Устаткування ТЕЦ
Зміст
Вступ
1 Характеристика теплової схеми
2 Розрахунок теплової схеми
2.1 Початкові дані:
2.2 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ
3 Перевірка устаткування ТЕЦ
4 Техніко-економічні показники роботи ТЕЦ
Висновки
Список літератури
Додаток А
Вступ
Вінницька область має досить розгалужену і розвинуту промисловість.
Одна з найбільших галузей промисловості області – цукрова. На території Вінницької області розташовано 40 цукрових заводів, потужність яких становить від 75 тон до 6000 тон по переробленню цукрової сировини за добу, з яких у 2006 р. працювало 18, в тому числі Соколівський цукровий завод.
Стан енергетичної галузі Вінницької області, як і у всій Україні знаходиться на дуже низькому рівні. Тому необхідні кардинальні зміни для покращення становища в енергетичній галузі. Основні проблеми даної галузі полягають у відсутності паливних енергоресурсів, а також у їхній високій вартості. Тому необхідне впровадження новітніх досягнень науки та техніки, а також впровадження енергозберігаючих технологій та мало відхідних систем та комплексів. Інша проблема енергетичної галузі держави послідовно витікає із першої, а саме – це висока вартість та дефіцит електроенергії, особливо це відчутно в осінній та зимовий періоди року. Розв’язок цих двох основних проблем енергетичної галузі держави дасть змогу підвищити рівень самої галузі, а як наслідок становище і інших галузей Вінницької області та держави взагалі, що дасть змогу поліпшити становище економіки в цілому по всіх регіонах держави.
Впровадження цих систем та комплексів дасть змогу зменшити витрати коштів на купівлю паливних енергоресурсів за кордоном, а також в нашій державі. Оскільки цукрова промисловість займає найбільшу частину енергетичної галузі Вінницької області, тому доцільніше було б розпочинати реконструкцію, модернізацію , та впровадження енергозберігаючих та маловідхідних технологій та систем саме в цій галузі промисловості України.
Впровадження вище сказаних технологій та систем в цукровій промисловості дасть можливість зменшити витрати паливних енергоресурсів на одиницю переробленої сировини в період виробництва на цукрових заводах та зменшити споживання паливних енергоресурсів взагалі по області та державі.
Це особливо важливо тому, що період виробництва на цукрових заводах з періодом максимальних енергетичних та паливних ресурсів – це осінній та початок зимового періоду. Тому економія палива саме в цей період має велике значення для держави взагалі, бо надмірне споживання енергоресурсів призводить до перевантаження енергосистеми, та падіння тиску природного газу в газопроводах держави, це в свою чергу до виключення споживачів від системи електромереж, а також від газопроводів. Тому економія палива саме в цей період має велике значення для держави взагалі. Крім економії паливних енергоресурсів на цукрових заводах, що дасть впровадження нових енергозберігаючих та маловідхідних технологій та систем , цукрові заводи будуть мати можливість виробляти надлишкову електричну енергію та відпускати її в енергосистему. Це призведе до зменшення електричного навантаження на енергосистему і при цьому можливість перевантаження системи електромереж практично зникає.
Отже впровадження енергозберігаючих та маловідхідних технологій на цукрових заводах необхідне і є доцільним. Цукрових завод по своїй суті в цілому і є енергетична галузь. Тому наведені вище технології та системи можливо впроваджувати по всьому заводу.
1 Характеристика теплової схеми
Соколівський цукровий завод під час своєї роботи споживає теплову та електричну енергію. Для отримання цих видів енергії є ТЕЦ (теплоелектроцентраль). Потужність ТЕЦ залежить від потужності заводу, яка характеризує кількість переробленої сировини за добу. [1 ]
На ТЕЦ Соколівського цукрового заводу встановлено чотири парогенератори типу БКЗ 50-39 Ф, та один турбоагрегат Р-1,5-15/3 В якості основного палива використовують природній газ, а резервним паливом є мазут. Відповідно до цього на цукровому заводі існує мазутне господарство з усіма системами зберігання палива та його підготовки до спалювання в парогенераторах. Допоміжне обладнання включає: конденсатозбірник, насоси (живильної води,охолодної води, конденсатний), димосос, вентилятор.
