СОДЕРЖАНИЕ
Введение…………………………………………………………………………...3
1. Исходные данные……………………………………………………..........5
2. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ………………………………………………………………………….6
2.1. Характеристика основного оборудования ТЭЦ…………………...6
2.2. Схема производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ с турбинами с регулированным отбором……………………………9
2.3. Термодинамический расчёт комбинированной схемы производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ……...13
2.4. Построение i-S диаграммы……………………………….............18
2.5. Построение T-S диаграммы………………………………….........19
2.6. Определение термодинамических и технико-экономических параметров…………………………………………………….........20
2.6.1. Конденсационный режим работы турбины…………………...20
2.6.2. Работа турбины с отбором……………………………………..20
3. Раздельная схема производства тепловой и электрической энергии на КЭС и тепловых котельных……………………………………………………..25
3.1. Определение термодинамических и технико-экономических параметров КЭС и районных котельных………………………………………25
4.Анализ показателей эффективности ТЭЦ и КЭС………………………..27
5. Определение характеристик конденсационной турбины и построение режимов её работы……………………………………………………………....27
5.1. Расчёт характеристик……………………………………………….27
5.2. Построение диаграммы работы турбины………………………….31
Библиографический список……………………………………………………..32
ВВЕДЕНИЕ
Промышленные и коммунально-бытовые предприятия, сельское хозяйство, транспорт, население страны используют в основном энергию двух видов: электрическую и тепловую. Выработка этих видов энергии может производиться раздельно, в двух технологических процессах – по одному для каждого вида энергии, или совместно – в одном технологическом процессе.
В первом случае на электрической станции производится один вид продукции – электрическая энергия, которая в централизованном порядке распределяется между потребителями. Такие электростанции в настоящее время оборудуют преимущественно паровыми турбинами, имеющими конденсаторы, и называются они конденсационными электрическими станциями (КЭС). Для снабжения предприятий и удовлетворения коммунально-бытовых нужд населения другим видом энергии – тепловой – строят отдельные котельные, которые отпускают тепло централизованно или в индивидуальном порядке (котельная в жилом доме).
Выработка обоих видов энергии – электрической и тепловой – не раздельно, а в едином технологическом процессе дает большие экономические преимущества и осуществляется на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).
Установленные на них турбины называются конденсационными турбинами с регулируемым отбором пара.
Турбины типоразмера Т-12-35. Это конденсационная турбина мощностью 12000 кВт с начальными параметрами 34,3 МПа (35 кгс/см2
) и t = 435о
С с теплофикационным (иначе – отопительным) регулируемым отбором. Турбина одноцилиндровая, состоящая из двух частей: части высокого давления (ЧВД), в которой имеются одна двухвенечная ступень и одиннадцать активных ступеней давления, после которых расположен регулируемый отбор, и часть низкого давления (ЧНД), имеющая четыре
активные ступени давления. Турбина имеет и два нерегулируемых отбора для подогрева питательной воды.
Давление в регулируемом отборе можно менять в диапазоне 0,7-2,5 МПа, поддерживая нужную температуру пара, отпускаемого для подогрева сетевой воды поддерживают в зависимости от температуры наружного воздуха.
1. Исходные данные.
NH
=12,59МВт;
P1
= 8,93МПа;
t1
=425˚C;
ηk
=ηпг
=0,88;
ηoi
′ / ηoi
″ = 0,9/0,92;
Pотб
= 800 кПа;
Pk
= P2
=4,75 кПа;
Dотб
H
=9,5 кг/с;
η М
= 0,88;
η эл = 0,92.
2. КОМБИНИРОВАННАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ТЭЦ
Основным оборудованием любой тепловой электростанции являются паровая турбина и конденсатор (парогенератор тоже относится к основному оборудованию, но в данной методике не рассматривается).
Паровая турбина. Большая часть кинетической энергии пара превращается в механическую энергию вращения вала турбины. Паровая турбина ТЭЦ имеет не одну, а несколько ступеней. В одной ступени сложно выработать всю потенциальную энергию пара (перепад давлений) и получить большую мощность вращения. Поэтому, для уменьшения скорости вращения вала турбину разделяют на ступени, в каждой из которых происходит частичное падение перепада давлений. Скорость после каждой ступени остается одной и той же; развиваемая же каждой ступенью мощность передается на вал турбины и на нем суммируется. Обычно скорость вращения вала многоступенчатых турбин на ТЭЦ составляет п = 3000 об/мин, что позволяет получить на применяемых электрогенераторах частоту тока 50 Гц.
Расчет термодинамических процессов турбины ведется с помощью iS – диаграммы. Расширение в каждой ступени без учета внутреннего трения происходит адиабатически, так как турбина хорошо изолирована и внешние тепловые потери практически исключаются.
