної мережної води
|
hзв
|
кДж/кг
|
307,1
|
207
|
|
Температура
зворотної мережної води
|
tзв
|
ºC
|
70
|
49
|
|
Ентальпія
прямої мережної води
|
hпмв
|
кДж/кг
|
551,4
|
295,5
|
|
Температура
прямої мережної води
|
tпмв
|
ºC
|
130
|
70
|
|
Ентальпія
живильної та підживлювальної води
|
hжв
|
кДж/кг
|
440
|
440
|
|
Ентальпія
пари після РУ перед ПМВ
|
hрупмв
|
кДж/кг
|
2770
|
2770
|
|
Ентальпія
охолодної води після РОУ2
|
h’роу2
|
кДж/кг
|
440
|
440
|
|
Витрата
мережної води
|
Gмв
|
кг/с
|
26,6
|
26,6
|
|
Потужність
теплофікації
|
Qтф
|
кВт
|
6419,7
|
2246,9
|
|
Витрата
пари на теплофікацію
|
Gтф
|
кг/с
|
0
|
0
|
|
Витрата
води на підживлення мережі
|
Gпм
|
кг/с
|
0,9
|
0,9
|
|
Адіабатний
перепад ентальпій
|
H0
|
кДж/кг
|
540
|
540
|
|
Потужність
турбіни
|
Qт
|
кВт
|
1500
|
1500
|
|
Витрата
пари на турбіну
|
Dт
|
кг/с
|
6,01
|
6,01
|
|
Робочий
перепад ентальпій
|
Hр
|
кДж/кг
|
366
|
366
|
|
Ентальпія
пари після турбіни
|
h т’
|
кДж/кг
|
2944
|
2944
|
|
Продовження
табл.5.2
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Ентальпія
|
h
|
кДж/кг
|
418
|
418
|
|
Ентальпія
води перед РОУ 2
|
hроу2
|
кДж/кг
|
697
|
697
|
|
Питома
витрата охолодної води
|
z
|
кг/кг
|
0,28
|
0,28
|
|
Витрата
пари на деаератор
|
Dд
|
кг/с
|
0,03
|
0,03
|
|
Витрата
пари на ПСВ
|
Dпсв
|
кг/с
|
1,48
|
1,46
|
|
Витрата
пари на РОУ2
|
Dроу2
|
кг/с
|
3,368
|
3,351
|
|
Витрата
пари після РОУ2
|
Dроу2’
|
кг/с
|
4,11
|
4,09
|
|
Витрата
додаткової води
|
Gдв
|
кг/с
|
14,97
|
14,78
|
|
Витрата
сирої води
|
Gсв
|
кг/с
|
17,97
|
17,73
|
|
Витрата
живильної води
|
Gжв
|
кг/с
|
13,15
|
13,12
|
|
Паровидатність
ТЕЦ
|
Dо
|
кг/с
|
11,89
|
11,88
|
|
Ентальпія
сирої води після ПСВ
|
Gсвпсв
|
кДж/кг
|
44,059
|
44,362
|
|
Витрата
охолодної води на РОУ2
|
Gроу2
|
кг/с
|
0,912
|
0,907
|
|
Витрата
охолодної води після РОУ2
|
Gроу2’’
|
кг/с
|
0,182
|
0,181
|
|
Температура
додаткової води після охолодника випару
|
tдв
|
ºC
|
57,06
|
57,29
|
|
Теплова
потужність ТЕЦ
|
Qк
|
МВт
|
34,37
|
34,33
|
|
Витрата
умовного палива на ТЕЦ
|
Bу
|
кг/с
|
1,275
|
1,273
|
|
Витрата
робочого палива на ТЕЦ
|
Bр
|
м3/с
|
1,076
|
1,075
|
Отже, теплова потужність ТЕЦ для максимального
режиму склала 34,37 МВт, а для середнього - 34,33 МВТ; витрата робочого палива
- для максимального режиму 1,076 м3/с, для середнього режиму 1,075 м3/с.
6.
Підбір теплонасосного, когенераційного та допоміжного обладнання
За результатами розрахунків вибираємо ТНУ, ДВЗ та
утилізаційне обладнання.
