Курсовая работа №3466 Рассчитать годовую экономию каменного угля при использовании теплоэнергетических установок с различными способами повышения экономичности процессов преобразования теплоты
Задание на выполнение курсовой работы По дисциплине «ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ».
1. Тема работы: «Рассчитать годовую экономию каменного угля при использовании теплоэнергетических установок с различными способами повышения экономичности процессов преобразования теплоты.»
2. 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 P1,
МПа t1,
0С P2,
МПа Pпп1,
МПа Pпп2,
МПа tпп1,
0С tпп2,
0С Pрег1,
МПа Pрег2,
МПа Pрег3,
МПа
600 16 500 0.003 16 15 480 470 2.5 1.1 0.5
3. Содержание курсовой работы (перечень вопросов, подлежащих разработке):
– введение (назначение и общие задачи теплоэнергетических систем, цели и задачи работы, основные определения);
– теоретическая часть (назначение и принципиальная схема ТЭС, пар как рабочее тело в системах энергоснабжения, цикл Ренкина, способы повышения экономичности процессов преобразования теплоты в электроэнергию, принципы и основные расчетные формулы);
– расчетная часть (удельные расходы пара, теплоты, топлива на единицу электроэнергии и суммарно в течение года, КПД установок, сравнительный анализ полученных результатов, выбор наиболее эффективного способа);
– выводы;
– литература.
Внимание!
Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ работы №3466, цена оригинала 1000 рублей. Оформлена в программе Microsoft Word.
Оплата. Контакты.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 Назначение и принципиальная схема ТЭС
1.2 Пар как рабочее тело в системах энергоснабжения
1.3 Цикл Ренкина
1.4 Цикл с промежуточным перегревом пара
1.5 Регенеративный цикл
1.6 Основные определения
2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина.
2.2 Теплоэнергетические установки с промежуточным перегревом пара (ППП).
2.3 Теплоэнергетические установки с применением регенеративного подогрева питательной воды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
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.
Теплоэнергетические системы.
СТЭС ПП – единая взаимосвязанный технологический и экономический комплекс включающий:
1) Сооружения и установки обеспечивающие прием, трансформации и аккумуляцию энергоносителей от центральных и районных энергосистем (ЦТП – центральный тепловой пункт, ГРП – газораспределительный пункт, ТХ — топливохранилище)
2) Энергетические станции и установки для выработки остальной энергии необходимой предприятию, потребителей энергоресурсов и энергоносителей(ТЭЦ – тепло электроцентраль; котельные насосные, компрессорные станции ВРС – воздухораспределительные станции)
3) Утилизационные установки и станции производящие энергоносители за счет использования вторичных энергоресурсов (ВЭР вторичные энергоресурсы, УТЭЦ – утилизационная теплоэлектроцентраль, КУ – котлы утилизации); установки по очистке сточных и технологических вод.
4) Трубопроводные и другие под системы обеспечивающие транспортировку по предприятию и распределение энергоносителей и энергоресурсов.
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 определения.
Энергетический ресурс – это запасы энергии, которые могут быть использованы для энергоснабжения: уголь, торф, древесина, ядерное топливо, вода.
Энергоноситель – это ресурс используемый на стадии потребления (переработан; преобразован)
Полезная энергия – часть подведенной к потребителю энергия, выполнившая полезну работу в процессе преобразования.
Преобразованная энергия – преобразование или производство энергии без изменения или с изменением физического состояния формы энергии(кокс из угля, газификация угля).
Энергетический баланс – система показателей, характеризующая процесс преобразования энергии или подведения ее к потребителю или равенства подведенной энергии или ее суммы:
Градусо-день – эмпирическая единица выражающая суточную разницу в градусах между базовой температурой и среднесуточной температурой наружного воздуха; показатель используется для оценки отопительной нагрузки здания и оценки нагрузки систем конденсирования.
Регенерация энергии – использование остаточной энергии после завершения цикла.
