Експлуатації регенеративних і мережевих підігрівачів
1. Операції при включенні регенеративних і мережевих підігрівачів:
· заповнюється водою трубна система і проводиться її опресовування;
· перевіряється щільність системи (по відсутності течі і водомірному склу);
· відкриваються засувки на вході і виході води;
· закривається засувка на обвідній лінії;
· відкривається відсмоктування повітря з корпусу підігрівача;
· проводиться прогрівання і дренаж паропроводу гріючої пари;
· прогрівається корпус підігрівача;
· відкривається парова засувка і після появи рівня конденсату у водовказівному склі відкривається дренажна лінія і включається регулювальник рівня.
2. Операції при відключенні підігрівачів:
· закривається парова засувка;
· відкривається засувка обводу води в обхід підігрівача;
· закриваються засувки входу і виходу води;
· відключаються дренажні лінії і лінії відсмоктування повітря.
3. Регульовані відбори теплофікацій включають в роботу при навантаженні, що забезпечує вентиляційний пропуск пари в конденсатор турбіни, дотримуючи наступну послідовність:
· вводять в роботу регулювальників тиску і встановлюють тиск у відборах відповідно до тиску магістралей добірної пари, що підключаються;
· перевіряють роботу запобіжних і зворотних клапанів на паропроводах добірної пари;
· відкривають засувки, що сполучають турбіну з магістралями добірної пари;
· включають систему автоматичного регулювання електричного навантаження і тиску пари у відборах.
|
|
|
4. Особливості експлуатації підігрівачів:
4.1 При нормальній роботі підігрівачів їх експлуатація полягає:
· у спостереженні за станом підігрівачів і параметрами, що характеризують їх роботу;
· в усуненні відхилень від нормального режиму роботи;
· у виробництві профілактичних заходів і в систематичному випробуванні защит і блокувань.
4.2 Найважливішим показником роботи підігрівачів є температура нагріву води, а для регенеративних підігрівачів і величина недогрівання води до температури насичення гріючої пари. Причому остання величина характерна для підігрівачів без пароохолоджувачів, оскільки за наявності пароохолоджувача температура підігрівання води може перевищувати температуру насичення гріючої пари.
Відхилення температур підігрівання води і температури недогрівання від розрахункових указує на ненормальну роботу підігрівача, вимагає виявлення і усунення причин.
4.3 При експлуатації підігрівачів необхідно стежити за рівнем конденсату і за справною роботою конденсатовідвідників і регулювальників рівня. Не допускається робота за відсутності рівня, а також при дуже високому рівні конденсату в корпусі підігрівача. У першому випадку можливе проскакування пари в нижній підігрівач, в другому - зменшується поверхня основної (конденсаційної) частини підігрівача, що може послужити причиною недогрівання живильної води.
|
|
|
4.4 В разі несправності підігрівачів їх виводи з роботи в ремонт не пов'язані із зупинкою турбіни, тобто можуть проводиться при працюючому агрегаті.
ПРИКЛАДИ РОЗРАХУНКУ ТЕПЛОВИХ СХЕМ ТЕС
Приклад 1
На ТЕС необхідно реконструювати застарілу систему регенеративного підігрівання живильної води. З метою обгрунтування енергетичної доцільності реконструкції слід визначити основні показники роботи електростанції до і після реконструкції, користуючись даними таблиці за умови, що тиск в конденсаторі турбін рк = 5 кПа; внутрішній відносний к.к.д. турбіни ηоі = 0,82; електромеханічний к.к.д. турбогенераторів ηем = 0,98; к.к.д. котельні ТЭС ηк = 0,88; к.к.д. теплового потоку ηтп = 0,98; долі витрат електричної і теплової енергії на власні потреби евп = 0,07 і qвп = 0,02.
Вихідні дані
| Найменування показників | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| Електрична потужність електростанції, Nе, МВт | 12 | 18 | 24 |
| Початкові параметри пари: - тиск, Р0, МПа - температура, t0, °С | 3,5 435 | 3,6 440 | 3,7 445 |
| Тиск в регенеративних відборах пари; Рвідб, МПа | 0,10 | 0,11 | 0,12 |
Вирішення прикладу 1
|
|
|
Визначається витрата пари в турбіни, к.к.д. електростанції і питома витрата палива на вироблення електроенергії до і після реконструкції системи регенеративного підігрівання живильної води. Береться до уваги, що застаріла система регенеративного підігрівання практично не давала позитивного ефекту.
Витрата пари в турбіни до реконструкції визначається електричною потужністю станції без врахування роботи відборів системи регенеративного підігрівання живильної води:
; (1)
де i0; iks – ентальпії пари, відповідно, перед турбінами і в кінці ізоентропного розширення до тиску в конденсаторах турбін, кДж/кг.
Значення i0 і iks визначаються по is-діаграмам водяної пари:
 |
К.к.д. електростанції (нетто) визначається множенням:
, (2)
де: ηк = 0,88; ηoi = 0.82; ηем = 0,98; ηтп = 0,98; евп = 0,07; qвп = 0,02; (дані в завданні)
Термічний к.к.д. циклу електростанції ηt без врахування роботи живильних насосів визначається вираженням:
|
|
|
, (3)
де iḱ – ентальпії конденсату на виході з конденсатора парової турбіни.
Значення iḱ за умови, що конденсат в конденсаторі не переохолоджувався, визначається тиском в конденсаторі Pк = 5 кПа по таблиці властивостей води і водяної пари, iḱ = 137,8 кДж/кг:
Результати розрахунку:
| Показники | Формули для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| i0, кДж/кг | Завдання | 3310 | 3317 | 3325 |
| iks, кДж/кг | По is-діаграмі | 2128 | 2125 | 2120 |
| Dт, кг/с | 1 | 13,46 | 20,02 | 24,78 |
| ηt, част од | 3 | 0,373 | 0,375 | 0,378 |
| ηсн, част од | 2 | 0,236 | 0,237 | 0,238 |
Витрата пари на турбіни після реконструкції з урахуванням роботи регенеративних відборів пари при збереженні незмінної електричної потужності станції Nе = idem визначається формулою:
Dт́ = Dт + у · Dвідб, (4)
де у – коефіцієнт недовиробітку потужності парою регенеративних відборів:
(5)
тут iвідб – ентальпія пари що поступає у відбори;
Dвідб – витрата пари з відборів турбін на регенеративне підігрівання живильної води;
Значення Dвідб зазвичай виражається в долях витрати пари на турбіну:
Dвідб = αDт́, (6)
Частка відбору пари α по тепловому балансу змішуючого підігрівача (Dт́ – Dвідб)·iḱ + Dвідб·iвідб = Dт́·iпв, (без врахування втрат теплоти в навколишнє середовище) складе:
, (7)
Після підстановки у формулу (4) вираження (6) формула для визначення витрати пари на турбіни з урахуванням регенеративних відборів набирає вигляду:
, (8)
По формулі (8) витрата пари на турбіни з урахуванням відборів Dт́ визначається через раніше відоме значення витрати пари Dт (без відборів) і значення α і у.
