Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Лекции по ТЭС - файл Конспект ТЭС.doc


Лекции по ТЭС
скачать (1224.5 kb.)

Доступные файлы (1):

Конспект ТЭС.doc2463kb.02.10.2008 18:25скачать

содержание
Загрузка...

Конспект ТЭС.doc

  1   2
Реклама MarketGid:
Загрузка...
Особенности ТЭС.

  1. Единственное предприятие, которое работает без склада готовой продукции. Следовательно, необходима непрерывная и надежная связь с потребителем.

  2. Принципиальная связь с экономикой.

  3. Это достаточно крупный объект.

Принципиальная схема ТЭС.



Классификация ТЭС.

  1. По виду отпускаемой энергии:

    1. тепловые станции, отпускающие только электрическую энергию. Они оснащаются турбинами типа К (конденсационные): КЭС, ГРЭС(Государственная районная электростанция). Очень крупные. КПД=35-40%;

    2. тепловые электростанции, отпускающие и электрическую и тепловую энергию-ТЭЦ. На них более полно используется теплота топлива. КПД=60-70%. Бывают двух типов: промышленные и отопительные. Промышленные ТЭЦ работают исключительно для удовлетворения потребности в тепловой энергии какого-либо предприятия. Отопительные ТЭЦ предназначены для отопления жилых районов, городов. Зимой работают по графику, летом переходят на конденсатный режим.




  1. ^ По технологической структуре:

    1. ТЭС с блочной структурой основного оборудования. Используется несколько блоков. Принципиальная схема не зависит от блоков. Количество парогенераторов равно количеству турбин.

Эта структура появилась 30-40 лет назад. Причины: переход на промперегрев пара для увеличения КПД установки; необходимость упрощения схем паропроводов; требование надежной автоматизации и регулирования основных агрегатов и вспомогательного оборудования;

    1. ТЭС не блочной структуры. С поперечными связями и общим паровым трансфером. Количество парогенераторов не равно количеству турбин.




  1. По типу теплового двигателя:

    1. станции с паротурбинными установками (КПД до 40%);

    2. станции с газотурбинными установками (КПД=30-33%).

Топливо и сжатый воздух подаются в камеру сгорания, затем продукты сгорания расширяются в газовой турбине. ГТУ более компактны, чем ПТУ, менее металлоемкие, маневренные;

    1. станции с парогазовыми установками (КПД=50-55%).

Работают по циклу газовой и паровой турбин. Основное достоинство-экономичность;



    1. тепловые станции с двигателями внутреннего сгорания.




  1. По виду используемого топлива:

    1. угольные;

    2. газовые (больше всего);

    3. мазутные.




  1. По типу парогенератора:

    1. с прямоточным парогенератором;

    2. с барабанным парогенератором.




  1. По величине начальных параметров пара:

    1. со сверхкритическими параметрами пара (Р>22 МПа);

    2. с высокими параметрами пара (Р>16 МПа);

    3. со средними параметрами пара (Р>4 МПа);

    4. с низкими параметрами пара (Р<4 МПа).




  1. По мощности.

    1. станции большой мощности (Nуст>1000 МВт);

    2. станции средней мощности (Nуст>160 МВт);

    3. станции средней мощности (Nуст<160 МВт).




  1. По типу часов использования установленного оборудования:

    1. базовые (Туст>5000 час/год);

    2. полупиковые (Туст от 5000 до 1500-2000 час/год);

    3. пиковые (Туст <1500-2000).




  1. По способу водоснабжения:

    1. прямоточные;

    2. с обратным водоснабжением.


Принципиальная технологическая схема пылеугольной станции.



1-вагоны;

2-разгрузочное устройство;

3-угольный склад станции;

4-конвееры;

5-дробильное отделение;

6-бункер сырого угля;

7-мельницы (уголь до пылевидного состояния);

8-сепаратор угольной пыли;

9-циклон;

10-бункер угольной пыли;

11-питательное устройство;

12-мельничный вентилятор;

13-топка котла;

14-вентилятор;

15-золоуловитель;

16-дымосос:

17-дымовая труба;

18-регенеративный ПВД;

19-регенеративный ПНД;

20-деаэраторы;

21-питательный насос;

22-паровая турбина;

23-конденсатор;

24-конденсатный насос;

25-циркуляционный насос;

26-подводящий водовод;

27-сбросной водовод;

28-цех ХВО;

29-сетевой бойлер;

30-прямая и обратная ветви теплосети;

31-возврат конденсата;

32-повышающие трансформаторы и открытые распределительные устройства;

33-багерные насосы.
^ Промышленные тепловые станции.