Получение топлива из отходов – разработка процессов по получению топлива из отходов сельского хозяйства, промышленного производства и т.д.
ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ТЭС
ТЭС – тепловая электростанция, в которой рабочим телом является пар
Для получения электроэнергии из первичных энергоресурсов применяются специальные энергетические установки. В настоящее время основной объём вырабатываемой электроэнергии приходится на тепловые электрические станции (ТЭС).
Выработка электричества в ТЭС производится в термодинамических циклах, использующих в качестве основного рабочего тела водяной пар высоких давлений и температур.
Вначале топливо сжигается в специальной камере сгорания (паровом котле), при этом выделяется большое количество тепла, которое превращает воду, циркулирующую по специальным системам труб расположенным внутри котла, в пар. Постоянно нарастающее давление пара вращает ротор турбины, которая передает энергию вращения на вал генератора, и в результате вырабатывается электрический ток.
Система пар/вода замкнута. Пар, после прохождения через турбину, конденсируется и вновь превращается в воду, которая дополнительно проходит через систему подогревателей и вновь попадает в паровой котел.
Принципиальная схема ТЭС
1 – котел – парогенератор;
2 – паровая турбина;
3 – электрогенератор;
4 – конденсатор;
5 – водяной насос;
6 – пароперегреватель;
Существует несколько типов тепловых электростанций: конденсационные электростанции (КЭС), тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), государственные районные электрические станции (ГРЭС), газотурбинные электростанции (ГТЭС), тепловые электростанции с парогазотурбинной установкой (ПГЭС).
В качестве топлива ТЭС используется мазут или дизель, а также природный газ, уголь, торф, сланцы, иными словами все виды топлива.
Главным недостатком всех тепловых электростанций является тип используемого топлива. Все виды топлива, которые применяют на ТЭС, являются невосполнимыми природными ресурсами, которые медленно, но неуклонно заканчиваются. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных электростанций, ведутся разработки механизма выработки электроэнергии при помощи восполняемых или других альтернативных источников энергии.[5]
Водяной пар как рабочее тело
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, то есть tКП = tН.
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 – tП и сухого насыщенного – tН 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 (см. рис.1.1).
Рис. 1.1.
График зависимости v’ = f(P) представлен на рис.1.1 кривой АК, которая называется нижней пограничной кривой или линией кипящей жидкости и характеризуется степенью сухости Х = 0.
График зависимости v» = f(P) представлен на рис.1.1 кривой ВК, которая называется верхней пограничной кривой или линией сухого насыщенного пара и характеризуется степенью сухости Х = 1.
Обе кривые АК и ВК делят P – V диаграмму на три части: влево от линии АК – область жидкости; между линиями АК и КВ – двухфазная система, состоящая из смеси кипящей воды и сухого пара – область влажного пара характеризуется степенью сухости 0 < X < 1; вправо от линии КВ и вверх от точки «K» располагается область перегретого пара.
Процесс парообразования в области влажного пара, линия CD, является одновременно изобарным (P = Const) и изотермическим (T = Const).
Обе кривые АК и КВ сливаются в точке К, которая называется критической точкой и характеризуется параметрами: РКР = 221,29 бар, t КР = 374,15 °C и vКР = 0,00326 м3/кг.
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 (см. рис. 1.2).
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.
Рис. 1.2.
ТЕПЛОСИЛОВЫЕ ПАРОВЫЕ ЦИКЛЫ.
Цикл Ренкина.
Рабочим телом в циклах паросиловых установок чаще всего
является водяной пар. В паросиловой установке возможно
осуществить цикл Карно. Однако практически это нецелесообразно, так
как он может быть осуществлен только с влажным насыщенным
паром в качестве рабочего тела, что приводит к несовершенным
условиям работы оборудования.
Более совершенным является цикл, предложенный У. Ренки-
ным. Принципиальная схема простейшей установки, в которой
реализуется цикл Ренкина, представлена на рис. 8.1.
