Курсовая работа № 2341 Теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина

Исходные данные для выполнения работы:

теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина, установки с промежуточным перегревом пара, установки с применением регенеративного подогрева питательной воды с характеристиками, приведенными в таблице

W, МВт	ρ1, МПа	t1, °С	ρ2, МПа	Pпп1, МПа	Pпп2, МПа	tпп1, °С	tпп2, °С	Pрег1, МПа	Pрег2, МПа	Pпп3, МПа
650	17	510	0,0035	17	16	490	480	2,25	1,0	0,4

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Назначение ТЭС……………………………………………………..…..4

1.2 Основные принципы работы ТЭС. Пар как рабочее тело…………….10

1.3 Цикл Ренкин……………………………………………………..………17

1.3.1 Влияние параметров пара на термический к. п. д. цикла Ренкина 21

1.4 Способы повышения экономичности процессов преобразования теплоты в электроэнергию……………………………………………………21

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 23

2.1 Теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина……23

2.2 Теплоэнергетические установки с промежуточным перегревом пара 25

2.3 Теплоэнергетические установки регенеравтивым подогревом питательной воды.. 26

Вывод 29

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 30

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Внимание!

Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №2341, цена оригинала 500 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.

Оплата. Контакты.

Промышленные предприятия и относящийся к ним жилищно-коммунальный сектор потребляют значительное количество теплоты как на технологические нужды, так и на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. В зависимости от технологической направленности предприятия, его места расположения, мощности, наличия или отсутствия централизованных теплоснабжающих предприятий и прочих факторов теплоэнергетическое хозяйство (система) предприятия может быть различной степени сложности. Однако в любом случае повышение надежности, безопасности и экономичности работы теплоэнергетических систем и оборудования является одной из важнейших хозяйственных

задач. Надежность, безопасность и экономичность в значительной степени зависят от качества изготовления, монтажа, наладки, ремонта и культуры обслуживания, т.е. от качества изготовления и эксплуатации.

В связи с этим инженеры-теплоэнергетики промышленных предприятий

должны владеть приемами и методами рациональной эксплуатации теплотехнического оборудования, хорошо знать требования нормативно-технической документации, умело организовывать работу и подготовку эксплуатационного персонала. Все эти вопросы последовательно рассмотрены в предлагаемом курсе письменных лекций.

 

 

СТРУКТУРА И ОСНОВНЫЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ПРЕДПРИЯТИЯ

 

Теплоэнергетические системы, их компоненты и функции

 

Теплоэнергетическое хозяйство современного промышленного предприятия представляет собой весьма разнообразный и сложный комплекс. Состав этого комплекса определяется в первую очередь технологическим назначением предприятия, а также его мощностью, местом расположения, взаимосвязями с энергосистемами и другими предприятиями, транспортными связями и другими факторами.

 

Основными компонентами систем являются:

— источники теплоты (промышленные и отопительные котельные, энергетические котлы, вторичные источники тепла и т.п.);

— тепломассообменное оборудование (теплообменники и тепломассообменные аппараты);

— тепломеханическое оборудование (насосы, вентиляторы, дымососы);

— тепловые сети (паропроводы, трубопроводы горячей и обратной воды);

— системы потребления теплоты;

— вспомогательное оборудование основных и вспомогательных систем.

Функциональное назначение основных составляющих теплоэнергетических систем:

— источники теплоты предназначены для выработки теплоты и передачи ее с теплоносителями (вода, пар и др.) либо напрямую к потребителям, либо в промежуточные системы;

— теплообменное оборудование предназначено для передачи тепла от одного теплоносителя к другому; массообменное – для реализации процессов массообмена между средами;

— назначением тепломеханического оборудования является в основном прокачка теплоносителей через оборудование и системы трубопроводов;

— тепловые сети соединяют источники теплоты с потребителем;

— системы потребления теплоты включают в себя раздающие трубопроводы с арматурой и технологическим оборудованием, потребляющим теплоту;

— назначением вспомогательного оборудования является хранение и очистка

сбросов и дренажей и тому подобные функции.

Задачи СТЭС ПП и схема СТЭС ПП

Задачей рационального построения СТЭС ПП является организация оптимального распределения и использования различных энергоресурсов. При этом необходимо учитывать реальные (вплоть до часовых) графики и режимы работы всех агрегатов, как генерирующих, так и потребляющих энергоресурсы в любой отрезок времени для обеспечения надёжной и экономичной работы, как отдельных агрегатов, так и предприятия в целом, определение характера и мощности необходимых резервных источников энергоресурсов.

От совершенства построения СТЭС ПП зависит народнохозяйственная эффективность использования энергоресурсов на заводе и размеры их потерь; и потребность предприятия во внешних энергоресурсах, в капиталовложениях; влияние предприятия на окружающую среду и другое.

К энергоресурсам, охватываемым СТЭС ПП, относятся все их виды, имеющиеся на предприятиях, в том числе: водяной пар различных параметров от разных источников и горячая вода; горючие газы — доменный, коксовый, конвертерный, нефтеперерабатывающих агрегатов, ферросплавных электропечей; физическая теплота отходящих газов различных технологических агрегатов, и остывающей продукции; теплота охлаждения конструктивных элементов технологических агрегатов; теплота расплавленных шлаков; горючие нетранспортабельные отходы производства; избыточное давление различных газов и жидкостей; сжатый воздух для технологических циклов и производственных нужд; кислород технический ( О2 99,5%) и технологический (О2 95%), газообразный и жидкий.