Під час виробництва Соколівський цукровий завод потребує близько 9 тон/год пари з параметрами 1,4 МПа та температурою 195С, крім цього, для роботи заводу необхідно близько 3 МВт електроенергії.
ТЕЦ Соколівського цукрового заводу виробляє пару з параметрами 3,9 МПа, та температурою 440С. Ця пара надходить в машзал, де вона подається на турбіни протитискового типу. На виході з турбін пара має потенціал близько 1,4 МПа, температуру 195-200 С. Далі пара з вказаними параметрами надходить в головний корпус заводу і подається на перший корпус випарної станції, де вона конденсується і повертається в ТЕЦ до конденсатозбірника.
Витрати пари на турбіни ТЕЦ близько 9 тон/год. Іншу нестачу пари на Соколівському цукровому заводі відпускають за допомогою РОУ (редукційно-охолоджувальна установка). Витрата пари через РОУ становить 23,3 тон/год. Охолодною водою для РОУ є живильна вода котлів. Турбіни ТЕЦ Соколівського цукрового заводу під час роботи генерують близько 3 МВт електричної енергії.
Недоліком роботи цієї теплової схеми ТЕЦ є її малий коефіцієнт корисної дії. Це є наслідком неефективного використання потенціалу природного
газу, що спалюється в парогенераторах, а саме низький перегрів пари та висока температура відхідних газів, що в загальному випадку значно знижує ККД парогенераторів. Крім цього внаслідок недосконалого використання обладнання ТЕЦ, а саме застосування РОУ через яке проходить близько 32% виробленої пари, що значно знижує ККД всього циклу.
2 Розрахунок теплової схеми
2.1 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) (C)
Ентальпія пари на деаератор
Ентальпія сирої води (C)
Ентальпія додаткової води (C)
Ентальпія зворотної мережної води (C)
Ентальпія прямої мережної води (C)
Ентальпія живильної та підживлювальної води
Ентальпія пари після РУ перед ПМВ
Ентальпія охолодної води після РОУ2
2.2 Розрахунок існуючої схеми ТЕЦ
Витрата мережної води
() .
Потужність теплофікації
, [Вт] (2.1)
(МВт).
Витрата пари на теплофікацію
[] (2.2)
().
Витрата води на підживлення мережі,
, ().
Визначаємо витрату пари на турбіну. Будуємо графік робочого процесу розширення пари в паровій турбіні на h-S діаграмі.З графіка робочого процесу при Pn =0.3МПа знаходимо адіабатний перепад ентальпій
[кДж/кг] (2.3)
=3155-2770=385 (кДж/кг).
Потрібно визначити витрату пари на турбіну при протитиску P=0,3 МПа можна визначити з діаграми турбіни заводу-виготовлювача або обчислити з урахуванням адіабатного перепаду.
Рисунок 2.1 – Графік робочого процесу розширення пари в паровій турбіні на h-S діаграмі
Витрата пари на турбіну
= , (2.4)
де (3155 – 2730)·0,86=366 (кДж/кг). (2.5)
Ентальпія пари після турбіни
[кДж/кг] (2.6)
.
Розрахунок РОУ2
418 кДж/кг
697 кДж/кг
3310 кДж/кг
2764 кДж/кг
Питома витрата охолодної води
,[] (2.5)
де - частка охолодної води, що перетворюється на пару,
().
Витрата пари після РОУ2
(). (2.6)
Витрата пари на РОУ2
, [] (2.7)
().
Витрата охолодної води на РОУ2
, [] (2.8)
. ()
Витрата охолодної води після РОУ2
, [] (2.9)
().
Паровидатність котельні
, []
Тепловий баланс ПСВ (підігрівник сирої води)
(2.10)
Ентальпія сирої води після ПСВ
, [] , (2.11)
де - витрата сирої води на ХВО.
().
Тепловий баланс ОВ (охолодник випару)
(2.12)
Температура додаткової води після охолодника випару
(2.13)
tов=40+1071/4,19·Gдв.
Отже, витрата додаткової води
(). (2.14)
Витрата живильної води на котел
, [] (2.15)
(). (2.16)
Матеріальний баланс деаератора
(2.17)
(2.18)
Тепловий баланс деаератора
(2.19)
(2.20)
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
tов=40+1071/4,19·14,78=57,3 0С.
Теплова потужність котельні,
[] (2.21)
().