В паровом котле 1 в результате сжигания в топке котла топлива образуется насыщенный пар с давлением p1, который поступает в пароперегреватель 2 и нагревается при постоянном давлении до температуры T1. Перегретый пар поступает в паровую турбину 3, где расширяется с совершением полезной работы, которая преобразуется в электрическую энергию в генераторе 5. Отработавший в турбине пар направляется в конденсатор 4, где при постоянных давлении р2 и температуре Т2 конденсируется. Для отвода теплоты от конденсирующегося пара внутри конденсатора установлены трубки, по которым протекает охлаждающая вода. Из конденсатора конденсат с помощью насоса 6 подается в паровой котел.
Идеальный цикл вышеописанной установки в координатах «v-p»
и «s—T» Ренкина приведен на рис. 8.2.
Все образующие цикл процессы приняты обратимыми. Цикл осуществляется следующим образом. Перегретый пар адиабатно расширяется в турбине с совершением полезной работы (процесс 1-2) от давления на входе в турбину р1 до давления р2 в конденсаторе. В процессе расширения 1-2 пар становится вначале сухим насыщенным, а затем влажным (точка 2).
В конденсаторе процесс 2-3 отвода теплоты от пара к охлаждающей воде происходит при постоянных давлении и температуре. В насос из конденсатора поступает кипящая вода (точка 3). После сжатия воды в насосе она прекращает кипеть.
Так как вода практически несжимаема, то в процессе адиабатного сжатия воды в насосе (процесс 3-4) ее температура повышается незначительно. Поэтому точки начала (3) и конца (4) адиабатного сжатия воды в «s—Т» координатах практически совпадают.
Поступившая в паровой котел уже при давлении p1 вода вначале подогревается до температуры кипения (процесс 4-5), затем превращается в сухой насыщенный пар (процесс 5-6), а потом пар перегревается в пароперегревателе (процесс 6-1).
Термический КПД любого цикла равен q1=(q1 –q2 )/ q1. Теплота q1 подводится в изобарном процессе 4-5-6-1. Так как в изобарном процессе при р = const теплота равна разности энтальпий рабочего тела в начале и конце процесса, то q1 = h1– h4
Отводимая в конденсаторе в процессе 2-3 теплота равна q2 = h2– h3 . Термический КПД цикла равен
В формуле (8.1) находящееся в числителе выражение представляет собой разность технической работы, совершаемой паром в турбине lТ = h1– h2 , и работы, затраченной на привод насоса lН = h4– h3 .
При невысоких начальных давленияхpl9 затрачиваемая на привод насоса работа, мала по сравнению с работой турбины. Поэтому при lН 0 уравнение (8.1) перепишем в виде
Энтальпии h1 , h2 легко определяются с помощью «s—h» диаграммы
(рис. 8.3) или по таблицам. Энтальпия h4 не может быть найдена с помощью диаграммы «s—h», поэтому она определяется по таблицам. При проведении приближенных вычислений можно находить эту энтальпию по формуле h4= 4,19t2, в которой t2— температура насыщения при давлении пара в конденсаторе.
Важной характеристикой работы паросиловой установки
является удельный расход пара do , который равен отношению
часового расхода пара Do к ее мощности N. Удельный расход пара
может быть найден по формуле
Рассмотрим влияние начальных и конечных параметров пара на термический КПД цикла Ренкина. Для этого используем выражение для определения КПД любого цикла с помощью средних температур подвода и отвода теплоты
В цикле Ренкина средняя температура отвода теплоты равна температуре
насыщения при постоянном давлении пара в конденсаторе. При снижении давления пара р2 снижается температура конденсации пара, что приводит к росту термического КПД.
В паротурбинных установках давление пара в конденсаторах определяется температурой охлаждающей воды и составляет приблизительно 3,5…4,0 кПа. Давлению 4,0 кПа соответствует температура насыщения пара 28,6 °С.