Вибираємо 2 газопоршневих двигуна-генератора
марки 17ГД100А з номінальною потужністю електрогенератора 1600 кВт виробництва
ВО "Завод ім. Малишева" (Україна) [1] та марки ГДГ1А500 з номінальною
потужністю електрогенератора 500 кВт виробництва ВО
"Первомайскдизельмаш" (Україна) [2].
Із [3] вибираємо 3
теплових насоса виробництва ЗАТ "Енергія": марки НТ-3000 з
розрахунковою теплопродуктивністю 1800…2800 кВт, марки НТ-1000 з розрахунковою
теплопродуктивністю 900…1350 кВт та марки НТ-500 з розрахунковою
теплопродуктивністю 450…680 кВт.
Встановлюємо
КТАН-утилізатор марки КТАН-4,5УГ; розрахункова теплопродуктивність 0,5-6 МВт
[4].
Витрати води у випарнику 53,13 та 16,43 кг/с.
Встановлюємо три насоси марки CS 80-200 A з подачею 191 м3/год,
напором 48,5 м. вод. ст., ККД 66%, з потужністю електродвигуна 39 кВт [6].
7.
Аналіз економічної ефективності тец з ТНУ
Результати розрахунку економічної ефективності
котельні з ТНУ, проведений за методикою з [13], показані в таблиці 7.1
Таблиця 7.1 - Результати розрахунку економічної
ефективності котельні з ТНУ
|
Параметр
|
Позначення
|
Одиниці
вимірювання
|
Формула
|
Значення
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Тривалість
роботи ТЕЦ в рік
|
τрічне
|
год/рік
|
|
8760
|
|
Тривалість
роботи котельні в режимі ГВП
|
τГВП
|
год/рік
|
|
4200
|
|
Тривалість
роботи котельні в макс. зимній період
|
τmax
|
год/рік
|
|
|
|
Тривалість
роботи котельні в сер. оп. період
|
τсер. оп
|
год/рік
|
|
2400
|
|
Витрати
палива в не модернізованій схемі в макс. зимній період
|
Вpmax
|
тис∙м3/рік
|
|
|
|
Витрати
палива в немодернізованій схемі в сер. оп. період
|
Вpсер.
оп
|
тис∙м3/рік
|
|
1,55
|
|
Витрати
палива в немодернізованій схемі в літ. період
|
Вpліт
|
тис∙м3/рік
|
|
1,2407
|
|
Річна
витрата робочого палива в немодернізованій схемі
|
Вpріч
|
тис∙м3/рік
|
Вpріч
= (Вpmax∙τmax+ +Вpсер. оп∙τсер. оп+ +Вpліт∙τліт) ∙3,6
|
32125,24
|
|
Витрати
палива в модернізованій схемі в макс. зимній період
|
Вpmax
|
тис∙м3/рік
|
|
|
Продовження табл.7.1
|
1
|
2
|
4
|
5
|
|
Витрати
палива в модернізованій схемі в сер. оп. період
|
Вpсер.
оп
|
тис∙м3/рік
|
|
1,321
|
|
Витрати
палива в модернізованій схемі в літ. період
|
Вpліт
|
тис∙м3/рік
|
|
1,2
|
|
Питома
теплота згорання палива
|
Qнр
|
МДж/м3
|
|
34,7
|
|
Річна
витрата робочого палива в модернізованій схемі
|
Вpріч
|
тис∙м3/рік
|
Вpріч
= (Вpmax∙τmax+ +Вpсер. оп∙τсер. оп+ +Вpліт∙τліт) ∙3,6
|
29591,7
|
|
Умовна
теплота згорання палива
|
Qнур
|
кДж/кг
|
|
29,3
|
|
Річна
витрата умовного палива в немодернізованій схемі
|
Вуріч
|
т/рік
|
Вуріч=
Вpріч ∙ Qнр / /Qнур
|
38045,9
|
|
Річна
витрата умовного палива в модернізованій схемі
|
Вуріч
|
т/рік
|
Вуріч=
Вpріч ∙ Qнр / /Qнур
|
35045,4
|
|
Потужність
опалення
|
Qсер.
