Проект системы энергоснабжения промышленного района и жилого массива

При проектировании теплоснабжения новых районов на первом этапе  требуется выбрать направление тепловых сетей от источника тепла до потребителей. Производится это по тепловой карте района с учетом материалов геодезической съемки местности, плана существующих и намечаемых  надземных и подземных сооружений и коммуникаций, данных о характеристике грунтов и высоте стояния грунтовых вод и т.п.

При выборе трассы тепловых сетей исходят из следующих основных условий:

-надежности теплоснабжения

-быстрой ликвидации  возможных неполадок и аварий

-безопасности работы  обслуживающего персонала

-наименьшей длины тепловой сети и минимального объема работ по ее сооружению.

Промышленные предприятия  с большой тепловой нагрузкой  должны присоединяться непосредственно  к магистральным сетям через  тепловые пункты, схемы которых должны в основном соответствовать схемам ГТП.

Трассы магистральных  тепловых сетей при разработке схем устанавливаются по имеющимся топографическим  картам различного масштаба с нанесенными  на них реками, озерами, лесом и  т.п. Трасса тепломагистрали, наносимая  на топографический план, выбирается по кратчайшему направлению между начальной и конечной ее точками с учетом обхода труднопроходимых территорий и различных препятствий. Вследствие этого приходится отклоняться от прямой линии. 

Вопрос о выборе типа теплопровода (надземный или подземный) решается с учетом местных условий и технико-экономических обоснований. При высоком уровне грунтовых и внешних вод, большой густоте существующих подземных сооружений на трассе проектируемого теплопровода, сильно пересеченной оврагами местности и пересечении многоколейных железнодорожных путей в большинстве случаев отдается предпочтение надземным теплопроводам. Однако опыт показывает, что надземные теплопроводы долговечнее и более ремонтнопригодны, по сравнению с подземными.

Наличие промышленного  потребителя, который потребляет пар, предопределяет необходимость спроектировать паровую сеть.

Пар в качестве теплоносителя  используется главным образом для  технологических нагрузок промышленных предприятий. Основная нагрузка паровых  сетей обычно концентрируется в сравнительно небольшом количестве узлов, которыми являются цехи промышленных предприятий. Поэтому удельная протяженность паровых сетей на единицу расчетной тепловой нагрузки, как правило, не велика. Когда по характеру технологического процесса допустимы кратковременные перерывы в подаче пара (24 часа), наиболее экономичным и в тоже время достаточно надежным решением служит прокладка однотрубного паропровода с конденсатопроводом.

Вопрос о выборе источника  теплоснабжения решается однозначно в  пользу выбора теплоэлектроцентрали, так как суммарная тепловая мощность района  уже составляет 635 МВт, без учета паровой нагрузки в 190 МВт.

 По материалам ТЭП  и ВНИПИэнегопрома, сооружение  ТЭЦ рационально при минимальной  тепловой мощности  550-700 МВТ, то  есть только для сравнительно крупных городов с количеством жителей не менее 200 тысяч человек или для крупных промышленных предприятий с круглогодичным расходом тепла (пара) на технологические нужды. ТЭЦ  сооружаются в тех случая, когда рассматриваемому городу, району или крупному промышленному предприятию требуется в достаточно большом количестве, как тепла, так и электрической  энергии.

Основываясь на проведенном  экономическом расчете, информации полученной из литературных источников[1],[2] и проделанном анализе определяем структуру системы теплоснабжения района:

1. Конфигурация тепловой  сети радиальная.

 Поскольку протяженность  магистралей трубопроводов не  велика, то расстояние между секционирующими  задвижками выбирается из условия,  чтобы время, требуемое для  проведения ремонта, было меньше времени, в течение которого внутренняя температура в отапливаемых помещениях при полном отключении отопления при расчетной наружной температуре для отопления, не опускалась ниже минимального предельного значения, которое принимают обычно 12-14°С.  

2. Система теплоснабжения  двухтрубная, закрытая;

3. В качестве источника  тепловой и электрической нагрузки  определяем ТЭЦ.