Абсолютный и относительный (аналитический) вывод из потребления перечисленных видов энергоресурсов могут сильно различаться на различных предприятиях, так же, как и реальные графики их выходов и потреблений. Поэтому, для правильного построения и организации эксплуатации СТЭС ПП необходимо знать энергетические характеристики технологических агрегатов, а так же основы соответствующих

технологических циклов.

Есть ряд путей экономичности топлива на предприятиях: применение энергосберегающей технологии и энергетического совершенствования технологических агрегатов и циклов. Их внедрение при том же эффекте в 3-4 раза дешевле, чем разработка новых нефтяных и газовых месторождений: повышение КПД (снижение удельных расходов топлива) энергетических установок и агрегатов, как генерирующих, так и потребляющих различные энергоресурсы, например, КПД котлов, турбин, компрессоров, кислородных установок, оборудования утилизационных установок; оптимальное, с народнохозяйственной точки зрения, построение СТЭС ПП.

Оптимизация построения СТЭС ПП необходима для решения следующих задач:

1) обеспечение бесперебойного снабжения потребителей всеми видами энергоресурсов нужных параметров в любой отрезок времени;

2) максимальное и наиболее эффективное использование всех внутренних энергоресурсов, определение оптимального направления их использования;

3) обеспечение балансирования приходов и расходов энергоресурсов в любой отрезок времени с учётом реальных графиков работы производственных агрегатов с целью снижения, а в пределе и исключения потерь различных энергоресурсов из-за дебалансов. Есть заводы, на которых потери доменного газа из-за дебалансов достигают более 10%;

4) наиболее экономичное резервирование источников энергоресурсов по предприятию;

5) оптимальный выбор энергоносителей для тех или иных производств, в частности, оптимальное распределение различных видов топлива по потребителям в зависимости от его пирометрических и других характеристик;

6) возможность комплексной оптимизации, как энергохозяйства предприятий в целом, так и отдельных установок по типам и параметрам;

7) выявление наиболее вероятных и длительных режимов работы тех или иных установок и агрегатов, что важно для правильного выбора их типоразмеров, режимных характеристик и др.;

8) определение наиболее экономичных и эффективных связей CТЭС ПП с другими предприятиями и установками, и общими условиями энергоснабжения района.

Правильно построенная ТЭС ПП является, кроме того, базой для оптимального построения топливно-энергетического баланса региона. Сейчас общепризнано, что любую оптимизацию сложных комплексов необходимо вести на основе системного подхода.

По существу, пока нет полноценного критерия степени совершенства (рациональности) построения CТЭС ПП. Какая-либо СТЭС ПП может не иметь прямых потерь по всем энергоресурсам, но быть далеко не оптимальной с народнохозяйственной точки зрения, т.к., например, расходует высококачественное дефицитное горючее или высокотемпературную теплоту для покрытия потребностей в низкотемпературной теплоте.

 

 

Схема СТЭС ПП

 

 

ПГ – системы снабжения природным газом

ПРС – подсистема снабжениям продуктами разделения воздуха

ВТГ – система снабжения вторичными топливными газами

К – котельная

ЦВС – центральная водная станция

ВЗ – подсистема снабжения воздухом

 

 

 

 

 

Основные эксплуатационные показатели:

 

При эксплуатации теплоэнергетических установок и систем должны быть

обеспечены надежность и безопасность как систем в целом, так и оборудования, входящего в систему.

Надежность — свойство системы или агрегата сохранять во времени способность выполнять свои рабочие функции (вырабатывать тепловую и/или электрическую энергию; перекачивать теплоноситель и т.п.) по требуемому графику нагрузок при заданной системе технического обслуживания и ремонтов. Надежность — это сложное комплексное свойство, включающее в себя безотказность, долговечность и ремонтопригодность.

Безотказность — это свойство агрегата (системы) непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение заданного времени (параметр — наработка на отказ).

Долговечность — свойство сохранять работоспособность до разрушения или другого предельного состояния (например, до первого капитального ремонта). Основными показателями долговечности являются технический ресурс — суммарная наработка агрегата за период эксплуатации; и срок службы — календарная продолжительность эксплуатации агрегата до разрушения или другого предельного состояния.

Ремонтопригодность — это свойство, состоящее в приспособленности системы или агрегата к предупреждению отказов и обнаружению их причин путем контроля исправности, а также к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния посредством механического обслуживания и ремонта.

Безопасность не является составляющим свойством надежности, хотя в определенной степени зависит от нее. Безопасность должна обеспечиваться не только в нормальной эксплуатации, но и в аварийных ситуациях, связанных с отказом оборудования, ошибками персонала, стихийными явлениями и др.