оп
|
МВт
|
|
42,94
|
|
Потужність
ГВП
|
Qгвп
|
МВт
|
|
34,44
|
|
Потужність
макс. котельні
|
Qmax
|
МВт
|
|
|
|
Річний
відпуск теплоти
|
Qріч
|
ГДж/рік
|
Qріч=
(Qсер. оп∙τоп+ +Qгвп∙τгвп) ∙3,6
|
891796,7
|
|
Питомі
витрати робочого палива в немодернізованій схемі
|
bp
|
м3/с
|
bp=
Вpріч / Qріч
|
36,02
|
|
Питомі
витрати умовного палива в немодернізованій схемі
|
bу
|
кг у.
п. /с
|
bу=
Вуріч / Qріч
|
42,66
|
|
Питомі
витрати робочого палива в модернізованій схемі
|
bp
|
м3/с
|
bp=
Вpріч / Qріч
|
33,18
|
|
Питомі
витрати умовного палива в модернізованій схемі
|
bу
|
кг у.
п. /с
|
bу=
Вуріч / Qріч
|
39,29
|
|
Капіталовкладення
в ТНУ
|
Kтну
|
грн.
|
K ∙
Qk∙ n
|
18408375
|
|
Капіталовкладення
в ДВЗ
|
Kдвз
|
грн.
|
|
12737500
|
|
Капіталовкладення
в нове обладнання
|
Кн.
о.
|
грн.
|
Кн.
о. = Ктну+ Kдвз
|
31145875
|
|
Капіталовкладення
в нове обладнання з урахуванням витрат на монтаж
|
К
|
грн.
|
|
45472977
|
|
Електрична
потужність в не модернізованій схемі в макс. зимній період
|
Nmax
|
кВт
|
|
|
|
Електрична
потужність в не модернізованій схемі в сер. оп. період
|
Nсер.
оп
|
кВт
|
|
|
|
Електрична
потужність в не модернізованій схемі в літн. період
|
Nліт
|
кВт
|
|
|
|
Втрати
електроенергії в не модернізованій схемі
|
Nріч
|
кВт∙год/рік
|
Nріч=
Nmax∙τmax+ +Nсер. оп∙τсер. оп+ +Nліт∙τліт
|
0
|
|
Ціна
електроенергії
|
Це
|
грн/
(кВт∙год)
|
|
1,68
|
|
Витрати
на електроенергію в не модернізованій схемі
|
Сел
|
грн/рік
|
Сел=
Це ∙ Nріч
|
0
|
|
Електрична
потужність в модернізованій схемі в макс. зимній період
|
Nmax
|
кВт
|
|
0
|
|
Електрична
потужність в модернізованій схемі в сер. оп. період
|
Nсер.
оп
|
кВт
|
|
37,73
|
|
Електрична
потужність в модернізованій схемі в літній період
|
Nліт
|
кВт
|
|
11,67
|
|
Втрати
електроенергії в модернізованій схемі
|
Nріч
|
кВт∙год/рік
|
Nріч=
Nmax∙τmax+ +Nсер. оп∙τсер. оп+ +Nліт∙τліт
|
|
|
Витрати
на електроенергію в модернізованій схемі
|
Сел
|
грн/рік
|
Сел=
Це ∙ Nріч
|
0
|
|
Амортизаційне
відрахування в нове обладнання
|
Сам
|
грн/рік
|
Сам=
Кно ∙ На
|
3183108,4
|
|
Витрати
на поточний ремонт
|
Спр
|
грн/рік
|
Спр=
Сам∙ 0,2
|
63662,16
|
|
Заробітна
плата працівника
|
Фз.
п.
|
грн/місяць
|
|
2896
|
|
Затрати
на заробітну плату
|
Сз.
п.
|
грн/рік
|
Сз.
п= Фз. п. ∙ Nпр
|
3152875,2
|
|
Ціна
палива (газ)
|
Цпал
|
грн.
/тис. м3
|
|
11400
|
|
Витрати
на паливо в не модернізованій схемі
|
Сп
|
|
Сп=
Вріч∙ Цпал
|
366227762,5
|
|
Витрати
на паливо в модернізованій схемі
|
Смп
|
|
Смп=
Вріч∙ Цпал
|
337345521,7
|
|
Витрата
води в макс. зимній період
|
Gсвmax
|
кг/с
|
|
|
|
Витрата
води в сер. оп. період
|
Gсвсер.
оп
|
кг/с
|
|
|
|
Витрата
води в літ. період
|
Gсвліт
|
кг/с
|
|
|
|
Ціна
води
|
Цв
|
грн/м3
|
|
10
|
|
Річна
витрата води до модернізції
|
Gріч.