Совершив работу в турбине, пар поступает в конденсатор.
Конденсатор. Чем ниже конечное давление пара, тем большую работу при данных начальных параметрах совершает пар. Для понижения давления пара ниже атмосферного его нужно направлять из турбины в особое герметически изолированное устройство, называемое конденсатором, где путем охлаждения пар конденсируют. При этом температура конденсатора
равна температуре пара, из которого получен конденсат. Отнятие тепла от пара происходит в процессе р = const.
Для паровых турбин применяют только поверхностные конденсаторы. Такой конденсатор состоит из цилиндрического барабана-корпуса с двумя крышками по торцам; в оба барабана вделаны две металлические трубные доски, в которых закреплено большое число трубок.
Пар из турбины поступает в конденсатор через патрубок и окружает трубки, по которым движется вода. Через патрубок в пространство поступает вода, забираемая из реки или какого-либо другого источника водоснабжения. По нижним трубкам она движется в сторону правой крышки, а по выходе из них по трубкам верхней половины конденсатора движется влево. Охлаждая трубки. Вода отнимает через их поверхность тепло от пара, который конденсируется, то есть превращается в воду, которая называется конденсатором. Конденсат стекает в нижнюю часть конденсатора. И отсюда через патрубок его откачивают насосом. Подогретая теплом, отнятым от пара, вода выходит из патрубка и возвращается в источник водоснабжения. Вода, используемая для охлаждения пара в конденсаторе, называется циркуляционной водой, а насос, который падаете в конденсатор, - циркуляционным насосом.
Возможно применение таких конденсаторов, в которых пар и охлаждающая вода смешиваются. Такие конденсаторы называются смешивающими.
Воздух, неизбежно проникающий в конденсатор с паром, необходимо отбрасывать. Отсос воздуха с незначительным количеством пара производится через патрубок с помощью пароструйного насоса, называемого эжектором.
Если вблизи электростанции нет проточной воды, циркуляционную воду из конденсатора направляют в охладительные установки.
В конденсаторах паровых турбин поддерживают давление 2,9-4,9 кПа (0,03-0,05 кгс/см²). Из таблиц насыщенного пара видно, что при этих давлениях температура пара, а следовательно, и конденсатора составляет 24-33 ˚С.
Тепловой баланс конденсатора можно выразить уравнение:
Dк
= (i2
- iк
) = W (i2
В
- i1
В
), где
Dk
и
Wk
– соответственно количество пара и количество циркуляционной воды, поступающей в конденсатор; i2
-ik
- разность энтальпий пара и конденсата; i2
В
и i1
В
определяют по таблицам водяного пара по соответствующим температурам воды; ik
– по таблицам водяного пара при P2
; i2
– по тепловому расчёту процесса расширения пара в турбине.
Уравнение теплового баланса конденсатора позволяет определить количество циркуляционной воды, требующейся для конденсации 1 кг пара и поступающей в конденсатор.
Отношение масс пара и циркуляционной воды называют кратностью охлаждения и обозначают буквой m:
m = Wk
/ Dk
.
Выполняют конденсаторы одно-, двух-, трех- и четырехходовые. Значения m могут изменяться в пределах от 20 до 120, но обычно составляют 50-60.
2.2 Схема производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и в турбинах регулируемыми отборами.
На современных тепловых электрических станциях применяются различные методы повышения их экономичности: повышают давление Р1
и температуру пара t1
перед турбиной, снижают (до возможного) давление Р2
за турбиной, а также применяется промежуточный перегрев пара. На всех видах конденсационных турбин применяется регенерация, дающая экономию топлива 5-12%. Но самую большую экономию энергии, как будет показано ниже, дает теплофикация.
На рис.1 дана схема ТЭЦ с одним отопительным регулируемым отбором пара (промышленный отбор не совмещается с отопительным из–за больших давлений в нем (до 1,5 МПа) и в данной методике не рассматривается). В отопительном отборе давление не превышает 0,25 МПа.
Перегретый пар, вырабатываемый в котле 1 с перегревателем, поступает в турбину 2, состоящую из двух цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД – эквивалент ЧВД) и цилиндра низкого давления (ЦНД – эквивалент ЧНД). Между ЦВД и ЦНД имеется патрубок для регулируемого отбора пара. Всё количество пара DB
после прохождения через ЦВД разделяется на два потока. Один поток (его будем обозначать Dотб
) через патрубок регулируемого отбора поступает в устройство 8, которое условно изображает внешний тепловой потребитель (теплофикационный пароводяной поверхностный подогреватель), и в регенеративный подогреватель 7. Другой поток, его будем обозначать DK
, следует в ЦНД и затем в конденсатор 3.
Таким образом,
DB
= Dотб
+ DK
.