Предназначены для обеспечения промышленных предприятий тепловой энергией. Они должны обеспечивать энергией только то предприятие, на котором построены.



УСК - угольный склад комбината;

СОУ – Сортировка обогащенного угля;

КХП – коксохимическое производство;

УСТК – установка сухого тушения кокса;

ПВС – паровоздушная станция;

СпЦ – сталеплавильный цех;

ПрЦ – прокатный цех;

ДЦ – доменный цех;

МХ – мазутное хозяйство;

НС – насосная станция.
Отличительные особенности промышленных тепловых станций.

  1. Двухсторонняя связь с основными технологическими агрегатами.

  2. Станция – потребитель горючих отходов.

  3. Объединение ряда хозяйств в единые системы.

  4. Двойная подчиненность станции.

  5. Наличие, наряду с турбогенераторами, паровых турбин на приводе нагнетания воздуха.



Графики нагрузок ТЭС.

Рациональная эксплуатация станции требует прогнозирования будущих нагрузок.
Изменение нагрузки во времени представляется графиком нагрузки.



Выделяют различные виды нагрузок в зависимости от потребителя:

  1. промышленная технологическая нагрузка;



  1. коммунальная или осветительно-бытовая;



  1. нагрузка электрифицированного транспорта;


Сумма.



Установленная мощность – сумма номинальных мощностей всех котлоагрегатов.

^ Номинальная мощность – максимальная мощность при установленных предприятием параметрах.

Nуст=Nмакс+Nрез

Nрез=Nав+Nрем+Nэс , где

Nмакс – максимальная мощность;

Nрез – резервная мощность;

Nав – аварийный резерв (5% от Nуст);

Nрем – ремонтный резерв(7% от Nуст);

Nэс – резерв энергосистемы(7% от Nуст).

;

Выделяют следующие характеристики работы станции:

      1. Коэффициент неравномерности суточного графика ;

Для малонаселенных районов f=0,5-0,6;

Для промышленных районов f=0,8-0,85.


      1. Коэффициент использования максимальной мощности (коэффициент заполнения графика)

; ;

Годовой график продолжительности электрических нагрузок.

;

- годовое число часов использования оборудования;

- максимальное годовое число часов использования.

^ Способы выравнивание графиков нагрузок.

              1. Создание энергосистем большой протяженности, объединяющих генерирующие предприятия и потребителей с Запада на Восток, т.е. многие часовые пояса.

              2. Повышение числа рабочих смен потребителей.

              3. Сезонный сдвиг времени в зависимости от светлого времени суток.

              4. Введение экономических мер в оплату электроэнергии.

              5. Ограничение нагрузок.

              6. Введение в действие аккумулирующих станций.


Технико-экономические показатели тепловых станций.

1 гр. – показатели совершенства тепловых процессов на станции (тепловой экономичности).

2 гр. – показатели условий, в которых работает станция.

- показатель соотношений выработки;

- стоимость сооружения станции;

- себестоимость выпускаемой электрической энергии;

- КПД;

где

^ Э – выработка электроэнергии,

Qc – затраты теплоты топлива.

где

Эгод – годовая выработка электроэнергии,

Вгод – годовой расход топлива,

Qнр – низшая теплота сгорания топлива.











1-2 – адиабатное расширение рабочего тела в турбине.

2-3 – конденсация,

3-4 – адиабатное сжатие в насосе,

4-1 – подвод теплоты рабочему телу в ПГ.
Термический КПД станции – отношение полезной работы цикла к затраченной теплоте

где
На – располагаемый теплоперепад в турбине (адиаб.),

Ннас – погашение энтальпии в насосе.
Внутренняя характеристика турбины:





ηм – механический КПД (0,97-0,99);

ηг – КПД электрогенератора;

- КПД турбоустановки;

где

ηПГ – КПД парогенератора;

ηТР – КПД трубопроводов;

0,6*0,9*0,98*0,98*0,9*0,98=0,46



КПД КЭС.

