Внедрение корпоративной системы управления проектами;pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Сыктывкарский лесной институт (филиал)
федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего
профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный лесотехнический
университет им. С. М. Кирова» (СЛИ)
Кафедра теплотехники и гидравлики
ИСТОЧНИКИ ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОТЫ
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС
Методические указания к выполнению курсового проекта
для студентов направления бакалавриата
140100 «Теплоэнергетика и теплотехника»
(профиль «Промышленная теплоэнергетика»)
всех форм обучения
Самостоятельное учебное электронное издание
СЫКТЫВКАР 2014
УДК 621.1
ББК 31.391
И91
Рекомендованы к изданию в электронном виде
кафедрой теплотехники и гидравлики Сыктывкарского лесного института
Утверждены к изданию в электронном виде
советом технологического факультета Сыктывкарского лесного института
Составители:
кандидат химических наук, доцент Т. Л. Леканова;
старший преподаватель Е. Г. Казакова
Отв. редактор:
доктор технических наук, профессор Ю. Я. Чукреев
Рецензент:
доктор химических наук Л. С. Кочева
(Институт геологии Коми НЦ УрО РАН)
Источники производства теплоты. Расчет тепловой схемы ТЭС
И91 [Электронный ресурс] : методические указания к выполнению курсового
проекта для студентов направления бакалавриата 140100 «Теплоэнергетика
и теплотехника» (профиль «Промышленная теплоэнергетика») всех форм
обучения : самост. учеб. электрон. изд. / Сыкт. лесн. ин-т ; сост.:
Т. Л. Леканова, Е. Г. Казакова. — Электрон. дан. — Сыктывкар : СЛИ,
2014. — Режим доступа: http://lib.sfi.komi.com. — Загл. с экрана.
В издании помещены материалы для выполнения курсового проекта по
дисциплине «Источники производства теплоты»: расчет параметров пара и
конденсата входящих точек системы; определение максимального расчета
пара внешним потребителем; расчет расхода пара и мощности турбины;
выбор типа и числа ступеней турбины; выбор типа и числа паровых котлов; расчет показателей экономичности.
Для студентов направления бакалавриата 140100 «Теплоэнергетика и теплотехника» (профиль «Промышленная теплоэнергетика») всех форм обучения.
УДК 621.1
ББК 31.391
Темплан II полугодия 2014 г. Изд. № 203.
______________________________________________________________________________________
Самостоятельное учебное электронное издание
Составители: Леканова Тамара Леонардовна, Казакова Елена Геннадиевна
ИСТОЧНИКИ ПРОИЗВОДСТВА ТЕПЛОТЫ
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС
Электронный формат pdf. Разрешено к публикации 01.10.14. Объем 1,7 уч.-изд. л.
Сыктывкарский лесной институт (филиал) федерального государственного бюджетного
образовательного учреждения высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский
государственный лесотехнический университет имени С. М. Кирова» (СЛИ),
167982, г. Сыктывкар, ул. Ленина, 39, [email protected], www.sli.komi.com
Редакционно-издательский отдел СЛИ. Заказ № 63.
© СЛИ, 2014
© Леканова Т.Л., Казакова Е. Г., составление, 2014
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................4
ЦЕЛЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА И ТРЕБОВАНИЯ К ЕГО ВЫПОЛНЕНИЮ.............................5
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС................................................................................................................7
1 НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ................................................7
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И КОНДЕНСАТА В ХАРАКТЕРНЫХ
ТОЧКАХ СХЕМЫ.....................................................................................................................12
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА ВНЕШНИМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ ........................16
4 РАСЧЕТ МОЩНОСТЕЙ ТУРБИН, РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНЫ, ВЫБОР ТИПА И
ЧИСЛА ТУРБИН.......................................................................................................................19
5 ПОДБОР ПАРОВЫХ КОТЛОВ ............................................................................................20
6 РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОТЫ, ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ...........20
7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КПД КОТЛОАГРЕГАТА И РАСХОДА ТОПЛИВА ............................24
8 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС ...............................26
9 ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС НА ВЫСОКИЕ ПАРАМЕТРЫ
ПАРА ..........................................................................................................................................27
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ............................................................................................29
Приложение А (справочное) Паровые котлы на различные давления и перегревы .................31
Приложение Б (рекомендуемое) Рекомендуемая температура уходящих газов.......................32
Приложение В (справочное) Расчетные характеристики рабочей массы твердых и жидких
топлив................................................................................................................................................32
Приложение Г (справочное) Расчетные характеристики газообразного топлива.....................33
Приложение Д (справочное) Расчетные характеристики камерных топок................................33
Приложение Е (справочное) Основные характеристики турбин с двумя регулируемыми
отборами ...........................................................................................................................................34
Приложение Ж (справочное) Основные характеристики турбин противодавления ................34
Приложение З (справочное) Климатические данные городов России .......................................35
3
ВВЕДЕНИЕ
Дисциплина «Источники производства теплоты» является одной из основных для студентов, обучающихся по направлению 140100 «Теплотехника и теплоэнергетика». Целью
освоения дисциплины является изучение физических основ и конструкций энергетических
установок, энергетических характеристик оборудования, обоснование выбора количества и
единичной мощности основных агрегатов ТЭС и котельных установок, освоение методики
расчета принципиальных тепловых схем и разработки тепловых схем ТЭС и котельных, а
также изучение режимов работы предприятий различных отраслей промышленности, их
энергопотребление и совместную работу предприятия и источника энергии, их энергопотребления и совместной работы предприятия и источника энергии.
Источники производства теплоты — комплексные технические устройства, в которых
первичная энергия превращается в энергию теплоносителя (воды или пара) с требуемыми
параметрами. Целлюлозно-бумажная промышленность и производство лесохимии — одна из
наиболее энергоемких отраслей народного хозяйства. Современные целлюлозно-бумажные
предприятия имеют довольно сложное теплотехническое оборудование, в котором реализуются различные физико-химические процессы, осуществляемые при определенных тепловых
режимах. Принципы устройства применяемых для этих целей аппаратов и машин зависят от
характера протекающих тепло-технологических процессов.
Большинство целлюлозно-бумажных предприятий и производств лесохимии находятся
в отдельных районах и оборудуются соответствующими энергоустановками — тепловыми
электрическими станциями (ТЭС), принципы устройства и система теплораспределения которых неразрывно связаны с технологическими потребителями тепловой энергии. Многие
агрегаты предприятий являются энерготехнологическими установками, осуществляющими
одновременно с теплотехнологическими процессами выработку энергетического пара для
получения электрической энергии. В связи с этим в реальных эксплуатационных условиях
все указанные процессы оказываются взаимосвязанными, поэтому от эксплуатационного
процесса требуются разносторонние знания в области теплотехнологических и теплоэнергетических процессов, необходимых для рациональной эксплуатации технологического оборудования и повышения его эффективности.
4
ЦЕЛЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА И ТРЕБОВАНИЯ К ЕГО ВЫПОЛНЕНИЮ
Курсовой проект по дисциплине «Источники производства теплоты» имеет целью углубить знания, получаемые студентами при изучении курса, и дать им представление о тепловой схеме промышленной ТЭС, назначении основного и вспомогательного оборудования
ТЭС, а также принципах расчета тепловой схемы и технико-экономических показателей
ТЭС.
Курсовой проект должен включать пояснительную записку, состоящую из разделов:
- Определение параметров пара и конденсата в характерных точках системы.
- Определение максимального расхода пара внешними потребителями.
- Расчет расхода пара и мощности турбин, выбор типа и числа турбин.
- Выбор типа и числа паровых котлов.
- Расчет показателей тепловой экономичности ТЭС.
К записке должна быть приложена тепловая схема ТЭС, выполненная на листе формата А2 ГОСТ 2.301-68 (СТ СЭВ 1181-78). Графики, изображающие процессы расширения
пара в ступенях турбин, процессы в охладительной установке (ОУ), должны быть выполнены в масштабе на листах формата А4.
Исходные данные для выполнения курсового проекта выдаются преподавателем.
Оформление курсового проекта выполняется в соответствии с требованиями, предъявляемыми по Положению о дипломном проектировании [1, 2] ∗.
Ниже приведен образец оформления титульного листа курсового проекта.
∗
Здесь и далее в квадратных скобках даны ссылки на источники из списка использованной
литературы.
5
Образец оформления титульного листа курсового проекта
Министерство образования и науки Российской Федерации
Сыктывкарский лесной институт (филиал)
федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего
профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный лесотехнический
университет им. С. М. Кирова»
(СЛИ)
Кафедра теплотехники и гидравлики
Курсовой проект по дисциплине
«Источники производства теплоты»
на тему
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ ТЭС
НА _________________________ ПАРАМЕТРЫ ПАРА
(СРЕДНИЕ, ВЫСОКИЕ)
Выполнил:
_______________________________
(Фамилия, и. о.)