4.Система пароснабжения  для промышленного района (однотрубная)  с возвратом конденсата и резервированием;

5. Трассу магистральных сетей выбираем по кратчайшему направлению;

Из-за отсутствия исходных данных о состоянии местности, считаем, что  нет труднопроходимых территорий и различных препятствий.

6. Принимаем надземную  прокладку теплопроводов.

7.Теплоснабжение и пароснабжение жилых районов и промышленного предприятия должно быть осуществлено от  групповых тепловых пунктов;

8.К дальнейшему расчету принимаем вариант схемы №1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ  ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И  СОСТАВА ОБОРУДОВАНИЯ

Исходя из того, что  суммарная электрическая нагрузка потребителя составляет 660 МВт, необходимо установить турбоагрегаты такой мощности, которые покроют такие нагрузки, а также компенсируют расходы электроэнергии на собственные нужды (6-8%)[14] и потери в электрических сетях (до 15%).

Отсюда мощность проектируемой  электростанции должна быть не ниже

Но также необходимо предусмотреть  резерв мощностей и возможное  дальнейшее развитие и строительство  района, и соответственно  увеличение числа потребителей.

2. Определение тепловой  мощности  источника энергоснабжения.

Суммарная тепловая нагрузка потребителя  составляет 676 МВт.

Оптимальное значение коэффициента теплофикации лежит в пределах 0,35-0,7. Поэтому  принимаем равным .

Тогда отпуск тепла на источнике  теплоснабжения на отопление и ГВС  составит

Где - кпд сетевого подогревателя, кпд трубопровода,     -с/н.

3. Определим также  расход пара на промышленные  цели:

где , -параметры пара определяем по таблицам воды и водяного пара.

где , -параметры пара определяем по таблицам воды и водяного пара.

 – КПД трубопроводов.

Далее подбираем основное оборудование, для электростанции исходя из вышеприведенного расчета.

 Сведем результаты в общую таблицу. 

Таблица№2

№	Тип турбины	Количество  турбин	Nэ,МВт	Qт, МВт	Qп, МВт	Расход пара на одну турбину, т/ч
1	Т-110-130	2	110	240	-	445
2	K-210-130	2	420	-	-	592
3	P-40-130/31	1	40	-	223-268	456
	Всего	5	680	480	223-268	-

 

Распределение нагрузки между турбоустановками:

Как видно из таблицы  подбор турбоагрегатов сделан таким  образом, что суммарная электрическая  мощность составила 680 МВт, далее принимаем ее в качестве установленной. Такая мощность удовлетворяет потребность в электрической энергии с учетом расхода энергии (10%) на собственные нужды и потери в электрических сетях.

Для того чтобы обеспечить паром промышленного потребителя, принята к установке на станции противодавленческая турбина Р-40-130/31.

Паропроизводительность  паровых котлов выбираем  по максимальному  расходу пара на турбинную установку  с запасом 3 %, учитывая гарантийный  допуск, возможные ухудшения вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

С учетом выше сказанного выбираем следующие паровые котлы:

• для турбин К-210-130 – БКЗ-640-140 (4 котла+1 резервный)
• для турбины Р-40-130/31 – БКЗ-320-140 (2 котла);
• для турбины Т-110-130 – БКЗ-320-140 (2 котла)

 

 

 

 

 

 

 

 

4.Определение параметров системы  транспорта тепла  на

отопление и горячее  водоснабжение.

При проектировании тепловых сетей в гидравлическом расчете  решаются следующие задачи:

• определение диаметров трубопроводов;
• определение падения давления по длине трубопровда;
• определение давлений в различных точках сети;
• гидравлическая увязка всех точек системы при статическом и гидравлическом режимах с целью обеспечения допустимых давлений и требуемых напоров в тепловой сети и абонентских системах.

В процессе эксплуатации тепловых сетей целью гидравлического  расчета является определение фактических  давлений и напоров в различных  точках сети с учетом фактического состояния трубопроводов и реальных нагрузок потребителей.