Уменьшить давление значительно ниже вышеприведенных величин не представляется возможным по двум причинам: при снижении давления пара в конденсаторе увеличиваются габаритные размеры конденсатора; и для охлаждения пара используют воду из водоемов, на берегах которых и строят тепловые электростанции. Сама природа установила естественный предел для снижения температуры охлаждающей воды.
Поэтому остается единственный путь повышения термического КПД — увеличение средней температуры подвода теплоты.
При увеличении только начального давления цикла повышение TСР обусловливается ростом температуры насыщения. При этом
растет термический КПД, однако при увеличении давления пара повышаются и требования к качеству металла отдельных элементов котельной установки. Одновременно снижается степень сухости пара в конце процесса расширения пара в турбине, что приводит к повышенному износу лопаток последних ступеней турбины.
Увеличение температуры перегретого пара T1 существенно повышает среднюю температуру подвода теплоты, и поэтому термический КПД увеличивается. Одновременно повышается и степень сухости пара в конце процесса расширения пара в турбине.
Однако повышение T1 лимитируется жаропрочностью металла, из которого изготовлен пароперегреватель.
Цикл с промежуточным перегревом пара.
Для повышения средней температуры подвода теплоты в цикле Ренкина используют промежуточный (или вторичный) перегрев пара. Принципиальная схема осуществления цикла с промежуточным перегревом пара приведена на рис. 8.4.
В паровом котле 1 образуется насыщенный пар, который поступает в первичный пароперегреватель 2, а потом расширяется в первой ступени турбины 3. Далее поток пара направляется в промежуточный пароперегреватель 4, перегревается и поступает во вторую ступень турбины 5. Совершив работу во второй ступени турбины, пар поступает в конденсатор 6, конденсируется, и конденсат с помощью насоса 7 подается в паровой котел. Обе ступени турбины могут быть размещены на одном валу, связанном с электрогенератором.
Идеализированный цикл паросиловой установки приведен на рис. 8.5.
Цикл представлен как будто состоящим из двух
циклов — основного цикла Ренкина (образованного процессами 3-4-5-6-1-2-3) и дополнительного (образованного процессами 2-7-8-9-2).
Термический КПД цикла может быть найден по формуле
Если средняя температура подвода теплоты в дополнительном цикле больше, чем в основном, то термический КПД цикла увеличится.
Использование вторичного перегрева пара не только повышает термический КПД цикла, но и позволяет снизить степень влажности пара на выходе из турбины.
Регенеративный цикл.
Для повышения термического КПД в паросиловых установках используют регенерацию теплоты, для чего поступающую в котел питательную воду подогревают отбираемым из турбины паром в специальных подогревателях. Подогрев питательной воды приводит к росту средней температуры подвода теплоты, что и обусловливает рост t .
Принципиальная схема регенеративного цикла с двумя подогревателями смешивающегося типа приведена на рис. 8.6.
Перегретый пар при параметрах р1 и Т1 поступает в турбину и расширяется в ней. Когда давление пара снизится до некоторой величины , часть потока пара выводят из корпуса турбины и направляют в первый подогреватель, в котором пар смешивается с потоком питательной воды, что приводит к повышению ее температуры.
При давлении из корпуса турбины отбирают еще одну часть
пара, который поступает во второй подогреватель. Если
обозначить долю отбираемого в первый отбор пара 1 долю
отбираемого во второй отбор пара 2, то в конденсатор поступит количество
пара, равное (1– 1– 2).
Если все расчеты проводить для 1 кг пара, то в турбине после точки первого отбора движется (1– 1) кг/ч пара.
Найдем термический КПД цикла. Обозначим энтальпии пара в первом и во втором отборах и . Обозначим энтальпию поступающей из конденсатора во второй подогреватель воды , а энтальпию выходящей из этого подогревателя воды (вода подогрета до температуры насыщения). Энтальпии воды на входе и выходе первого подогревателя обозначим соответственно и .