Если количество пара, идущее к внешнему потребителю, равно DT
, а в систему регенерации поступает DP
, то
Dотб
= DT
+ DP
.
Подставляя второе уравнение в первое, получим:
DB
= DT
+ DP
+ DK
–
данное уравнение отражает материальный баланс установки.
Пар в количестве DK
поступает в ЦНД и выходит из него с параметрами P6
и i6
, а затем следует в конденсатор 3. Из последнего выходит конденсат в количестве DK
с энтальпией i’
6
и конденсатным насосом 4 направляется в питательный бак (деаэратор) 5, из которого насосом 6 попадает в регенеративный подогреватель 7, куда поступает и пар из отбора с энтальпией i4
(действительное состояние пара в отборе). Количество пара DP
должно быть таким, чтобы весь конденсат был нагрет до tотб
– температуры насыщения при давлении отбора Pотб
. Пар из отбора при этом конденсируется, и общее количество конденсата, покидающего регенеративный подогреватель при энтальпии i’
4,
составляет DK
+ DP
. Пар, поступивший к тепловому потребителю, вследствие отдачи тепла конденсируется, и конденсат с энтальпией i’
4
при выходе из теплого потребителя с конденсатом такой же энтальпии, поступающим из регенеративного подогревателя. Суммарное количество конденсата составляет DK
+ DP
+ DT
и согласно формуле равно DB
. Это количество конденсата, равное количеству пара DB
, которое возвратилось в котел.
На схеме так же рассматривается водяная система теплоснабжения. Сетевая вода теплофикационного пароводяного подогревателя (теплопотребитель 8) с максимальной температурой порядка 120 ˚C (в зависимости от температурного графика) по тепловой сети поступает
к абонентам 8’
и расходуется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При необходимости получения более высокой температуры вода догревается в пиковом водогрейном котле 11. Обратная сетевая вода (система теплоснабжения обычно выполняется двухтрубная), имеющая в различные периоды температуру 40-70 ˚C, подогревается дополнительно в теплофикационном пункте 13 конденсатора, что обеспечивает наиболее полное использование тепла отработавшего пара низкого давления. Для этого требуется повышение давление пара в конденсаторе. Наибольшее давление в конденсаторе устанавливаются, главным образом, в зимний период, когда турбина развивает полную электрическую мощность на базе теплофикационного отбора пара. В связи с этим подогрев сетевой воды в теплофикационном пучке выгоднее производить в холодное время года, а в остальное время – использовать теплофикационный пучок для подогрева холодной воды. Если теплофикационный пучок постоянно используется для подогрева сетевой воды, давление в конденсаторе должно выдерживаться от 0,012 до 0,045 МПа. Циркуляция воды в сетях и подогревателях обеспечивается сетевым 10 и вспомогательным 14 насосами. Утечка воды в тепловых сетях восполняется системой подпитки 12.
Схема ТЭЦ с одним отопительным регулируемым отбором пара:
Рис.1
1-
котел
2-
турбина
3-
конденсатор
4-
конденсатный насос
5-
деаэратор
6-
насос
7-
регенеративный подогреватель
8-
внешний тепловой потребитель
8'-
абоненты
9-
насос
10-
сетевой насос
11-
пиковый водогрейный котел
12-
система подпитки
13-
теплофикационный пучок конденсатора
14-
вспомогательный насос
2.3.Термодинамический расчёт комбинированной схемы производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.
Исходные данные:
NH
=12,59МВт; P1
= 8,93МПа; t1
=425˚C; ηk
=ηпг
=0,88; ηoi
′ / ηoi
″ = 0,9/0,92;
Pотб
= 800 кПа; Pk
= P2
=4,75 кПа; Dотб
H
=9,5 кг/с; η М
= 0,88; η эл = 0,92.
Наносим на i-S диаграмму водяного пара точку 1 на пересечении изобары P1
и i1
. Определяем остальные параметры пара по диаграмме. Они имеют следующие значения:
i1
=3190кДж/кг, V1
=0,034м3
/кг, S1
=6,42 кДж/кг·К
С целью проверки правильности найденных параметров определим их с помощью таблиц перегретого пара. Воспользуемся уравнением прямой, проходящей через 2 точки:
Для температуры 425˚С iP
=8
=3202,5 кДж/кг, iP
=9
=3184 кДж/кг.
(P-8)/(9-8)=(i-3202,5)/(3184-3202,5)
i1
=3185,3 кДж/кг
Для температуры 425˚С VP
=8
=0,03629 м3
/кг, VP
=9
=0,031775 м3
/кг.
(P-3)(8-3)=(V-0,03629)/(0,031775 - 0,03629)
V1
=0,03209 м3
/кг.
Для температуры 425˚С SP
=8
=6,455 кДж/кг·К, SP
=9
=6,3805 кДж/кг·К.