ТиТ (ПТ), ___ курс, ____ группа,
_____________________ факультет
________________ форма обучения
№ зачетной книжки _____________
Проверил:
_______________________________
(Фамилия, и. о.)
_______________________________
(ученая степень, ученое звание)
Проект защищен с оценкой ______________
Дата: «_____» _____________ _____ год
Заведующий кафедрой ТиГ:
_______________________________
(Фамилия, и. о.)
_______________________________
(ученая степень, ученое звание)
Сыктывкар 20____
6
ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТЭС
1 НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Тепловая электрическая станция (ТЭС) предназначена для обеспечения теплом и
электрической энергией технологических процессов предприятия и жилого района [1—4].
Крупные предприятия ЦБП и лесохимии имеют несколько источников теплоэнергоснабжения: энергетические ТЭС, работающие на органическом (энергетическом) топливе; энерготехнологические ТЭС (содорегенерационные), использующие горючие щелока, при сжигании которых в содорегенерационных котлах (СРК) регенерируется сода, возвращаемая в основные технологические процессы; утилизационные ТЭС, использующие в качестве топлива
кору и щепу. Энерготехнологические и утилизационные ТЭС работают с невысокими параметрами пара: давление 3,5 МПа, температура 435 °С, а энергетические — как высокие
12,7 МПа, 565 °С, так и низкие 3,5 МПа, 435 °С начальные параметры [5].
Тепловая схема ТЭС отражает существенные связи между составляющими ее элементами и позволяет определить направление потоков пара и воды для каждого из них. При составлении тепловой схемы для каждого элемента используются условные обозначения, представленные в таблице 1.
Линии, соединяющие схемы, изображают трубопроводы пара, конденсата, питательной воды и т. д. Для каждого из теплоносителей следует использовать соответствующее условное обозначение. Каждый из одинаковых элементов схемы изображается один раз. Число
установленных на ТЭС единиц оборудования одного типа указывается на схеме рядом с обозначением.
Приступать к расчету тепловой схемы ТЭС следует только после уяснения назначения составляющих ее элементов и их взаимосвязи.
Тепловая схема составляется на основе заданных тепловых и энергетических нагрузок
и начинается с выбора параметров пара. В курсовом проекте параметры пара задаются вместе с другими исходными данными. Предлагаются два варианта: ТЭС на средние параметры
пара Р = 3,5 МПа и t = 435 °С и ТЭС на высокие параметры пара Р = 9,0 МПа и t = 535 °C.
Оба варианта турбин поставляются Калужским турбозаводом [6, 7]. Тепловая схема ТЭС на
средние параметры приведена на рисунке 1, а тепловая схема ТЭС на высокие параметры —
на рисунке 2. На обеих схемах приняты одинаковые обозначения; ниже приведено краткое
описание назначения изображенных на схемах элементов:
ПК — паровой котел;
Г — электрогенератор;
ОУ — охладительная установка — устройство для понижения температуры перегретого пара до температуры насыщения; охлаждение пара происходит за счет испарения питательной воды, впрыскиваемой в поток перегретого пара, поэтому расход пара за ОУ больше
расхода пара, подаваемого в ОУ;
ВЦ — варочный цех, потребитель пара давлением около 1,0 МПа;
БДМ — бумагоделательная машина, потребитель пара давлением 0,5...1,0 МПа;
ОТ — отопительная нагрузка, потребитель теплоты на вентиляцию и бытовое горячее
водоснабжение, отопление предприятия и жилого массива;
ОП — основной подогреватель (поверхностный теплообменник), в котором сетевая
вода нагревается от tос до 95...98 °С, греющий теплоноситель (пар) из второго регулируемого
теплофикационного отбора турбин поступает с давлением 0,12 МПа;
ПП — пиковый подогреватель — поверхностный теплообменник, в котором сетевая
вода нагревается до температуры tпс, греющий теплоноситель (пар) из первого регулируемого промышленного отбора турбин поступает с давлением около 1,0 МПа;
7
Таблица 1 — Условные обозначения на тепловых схемах ТЭС
№
1
Обозначение
Наименование
Барабанный паровой котел
2
Прямоточный паровой котел
3
Паровая турбина с электрическим генератором; a и c — регулируемые отборы пара; b и
d — нерегулируемые отборы пара
4
Конденсатор
5.1
Теплообменники, стрелки внутри квадрата
показывают направление теплового потока
5.2
6
Испаритель
7
Смеситель
8.1
Бак под атмосферным давлением
8.2
Бак под избыточны давлением
8.3
Бак под разряжением
8
Продолжение таблицы 1
№
9.1
Обозначение
Наименование
Вакуумный деаэратор
9.2
Деаэратор под избыточным давлением
10
Охладительная установка
11
Паровой эжектор
12
12.1
Редукционная установка
Дроссельный клапан
12.2
Редукционно-охладительная установка
13
Запорная арматура (вентиль, задвижка)
14
Обратный клапан
15
Расширитель непрерывной продувки
16
Конденсатоотводчик
9
Продолжение таблицы 1
№
17
Обозначение
Наименование
Тепловой потребитель
18
19
19.1
Насос
Теплоноситель
Пар
19.2
Конденсат
19.3
Питательная вода
19.4
Химочищенная вода
19.5
Сетевая вода
19.6
Котловая вода
Рисунок 1 — Тепловая схема ТЭС на средние параметры пара
10
Рисунок 2 — Тепловая схема ТЭС на высокие параметры
Д 0,6; Д 0,12 — деаэраторы — устройства, служащие для удаления из питательной
воды растворенных в ней газов; деаэрация происходит при контактном нагреве питательной
воды паром до температуры насыщения, цифры в обозначении деаэратора обозначают давление греющего пара в МПа;
К — конденсатор, теплообменник, в котором конденсируется отработанный пар после
прохождения паровой турбины;
ПНД — регенеративный подогреватель низкого давления;
ПВД — регенеративный подогреватель высокого давления, регенеративные подогреватели — теплообменники, в которых конденсат или питательная вода из отборов турбины;
применение регенеративного подогрева питательной воды повышает КПД цикла турбоустановки;
Э — эжекторная установка, двух- или трехступенчатый пароструйный насос, предназначенный для поддержания разряжения в конденсаторе, пар после каждой ступени эжектора
конденсируется в охладителях выхлопа эжекторов;
ОЭ — охладитель выхлопа эжекторов, регенеративный подогреватель, в котором конденсат нагревается конденсирующимся паром выхлопа эжекторов;
ПД — деаэратор узла подпитки тепловой сети;
ТП — теплообменник узла подпитки, в котором подогревается химочищенная вода
перед подачей в ПД, греющий теплоноситель — пар давлением 0,12 МПа;
ВВТ — водо-водяной теплообменник, в котором вода из ПД охлаждается до температуры tос перед подачей ее в тепловую сеть для компенсации расхода воды на горячее водоснабжение и восполнения потерь сетевой воды;
РНП — расширитель непрерывной продувки, непрерывная продувка паровых котлов
состоит в постоянном удалении из парового котла части котловой воды и замене ее равным
количеством питательной воды. Это позволяет поддерживать концентрацию растворенных в
котловой воде солей на уровне, обеспечивающем предотвращение образования накипи на
стенках парогенерирующих труб. Удаляемая из котла вода подается в РНП, который по пару
соединен с деаэратором. Нагретая в котле до температуры насыщения вода, попадая в РНП,
11
вскипает, образуя чистый пар, который используется в деаэраторе, и воду, с большим содержанием растворенных солей, которая удаляется в канализацию. Возможно применение двухступенчатого расширения котловой воды (рисунок 2);
СП — сальниковый подогреватель, пароводяной теплообменник, в котором химочищенная вода нагревается паром из лабиринтных уплотнений паровых турбин;
ДП — дренажный подогреватель, водо-водяной теплообменник, в котором химочищенная вода нагревается котловой водой из РНП;
КН — конденсатный насос, подает конденсат из конденсатора в деаэратор через ОЭ и
ПНД;
ПН — питательный насос, подает питательную воду в паровой котел через ПВД;
СН — сетевой насос, обеспечивает циркуляцию сетевой воды в тепловой сети;
ППН — подпиточный насос, подает подпиточную питательную воду из ПД в тепловую сеть;
ПКН — перекачивающий насос, подает подпиточную питательную воду из Д 0,12 в
Д 0,6.