в
|
м3/рік
|
Gріч.
в= (Gсвmax×
×τmax+Gсвсер. оп× ×τсер. оп+ +Gсвліт∙τліт) ∙3,6/ρв
|
273091,6
|
|
Річна
витрата води в модерн. схемі
|
Gріч.
в
|
м3/рік
|
|
273091,6
|
|
Витрати
на воду до модернізації
|
Св
|
грн/рік
|
Св=
Gріч. в∙ Цв
|
2730916,6
|
|
Витрати
на воду модерн. схемі
|
Св
|
грн/рік
|
|
2730916,6
|
|
Інші
витрати до модернізації
|
Сінші
|
грн/рік
|
Сінші=
0,06× × (Сп+Сел+Св+ +Сзп)
|
22326693,26
|
|
Інші
витрати після модернізації
|
Сінші
|
грн/рік
|
Сінші=
0,06∙ (Сп+ +Сел+Св+Сзп+Сам+Спр)
|
20788565,
|
|
Експлуатаційні
витрати до модернізації
|
Се
|
грн/рік
|
Се=
Сп+ +Сел+Св+ +Сзп+Сінші
|
394438247,6
|
|
Експлуатаційні
витрати після модернізації
|
Сме
|
грн/рік
|
Сме=
Сп+Сел+Св+Сзп+Сам+Спр+Сінші
|
367264649,2
|
|
Зменшення
експлуатаційних витрат
|
∆Се
|
грн/рік
|
∆Се=
Се - Сме
|
27173598,4
|
|
Собівартість
відпущеної теплоти до модернізації
|
СВнемод.
|
грн.
/ГДж
|
СВнемод.
= Се / Qріч
|
442,3
|
|
Собівартість
відпущеної теплоти після модернізації
|
СВмод.
|
грн.
/ГДж
|
СВмод.
= Сме / Qріч
|
411,9
|
|
Економічна
ефективність
|
Еф
|
грн/рік
|
Еф=
(СВнемод. - СВмод.) ∙ Qріч
|
27173598,4
|
|
Термін
окупності капіталовкладень
|
Т
|
рік
|
Т=К / Еф
|
1,14
|
|
Проста
окупність
|
ПО
|
рік
|
Т=К /∆Се
|
1,14
|
|
|
|
|
|
|
Отже, собівартість відпуска теплоти до
модернізації склалає 442,29 грн/ГДж, а після модернізації - 411,82грн/ГДж.
Термін окупності капіталовкладень склав 1 рік і 2 місяці.
Висновки
В даній курсовій роботі розрахована модернізована
теплова схема ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з теплонасосною установкою.
ТЕЦ забезпечує технологічного споживача теплоносієм з температурою 130 оС
в максимальний період і 70 оС в середній період.
Розраховано теплову схему ТЕЦ з встановленням
ТНУ, підібрано обладнання, проведено розрахунок техніко-економічних показників
котельні.
Підібрано 3 теплових
насоса виробництва ЗАТ "Енергія": марки НТ-3000 з розрахунковою
теплопродуктивністю 1800…2800 кВт, марки НТ-1000 з розрахунковою
теплопродуктивністю 900…1350 кВт та марки НТ-500 з розрахунковою
теплопродуктивністю 450…680 кВт, за рахунок чого знижено собівартість теплоти
від 442,29 [грн. /ГДж] до 411,82 [грн. /ГДж].
Термін окупності встановлення ТНУ становить 1,14
роки.
теплонасосний теплова схема модернізована
Перелік
посилань
1.
Остапенко О.П. Енергетична, екологічна та економічна ефективність
парокомпресійних теплонасосних установок у порівнянні з альтернативними
джерелами теплопостачання [Електронний ресурс] / О.П. Остапенко, О.М.
Слободянюк // Наукові праці ВНТУ. - 2014. - № 2. - 11 с. - Режим доступу до
ресурсу: http://praci. vntu.edu.ua/article/view/3619/5318
<http://praci.vntu.edu.ua/article/view/3619/5318>.
.
Остапенко О.П. Енергоекологічна ефективність теплонасосних станцій на природних
та промислових джерелах теплоти за умови змінних режимів роботи [Електронний
ресурс] / О.П. Остапенко, І.О. Валігура, А.Д. Коваленко. // Наукові праці ВНТУ.
