Анализ теплотехнической эффективности оборудования

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ…………...………………………………………………………...4

1. Выбор оборудования и определение показателей ПТУ….....……….....…5

1.1 Выбор  котла и турбины………………………………………………..…..5

1.2 Описание  схемы паротурбинной установки………………………...……7

1.3 Построение цикла Ренкина в T,S –  и h,S – диаграммах и определение

показателей работы паротурбинной установки……………………..………9

1.4. Расчет  технологических показателей ПТУ…………………………….11

2. Оценка  эффективности использования теплоты  продуктов сгорания….21

2.1 Тепловой баланс и КПД котла…………………………………….……..21

2.2 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания……………………...….23

2.3 Определение  жаропроизводительности топлива, температур горения

топлива и теплоты сгорания топлива………………………………………..24

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…….……………….………………………………………...27

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………..………......38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.

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.

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 оборудования и определение  показателей ПТУ

1.1 Выбор котла и турбины

 

Выбор турбины  осуществляется, исходя из заданных параметров [1]: типа турбины П; электрической мощности ПТУ N=24МВт; температуры свежего пара t_o=435ºС и давления свежего пара P_o=3,43МПа и общего расхода пара на турбину D_o=220 т/ч.

По [2] принимаем турбину П-6-3,43/0,49. Число турбин – , выбираем четыре турбины типа П-6-3,43/0,49. Исходя из расхода свежего пара на турбины D_o=220 т/ч, а также его параметров (t_o=435ºС, P_o=3,43МПа), принимаем блочную схему ПТУ с использованием трёх котлоагрегатов типа Е-75-3,9 (с естественной циркуляцией и перегревом пара) на четыре 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, ºС	435
Число нерегулируемых отборов пара	2
Температура питательной воды, ºС	150
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
Максимальный расход свежего пара, т/ч	55,8
Параметры пара регенеративных отборов, МПа/ºС	0,49/230 0,102/120

Топливом  для котла проектируемой ПТУ служит азейский бурый уголь, расчётные характеристики топлива по табл. 2.4 из [3] приведены в табл. 3 .

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	3,43
	температура t, ºС	440
Окончание таблицы 2
1	2
Топливо	бурый уголь
Расчётный КПД брутто, %	92,3

Для данной установки топливом в котле Е-75-3,9 служит бурый уголь.

Таблица 3  -  Расчётные характеристики топлива

Месторождение	Марка	Элементарный состав на рабочую массу топлива, %							Низшая теплота сгорания, , МДж/кг, (ккал/кг)	Выход летучих, ,%
Азейское	БЗР	Влажность, WP	Зольность , AP	Сера, SP	Углерод, CP	Водород, HP	Азот, NP	Кислород, OP	17,35 (4140)	46,0
		25,0	12,8	0,4	46,0	3,3	0,9	11,6

 

На рис. 1 представлена простейшая тепловая схема  турбины П-6-3,43/0,49 КТЗ.

 

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.

 

1.2 Описание схемы паротурбинной  установки

 

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 подаётся горячий воздух.

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 ПЕ, 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 трёх котлоагрегатов марки Е-75-3,9 по главному паропроводу поступает в четыре 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 подаётся через охладитель эжектора ОЭ и регенеративный подогреватель низкого давления П1 (параметры греющего пара: давление, МПа/температура,ºС – 0,103/120). Деаэратор ДПВ 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 П2 сливается в деаэратор, конденсат греющего пара подогревателя низкого давления П1 дренажным насосом подаётся в линию между П1 и деаэратором и вместе с конденсатом охладителя эжектора ОЭ сливается в деаэратор.

Из регенеративного  отбора также осуществляется отбор  пара на производственные нужды. Производственный отбор П имеет параметры: давление, МПа/температура,ºС – 0,49/230 и совмещён с отбором на П2, конденсат которого возвращается конденсатными насосами в цикл турбоустановки в линию конденсата между П1 и деаэратором.

Котёл Е-75-3,9 предназначен для получения перегретого пара и рассчитан на работу на бурых и каменных углях и торфе.

На рис.2 представлена схема котлоагрегата, работающего на пылевидном топливе.

Рисунок 2 – Схема котлоагрегата, работающего на пылевидном топливе

 

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-75-3,9 приведены в табл.2.

Парогенератор состоит из топочной камеры 2 (см. рис.2 из [4]) 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 равной 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.

Отработавшие  продукты сгорания удаляются из котлоагрегата: шлак – через шлаковую воронку 11, а дымовые газы – через газоход 12 в окружающую среду.

 

1.3 Построение цикла Ренкина  в T,S – и h,S – диаграммах и

определение показателей работы паротурбинной установки

 

Построение  теплового процесса расширения пара в турбине и определение показателей работы ПТУ осуществляется по рекомендациям [4].

На h,S – диаграмме (рис.3) 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=3,26МПа 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 четыре турбоустановки, то общий ориентировочный расход пара на них равен .

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

Тепловой расчёт системы  регенеративного подогрева питательной  воды турбоустановки выполняется согласно изображённой на рис. 1 принципиальной тепловой схемы турбоустановки П-6-3,43/0,49.

Для определения температуры подогрева питательной воды в регенеративных подогревателях низкого давления (ПНД) П1 и высокого давления (ПВД) П2 определяются в соответствии с табл. 1:

  – 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.

Таблица 4 – Параметры воды и пара

Наименование величины	Единица        измерения	П2	ДПВ	П1	ОЭ
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
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	-
Окончание таблицы 4
1	2	3	4	5	6
Энтальпия конденсата греющего пара отбора	кДж/кг	649,5	-	416,1	-
Обозначение		h,O1		h,O2
Давление отбираемого пара	МПа	0,49	0,118	0,102	-
Энтальпия отбираемого пара	кДж/кг	2919,8	2735	2716	-
Обозначение		hO1	hOД	hO2

 

Определение параметров основных точек термодинамического цикла проведены по h,S – диаграмме (электронный ресурс). Параметры основных точек теплофикационного цикла ПТУ – рис. 4,5 и табл.5.

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.

Таблица 5 – Параметры рабочего тела в характерных точках цикла

№ точки	Давление P, МПа	Температура t, ºС	Удельный объём 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)