Тепловой баланс паротурбинной установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тепловой баланс паротурбинной установки

Введение

В современной стационарной энергетике теплоэнергетике в основном используются паровые теплосиловые установки.

Термодинамическую основу современной турбинной паротурбинной электростанции составляет цикл Ренкина.

Первое и основное преимущество цикла состоит в том, что адиабатное повышение давления рабочего тела происходит не в парообразном, а в жидком состоянии. Затрачиваемая работа цикла прямо пропорциональна удельному объему рабочего тела, а удельный объем сухого насыщенного водяного пара в 1000 раз больше, чем воды. В итоге работа повышения давления воды оказывается в цикле во много раз меньше, чем работа снижения давления пара.

Второе преимущество парового цикла - это изотермический отвод теплоты (при конденсации пара) и изотермический подвод теплоты при парообразовании.

Целью курсовой работы является - определение теплотехнической эффективности паротурбинной установки и использования теплоты продуктов сгорания.

Для этого необходимо:

выбрать турбину (турбины) и котёл (котлы), в соответствии с заданным топливом и расходом пара на турбину (турбины);

нарисовать простейшую схему ПТУ и котла и сопроводить их кратким описанием;

построить цикл Ренкина в h, S и T, S - диаграммах и определить параметры воды и пара, и показатели ПТУ;

составить тепловой баланс котла;

определить: КПД котла и расход топлива; жаропроизводительность топлива; теоретическую, калориметрическую и расчетную температуру горения топлива и определить теплоту сгорания топлива по его элементарному составу.

1. Выбор котла и турбины

паротурбинный термодинамический турбина котел

Выбор турбины осуществляется, исходя из заданных параметров [1]: типа турбины П; электрической мощности ПТУ N_э=12МВт; температуры свежего пара t_o=435?С и давления свежего пара P_o=3,43МПа и общего расхода пара на турбину D_o=60 т/ч.

По [2] принимаем турбину П-6-3,43/0,49. Число турбин , выбираем две турбины типа П-6-3,43/0,49. Исходя из расхода свежего пара на турбину D_o=55,8 т/ч, а также его параметров (t_o=435?С, P_o=3,43МПа), принимаем блочную схему ПТУ с использованием двух котлоагрегатов типа Е-75-3,9 (с естественной циркуляцией и перегревом пара) на два турбоагрегата и с возможностью дальнейшего увеличения мощности турбоагрегата.

Технические характеристики турбины по табл. 3-6 и котла по табл. 4-3 из [2] приведены соответственно в табл. 1 и 2.

Таблица 1 - Технические характеристики турбины

Основные сведения	Тип турбины
	П-6-3,43/0,49
Завод-изготовитель	КТЗ
Номинальная мощность, МВт	6
Давление свежего пара, МПа	3,43
Температура свежего пара, ?С	435
Число нерегулируемых отборов пара	2
Температура питательной воды, ?С	150
Давление отработавшего пара, МПа	0,0049
Расход охлаждающей воды, м3/ч	1850
Параметры пара отбора на деаэратор:
давление, МПа	0,118
температура, ?С	130
Производственный отбор пара:
давление, МПа	0,49
температура, ?С	230
величина отбора, т/ч	40
величина отбора, кг/с	11,1
Максимальный расход свежего пара, т/ч	55,8

Таблица 2 - Технические характеристики котлоагрегата

Основные сведения	Характеристики
Марка котлоагрегата	Е-75-3,9-440 ГМ-I
Производительность	т/ч	75
Параметры пара	давление на выходе Р, МПа	3,43
	температура t, ?С	440
Топливо	малосернистый мазут
Расчетный КПД брутто, %	92,3

Топливом для котла проектируемой ПТУ служит низкосернистый мазут. Расчетные характеристики топлива по табл. 2.4 из [3] приведены в табл. 3

Таблица 3 - Расчетные характеристики топлива

Марка	Элементарный состав на рабочую массу топлива, %	Низшая теплота сгорания, , МДж/кг, (ккал/кг)
М - 100	Влажность, WP	Зольность, AP	Сера, SP + Кислород, OP + Азот, NP	Углерод, CP	Водород, HP	38,3 (9154)
	2,0	0,3	1,3	8,6	12,4

2. Описание тепловой схемы паротурбинной установки

На рис. 1 представлена простейшая тепловая схема турбины П-6-3,43/0,49 КТЗ. Для данной установки топливом в котле Е-75-3,9 служит низкосернистый мазут.