Большинство теплоэнергетических установок потенциально опасны, поскольку используют в качестве теплоносителей воду и др. вещества при высокой температуре (до 500°С и выше) и высоком давлении (до 25 МПа и выше), что представляет опасность для обслуживающего персонала, окружающей среды и населения в случае непредвиденного разуплотнения. Опасность вышеназванных установок связана также с использованием пожароопасных веществ (масла, твердые, жидкие и газообразные топлива и т.д.), а также в связи с широким использованием в системах управления, сигнализации и защиты электричества электроопасного напряжения.

 

 

 

 

 

1 Теоретическая часть

 

1.1 Назначение ТЭС.

Электрическая станция – энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Тип электрической станции определяется прежде всего видом природной энергии. Наибольшее распространение получили тепловые электрические станции (ТЭС), на которых используется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива (уголь, нефть, газ и др.). На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п. Тепловые электрические станции, предназначенные только для производства электроэнергии, называют конденсационными электрическими станциями (КЭС). Электростанции, предназначенные для комбинированной выработки электрической энергии и отпуска пара, а также горячей воды тепловому потребителю имеют паровые турбины с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери теплоты с охлаждающей водой сокращаются. Однако доля энергии пара, преобразованная в электрическую, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. Теплоэлектростанции, на которых отработавший пар наряду с выработкой электроэнергии используется для теплоснабжения, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

 

 

 

1.2 Основные принципы работы ТЭС. Пар как рабочее тело

На рисунке 1 представлена типичная тепловая схема конденсационной установки на органическом топливе.

Рисунок 1 Принципиальная тепловая схема ТЭС

1 – паровой котёл; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления; 7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления; 10 – дренажный насос.

Эту схему называют схемой с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность такой схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше, чем в схеме без промежуточного перегрева.

Рассмотрим принципы работы ТЭС. Топливо и окислитель, которым обычно служит подогретый воздух, непрерывно поступают в топку котла (1). В качестве топлива используется уголь, торф, газ, горючие сланцы или мазут. Большинство ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. За счёт тепла, образующегося в результате сжигания топлива, вода в паровом котле нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар поступает по паропроводу в паровую турбину (2). Назначение которой превращать тепловую энергию пара в механическую энергию.

Вода и водяной пар нашли широкое применение в качестве рабочих тел в паровых турбинах тепловых машин, атомных установках и в качестве теплоносителей в различного рада теплообменных аппаратах химико-технологических производств.

Газообразное тело, сосуществующее с кипящей жидкостью называется паром и значительно отличается по своим термодинамическим свойствам от свойств идеального газа.

Парообразованием называется процесс превращения вещества из жидкого состояния в парообразное.

Кипением называется процесс превращения жидкости, кипящей во всем её объеме, в пар при подводе к ней теплоты, а при отводе от пара теплоты происходит обратный процесс – конденсация.

Процессы кипения и конденсации протекают при постоянной температуре и при неизменном давлении.

Пар, соприкасающейся с жидкостью, из которой он получается и находящейся с ней в термодинамическом равновесии называется насыщенным.

Сухой насыщенный пар – пар, не содержащий в себе жидкость.

Влажным паром называется механическая смесь, состоящая из сухого пара и мельчайших капелек жидкости и характеризуется степенью сухости – Х или степенью влажности – (1 – Х).

Перегретым паром называется пар, полученный из сухого насыщенного пара при подводе к нему при P = Const некоторого количества теплоты и вызванного этим повышением его температуры. Разность между температурами перегретого пара и сухого насыщенного называется степенью перегрева.

До сих пор для реальных газов предложено много уравнений состояния. Однако все они относятся только к ограниченной области состояний. Для технически важных веществ, например, для водяного пара разработаны довольно точные уравнения, с помощью которых рассчитаны параметры и функции состояния в широкой области температур и давлений и сведены в таблицы и на их основе эти характеристики графически представлены в виде диаграмм в P–V, T–S и h–S координатах. Эти диаграммы дают возможность наглядно представить процессы и их энергетические особенности.

Фазовая P–V диаграмма системы, состоящей из жидкости и пара, представляет собой график зависимости удельных объемов кипящей воды – v’ и сухого насыщенного пара – v» от давления.

 

 

 

В критической точке исчезает различие между жидкостью и паром, выше её существование вещества в двухфазном состоянии невозможно.

Состояние воды и водяного пара аналогичным образом может быть представлено на T–S и h–S диаграммах

T–S диаграмма широко используется при исследовании термодинамических процессов и циклов, так как позволяет видеть изменения температуры рабочего тела и находить количество тепла в процессе. Недостатком данной диаграммы является то, что при определении количества теплоты приходится измерять соответствующие площади.

Достоинством h–S диаграммы является то, что техническая работа и количество тепла в процессах, изображаются отрезками линий.

Процессы движения газа, происходящие в различных теплосиловых установках, связаны с преобразованием энергии в газовом потоке.

Водяной пар чрезвычайно широко применяется в различных отраслях промышленности главным образом в качестве теплоносителя в теплообменных аппаратах и как рабочее тело в паросиловых установках. Это объясняется повсеместным распространением воды, ее дешевизной и безвредностью для здоровья человека.

В промышленности строительных материалов водяной пар широко применяют для тепловлажностной обработки силикатного кирпича, теплоизоляционных деталей, бетонных, железобетонных и других изделий в различных пропарочных камерах и автоклавах. Водяной пар используют также для распыления мазута с помощью форсунок при его сжигании, в паровых сушилках для различных теплоизоляционных материалов, в установках для получения древесноволокнистой массы и др.

