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

НазваРозрахункові режимиСезоннийВитрата пари на систему теплофікації Dтф кг/с2,96Загальна витрата пари D0, кг/с14,84Теплова потужність ТЕЦ бруто Qб, МВт42,9Витрата умовного палива на котли Bук, кг/с1,59Витрата робочого палива на котли Bрк, м3/с1,34ККД ТЕЦ брутто ?к0,92Потужність технологічних споживачів Qпс, МВт6,42

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 даніПозначенняОдинці вимірюван-няФормулаЗначення для 1-го сезону Значення для 2-го сезону123456Витрата робочого палива на котелВрм3/сз розрахунку парово-го котла1,340,59Коефіцієнт надлишку повітря -Те ж1,21,2Теоретичний обєм димових газів при спалюванні 1м3 робочого палива V0м33Те ж9,439,43Обємна витрата димових газів vгм3 Вр V015,166,77Температура відхідних газів за контактним економайзеромt`вг задаємось5555Температура відхідних газів за котломtвг з розраху-нку паро-вого котла140140Питома теплоємність газівСргкДж/ (кгК) з розраху-нку парового котла1,761,76Теплота згорання робочого паливаQрнМДж/м3з розрахунку парового котла34,734,7Потужність утилізатора теплоти відхідних газів з котлаQутМВтVгcpг×× (tвг-tвг`) 0,0012,2681,014Нижча теплота згорання умовного паливаQрнуМДж/кг 29,329,3Питомий обєм водяної париrH2Oм33з розрахунку парового котла2,142,14Потужність за рахунок конденсації водяних парівQкМВтrH2O1,5× × (2500-2,33××t`вг) 0,00110, 2024,561Температура води на вході в утилізаторt12 задаємось3535Температура води на виході з утилізатораt11 задаємось5050Загальна потужність утизаторів ?Qут МВтQут +Qк12,4715,574Масова витрата води через утилізаторG1кг/сQут/ (t11 - t12) 198,4288,70Потужність пластинчастого теплообмінникаQтоМВтG14, 19 (t22 - t21) 12,475,575Температура нагріваної води на вході в пласт. ТАt21 задаємось3030Температура нагріваної води на виході з ТАt22 задаємось4545

Таблиця 2.2 - Розрахунок контактного економайзера та визначення потужності утилізації для оптимального режиму роботи

Вихідні даніПозначенняОдинці вимірюванняФормулаЗначення для 1-го сезонуЗначення для 2-го сезону123456Витрата робочого палива на котелВрм3/сз розрахунку парового котла1,1690,599Коефіцієнт надлишку повітря - Те ж1,21,2Теоретичний обєм димових газів при спалюванні 1м3 робочого палива V0м33Те ж9,439,43Обємна витра-та димових газів vгм3 Вр V013,2286,778Температура відхідних газів за контактним економайзеромt`вг задаємось5555Температура відхідних газів за котломtвг з розраху-нку паро-вого котла140140Питома теплоємність газівСз розраху-нку парово-го котла1,761,76Потужність утилізатора теплоти від-хідних газів з котлаQутМВтVгcpг (tвг-tвг`) 0,0011,9791,014Теплота згорання робочого паливаQрнМДж/м3з розрахунку парового котла34,734,7Нижча теплота згорання умовного паливаQрнуМДж/кг 29,329,3Питомий обєм водяної париrH2Oм33 з розрахунку парового котла2,142,14Потужність за рахунок конденсації водяних парівQкМВтrH2O1,5× × (2500-2,33t`вг) ××0,0018,94,56Температура води на вході в утилізаторt12 задаємось 3535Температура води на виході з утилізатораt11 задаємось 5050Загальна поту-жність утиза-торів ?Qут МВтQут +Qк10,8795,574Масова витр. води через ути-лізаторG1кг/сQут/ (t11 - t12) 173,188,70Потужність пластинчастого теплообмінникаQтоМВтG14, 19 (t22 - t21) 10,885,575Температура нагріваної води на вході в пластинчастий ТАt21 задаємось3030Температура нагріваної води на виході з ТАt22 задаємось4545Потужність пластинчастого теплообмінникаQтоМВтG14, 19 (t22 - t21) 1,4960,352Температура нагріваної води на вході в пластинчастий ТАt21 задаємось3030