Приведенные выше сокращения используются и для обозначения всех величин (энтальпий, температур, расходов и т. д.) в виде подстрочных индексов; также введены следующие индексы: п — пар; к — конденсат; пс — прямая сетевая вода; ос — обратная сетевая
вода; пт — относящийся к турбине с двумя регулируемыми отборами; р — относящийся к
турбине противодавления.
Тепловая схема ТЭС на высокие параметры отличается наличием двух станционных
деаэраторов и большим числом поверхностных регенеративных подогревателей. В атмосферном деаэраторе Д 0,12 при давлении 0,12 МПа происходит деаэрация добавочной химочищенной воды, а в деаэраторе Д 0,6 — всего потока питательной воды при давлении
0,6 МПа. Турбины противодавления на высокие параметры поставляются с собственными
ПВД 4, ПВД 5, функции которых в схеме ТЭС на средние параметры выполняет ПВД 2. На
пиковый подогреватель в ТЭС на высокие параметры может подаваться отработанный пар
турбин противодавления P. Пар на регенеративные подогреватели питательной воды подается из нерегулируемых отборов турбин. В связи с этим параметры пара могут быть определены после построения процессов расширения пара i-S-диаграмме.
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И КОНДЕНСАТА
В ХАРАКТЕРНЫХ ТОЧКАХ СХЕМЫ
А. Пример расчета тепловой схемы промышленной ТЭС на средние параметры пара.
1. Задание.
Составить и рассчитать принципиальную тепловую схему ТЭС ЦБП, определить показатели тепловой экономичности ТЭС.
Исходные данные для расчета:
Электрическая нагрузка — Nэ = 32 МВт.
Отопительная нагрузка — QотР = 23,8 МВт.
Температура сетевой воды — tпс/tос = 150/140 °С.
Расход пара на варку целлюлозы — Dвц = 80 т/ч.
Расход горячей воды — GГВС = 100 т/ч.
Расход теплоты на вентиляцию — QВР = 6,7 МВт.
Давление пара в производственном отборе — Рп, вц = 0,9 МПа.
Расход пара на бумагоделательные машины и другие технологические нужды —
DБДМ = 80 т/ч.
12
Противодавление — РБДМ = 0,4 МПа.
Давление пара на теплофикацию — РОТ = 0,12 МПа.
Вид топлива — каменный уголь (Печорский Ж).
Место расположения ТЭС — г. Архангельск.
Технологические и отопительные потребители теплоты ЦБП используют пар из регулируемых отборов турбин типа ПТ и пар выхлопа турбин противодавления типа Р. Пар на
регенеративные подогреватели питательной воды подается из нерегулируемых отборов турбин. В связи с этим параметры пара могут быть определены после построения процессов
расширения пара в i-S-диаграмме.
Последовательность построения процесса расширения пара в турбине следующая, рисунок 3.
Рисунок 3 — Процесс построения расширения пара в турбинах типа ПТ и Р
2.1. По давлению Р = 3,5 МПа и температуре t = 435 °C перегретого пара перед турбиной находится положение т. 1.
2.2. Строится процесс дросселирования пара в стопорном и регулирующих каналах
турбины по условию i2 = i1 = 3305 кДж/кг; Р2 = 0,9⋅Р1 = 0,9⋅3,5 = 3,15 МПа и находятся положение и параметры пара в т. 2.
2.3. Выполняется процесс расширения пара в части высокого давления (ЧВД) турбины. Для этого сначала строится процесс изоэнтропного расширения пара до давления в производственном отборе и находятся параметры в т. 3 по условию S3 = S2. Затем из соотношения
ηoi ЧВД = i2 − i3д
i2 − i3
13
(1)
определяется значение
i3д = i2 – ηoi ЧВД (i2 – i3) = 3305 – 0,85 (3305 – 2955) = 3007,5 кДж/кг.
По значению i3д = 3007,5 кДж/кг и давлению Р3д = Р3 = 0,9 МПа определяются положение и параметры пара в т. 3д. Для турбин на средние параметры пара ηoi ЧВД = 0,85. Изображение процесса расширения в ЧВД получается соединением точек 2 и 3д.
2.4. Аналогично строится процесс расширения пара в части среднего давления (ЧСД)
и части низкого давления (ЧНД) турбины типа ПТ и процесс расширения в турбине типа Р.
Потери давления в регулирующих органах принимаются такими же, как для ЧВД, —
равными 10 %. Внутренние относительные КПД по проточной части могут быть приняты
следующими: ηoi, ЧСД = 0,8; ηoi, ЧНД = 0,72; ηoi р = 0,78.
2.5. Параметры пара в нерегулируемых отборах находятся по положению точек пересечения изобар, соответствующих давлениям в отборах, и линий расширения пара в турбинах типа ПТ и Р в координатах i-S-диаграммы. Точки отбора обозначены буквами:
А — регулируемый производственный отбор;
В — нерегулируемый отбор пара на ПВД1, РВ = 0,575 МПа;
С — регулируемый отопительный отбор;
Д — нерегулируемый отбор пара на ПНД, РД = 0,01 МПа.
2.6. По окончании построения процесса расширения пара в турбине определяются использованный теплоперепад
Нi, ПТ = i1 – i7д = 3305 – 2355 = 950 кДж/кг,
(2)
Нi,P = i1 – i8д = 3305 – 2885 = 420 кДж/кг
(3)
и коэффициенты недовыработки мощности:
ξА =
i A − i 7 д 3010 − 2355
=
= 0,69 ,
950
Н i ,пт
(4)
ξВ =
i в − i 7д 2945 − 2355
=
= 0,62 ,
Н i ,пт
950
(5)
ξС =
i C − i 7 д 2695 − 2355
= 0,36 ,
=
950
Н i ,пт
(6)
ξД =
i Д − i7 д
Н i ,пт
=
2440 − 2355
= 0,09 .
950
(7)
2.7. Результаты определения параметров пара в различных точках по проточной части
турбин приведены в таблице 2.
2.8. По данным таблицы 2 определяются параметры пара и конденсата в характерных
точках схемы. Потери давления в паропроводах от турбин до теплообменных устройств
(кроме ОУ) составляют 10 %. Энтальпия конденсата определяется как энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в теплообменнике. Результаты определения параметров
пара и конденсата сводятся в таблице 3.
14
Таблица 2 — Параметры пара в проточной части турбин и коэффициенты недовыработки мощности
Параметр
Р, МПа
t, °C
i, кДж/кг
S, кДж/кг⋅К
ξ
1
3,5
435
3305
6,86
—
2
3,15
432
3305
7,0
—
3
0,9
256
2955
7,0
—
3д (А)
0,9
280
3010
7,1
0,69
4
0,81
277
3010
7,14
—
Турбина типа ПТ
В
5
5д (С)
0,575
0,12
0,12
245
106
110
2945
2625
2695
7,18
7,14
7,32
0,62
—
0,36
6
0,108
109
2695
7,35
—
А
0,01
46
2440
7,69
0,09
7
0,004
28
2220
7,35
—
7д
0,004
28
2355
7,8
—
Турбина типа Р
8
8д
0,4
0,4
165
213
2785
2888
7,0
7,22
—
—
Таблица 3 — Параметры пара и конденсата в характерных точках схемы
Параметр
Давление пара в отборе, МПа
Энтальпия пара, кДж/кг
Давление пара в теплообменном
устройстве, МПа
Энтальпия конденсата, кДж/кг
Температура конденсата, °С
Теплообменники
ПВД1
ОУ2
0,575
0,4
2945
2888
ОУ1
0,9
3010
ПВД2, ПП
0,9
3010
0,9
0,81
0,515
745
—
725
171
647
153
15
ОП, Д, ПД
0,12
2695
ПНД
0,01
2440
0,4
0,108
0,009
605
—
430
102
192
44
3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ПАРА ВНЕШНИМИ ПОТРЕБИТЕЛЯМИ
3.1 Расход пара на охладительные установки ОУ1 и ОУ2
Расчетная схема ОУ и изображенные процессы охлаждения в i-S-диаграмме приведены на рисунках 4 и 5.
Рисунок 4 — Схема и процесс охлаждения пара в ОУ 1
Рисунок 5 — Схема и процесс охлаждения пара в ОУ2
Расход питательной воды на 1 кг пара, поступающего на ОУ1:
GОУ 1 =
i П ,ОУ 1 − i П , ВЦ
ϕ (i П , ВЦ − i К , ВЦ ) + (i К , ВЦ − i пв )
, кг/кг,
(8)
где i П,ОУ1 — энтальпия пара в т. А, кДж/кг; iК,ВЦ, iП,ВЦ — энтальпия конденсата и пара, соответственно при давлении РА, кДж/кг; ϕ — доля испаряемой питательной воды (ϕ = 0,9);
iпв = 4,19⋅tпв — энтальпия питательной воды, кДж/кг.