(P-3)(8-3)=(S-6, 455)/(6,3805 - 6,455)
S1
=6,3857 кДж/кг·К.
На пересечении энтропии S1
и давлении Pk
= P2
=4,75 кПа на i-S диаграмме строим точку 2. В точки 2 пар влажный насыщенный. Определим его параметры по диаграмме:
i2
=1940 кДж/кг, x2
=0,74, V2
= 23 м3
/кг, t2
=30˚С.
Проверим правильность определения параметров. Из таблиц сухого насыщенного пара для давления Pk
= P2
=4,75 кПа вспомогательные величины имеют следующие значения:
tн
=31,9315˚С, V′ =0,001005 м3
/кг, V″ =29,66 м3
/кг, i ′ =133,915 кДж/кг,
r =2425 кДж/кг, S′ =0,4634 кДж/кг·К.
Используя формулы: S= S′ + (r·x)/ tн
,
6,3857= 0,4634 + (2425/305,0815)x,
x=0,745;
i= i ′+rx,
i= 133,915 + 2425 ·0,745=1940,54кДж/кг;
V= V″x +(1-x) V′,
V=29,66 ·0,745+ 0,745·0,001005=22,353 м3
/кг.
На пересечении энтропии S1
и изобары Pотб
= 800 кПа строится точка 3. Точка 3 лежит в области влажного насыщенного пара. Определим её параметры по диаграмме:
i3
= 2648 кДж/кг, x3
= 0,94, V3
=0,23 м3
/кг, t3
=170˚С.
Проверим правильность определения параметров. Из таблиц сухого насыщенного пара при давлении Pотб
= 800 кПа вспомогательные величины имеют значения:
tн
=170,42˚С, V′ =0.0011149 м3
/кг, V″ =0,2403 м3
/кг, i ′ =720,9 кДж/кг,
r =2048, S′ =2,046 кДж/кг·К.
Используя формулы: S= S′ + (r·x)/ tн
,
6,3857= 2,046 + (2048/443,57)x
x=0,9399;
i= i ′+rx,
i= 720,9 + 2048·0,9399=2646,02 кДж/кг;
V= V″x +(1-x) V′,
V= 0,2403 ·0,9399+ 0,0601·0.0011149 =0,226 м3
/кг.
Посчитаем энтальпию пара в точке 4:
i4
= i1
– (i1
– i3
)η′oi
= 3185,3 – (3185,3 – 2646,02)·0,9= 2699,95 кДж/кг.
Точка 4 строится на пересечении линии i4
=2699,95 кДж/кг и изобары Pотб
= 800 кПа. Пар в точке 4 влажный насыщенный. Определим параметры по диаграмме:
x4
=0,96, V4
=0,23 м3
/кг, S4
=6,5 кДж/кг·К, t4
=170˚С.
Проверим правильность результатов. Из таблиц сухого насыщенного пара при давлении Pотб
= 800 кПа вспомогательные величины имеют значения:
tн
=170,42˚С, V′ =0.0011149 м3
/кг, V″ =0,2403 м3
/кг, i ′ =720,9 кДж/кг,
r =2048, S′ =2,046 кДж/кг·К.
i= i ′+rx,
x = (i - i′ )/r,
x = (2699,95 - 720,9)/ 2048=0,966;
V= V″x + (1-x) V′,
V=0,2403 ·0,966 + 0,034·0.0011149 = 0,2322м3
/кг;
S= S′ + (r·x)/ tн
,
S = 2,046 + 2048·0,966/443,57= 6,506 кДж/кг·К.
Точка 5 находится на пересечении изоэнтропы S4
и изобары Pk
= P2
=4,75 кПа. В точке 5 влажный насыщенный пар. Определим его параметры по диаграмме:
i5
=1980 кДж/кг, x5
= 0,76, V5
= 22 м3
/кг, t5
= 30 ˚С.
При проверке достоверности определения параметров точки 5 пользуемся справочными данными точки 2, так как они лежат на одной изобаре.
S= S′ + (r·x)/ tн
,
6,506 = = 0,4634 + (2425/305,0815)x
x = 0,76,
i= i ′+rx,
i = 133,915 + 2425·0,76 = 1976,915кДж/кг,
V= V″x + (1-x) V′,
V = 29,66·0,76+ 0,34·0,001005 = 22,5402 м3
/кг.
Энтальпию в точке 6 определяем по формуле:
i6
= i4
– (i4
– i5
)·η″oi
= 2699,95 – (2699,95 - 1976,915)·0,92 = 2034,76 кДж/кг.
Точка 6 строится на пересечении линии i6
= 2034,76 кДж/кг и изобары Pk
= P2
=4,75 кПа.
Пар в точке 6 влажный насыщенный. Определим параметры по диаграмме:
x6
= 0,78, S6
= 6,7 кДж/кг·К, V6
= 23 м3
/кг, t6
= 30˚С.