 

 

Рисунок 2

Подготовка пара осуществляется в паровом котле при постоянном давлении, температуре(процесс 4-1). Затем происходит адиабатное расширение пара в турбине (процесс 1-2). Отработавший пар частично конденсируется в конденсаторе при постоянной температуре и постоянном давлении. Процесс 3-4 – адиабатное сжатие пара в компрессор

 

Если увеличить начальные параметры t_1, P_1 или уменьшить конечные параметры t_2, P_2, то несмотря на увеличение термического КПД цикла Карно, общая экономическая эффективность использования теплоты уменьшится, так как увеличится работа затрачиваемая на перевод воды из состояния 3 в 4(заштрихованная область А).

Все движущиеся части турбины жёстко связаны с валом и вращаются вместе с ним. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору следующим образом. Пар высокого давления и температуры, имеющий большую внутреннюю энергию, из котла поступает в сопла (каналы) турбины. Струя пара с высокой скоростью, чаще выше звуковой, непрерывно вытекает из сопел и поступает на рабочие лопатки турбины, укрепленные на диске, жёстко связанном с валом. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее говоря, в механическую энергию ротора турбогенератора, так как валы турбины и электрического генератора (3) соединены между собой. В электрическом генераторе механическая энергия преобразуется в электрическую энергию.

После паровой турбины водяной пар, имея уже низкое давление и температуру, поступает в конденсатор (4). Здесь пар с помощью охлаждающей воды, прокачиваемой по расположенным внутри конденсатора трубкам, превращается в воду, которая конденсатным насосом (5) через регенеративные подогреватели (6) подаётся в деаэратор (7).

Деаэратор служит для удаления из воды растворённых в ней газов; одновременно в нём, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара.

Деаэрированная вода питательным насосом (8) через подогреватели (9) подаётся в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях (9), перепускается каскадно в деаэратор, а конденсат греющего пара подогревателей (6) подаётся дренажным насосом (10) в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора (4).[1]

Наиболее сложной в техническом плане является организация работы ТЭС на угле. Вместе с тем доля таких электростанций в отечественной энергетике высока (~30%) и планируется её увеличение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Технологическая схема такой электростанции, работающей на углях, показана на рисунке 3. Рисунок 3 Технологическая схема пылеугольной ТЭС

1 – железнодорожные вагоны; 2 – разгрузочные устройства; 3 – склад; 4 – ленточные транспортёры; 5 – дробильная установка; 6 – бункера сырого угля; 7 – пылеугольные мельницы; 8 – сепаратор; 9 – циклон; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели; 12 – мельничный вентилятор; 13 – топочная камера котла; 14 – дутьевой вентилятор; 15 – золоуловители; 16 – дымососы; 17 – дымовая труба; 18 – подогреватели низкого давления; 19 – подогреватели высокого давления; 20 – деаэратор; 21 – питательные насосы; 22 – турбина; 23 – конденсатор турбины; 24 – конденсатный насос; 25 – циркуляционные насосы; 26 – приемный колодец; 27 – сбросной колодец; 28 – химический цех; 29 – сетевые подогреватели; 30 – трубопровода; 31 – линия отвода конденсата; 32 – электрическое распределительное устройство; 33 – багерные насосы.

Топливо в железнодорожных вагонах (1) поступает к разгрузочным устройствам (2), откуда с помощью ленточных транспортёров (4) направляется на склад (3), со склада топливо подаётся в дробильную установку (5). Имеется возможность подавать топливо в дробильную установку и непосредственно от разгрузочных устройств. Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля (6), а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы (7). Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор (8) и циклон (9) в бункер угольной пыли (10), а оттуда питателями (11) к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором (12) и подаётся в топочную камеру котла (13).

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из неё проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а в воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котёл воздуху. Затем в золоуловителях (15) газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу (17) дымососами (16)выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам (33), которые перекачивают их на золоотвалы.

Воздух, необходимый для горения, подаётся в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором (14). Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Перегретый пар от парового котла (13) поступает к турбине (22).

Конденсат из конденсатора турбины (23) подаётся конденсатными насосами (24) через регенеративные подогреватели низкого давления (18) в деаэратор (20), а оттуда питательными насосами (21) через подогреватели высокого давления (19) в экономайзер котла.

Потери пара и конденсата восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подаётся в линию конденсата за конденсатором турбины.

Охлаждающая вода подаётся в конденсатор из приемного колодца (26) водоснабжения циркуляционными насосами (25). Подогретая вода сбрасывается в сбросной колодец (27) того же источника на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой. Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе (28).

В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего посёлка. К сетевым подогревателям (29) этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии (31). Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам (30).

Выработанная электрическая энергия отводится от электрического генератора к внешним потребителям через повышающие электрические трансформаторы. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд (32).[1]

 

1.3 Цикл Ренкина.

 

 

Рисунок 4. Принципиальная схема паросиловой установки

Преобра¬зование энергии органического или ядерного топлива в механическую при помощи водяного пара осуществляется в паровых силовых уста¬новках (п. с. у.), которые являются базой современной крупной энер¬гетики. Принципиальная схема простейшей паросиловой установки показана на рисунке 4.