Тогда расход питательной воды составит:
GОУ1 =
3010 − 2770
= 0,11
0,9 (2770 − 745) + (745 − 4 ,19 ⋅ 102)
16
кг/кг.
Расход пара, поступающего на ОУ1:
DОУ 1 =
DВЦ
1 + ϕG ОУ 1
=
80 ⋅ 10 3
3
3,6 ⋅ 10 (1 + 0,9 ⋅ 0,11)
= 20,2 кг/с.
(9)
Аналогичным образом определяется расход пара на ОУ2.
Расход воды на 1 кг пара, поступающего на ОУ2:
G ОУ 2 =
i П ,ОУ 2 − i П , БДМ
ϕ (iП , БДМ − i К , БДМ ) + (i К , БДМ − i пв )
, кг/кг,
(10)
где iП,ОУ2; iпв; iП,БДМ; iК,БДМ — определяются таким же образом, как и в расчете ОУ1, кДж/кг.
2888 − 2740
= 0,07 кг/кг.
0,9 ( 2740 − 605) + (605 − 4 ,19 ⋅ 102 )
G ОУ 2 =
Расход пара, поступающего на ОУ2:
DОУ 2 =
D БДМ
1 + ϕG ОУ 2
=
80 ⋅ 10 3
3,6 ⋅ 10 3 (1 + 0,9 ⋅ 0,07 )
= 20,9 кг/с.
3.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
Схема сетевой подогревательной установки представлена на рисунке 6.
Рисунок 6 — Схема сетевой подогревательной установки
Расход сетевой воды на отопление:
G св
Qот
23,8 ⋅ 10 3
=
=
= 56,8 кг/с,
ηСв ( t пс − t ос ) 0,98 ⋅ 4 ,19(150 − 48)
где η = 0,98 — КПД подогревателей.
17
(11)
Расход пара на пиковый подогреватель:
D ПП =
Gс.в . ⋅ Св (t пс − t оп )
, кг/с,
η(i П , ПП − i К , ПП )
(12)
где tоп — температура сетевой воды на выходе из основного подогревателя, tоп = tК,оп – δt; δt
— температурные потери, δt = 8...10 °С; tК,оп — температура конденсата, tоп = 102 – 9 = 93 °С.
Расход пара на пиковый подогреватель:
DПП =
56,8 ⋅ 4 ,19 (150 − 93)
= 6,1 кг/с.
0,98(3010 − 745)
Расход пара на основной подогреватель:
Dоп =
=
Gс.в. ⋅ Св (t оп − t oc ) − D ПП (i К , ПП − i К ,оп )η
η(i П ,оп − i К ,оп )
=
56,8 ⋅ 4,19(93 − 48) − 6,1(745 − 430)0,98
= 4,03 кг / с
0,98(2695 − 430)
.
(13)
3.3 Расход пара на подпиточный узел горячего водоснабжения
В связи с тем, что в тепловой схеме ТЭС принята открытая схема горячего водоснабжения, подпитка осуществляется водой, подготавливаемой в подпиточном узле, схема которого представлена на рисунке 7.
Рисунок 7 — Схема узла подпитки
Расход пара на горячее водоснабжение:
D ПД =
G ГВС ⋅ Св (t oc − 5)
27,8 ⋅ 4,19(48 − 5)
=
= 1,91 кг/с.
η(i П , ПD − Cв ⋅ 5) 0,98(2695 − 4,19 ⋅ 5)
18
(14)
Расход воды на горячее водоснабжение:
GГВС = DПD + GХОВ.
(15)
Тогда расход химически очищенной воды составит:
GХОВ = GГВС – DПD = 27,8 – 1,91 = 25,9 кг/с.
4 РАСЧЕТ МОЩНОСТЕЙ ТУРБИН, РАСХОДА ПАРА НА ТУРБИНЫ,
ВЫБОР ТИПА И ЧИСЛА ТУРБИН
4.1 Расчет мощностей турбин
Турбина с противодавлением типа Р на средние параметры пара не имеет отборов пара на регенеративный подогрев питательной воды, поэтому расход пара на турбину равен
расходу пара на ОУ2.
Мощность, развиваемая турбинами типа Р:
Np = Dp⋅Hip⋅ηм⋅ηэг = 20,09⋅420⋅0,98⋅0,96 = 8258 кВт,
(16)
где ηм = 0,98 — механический КПД турбины; ηэг = 0,96 — КПД электрогенератора.
В соответствии с данными приложения Ж необходима установка одной турбины типа
Р-12-35/5.
Мощность, развиваемая турбинами типа ПТ:
Nпт = Nэ – Np = 32 – 8,26 = 23,74 МВт.
Для выработки такой электрической мощности необходимо установить две турбины
типа ПТ-12-35/10 (приложение Е).
4.2 Расход пара на ПВД2
Подогреватель высокого давления ПВД2 предназначен для нагрева питательной воды
в количестве, соответствующем расходу конденсата греющего пара БДМ.
Расход пара на ПВД2 равен:
D ПВД 2 =
Gпв , ПВД 2 (i пв , ПВД 2 − i пв , Д )
η (i П , ПВД 2 − i К , ПВД 2 )
, кг/с,
(17)
где Gпв,ПВД2 = DОУ2(1 + αпр); αпр = 2...5 % — коэффициент, учитывающий расход котловой воды на непрерывную продувку.
D ПВД 2 =
20,09(1 + 0,035)(4,19 ⋅ 145 − 4,19 ⋅ 102)
= 1,74 кг/с.
0,98(3010 − 725)
При определении DПВД температура питательной воды на выходе из ПВД2 принята
равной 145 °С, что соответствует требованиям по температуре питательной воды для паровых котлов на средние параметры пара.
4.3 Расход пара на турбины ПТ-12-35/10
19
Для определения расхода пара на турбины типа ПТ необходимо решить уравнение:
N ПТ
+ ( DОУ 1 + D ПП + D ПВД 2 )ξ А + α ПВД 1 D ПТ ξ В +
нi , ПТ ⋅ η м ⋅ η ЭГ
,
+ ( DОП + D ПД + α Д D ПТ )ξ С + α ПНД D ПТ ξ Д кг / с
D ПТ =
(18)
где αД = 0,1; αПВД1 = 0,1; αПНД = 0,015 — доли расходов пара на деаэратор, ПВД1 и ПНД, соответственно; ξА, ξВ, ξС, ξД — коэффициенты недовыработки мощности определяются по соотношениям (4), (5), (6), (7).
Расчетное уравнение (18) для определения расхода пара может быть представлено в
виде:
D ПТ =
N ПТ
+ ( DОУ 1 + D ПП + D ПВД 2 ) ⋅ ξ А + ( DОП + D ПД )ξС
Н i , ПТ ⋅ η м ⋅ η ЭГ
1 − α ПВД 1ξ В − α Д ξС − α ПНД ξ Д
=
23,74 ⋅ 10 6
+ (20,2 + 6,1 + 1,74) ⋅ 0,69 + (4,03 + 1,91) ⋅ 0,36
950 ⋅ 10 3 ⋅ 0,98 ⋅ 0,96
=
= 53,35 кг / с
1 − 0,1 ⋅ 0,62 − 0,1 ⋅ 0,36 − 0,015 ⋅ 0,09
5 ПОДБОР ПАРОВЫХ КОТЛОВ
Выбор типа и количества паровых котлов для ТЭС производится по максимальному
расходу пара с учетом заданного вида топлива (приложение А). Суммарная производительность включенных котлов и один котел резервный должна обеспечивать расход пара на все
турбины и собственные нужды котельного цеха, составляющие 2 % от расхода пара на турбины.
Максимальная производительность котельного цеха:
Dкот = (1 + αсн)(Dр + DПТ) = (1 + 0,02)(20,9 + 53,35) = 75,7 кг/с,
(19)
где αсн = 0,02 — доля расхода пара на собственные нужды.
На ТЭС следует установить 5 котлоагрегатов (1 резервный) типа БКЗ-75-39 ФБ, со
следующими параметрами: паропроизводительность 75 т/ч; давление пара 4,0 МПа; температура пара 440 °С; температура питательной воды 145 °С (приложение А).
6 РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОТЫ, ПАРА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
6.1 Годовые расходы пара технологическими потребителями
Годовые расходы на технологические нужды определяются из условия непрерывной
работы технологического оборудования в течение 345 суток (20 суток составляет ремонтный
период).
