Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Анализ теплотехнической эффективности оборудования. 2

Министерство образования и науки Российской Федерации

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра теплоэнергетики

Допускаю к защите

Руководитель В.М. Картавская

_ Оценка эффективности использования теплоты продуктов сгорания

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе по дисциплине

Анализ теплотехнической эффективности оборудования

1. 012. 00. 00. ПЗ

обозначение документа

Выполнил студент группы ТЭ-09-1 Я.Н Лобастова

подпись И.О. Фамилия

Нормоконтроль В.М. Картавская

подпись И.О. Фамилия

курсовая работа защищена с оценкой .

Иркутск 2012 г.

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЗАДАНИЕ

НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

По курсу Анализ теплотехнической эффективности оборудования

Студенту группы ТЭ-09-1 Лобастовой Яне Николаевне

Тема работы Оценка эффективности использования теплоты продуктов сгорания

Исходные данные: Тип турбины – П. Электрическая мощность установки Nэ=20МВт. Параметры свежего пара: общий расход D_o=180 т/ч; давление P_o=3,43 МПа; температура t_o=435ºС. Давление пара в отборах: производственный P_п=0,49 МПа. Топливо – мугунский бурый уголь. Коэффициент избытка воздуха а_ух=1,4.

Рекомендуемая литература:

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, Б.В. Яковлева. – Мн. Беларусь, 1974. – 368 с.

3.Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: справочник. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 168 с.

4.Сорокина Л.А.,Федчишин В.В., Кудряшов А.Н. Котельные установки и парогенераторы: учеб. пособие . – Иркутск: Издательство ИрГТУ , 2002. – 146 с.

5. Котлы большой мощности. Отраслевой каталог. – М., НИИЭинформэнерго. 1985. – 245 с.

6.Кудряшов А.Н. и [др.]. тепловой расчет паровой турбины: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2004. – 87 с.

Графическая часть – .

Дата выдачи задания "6" февраля 2012 г.

Дата представления работы руководителю "16" апреля 2012 г.

Руководитель курсовой работы

Содержание

Введение

Производство электроэнергии в нашей стране осуществляется тепловыми электрическими станциями – крупными энергетическими предприятиями, использующими химическую энергию сжигаемого органического топлива.

Неотъемлемыми элементами мощной современной электростанции являются: котельная установка, производящая пар высоких параметров; паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата и электрические устройства, обеспечивающие выработку электроэнергии. Очень важной задачей является стабильная работа этого оборудования.

Для выработки электрической энергии в настоящее время используются паротурбинные установки, работающие по циклу Ренкина. С учетом условий работы теплосилового оборудования цикл Карно не нашел практического применения, так как при работе на влажном паре условия работы проточных частей турбин и компрессоров оказываются тяжелыми, течение – гидродинамически несовершенным и их внутренний относительный КПД низок. Вследствие этого внутренний абсолютный КПД цикла Карно (η_i=η_tη_oi) оказывается сравнительно малым (до 40%).

Перечисленные выше недостатки, присущие паросиловой установке с циклом Карно, частично могут быть устранены, если отвод теплоты от влажного пара в конденсаторе производить до тех пор, пока весь пар полностью не сконденсируется. Это возможно при использовании цикла Ренкина. Такой цикл предложил физик У. Ренкин.

С учетом реальных условий осуществления цикла и значительно меньшего влияния необратимости процесса сжатия воды по сравнению со сжатием пара на общий КПД цикла, экономичность цикла Ренкина выше экономичности соответствующего цикла Карно во влажном паре.

Вместе с тем замена громоздкого компрессора для сжатия влажного пара компактным водяным насосом позволяет существенно снизить затраты на сооружение теплосиловой установки и упростить ее эксплуатацию.

На теплотехническую эффективность работы энергоустановок влияют многие факторы: исправность их работы, физические свойства рабочего вещества – воды и пара, теплота сжигания органического топлива и др.

Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, но эффективность использования теплоты сжигаемого топлива не столь высока. К тому же возможна напряженность топливного баланса, связанная с поставками непроектного топлива, которая ставит оборудование в тяжелые условия работы и снижает эффективность их эксплуатации.

Цель работы:

Оценка теплотехнической эффективности работы турбоустановки с промышленным отбором пара и использование теплоты продуктов сгорания.