Для визначення у за формулою (5) обчислюється кінцева ентальпія пари, що поступає в конденсатор:
ik = i0 – (i0 – iks)·η0i, (9)
і методом побудови процесу розширення пари в is - діаграмі визначається ентальпія пари у відборах.
Ентальпія живильної води після регенеративного підігрівання iжв визначається по таблицях води і водяної пари. При цьому температура живильної води приймається рівній температурі насичення при тиск пари у відборах tжв = tн відб.
 |
Результати розрахунку:
| Показники | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| ik, кДж/кг | 9 | 2341 | 2340 | 2337 |
| iотб, кДж/кг | По is-діаграмі | 2695 | 2705 | 2718 |
| y, част од | 5 | 0,365 | 0,374 | 0,386 |
| tпв, ºС | По таблицях води і водяної пари | 100 | 102 | 105 |
| iпв, кДж/кг | 417 | 429 | 439 | |
| α, част од | 7 | 0,109 | 0,113 | 0,117 |
| Dт́, кг/с | 8 | 14,02 | 20,89 | 25,95 |
| Dотб, кг/с | 6 | 1,53 | 2,36 | 3,04 |
К.к.д. електростанції з введенням регенеративного підігрівання визначається вираженням (2), в якому термічний к.к.д. регенеративного циклу визначається співвідношенням:
, (10)
Відносне збільшення к.к.д. електростанції визначається співвідношенням:
, % (11)
Результати розрахунку:
| Показники | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| ηt(р), част од | 10 | 0,392 | 0,395 | 0,398 |
| ηс(р)н, част од | 2 | 0,248 | 0,250 | 0,252 |
| Δηсн, % | 11 | 5,1 | 5,5 | 5,9 |
Питома витрата умовного палива на 1 кВт·год відпущеної зі станції електроенергії визначається виразами:
, г/кВт·год (12)
, г/кВт·год (13)
Відносні зниження питомої витрати палива визначаються співвідношеннями:
, % (14)
або
, (15)
Результати розрахунку:
| Показники | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| вевідп, г/кВт·год | 12 | 521 | 519 | 517 |
| вевідп(р), г/кВт·год | 13 | 496 | 492 | 488 |
| Δвевідп, % | 14, 15 | 4,8 | 5,2 | 5,6 |
Приклад 2
У промисловій зоні виникла додаткова потреба в парі. Для покриття цього навантаження вирішено використовувати раніше не повністю завантажений виробничий відбір пари турбіни типа «ПТ», встановленої на промисловій ТЕЦ, що діє. Для оцінки енергетичної доцільності слід визначити основні показники роботи турбіни, що відпускає зовнішнім споживачам пар з промислового відбору (опалювальні відбори теплофікацій вимкнені), і економію палива в порівнянні з відпуском пари з котельної ТЕЦ, користуючись даними таблиці за умови, що початкові параметри пари (тиск, температура) P0 = 12,7 МПа, t0 = 540 °С; тиск в конденсаторі pк = 4 кПа; коефіцієнт регенерації βр = 1,15; внутрішній відносний к.к.д. турбіни η0i = 0,85; електромеханічний к.к.д. турбогенератора ηем = 0,98; к.к.д. котельної установки ηк = 0,89; ентальпія живильної води iжв = 950 кДж/кг; ентальпія повертаного на станцію конденсату iпк = 500 кДж/кг; частка повертаного конденсату φпк = 1.
Початкові дані
| Найменування показників | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| Електрична потужність турбіни, Nе, МВт | 60 | 80 | 135 |
| Тиск пари у виробничому відбор, Рпр, МПа | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| Кількість пари, що відпускається з виробничого відбору, Dпр, т/год | 120 | 160 | 270 |
Вирішення прикладу 2
Витрата пари на турбіну визначається по формулі:
, (1)
де Hi – використаний в турбіні перепад конденсаційного потоку пари;
упр – коефіцієнт недовиробітку потужності парою виробничого відбору.
Використаний в турбіні теплоперепад Hi визначається методом побудови процесу розширення пари на is-діаграмі по формулі:
 |
Hi = (i0 – iks)η0i (2)
де i0 – ентальпія пари перед турбіною (на початку розширення), по i-s діаграмі i0 = 3460 кДж/кг;
iks – ентальпія пари в кінці ізоентропного розширення до тиску в конденсаторі турбіни, по i-s діаграмі iks = 1900 кДж/кг.
Використаний в турбіні теплоперепад склав Hi = 1250 кДж/кг.
Коефіцієнт недовиробітку потужності парою промислового відбору упр визначається вираженням:
, (3)
де iпр, iк – ентальпії пари відповідно в промисловому відборі і пари, що поступає в конденсатор.
Ентальпія пари в промисловому відборі iпр визначається перетином лінії розширення пари в турбіні ОК на i-s діаграмі з ізобарою промислового відбору пари Pпр.
Результати розрахунку:
| Показники | Формули для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| iпр, кДж/кг | По is-діаграмі | 2935 | 2955 | 2968 |
| yпр, част од | 3 | 0,580 | 0,596 | 0,606 |
| Dт, т/год | 1 | 282,82 | 377,73 | 644,41 |
Питоме вироблення електроенергії на зовнішньому тепловому споживачі визначається відношенням:
, (5)
де 
- кількість електроенергії, що виробляється парою з промислового відбору турбіни: 
= Dпр(i0-iпр)ηем;
Qпр – кількість теплоти, відданої зовнішнім споживачам через промисловий відбір пари: 
= Dпр(iпр – φпкiпк).