При проверке достоверности определения параметров точки 5 пользуемся справочными данными точки 2, так как они лежат на одной изобаре.
i= i ′+rx,
x = (i - i′ )/r,
x = (2034,76 – 133,915)/2425 = 0,784,
ter;">S= S′ + (r·x)/ tн
,
S= 0,4634 + 2425·0,784/305,0815= 6,695 кДж/кг·К,
V= V″x + (1-x) V′,
V = 29,66·0,784 + 0,216·0,001005 = 23,25 м3
/кг.
Параметры водяного пара, определяемые по диаграмме:
| № точки | P, МПа |
t, ˚С |
V, м3
|
x | i, кДж/кг |
S, кДж/(кг· К) |
| 1 | 8,93 | 425 | 0,034 | - | 3190 | 6,42 |
| 2 | 0,00475 | 30 | 23 | 0,745 | 1940 | 6,42 |
| 3 | 0,8 | 170 | 0,23 | 0,94 | 2650 | 6,42 |
| 4 | 0,8 | 170 | 0,23 | 0,96 | 2702,2 | 6,5 |
| 5 | 0,00475 | 30 | 22 | 0,76 | 1980 | 6,5 |
| 6 | 0,00475 | 30 | 23 | 0,785 | 2037,77 | 6,72 |
Параметры водяного пара в соответствующих точках:
| № точки | P, МПа |
t, ˚С |
V, м3
|
x | i, кДж/кг |
S, кДж/(кг· К) |
| 1 | 8,93 | 425 | 0,03209 | - | 3185,3 | 6,3857 |
| 2 | 0,00475 | 31,9315 | 22,353 | 0,745 | 1940,54 | 6,3857 |
| 3 | 0,8 | 170,42 | 0,226 | 0,9399 | 2646,02 | 6,3857 |
| 4 | 0,8 | 170,42 | 0,2322 | 0,966 | 2699,95 | 6,506 |
| 5 | 0,00475 | 31,9315 | 22,5402 | 0,76 | 1976,915 | 6,506 |
| 6 | 0,00475 | 31,9315 | 23,25 | 0,784 | 2034,76 | 6,695 |
По данным таблице строим процессы изменения состояния водяного пара в i-S диаграмме. (см приложение)
После построения i -S диаграммы переходим к построению T-S диаграммы изменения состояния водяного пара. Для построения диаграммы необходимо знать параметры точек 7,8,9,10.
Параметры водяного пара в точках 7,8,9,10:
| № точки | P, МПа |
t, ˚С |
x | S, кДж/ (кг·) |
| 7 | 0,00475 | 28,979 | 0 | 0,4634 |
| 8 | 0,8 | 170,42 | 0 | 2,046 |
| 9 | 8,93 | 302,75 | 0 | 3,28154 |
| 10 | 8,93 | 302,75 | 1 | 5,68262 |
2.4 Построение i-S диаграммы.
Рис. 2. Изменение состояния пара в турбине с одним регулируемым отбором пара
в i-S – диаграмме.
На рис. 2. показано изменение в i-S – диаграмме 1 кг рабочего тела при прохождении его через турбину при выходе из отбора слегка перегретого пара.
1-2 – адиабатное расширение пара без отбора;
2-3 – адиабатное расширение пара в ЦВД без потерь;
3-2 – адиабатное расширение пара в ЦНД без потерь;
1-4 – расширение с учетом трения.
2.6. Определение термодинамических и технико-экономических параметров.
2.6.1. Конденсационный режим работы турбины
Определим удельный расход пара на турбину при номинальном режиме без отбора, при работе в конденсационном режиме:
dэ
н
=1/( i1
- i6
)ηм
·ηэл
= 1/(3185,3-2034,76)·0,88·0,92 = 0,0010735 кДж/кг = 0,0010735·3,6·103
кг/(кВт·ч) = 3,8646 кг/(кВт·ч); (2.1)
где i1
– энтальпия пара на входе в турбину в ЧВД, кДж/кг·ч; i6
– энтальпия пара на выходе из ЧНД, кДж/кг·ч; ηм
- механический КПД турбины; ηэл
– КПД электрогенератора.
При работе к конденсационном режиме (Dотб
=0) турбина развивает номинальную мощность, а весь пар проходит последовательно ЧВД, ЧНД и поступает в конденсатор.
Полный расход пара составит:
DB
Н
= dэ
н
· NH
= 0,0010735·12590 = 13,52 кг/с = 48,672 т/ч; (2.2)
где dэ
н
– удельный расход пара на турбину для выработки номинальной мощности, кг/(кВт·ч),
NH
– номинальная мощность турбины, кВт;
2.6.2.Работа турбины с отбором.