Расход пара на варку целлюлозы:
20
год
DВЦ
= 3600 ⋅ 24 ⋅ 345 ⋅ DОУ 1 = 3600 ⋅ 24 ⋅ 345 ⋅ 20,2 = 6,02 ⋅ 108 кг / год =
5
.
(20)
= 6,02 ⋅ 10 т / год
Расход пара на бумагоделательные машины:
год
D БДМ
= 3600 ⋅ 24 ⋅ 345 ⋅ DОУ 2 = 3600 ⋅ 24 ⋅ 345 ⋅ 20,9 =
8
5
.
(21)
6,22 ⋅ 10 кг / год = 6,22 ⋅ 10 т / год
6.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
Годовой расход тепла на отопление определяется по формуле:
год
QОТ
= Qот
t вн − t нср
t вн − t нр,от
⋅ z,
(22)
где tвн = 18 °С — внутренняя температура воздуха в помещении; tнср, tн,отр — средняя и расчетная наружная температура воздуха для отопления (определяется по климатологической
таблице, tн,отр = –32 °С; tнср = –4,7 °С); z — число часов отопительного периода (для г. Архангельска z = 251⋅24 = 6024 ч).
Тогда
год
QОТ
= 23,8
8
18 + 4 ,7
⋅ 6024 = 6,5 ⋅ 10 4 МВт⋅ч = 2,34⋅10 МДж.
18 + 32
Годовой расход тепла на вентиляцию:
QВгод = Q
t вн − t нс р
t вн − t нр,в
⋅z,
(23)
где tн,вр — расчетная наружная температура воздуха для вентиляции (см. приложение З;
tн,вр = –19 °С).
Тогда
QВгод = 6,7
18 + 4 ,7
8
⋅ 6024 = 2 ,48 ⋅ 10 4 МВт⋅ч = 0,89⋅10 МДж.
18 + 19
Годовая нагрузка на отопление и вентиляцию распределяется между пиковым и основным подогревателями следующим образом:
8
год
год
QПП
= 0,1( QОТ
+ QВгод ) = 0,1( 6,5 ⋅ 10 4 + 2,48 ⋅ 10 4 ) = 0,9 ⋅ 10 4 МВт⋅ч = 0,32⋅10 МДж. (24)
год
год
QОП
= 0,9(QОТ
+ QВгод ) = 0,9(6,5 ⋅ 10 4 + 2,48 ⋅ 10 4 ) = 8,1 ⋅ 10 4 МВт⋅ч = 2,92⋅108 МДж. (25)
Годовые расходы пара на пиковый и основной подогреватели составляют:
21
год
DПП
=
гол
DОП
=
год
QПП
0,32 ⋅ 108
=
= 14416 т / год .
(i П ,пп − i К ,ПП )η ( 3010 − 745) 0,98
год
QОП
− DПП (i К ,ПП − i К ,ОП )η
(i П ,ОП − i К ,ОП )η
(26)
=
.
(27)
год
DГВС
= DПД ⋅ 345 ⋅ 24 = 6,88 ⋅ 345 ⋅ 24 = 56966 т / год .
(28)
=
8
2 ,98 ⋅ 10 − 14416( 745 − 430) ⋅ 0,98
= 132248 т / год
( 2695 − 430) ⋅ 0,98
Годовой расход пара на горячее водоснабжение:
Годовой расход пара на ПВД2:
год
DПВД
2 = DПВД 2 ⋅ 345 ⋅ 24 = 6,26 ⋅ 345 ⋅ 24 = 51833 т / год .
(29)
Таким образом, годовые расходы пара составляют:
- из турбины противодавления, Р = 0,4 МПа
год
год
5
D Ргод
= 0, 4 = D Р = D БДМ = 6,22 ⋅ 10 т / год ;
- из производственного отбора турбины, Р = 0,9 МПа
год
год
год
DРгод
= 0,9 = DВЦ + DПП + DПВД 2 = 602000 + 14416 + 51833 =
= 668249 т / год
;
(30)
- из теплофикационного отбора турбины, Р = 0,12 МПа
год
год
D Ргод
= 0,12 = DОП + D ГВС = 132248 + 56966 = 189214 т / год .
6.3 Годовая выработка электроэнергии
1. Турбиной Р-12-35/5
год
Э ПТ
=
D Ргод
=0,4 ⋅ Н i , p ⋅ η м ⋅ ηЭГ
=
3600
6,22 ⋅ 10 5 ⋅ 420 ⋅ 0,98 ⋅ 0,96
=
= 68,27 ⋅ 10 3
3600
(31)
2. Турбинами типа ПТ-12-35/10
год
ном
Э ПТ
= 2 N ПТ
⋅ К и ⋅ 365 ⋅ 24 = 2 ⋅ 12 ⋅ 0,8 ⋅ 365 ⋅ 24 = 168,2 ⋅ 10 3 МВт⋅ч,
где Ки = 0,8 — коэффициент использования установленной мощности.
22
(32)
Суммарная годовая выработка электроэнергии турбинами равна
год
Э год = Э Ргод + Э ПТ
= 68,27 ⋅ 10 3 + 168,2 ⋅ 10 3 = 236,46 ⋅ 10 3 МВт⋅ч.
(33)
6.4 Годовая выработка пара
Годовой расход пара на турбины типа ПТ-12-35/10 находится из уравнения
год
D ПТ
=
год
Э ПТ
⋅ 3600
год
+ D Pгод
= 0,9 ⋅ ξ А + α ПВД 1 ⋅ D ПТ ξ В +
Н i , ПТ ⋅ η м ⋅ η ЭГ
(34)
год
год
+ ( D Ргод
= 0,12 + α D ⋅ D ПТ )ξ С + α ПНД ⋅ D ПТ ⋅ ξ D
Откуда
год
DПТ
=
год
ЭПТ
⋅ 3600
год
+ DРгод
= 0 ,9 ⋅ ξ А + D Р = 0,12 ⋅ ξ С
Н i ,ПТ ⋅ η м ⋅ η ЭГ
1 − α ПВД 1 ⋅ ξ В − α D ⋅ ξ C − α ПНД ⋅ ξ D
=
168,2 ⋅ 10 3 ⋅ 3600 ⋅ 10 6
+ 668249 ⋅ 0,69 + 189214 ⋅ 0,36
950 ⋅ 10 3 ⋅ 0,98 ⋅ 0,96 ⋅ 10 3
=
= 1339817 т / год
1 − 0,1 ⋅ 0,62 − 0,1 ⋅ 0,36 − 0,015 ⋅ 0,09
Годовая производительность котельной с учетом 2 % расхода пара на собственные
нужды равна
год
Dкот
= 1,02( D P + D ПТ ) = 1,02(6,22 ⋅ 10 5 + 13,4 ⋅ 10 5 ) =
= 19,62 ⋅ 10 5
(35)
т / год
6.5 Годовая выработка тепла для внешних потребителей
Годовой расход тепла на варку целлюлозы:
год
год
QВЦ
= DВЦ
⋅ i П ,ВЦ =
6,02 ⋅ 105 ⋅ 2770
= 463206
3600
МВт⋅ч.
(36)
Годовой расход тепла на бумагоделательные машины:
год
год
QБДМ
= DБДМ
(i П , БДМ − 0,8 ⋅ iК , БДМ ) =
6,22 ⋅ 105 ( 2740 − 0,8 ⋅ 605)
=
= 389787 МВт ⋅
3600
(37)
Здесь коэффициент 0,8 учитывает суммарные потери тепла, связанные с утечками
конденсата в паропроводах и в БДМ, а также в связи с охлаждением конденсата в трубопроводах.
Годовой расход тепла на ГВС:
23
год
QГВС
= QГВС ⋅ 345 ⋅ 24 ,
(38)
где
QГВС = GГВС ⋅ η ⋅ Св ( t ос − 5) =
100 ⋅ 10 3
⋅ 0,98 ⋅ 4 ,19 ⋅ 10 3 ( 48 − 5) =
3600
(39)
= 4 ,904 МВт
год
QГВС
= 4 ,904 ⋅ 345 ⋅ 24 = 40605 МВт⋅ч.
Годовой расход тепла на отопление:
год
QОТ
= 6,5 ⋅ 10 4 МВт⋅ч.
Годовой расход тепла на вентиляцию:
QВгод = 2 ,48 ⋅ 10 4 МВт⋅ч.