Питоме вироблення електроенергії на тепловому споживанні, представлене як відношення різниці ентальпій, виходить в безрозмірному вигляді:
,
Для отримання розмірності слід використовувати коефіцієнт 106/3600 = 278 кВт·год/ГДж:
, (6)
Результати розрахунку:
| Показник | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
 , кВт·год/ГДж
| 6 | 58,7 | 56,5 | 54,3 |
Збільшення частки вироблення електроенергії на тепловому споживанні від загального її вироблення скорочує конденсаційне вироблення електроенергії і, відповідно, підвищує економічність електростанції за рахунок зменшення втрат теплоти в конденсаторі. Чисельні значення зазвичай знаходяться в межах 50÷180 кВт·год/ГДж, зростаючи з підвищенням початкових параметрів пари і пониженням параметрів пари у відборах (6).
При роздільному відпуску теплової і електричної енергії пар зовнішнім споживачам відпускається безпосередньо з котельної ТЕЦ. Це потребує збільшення витрати пари з котельні ( 
) у кількості еквівалентній по теплоті витраті пари через виробничий відбір:
, (7)
Відношення різниці ентальпій у вираженні (7) показує, в скільки разів збільшення витрати пари з котельні менше витрати пари з відбору турбіни для отримання однієї і тієї ж кількості що відпускається зовнішнім споживачам теплоти (пара з котельної має вищий потенціал, ніж добірна пара з турбіни).
Разом з цим при роздільному відпуску теплової і електричної енергій і збереження турбогенератором колишнього вироблення електроенергії зменшується витрата пари з котельної ΔDк″ на турбіну, оскільки в турбіні відключається промисловий відбір і раніше відбирана пара повною мірою спрацьовує свій потенціал в конденсаційному потоці:
, (8)
В цілому збільшення вироблення пари в котельній ТЕЦ унаслідок роздільного відпуску теплової і електричної енергій визначається різницею:
,
,
. (9)
Результати розрахунку:
| Показник | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| ΔDk, т/год | 9 | 29,12 | 37,34 | 61,50 |
Комбінований відпуск теплової і електричної енергій зовнішнім споживачам в порівнянні з роздільним виключає перевитрату пари з котельної ТЕЦ (ΔDк), що приводить до відповідної економії умовного палива:
, (10)
Результати розрахунку:
| Показник | Формула для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| ΔВy, т/год | 10 | 3,12 | 4,00 | 6,58 |
Приклад 3
Аварійна ситуація на ТЕЦ металургійного підприємства, пов'язана з порушенням герметизації групи підігрівачів високого тиску, що привело до зниження температури живильної води перед котлом. Визначити перевитрату палива унаслідок аварійного відключення ПВД і розробити заходи щодо компенсації втрат палива за рахунок використання вторинних енергоресурсів. Розрахунки виконати, використовуючи дані таблиці з урахуванням того, що початкові параметри пари (тиск, температура) Р0 = 12,7 МПа, t0 = 540ºС; температура живильної води до і після відключення ПВД 
жв= 230 ºС і 
жв= 165 ºС; тиск пари в опалювальному відборі Роп = 0,2 МПа; тиск і ентальпія пари в конденсаторі турбіни Рк = 5 кПа, iк = 2230 кДж/кг; тиск і витрати сухої насиченої пари КУ і СВО відповідають параметрам пари у відборах; к.к.д. котельної установки η = 0,90; к.к.д. теплового потоку ηтп = 0,98; ентальпія додаткової води iдод = 100 кДж/кг, час роботи технологічних печей протягом року τп = 4500 год.
Вихідні дані
| Найменування показників | Позначення | Одиниці виміру | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | |||
| Електрична потужність турбіни | Nе | МВт | 50 | 60 | 135 |
| Витрата живильної води через ПВД | Dжв | кг/с | 95 | 125 | 205 |
| Тиск пари в промисловому відборі | Рпр | МПа | 1,2 | 1,4 | 1,6 |
| Витрата пари в промисловому відборі | Dпр | кг/с | 35 | 50 | 90 |
| Витрата пари в опалювальному відборі | Dоп | кг/с | 25 | 30 | 60 |
Вирішення прикладу 3
Перевитрата палива через відключення ПВД визначається за умови, що потужність турбоустановки залишається незмінною.
Компенсація перевитрати здійснюється за рахунок використання пари котлів-утилізаторів (КУ) і систем випарного охолоджування (СВО) технологічних печей. Пару КУ і СВО подають зовнішнім споживачам замість добірної пари теплофікації. Це дозволяє зменшити потік пари через регульовані відбори теплофікацій турбіни, збільшити в ній конденсаційний потік пари і зберегти потужність турбіни на колишньому рівні без перевитрати палива, що спалюється в котлі.
Обчислення перевитрати палива.
Кількість теплоти, передавана живильній воді в ПВД, визначається вираженням:
, (1)
де СР – середня ізобарна теплоємність в інтервалі температур 
, СР = 4,51 кДж/кг · К.
Параметри пари у відборах на ПВД і деаераторі приймаються для турбіни типа «ПТ» за даними, приведеними в [7]: РПВД = 3,30 МПа, iПВД = 3190 кДж/кг, РДА = 1,47 МПа, iДА = 3010 кДж/кг. Розрахунки виконуються для параметрів пари верхнього ПВД, що визначає температуру живильної води на вході в котел.
Коефіцієнт недовиробітку потужності Y і цінності теплоти ζ для відборів пари на ПВД і деаераторі визначаються виразами:
; (2)
; (3)
; (4)
, (5)
де i0 – ентальпія свіжої пари, визначувана по iS – діаграмі або по таблицях властивостей водяної пари;
kс – коефіцієнт теплової схеми, визначуваний вираженням:
; (6)
тут 
- ентальпія киплячої води при початковому тиску Р0 і ентальпія конденсату при тиску в конденсаторі РК, визначувані по таблицях властивостей водяної пари.
Витрата пари на ПВД визначається вираженням:
, (7)
де 
- ентальпія конденсату пари регенеративного відбору на ПВД при тиску РПВД, визначувана по таблицях властивостей водяної пари (втратою тиску пари при його транспортуванні від відбору до ПВД нехтуємо).
Кількість теплоти, яка вносить зливаний з ПВД конденсат в деаератор, визначається рівнянням:
, (8)
де 
- ентальпія живильної води в деаераторі відповідно до тиску в деаераторі РДА, визначувана по таблицях властивостей водяної пари для деаератора підвищеного тиску РДА = 0,7 МПа.
При відключенні ПВД відповідне підігрівання живильної води буде проводиться в економайзері котла за рахунок теплоти спалюваного в котлі палива. Коефіцієнт цінності теплоти котельного палива ξк = 1, що більше, ніж коефіцієнт цінності теплоти пари з відбору на ПВД: ξПВД < 1. Використання для підігрівання живильної води ціннішої теплоти викличе перевитрата палива.