Предварительно пройдя дробилку и металлоуловитель, на распределителе, в зависимости от потребности установки, топливо поступает на склад или в бункеры сырого угля. Для подсушки и транспортировки угольной пыли из мельницы, одновременно с подачей угля в сушильную шахту подается горячий воздух.

Топливо сжигается в факеле в большом объеме топочной камеры котлоагрегата ПГ, стены которой экранированы рядом плотно расположенных труб, из которых в барабан поступает насыщенная жидкость (вода) и пар по давлением. В барабане происходит разделение воды и пара. Далее насыщенный пар поступает в пароперегреватель, откуда в перегретом состоянии (давление пара - Р=3,9МПа; температура t=440?С) поступает в главный паропровод и направляется к турбинам. Свежий пар (давление свежего пара - Р₁=3,43МПа; температура - t₁=435?С) от двух котлоагрегатов марки Е-75-3,9 ГМ-I по главному паропроводу поступает в две паровых турбины типа П-6-3,43/0,49. В турбинах на лопатках ротора турбины его потенциальная энергия превращается в кинетическую, затем в механическую энергию вращения вала и электрическую генератора с выходной мощностью N=24 МВт.

После расширения в проточной части турбины до давления P_к=4,9кПа пар направляется в конденсатор К, где соприкасаясь с холодной поверхностью трубок, конденсируется. Конденсат стекает в конденсатосборник, из которого забирается конденсатным насосом КН и подается через охладитель эжектора ОЭ и регенеративный подогреватель низкого давления П1 (параметры греющего пара: давление, МПа/температура, ?С - 0,103/120). Деаэратор предназначен для удаления растворенных в конденсате и добавочной воде агрессивных газов (О₂, СО₂), вызывающий коррозию металлических поверхностей.



Рисунок 1 - Принципиальная схема турбины П-6-3,43/0,49 КТЗ:

ПГ - парогенератор; ПЕ - пароперегреватель; ЧВД ЧСД ЧНД - соответственно части высокого, среднего, и низкого давления; ЭГ - электрогенератор;

П - производственный отбор; К - конденсатор; КН - конденсационный насос;

ОЭ - охладитель эжектора; П1 П2-соответственно подогреватели высокого и низкого давления; ДПВ - деаэратор питательной воды; ПН - питательный насос.

Питательная вода из деаэратора забирается питательным насосом ПН и под высоким давлением подается через подогреватель высокого давления П2 (греющий пар: давление, МПа/температура, ?С - 0,49/230) в котел.

Как видно из схемы (рис. 1), конденсат греющего пара подогревателя высокого давления П1 сливается в деаэратор, конденсат греющего пара подогревателя низкого давления П1 дренажным насосом подается в линию между П1 и деаэратором и вместе с конденсатом ОЭ сливается тоже в деаэратор.

Из регенеративного отбора также осуществляется отбор пара на производственные нужды. Производственный отбор имеет параметры: давление, МПа/температура, ?С - 0,49/230 и совмещен с отбором на ПВД, конденсат которого возвращается конденсатными насосами в цикл турбоустановки в линию конденсата между П1 и деаэратором.

3. Описание котла

Паровой котел Е-75-39 ГМ-I предназначен для получения перегретого пара (рис. 2). Котел барабанный, с естественной циркуляцией, с камерным сжиганием топлива, П - образная компановка.

В котле происходит нагрев воды, ее испарение и перегрев образовавшегося пара. В качестве топлива используется мазут. Котел предназначен для работы в закрытых помещениях.