Суммарный годовой отпуск тепла внешним потребителям:
год
год
год
год
год
QВП
= QВЦ
+ QВДМ
+ QГВС
+ QОТ
+ QВгод =
= 463206 + 389787 + 40605 + 65000 + 24800 = 983398 МВт ⋅
(40)
7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КПД КОТЛОАГРЕГАТА И РАСХОДА ТОПЛИВА
Величина КПД котлоагрегата, ηКА, необходимая для расчета годового расхода топлива, определяется согласно [7] из теплового баланса котлоагрегата:
ηКА = 100 – ∑qi,
(41)
где ∑qi = q2 + q3 + q4 + q5 + q6 — сумма тепловых потерь.
Тепловые потери с уходящими газами рассчитываются по формуле:
q=
( I ух − α ух ⋅ I х .в. )(100 − q 4 )
QнР
,
(42)
где Iух — энтальпия уходящих газов, кДж/кг; Iх.в. — энтальпия холодного воздуха (обычно
принимается при температуре воздуха 30 °С); αух = αТ + ∆α — коэффициент избытка воздуха
в уходящих газах за котлоагрегатом; αТ = 1,2 — коэффициент избытка воздуха в топке, принимается по приложению Д; ∆α = 0,15 — сумма присосов по газовому тракту котла.
Энтальпия продуктов сгорания при αТ = 1 и температура уходящих газов определяется по формуле:
Iух = Iух0 + (αух – 1)Iх.в.,
где Iух0 — энтальпия продуктов сгорания при αТ = 1, кДж/кг.
24
(43)
Для определения Iух, Iх.в. необходимо выполнить расчеты по воздуху и продуктам сгорания.
По приложению В определяем элементарный состав рабочей массы топлива для каменного угля Печорского месторождения марки Ж:
СР = 59,6 %; НР = 3,8 %; SлР = 0,8 %; ОР = 5,4 %; NР = 1,3 %; АР = 23,6 %; WР = 5,5 %.
Теоретически необходимое количество воздуха:
V0 = 0,0889(СР + 0,375 SлР) + 0,265⋅НР – 0,0333 ОР =
= 0,0889(59,6 + 0,375⋅0,8) + 0,265⋅3,8 – 0,0333⋅5,4 = 6,15 м3/кг.
(44)
Теоретический объем азота:
V N02
NP
1,3
= 0,79V + 0,8
= 0,79 ⋅ 6,15 + 0,8
= 4 ,87 м 3 / кг .
100
100
0
(45)
Объем трехатомных газов:
V RО2 = 0,0187(C P + 0,375S лР ) = 0,0187(596 + 0,375 ⋅ 0,8) = 112
, кг / м 3 .
(46)
Теоретический объем водяных паров:
VH02 O = 0,0124 ( 9 H P + W P ) + 0,0161V 0 =
3
(47)
= 0,0124 ( 9 ⋅ 3,8 + 5,5) + 0,0161 ⋅ 6,15 = 0,59 м / кг
Полный объем продуктов сгорания при αТ = 1:
V Г0 = V RО + V N02 + V H02O = 112
, + 4,87 + 0,59 = 6,58 м 3 / кг .
2
(48)
Энтальпия продуктов сгорания при αТ = 1 и t = tух:
0
I ух
= I RО + I 0 N 2 + I H0 2O = V RО (Ct ) CО + V N02 (Ct ) N 2 + V H02 O (Ct ) H2O . (49)
2
2
2
Теплоемкости компонентов продуктов сгорания имеют следующие значения:
ССО2 = 1,69 кДж / м 3 ⋅ К ; С N 2 = 1,3 кДж / м 3 ⋅ К ; СН 2 О = 1,51 кДж / м 3 ⋅ К ;
Св = 1,32 кДж / м 3 ⋅ К
при температуре уходящих газов tух = 115 °С (приложение Б).
Окончательно
Iух0 = 1,12⋅1,69⋅115 + 4,87⋅1,3⋅115 + 0,59⋅1,51⋅115 = 1048 кДж/кг.
Iх.в = V0(Ct)в = 6,15⋅1,32⋅115 = 933,6 кДж/кг.
25
Энтальпия уходящих газов:
Iух = 1048 + (1,35 – 1)⋅933,6 = 1375 кДж/кг.
Тепловые потери с уходящими газами:
q2 =
(1375 − 1,35 ⋅ 933,6)(100 − 1,5)
23,7 ⋅ 10
3
= 5,4% .
Потери тепла от химической и механической неполноты сгорания определяются по
приложению Д и составляют q3 = 0, q4 = 1,5 %.
Потери тепла в окружающую среду q5 составляют для котлоагрегатов производительностью D ≥ 75 т/ч q5 = 0,6 %.
Потерями с физическим теплом шлака можно пренебречь, т. е. q6 = 0.
С учетом всех найденных потерь тепла коэффициент полезного действия котлоагрегата составит
ηКА = 100 – 5,4 – 1,5 – 0,6 = 92,5 %.
Годовой расход топлива на котлоагрегаты с учетом потерь тепла при продувке котлов
(Р = 3 %):
год
Вкот
=
год
Dкот
[(i П . П − i п.в. ) +
Р
(i кв − i п.в. )]
100
,
ηКА ⋅ QнР
(50)
где iП.П — энтальпия перегретого пара на выходе из пароперегревателя при номинальных параметрах Р = 4 МПа и tПП = 440 °С составит iП.П = 3308 кДж/кг; iкв — энтальпия котловой воды при Р = 4 МПа составит iкв = 1089 кДж/кг.
год
Вкот
3
⎡
19,62 ⋅ 10 5 ⎢(3308 − 4,19 ⋅ 145) +
(1089 − 4,19 ⋅ 145)⎤⎥
100
⎦ = 242935 т / год .
⎣
=
0,925 ⋅ 23700
8 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ТЭС
Годовой расход топлива на выработку тепла [8]:
ВТгод
=
год
QВП
η ка ⋅ η ТП ⋅ QНР
,
где ηТП — КПД, учитывающий потери тепла в паропроводах, ηТП = 0,99.
26
(51)
ВТгод =
983398 ⋅ 3600
= 163120 т / год .
0,925 ⋅ 0,99 ⋅ 23700
Годовой расход топлива на выработку электроэнергии:
год
В Эгод = В кот
− В Тгод = 242935 − 163120 = 79815 т / год .
(52)
Частный КПД по выработке электроэнергии:
Э
ηТЭС
=
Э год ⋅ 3600
ВЭгод ⋅ QнР
=
236,46 ⋅ 10 3 ⋅ 3600
= 0,45 .
79815 ⋅ 23700
(53)
Частный КПД по выработке тепловой энергии:
Т
ηТЭС
= ηка ⋅ ηТП = 0,925 ⋅ 0,99 = 0,915 .
(54)
Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии:
- натурального
вЭН =
3600
Э
⋅ QНР
η ТЭС
3600
= 0,338 кг/кВт⋅ч;
0,45 ⋅ 23700
=
(55)
- условного
вУЭ =
3600
=
Э
ηТЭС
⋅ 29300
3600
= 0,273 кг/кВт⋅ч,
0,45 ⋅ 29300
(56)
где 29300 кДж/кг — теплота сгорания условного топлива.
Удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии:
- натурального
вТН =
10 6
Т
ηТЭС
⋅ QHP
=
10 6
= 46,1 кг / ГДж ;
0,915 ⋅ 23700
(57)
- условного
вУТ =
10 6
Т
ηТЭС
⋅ 29300
=
10 6
= 37,26 кг / ГДж .
0,915 ⋅ 29300
(58)
9 ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТЭС
НА ВЫСОКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА
Пар после перегревателей паровых котлов на высокие параметры имеет давление
Р = 9,8 МПа и температуру t = 540 °C; перед турбинами Р = 9,0 МПа и температуру
t = 535 °C; температура питательной воды на входе в котел tп.в = 215 °С.
27
Построение процесса расширения пара в турбине типа ПТ на высокие параметры выполняется также, как для турбины на средние параметры пара.
При этом следует принимать следующие значения внутренних относительных КПД:
ηoi ЧВД = 0,82; ηoi ЧСД = 0,78; ηoi ЧНД = 0,72.
На линии процесса расширения пара в турбине следует определить параметры пара и
коэффициенты недовыработки мощности для шести отборов:
А — нерегулируемый отбор, РА = 2,7 МПа;
В — нерегулируемый отбор, РВ = 1,6 МПа;
С — регулируемый производственный отбор, РС = 1,0 МПа;
Д — нерегулируемый отбор, РД = 0,25 МПа;
Е — регулируемый теплофикационный отбор, РЕ = 0,12 МПа;
F — нерегулируемый отбор, РF = 0,04 МПа.
Турбины типа ПТ на высокие параметры пара имеют три регенеративных подогревателя низкого давления: ПНД1, ПНД2, ПНД3 и 2 регенеративных подогревателя высокого
давления: ПВД4 и ПВД5.