В паровом котле (1) вода превращается в перегретый пар с параметрами p1, t1, i1, который по паропроводу поступает в турбину (2), где происходит его адиабатное расширение до давления p2 с совершением технической работы, приводящей во вращательное движение ротор электрического генератора (3). Затем пар поступает в конденсатор (4), который представляет собой трубчатый теплообменник. Внутренняя поверхность трубок конденса¬тора охлаждается циркулирующей водой.

В конденсаторе при помощи охлаждающей воды от пара отнимается теплота парообразования и пар переходит при постоянных давлении р2 и температуре t2 в жидкость, которая с помощью насоса (5) подаётся в паровой котёл (1). В дальней¬шем цикл повторяется.

На рисунке 5 приведена схема паровой турбины. Турбинные установки предназначены для преобразования энергии рабочего тела (пара, газа), имеющего высокое давление и температуру, в механическую энергию вращения ротора турбины. Турбины используют в качестве двигателей электрогенераторов, турбокомпрессоров, воздуходувок, насосов.

 

Рисунок 5. Схема одноступенчатой турбины активного типа.

В паровой турбине рабочий процесс осуществляется следующим образом (см. рисунок).

Водяной пар с высоким давлением и температурой поступает в сопло (1), при истечении из которого его давление снижается, а кинетическая энергия увеличивается. Струя пара направляется на закреплённые на диске (3) ротора турбины лопатки (2), отдавая им часть своей кинетической энергии, которая через лопатки передаётся вращающемуся ротору.

Обычно турбина имеет несколько сопел, составляющих сопловый аппарат. Рабочие лопатки расположены по всей окружности диска и образуют рабочую решётку. Сопловый аппарат и рабочая решётка составляют ступень турбины, а каналы для прохода газа — проточную часть турбины.

Турбины бывают одноступенчатые и многоступенчатые, активного и реактивного типов.

В активных турбинах процесс расширения пара происходит только в соплах, а в реактивных — в соплах и в каналах рабочих лопаток.

В паросиловых установках применяют цикл Ренкина. В цикле Ренкина охлаждение влажного пара в конденсаторе производится до превращения его в воду.

Различают цикл Ренкина с сухим насыщенным паром и с перегретым паром (рисунок 6). В цикле Ренкина с сухим насыщенным паром сухой насыщенный пар с параметрами p1, T1, i1 поступает из парового котла в турбину (точка 1 на рисунке 6), где адиабатно расширяется от давления p1 до давления p2 (точка 2). После турбины влажный насыщенный пар с параметрами p2, T2, i2 поступает в конденсатор, где полностью конденсируется при постоянных давлении и температуре (точка 3). Питательная вода с помощью насоса сжимается до давления p1, равного давлению в паровом котле, и подаётся в котёл (точка 4). Параметры воды на входе в котёл – p1, T2, i4. В паровом котле питательная вода смешивается с кипящей водой, нагревается до температуры кипения и испаряется.

 

Рисунок 6 Цикл Ренкина.

Цикл Ренкина состоит из следующих процессов:

4’-1 – процесс парообразования в котле при постоянном давлении;

1-2 – процесс адиабатного расширения пара в турбине;

2-3 – процесс конденсации влажного пара в конденсаторе с отводом теплоты с помощью охлаждающей воды;

3-4 – процесс адиабатного сжатия воды в насосе от давления p2 до давления p1;

4-4’ – процесс подвода теплоты к воде при давлении p1 в паровом котле до соответствующей этому давлению температуры кипения.

Термический к. п. д. цикла

. (1)

Теплота q1 в цикле подводится в процессах: 4-4’ – подогрев воды до температуры кипения в котле; 4’-1 –парообразование в котле. Для 1 кг пара q1 в изобарном процессе равно разности энтальпий конечной (точка 1) и начальной (точка 4) точек процесса подвода тепла:

. (2)

Отвод теплоты q2 происходит в конденсаторе по изобаре 2-3, следовательно

. (3)

Подставив (2) и (3) в (1), получим

. (4)

Так как i3>>i4, можно записать

. (5)

Термический к. п. д. цикла Ренкина меньше термического к. п. д. цикла Карно при одинаковых начальных и конечных параметрах пара, так как в цикле Карно теплота q1 затрачивается только на процесс парообразования (то есть q1>>r), а в цикле Ренкина она затрачивается как на парообразование, так и на подогрев питательной воды в процессе 3-4. Поэтому для паросиловых установок в заданном температурном интервале термодинамически наиболее выгодным циклом мог бы быть цикл Карно. Однако его осуществление связано с большими трудностями. Цикл Карно относительно проще было бы осуществить в области влаж-ного пара. Это объясняется тем, что в области влажного пара изотермические процессы совпа¬дают с изобарными и могут быть реально осуществлены в котле и конденсаторе. Однако в цикле Карно конденсация пара в изотермическом процессе происходит не полностью, вследствие чего в последующем адиабатном процессе сжимается не вода, как в цикле Ренкина, а влажный пар, имеющий относительно большой объем.