Разом з тим потік конденсату з ПВД не поступатиме в деаератор, що зажадає збільшення відбору менш цінної пари на деаератор замість відбору пари на ПВД (ξда < ξпвд) і дасть невелику економію теплоти.
В цілому перевитрата теплоти при виключенні ПВД складе:
(9)
Перевитрата палива в результаті виключення ПВД складе:
, (10)
де Qуп – теплота згорання умовного палива, Qуп = 29,3 МДж/кг.
Результати розрахунку:
| Показники | Формули для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| DПВ, кг/с | Із завдання | 95 | 125 | 205 |
| QПВД, МВт | 1 | 27,85 | 36,64 | 60,10 |
| РПВД, МПа | Л.[7] | 3,30 | 3,30 | 3,30 |
| iПВД, кДж/кг | Л.[7] | 3190 | 3190 | 3190 |
| iк, кДж/кг | Із завдання | 2330 | 2330 | 2330 |
| i0, кДж/кг | По is-діаграмі | 3460 | 3460 | 3460 |
Продовження результатів розрахунку:
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| уПВД | 2 | 0,761 | 0,761 | 0,761 |
| РДА, МПа | Л.[7] | 1,47 | 1,47 | 1,47 |
| IДА, кДж/кг | Л.[7] | 3010 | 3010 | 3010 |
| уДА | 3 | 0,602 | 0,602 | 0,602 |
| i′0, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 1519 | 1519 | 1519 |
| i′к, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 138 | 138 | 138 |
| kс | 6 | 0,356 | 0,356 | 0,356 |
| ξПВД | 4 | 0,825 | 0,825 | 0,825 |
| ξДА | 5 | 0,687 | 0,687 | 0,687 |
| i′ПВД, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 1034 | 1034 | 1034 |
| DПВД, кг/с | 7 | 12,92 | 16,99 | 27,88 |
| i′ДА, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 697 | 697 | 697 |
| QКОНД, кВт | 8 | 4871 | 6405 | 10511 |
| ΔQк, МВт | 9 | 4,202 | 5,528 | 9,067 |
| ΔВк, кг.у.п./с | 10 | 0,1627 | 0,2141 | 0,3511 |
Компенсація перевитрати палива на ТЕЦ унаслідок відключення ПВД можлива за рахунок використання пари вторинних енергоресурсів, яка раніше використовувалася недостатньо ефективно. Заходи, компенсуючі перевитрату палива, полягають в споруді паропроводів пари КУ і СВО від виробничих цехів, де технологічні печі обладнані КУ і СВО, до ТЕЦ. Причому 60% перевитрати палива передбачається компенсувати подачею пари КУ в систему промислового відбору турбіни, а 40% подачею пари СВО в систему опалювальних відборів, що відповідає співвідношенню витрат пари в регульованих відборах теплофікацій для турбін типа «ПТ» [8], а також відповідає співвідношенню витрат пари відборів за завданням.
Компенсація перевитрати пари складе:
- від використання пари в КУ
; (11)
- від використання пари СВО:
; (12)
Економія теплоти від подачі пари утилізації в системи відборів теплофікацій турбіни відповідно до розподілу компенсації перевитрати палива складе:
; (13)
. (14)
Витрата теплоти і маси пари утилізації складе:
; 
; (15, 16)
; (17)
; (18)
Відповідно до завдання параметри пари КУ і СВО збігаються з параметрами пари, відповідно, промислового і опалювального відборів. Причому пара утилізації і пара відборів в розрахунках приймається як суха насичена.
Коефіцієнти недовиробітку потужності і цінності пари відборів визначаються виразами:
; (19)
; (20)
; (21)
, (22)
де iпр, iоп – ентальпії пари промислового і опалювальних відборів, визначаються тиском пари у відборах по таблицях властивостей водяної пари для сухої насиченої пари.
В результаті подачі пари утилізації в систему промислових і опалювальних відборів відповідно в кількості DКУ і DСВО витрати пари через відбори зменшуються і складуть:
; (23)
. (24)
Результати розрахунку:
| Показники | Формули для розрахунку | Варіанти | ||
| 1 | 2 | 3 | ||
| ΔBКУ, кг.у.п./с | (11) | 0,0976 | 0,1285 | 0,2107 |
| ΔBСИО, кг.у.п./с | (12) | 0,0651 | 0,0856 | 0,1404 |
| QКУ, МВт | (13) | 2,521 | 3,317 | 5,440 |
| QСВО, МВт | (14) | 1,681 | 2,211 | 3,627 |
| iпр, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 2785 | 2790 | 2793 |
| упр | (19) | 0,403 | 0,407 | 0,410 |
| ξпр | (21) | 0,489 | 0,493 | 0,496 |
| iоп, кДж/кг | По таблицях водяної пари | 2707 | 2707 | 2707 |
| уоп | (20) | 0,334 | 0,334 | 0,334 |
| ξоп | (22) | 0,413 | 0,413 | 0,413 |
| QКУ, МВт | (15) | 5,155 | 6,728 | 10,986 |
| QСВО, МВт | (16) | 4,070 | 5,354 | 8,782 |
| DКУ, кг/с | (17) | 1,920 | 2,501 | 4,073 |
| DСВО, кг/с | (18) | 1,561 | 2,054 | 3,369 |
| D′пр, кг/с | (23) | 33,080 | 47,499 | 85,927 |
| D′оп, кг/с | (24) | 23,439 | 27,946 | 56,631 |
ЛІТЕРАТУРА
1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.
2. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с.
3. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 446 с.
4. Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство ТЭС. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 408 с.
5. Гичёв Ю.А. Тепловые электростанции. Часть 1: Конспект лекций. - Днепропетровск: НметАУ, 2011. – 45 с.
6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 288 с.: ил.
7. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / М.И. Бажанов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов, В.Н. Юренев; под. ред. Е.Я. Соколов – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия, 1979. – 296 с.: ил.
8. Соколов Е.Л. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов - 5-е изд., перераб. -М : Энергоиздат, 1982. - 360 с.: ил.
9. Сборник задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции». Учебное пособие для вузов / Баженов М.И., Богородский А.С. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 128 с.: ил.