Паропроизводительность котла 75 т/ч, абсолютное давление и температура пара собственно 3,9 МПа и 440 ^oC, температура питательной воды 145 ^oC.

Теплоносителем являются продукты сгорания - дымовые газы. Горение топлива происходит в вертикальной топочной камере, образованной экранными трубами. Верхние и нижние концы труб введены в сборные коллекторы.

На фронтовой стенке топки на двух ярусах расположены по три газо-мазутных горелки типа ГМУ-10, с помощью которых сжигается топливо.

В обогреваемых газами трубах, образующих топку и конвективную шахту, образуется насыщенный водяной пар. Пароводяная смесь поступает в верхние коллекторы, а из них - в барабан-паросборник и выносные сепараторы-циклоны. В барабанах и циклонах происходит отделение пара от воды. По не обогреваемым опускным трубам и стоякам котловая вода поступает в нижние коллекторы экранов. После барабанов и циклонов пар направляется в пароперегреватель, где он перегревается горячими дымовыми газами, а затем идет потребителю.

Питание котла водой производится через экономайзер, в котором вода предварительно подогревается.

Горячий воздух необходимый для горения, подается в топку через горелки из воздухоподогревателя, обогреваемого горячими дымовыми газами.

Движение дымовых газов по трактам котла осуществляется за счет работы дымососа ДН-18. Подача воздуха производится высоконапорным вентилятором ВДН-20 ПУ.

Поступая к котлу, питательная вода (94,5т/ч, 8,0 МПа, 145 ^oC) направляется в водяной экономайзер. Из первой ступени экономайзера питательная вода подается в конденсатор, далее - во вторую ступень экономайзера, а затем в барабан.

Насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель, а далее через ГПЗ к потребителю.

Воздух поступает с напора дутьевого вентилятора на первую ступень воздухоподогревателя, а после первой ступени воздухоподогревателя направляется во вторую ступень воздухоподогревателя, где нагревается до 200 ^oC и подается к горелкам котла (в топочную камеру).

Разрежение продуктов сгорания в топке котла минус 2 мм вд. ст. Продукты сгорания с температурой 1180 ^oC поступают на пароперегреватель. Затем с температурой 520 ^oC, давлением 10 мм вд. ст. и 2% содержанием кислорода направляются к экономайзеру, на входе которого температура 300 ^oC и давление 70 мм вд. ст. Продукты сгорания после воздухоподогревателя с температурой 130 ^oC направляются в дымосос. Природный газ (8400 нм³/ч) поступает к горелкам по газопроводу при температуре 4 ^oC и давлении 40 кПа.



Рисунок 2 - Схема котлоагрегата, работающего на газо-мазутном топливе:

1 - топка котла; 2 - барабан котла; 3 - пароперегреватели; 4 - горизонтальный газоход; 5 - водяные экономайзеры; 6 - конвективная шахта.

4. Определение параметров основных точек термодинамического цикла ПТУ

Построение теплового процесса расширения пара h, S - диаграмме и оценка расхода пара турбиной

Построение теплового процесса расширения пара в турбине осуществляется по рекомендациям [5].

На h, S - диаграмме по параметрам состояния пара перед стопорным клапаном (Р₁=3,43МПа и t₁=435?С) наносится исходная точка 1 (рис. 3). Потеря давления в стопорных и регулирующих клапанах вследствие дросселирования пара оценивается в пределах 3-5% от Р₁. Тогда давление пара перед сопловым аппаратом первой ступени составит

,

что позволит найти точку 2 на рис. 3 с параметрами пара Р₂=3,2585МПа и t₂=433,902?С и отвечающую им энтальпию пара h₂=h₁=3304,632 кДж/кг.

Потеря давления в выхлопном патрубке турбины определяется по формуле [5]

,

где л=0,02-0,05 - опытный коэффициент; С_П=100-120 м/с - скорость пара в выхлопном патрубке турбины; Р_к=4,9 кПа - давление пара в конденсаторе.

Определив ?Р_к, находим изобару

и, построив изоэнтропийный процесс из точки 2, находим энтальпию пара в конце изоэнтропийного расширения ().