Пренебрегая увеличением энтальпии при сжатии воды в насосе, находим количество подводимой в цикле теплоты
Пренебрегая затратой работы на привод насоса, находим работу в цикле
С учетом (8.5) находим термический КПД цикла
Анализ показывает, что термический КПД цикла возрастает с ростом числа ступеней регенеративного подогрева питательной воды, однако темп роста КПД существенно снижается уже при увеличении числа ступеней более трех.
РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ.
Теплоэнергетические установки, работающие по циклу Ренкина.
Исходные данные: N=600 МВт; p1=16 МПа; t1=500 0С; p2=0.003 МПа
Исходя из таблицы 3, найдем значения энтальпии и энтропии для p1=16 МПа; t1=500 0С: i1=3296.3 кДж/кг; S1=6.3009 кДж/кгК.
Из таблицы 2 найдем значения для p2=0.003 МПа:
i2 /=101.00 кДж/кг; i2 //=2545.2 кДж/кг; S2 /=0.3543 кДж/кгК; S2 //=8.5776 кДж/кгК;
S2 //–S2 /=8.2233 кДж/кгК.
Степень сухости пара:
X = (S1–S2 /)/ (S2 //–S2 /) = (6.3038 кДж/кгК – 0.3543 кДж/кгК)/ 8.2233 кДж/кгК =
= 0.7235. Так как X<1, то значит, что энтальпия пара равна:
i2 * = i2 / – X(i2 // – i2 / ) = 101.00 кДж/кг – 0.7235(2545.2 кДж/кг – 101.00 кДж/кг) =
= 1869.3787 кДж/кг.
Найдем работу:
l = i1 – i2 * = 3296.3 кДж/кг – 1869.3787 кДж/кг = 1426.92 кДж/кг.
Расход пара:
do = 3600/ l = 3600/ 1426.92 кДж/кг = 2.5229 кг/ кВтчас
Расход теплоты:
qo = do ( i1 – i2 /) = 2.5229(3296.3 кДж/кг — 101.00 кДж/кг) = 8061.42 Кдж/кВтчас
КПД турбины:
t = ( ldо )/ qо = ( 1426.92 кДж/кг 2.5229)/ 8061.42 = 0.4466 %.
Удельный расход топлива:
bо / = qо / (Qусл. котла) = 8061.42 / (33000 0,9) = 0.2714 кг/ кВтчас
Количество выработанной энергии в год:
W = N n1 n2 = 600 8760 = 5256000 МВтчас
Годовой расход топлива:
Bнетто = W bo / = 5.426109 КВтчас 0.2714 кг/ кВтчас = 1.426106 тонн/ год.
Bбрутто = Bнетто / пот. = 1.426106 / 0.73 = 1.954106 тонн/ год.
Теплоэнергетические установки с промежуточным перегревом пара (ППП).
Исходные данные: N=600 МВт; pпп1=16 МПа; tпп1=480 0С; pпп2=15 МПа,
tпп2=470 0С;
Данные из цикла Ренкина: i1=3296.3 кДж/кг; S1=6.3038 кДж/кгК,
i2 /=101.00 кДж/кг; i2 //=2545.2 кДж/кг; S2 /=0.3543 кДж/кгК;
S2 //=8.5776 кДж/кгК; S2 //–S2 /=8.2233 кДж/кгК.
Исходя из таблицы 3, найдем значения энтальпии и энтропии
– для pпп1=16 МПа, tпп1=480 0С: iпп1=3236.2 кДж/кг; Sпп1=6.2250 кДж/кгК;
– для pпп2=15 МПа, tпп2=470 0С: iпп2=3221.0 кДж/кг; Sпп2=6.2300 кДж/кгК.
Из таблицы 1 найдем энтальпию для S1=6.3038 кДж/кгК iа = 2799.1 кДж/кг
Из таблицы 1 найдем энтальпию для Sпп1=6.2233 кДж/кгК ib = 2801.5 кДж/кг
Степень сухости пара:
X = (Sпп2–S2 /)/ (S2 //–S2 /) = (6.2300 кДж/кгК – 0.3543 кДж/кгК)/ 8.2233 кДж/кгК
= 0.7145 i2 *= i2 / – X(i2 // – i2 / ) = 101.00 – 0.7145(2545.2 – 101.00) =
1847.3809 кДж/кг.