Навчальне видання
Гічов Юрій Олександрович
ТЕПЛОВІ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ
Частина ІІ
Конспект лекцій
Тем. план. 2011, поз. 198
Підписано до друку 24.05.2011. Формат 60×84 1/16. Папір друк. Друк плоский. Облік.-вид. арк. 2,52. Умов. друк. арк. 2,50. Тираж 50 пр. Замовлення № 91
Національна металургійна академія України
49600, м. Дніпропетровськ-5, пр. Гагаріна, 4
_________________________________
Редакційно-видавничий відділ НМетАУ
Задание № 1
На тепловой паротурбинной электростанции необходимо реконструировать устаревшую систему регенеративного подогрева питательной воды. С целью обоснования энергетической, экономической и экологической целесообразности реконструкции следует:
Определить основные показатели работы электростанции до и после реконструкции, пользуясь данными таблицы при условии, что давление в конденсаторе турбин рк = 5 кПа; внутренний относительный к.п.д. турбины ηоі = 0,82; электромеханический к.п.д. турбогенераторов ηэм = 0,98; к.п.д. котельной ТЭС ηк = 0,88; к.п.д. теплового потока ηтп = 0,98; доли затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды есн = 0,07 и qсн = 0,02.
Исходные данные
| Варианты | Наименование показателей | |||
| Электрическая мощность электростанции, Nэ, МВт | Начальные параметры пара:
| Давление в регенеративных отборах пара; Ротб, МПа | ||
| давление, Р0, МПа | температура, t0, °С | |||
| 1 | 28 | 3,9 | 450 | 0,13 |
| 2 | 30 | 4,1 | 455 | 0,14 |
| 3 | 32 | 4,2 | 435 | 0,14 |
| 4 | 34 | 4,3 | 440 | 0,13 |
| 5 | 36 | 4,4 | 445 | 0,12 |
| 6 | 38 | 4,5 | 450 | 0,11 |
| 7 | 40 | 4,6 | 455 | 0,1 |
| 8 | 42 | 4,7 | 435 | 0,14 |
| 9 | 44 | 4,8 | 450 | 0,13 |
| 10 | 46 | 4,9 | 455 | 0,12 |
| 11 | 48 | 4,2 | 455 | 0,11 |
| 12 | 50 | 4,3 | 460 | 0,12 |
| 13 | 52 | 4,4 | 465 | 0,13 |
| 14 | 54 | 4,5 | 470 | 0,14 |
| 15 | 56 | 4,6 | 475 | 0,15 |
| 16 | 58 | 4,3 | 435 | 0,1 |
| 17 | 60 | 4,4 | 440 | 0,11 |
| 18 | 62 | 4,5 | 445 | 0,12 |
| 19 | 64 | 4,6 | 450 | 0,13 |
| 20 | 66 | 4,7 | 455 | 0,14 |
| 21 | 68 | 4,2 | 460 | 0,11 |
| 22 | 70 | 4,3 | 465 | 0,12 |
| 23 | 28 | 3,5 | 435 | 0,1 |
| 24 | 30 | 3,6 | 440 | 0,11 |
| 25 | 32 | 3,7 | 445 | 0,12 |
| 26 | 34 | 3,9 | 450 | 0,13 |
| 27 | 36 | 4,1 | 455 | 0,14 |
| 28 | 38 | 4,2 | 435 | 0,13 |
| 29 | 40 | 4,3 | 440 | 0,12 |
| 30 | 42 | 4,4 | 445 | 0,11 |
| 31 | 44 | 4,5 | 450 | 0,1 |
| 32 | 46 | 4,6 | 455 | 0,14 |
| 33 | 48 | 4,7 | 435 | 0,13 |
| 34 | 50 | 4,8 | 460 | 0,12 |
| 35 | 52 | 4,9 | 465 | 0,11 |
| 36 | 54 | 4,2 | 470 | 0,12 |
| 37 | 56 | 4,3 | 475 | 0,13 |
| 38 | 58 | 4,4 | 435 | 0,14 |
| 39 | 60 | 4,5 | 440 | 0,15 |
| 40 | 62 | 4,6 | 445 | 0,1 |
| 41 | 64 | 4,3 | 450 | 0,11 |
| 42 | 66 | 4,4 | 455 | 0,12 |
| 43 | 68 | 4,5 | 460 | 0,13 |
| 44 | 70 | 4,6 | 465 | 0,14 |
| 45 | 72 | 4,7 | 450 | 0,11 |
| 46 | 12 | 3,5 | 435 | 0,1 |
| 47 | 18 | 3,6 | 440 | 0,11 |
| 48 | 24 | 3,7 | 445 | 0,12 |
| 49 | 66 | 4,7 | 455 | 0,14 |
| 50 | 68 | 4,2 | 460 | 0,11 |
К заданию № 1
Определяется расход пара в турбины, КПД электростанции и удельный расход топлива на выработку электроэнергии до и после реконструкции системы регенеративного подогрева питательной воды. Принимается во внимание, что устаревшая система регенеративного подогрева практически не давала позитивного эффекта.
Расход пара в турбины до реконструкции определяется электрической мощностью станции без учета работы отборов системы регенеративного подогрева питательной воды:
; (1)
где i0; iks – энтальпии пара соответственно перед турбинами и в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторах турбин, кДж/кг.
Значение i0 и iks определяются по is- диаграммам водяного пара:
| |
К.П.Д. электростанции (нетто) определяются произведением:
(2)
где: ηк = 0,88; ηoi = 0.82; ηэм = 0,98; ηтп = 0,98; есн = 0,07; qсн = 0,02; (даны в условии задания)
Термический К.П.Д. цикла электростанции ηt без учета работы питательных насосов определяется выражением:
, (3)
где iḱ – энтальпии конденсата на выходе из конденсатора паровой турбины.
Значение iḱ при условии, что конденсат в конденсаторе не переохлаждается, определяется давлением в конденсаторе Pк = 5 кПа по таблице свойств воды и водяного пара:
iḱ = 137,8 кДж/кг
Расход пара на турбины после реконструкции с учетом работы регенеративных отборов пара при сохранении неизменной электрической мощности станции Nэ = idem определяется формулой:
Дт́ = Дт + у · Дотб, (4)
где у – коэффициент недовыработки мощности паром регенеративных отборов:
(5)
здесь iотб – энтальпия пара поступающего в отборы;
Дотб – расход пара из отборов турбин на регенеративный подогрев питательной воды;
Значение Дотб обычно выражается в долях расхода пара на турбину:
Дотб = αДт́, (6)
Доля отбора пара α по тепловому балансу смешивающего подогревателя
(Дт́ – Дотб)·iḱ + Дотб·iотб = Дт́·iпв, (без учета потерь теплоты в окружающую среду) составит:
, (7)
После подстановки в формулу (4) выражения (6) формула для определения расхода пара на турбины с учетом регенеративных отборов принимает вид:
, (8)
По формуле (7) расход пара на турбины с отборами Дт́ определяется через ранее известное значение расхода пара Дт (без отборов) и значения α и у.