Коэффициент β, называется коэффициентом недовыработки, характеризует долю работы, не совершаемую паром из отбора ЦНД.
Определим показатели паротурбинной установки при работе в номинальном режиме с отбором:
β = (i4
- i6
)/ ( i1
- i6
) = (2699,95-2034,76)/(3185,3-2034,76)=0,578; (2.3)
Числитель в этой зависимости характеризует недовыработку 1 кг пара в ЦНД, знаменатель – выработку 1 кг пара по всей турбине.
Если из патрубка отбора взято количество пара (Dотб
≠0), то мощность турбины станет меньше, так как отобранный пар не совершит роботы в ЦНД. Чтобы компенсировать эту недовыработку полезной энергии, нужно в турбину ввести дополнительное количество пара вместо взятого из отбора; это количество пара будет меньше взятого из отбора, так как он будет расширяться как в ЦНД, так и в ЦВД. Дополнительное количество пара определяют как долю β от Dотб
.
Полный расход пара на турбине при номинальном режиме, составит:
DB
Н
= dэ
н
· NH
+ β·Dотб
Н
= 13,52 + 0,578·9,5 = 19,011 кг/с = 68,4396т/ч; (2.4)
Расход конденсата, выходящего из конденсатора при номинальном режиме DК
Н
, определяется разностью полного расхода пара на турбину DB
Н
и расхода отбора Dотб
Н
:
DК
Н
= DB
Н
- Dотб
Н
= 19,011 - 9,5 = 9,511 кг/с = 34,2396 т/ч; (2.5)
Расход пара на регенерацию при номинальном режиме DР
Н
определяется, предварительно определив согласно таблице энтальпии кипящей жидкости при давлении отбора (Pотб
= 800 кПа) i4
′ и давлении в конденсаторе (Pk
= P2
=4,75 кПа) i6
′:
DР
Н
= DК
Н
(i4
′ - i6
′ )/( i4
- i4
′ ) = 9,511(720,9-133,915)/(2699,95-720,9) = 2,82 кг/с, (2.6)
где i4
′ и i6
′ - энтальпия кипящей жидкости при давлении Pотб
и Pk
соответственно; DК
Н
– расход конденсата, выходящего из конденсатора при номинальном режиме.
Расход пара на тепловое потребление DТ
Н
определяется:
DТ
Н
= Dотб
Н
- DР
Н
= 9,5 – 2,82 = 6,68 кг/с. (2.7)
Определим количество тепла QТ
Н
, опущенного на теплофикацию, т.е без учета тепла на регенерацию:
QТ
Н
= DТ
Н
( i4
– i6
′ ) = 6,68 (2699,95-133,915) = 17141,113 кВт; (2.8)
Расход топлива на теплофикацию BН
Т
в единицу времени определяется:
BН
Т
= QТ
Н
/ QН
Р
· ηк
= 17141,113 /0,88·29300 = 0,665 кг/с, (2.9)
где QН
Р
- низшая теплота сгорания топлива, принимаемая равной низшей теплоте сгорания условного топлива (QН
Р
= QН
У.Т.
=29300 кДж/кг).
Общий расход топлива на номинальном режиме BН
определяется:
BН
= DB
Н
( i1
- i4
′ )/ QН
Р
· ηк
= 19,011 (3185,3-720,9)/0,88·29300 = 1,817 кг/с. (2.10)
Расход топлива на производство электроэнергии BН
Э
определяется:
BН
Э
= BН
- BН
Т
= 1,817 – 0,665 = 1,152 кг/с. (2.11)
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии вн
э
и на тепловое потребление вн
т
определим:
вн
э
= BН
Э
/ NH
= 1,152 /12590 = 0,0000915кг/Дж = 91,5·10-6
кг/кДж; (2.12)
вн
т
= BН
Т
/ NH
= 0,665 /17141,113=0,0000387 кг/Дж = 38,7·10-6
кг/кДж. (2.13)
Коэффициенты полезного действия по выработке электрической ηтэц
э
и тепловой ηтэц
т
энергии при номинальном режиме работы:
ηтэц
э
= NH
/ BН
Э
·QН
Р
= 1/ вн
э
· QН
Р
= 1/ 0,0000915·29300 = 0,373; (2.14)
ηтэц
т
= QТ
Н
/ BН
Т
· QН
Р
= 1/ вн
т
· QН
Р
= 1 / 0,0000387·29300 = 0,882; (2.15)
На ТЭЦ пользуются экономическим показателем, в котором в числителе суммируются полезная выработанная электрическая энергия и отпущенная тепловая энергия. Эту сумму относят к теплу, выделившемуся при горении топлива, и называют коэффициентом использования тепла топлива.
K = (NH
+ QТ
Н
) / BН
· QН
Р
= (12590 + 17141,113) / 1,817·29300 = 0,5585. (2.16)
3.Раздельное производство тепловой и электрической энергии на КЭС и в районных котельных.