Найдем работу:
lпп = i1 – iа + iпп1 – ib + iпп2 – i2 * = 3296.3 кДж/кг – 2799.1 кДж/кг + 3236.2 кДж/кг
– 2801.5 кДж/кг + 3221.0 кДж/кг – 1847.3809 кДж/кг = 2305.5191 кДж/кг.
Расход пара:
do = 3600/ l = 3600/ 2305.5191 кДж/кг = 1.5615 кг/ кВтчас
Расход теплоты:
qo = do ( i1 – iа + iпп1 – ib + iпп2 – i2 /) = 1.5615(3296.3 кДж/кг –2799.1 кДж/кг
+3236.2 кДж/кг –2801.5 кДж/кг +3221.0 кДж/кг –101.00 кДж/кг) = 6327.0419
КПД турбины:
t = ( ldо )/ qо = ( 2305.5191 кДж/кг 1.5615)/ 6327.0419 = 0.569
Удельный расход топлива:
bо / = qо / (Qусл. котла) = 6327.0419 / (33000 0,9) = 0.213 кг/ кВтчас
Количество выработанной энергии в год:
W = N n1 n2 = 600 8760 = 5256000 МВтчас
Годовой расход топлива:
Bнетто = W bo / = 5.256109 КВтчас 0.213 кг/ кВтчас =1.1195106тонн/год.
Bбрутто = Bнетто / пот. = 1.1195106/ 0.73 = 1.533106 тонн/ год.
Теплоэнергетические установки с применением регенеративного подогрева питательной воды.
Исходные данные: N=600 МВт; pрег1=2.5 МПа, pрег2=1.1 МПа, pрег3=0.5 МПа.
Данные из цикла Ренкина: i1=3296.3 кДж/кг; S1=6.3038 кДж/кгК,
i2 /=101.00 кДж/кг;
i2 //=2545.2 кДж/кг; S2 /=0.3543 кДж/кгК; S2 //=8.5776 кДж/кгК;
S2 //–S2 /=8.2233 кДж/кгК, i2 *= 1869.3787 кДж/кг.
Из таблицы 2 найдем значения для
– pрег1=2.5 МПа: ia /=962 кДж/кг; ia //=2800.8 кДж/кг; Sa /=2.5543 кДж/кгК;
Sa //=6.2536 кДж/кгК; Sa //–Sa /=3.6993 кДж/кгК.
Xa= (S1–Sa /)/ (Sa //–Sa /) = (6.3038 кДж/кгК – 2.5543 кДж/кгК)/ 3.6993 кДж/кгК
= 1.01 ia *= ia // = 2800.8 кДж/кг.
– pрег2=1.1 МПа: ib /=781.1 кДж/кг; ib //=2780.4 кДж/кг; Sb /=2.1786 кДж/кгК;
Sb //=6.5515 кДж/кгК; Sb //–Sb /=4.3729 кДж/кгК.
Xb = (S1–Sb /)/ (Sb //–Sb /)= (6.3038 кДж/кгК– 2.1786 кДж/кгК)/ 4.3729 кДж/кгК
= 0.9434 ib *= ib / – X(ib // – ib / ) = 781.1кДж/кг– 0.9434(2780.4 кДж/кг – 781.1к Дж/кг= 2667.2396 кДж/кг;
– pрег3=0.5 МПа: ic /=640.1 кДж/кг; ic //=2748.5 кДж/кг; Sc /=1.8604 кДж/кгК;
Sc //=6.8215 кДж/кгК; Sc //–Sc /= 4.9611 кДж/кгК.