В цикле Ренкина с перегретым паром добавляется ещё один процесс: 1-1’ – перегрев пара.

 

 

 

 

 

 

1.3.1 Влияние параметров пара на термический к. п. д. цикла Ренкина.

 

Анализ термического к. п. д. цикла Ренкина показывает, что термический к. п. д. паросиловой установки возрастает при увеличении начального давления p1 и начальной температуры пара t1.

При увеличении температуры пара на выходе из котлоагрегата (давление пара не изменяется) увеличивается i1. Если остальные энтальпии, входящие в выражение (5), неизменны, что технически осуществимо, то, как следует из (5), увеличение температуры пара на выходе из котлоагрегата сопровождается ростом η_t.

При увеличении давления пара на выходе из котлоагрегата (температура перегретого пара не изменяется) уменьшается i1 (смотри таблицы термодинамических свойств воды и перегретого пара). Если остальные энтальпии, входящие в выражение (5), неизменны, что технически осуществимо, то, как следует из (5), увеличение давления перегретого пара на выходе из котлоагрегата сопровождается уменьшением η_t. Следовательно, давление на выходе котлоагрегата целесообразно повышать только с целью увеличения температуры пара.

 

1.4 Способы повышения экономичности процессов преобразования теплоты в электроэнергию.

Эффективным способом повышения КПД паросиловых установок служит регенерация. Его суть в том, что не весь пар, поступающий в турбину расширяется до конечного давления, а часть его отбирается при некотором промежуточном давлении и направляется в подогреватель, куда одновременно подаётся конденсат. Отобранный пар подогревает питательную воду. Исследование показывает, что его термический КПД всегда больше цикла Ренкина с теми же начальными и конечными параметрами. Экономия от применения регенеративного цикла растёт с увеличением отборов пара.

Повышение начального давления пара с целью увеличения термического КПД цикла Ренкина приводит к увеличению влажности пара при выходе его из двигателя. Так как это обстоятельство сопряжено с вредными последствиями для работы паровых турбин, то для снижения влажности пара в конце расширения иногда применяют так называемый вторичный или промежуточный перегрев пара.

В цикле с вторичным перегревом пара весь пар после ЦВД снова направляется в котёл, там перегревается за счёт теплоты топлива, затем переходит в следующий цилиндр турбины. В результате этого влажность в последних ступенях турбины резко уменьшается.

В связи с тем, что промышленность нуждается не только в электрической энергии, но и в тепловой, был предложен цикл с совместной электрической и тепловой энергии, который называется теплофикационным.

В конденсационных установках, которые вырабатывают только механическую или электрическую энергию, весь отработавший пар конденсируется охлаждающей циркуляционной водой. Последняя нагревается до 15-30°С и уносит с собой огромное количество теплоты, которая не может быть использована вследствие низкой температуры воды. Эти потери с охлаждающей водой составляют до 60% теплоты, выделяющейся при сгорании топлива.

Стремление к использованию теплоты, уносимой циркуляционной водой, привело к мысли значительно повысить её температуру за счёт повышения давления отработавшего пара и использовать её для отопления зданий, технологических процессов самых разных производств, сушки, варки и т.д.

Таким образом, осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, такие установки называются теплофикационными, или теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Повышение противодавления приводит к уменьшению выработки механической или электрической энергии, но общее использование теплоты при этом значительно повышается. Показателем эффективности работы теплофикационного цикла является коэффициент использования теплоты топлива.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

:

2 Расчетная часть

 

ρ1 – давление пара, [МПа]

t1 – температура пара, [oC]

i_1-энтальпия пара, [кДж/кг]

S_1-энтропия пара, [кДж/(кг•K)]

i_2^’-энтальпия жидкого состояни, [кДж/кг]

i_2^»-энтальпия сухого насыщенного пара, [кДж/кг]

S_2^’-энтропия жидкого состояния пара, [кДж/(кг•K)]

S_2^»-энтропия насыщенного сухого пара, [кДж/(кг•K)]

 

 

2.1 Теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина.

Исходные данные:

N = 650 МВт.

ρ1 = 17 МПа.

t1 = 510 oC

ρ2 = 0,0035 МПа

Исходя из таблицы 3, найдем значения энтальпии и энтропии для

ρ1 = 17 МПа при t1 = 510 oC

 

i_1=3312,4кДж/кг S_1=6,3004кДж/(кг•K)

 

Из таблицы 2 найдем значения для ρ2=0,035 МПа:

i_2^’ = 111,84кДж/кг S_2^’ = 0,3907кДж/(кг•K) S_2^» — S_2^’ = 8,1317кДж/(кг•K)

i_2^» = 2549,9кДж/кг S_2^»= 8,5224кДж/(кг•K)

 

Найдем работу пара, для этого нам необходимо найти степень сухости пара x: Если x<1, то энтальпия находится по следующей формуле:

i_2^*=i_2^’+x∙(i_2^»-i_2^’)

 

x=(S_1-S_2^’)/(S_2^»-S_2^’ )=(6,3004-0,3907)/(8,5224-0,3907)=0,7268<1

Подставляем известные значения в формулу и находим энтальпию, а затем и и работу:

