Анализ теплотехнической эффективности оборудования

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

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

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

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

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

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

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

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

2. Оценка  эффективности использования теплоты  продуктов сгорания….21

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

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

2.3 Определение  жаропроизводительности топлива, температур горения

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

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

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

Для выработки  электрической энергии в настоящее  время используются паротурбинные  установки, работающие по циклу Ренкина.

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

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

Целью курсовой работы является – определение теплотехнической эффективности паротурбинной установки и использования теплоты продуктов сгорания.

Для этого  необходимо:

 выбрать  турбину (турбины) и котёл (котлы), в соответствии с заданным топливом и расходом пара на турбину (турбины);

нарисовать простейшую схему ПТУ и котла и сопроводить их кратким описанием;

построить цикл Ренкина в h,S и T,S – диаграммах и определить параметры воды и пара, и показатели ПТУ;

составить тепловой баланс котла;

определить: КПД котла и расход топлива; жаропроизводительность топлива; теоретическую, калориметрическую и расчетную температуру горения топлива и определить теплоту сгорания топлива по его элементарному составу.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Выбор оборудования и определение  показателей ПТУ

1.1 Выбор котла и турбины

 

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

По [2] принимаем турбину П-6-3,43/0,49. Число турбин – , выбираем четыре турбины типа П-6-3,43/0,49. Исходя из расхода свежего пара на турбины D_o=220 т/ч, а также его параметров (t_o=435ºС, P_o=3,43МПа), принимаем блочную схему ПТУ с использованием трёх котлоагрегатов типа Е-75-3,9 (с естественной циркуляцией и перегревом пара) на четыре турбоагрегата Технические характеристики турбины (по табл. 3-6 и котла по табл. 4-3 из [2] ) приведены соответственно в табл. 1 и 2.

Таблица 1 –  Технические характеристики турбины

Основные сведения	Тип турбины
	П-6-3,43/0,49
Завод-изготовитель	КТЗ
Номинальная мощность, МВт	6
Давление свежего пара, МПа	3,43
Температура свежего пара, ºС	435
Число нерегулируемых отборов пара	2
Температура питательной воды, ºС	150
Давление отработавшего пара, МПа	0,0049
Расход охлаждающей воды, м3/ч	1850
Параметры пара отбора на деаэратор:
давление, МПа	0,118
температура, ºС	130
Производственный отбор пара:
давление, МПа	0,49
температура, ºС	230
величина отбора, т/ч	40
величина отбора, кг/с	11,1
Максимальный расход свежего пара, т/ч	55,8
Параметры пара регенеративных отборов, МПа/ºС	0,49/230 0,102/120

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

Таблица 2 –  Технические характеристики котлоагрегата

Основные сведения	Характеристики
Марка котлоагрегата	Е-75-3,9-440
Производительность	т/ч	75
Параметры пара	давление на выходе Р, МПа	3,43
	температура t, ºС	440
Окончание таблицы 2
1	2
Топливо	бурый уголь
Расчётный КПД брутто, %	92,3

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

Таблица 3  -  Расчётные характеристики топлива

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

 

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

 

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

ПГ – парогенератор; ПЕ– пароперегреватель; ЧВД ЧСД ЧНД– соответственно части высокого, среднего, и низкого давления; ЭГ– электрогенератор;  

 П – производственный отбор; К– конденсатор;КН– конденсационный насос;

ОЭ– охладитель эжектора; П1 П2– соответственно подогреватели высокого и низкого давления; ДПВ – деаэратор питательной воды; ПН– питательный насос.

 

1.2 Описание схемы паротурбинной  установки

 

Предварительно  пройдя дробилку и металлоуловитель, на распределителе, в зависимости от потребности установки, топливо поступает на склад или в бункеры сырого угля. Для подсушки и транспортировки угольной пыли из мельницы, одновременно с подачей угля в сушильную шахту подаётся горячий воздух.

Топливо сжигается в факеле в большом  объёме топочной камеры котлоагрегата ПГ, стены которой экранированы рядом плотно расположенных труб, из которых в барабан поступает насыщенная жидкость (вода) и пар по давлением. В барабане происходит разделение воды и пара. Далее насыщенный пар поступает в пароперегреватель ПЕ, откуда в перегретом состоянии (давление пара – Р=3,9МПа; температура t=440ºС) поступает в главный паропровод и направляется к турбинам. Свежий пар (давление свежего пара – Р₁=3,43МПа; температура – t₁=435ºС) от трёх котлоагрегатов марки Е-75-3,9 по главному паропроводу поступает в четыре паровых турбины типа П-6-3,43/0,49. В турбинах на лопатках ротора турбины его потенциальная энергия превращается в кинетическую, затем в механическую энергию вращения вала и электрическую генератора с выходной мощностью N=24 МВт.

После расширения в проточной части турбины  до давления P_к=4,9кПа пар направляется в конденсатор К, где соприкасаясь с холодной поверхностью трубок, конденсируется. Конденсат стекает в конденсатосборник, из которого забирается конденсатным насосом КН и подаётся через охладитель эжектора ОЭ и регенеративный подогреватель низкого давления П1 (параметры греющего пара: давление, МПа/температура,ºС – 0,103/120). Деаэратор ДПВ предназначен для удаления растворённых в конденсате и добавочной воде агрессивных газов (О₂, СО₂), вызывающий коррозию металлических поверхностей.

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

Как видно  из схемы (рис. 1), конденсат греющего пара подогревателя высокого давления П2 сливается в деаэратор, конденсат греющего пара подогревателя низкого давления П1 дренажным насосом подаётся в линию между П1 и деаэратором и вместе с конденсатом охладителя эжектора ОЭ сливается в деаэратор.

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

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

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

Рисунок 2 – Схема котлоагрегата, работающего на пылевидном топливе

 

Котёл Е-75-3,9 – вертикально-водотрубный однобарабанный котёл с естественной циркуляцией, выполнен по П-образной схеме компоновки поверхностей нагрева. Диапазон изменения производительности – 70-100% от номинальной. Технические характеристики котла Е-75-3,9 приведены в табл.2.

Парогенератор состоит из топочной камеры 2 (см. рис.2 из [4]) и газохода 8, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), водяного экономайзера 9, испарительных элементов, пароперегревателя 7 и воздухоподогревателя 10.

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

определение показателей работы паротурбинной установки

 

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