По полученным данным определяем изоэнтропийный перепад энтальпий на турбину

.

По известному давлению пара в производственном отборе турбины (Р₃=0,49МПа) находим отвечающую ему изобару на h, S - диаграмме и, проводя линию изоэнтропийного процесса, определим точку 3 и перепад энтальпий на 1-ый отсек турбины

,

где - энтальпия пара перед турбиной; - энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения пара в ЧВД.

Умножив на данного отсека, получим действительный перепад энтальпий

,

где - внутренний относительный КПД отсека до отбора.

Учитывая потери давления в регулирующих клапанах производственного отбора (6-10% от Р₃), находим изобару, отвечающую давлению Р₄

,

и точку 4 (рис. 3) начала процесса расширения в следующем отсеке.

Определив изобару Р₄ и построив изоэнтропийный процесс из точки 4, находим энтальпию пара в конце изоэнтропийного расширения (рис. 3).

Тогда изоэнтропный перепад, приходящийся на 2-ой отсек турбины

,

где - энтальпия пара перед регулирующими клапанами производственного отбора; - энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения в ЧНД.

Действительный перепад энтальпий на 2-ой отсек турбины

,

где - внутренний относительный КПД отсека до отбора.

Действительный перепад энтальпий на турбину

.

При заданных начальных и конечных параметрах пара, электрической мощности и величинах отборов ориентировочный расход пара турбоустановки равен

где k_р=1,1 - коэффициент регенерации по табл. 4 из [5]; N_э=6•10³ кВт - номинальная электрическая мощность турбины; G_П=11,1 кг/с - величина производственного отбора; - действительный перепад энтальпий отсека турбины после производственного отбора; - действительный перепад энтальпий на турбину.

Поскольку в цикле ПТУ работает две турбоустановки, то общий ориентировочный расход пара на них равен

.

5. Тепловой расчет системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановки

Расчет выполняется согласно изображенной на рис. 1 принципиальной тепловой схемы турбоустановки П-6-3,43/0,49.

Для определения подогрева питательной воды в регенеративных подогревателях низкого давления (ПНД) П1 и высокого давления (ПВД) П2 определяются в соответствии с табл. 6:

- температура питательной воды на входе в котел;

- температура насыщения в деаэраторе (Р₁₀=0,118 МПа);

- температура конденсата после конденсатора (состояние насыщения при P₆=4,9 кПа);

- температура воды после охладителя эжектора;

- нагрев питательной воды в деаэраторе.

Подогрев в ПВД П2 - .

Подогрев в ПНД П1 - .

Температура насыщения греющего пара принимается для регенеративных подогревателей на 2-7 ?С выше температуры питательной воды на выходе из соответствующего подогревателя. Это недогрев, определяемый наличием термического сопротивления поверхности нагрева подогревателя.

Энтальпия питательной воды на входе и выходе из подогревателя, а также энтальпия конденсата греющего пара определяется по [5] в соответствии с их температурами и давлением в конденсатной (Р_д=0,118 МПа) и питательной (Р₁=3,43 МПа) линиях.

По температуре насыщения конденсата греющего пара определяется оптимальная величина давления греющего пара, отбираемого из проточной части турбины.

В точках пересечения процесса расширения пара в турбине с изобарами давления в отборах по h, S - диаграмме (рис. 3) определяем энтальпии отбираемого пара. Результаты расчета сведены в табл. 5.