 

i_2^*=111,84+0,7268∙(2549,9-222,84)=1883,822кДж/кг

l=i_1-i_2^*

 

l=3312,4-1883,822=1428,578 кДж/кг

 

Найдем расход пара, для этого проделаем следующую операцию:

 

d_0=3600/l=3600/1428,578=2,52кг/(кВт•час)

И расход теплоты находим исходя из найденных значений:

q_0=d_0•(i_1-i_2^’ )=2,52•(3312,4-111,84)=8065,4112кДж/(кВт•час)

Найдем КПД турбины по формуле:

η_T=(l•d_0)/q_0 =(1428,578•2,52)/8065,4112=0,4464%

Коэффициент потерь берем:

η_пот=0,73%

 

Находим удельный расход топлива по формуле

Теплота сгорания топлива:

Q_H^P=33000 кДж/кг

 

КПД котла:

η_кот≈0,9%

 

Находим удельный расход топлива по формуле:

 

b_0^’=q_0/(Q_H^P•η_кот )=8065,4112/(33000•0,9)=0,27кг/(кВт•час)

Количество выработанной энергии в год:

 

W=N•n_1•n_2=650•8760=5,694•〖10〗^9 МВт•час

 

Масса угля нетто:

β_нетто=W•b_0^’=5,694•〖10〗^9•0,27=1,537•〖10〗^9 кг/год

 

Масса угля брутто:

β_брутто=β_нетто/0,73=(1,537•〖10〗^9)/0,73=2,1•〖10〗^6 т/год

 

 

 

2.2 Теплоэнергетические установки с промежуточным перегревом пара:

N = 650 МВт

P_пп1=17МПа t_пп1=490°C

P_пп2=16МПа t_пп2=480°C

 

Возьмем данные из цикла Ренкина:

i_1=3312,4кДж/кг S_1=6,3004кДж/(кг•K)

i_2^’ = 111,84кДж/кг S_2^’ = 0,3907кДж/(кг•K) S_2^» — S_2^’ = 8,1317кДж/(кг•K)

i_2^» = 2549,9кДж/кг S_2^»= 8,5224кДж/(кг•K)

Исходя из таблицы 3 найдем значения энтальпии и энтропии:

P_пп1=17МПа t_пп1=490°C i_1^’=3252,1 S_1^’=6,2222

P_пп2=16МПа t_пп2=480°C i_1^»=3236,2 S_1^»=6,2250

 

Исходя из таблицы 1 найдем энтальпию для S_1:

i_a^»=i_a=2799,1кДж/кг

И энтальпию для S_1^’

i_b^»=i_b=2801,5 кДж/кг

 

Необходимо найти степень сухости пара x:

x=(S_1^»-S_2^’)/(S_2^»-S_2^’ )=(6,2250-0,3907)/(8,5224-0,3907)=0,7175

 

Найдем энтальпию пара:

i_2^*=i_2^’+x∙(i_2^»-i_2^’ )=111,84+0,7175•(2549,9-111,84)=1861,15кДж/кг

 

Найдем работу пара по формуле:

l=i_1-i_a+i_1^’-i_b+i_1^»-i_2^*

l=3312,4-2799,1+3252,1-2801,5+3236,2-1861,15=2338,95 кДж/кг

Расход пара:

 

d_0=3600/l=3600/2338,95=1,54кг/(кВт•час)

 

Расход теплоты:

q_0=d_0•(i_1-i_a+i_1^’-i_b+i_1^»-i_2^» )

 

q_0=1,54•(3312,4-2799,1+3252,1-2801,5+3236,2-111,84)==6295,92кДж/(кВт•час)

КПД турбины:

η_T=(l•d_0)/q_0 =(2338,95•1,54)/6295,92=0,572%

 

Удельный расход топлива:

b_0^’=q_0/(Q_H^P•η_кот )=6295,92/(33000•0,9)=0,212кг/(кВт•час)

 

Количество выработанной энергии в год:

W=N•n_1•n_2=650•8760=5,694•〖10〗^9 МВтчас

Масса угля нетто:

β_нетто=W•b_0^’=5,694•〖10〗^9•0,212=1,207•〖10〗^9 кг/год

Масса угля брутто:

β_брутто=β_нетто/0,73=(1,207•〖10〗^9)/0,73=1,653•〖10〗^6 т/год

 

 

2.3 Теплоэнергетические установки с регенеративным подогревом питательной воды.

Возьмем данные из цикла Ренкина:

i_1=3312,4кДж/кг S_1=6,3004кДж/(кг•K)

i_2^’ = 111,84кДж/кг S_2^’ = 0,3907кДж/(кг•K) S_2^» — S_2^’ = 8,1317кДж/(кг•K)

i_2^» = 2549,9кДж/кг S_2^»= 8,5224кДж/(кг•K)

 

Исходные данные:

P_рег1=2,25МПа=2,25•〖10〗^6 Па

P_рег2=1Мпа=1•〖10〗^6 Па

P_рег3=0,4Мпа=4•〖10〗^5 Па

 

Исходя из таблицы 2 найдем значения для:

P_рег1=2,25МПа=2,25•〖10〗^6 Па

i_a^’=936,3кДж/кг i_a^»=2799,5кДж/кг S_a^’=2,5030кДж/(кг•K) S_a^»=6,2934кДж/(кг•K)