Доли расхода пара на регенеративные подогреватели и деаэраторы:
αПНД1 = αПНД2 = αПНД3 = 0,01; αПВД5 = 0,05; αПВД4 = 0,06; αД0,6 = 0,15; αД0,12 = 0,1.
Последовательность расчета тепловой схемы ТЭС на высокие параметры пара
(п. 2.1...4.2) такая же, как и в расчетах на средние параметры пара.
Уравнение мощности турбины типа ПТ здесь имеет вид:
DПТ =
N ПТ
+ α ПВД 5 DПТ ξ А + α ПВД 4 DПТ ξ В +
Н i ,ПТ ⋅ η м ⋅ η ЭГ
+ ( DОУ 1 + α D 0,6 DПТ )ξ С + α ПНД 3 DПТ ξ D + (α Д 0,12 DПТ + DОП +
(59)
+ α ПНД 2 DПТ )ξ Е + α ПНД 1 DПТ ξ F
Турбины типа Р на высокие параметры пара имеют внутренний относительный КПД
ηoi,P = 0,78.
В этих турбинах предусмотрены два нерегулируемых отбора на регенеративные подогреватели ПВД5(Р) и ПВД4(Р):
L — нерегулируемый отбор, РL = 2,7 МПа;
М — нерегулируемый отбор, РМ = 1,6 МПа.
Доли расхода пара из отборов αПВД5(Р) = 0,05; αПВД4(Р) = 0,06.
В этих точках необходимо определить коэффициенты недовыработки мощности:
ξL =
i L − i8 g
i1 − i8g
;
ξм =
i м − i8 g
i1 − i8g
.
(60)
Пар на пиковый подогреватель подается из выхода турбины типа Р и равен:
DP = DОУ 2 + (α ПВД 5( Р ) + α ПВД 4 ( Р ) ) DP .
Мощность, развиваемая турбиной типа Р, составит:
N P = ( D P − α ПВД 5( Р ) ⋅ D P ξ L − α ПВД 4( Р ) ⋅ D P ξ м )
28
(61)
Нi , P η мη ЭГ
3600
.
(62)
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
Рекомендуемая литература
1. Расчет тепловой схемы ТЭЦ [Электронный ресурс] : учеб. пособие для студ. оч. формы обуч. по напр. 151000.68 «Технологические машины и оборудование» / И. Н. Дюкова
[и др.] ; Изд-во «Лань» (ЭБС). — Санкт-Петербург : СПбГЛТУ, 2013. — 80 с. — Режим доступа: http://e.lanbook.com/view/book/45352/.
2. Теплотехника. Расчет элементов тепловых схем методом энергетического баланса
[Текст] : учеб. пособие к курсовому проектированию для студ. спец. 260200, 260300 всех
форм обуч. / Л. Д. Ахрямкина, И. М. Владимирова, Н. В. Дзыга ; М-во образования Рос. Федерации, Сиб. гос. технол. ун-т. — Красноярск : СибГТУ, 2002. — 32 с.
3. Контроль и диагностика тепломеханического оборудования ТЭС и АЭС [Электронный ресурс] : учеб. пособие для студ. вузов / А. Г. Герасимова ; Университетская библиотека
онлайн (ЭБС). — Минск : Вышэйш. шк., 2011. — 272 с. — Режим доступа:
http://www.biblioclub.ru/index.php?page = book_view&book_id = 119839.
4. Богославчик, П. М. Гидротехнические сооружения ТЭС и АЭС [Электронный ресурс] : учебное пособие для студентов вузов по специальности «Строительство тепловых и
атомных станций» / П. М. Богославчик, Г. Г. Круглов ; Университетская библиотека онлайн
(ЭБС). — Минск : Вышэйшая школа, 2010. — 272 с. — Режим доступа:
http://www.biblioclub.ru/index.php?page=book&id=110089.
5. Глазырин, М. В. Автоматизированные системы управления тепловыми электростанциями [Электронный ресурс] : учебное пособие : в 2 ч. Ч. 1. Основы функционирования АСУ
ТП ТЭС / М. В. Глазырин ; Университетская библиотека онлайн (ЭБС). — Новосибирск :
НГТУ,
2011.
—
42
с.
—
Режим
доступа:
http://www.biblioclub.ru/index.php?page=book&id=228766.
Использованная литература
1. Положение о дипломном проектировании [Текст] : в 2-х частях. Ч. 1. Единые требования к текстовым документам / М-во образования и науки Рос. Федерации, Сыкт. лесн. ин-т
(фил.) ФГБОУ ВПО С.-Петерб. гос. лесотехн. ун-т им. С. М. Кирова ; сост. :
В. А. Паршукова, А. А. Митюшов. — Изд. 2-е, перераб. — Сыктывкар : СЛИ, 2011. — 36 с.
2. Положение о дипломном проектировании [Текст] : в 2-х частях. Ч. 2. Единые требования к структуре, оформлению и представлению дипломных проектов и дипломных работ /
М-во образования и науки Рос. Федерации, Сыкт. лесн. ин-т (фил.) ФГБОУ ВПО С.-Петерб.
гос. лесотехн. ун-т им. С. М. Кирова ; сост. : В. А. Паршукова, А. А. Митюшов. — Изд. 2-е,
перераб. — Сыктывкар : СЛИ, 2011. — 80 с.
3. Управление надежностью, долговечностью и безопасностью энергооборудования ТЭС и АЭС [Электронный ресурс] : учеб. пособие. Т. 1 / А. Ф. Дьяков [и др.] ; Университетская библиотека онлайн (ЭБС). — Москва : Горная книга, 2008. — 428 с. — (Энергетика).
— Режим доступа: http://www.biblioclub.ru/index.php?page=book_view&book_id=100042.
4. Теплоэнергетические установки в целлюлозно-бумажной промышленности [Текст] :
метод. указ. к выполн. курсовой работы для студ. спец. 260300 всех форм обучения / сост.
Н. А. Корычев. — Сыктывкар : СЛИ, 2001. — 55 с.
5. Жучков, П. А. Теплотехника целлюлозно-бумажного производства [Текст] : учеб.
пособие для студ. вузов, обуч. по спец. «Химико-механическая технология древесины и древесных материалов» / П. А. Жучков, А. П. Гофлин, В. И. Саунин ; ред. П. А. Жучков. — Москва : Экология, 1991. — 352 с.
6. Трухний, А. Д. Стационарные паровые турбины [Текст] : производст. изд. /
А. Д. Трухний ; ред. А. Д. Трухний. — 2-е изд., перераб. и доп. — Москва : Энергоатомиздат,
1990. — 640 с.
29
7. Трухний, А. Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки [Текст] : учебное пособие для вузов / А. Д. Трухний., Б. В. Ломакин. — Москва : Изд-во МЭИ, 2002. —
540 с.
8. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод [Текст] / Н. В. Кузнецов
[и др.] ; ред. Н. В. Кузнецов. — Изд. 2-е, перераб. — Репринтное воспроизведение издания
1973 г. — Москва : ЭКОЛИТ, 2011. — 296 с.
9. Теплоэнергетика и теплотехника [Текст] : справ. серия в 4-х кН. / под общ. ред.
В. А. Григорьева, В. М. Зорина. — 2-е изд., перераб. — Москва : Энергоатомиздат, 1987—
1988. Кн. 1 : Общие вопросы.
10. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника [Текст] : справочник : в 4-х кн. / под
общ. ред. А. В. Клименко, В. М. Зорина. — 4-е изд., перераб. — Москва : Изд-во МЭИ, 2007.
— 632 с.