Для определения у по формуле (5) вычисляется конечная энтальпия пара, поступающего в конденсатор:
ik = i0 – (i0 – iks)·η0i, (9)
и методом построения процесса расширения пара в i-S - диаграмме определяется энтальпия пара в отборах:
Энтальпия питательной воды после регенеративного подогрева iпв определяется по таблицам воды и водяного пара. При этом температура питательной воды принимается равной температуре насыщения при давления пара в отборах tпв = tн отб
К.П.Д. электростанции с введением регенеративного подогрева определяется выражением (2), в котором термический к.п.д. регенеративного цикла определяется соотношением:
, (10)
Относительное увеличение к.п.д. электростанции определяется соотношением:
, % (11)
Удельный расход условного топлива на 1 кВт·ч отпущенный со станции электроэнергии определяется выражениями:
, г/кВт·ч (12)
, г/кВт·ч (13)
Относительные снижения удельного расхода топлива определяется соотношениями:
, % (14)
или
, (15)
Список литературы к выполнению задания № 1
1. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / М.И. Баженов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов, В.Н. Юренев; под редакцией Е.Я. Соколова – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия. 1979. – 296с.: ил.
2. Баженов М.И., Богородский А.С. Сборник задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции»: Учеб.пособие для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1990.-128 с.: ил.
Задание № 2
В промышленной зоне возникла дополнительная потребность в паре. Для покрытия этой нагрузки решено использовать ранее не полностью загруженный производственный отбор пара турбины типа «ПТ», установленный на действующей промышленной ТЭЦ. Для оценки энергетической, экономической и экологической целесообразности следует:
Определить основные показатели работы турбины, отпускающей внешним потребителям пар из промышленного отбора (теплофикационные отопительные отборы выключены), и экономию топлива по сравнению с отпуском пара из котельной ТЭЦ, пользуясь данными таблицы при условии, что начальные параметры пара (давление, температура) P0 = 12,7 МПа, t0 = 540 °С; давление в конденсаторе pк = 4 кПа; коэффициент регенерации βр = 1,15; внутренний относительный к.п.д. турбины η0i = 0,85; электромеханический к.п.д. турбогенератора ηэм = 0,98; к.п.д. котельной установки ηк = 0,89; энтальпия питательной воды iпв = 950 кДж/кг; энтальпия возвращаемого на станцию конденсата iвк = 500 кДж/кг; доля возвращаемого конденсата φвк = 1.
Исходные данные
| Варианты | Наименование показателей | ||
| Электрическая мощность турбины, Nэ, МВт | Давление пара в производственном отборе, РПР (МПа) | Количество пара, отпускаемого из производственного отбора, Ротб, МПа | |
| 1 | 150 | 1,6 | 290 |
| 2 | 165 | 1,8 | 310 |
| 3 | 180 | 2 | 120 |
| 4 | 200 | 2,2 | 160 |
| 5 | 165 | 1 | 120 |
| 6 | 150 | 1,2 | 160 |
| 7 | 135 | 1,4 | 270 |
| 8 | 80 | 1,6 | 100 |
| 9 | 60 | 1,8 | 110 |
| 10 | 200 | 1,1 | 160 |
| 11 | 180 | 1,2 | 180 |
| 12 | 165 | 1,3 | 200 |
| 13 | 150 | 1,4 | 100 |
| 14 | 135 | 1,5 | 110 |
| 15 | 80 | 1,6 | 120 |
| 16 | 60 | 1 | 130 |
| 17 | 200 | 1,8 | 160 |
| 18 | 180 | 1,6 | 150 |
| 19 | 165 | 1,4 | 140 |
| 20 | 150 | 1,2 | 130 |
| 21 | 135 | 1 | 120 |
| 22 | 120 | 0,8 | 110 |
| 23 | 150 | 1 | 290 |
| 24 | 165 | 1,2 | 310 |
| 25 | 180 | 1,4 | 120 |
| 26 | 200 | 1,6 | 160 |
| 27 | 165 | 1,8 | 120 |
| 28 | 150 | 2 | 160 |
| 29 | 135 | 2,2 | 270 |
| 30 | 80 | 1 | 100 |
| 31 | 60 | 1,2 | 110 |
| 32 | 200 | 1,4 | 160 |
| 33 | 180 | 1,6 | 180 |
| 34 | 165 | 1,8 | 200 |
| 35 | 150 | 1,1 | 100 |
| 36 | 135 | 1,3 | 110 |
| 37 | 80 | 1,4 | 120 |
| 38 | 60 | 1,5 | 130 |
| 39 | 200 | 1,6 | 160 |
| 40 | 165 | 1 | 150 |
| 41 | 150 | 1,8 | 140 |
| 42 | 135 | 1,6 | 130 |
| 43 | 120 | 1,4 | 120 |
| 44 | 150 | 1,2 | 110 |
| 45 | 60 | 1 | 120 |
| 46 | 80 | 1,2 | 160 |
| 47 | 135 | 1,4 | 270 |
| 48 | 80 | 1 | 100 |
| 49 | 60 | 1,2 | 110 |
| 50 | 200 | 1,4 | 160 |
К заданию №2
Расход пара на турбину определяется по формуле:
, (1)
где Hi – использованный в турбине перепад конденсационного потока пара; упр – коэффициент недовыработки мощности паром производственного отбора.
Использованный в турбине теплоперепад Hi определяется методом построения процесса расширения пара на i-s диаграмме по формуле:
Hi = (i0 – iks)η0i (2)
где i0 – энтальпия пара перед турбиной (в начале расширения), по i-s диаграмме i0 = 3460 кДж/кг; iks – энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторе турбины, по i-s диаграмме iks = 1900 кДж/кг.
 |
Использованный в турбине теплоперепад составил Hi = 1250 кДж/кг.
Коэффициент недовыработки мощности паром промышленного отбора упр определяется выражением:
, (3)
где iпр, iк – энтальпии пара соответственно в промышленном отборе и пара поступающего в конденсатор.