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 даніПозначенняОдиниці вимірю-ванняФормулаПеріоди роботи ТНУ сезон 1сезон 2123456Температура конденсації холодоагентаtк 7575Температура випаровування холодоагентаtвип tвип= h''1 - ?н2525Температура води на вході в випарникtвІ 4545Температура води на виході з випарникаtвІІ 3030Величина недогрівуqн 55Величина перегрівуq 77Теплоємність водиCpкДж/кг4, 194, 19Температураt1 t1 = tвип+ ?п3232Ентальпіяh1кДж/кг412412Ентальпіяh1ІкДж/кг419419ЕнтальпіяhкДж/кг445445Ентальпіяh3кДж/кг315315Ентальпіяh4кДж/кгh4= h'3= =h3 - qпо307307ККД компресора?оікм0,750,75ККД теплообмінника?то0,9800,980 Електромеханічний ККД?ем0,9500,950Питома потужність переохолодникаqпокДж/кгqпо= h'1 - h188Адіабатний теплоперепад в компресоріHакДж/кгHа= h - h'12626Робочий теплоперепадHркДж/кгHр= Hа /?оікм34,6734,67Ентальпія точки 2h2кДж/кгh2= h + Hр453,67453,67Питома теплота, яка відводиться з конденсатораqккДж/кгqк= h2 - h3138,67138,67Питома теплота, яка підводиться у випарникqвкДж/кгqв= h1 - h4104104Теплова потужність ТНУQккВт108785575Витрата холодоагентаGхакг/сGха= Qтну /qк × ×?то78,5940,28Коефіцієнт перетворення? = Qтну /Nкм3,7933,793Потужність компресораNккВт Nкм= Gха? Hр / /?ем2867,881469,75Потужність випарникаQвкВтQв= Qтну - Nкм80104105Витрата води у випарникуGвкг/сGв= Qв / Ср× × (tв - tв) × ×?то130,0466,65Питома витр. ел. енергії на вироб. од. теплової енергіїеМВт. год/кДж69,7069,70Питома витрата електричної ен. е1МВт. год/кДж 291,6291,6

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 даніПозначенняОдиниці вимірю-ванняФормулаПеріоди роботи ТНУ ТеплийХолодний123456Температура конденсації холодоагентаtк 7575Температура випаровування холодоагентаtвип tвип= h''1 - ?н2525Температура води на вході в випарникtвІ 4545Температура води на виході з випарникаtвІІ 3030Величина недогрівуqн 55Величина перегрівуq 77Теплоємність водиCpкДж/кг4, 1904, 190Температураt1 3232Ентальпіяh1кДж/кгt1 = tвип+ ?п411411Ентальпіяh1ІкДж/кг419419ЕнтальпіяhкДж/кг445445Ентальпіяh3кДж/кг315315Ентальпіяh4кДж/кгh4= h'3= =h3 - qпо307307ККД компресора?оікм0,750,75ККД теплообмінника?то0,9800,980Електромеханічний ККД?ем0,9500,950Питома потужність переохолодникаqпокДж/кгqпо= h'1 - h188Адіабатний теплоперепад в компресоріHакДж/кгHа= h - h'12626Робочий теплоперепадHркДж/кгHр= Hа /?оікм34,6734,67Ентальпія точки 2 h2кДж/кгh2= h + Hр453,33 453,33 Питома теплота, яка відводиться з конденсатораqккДж/кгqк= h2 - h3138,67138,67Питома теплота, яка підводиться у випарникqвкДж/кгqв= h1 - h4104104Теплова потужність ТНУQккВт108785575Витрата холодоагентаGхакг/сGха= Qтну /qк × ×?то78,5940,29Коефіцієнт перетворення? = Qтну /Nкм3,7933,793Потужність компресораNккВтNкм= Gха× ×Hр /?ем 2867,881469,75Потужність випарникаQвкВтQв= Qтну - Nкм80104105Витрата води у випарникуGвкг/сGв= Qв / Ср× × (tв - tв) × ×?то130,0466,65Питома витр. ел. енергіі на вироб. одиниці теплової енергіїеМВт. год/кДж69,769,7Питома витрата електричної ен. е1МВт. год/кДж 291,63291,63

