Анализ теплотехнической эффективности оборудования

Точка 11 изображает состояние  питательной воды после изоэнтропного  сжатия в питательном насосе до давления P₁₁=3,43 МПа. По давлению питательной воды  P₁₁=3,43 МПа и ее энтропии   s₁₁=1,3551 кДж/(кг·К) определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 12 изображает состояние  питательной воды после изобарного нагрева в регенеративном подогревателе  высокого давления П1  до температуры t₁₂=150°С.  По давлению питательной воды  P₁₂=3,43 МПа и её температуре   t₁₂=150°С определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 13 изображает состояние  питательной воды после изобарного нагрева в котле до температуры  насыщения t₁₃=241,4°С. По давлению питательной воды  P₁₃=3,43 МПа и ее температуре   t₁₃=241,4°С определяем остальные параметры питательной воды.

Точка 14 изображает состояние  пара после изобарного испарения  питательной воды в котле. По давлению пара P₁₄=3,43МПа и степени сухости x = 1 определяем остальные параметры пара.

Точки О1, ОП, ОД, О2 изображают состояния отбираемого  пара. В точках пересечения процесса расширения пара в турбине (h,S-диаграмма – рис. 5) с изобарами давления в отборах определяем параметры пара.

 

 

 

Рисунок 4 –  Цикл Ренкина с перегревом пара в T,S - диаграмме 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5 – Цикл Ренкина с перегревом пара в h,S - диаграмме

 

1.4. Расчет технологических показателей  ПТУ

 

Составим  тепловой баланс для определения  долей пара, отбираемых на регенеративный подогрев питательной воды в соответствующие  подогреватели.                       

Расчет  ведется на 1кг пара.

 

a₁ h_О1

 

 

h₁₂                                                      h₁₀

a₁ h_О1’

Рисунок 6 – Схема подогревателя высокого давления П2

 

Уравнение теплового баланса подогревателя высокого давления П2              

h₁₂  – h₁₀ = a₁(h_О1 – h'_О1)η,

где h₁₂ – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя П2, кДж/кг; h₁₀ – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель П2, кДж/кг; a₁ – количество пара отбираемого на П2, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_О1 – энтальпия пара отбора 1, кДж/кг; h'₁ –энтальпия конденсата греющего пара отбора 1, кДж/кг; η = 0,98 – КПД подогревателя, характеризующего потерю теплоты от излучения в окружающую среду.

Доля  пара, отбираемая из турбины на П2

.

 

                                     (1–a₁–a_Д) h₉

                                            a₁ h_О1                        a_Д h_ОД 

 

 

 

 

h₁₀

Рисунок 7 – Схема деаэратора питательной воды ДПВ

 

Уравнение теплового баланса деаэратора ДПВ

(a_Д h_ОД +a₁ h'_О1 +(1–a₁–a_Д) h₉)η = h₁₀,

где a_Д – количество пара отбираемого на деаэратор, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_ОД – энтальпия пара отбора 2, кДж/кг; h₉ – энтальпия основного конденсата на входе в деаэратор, кДж/кг; h₁₀ – энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг; η = 0,98 – КПД подогревателя, характеризующий потерю теплоты от излучения в окружающую среду.

Доля  пара, отбираемая из турбины на деаэратор:

.

 

a₂h_О2

 

(1–a₁–a₂–a_Д–a_П) h₉                         (1–a₁–a₂–a_Д–a_П) _,

 

 

                                    

 a₂h_О2            

                                                            

Рисунок 8 – Схема подогревателя низкого давления П1

 

         Уравнение теплового баланса подогревателя низкого давления П1

a₂(h_О2–h'_О2)η = (1–a₁–a₂–a_Д–a_П)(h₉ – h₈),

где a₂ – количество пара отбираемого на ПНД П1, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h_О2 –энтальпия пара отбора 3, кДж/кг; h'_О2 – энтальпия конденсата греющего пара отбора 3, кДж/кг; η = 0,98 – КПД подогревателя, характеризующий потерю теплоты от излучения в окружающую среду; a_П  – количество пара отбираемого на производство, отнесенное к 1 кг свежего пара на турбину; h₉ – энтальпия основного конденсата на выходе из подогревателя П1, кДж/кг; h₈ – энтальпия основного конденсата на входе в подогреватель П1, кДж/кг.

Доля  пара, отбираемая из турбины наП1

.

Номинальная доля пара, отбираемая из турбины на производство:

,

где - расход пара на производство; - расход пара на турбину.

Расход  пара на турбину

где N_э – номинальная электрическая мощность турбины, Вт; D_ТП – расход пара на производство, кг/с; h_ОТ – энтальпия пара отбора 1, кДж/кг; h₅ – энтальпия пара на выходе из турбины, кДж/кг; η_0i=0,875 – внутренний относительный КПД теплофикационной турбины; h₁ – энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг; α_i^рег – доли пара, отбираемые на регенеративный подогрев питательной воды в соответствующие подогреватели; h^рег_отб.i – энтальпия отбираемого пара, кДж/кг.

Тогда общий  расход пара на четыре турбины

.

Расход  пара в регенеративные подогреватели П1

.

Расход  пара в деаэраторы

.

Расход  пара в регенеративные подогреватели П2

.

Уточняем  число котлов: требуется три котла Е-75-3,9 суммарной производительностью 225 т/ч.

Термический КПД цикла Ренкина для рассчитываемой ПТУ можно определить без учёта работы по заданным параметрам пара и с учётом отборов пара, в том числе производственного, из турбины [3]

где α_i – доли пара, отбираемые на регенеративный подогрев питательной воды и на производственные нужды; h_отб.i – энтальпия отбираемого пара, кДж/кг;     h₁₂ =634,079 кДж/кг – энтальпия воды после регенеративных подогревателей,.