Задание:

1.Выбрать оборудование (котлы и турбины), дать полную техническую характеристику котла, топлива и турбины.

2.Нарисовать простейшую схему ПТУ и сделать ее описание.

3.Нарисовать схему котла и сделать его описание.

4. Построить цикл Ренкина h-S, T-S диаграммах.

5. Составить тепловые балансы котла в абсолютных и относительных величинах, определить КПД котла и расход топлива.

6. Определить жаропроизводительность топлива.

7. Определить теоретическую температуру горения, калориметрическую и расчетную температуру горения топлива.

8. Определить теплоту сгорания топлива по его элементарному составу и сравнить с его табличными значениями.

Выбор котла и турбины

Выбор турбины осуществляется, исходя из заданных параметров[1]: типа турбины П; электрической мощности ПТУ N=20 МВт; температуры свежего пара t_o=435ºС и давления свежего пара P_o=3,43 МПа и общего расхода пара на турбину D_o=180 т/ч.

По [2] принимаем турбину П-6-3,43/0,49. Число турбин составит . Выбираем четыре турбины типа П-6-3,43/0,49. Исходя из расхода свежего пара на турбину D_o=120 т/ч, а также его параметров (t_o=435ºС, P_o=3,43 МПа), принимаем схему ПТУ с использованием четырех котлоагрегатов типа Е-75-3,9 (с естественной циркуляцией и перегревом пара) на четыре турбоагрегата и с возможностью дальнейшего увеличения мощности турбоагрегатов.

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
Основные сведения	П-6-3,43/0,49
1	2
Завод-изготовитель	КТЗ
Номинальная мощность, МВт	6
Давление свежего пара, МПа	3,43
Температура свежего пара, ºС	435
Число нерегулируемых отборов пара	2
Параметры нерегулируемых отборов пара, МПа/ ºС	0,118/130 0,103/120
Температура питательной воды, ºС	150

сОкончание таблицы 1

1	2
Давление отработавшего пара, МПа	0,0049
Расход охлаждающей воды, м³/ч	1850

Параметры пара отбора на деаэратор:
давление, МПа	0,118
температура, ºС	130
Производственный отбор пара:
давление, МПа	0,49
температура, ºС	230
величина отбора, т/ч	40
величина отбора, кг/с	11,1
Расход свежего пара при номинальной нагрузки и номинальной величине производственного отбора, т/ч	55,8
Удельный расход пара при номинальной нагрузк и номинальной величине производственного отбора, кг/кВт∙ч	9,3
Расход свежего пара при номинальной нагрузке (конденсационный режим), т/ч	28,2
Параметры пара регенеративных отборов, МПа/⁰С	0,49/230 0,102/120

Таблица 2 – Технические характеристики котлоагрегата

Основные сведения	Характеристики
Марка котлоагрегата	Е-75-3,9-440
Производительность	т/ч	75
Параметры пара	давление на выходе Р, МПа	3,9
	температура t, ºС	440
Топливо	бурый уголь
Расчетный КПД брутто, %	89 – 91,8
Температура питательной воды, ⁰С	145
Температура уходящих газов, ⁰С	189

Топливом для котла проектируемой ПТУ служит мугунский бурый уголь. Расчётные характеристики топлива по табл. 2.4 из [2] приведены в табл. 3

Таблица 3 – Расчётные характеристики топлива

Месторождение

марка

Элементарный состав на рабочую массу

топлива, %

Низшая теплота сгорания , МДж/кг,

(ккал/кг)

Выход летучих

Мугунское

БЗР

Влажность, W^P

Зольность , A^P

Сера, S^P

Углерод, C^P

Водород, H^P

Азот, N^P

Кислород, O^P

17,56

(4191,9)

49,0

22,0

14,8

0,96

46,6

3,7

0,9

11,1

Описание тепловой схемы паротурбинной установки

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

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

Предварительно пройдя дробилку и металлоуловитель, на распределителе, в зависимости от потребности установки, топливо поступает на склад.

Топливо сжигается в факеле в большом объёме 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=440ºС) поступает в главный паропровод и направляется к турбинам. Свежий пар (давление свежего пара Р₁=3,43МПа; температура t₁=435ºС) от двух котлоагрегатов марки Е-75-3,9ГМ 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=12 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 подаётся через охладитель эжектора ОЭ и регенеративный подогреватель низкого давления П1 (параметры греющего пара: давление, МПа/температура,ºС – 0,103/120). Деаэратор предназначен для удаления растворённых в конденсате и добавочной воде агрессивных газов (О₂, СО₂), вызывающий коррозию металлических поверхностей.