Витрата умовного палива на котельню
,[] (2.22)
().
Витрата робочого палива на котельню
,[] (2.23)
().
3 Перевірка устаткування ТЕЦ
Перевірка устаткування котельні здійснюється за максимальним навантаженням [2].
Перевірка насосів
В даній котельні встановлені такі насоси: живильні, мережні, підживлювальні, конденсатні, насоси сирої води, дренажний насос.
Мережні насоси призначені для забезпечення циркуляції теплоносія в тепловії мережі. Їх подача () визначається за максимальною масовою витратою мережної води.
Подача мережного насоса (максимальна) відома,
().
Отже, достатьньо встановлених на котельні двох насосів (робочий та резервний) марки 6КМ–12: подача – 162 м3/год, напір – 0,2 МПа, ККД – 80%, потужність електродвигуна – 17 кВт.
Перевірка живильних насосів
Живильні насоси встановлюються в котельню з паровими котлами, забезпечують подачу живильної води в котел і створення необхідного тиску пари на виході з котла. В котельні їх повинно бути не менше двох, причому на великих котельнях один або більше – з паровим приводом. На ТЕЦ встановлено 4 живильних насосів ( по одному на кожен котел та один резервний) чотири GRUNDFOS CRE 32-2 A-F-A-E HQQE.
Подача живильного насоса
, [] (3.1)
().
Отже, на кожен з котлів достатьно насосу КС–80–155: подача – 80 м3/год, напір – 1,55 МПа, ККД – 65%, потужність електродвигуна – 55 кВт.
Перевірка конденсатних насосів
Встановлюють для подачі кондансатів з конденсатних баків або водопідігрівних установок до деаератора котельні.
Подача конденсатних насосів,
, [] (3.2)
().
Отже, на кожен з котлів достатьно насосу КС–80–155: подача – 80 м3/год, напір – 1,55 МПа, ККД – 65%, потужність електродвигуна – 55 кВт.
Перевірка підживлювального насоса
Використовують в схемах котелень для покриття витіканнь мережної води.
Подача підживлювального насоса
,[] (3.3)
().
Отже, достатньо встановлених двох насосів (робочий та резервний) марки 1,5К–8/19: подача – 6 м3/год, напір – 0,203 Мпа, ККД – 44 %, потужність електродвигуна – 1,5 кВт.
Перевірка насоса сирої води
Виконують роль підведення сирої води через систему водопідготовки та теплообмінне обладнання в деаератор для покриття втрат пари, води, конденсату тощо.
Подача насоса
,[] (3.4)
().
Отже, на кожен з котлів достатьно насосу КС–80–155: подача – 80 м3/год, напір – 1,55 МПа, ККД – 65%, потужність електродвигуна – 55 кВт.
Перевірка установки для підготовки води
Основною складовою живильної води парових котлів є конденсат, який повертається в котельню від споживачів пари. Обов’язковою стадією водопідготовки є деаерація (дегазація) живильної води та води для підживлення теп-
лової мережі з метою зниження до допустимих норм вмісту в них агресивних
газів – кисню і вуглекислоти [3]. Марка деаератора вибирається, виходячи з витрати деаерованої води, одержаної в процесі розрахунків теплової схеми котельні.
Витрата деаерованої води
,[] (3.5)
().
Отже достатньо встановлених на котельні двох атмосферних деаераторів ДСА 100/50, продуктивністю – 100 т/год, об’єм бака – 50 м3.
Вибір трубопроводів
В котельні використовуються трубопроводи пари, гарячої води, трубопроводи водопідготовчої установки, конденсату. Діаметри трубопроводів визначаються, виходячи з розрахункових максимальних витрат, а також допустимих швидкостей води і пари. Швидкість води має становити 0,5...2 м/с, причому чим більша довжина трубопроводу, тим менша швидкість води в ньому. Рекомендовані швидкості насиченої пари вибирають в межах 10...40 м/с, а перегрітої – 20...70 м/с.
Діаметри трубопроводів даної котельні
, [м] (3.6)
де G – масова витрата середовища, яке транспортується, кг/с;
w – його середня швидкість, м/с;
– середня густина середовища (кг/м3), яка визначається як півсума густин на початку і в кінці трубопроводу. [4]
Діаметр трубопроводів живильної води
, [м] (3.7)
(м).