Абсолютный  КПД цикла с регенерацией

,

где η_0i – внутренний относительный КПД теплофикационной турбины.

Удельный  расход пара на выработку электрической  энергии

Расход  пара на турбину в единицу времени  в конденсационном режиме

Расход  пара на четыре турбины в конденсационном  режиме

.

Расход  топлива в единицу времени  для выработки тепловой и электрической энергии

,

где =17,35 кДж/кг - низшая теплота сгорания топлива; - КПД котлоагрегата.

Расход  топлива в единицу времени  в конденсационном режиме (без  отпуска теплоты потребителю)

.

Расход  топлива за год

где – число часов работы производственного потребителя для Иркутска [1].

Коэффициент использования топлива

,

где - количество электрической энергии, отпущенной потребителю за год; - количество тепловой энергии, отпущенной на производственные нужды за год; - число часов производства электрической энергии.

,

где кДж/кг – энтальпия конденсата возвращаемого из сетевого подогревателя .

Термический КПД цикла Ренкина ПТУ составит 37,63%. Увеличить КПД, можно, снизив значение энтальпии отработавшего пара и увеличив значение энтальпии питательной воды (обеспечить качественный регенеративный подогрев). Коэффициент использования топлива является показателем эффективности работы ПТУ. Его значение возрастает с увеличением производственной нагрузки, данный цикл имеет перспективу улучшения экономических показателей.

 

2. Оценка эффективности использования  теплоты продуктов сгорания

2.1 Тепловой баланс и  КПД котла

 

Общее уравнение теплового баланса  котла (кДж/кг) из [3]  имеет вид:

где – располагаемая теплота топлива; – полезно используемая теплота топлива; потери теплоты топлива с уходящими газами; – потери теплоты топлива от химической неполноты сжигания топлива; – потери теплоты топлива от механической неполноты сжигания топлива; – потери теплоты топлива от наружного охлаждения; – потери теплоты топлива с физической теплотой шлака.

Принимаем и находим полезно используемую теплоту и потери теплоты в относительных единицах:

.

Располагаемая теплота на 1кг твердого топлива определяется по формуле (с.34) из [3]:

, кДж/кг,

где Q_в.вн. – теплота внешнего подогрева воздуха, кДж/кг; Q_ф – теплота вносимая в агрегат с паровым дутьем (форсуночным паром – при сжигании мазута), кДж/кг; Q_к – теплота затраченая на разложение карбонатов (при сжигании сланцев), кДж/кг.

Так как  величины Q_в.вн, Q_ф, i_тл очень малы по сравнению с Q_н^р , а Q_к учитывается только при сжигании сланцев, то принимаем что .

Определим все вышеперечисленные потери теплоты:

Потери  теплоты с уходящими газами находим по формуле (с.35) из [3]:

,

где I_ух = 1454,01 кДж/кг – удельная энтальпия газов при соответствующем избытке воздуха α_ух=1,4 и температуре t_ух = 145 ºС;  = 187,5 кДж/кг – энтальпия холодного воздуха при температуре 30°С.

Потери теплоты с химическим недожогом входят в расчетные 

характеристики топок и выбираются из табл. 2.6 [3] для бурых углей  .

Потери теплоты с механическим недожогом входят в расчетные характеристики топок и выбираются из таблицы 2.6, [3] для бурых углей .

Потери теплоты от наружного  охлаждения находим по рис. 4-9(с.179

 [3] ) .

Потери теплоты с физической теплотой шлака определяем по формуле (с.37 [3] ):

,

где =1– =1–0,95 = 0,05–доля шлака из топочной камеры; =0,95 – доля уноса золы из топки, принимается из табл. 2.6 [3]; = 560кДж/кг – энтальпия шлака, при твердом шлакоудалении принимается из табл. 3.5 [3].

КПД котла (брутто) вычисляем по формуле (с.34) из [4]:

.

Расход  топлива, подаваемого в топку,  на один котел определяем по формуле (с.37 из [3] ):

 

 

где Q_ка = D_пп(h_пп–h_пв) = 20,83·(3304,632–628,5) = 55743,83 кВт;

D_пп=20,83кг/с – расход перегретого пара; h_пп=3304,632 кДж/(кг·К) – энтальпия перегретого пара при Р_пп= 3,43 МПа и t_пп =435 ºС ;h_пв = 628,5 кДж/(кг· К) – энтальпия питательной воды при t_пв = 150 ºС.

Расчетный расход топлива на один котел определяем по формуле (с.37) [3]

  т/ч.

Расход  условного топлива

 т у.т./ч,

где – теплота сгорания условного топлива.

Коэффициент сохранения теплоты определяем по формуле (с.36 из [3] )

.

 

2.2 Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания

 

Расчет объемов воздуха и  продуктов горения ведется на 1кг рабочего топлива при нормальных условиях (0º С  и 101,3 кПа).

Теоретический объем сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива при α=1, определяется по формуле из [3] :

табличное значение составляет V^о_{в табл.} =4,59 м³/кг.

(погрешность  расчета  %).

Теоретические объемы продуктов горения  при α=1 определяем по формулам из [3] :

объем трехатомных газов

м³/кг;

табличное значение составляет V^о _{RO2 табл.}=0,86 м³/кг

(погрешность расчета %);

объем водяных  паров

 м³/кг;

табличное значение составляет V^о _{H2O табл.} =0,75 м³/кг

(погрешность расчета %);

объем азота

м³/кг;

табличное значение составляет V^о _{N2 табл.} =3,63 м³/кг

(погрешность расчета %);

объем газов 

м³/кг;

табличное значение составляет: 5,25 м³/кг