Рисунок 3 - Процесс расширения пара в h, S - диаграмме

Таблица 4 - Параметры пара регенеративных отборов

Параметры пара регенеративных отборов	О1	ОД	О2
Давление пара, МПа	0,49	0,118	0,102
Температура, ?С	230	130	120

Таблица 5 - Параметры воды и пара

Наименование величины	Единица измерения	П2	ДПВ	П1	ОЭ
Температура питательной воды на входе в подогреватель	?С	104,3	94,3	42,52	32,52
Температура питательной воды на выходе из подогревателя	?С	150	104,3	94,3	42,52
Энтальпия питательной воды на входе в подогреватель	кДж/кг	437	395,1	178,2	136,3
Обозначение		h10	h9	h8
Энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя	кДж/кг	628,5	437	395,1	178,2
Обозначение		h12	h10	h9
Температура конденсата греющего пара отбора	?С	155	-	99,3	-
Энтальпия конденсата греющего пара отбора	кДж/кг	649,5	-	416,1	-
Обозначение		h,O1		h,O2
Давление отбираемого пара	МПа	0,543	0,118	0,0989	-
Энтальпия отбираемого пара	кДж/кг	2919,8	2735	2716	-
Обозначение		hO1	hOД	hO2

6. Определение параметров основных точек термодинамического цикла

Определение параметров основных точек термодинамического цикла проведены по h, S - диаграмме (электронный ресурс) и [6]. Результаты сведены в табл. 4. Параметры основных точек теплофикационного цикла ПТУ - рис. 4,5 и табл. 6.

Точка 1 изображает состояние пара перед турбиной. По давлению перегретого пара P₁=3,43МПа и его температуре t₁=435°С определяем остальные параметры пара.

Точка 2 изображает состояние пара перед соплами регулирующей ступени. 1-2 - процесс дросселирования, происходящий при протекании пара через стопорный и регулирующий клапаны. При дросселировании давление в потоке уменьшается, а энтальпия остается постоянной. По давлению пара P₂=3,2585 МПа и энтальпии h₁=3304,632 кДж/кг определяем остальные параметры пара.

Точка 3 изображает состояние пара перед регулирующими клапанами производственного отбора. В точке пересечения процесса расширения пара в турбине (h, S-диаграмма (рис. 3)) с изобарой давления P₃=0,49 МПа определяем параметры пара.

Точка 4 изображает состояние пара перед соплами ЧНД, 3-4 - процесс дросселирования, происходящий при протекании пара через регулирующие клапаны производственного отбора. По давлению пара P₄=0,392МПа и энтальпии h₃=2919,8 кДж/кг определяем остальные параметры пара.

Точка 5 изображает состояние пара перед конденсатором. По давлению пара P₅=4,9 кПа и температуре пара t₅=32,516°С определяем остальные параметры пара.

Точка 6 изображает состояние конденсата после конденсатора. 5-6 - изобарный процесс конденсации пара в конденсаторе. По давлению конденсата P₆=4,9 кПа и его температуре t₆=32,516°С определяем остальные параметры конденсата.

Точка 7 изображает состояние конденсата после изоэнтропного сжатия в конденсатном насосе до давления P₇=0,118 МПа. По давлению конденсата P₇=0,118 МПа и его энтропии s₇=0,4713 кДж/(кгК) определяем остальные параметры конденсата.

Точка 8 изображает состояние конденсата после изобарного нагрева в охладителе эжектора ОЭ. По давлению конденсата P₈=0,118 МПа и его температуре t₈=42,52°С определяем остальные параметры конденсата.

Точка 9 изображает состояние конденсата после изобарного нагрева в регенеративном подогревателе низкого давления П1 до температуры t₉=94,3°С. По давлению конденсата P₉=0,118 МПа и его температуре t₉=94,3°С определяем остальные параметры конденсата.

Точка 10 изображает состояние питательной воды после изобарного нагрева в деаэраторе до температуры насыщения t₁₀=104,3°С. По давлению питательной воды P₁₀=0,118 МПа и ее температуре t₁₀=104,3°С определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 11 изображает состояние питательной воды после изоэнтропного сжатия в питательном насосе до давления P₁₁=3,43 МПа. По давлению питательной воды P₁₁=3,43 МПа и ее энтропии s₁₁=1,3551 кДж/(кг·К) определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 12 изображает состояние питательной воды после изобарного нагрева в регенеративном подогревателе высокого давления П1 до температуры t₁₂=150°С. По давлению питательной воды P₁₂=3,43 МПа и ее температуре t₁₂=150°С определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 13 изображает состояние питательной воды после изобарного нагрева в котле до температуры насыщения t₁₃=241,4°С. По давлению питательной воды P₁₃=3,43 МПа и ее температуре t₁₃=241,4°С определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 14 изображает состояние пара после изобарного испарения питательной воды в котле. По давлению пара P₁₄=3,43МПа и степени сухости x = 1 определяем остальные параметры пара.