Приймаємо трубопровід , .
Діаметр колектору 39 атм
, [м] (3.8)
(м).
Приймаємо трубопровід , .
Діаметр паропровода від колектора 5 атм до РУ
, [м] (3.9)
(м).
Приймаємо трубопровід , .
Діаметр трубопровода від ТФ
, [м] (3.10)
(м).
Приймаємо трубопровід , .
Перевірка вентиляторів і димососів
Перевірка тягодуттєвих машин здійснюється за заводськими характеристиками, що визначають залежність напору, який розвиває машина, від подачі для густини середовища, що транспортується, яка відповідає температурі 100...200 С для димососа або 20 С для вентилятора і атмосферному тиску 101,325 кПа. [4]
Розрахункова подача вентилятора
, [] (3.11)
де k – коефіцієнт запасу, що дорівнює 1,1;
Bp – розрахункова номінальна витрата палива, кг/с;
V0 – теоретична кількість повітря, необхідна для згорання 1 кг твердого і рідкого палива або 1 м3 газоподібного палива, м3/кг (м3/м3);
в – коефіцієнт надлишку повітря перед вентилятором;
tв – температура повітря перед вентилятором.
().
Отже, достатньо встановленого вентилятора марки ВДН – 18: подача – 58 тис м3/год, повний напір – 384 м в.ст., ККД –82 %, електрична потужність – 40 кВт.
Розрахункова подача димососа
, [] (3.12)
де Vг0 – теоретичний об’єм продуктів згорання палива, м3/кг (м3/м3);
д – коефіцієнт надлишку повітря перед димососом;
tд – температура димових газів перед димососом.
().
Отже, достатньо встановленого димососа марки Д – 20: подача – 150 тис м3/год, повний напір – 4120 Па, ККД – 70 %, електрична потужність – 230 кВт.
Загальна електрична потужність власних потреб,
, [] (3.13)
().
Перевірка теплообмінників
Теплообмінники, що застосовуються в котельнях, є в основному кожухотрубчастими або пластинчастими апаратами поверхневого типу й використовуються для підігрівання мережної, сирої та хімочищенної води, а також для охолодження води і конденсату [5].
Метою теплового розрахунку є визначення параметрів теплоносіїв і необхідної площі поверхні нагріву для заданої теплової потужності, вибраної конструкції та відомих температур теплоносіїв на вході в теплообмінник і на виході з нього, застосовуючи рівняння теплопередачі,
, [] (3.14)
де Q – теплова потужність теплообмінника, Вт;
k – коефіціент теплопередачі, Вт/(м2·К);
- для водоводяних теплообмінників;
- для пароводяних.
t – середній температурний напір у теплообміннику, С.
Теплова потужність ПДВ
, [] (3.15)
().
Середній температурний напір у теплообміннику
, [С] (3.16)
де більша і менша різниця температур між теплоносіями, відповідно, С .
(С).
Площа поверхні нагріву
(м2).
Отже достатньо встановленого пароводяного теплообмінника ПП1-9-7ІІ: діаметр корпусу – 325/309 мм, площа поверхні нагріву – 9,5 м2, довжина трубок – 3000мм, їх кількість – 64 шт.
Теплова потужність ПМВ
, [] (3.17)
().
Середній температурний напір у теплообміннику
, [С] (3.18)
(С).
Площа поверхні нагріву
(м2).
Отже, достатньо площі теплообміну двох встановлених на котельні пароводяних бойлера ПП1-53-7-ІІ: діаметр корпусу – 630/616 мм, площа поверхні нагріву – 53,9 м2, довжина трубок – 3000 мм, їх кількість –392 шт.
Теплова потужність ПСВ
, [] (3.19)
().
Середній температурний напір у теплообміннику
, [С] (3.20)
(С).
Площа поверхні нагріву
(м2).
Отже, достатньо поверхні теплообміну існуючого теплообмінника ПВ-z-08: внутрішній діаметр корпусу – 106 мм, площа поверхні нагріву – 3,54 м2, довжина трубок – 4000мм, їх кількість – 19 шт.