Построение процессов водяного пара в конденсационной турбине.
В паровой турбине рабочее тело движется с большими скоростями и соприкасается с поверхностями её деталей; вследствие этого как внутри самого тела, так и при соприкосновении с металлическими поверхностями возникает трение. На преодоление трения тратится часть полезной энергии, и поэтому работа 1 кг пара будет меньше, чем работа идеальной (без потерь) турбины h0
= i1
- i2.
Процесс расширения рабочего тела с учетом потерь на трение показано на i-S диаграмме. Энтальпия пара в конце реального процесса расширения (точка6) обозначается i6
, а внутренняя работа 1 кг пара с учетом потерь на трение ( её обозначают hi
) составит: hi
= i1
- i6
.
Сравнивая работы идеального двигателя h0
и внутренней работы hi
действительного двигателя производится по КПД, который называется внутренним относительным КПД турбины:
ηoi
= hi
/ h0
= (i1
- i6
) / (i1
- i2
)
Знание значения внутреннего относительного КПД даёт возможность определить в i-S диаграмме точку, характеризующую состояние, а, следовательно, и степень сухости (и другие параметры) пара, выходящего из турбины. Значение энтальпии пара после расширения в турбине определяется из выражения: i6
= i1
- h0
· ηoi
= i1
- (i1
- i2
)· ηoi
.
На i-S диаграмме откладывают значение i6
и проводят горизонтальную линию i6
= const; степень сухости в точке 6 не должна быть меньше 0, 9, чтобы исключить эрозионный износ рабочих лопаток последних ступеней.
3.1.Определение термодинамических и технико-экономических параметров КЭС и районных котельных.
При обозначении расходов пара и топлива при раздельном производстве электричества и тепла, используем нижний индекс ‘P’ (что означает «раздельно»).
Для вычисления удельного расхода пара dэ
на турбину нужно определить внутреннюю работу 1 кг пара при наличии регенерации, для чего предварительно определяется доля отбора α на регенерацию.
α = (i4
′ - i6
′ ) / ( i4
– i6
′ ) = (720,9-133,915)/(2699,95-133,915)=0,2288; (3.1)
Внутреннююработу 1 кг пара с учётом потерь на трение:
hip
= ( i1
– i4
) + ( i4
– i6
)·(1-α) = (3185,3- 2699,95) + (2699,95-2034,76)(1-0,2288) = 998,34 кДж/кг; (3.2)
Удельный расход пара для выработки электроэнергии при номинальном режиме:
dэр
н
= 1/ hip
·ηм
·ηэл
= 1/998,34 ·0,88·0,92 = 0,001237 кг/кДж; (3.3)
Полный расход пара DB
Р
Н
:
DB
Р
Н
= dэр
н
· NH
= 0,001237 ·12590 = 15,574 кг/с; (3.4)
Расход условного топлива ВЭР
Н
:
ВЭР
Н
= DB
Р
Н
( i1
– i′4
) / QН
Р
·ηпг
= 15,574 (3185,3– 720,9)/29300·0,88 = 1,4885 кг/с;
(3.5)
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:
вн
эр
= ВЭР
Н
/ NH
=1,4885 /12590 = 118,2·10-6
кг/кДж; (3.6)
Расход условного топлива на выработку пара в котельной:
ВТР
Н
= QТ
Н
/ QН
Р
·ηпг
= 17141,113/29300·0,88 = 0,665 кг/с; (3.7)
Электрический коэффициент полезного действия КЭС:
ηкэс
э
= 1/ вн
эр
· QН
Р
= 1/118,2·10-6
·29300 = 0,2888 (3.8)
Общий расход топлива при раздельном производстве энергии:
ВР
Н
= ВЭР
Н
+ ВТР
Н
= 1,4885 + 0,665 = 2,1535 кг/с; (3.9)
Коэффициент использования тепла топлива при раздельном производстве энергии:
K = (NH
+ QТ
Н
) / ВР
Н
· QН
Р
= (12590 + 17141,113) / 2,1535 ·29300 = 0,471; (3.10)
4.Анализ показателей эффективности ТЭЦ и КЭС.
Анализируя производственные расчёты, нужно сопоставить затраченное топливо обоих вариантов ТЭЦ и КЭС вместе с котельной и выработку электричества на ТЭЦ и КЭС.
Экономия топлива в комбинированной установке по сравнению раздельной установкой:
α = (ВР
Н
- BН
) / ВР
Н
· 100% = 15,63% (4.1)
Этот результат позволяет сделать вывод о том, что комбинированная выработка тепла и электроэнергии на ТЭЦ выгоднее, чем раздельное производство на КЭС и в районных котельных. Экономия топлива достигается 10,136%. Сравнение электрических КПД ТЭЦ и КЭС показывает:
ηтэц
э
> ηкэс
э
(0,373>0,2888) (4.2)
5.Определение характеристик конденсационной турбины и построение диаграммы режимов её работы.