S_a^»-S_a^’=3,7904кДж/(кг•K)

 

P_рег2=1Мпа=1•〖10〗^6 Па

i_b^’=762,6кДж/кг i_b^»=2777,0кДж/кг S_b^’=2,1382кДж/(кг•K) S_b^»=6,5847кДж/(кг•K)

S_b^»-S_b^’=4,4465кДж/(кг•K)

 

P_рег3=0,4Мпа=4•〖10〗^5 Па

i_c^’=604,7кДж/кг i_c^»=2738,5кДж/кг S_c^’=1,7764кДж/(кг•K) S_c^»=6,8966кДж/(кг•K)

S_c^»-S_c^’=5,1202кДж/(кг•K)

 

Степень сухости пара для Рег 1:

 

x_1=(S_1-S_a^’)/(S_a^»-S_a^’ )=(6,3004-2,5030)/3,7904=1,0018

Если x ≥ 1 то: i_a^*=i_a^»

 

i_a^*=2799,5кДж/кг

 

Степень сухости пара для Рег 2:

 

x_2=(S_1-S_b^’)/(S_b^»-S_b^’ )=(6,3004-2,1382)/4,4465=0,936

i_b^*=i_b^’+x∙(i_b^»-i_b^’ )=762,6+0,936•(2777,0-762,6)=2648,0784кДж/кг

 

Степень сухости пара для Рег 3:

 

x_3=(S_1-S_с^’)/(S_с^»-S_с^’ )=(6,3004-1,7764)/5,1202=0,884

i_с^*=i_с^’+x∙(i_с^»-i_с^’ )=604,7+0,884•(2738,5-604,7)=2490,9792кДж/кг

Найдем коэффициент отбора теплоты на водонагреватель воды 1:

 

m_a=(i_a-i_b^’)/(i_a^*-i_b^’ )=(936,3-762,6)/(2799,5-762,6)=0,085

на водонагреватель воды 2:

 

m_b=((1-m_a)•(i_b^’-i_c^’))/(i_b^*-i_c^’ )=((1-0,085)•(762,6-604,7))/(2648,0784-604,7)=0,071

 

на водонагреватель воды 3:

 

m_c=((1-m_a-m_b)•(i_c^’-i_2^’))/(i_c^*-i_2^’ )=((1-0,085-0,071)•(604,7-111,84))/(2490,9792-111,84)==0,175

 

Найдем работу:

 

L_∑▒рег=(i_1-i_2^* )-m_a•(i_a^*-i_2^* )-m_b•(i_b^*-i_2^* )-m_c•(i_c^*-i_2^* )=

=(3312,4-1883,822)-0,085•(2799,5-1883,822)-0,071•

•(2648,0784-1883,822)-0,175•(2490,9792-111,84)=880,14кДж/кг

 

Расход пара:

d_0=3600/l=3600/880,14=4,0902кг/(кВт•час)

 

Расход теплоты:

q_0=d_0•(i_1-i_a^’ )=4,0902•(3312,4-936,3)=9718,724кДж/(кВт•час)

КПД турбины:

η_T=(l•d_0)/q_0 =(880,14•4,0902)/9718,724=0,3704%

b_0^’=q_0/(Q_H^P•η_кот )=9718,724/(33000•0,9)=0,327кг/(кВт•час)

 

W=N•n_1•n_2=650•8760=5,694•〖10〗^9 кВт•час

 

β_нетто=W•b_0^’=5,694•〖10〗^9•0,327=1,862•〖10〗^9 кг/год

β_брутто=β_нетто/0,73=(1,862•〖10〗^9)/0,73=2,5603•〖10〗^6 т/год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вывод: В данной работе я произвел расчет экономии каменного угля при различных процессах преобразования теплоты. Расчеты показывают, что использование теплоэнергетических установок с промежуточным перегревом пара более экономично в использовании каменного угля. Исходя из найденных данных, я составил сравнительную таблицу по всем 3-м циклам:

Параметры Цикл Ренкина ППП Регенеративный цикл

l, кДж/кг 1428,578 2338,95 880,14

d_0, кг/(кВт•час) 2,52 1,54 4,0902

q_0, кДж/(кВт•час) 8065,4112 6295,92 9718,724

η_T , % 0,4464 0,572 0,3704

b_0^’, кг/(кВт•час) 0,27 0,212 0,327

β_нетто , 〖10〗^6 т/год 1,537 1,207 1,862

β_брутто, 〖10〗^6 т/год 2,1 1,653 2,5603

И как видно из таблицы, теплоэнергетические установки с промежуточным перегревом пара более эффективны по всем параметрам.

 

 

 

Список использованной литературы

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Гиршфельда. – М: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.

Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций: Учебник для вузов / Д.П. Елизаров. – М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с.

«Теплотехника»: учебник для вузов / А.П. Баскаков, Б.В. Берг, О.К. Витт и другие; Под редакцией А.П. Баскакова — 2-е издание , переработанное — М.: Энергоатомиздат, 1991.

«Термодинамические свойства воды и водяного пара , справочник»:С.Л. Ривкин, А. А. Александров — М.: Энергоатомиздат, 1984