3Отже, 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 даніПозначенняОдиниці вимірюванняФормулаЗначення для сезону 1Значення для сезону 2123456Питома витрата умовного паливаbyм3/кВт. год0,2860,286Електромеханічний ККД?ем0,950,95Теоретичний обєм повітря для спалювання 1м3 робочого паливаV0м339,529,52Густина повітря?повкг/м31,1651,165Коефіцієнт надлишку повітря ?2,12,1Споживана електрична потужність ГПДNГПДМВт2,8681,470Питома теплоємність газів після ГПДСргкДж/кг?К1,1251,125ККД теплообмінника?то0,980,98Теплота згорання робочого паливаQнрМДж/м334,734,71Нижча теплота згорання Умовного паливаQнуМДж/кг29,329,3Температура відхідних газів після ГПДtд475475Температура відхідних газів після утилізатораtут140140Температура води на вході в утилізаторt24942Температура води на виході з утилізатораt1110110Теплоємність водиCpкДж/кг?К4, 194, 19Ефективний ККД ГПД?еф?еф=0,123/ by0,430,43Повний ККД ГПД і електрогенератора?д?д= ?еф? ?ем0,4090,409Питома витрата умовного палива на дизельгенераторвдукг/сbуд= 0,123/?д0,3010,301Теоретична маса повітря для спалювання 1м3 паливаМ0кг/м3М0= Vo? ?11,09111,091Питома витрата суміші повітря і паливаМсумкг/м3Мсум= 1 + ? ? М024,29124,291Витрата умовного палива на ГПДВудкг/сВуд= bуд ? Nдвз / 36000,240,123Витрата робочого палива на ГПДВрдм3/сВрд= Вуд ?Qрну/ Qрн0, 2030,104Витрата відхідних газів після ГПДGвгкг/сGвг= Врд ? Мсум4,9192,521Потужність утилізатора відхідних газівQутМВтQут= Gвгр× × (tд - tут) ? ?то3, 1931,637Потужність системи охолодженняQохМВтQох=0,2? Врд× × Qнр? ?то1,3770,706Загальна потужність теплоутилізаційного устаткування ГПДQутМВт?Qут= Qут+ Qох0,690,138Масова витрата води через утилізаторGуткг/сGут= Qут / (t2 - t1) 12,755,86Загальна потужність ТНУ з ГПД?QМВт?Q= Qтну+ Qгпд11,5685,713

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 даніПозначенняОдиниці вимірюванняЗначення1234Ентальпія пари за котлом h0кДж/кг3310Ентальпія пари після РОУ1 hРОУ1кДж/кг2764Ентальпія пари після РОУ2 hРОУ2кДж/кг2683Ентальпія котлової води hквкДж/кг1087,5Ентальпія зливної води після ПСВhпсвкДж/кг168,8Температура води після ПСВtпсвºC40Ентальпія пари на деаератор hдкДж/кг2683Ентальпія сирої води hсвкДж/кг20,95Температура сирої водиtсвºC5Температура додаткової водиtдвºC40Ентальпія додаткової води hдвкДж/кг168,8Ентальпія зворотної мережної води hзвкДж/кг207Температура зворотної мережної водиtзвºC49Ентальпія прямої мережної води hпмвкДж/кг295,5Температура прямої мережної водиtпмвºC70Ентальпія живильної та підживлювальної води hжвкДж/кг440Ентальпія пари після РУ перед ПМВ hрупмвкДж/кг2770Ентальпія охолодної води після РОУ2 hроу2кДж/кг440Витрата мережної водиGмвкг/с26,6Потужність теплофікаціїQтфкВт2246,91Витрата пари на теплофікаціюGтфкг/с0,91Витрата води на підживлення мережіGпмкг/с0,9Адіабатний перепад ентальпійH0кДж/кг540Потужність турбіниQткВт1500Витрата пари на турбінуDткг/с8, 20Робочий перепад ентальпійHркДж/кг366Ентальпія пари після турбіниh ткДж/кг2944ЕнтальпіяhкДж/кг418Ентальпія води перед РОУ 2hроу2кДж/кг697Питома витрата охолодної водиzкг/кг0,28Витрата пари на деаераторDдкг/с0,056Витрата пари на ПСВDпсвкг/с1,48Витрата пари на РОУ2Dроу2кг/с3,389Витрата пари після РОУ2Dроу2кг/с4,136Витрата додаткової водиGдвкг/с14,97Витрата сирої водиGсвкг/с17,97Витрата живильної водиGжвкг/с16,23Паровидатність котельніDокг/с11,91Ентальпія сирої води після ПСВGсвпсвкДж/кг44,05Витрата охолодної води на РОУ2Gроу2кг/с0,917Витрата охолодної води після РОУ2Gроу2кг/с0,183Температура додаткової води після охолодника випаруtдвºC57,06Теплова потужність котельніQкМВт34,44Витрата умовного палива на котельнюBукг/с1,27Витрата робочого палива на котельнюBрм3/с1,078