Питательная вода из деаэратора забирается питательным насосом ПН и под высоким давлением подаётся через подогреватель высокого давления П2 (греющий пар: давление, МПа/температура,ºС – 0,49/230) в котёл.

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 подаётся 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,ºС – 0,49/230 и совмещён с отбором на ПВД, конденсат которого возвращается конденсатными насосами в цикл турбоустановки в линию конденсата между П1 и деаэратором.

Описание котла

Котёл Е-75-3,9 предназначен для получения перегретого пара и рассчитан на работу на буром угле.

Котёл Е-75-3,9 – вертикально-водотрубный однобарабанный котёл с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме компоновки поверхностей нагрева. Диапазон изменения производительности – 70-100% от номинальной. Технические характеристики котла Е-75-3,9ГМ приведены в табл.3

Рисунок 2 – Схема котлоагрегата, работающего на буром угле

Парогенератор состоит из топочной камеры 2 (см. рис.2 из [3]) и газохода 8, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), водяного экономайзера 9, испарительных элементов, пароперегревателя 7 и воздухоподогревателя 10.

Испарительные поверхности и экраны 3 вместе с опускными трубами 5, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур.

Поверхности нагрева, находящиеся под давлением, объединены барабаном, в котором происходит разделение пара и воды, и соединены между собой трубопроводами.

Перегрев пара осуществляется в пароперегревателе 7. Подогрев воздуха производится в воздушном подогревателе 10.

Вместе с воздухом топливо подаётся через горелки 1 в топочную камеру, где сжигается в виде факела.

На стенах топочной камеры расположены экраны 3 и на выходе из топки – фестон 6, которые образуют испарительные поверхности нагрева, получающие часть теплоты продуктов сгорания.

Естественная циркуляция воды и паровой смеси в системе организуется за счёт разности масс столба воды в опускных трубах 5 и пароводяной смеси в подъёмных трубах экранов 2 и фестона 6.

После топочной камеры продукты сгорания проходят через пароперегреватель 7, в котором пар перегревается до требуемой температуры (t=440ºС) и направляется к турбине. После пароперегревателя продукты сгорания проходят через водяной экономайзер 9, нагревая питательную воду, и воздухоподогреватель 10, в котором подогревается воздух, идущий на сжигание топлива.

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 [4].

На h,S – диаграмме по параметрам состояния пара перед стопорным клапаном (Р₁=3,43МПа и t₁=435ºС) наносится исходная точка 1. 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 с параметрами пара Р₂=3,2585МПа и t₂=433,902ºС и отвечающую им энтальпию пара h₂=h₁=3304,632 кДж/кг.

Потеря давления в выхлопном патрубке турбины определяется по формуле

где λ=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 начала процесса расширения в следующем отсеке.

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

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 [4]; 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

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

Расчёт выполняется согласно изображённой 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 котёл;

– 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 ºС 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 расчёта сведены в табл. 4,5.

Таблица 4 – Параметры пара регенеративных отборов

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

Таблица 5 – Параметры воды и пара

Наименование величины	Единица измерения	П2	ДПВ	П1	ОЭ
1	2	3	4	5	6
Температура питательной воды на входе в подогреватель	ºС	104,3	94,3	42,52	32,52
Температура питательной воды на выходе из подогревателя	ºС	150	104,3	94,3	42,52

Окончание таблицы 5

1	2	3	4	5	6
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	ºС	155	-	99,3	-
Энтальпия конденсата греющего пара отбора	кДж/кг	649,5	-	416,1	-
Обозначение		h^,_O1		h^,_O2
Давление отбираемого пара	МПа	0,049	0,118	0,102	-
Энтальпия отбираемого пара	кДж/кг	2919,8	2735	2716	-
Обозначение		h_O1	h_OД	h_O2

Определение параметров основных точек термодинамического цикла

Определение параметров основных точек термодинамического цикла проведены по h,S – диаграмме (электронный ресурс). 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.

Анализ теплотехнической эффективности оборудования. 2 📙 Курсовая → 🆔 20488