Точки О1, ОП, ОД, О2 изображают состояния отбираемого пара. В точках пересечения процесса расширения пара в турбине (h, S-диаграмма - рис. 3) с изобарами давления в отборах определяем параметры пара.

Рисунок 4 - Цикл Ренкина с перегревом пара в T, S - диаграмме



Рисунок 5 - Цикл Ренкина с перегревом пара в h, S - диаграмме

Таблица 6 - Параметры рабочего тела в характерных точках цикла

№ точки	Давление P, МПа	Тем-ра t, ?С	Удельный объем v, м3/кг	Энтальпия h, кДж/кг	Энтропия s, кДж/кг•К	Состояние жидкости и пара
01	0,49	230	0,46435	2919,809	7,2012	перегретый пар
0П
0Д	0,118	130	1,55739	2735,063	7,4385	перегретый пар
02	0,103	120	1,74037	2716,298	7,4534	перегретый пар
1	3,43	435	0,09168	3304,632	6,9697	перегретый пар
2	3,2585	433,9	0,9653	3304,632	6,9925	перегретый пар
3	0,49	230	0,46445	2919,809	7,2015	перегретый пар
4	0,392	228,12	0,58057	2919,809	7,3023	перегретый пар
5	0,0049	32,516	26,42790	2366	7,766	влажный пар (х=0,92)
6	0,0049	32,516	0,00101	136,263	0,4713	ненасыщенная жидкость
7	0,118	32,513	0,00101	136,352	0,4713	ненасыщенная жидкость
8	0,118	42,52	0,00101	178,169	0,6059	ненасыщенная жидкость
9	0,118	94,3	0,00104	395,097	1,2421	ненасыщенная жидкость
10	0,118	104,3	0,00105	437,179	1,3551	ненасыщенная жидкость
11	3,43	104,52	0,00105	440,638	1,3551	ненасыщенная жидкость
12	3,43	150	0,00109	634,079	1,8387	ненасыщенная жидкость
13	3,43	241,4	0,00123	1044,227	2,7148	насыщенная жидкость (х=0)
14	3,43	241,4	0,05824	2802,904	6,1327	насыщенный пар (х=1)

7. Расчет технологических показателей ПТУ

Составим тепловой баланс для определения долей пара, отбираемых на регенеративный подогрев питательной воды в соответствующие подогреватели. Расчет ведется на 1 кг пара.

Уравнение теплового баланса подогревателя высокого давления П2:

h₁₂ - h₁₀ = ₁(h_О1 - h'_О1)з,

где h₁₂ - энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя П2, кДж/кг; h₁₀ - энтальпия питательной воды на входе в подогреватель П2, кДж/кг; ₁ - количество пара отбираемого на ПВД П2, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_О1 - энтальпия пара I отбора, кДж/кг; h'₁ - энтальпия конденсата греющего пара I отбора, кДж/кг; з = 0,98 - КПД подогревателя, характеризующее потерю теплоты от излучения в окружающую среду.

Доля пара, отбираемая из турбины на ПВД П2:

.

Уравнение теплового баланса деаэратора ДПВ:

(_Д h_ОД +₁ h'_О1 +(1-₁-_Д) h₉)з = h₁₀,

где _Д - количество пара отбираемого на деаэратор, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_ОД - энтальпия пара II отбора, кДж/кг; h₉ - энтальпия основного конденсата на входе в деаэратор, кДж/кг; h₁₀ - энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг; з = 0,98 - КПД подогревателя, характеризующий потерю теплоты от излучения в окружающую среду.

Доля пара, отбираемая из турбины на деаэратор:

.