(кг/кВт·ч); - удельный расход топлива;
- удельный расход условного топлива.

Показатели тепловой экономичности для ТЭЦ.



- турбина с противодавлением(давление на выходе больше атмосферного). Эта схема наиболее выгодна с термодинамической точки зрения.

qТП – обеспечение теплопотребителей тепловой нагрузкой.











ηТЭЦ увеличивается с уменьшением электрической мощности.



По принятой методике считается, что на выработку тепловой энергии идет расход топлива, как в случае, если бы тепловая энергия отпускалась непосредственно из парогенератора.





Показатели общей экономичности.

μ – коэффициент использования мощности.

Тустчисло часов установленной мощности,

Зависит от:

- мощности станции,

- типа станции,

- организации труда,

- степени автоматизации.

куд – удельные капитальные затраты ( стоимость 1 кВт установленной мощности).

(руб./кВт).

кзат –капитальные затраты на сооружение станции:

60-70% - стоимость оборудования,

40-30% - стоимость монтажа и наладки,

строительство-25%,

котельная-35%,

турбина-30%,

электрогенератор-7-10%,

прочие-3%.

- себестоимость энергии.

V – годовые издержки.





Топливная составляющая:



Амортизационная составляющая:



^ Р – коэффициент амортизации,

кСТ – стоимость станции.

Эксплуатационные издержки:



^ П – штатный коэффициент,

З – средняя зарплата,

Vвсп – на вспомогательные материалы.
Влияние начальных параметров пара на тепловую экономичность станции.

Под начальными параметрами понимают температуру и давление.




t, ºС

Р, МПа

η летом

В у.т., г/1кВт

20 г.

300-350

1,5-2,1

0,22

530

2000 г.

545

24

0,4

300


1) Влияние начальной температуры пара.









где Δqк – потери в конденсаторе;





to

300

400

500

600

ηt

39.5

41

42.5

44.2

Чтобы был приемлемый срок эксплуатации, должна быть влажность w=10-12% в последних ступенях турбины (из условий возникновения эрозии лопаток).

Таким образом, с ростом температуры КПД станции увеличивается.

to = 545ºС – предельная начальная температуру.

Обусловлена жаростойкостью материалов. Чтобы увеличить КПД станции нужно переходить на другие стали, но это дорого и не окупается.



      1. Влияние начального давления пара.



где q1 – затраты для получения пара.



Располагаемый теплоперепад с ростом давления сначала увеличивается, а затем уменьшается.



Термический КПД с ростом начального давления увеличивается до тех пор , пока относительное уменьшение располагаемого теплоперепада не превышает относительное уменьшение затрат теплоты на получение 1 кг пара.

На влажность пара, а, соответственно, и на относительный внутренний КПД влияют параметры Р0 , t0 .

Вводится понятие сопряженных параметров пара, которые обеспечивают оптимальное значение влажности и максимальные значения η0i, ηt . Эти параметры есть в справочниках.

Максимальный КПД при Р0 = 13 МПа, t0 = 545ºС.

Для унификации оборудования вводится понятие стандартных параметров пара:

4,0/3,5; 440/435;

10/9; 540/535;

14/13; 545/540;

Числительные параметры на выходе из котла, знаменательные – на входе в турбину.


^ Влияние конечного давления на экономичность.

Конечное давление – давление на выходе из турбины – давление в конденсаторе.

Давление в конденсаторе Рк – давление насыщения.



Т2к ;

Уменьшение температуры в конденсаторе приводит к увеличению ηtк .









С уменьшением давления в конденсаторе ηt цикла Ренкина увеличивается.

Рк, кПа

100

50

10

3

1

η, %

30

36

40

44

46


Уравнение теплового баланса конденсатора:

где

Gцв – расход циркуляционной воды,

температуры воды в конденсаторе, на выходе и на входе соответственно;

- кратность циркуляции.