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 даніПозначенняОдиниці вимірюванняМаксимальний режимСередній режим12345Ентальпія пари за котлом h0кДж/кг33103310Ентальпія пари після РОУ1 hРОУ1кДж/кг27642764Ентальпія пари після РОУ2 hРОУ2кДж/кг26832683Ентальпія котлової води hквкДж/кг1087,51087,5Ентальпія зливної води після ПСВhпсвкДж/кг168,8168,8Температура води після ПСВtпсвºC4040Ентальпія пари на деаератор hдкДж/кг26832683Ентальпія сирої води hсвкДж/кг20,9520,95Температура сирої водиtсвºC55Температура додаткової водиtдвºC5555Ентальпія додаткової води hдвкДж/кг231,7231,7Ентальпія зворотної мережної води hзвкДж/кг307,1207Температура зворотної мережної водиtзвºC7049Ентальпія прямої мережної води hпмвкДж/кг551,4295,5Температура прямої мережної водиtпмвºC13070Ентальпія живильної та підживлювальної води hжвкДж/кг440440Ентальпія пари після РУ перед ПМВ hрупмвкДж/кг27702770Ентальпія охолодної води після РОУ2 hроу2кДж/кг440440Витрата мережної водиGмвкг/с26,626,6Потужність теплофікаціїQтфкВт6419,72246,9Витрата пари на теплофікаціюGтфкг/с00Витрата води на підживлення мережіGпмкг/с0,90,9Адіабатний перепад ентальпійH0кДж/кг540540Потужність турбіниQткВт15001500Витрата пари на турбінуDткг/с6,016,01Робочий перепад ентальпійHркДж/кг366366Ентальпія пари після турбіниh ткДж/кг29442944Продовження табл.5.212345ЕнтальпіяhкДж/кг418418Ентальпія води перед РОУ 2hроу2кДж/кг697697Питома витрата охолодної водиzкг/кг0,280,28Витрата пари на деаераторDдкг/с0,030,03Витрата пари на ПСВDпсвкг/с1,481,46Витрата пари на РОУ2Dроу2кг/с3,3683,351Витрата пари після РОУ2Dроу2кг/с4,114,09Витрата додаткової водиGдвкг/с14,9714,78Витрата сирої водиGсвкг/с17,9717,73Витрата живильної водиGжвкг/с13,1513,12Паровидатність ТЕЦDокг/с11,8911,88Ентальпія сирої води після ПСВGсвпсвкДж/кг44,05944,362Витрата охолодної води на РОУ2Gроу2кг/с0,9120,907Витрата охолодної води після РОУ2Gроу2кг/с0,1820,181Температура додаткової води після охолодника випаруtдвºC57,0657,29Теплова потужність ТЕЦQкМВт34,3734,33Витрата умовного палива на ТЕЦBукг/с1,2751,273Витрата робочого палива на ТЕЦBрм3/с1,0761,075

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

ПараметрПозначенняОдиниці вимірюванняФормулаЗначення12345Тривалість роботи ТЕЦ в рік?річнегод/рік8760Тривалість роботи котельні в режимі ГВП?ГВПгод/рік4200Тривалість роботи котельні в макс. зимній період?maxгод/рікТривалість роботи котельні в сер. оп. період?сер. опгод/рік2400Витрати палива в не модернізованій схемі в макс. зимній періодВpmaxтис?м3/рікВитрати палива в немодернізованій схемі в сер. оп. періодВpсер. оптис?м3/рік1,55Витрати палива в немодернізованій схемі в літ. періодВpліттис?м3/рік1,2407Річна витрата робочого палива в немодернізованій схеміВpрічтис?м3/рікВpріч = (Вpmax??max+ +Вpсер. оп??сер. оп+ +Вpліт??літ) ?3,632125,24Витрати палива в модернізованій схемі в макс. зимній періодВpmaxтис?м3/рікПродовження табл.7.1