Xc = (S1–Sc /)/ (Sc //–Sc /) = (6.3038 кДж/кгК– 1.8604 кДж/кгК)/ 4.9611 кДж/кгК
= 0.8956 ic *= ic /– X(ic // – ic / )= 640.1 кДж/кг– 0.8956(2748.5 кДж/кг–640.1кДж/кг) = 2528.383 кДж/кг;
ma = (ia / – ib / )/ (ia * – ib / ) = (962 кДж/кг– 781.1 кДж/кг)/ (2800.8 кДж/кг– 781.1кДж/кг) = 0.0896
mb = (1–ma)(ia / –ib / )/ (ib *–ib / ) = (1– 0.0896)(781.1 – 640.1)/ (2667.2396 – 640.1) =
= 0.0633
mc = (1–ma – mb)(ic / –i2 / )/ (ic *–i2 / ) = (1 – 0.0896 – 0.0633)(640.1 – 101.00)/ (2528.383 –101.00) = 0.1881
Найдем работу:
lрег. = (i1 – i2 *) – ma ( ia * – i2 *) – mb ( ib * – i2 *) – mc ( ic * – i2 *) = (3296.3 –1869.3787) – 0.0896 (2800.8 – 1869.3787) – 0.0633 (2667.2396 – 1869.3787) – 0.1881 (2528.383 –1869.3787) = 1169.00 КДж/кг.
Расход пара:
do = 3600/ l = 3600/ 1169.00 кДж/кг = 3.0769 кг/ кВтчас
Расход теплоты:
qo = do ( i1 – ia / ) = 3.0796 (3296.3 – 962) = 7188.6056 Кдж/ кВтчас
КПД турбины:
t = ( ldо )/ qо = ( 1169 кДж/кг 3.0796)/ 7188.6056 = 0.5008 %
Удельный расход топлива:
bо / = qо / (Qусл. котла) = 7188.6056/ (33000 0,9) = 0.242 кг/ кВтчас
Количество выработанной энергии в год:
W = N n1 n2 = 600 8760 = 5256000 МВтчас
Годовой расход топлива:
Bнетто = W bo / = 5.256109 КВтчас 0.242 кг/ кВтчас = 1.272 106 тонн/ год.
Bбрутто = Bнетто / пот. = 1.272106/ 0.73 = 1.742 106 тонн/ год.
Вывод
В данной работе были рассмотрены цикл Ренкина, цикл с промежуточным перегревом пара и цикл с регенеративным подогревом питательной воды.
Полученные расчетные данные сносим в сравнительную таблицу
Параметры Цикл Ренкина ППП Регенеративный цикл
l, Кдж/кг 1426.92 2305.5191 1169.00
do, кг/ кВтчас 2.5229 1.5615 3.0796
qo, Кдж/ кВтчас 8061.42 6327.0419 7188.6056
t 0.4466 0.569 0.5008
bо /, кг/ кВтчас 0.2714 0.213 0.242
Bнетто , 106тонн/год 1.426 1.1195 1.272
Bбрутто,106тонн/год 1.954 1.533 1.742
Из таблицы видно что цикл с промежуточным перегревом пара самый экономичный .
ЛИТЕРАТУРА
1) Д.П. Елизаров “Теплоэнергетические установки электростанций”. Учебник для вузов – М.: Энергоатомиздат, 1982.
2) Б.Л. Паскарь “Эксплуатация теплоэнергетических систем и установок”. Письменные лекции – Санкт-Петербург 2004.
3) Е.А. Бойко “Эксплуатация теплоэнергетических установок и систем”. Учебное пособие – Красноярск 2006.
4) “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.
5) “Техническая термодинамика”: учебник для вузов / В. А. Кириллин, В. В. Сычев, А. Е. Шейдлин; Под редакцией В. А. Кириллина — 5-е изд., переработанное и дополненное — МЭИ Издательский дом, 2008.
6)“Термодинамические свойства воды и водяного пара , справочник”:С.Л. Ривкин, А. А. Александров – М.: Энергоатомиздат, 1984.