Важной характеристикой турбины служит расход пара на холостой ход, соответствующий такому режиму её работы, при котором турбина, не производя электрической энергии, вращается с номинальным числом оборотов. При таком режиме эксплуатации работа, совершаемая паром, затрачивается на преодоление собственных потерь установки.
Расход пара на холостой ход принято выражать долей х расхода пара при номинальной нагрузке:
DХ
= х· DB
Н
= 0,08·13,52 =1,0816кг/с, (5.1)
где х – коэффициент холостого хода турбины; DB
Н
– расход пара на турбину при номинальном режиме, без отбора.
Величину DB
Н
в данной формуле обозначают DК
MAX
. При работе турбины без отбора она вырабатывает номинальную мощность только паром, поступившим в конденсатор. В режиме работы с отбором пара часть номинальной мощности будет вырабатываться отобранным паром, следовательно, количество пара, поступившего в конденсатор, будет меньше, чем при работе в режиме отбора. Количество пара, поступившего в конденсатор при работе в режиме отбора, является максимальным, и на него рассчитывается ЦНД турбины и пропускная способность конденсатора.
Электрическая нагрузка, которую необходимо подводить извне для вращения вала, не расходуя пар(электрическая мощность холостого хода):
NX
= x / (x-1)· NH
= 0,08/(0,08 -1)12,59 = -1,095МВт. (5.2)
«–» указывает на то, что она сообщается установке.
При постоянстве расхода пара на турбину при номинальном режиме с отбором DB
Н
=const возможно изменять значения электрической мощности за счёт изменения количества отбираемого пара. При увеличении отбора до значений, превышающих номинальное, значение электрической мощности уменьшается, так как все большее количество пара будет проходить через ЦНД. Крайним ( максимальным отбором) при таком способе будет режим, при котором все количество пара DB
Н
, поступившего в турбину, пройдя
ЦВД, поступит в отбор. Электрическая мощность ЦВД при расходе пара на турбину DB
Н
:
N5
= (DB
Н
·(1-β) - х· dэ
· NH
) / (1-х)· dэ
= (68439,6(1-0,578) – 0,08·3,8646·12590) / (1-0,08) 3,8646=7028,42 кВт = 7,028 МВт; (5.3)
При уменьшении количества отбора ниже номинального мощность турбины будет возрастать, становясь больше номинальной. Крайним режимом в этом случае будет такой, при котором в ЦНД и конденсатор будет поступать то максимальное количество пара, на которое они рассчитаны. Мощность пикового режима:
N11
= (DB
Н
– β·(DB
Н
– DК
MAX
) - х· dэ
· NH
) / (1-х)· dэ
= (68439,6 – 0,578(68439,6 -48672) – 0,08·3,8646·12590) / (1-0,08) 3,8646= 14940,94 кВт = 14,94 МВт. (5.4)
Для удобства построение диаграммы режимов турбины параметры точек сведём в таблицу.
Параметры точек диаграммы работы турбины:
| № точки | Мощность, МВт | Расход, т/ч |
| 0′ | Nx
= -1,095 |
DB
= 0 |
| 1 | N = 0 | Dx
= 3,894 |
| 2 | NH
= 12,59 |
Dk max
= 48,672 |
| 3 | NH
= 12,59 |
DB
= 0 |
| 4 | NH
= 12,59 |
DB
H = 68,4396 |
| 5 | N5
= 7,028 |
DB
H = 68,4396 |
| 10 | N5
= 7,028 |
DB
= 0 |
| 11 | N11
= 14,94 |
DB
H = 68,4396 |
| 12 | – | Dk
H = 34,2396 |
| 13 | NH
= 12,59 |
Dk
H = 34,2396 |
Диаграмма режимов работы турбины представлена на рисунке. По диаграмме определяем значение мощности в точке 7: NТ
Н
=2,9 МВт.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Турбин В.С., Капошин И.С., Мартыненко Г.Н. Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов спец. 290700 – «Теплогазоснабжение, отопление и вентиляция». Воронеж, 2004.
2. Д.Н. Китаев, Г.Н. Мартыненко Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Техническая термодинамика» для студентов 270109 «Теплогазоснабжение и вентиляция».
3. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика, 2-е издание, М: Энергия, 1974.
4. Кушнырев В.И., Лебедев В.И., Павленко В.А. Техническая термодинамика и теплопередача: учебник, 1-е издание, М: Стройиздат, 1986.
5. Новиков И.И. Термодинамика: учебное пособие, 1-е издание, М: Машиностроение, 1984