Энтальпия пара в промышленном отборе iпр определяется пересечением линии расширения пара в турбине ОК на i-s диаграмме с изобарой промышленного отбора пара pпр.
Удельная выработка электроэнергии на внешнем тепловом потребителе определяется отношением:
, (5)
где 
- количество электроэнергии, вырабатываемой паром из промышленного отбора турбины: Эт = Дпр(i0-iпр)ηэм; Qпр – количество теплоты, отданной внешним потребителям через промышленный отбор пара: Qпр = Дпр(iпр – φвкiвк).
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, представленная как отношение разности энтальпий, получается в безразмерном виде:
,
Для получения размерности следует использоватькоэффициент106/3600 = 278 кВт·ч/ГДж:
, (6)
Увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении от общей ее выработки сокращает конденсационную выработку электроэнергии и соответственно повышает экономичность электростанции за счет уменьшения потерь теплоты в конденсаторе. Численные значения 
обычно находятся в пределах 50÷180 кВт·ч/ГДж, возрастая с повышением начальных параметров пара и понижением параметров пара в отборах (6).
При раздельном отпуске тепловой и электрической энергии пар внешним потребителям отпускается непосредственно из котельной ТЭЦ. Это потребует увеличения расхода пара с котельной ( 
) в количестве эквивалентном по теплоте расходу пара через производственный отбор:
, (7)
Отношение разности энтальпий в выражении (7) показывает, во сколько раз увеличение расхода пара из котельной меньше расхода пара из отбора турбины для получения одного и того же количества отпускаемой внешнем потребителям теплоты (пар из котельной имеет более высокий потенциал, чем отборный пар из турбины).
Вместе с этим при раздельном отпуске тепловой и электрической энергий и сохранение турбогенератором прежней выработки электроэнергии уменьшается расход пара из котельной на турбину, т.к. в турбине отключается промышленный отбор и ранее отбираемый пар в полной мере срабатывает свой потенциал в конденсационном потоке:
, (8)
В целом увеличение выработки пара в котельной ТЭЦ вследствие раздельного отпуска тепловой и электрической энергий определяется разностью:
,
, (9)
Комбинированный отпуск тепловой и электрической энергий внешним потребителям по сравнению с раздельным исключает перерасход пара с котельной ТЭЦ (ΔДк), что приводит к соответствующей экономии условного топлива:
, (10)
Список литературы к выполнению задания № 2
3. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / М.И. Баженов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов, В.Н. Юренев; под редакцией Е.Я. Соколова – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия. 1979. – 296с.: ил.
4. Баженов М.И., Богородский А.С. Сборник задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции»: Учеб.пособие для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1990.-128 с.: ил.
Задание №3
Аварийная ситуация на ТЭЦ металлургического предприятия, связанная с нарушением герметизации группы подогревателей высокого давления (ПВД), что привело к снижению температуры питательной воды перед котлом.
1. Определить перерасход топлива вследствие аварийного отключения ПВД и разработать мероприятия по компенсации потерь топлива за счет использования вторичных энергоресурсов. Расчеты выполнить, используя данные таблицы с учетом того, что начальные параметры пара (давление, температура) Р0 = 12,7 МПа, t0 = 540ºС; температура питательной воды до и после отключения ПВД = 230 ºС и = 165 ºС; давление пара в отопительном отборе Рот = 0,2 МПа; давление и энтальпия пара в конденсаторе турбины РК = 5 кПа, iК = 2230 кДж/кг; давление и расходы сухого насыщенного пара КУ и СИО соответствуют параметрам пара в отборах; к.п.д. котельной установки η = 0,90; к.п.д. теплового потока η = 0,90; энтальпия добавочной воды iДОП = 100 кДж/кг.
Исходные данные
| Варианты | Наименование показателей | ||||
| Электрическая мощность турбины, NЭ МВт | Расход питательной воды через ПВД, ДПВ кг/с | Давление пара в промышленном отборе, РПР МПа | Расход пара в промышленном отборе, ДПР кг/с | Расход пара в отопительном отборе, ДОТ кг/с | |
| 1 | 150 | 225 | 1,8 | 105 | 70 |
| 2 | 165 | 245 | 1,9 | 115 | 80 |
| 3 | 180 | 260 | 2 | 125 | 25 |
| 4 | 195 | 275 | 2,1 | 130 | 30 |
| 5 | 210 | 290 | 2,2 | 135 | 60 |
| 6 | 225 | 315 | 2,3 | 140 | 70 |
| 7 | 240 | 330 | 2,4 | 145 | 80 |
| 8 | 255 | 345 | 2,5 | 150 | 25 |
| 9 | 270 | 360 | 2,6 | 155 | 30 |
| 10 | 285 | 375 | 2,7 | 160 | 60 |
| 11 | 300 | 390 | 2,8 | 165 | 70 |
| 12 | 50 | 100 | 1,8 | 25 | 25 |
| 13 | 60 | 125 | 1,6 | 35 | 30 |
| 14 | 70 | 135 | 1,4 | 40 | 25 |
| 15 | 80 | 145 | 1,2 | 45 | 20 |
| 16 | 90 | 150 | 1 | 50 | 25 |
| 17 | 100 | 170 | 2,1 | 55 | 30 |
| 18 | 110 | 180 | 2,2 | 60 | 40 |
| 19 | 135 | 200 | 2,3 | 80 | 50 |
| 20 | 150 | 220 | 2,4 | 85 | 55 |
| 21 | 165 | 240 | 2,5 | 90 | 60 |
| 22 | 180 | 270 | 2,6 | 95 | 65 |
| 23 | 135 | 205 | 1,2 | 100 | 25 |
| 24 | 150 | 225 | 1,4 | 105 | 30 |
| 25 | 165 | 245 | 1,8 | 115 | 60 |
| 26 | 180 | 260 | 1,9 | 125 | 70 |
| 27 | 195 | 275 | 2 | 130 | 80 |
| 28 | 210 | 290 | 2,1 | 135 | 25 |
| 29 | 225 | 315 | 2,2 | 140 | 30 |
| 30 | 240 | 330 | 2,3 | 145 | 60 |
| 31 | 255 | 345 | 2,4 | 150 | 70 |
| 32 | 270 | 360 | 2,5 | 155 | 80 |
| 33 | 285 | 375 | 2,6 | 160 | 25 |
| 34 | 300 | 390 | 2,7 | 165 | 30 |
| 35 | 50 | 100 | 2,8 | 25 | 60 |
| 36 | 60 | 125 | 1,8 | 35 | 70 |
| 37 | 70 | 135 | 1,6 | 40 | 25 |
| 38 | 80 | 145 | 1,4 | 45 | 30 |
| 39 | 90 | 150 | 1,2 | 50 | 25 |
| 40 | 100 | 170 | 1 | 55 | 30 |
| 41 | 110 | 180 | 2,1 | 60 | 40 |
| 42 | 135 | 200 | 2,2 | 80 | 55 |
| 43 | 150 | 220 | 2,3 | 85 | 60 |
| 44 | 165 | 240 | 2,4 | 90 | 65 |
| 45 | 50 | 95 | 1,2 | 35 | 25 |
| 46 | 60 | 125 | 1,4 | 50 | 30 |
| 47 | 135 | 205 | 1,6 | 90 | 60 |
| 48 | 150 | 220 | 2,4 | 85 | 55 |
| 49 | 165 | 240 | 2,5 | 90 | 60 |
| 50 | 180 | 270 | 2,6 | 95 | 65 |
К заданию №3
Перерасход топлива из-за отключения ПВД определяется при условии, что мощность турбоустановки остается неизменной.