- 2013. - № 2. - 10 с.
.
Остапенко О.П. Енергетична ефективність теплонасосних станцій з різними
джерелами теплоти за умови змінних режимів роботи [Електронний ресурс]. / О.П.
Остапенко, О.В. Шевченко, О.В. Бакум // Наукові праці ВНТУ. - 2013. - № 4. - 9
с. - Режим доступу до ресурсу: http://praci. vntu.edu.ua/article/
view/3448/5066. <http://praci.vntu.edu.ua/article/%20view/3448/5066.>
.
Газопоршневі двигуни ВО "Первомайскдизельмаш" [Електронний ресурс]. -
Режим доступу до ресурсу: http://dieselmash.com.ua/
. Теплові
насоси ЗАТ НВФ "Тритон ЛТД" [Електронний ресурс]. - Режим доступу до
ресурсу: http://www.energy-exhibition.com/Exhibition/Renewable/heatpump/ triton
/triton_ about. php#product
<http://www.energy-exhibition.com/Exhibition/Renewable/heatpump/triton%20/triton_%20about.%20php>.
.
Контактний утилізатор КТАН-0,05УГ [Електронний ресурс]. - Режим доступу:
<http://www.gosthelp.ru/text/Texnicheskieresheniyapois.html>.
.
Пластинчатий теплообмінник [Електронний ресурс]. - Режим доступу:
http://www.energetyka.com.ua
<http://energetyka.com.ua/>/271-teploobmennik
<http://energetyka.com.ua/slovarterminov/271-teploobmennik>.
. Газопоршневі
двигуни ВО "Завод ім. Малишева" [Електронний ресурс]. - Режим доступу
до ресурсу: <http://www.malyshevplant.com/>.
9. Янтовский Е.И. Парокомпрессионные
теплонасосные установки / Е.И. Янтовский, Ю.В. Пустовалов. - М.: Энергоиздат. -
1982. - 144 с.
. Пустовалов Ю.В. Исследование эффективности
парокомпрессионных теплонасосных станций в системах энергоснабжения городов /
Ю.В. Пустовалов. - М: ВНТИ центр. - 1989. - 179 с.
11. Промышленная теплоенергетика и теплотехника: Справочник /
[А.М. Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев и др.]; Под общ. ред.В.А.
Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 552 с.
Додаток
Додаток
А
(обов’язковий)
Міністерство освіти і науки України
Вінницький національний технічний університет
Інститут будівництва, теплоенергетики та
газопостачання
Затверджую
_____________________
_____________________
‘’____’’____________2015 р.
ТЕХНІЧНЕ ЗАВДАННЯ
На курсову роботу з теми: Теплонасосна установка
в тепловій схемі ТЕЦ
Область застосування теплової схеми ТЕЦ - промислове
виробництво
Основа для розрахунку - робочий навчальний план
дисципліни СВРЕ
Мета та призначення розрахунку: а) мета
розрахунку - отримання практичних навичок розрахунків; б) призначення
розрахунку - навчальний курсовий проект з дисципліни СВРЕ
Джерела розрахунку - індивідуальне завдання на
курсову роботу з дисципліни СВРЕ, літературні, патентні та інші технічні
матеріали з розрахунку промислових парових котелень
Технічні вимоги
.1 Паровидатність ТЕЦ 23,84 т/год
.2 Тиск пари. 14 МПа
.3 Витрата пари на технологію 9 т/год
.4 Тиск пари на технологічні споживачі 14 МПа
.5 Витрата зворотнього конденсату 5,85 т/год
.6 Температура зворотнього конденсату 75 оС
.7 Витрата пари на теплофікацію 21,29 т/год
5.8 Тиск пари 0,7 МПа
.9 Витрата пари на деаератор 1,52 т/год
.10 Тиск 0,12 МПа
.11 Температурний графік мережної води 130/70 оС
.12 Витрата мережної води 95,96 т/год
Стадії та етапи розрахунку теплової схеми парової
котельні включають елементи технічної пропозиції, ескізного та технічних
проектів.
Крайні терміни виконання КР
’’_____’’________________20 р.
Початок розробки ’’_____’’________________20 р.
Коректування технічного завдання допускається з
дозволу керівника проекту
Розробив студент групи
ТЕ-11________________Тіхоненко Р. О.