Уравнение теплового баланса подогревателя низкого давления П1:

₂(h_О2-h'_О2)з = (1-₁-₂-_Д-_П) (h₉ - h₈),

где ₂ - количество пара отбираемого на ПНД П1, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_О2 - энтальпия пара III отбора, кДж/кг; h'_О2 - энтальпия конденсата греющего пара III отбора, кДж/кг; з = 0,98 - КПД подогревателя, характеризующий потерю теплоты от излучения в окружающую среду; _П - количество пара отбираемого на производство, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h₉ - энтальпия основного конденсата на выходе из подогревателя П1, кДж/кг; h₈ - энтальпия основного конденсата на входе в подогреватель П1, кДж/кг.

Доля пара, отбираемая из турбины на ПНД П1:

.

Номинальная доля пара, отбираемая из турбины на производство:

,

где - расход пара на производство; - расход пара на турбину.

Расход пара на турбину

где

N_э =6000 Вт - номинальная электрическая мощность турбины; D_ТП=11,1 кг/с - расход пара на производство; h_ОП=2919,809 кДж/кг - энтальпия пара I отбора; h₅=2366 кДж/кг - энтальпия пара на выходе из турбины; з_0i=0,875 - внутренний относительный КПД теплофикационной турбины; h₁ - энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; б_i^рег - доли пара, отбираемые на регенеративный подогрев питательной воды в соответствующие подогреватели; h^рег_отб.i - энтальпия отбираемого пара, кДж/кг.

Тогда общий расход пара на две турбины

.

Общий расход пара в регенеративный подогреватель П1

.

Расход пара в деаэратор

.

Расход пара в регенеративный подогреватель П2

.

Уточняем число котлов: требуется два котла Е-75-3,9, суммарной производительностью 150 т/ч.

Термический КПД цикла Ренкина для рассчитываемой ПТУ можно определить без учета работы по заданным параметрам пара и с учетом отборов пара, в том числе производственного, из турбины [6]

где

б_i - доли пара, отбираемые на регенеративный подогрев питательной воды и на производственные нужды; h_отб.i - энтальпия отбираемого пара, кДж/кг; h₁₂ - энтальпия воды после регенеративных подогревателей, кДж/кг.

Абсолютный КПД цикла с регенерацией

,

где з_0i - внутренний относительный КПД теплофикационной турбины.

Удельный расход пара на выработку электрической энергии

Расход пара на турбину в единицу времени в конденсационном режиме

Расход пара на две турбины в конденсационном режиме

.

Расход топлива в единицу времени для выработки тепловой и электрической энергии

,

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; - КПД котлоагрегата (табл. 3).

Расход топлива в единицу времени в конденсационном режиме (без отпуска теплоты потребителю)

.

Расход топлива за год

где - число часов работы производственного потребителя для Иркутска число [1].

Коэффициент использования топлива

,

где - количество электрической энергии, отпущенной потребителю за год; - количество тепловой энергии, отпущенной на производственные нужды за год.

,

где =8400 ч/год - число часов производства электрической энергии.

,

где =636,902 кДж/кг - энтальпия теплоносителя возвращаемого из сетевого подогревателя .

Термический КПД цикла Ренкина ПТУ составит 68,28%. Увеличить КПД, можно, снизив значение энтальпии отработавшего пара и увеличив значение энтальпии питательной воды (обеспечить качественный регенеративный подогрев). Коэффициент использования топлива является показателем эффективности работы ПТУ. Его значение возрастает с увеличением производственной нагрузки, данный цикл имеет перспективу улучшения экономических показателей.

8. Тепловой баланс паротурбинной установки

Уравнение теплового баланса паротурбинной установки

,

где - теплота, выработанная котлоагрегатом, кВт; - расход теплоты паротурбинной установкой, кВт; - потери, связанные с выработкой и отпуском теплоты, кВт.

.