Порядок расчета:

1. Диаметры подбираем по среднему гидравлическому уклону, ориентируясь на удельные потери давления на трение 80 Па/м, что дает решение, близкое к экономически оптимальному.
2. Зная расчетные расходы воды на каждом участке и удельные потери давления на трение, экономически оптимальные, по номограмме 7.2,б [2] определяем диаметры для всех участков и уточняем удельные потери давления на трение (после выбора диаметра труб из стандартного ряда). Результаты записываем в таблицу № 4, где также указываем скорость теплоносителя на каждом участке, предварительно рассчитав ее по формуле:

, где  – удельный объем воды; – расход воды в участке, кг/с; - внутренний диаметр участка, м; - скорость воды  в участке, м/с.

3. После этого рассчитываем эквивалентные местным сопротивлениям приведенные длины участков тепловой сети, которые позволяют определить потери давления на участках. Потери давления происходят не только из-за трения, но и из-за наличия запорной арматуры, неподвижных опор, компенсаторов. Местные сопротивления принимаем по схеме, а значения их коэффициентов по табл. 7.1.[2]

Эквивалентную местному сопротивлению длину при сумме коэффициентов местных потерь для каждого участка находим по табл.7.2.[2] при в зависимости от диаметра. Весь расчет эквивалентных местным сопротивлениям длин сводим в таблицу № 3. Полученные значения записываем в таблицу № 4, после чего расчет заканчиваем.

4. Далее, в результате расчета магистралей находим потери напора в подающих линиях как отношение потерь давления на участке к удельному весу теплоносителя:

, где  -ускорение свободного падения, м/с²; плотность воды .

Потери в обратной линии считаем такими же. Расстояние на участках между неподвижными опорами  определяется в зависимости от типа компенсатора, способа прокладки и диаметра трубопровода. По этому расстоянию определяется количество тепловых камер и компенсаторов. Тип компенсатора выбирается в зависимости от диаметра трубопровода и способа прокладки.

Сальниковые компенсаторы устанавливаются при подземной прокладке на трубопроводах диаметром , при надземной прокладке на низких опорах – на трубопроводах . В нашем случае все диаметры трубопроводов более , поэтому устанавливаем сальниковые компенсаторы.

Сальниковые компенсаторы изготовляются  односторонними и двусторонними. Двусторонние применяют обычно для уменьшения числа камер, так как в середине их устанавливается неподвижная  опора, разделяющая участки труб, удлинения которых компенсируются каждой из сторон компенсатора.

В имеющейся схеме тепловой сети, задвижки устанавливаем в начале и конце каждого участка на подающей и обратной линиях.

Сальниковые компенсаторы устанавливаем через каждые трубопровода.

, где  - сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке; - эквивалентная длина участка при сумме коэффициентов местных сопротивлений равных 1, м; - эквивалентная длина участка с учетом местных сопротивлений, м.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.1 Расчет эквивалентных  длин

Участок	Условный проход,	Местные сопротивления	Кол-во мест. сопрот.	Коэффициент мест. сопрот.		при	Эквивалентная длина
				коэфф.	сумм.
И1-П1-П2	0,55	Задвижка	2	0,5	1	31	192,44
		Сальниковые компенс.	14	0,3	4,2
		отвод	1	1	1
И-П6	0,91	Задвижка	2	0,5	1	58,2	168,91
		Сальниковые компенс.	3	0,3	0,9
		отвод	1	1	1
П6-П5	0,8	Задвижка	2	0,5	1	49,58	173,5
		Сальниковые компенс.	5	0,3	1,5
		отвод	1	1	1
П5-П4	0,7	Задвижка	2	0,5	1	41,96	109,09
		Сальниковые компенс.	2	0,3	0,6
		отвод	1	1	1
П4-П3	0,61	Задвижка	2	0,5	1	35,32	81,25
		Сальниковые компенс.	1	0,3	0,3
		отвод	1	1	1