30
Приложение А
(справочное)
Паровые котлы на различные давления и перегревы
Таблица А.1 — Паровые котлы на давление 4,0 МПа с перегревом пара до 440 °С
D, т/ч
35
Обозначение
по ГОСТ
Е-35-40Н
Е-35-40
Е-50-40-ГМ
Е-50-40Н
50
Е-50-40
Е-50-40
Е-75-40Н
Е-75-40МТ
75
Е-75-40
Е-75-40-ГМ
Топливо
Каменный уголь
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
Газ, мазут
Каменный уголь
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
Мазут, газ
Каменный уголь
Кора
Каменный уголь
Бурый уголь
Торф
АШ
Газ, мазут
Заводская маркировка
—
К-35-40
Б-35-40
Т-35-40
БГМ-35М
—
К-50-40
ГМ-50-1
—
КМ-75-40
БКЗ-75-39-ФБ
БКЗ-75-39-ФБЖ
БКЗ-75-39-ГМА
Таблица А.2 — Паровые котлы на давление 9,8 МПа с перегревом пара до 540 °С
D, т/ч
120
160
Обозначение по ГОСТ
Е-120-100-ГМ
Е-160-100-ГМ
Топливо
Газ, мазут
Газ, мазут
Каменный уголь
220
Е-220-100
Бурый уголь
Е-220-100-1М
Газ, мазут
31
Заводская маркировка
БКЗ-120-100-ГМ-3
БКЗ-160-100-ГМ-3
БКЗ-220-100-6
ТП-14-А
БКЗ-220-100-6
ТП-152/А
ТГМ-151/Б
Приложение Б
(рекомендуемое)
Рекомендуемая температура уходящих газов
Давление, Р, МПа
Топливо
4,0
10,0
Температура, °С
Температура, °С
110...120
110...130
110...130
120...150
130...140
160...170
110...120
130...140
150...160
110...120
WP/QнР ≤ 1 %кг / МДж
Твердое топливо WP/QнР = 1...5 %кг / МДж
WP/QнР > 5 %кг / МДж
Sлр < 0,5 %
Мазут
Sлр = 0,5...2,0 %
Sлр > 2,0 %
Природный газ
Приложение В
(справочное)
Расчетные характеристики рабочей массы твердых и жидких топлив
Бассейн
месторождения
Д
Донецкий Г
А
Д
Кузнецкий Т
Ж
Печорский Ж
Д
Канско- Б1
Ачинский Б2
Карагандинский К
Экибастузский СС
Нерюнгринский
СС
Челябинский БЗ
Малосернистый
Мазут сернистый
Высокосернистый
WP
13,0
8,0
8,5
12,0
6,5
7,0
5,5
11,0
44,0
39,0
8,0
7,0
9,5
Состав рабочей массы топлива, %
AP
SлР
CP
NP
OP
21,8
3,0
49,3
1,0
8,3
23,0
3,2
55,2
1,0
5,8
22,9
1,7
69,8
0,6
1,3
13,2
0,3
58,7
1,9
9,7
16,8
0,4
68,6
1,5
3,1
30,7
0,7
53,6
1,6
3,4
23,6
0,8
56,6
1,3
5,4
25,4
2,6
47,7
1,3
6,8
6,7
0,5
34,3
0,4
11,7
7,3
0,4
37,6
0,4
12,7
27,6
0,8
54,7
0,8
4,8
38,1
0,8
43,4
0,8
7,0
12,7
0,2
66,1
0,7
7,5
18,0
3,0
3,0
3,0
29,5
0,05
0,1
0,1
1,0
0,3
1,4
2,8
37,3
84,7
83,8
83,0
32
0,9
—
—
—
10,5
0,3
0,5
0,7
HP
3,6
3,8
1,6
4,2
3,1
3,0
3,8
3,2
2,4
2,6
3,3
2,9
3,3
QнР,
МДж/кг
19,6
22,0
22,6
22,8
26,2
21,0
23,7
18,3
11,8
13,0
16,3
16,7
24,7
V г,
%
44,0
44,0
3,5
42
13,0
23,0
33,0
40,0
48,0
48,0
30,0
30,0
24,0
2,8
11,7
11,2
10,4
14,0
40,3
39,7
38,8
45,0
—
—
—
Приложение Г
(справочное)
Расчетные характеристики газообразного топлива
Состав газа по объему
Газопровод
Саратов —
Москва
Саратов —
Н. Новгород
«Северное
сияние»
Серпухов
—
С.Петербург
Ср. Азия —
Центр
Теплота сгорания
сухого газа,
Qнс, МДж/м3
СН4
С 2 Н6
С 3 Н8
С4Н10
С5Н12
N2
CО2
84,5
3,8
1,9
0,9
0,3
7,8
0,8
35,9
91,9
2,1
1,3
0,4
0,1
3,0
1,2
36,2
95,7
1,9
0,6
0,3
0,2
1,3
—
36,5
89,7
5,2
1,7
0,5
0,1
2,7
0,1
37,5
93,8
3,6
0,7
0,2
0,4
0,7
0,6
37,6
Приложение Д
(справочное)
Расчетные характеристики камерных топок
Топливо
Антрацит и
полуантрацит
Каменный уголь
Бурый уголь
Мазут
Газ
Коэффициент
избытка воздуха
в топке, αТ
Потери теплоты, в % при D, т/ч
q3
q4
D < 75
D < 75
D ≥ 75
D ≥ 75
1,2...1,25
0,5
0
2...3
4...6
1,2
1,2
1,1...1,15
1,1
0,5
0,5
0,5
0,5
0
0
0,5
0,5
2...3
1...2
0
0
1...1,5
0,5...1,0
0
0
33
Приложение Е
(справочное)
Основные характеристики турбин с двумя регулируемыми отборами
Тип турбины
Начальные
параметры
пара
Производственный
отбор
Р,
МПа
t,
°C
P,
МПа
Dном/Dmax,
т/ч
ПТ-12/15-35/10
3,5
435
0,8-1,3
50/80
ПТ-25/30-90/10
9,0
535
0,8-1,3
70/130
ПТ-60/75-90/10
9,0
535
1,0-1,6
25/165
Давление
в конденсаторе
Давление в
нерегулируемых
отборах
Dном/Dmax,
т/ч
МПа
МПа
40/65
0,004
0,575; 0,01
50/92
0,005
2,7; 2,0
115/125
0,005
0,25; 0,04
Теплофикационный отбор
Р,
МПа
0,070,25
0,070,25
0,070,25
Приложение Ж
(справочное)
Основные характеристики турбин противодавления
Номинальный
Начальные
расход пара,
параметры
т/ч
пара
Р-4-32/1,2
4,0
0,07...0,25
—
Р-4-35/3
4,0
0,2...0,4
35,6
Р-4-35/5
4,0
0,4...0,7
44,8
Р-4-35/10
4,0
0,8...1,3
65,0
Р-4-35/15
4,0
1,3...1,7
85,4
P = 3,5 МПа
Р-6-35/1,2
6,0
0,07...0,25
—
t = 435 °C
Р-6-35/3
6,0
0,2...0,4
50,5
Р-6-35/5
6,0
0,4...0,7
66,6
Р-6-35/10
6,0
0,8...1,3
87,7
Р-12-35/1,2
12,0
0,07...0,25
—
Р-12-35/5
12,0
0,4...0,7
114,7
Р-12-90/7
12,0
0,5...0,9
87,0
Р = 9,0 МПа
Р-12-90/13
12,0
1,1...1,5
115
t = 535 °C
Р-12-90/7
12,0
2,9...3,3
—
Примечание. Турбины на начальное давление 3,5 МПа не имеют нерегулируемых отборов пара. Турбины на начальное давление 9,0 МПа имеют нерегулируемые отборы при
2,7 и 1,6 МПа.
Обозначение
турбины
Мощность,
МВт
Пределы регулирования
противодавления, МПа
34
Приложение З
(справочное)
Климатические данные городов России
Город
Архангельск
Астрахань
Владивосток
Волгоград
Вологда
Воронеж
Екатеринбург
Иваново
Иркутск
Казань
Киров
Краснодар
Красноярск
Курск
Москва
Н. Новгород
Новосибирск
Омск
Пермь
Петрозаводск
Ростов-на-Дону
СанктПетербург
Саратов
Смоленск
Сыктывкар
Тамбов
Томск
Тюмень
Уфа
Чита
Хабаровск
Якутск
Магадан
Продолжительность, сут
251
172
201
196
228
199
228
217
241
218
231
152
235
198
205
218
227
220
226
237
175
Отопительный период
Температура, °С
Расчетная для
отопления
вентиляции
–32
–19
–24
–8
–25
–16
–28
–16
–31
–16
–28
–14
–31
–20
–33
–16
–38
–25
–36
–18
–35
–19
–22
–5
–40
–22
–29
–14
–25
–14
–30
–16
–39
–24
–39
–23
–34
–20
–29
–14
–25
–8
Средняя
–4,7
–1,6
–4,8
–3,4
–3,4
–3,4
–6,4
–4,4
–8,9
–5,7
–5,8
1.5
–7,2
–3
–2,2
–4,7
–9,1
–9,5
–6,4
–2,9
–1,1
219
–25
–11
–2,2
198
210
244
202
234
220
214
238
205
254
302
–30
–28
–39
–30
–40
–35
–38
–42
–32
–57
–31
–16
–13
–20
–15
–25
–21
–19
–31
–23
–45
–23
–5
–2,7
–6,1
–4,2
–8,8
–5,7
–6,6
–12,4
–10,1
–21,2
–9,6
35