Выбираем прямоточную систему технического водоснабжения, тогда расход теплоты паротурбинной установкой

,

где - расход теплоты на выработку электроэнергии, кВт; - расход теплоты на производственный отбор, кВт; - расход теплоты на регенеративный подогрев питательной воды, кВт; - расход теплоты в конденсаторе (входит в статью потерь ).

Расход теплоты на выработку электроэнергии



где кДж/кг.

Расход теплоты на выработку электроэнергии составляет от теплоты, выработанной котлоагрегатом .

Расход теплоты потребляемой из производственного отбора

,

где кДж/кг.

Расход теплоты потребляемой из производственного отбора составляет от теплоты, выработанной котлоагрегатом .

Расход теплоты на регенеративный подогрев питательной воды

что составляет от теплоты, выработанной котлоагрегатом.

Полезно использованная теплота

,

что составляет от теплоты выработанной котлоагрегатом.

При определении потерь тепловой энергии ПТУ не учитывались расходы теплоты на собственные нужды котлоагрегатов и турбин ПТУ и потери теплоты в турбинах, кроме того, теплота отработавшего пара из конденсатора полностью отводится в окружающую среду. При расчете параметров пара, питательной воды, конденсата.

В соответствии с этим потери тепловой энергии составили

,

что составляет от теплоты, выработанной котлоагрегатом.

Потери тепловой энергии в конденсаторе

что составляет от суммарных потерьтепловой энергии или от теплоты, выработанной котлоагрегатом.

Выводы

паротурбинный термодинамический турбина котел

В курсовой работе была выбрана турбина П-6-3,43/0,49. Выбор турбины осуществляется, исходя из заданных параметров: типа турбины П; электрической мощности ПТУ N = 12 МВт; температуры свежего пара t_o = 435?С и давления P_о = 3,43 МПа и общего расхода пара на турбину D_о = 60 т/ч.

Исходя из расхода свежего пара на турбину D_o = 60 т/ч, а также его параметров (t_o = 435?С, P_о = 3,43 МПа), принята блочная схема ПТУ. В составе ПТУ два котлоагрегата типа Е-75-3,9 (с естественной циркуляцией и перегревом пара) и два турбоагрегата П-6-3,43/0,49 с возможностью дальнейшего увеличения мощности установки.

Результаты расчетов технологических характеристик ПТУ:

68,28	105,12	55,944	4,66	17,532	9,324	126190,656	0,65

Термический КПД цикла Ренкина ПТУ составил 68,28%. Увеличить КПД можно, снизив значение энтальпии отработавшего пара и увеличив значение энтальпии питательной воды (обеспечить качественный регенеративный подогрев). Коэффициент использования топлива является показателем эффективности работы ПТУ, возрастает с увеличением производственной нагрузки. Принятая к расчету ПТУ имеет перспективу улучшения экономических показателей.

При определении потерь тепловой энергии ПТУ не учитывались расходы теплоты на собственные нужды котлоагрегатов и турбин, потери теплоты в турбинах, кроме того, теплота отработавшего в турбинах пара из конденсатора полностью отводится в окружающую среду. При расчете теплового баланса имеют место так же погрешности в расчетах параметров пара, питательной воды, конденсата.

В соответствии с этим потери тепловой энергии составили Q_пот = 20,58% от теплоты, выработанной котлоагрегатом.

Список использованных источников

1. Картавская В.М., Коваль Т.В. Анализ теплотехнической эффективности оборудования: учеб. пособие. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. - 160 с.

2. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций/под ред. А.М. Леонкова. - Мн.: Беларусь, 1974. - 368 с.

3. Сорокина Л.А. Топливо и основы теории горения: учеб. пособие. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. - 78 с.

4. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. Компоновка и тепловой расчет парового котла. - М.: Энергоатомиздат, 1998 г. - 208 с.

5. Кудряшов А.Н. Тепловой расчет паровой турбины: учеб. пособие. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. - 87 с.

6. Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 168 с.

1. Картавская В.М., Коваль Т.В. Анализ теплотехнической эффективности оборудования: учеб. пособие. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. - 160 с.

Размещено на Allbest.ru