Компенсация перерасхода осуществляется за счет использования пара котлов-утилизаторов (КУ) и систем испарительного охлаждения (СИО) технологических печей. Пар КУ и СИО подают внешним потребителям вместо теплофикационного отборного пара. Это позволяет уменьшить поток пара через регулируемые теплофикационные отборы турбины, увеличить в ней конденсационный поток пара и сохранить мощность турбины на прежнем уровне без перерасхода топлива, сжигаемого в котле.
Вычисление перерасхода топлива.
Количество теплоты, передаваемое питательной воде в ПВД определяется выражением:
(1)
где СР – средняя изобарная теплоемкость в интервале температур 
, СР = 4,51 кДж/кг · К.
Параметры пара в отборах на ПВД и деаэратор принимается для турбины типа «ПТ» по данным приведенным в [1, с. 85]: РПВД = 3,30 МПа, iПВД = 3190 кДж/кг, РДА = 1,47 МПа, iДА = 3010 кДж/кг. Расчеты выполняются для параметров пара верхнего ПВД, определяющего температуру питательной воды на входе в котел.
Коэффициент недовыработки мощности Y и ценности теплоты ξ для отборов пара на ПВД и деаэратор определяются выражениями:
(2)
(3)
(4)
(5)
где i0 – энтальпия свежего пара, определяемая по i-S – диаграмме или по таблицам свойств водяного пара;
kС – коэффициент тепловой схемы, определяемый выражением:
(6)
здесь - энтальпия кипящей воды при начальном давлении Р0 и энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе РК, определяемые по таблицам свойств водяного пара.
Расход пара на ПВД определяется выражением:
(7)
где - энтальпия конденсата пара регенеративного отбора на ПВД при давлении РПВД, определяемая по таблицам свойств водяного пара (потерей давления пара при его транспортировке от отбора до ПВД пренебрегаем).
Количество теплоты, которое вносит сливаемый из ПВД конденсат в деаэратор, определяется уравнением:
(8)
где - энтальпия питательной воды в деаэраторе в соответствии с давлением в деаэраторе РДА, определяемая по таблицам свойств водяного пара для деаэратора повышенного давления РДА = 0,7 МПа.
При отключении ПВД соответствующий подогрев питательной воды будет производится в экономайзере котла за счет теплоты сжигаемого в котле топлива.
Коэффициент ценности теплоты котельного топлива ξК = 1, что больше, чем коэффициент ценности теплоты пара из отбора на ПВД: ξПВД < 1. Использование для подогрева питательной воды более ценной теплоты вызовет перерасход топлива.
Вместе с тем поток конденсата из ПВД не будет поступать в деаэратор, что потребует увеличения отбора менее ценного пара на деаэратор взамен отбора пара на ПВД (ξда < ξпвд) и даст небольшую экономию теплоты.
В целом перерасход теплоты при выключении ПВД составит:
(9)
Перерасход топлива в результате выключения ПВД составит:
(10)
где Qут – теплота сгорания условного топлива, Qут = 29,3 МДж/кг.
2. Компенсация перерасхода топлива на ТЭЦ вследствие отключения ПВД возможна за счет использования пара вторичных энергоресурсов, который ранее использовался недостаточно эффективно. Мероприятия, компенсирующие перерасход топлива, заключаются в сооружении паропроводов пара КУ и СИО от производственных цехов, где технологические печи оборудованы КУ и СИО, до ТЭЦ. Причем 60% перерасхода топлива предполагается компенсировать подачей пара КУ в систему промышленного отбора турбины, а 40% подачей пара СИО в систему отопительных отборов, что соответствует соотношению расходов пара в регулируемых теплофикационных отборах для турбин типа «ПТ» [2, с. 236-237], а также соответствует соотношению расходов пара отборов по заданию.
Компенсация перерасхода пара составит:
- от использования пара в КУ
(11)
- от использования пара СИО:
(12)
Экономия теплоты от подачи утилизационного пара в системы теплофикационных отборов турбины в соответствии с распределением компенсации перерасхода топлива составит:
(13)
(14)
Расход теплоты и массы утилизационного пара составит:
(15,16)
(17)
(18)
В соответствии с заданием параметры пара КУ и СИО совпадают с параметрами пара соответственно промышленного и отопительного отборов. Причем утилизационный пар и пар отборов в расчетах принимается как сухой насыщенный.
Коэффициенты недовыработки мощности и ценности пара отборов определяются выражениями:
(19)
(20)
(21)
(22)
где iпр, iот – энтальпии пара промышленного и отопительных отборов, определяется давлением пара в отборах по таблицам свойств водяного пара для сухого насыщенного пара.
В результате подачи утилизационного пара в систему промышленных и отопительных отборов соответственно в количестве ДКУ и ДСИО расходы пара через отборы уменьшаются и составят:
(23)
(24)
Список литературы к выполнению задания №3
1. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов /М.И. Бажанов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов, В.Н. Юренев; под редакцией Е.Я. Соколов – 2-е изд., перераб. – М.: энергия, 1979. – 296 с.: ил.
2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов – 5-е изд., перераб. – М.: Энергоиздат, 1982. – 360 с.: ил.
3. Временная типовая методика определения экономия эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды. – М.: Наука, 1983. – 124 с.
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: Энергоиздат. 1989. – 288 с.
Дата добавления: 2018-04-05; просмотров: 328; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!