12345Витрати палива в модернізованій схемі в сер. оп. періодВpсер. оптис?м3/рік1,321Витрати палива в модернізованій схемі в літ. періодВpліттис?м3/рік1,2Питома теплота згорання паливаQнрМДж/м334,7Річна витрата робочого палива в модернізованій схеміВpрічтис?м3/рікВpріч = (Вpmax??max+ +Вpсер. оп??сер. оп+ +Вpліт??літ) ?3,629591,7Умовна теплота згорання паливаQнуркДж/кг29,3Річна витрата умовного палива в немодернізованій схеміВурічт/рікВуріч= Вpріч ? Qнр / /Qнур38045,9Річна витрата умовного палива в модернізованій схеміВурічт/рікВуріч= Вpріч ? Qнр / /Qнур35045,4Потужність опаленняQсер. опМВт42,94Потужність ГВПQгвпМВт34,44Потужність макс. котельніQmaxМВтРічний відпуск теплотиQрічГДж/рікQріч= (Qсер. оп??оп+ +Qгвп??гвп) ?3,6891796,7Питомі витрати робочого палива в немодернізованій схеміbpм3/сbp= Вpріч / Qріч36,02Питомі витрати умовного палива в немодернізованій схеміbукг у. п. /сbу= Вуріч / Qріч42,66Питомі витрати робочого палива в модернізованій схеміbpм3/сbp= Вpріч / Qріч33,18Питомі витрати умовного палива в модернізованій схеміbукг у. п. /сbу= Вуріч / Qріч39,29Капіталовкладення в ТНУKтнугрн. K ? Qk? n18408375Капіталовкладення в ДВЗKдвзгрн. 12737500Капіталовкладення в нове обладнанняКн. о. грн. Кн. о. = Ктну+ Kдвз31145875Капіталовкладення в нове обладнання з урахуванням витрат на монтажКгрн. 45472977Електрична потужність в не модернізованій схемі в макс. зимній періодNmaxкВтЕлектрична потужність в не модернізованій схемі в сер. оп. періодNсер. опкВтЕлектрична потужність в не модернізованій схемі в літн. періодNліткВтВтрати електроенергії в не модернізованій схеміNрічкВт?год/рік Nріч= Nmax??max+ +Nсер. оп??сер. оп+ +Nліт??літ0Ціна електроенергіїЦегрн/ (кВт?год) 1,68Витрати на електроенергію в не модернізованій схеміСелгрн/рікСел= Це ? Nріч0Електрична потужність в модернізованій схемі в макс. зимній періодNmaxкВт0Електрична потужність в модернізованій схемі в сер. оп. періодNсер. опкВт37,73Електрична потужність в модернізованій схемі в літній періодNліткВт11,67Втрати електроенергії в модернізованій схеміNрічкВт?год/рік Nріч= Nmax??max+ +Nсер. оп??сер. оп+ +Nліт??літВитрати на електроенергію в модернізованій схеміСелгрн/рікСел= Це ? Nріч0Амортизаційне відрахування в нове обладнанняСамгрн/рікСам= Кно ? На3183108,4Витрати на поточний ремонтСпргрн/рікСпр= Сам? 0,263662,16Заробітна плата працівникаФз. п. грн/місяць2896Затрати на заробітну платуСз. п. грн/рікСз. п= Фз. п. ? Nпр3152875,2Ціна палива (газ) Цпалгрн. /тис. м311400Витрати на паливо в не модернізованій схеміСп Сп= Вріч? Цпал366227762,5Витрати на паливо в модернізованій схеміСмп Смп= Вріч? Цпал337345521,7Витрата води в макс. зимній періодGсвmaxкг/сВитрата води в сер. оп. період Gсвсер. опкг/сВитрата води в літ. періодGсвліткг/сЦіна водиЦвгрн/м310Річна витрата води до модернізціїGріч. вм3/рікGріч. в= (Gсвmax× ×?max+Gсвсер. оп× ×?сер. оп+ +Gсвліт??літ) ?3,6/?в273091,6Річна витрата води в модерн. схеміGріч. вм3/рік273091,6Витрати на воду до модернізаціїСвгрн/рікСв= Gріч. в? Цв2730916,6Витрати на воду модерн. схеміСвгрн/рік2730916,6Інші витрати до модернізаціїСіншігрн/рікСінші= 0,06× ×пелв+ +Сзп) 22326693,26Інші витрати після модернізаціїСіншігрн/рікСінші= 0,06? (Сп+ +Селвзпампр) 20788565,Експлуатаційні витрати до модернізаціїСегрн/рікСе= Сп+ +Селв+ +Сзпінші394438247,6Експлуатаційні витрати після модернізаціїСмегрн/рікСме= Спелвзпампрінші367264649,2Зменшення експлуатаційних витрат ?Сегрн/рік?Се= Се - Сме27173598,4Собівартість відпущеної теплоти до модернізаціїСВнемод. грн. /ГДжСВнемод. = Се / Qріч442,3Собівартість відпущеної теплоти після модернізаціїСВмод. грн. /ГДжСВмод. = Сме / Qріч411,9Економічна ефективністьЕфгрн/рікЕф= (СВнемод. - СВмод.) ? Qріч27173598,4Термін окупності капіталовкладеньТрікТ=К / Еф1,14Проста окупністьПОрікТ=К /?Се1,14

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: #"justify">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


(обовязковий)

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.


Анотація В даній курсовій роботі проведені розрахунки модернізованої теплової схеми ТЕЦ Соколівського цукрового заводу з встановленням теплонасосної уста

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