4 Техніко-економічні показники роботи ТЕЦ
Капітальні вкладення
Капітальні вкладення складаються з одночасних витрат на будівництво і обладнання котельні, а також на виконання монтажно-налагоджувальних робіт. Найбільш точним методом визначення їх є складання кошторисів з переліком необхідного обладнання, матеріалів, включаючи всі будівельно-монтажні роботи. При цьому вартість обладнання та матеріалів установлюється за прейскурантами, а монтажу – за цінниками. Однак цей метод складний і трудомісткий. Тому для орієнтовних розрахунків і порівняння різних варіантів проекту котельні капітальні вкладення можна визначати за укрупненими показниками.[7]
Задаємо капіталовкладення К = 150 млн грн.
Експлуатаційні витрати
Експлуатаційні витрати на відпуск із котельні теплової енергії у вигляді пари або гарячої води залежать від витрат на роботу обладнання, експлуатацію будівлі та споруд, заробітну плату і від втрат, безпосередньо пов'язаних з виробництвом теплоти.
Експлуатаційні витрати визначаються за рік роботи котельні. Річні експлуатаційні витрати (витрати виробництва) складаються з витрат на паливо, споживане котельнею, Сп ; електричну енергію, що надходить із зовнішніх джерел електропостачання (районної електричної мережі), Сее ; воду, що витрачається в котельні, Св ; амортизацію обладнання, будівель, споруд та інших основних фондів Са ; поточний ремонт основних фондів Спр ; заробітну плату обслуговуючого персоналу Сзп та інші витрати Сі .
Витрати палива
В обчисленні річної витрати палива враховуються втрати за час його транспортування, розвантаження, зберігання й переробки, а також інші втрати, пов'язані з додатковими витратами в котельні.
Сп = Вріч Цп kвп·10-6 , [] (4.1)
де kвп — коефіцієнт, яким враховують втрати палива (орієнтовно цей коефіцієнт дорівнює 1,006 для мазуту і газу)
Цп – вартість палива, Цп = 4800 грн/(тис.м3),
Вріч – річна витрата палива, (тис.м3/рік)
Витрати на паливо
().
Витрати на воду
Річна витрата води
, [] (4.2)
де - витрата сирої води в сезонний період, , .
().
Грошові витрати на воду
, [] (4.3)
де Цв – ціна води, грн / м3, Цв = 6,61 грн / м3.
().
Витрати на амортизацію
Вони визначаються за величиною капітальних вкладень К і нормами амортизаційних відрахувань, грн/рік
, [] (4.4)
де На — норма амортизаційних відрахувань, що включає витрати на реновацію і капітальний ремонт обладнання котельні та залежить від виду її основних фондів, для парових котелень На = 7,5 % .
().
Витрати на поточний ремонт
Для закритих котелень витрати на поточний ремонт складають 20 % від амортизації,
, [] (4.5)
().
Витрати на заробітну плату
Їх розрахунок виконується з урахуванням основної та додаткової заробітних плат, а також відрахувань на соціальне страхування.
Витрати на заробітну плату
, [] (4.6)
де Кшт – штатний коефіцієнт, за яким визначаэться чисельність персоналу котельні; являє собою відношення кількості персоналу за штатним розкладом до встановленої теплової потужності котельні Qвст;
Кшт = 0,25 чол/МВт;
Qвст – встановлена теплова потужність котельні, МВт;
kдод – коефіцієнт, що враховує додаткові нарахування і приймається рівним kдод = 1,33 ;
Фзп – середній річний фонд заробітної плати, грн./рік.
().
Інші витрати
До них належать витрати на охорону праці, техніку безпеки, пожежну охорону, адміністративний персонал тощо. Значення цих витрат в процентах від суми всіх попередніх витрат для газу – 6 %.
, [] (4.7)
().
Загальні річні експлуатаційні витрати
Срічн = Сп + Св + Са + Спр + Сзп + Сі , [] (4.8)
().
Загальна виручка за рік
Загальна витрата електричної енергії,
, [] (4.9)
де - термін сезону, год;
- власні потреби на сезон, кВт.
().
Річне виробництво електроенергії,
, [] (4.10)
- електрична потужність турбіни, кВт.
().
Електроенергія, що відпускається в мережу в рік
[] (4.11)
[].
Виручка за електроенергію в рік
[] (4.12)
де - ціна відпущеної електроенергії в мережу,
().
Виручка коштів за відпущену теплову енергію, млн.грн/рік
, [] (4.13)
().
Загальний прибуток
[] (4.14)
[].
Висновки
В даному курсовому проекті розрахована ТЕЦ Соколівського цукрового заводу.
Виконано розрахунок теплової схеми ТЕЦ, перевірено основне та допоміжне обладнання (котлоагрегати, насоси, тягодутєвих пристроїв, теплообмінники).
Проведено гідравлічний розрахунок, а також визначено теплові втрати трубопроводу. Зроблено розрахунок техніко – економічних показників.
Для сезону (максимальне навантаження) був проведений розрахунок потужності промислових споживачів , потужність котельні , витрата умовного палива , витрата робочого палива .
До котлів підібрали вентилятори та димососи, до котельні підібрали допоміжне устаткування (насоси, трубопроводи, теплообмінники). Також був проведений гідравлічний розрахунок трубопроводу живильної води.
Ізоляцію розрахували для паропроводу 39 атм, який розташований після котла ТС-35: товщина ізоляції , а в якості теплоізоляції вибрали мінеральну вату.
Список літератури
1. Либерман Н. Б. Справочник по проектированию котельных установок систем централизированого теплоснабжения (общие вопросы проектирования и основное оборудование). / Н.Б. Либерман, М.Г. Нянковская – М.: Энергия, 1979. –224с.
2. Ткаченко С. Й. Розрахунки теплових схем і основи проектування джерел теплопостачання. Навч. посібник / С. Й. Ткаченко, М. М. Чепурний, Д. В. Степанов – Вінниця: ВНТУ, 2005. – 137 с.
3. Бузников Е. Ф. Производственные и отопительные котельне / Е. Ф. Бузников, К. Ф. Роддатис , Э. Я. Берзиньш – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 248 с.
4. Чепурний М. М. Розрахунки теплових схем когенераційних установок / М. М. Чепурний, С. Й. Ткаченко, В. В. Бужинський – Вінниця: ВНТУ, 2003. – 104 с.
5. Основи проектування промислових та опалювальних котелень. Курсове проектування. Навч. посібник / Под. ред. М. Ф. Боженко - К.: - Вища шк., 1992.–280 с.
6. Степанов Д. В. Котельні установки промислових підприємств / Д. В. Степанов, Є. С. Корженко, Л. А. Боднар – Вінниця: ВНТУ, 2011. – 119 с.
Додаток А
Міністерство освіти і науки України
Вінницький національний технічний університет
Інститут будівництва, теплоенергетики та газопостачання
Затверджую
Керівник, к.т.н.___________Степанов Д.В.
‘’ ____’’____________ 2014 р.
ТЕХНІЧНЕ ЗАВДАННЯ
Теплова схема ТЕЦ цукрового заводу
- Область застосування – теплоенергетика.
- Мета та призначення розробки: а) мета розробки – отримання практичних навиків розрахунків та конструювання апаратів теплоенергетичного призначення; б) призначення розробки – курсового проектна з дисципліни «Джерела теплопостачання промислових підприємств».
- Джерела розробки – індивідуальне завдання на курсовий проект з дисципліни «Джерела теплопостачання промислових підприємств», посібники, література для розробки котлоагрегатів.
- Технічні вимоги:
4.1 Склад апарату: котли і допоміжне обладнання.
4.2 Початкові дані: продуктивність D=23,84 т/год; тиск пари Р0=14 МПа; витрати пари на технологію Dтехн=9 т/год; тиск пари на технологію Рп=14 МПа; витрата зворотнього конденсату Gк=5,85 т/год; температура зворотнього конденсату від технологічного споживача tтп = 75С; витрата пари на теплофікацію Dтф=21,29 т/год; тиск пари на теплофікацію Ртф=0,7 МПа; витрата пари на деаератор Dд=1,52 т/год; тиск Рд=0,12 МПа; температурний графік 130/70; витрата мережної води Gм=95,96 т/год.
Початок розробки ”____” _____________2014 р.
5. Порядок контролю та прийняття
Виконання етапів графічної та розрахункової документації курсового проекту контролюється викладачем згідно з графіком виконання проекту.
Прийняття проекту здійснюється комісією затвердженою зав. кафедрою згідно з графіком захисту.
6. Коректування технічного завдання допускається з дозволу керівника проекту
Розробив студент групи ТЕ-11б ________________ Тіхоненко Р. О.
Устаткування ТЕЦ