Рк 3-4 кПа, на ТЭЦ Рк =10 кПа.

Величина недогрева δt=3-6ºC.


^ Влияние промежуточного перегрева пара.

Промежуточный перегрев пара на ТЭС используется, т.к. он приводит к уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины и, следовательно к увеличению относительного внутреннего КПД.

Промежуточный перегрев пара приводит к увеличению термического КПД.



где
Тср – средняя температура подвода теплоты.



ЦНД – цилиндр низкого давления,

ЦВД – цилиндр высокого давления.





С уменьшением давления перегретого пара затраты уменьшаются (ΔqПП увеличивается).



Затраты теплоты пара на перегрев пара в пром. пароперегревателе с уменьшением давления пара увеличиваются, а располагаемый теплоперепад с уменьшением давления пара в пром. пароперегревателе от начального к конечному сначала увеличивается, затем, начиная с какого-то давления, падает.

Промперегрев обеспечивает максимальный термический КПД.

Увеличение располагаемого теплоперепада больше затрат теплоты на промперегрев пара.



Рппопт =0,15-0,25Р0

Рпп =4,5 МПа; Р0 =24 Мпа.

Удельный расход пара ;







(3-4 кг/кВт);



dПП<d.
Регенеративный подогрев питательной воды.

Регенерация увеличивает термический КПД на 13-20%.











у – коэффициент недовыработки эл. энергии регенеративным потоком пара.







где

i =1 - n, n – число отборов.





Ар – энергетический коэффициент регенеративного отбора (отношение работы регенеративного потока пара к работе потока пара, идущего через конденсатор).







АП,Т – коэффициент производственных теплофикационных отборов.







При давлении Р0 до 10 МПа число отборов n=4-5,

Р0 до 24 МПа n=8-10,

Ар↑, α↑, iр↓.

- условие, определяющее давления в отборах.

- теплопадение между соседними регенеративными отборами,

- недогрев питательной воды в каждом регенеративном подогревателе.



Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, соответствующая максимальному КПД и наименьшему расходу топлива называется теоретически наивыгоднейшей температурой регенеративного подогрева. Определение этой температуры - очень сложный процесс.
Типы регенеративных подогревателей.

  1. смешивающие, где подогрев происходит за счет конденсации пара.





Достоинство:

Величина недогрева минимальна.

Недостаток:

Применение ограничено, т.к. давление смешиваемых веществ должно быть одинаковым.



  1. поверхностные.

2 типа:

- с трубной доской – самые распространенные.



Величина недогрева δt для ПВД >3ºС, для ПНД ~3ºС.

Для увеличения экономичности за счет недогрева теплообменные аппараты выполняют с охлаждением пара и охлаждением дренажа, но счет этого увеличивается стоимость аппарата.

    1. Охлаждение пара.



    1. Охлаждение дренажа.

Тепло дренажа используется для подогрева конденсата, поступающего в аппарат.



- с коллекторной системой

В части регенеративного подогрева питательной воды, находящейся под действием питательных насосов используются подогреватели с коллекторной системой.



Аппарат выдерживает 5-6 сборок-разборок.

Отличается надежной работой и малой чувствительностью к колебаниям нагрузки. Реализуется при условии

- обеспечивается невскипание воды в трубках (нет кавитации и гидроударов).
^ Схемы отвода дренажей.

На надежность влияет схема отвода дренажей греющего пара из регенеративных подогревателей.

Схемы отвода дренажей должны отвечать требованиям:

      1. надежность работы при всех режимах и их изменениях, при пусках и остановах;

      2. минимальные необратимые потери от смешивания потоков теплоносителей и от вытеснения нижерасположенных отборов;

      3. высокая степень автоматизации и наличие надежной защиты при неисправностях и аварийных режимах.

Можно выделить 5 основных схем отвода дренажей.

      1. с подъемными насосами

      2. с опускными насосами

      3. с каскадным подъемом дренажа

      4. с каскадным сливом дренажа

      5. смешанные




      1. с подъемными насосами



ДН - дренажные насосы.

Самая экономичная схема, но ненадежная, т.к. в ДН может происходить вскипание, что недопустимо.

      1. с опускными насосами



Меньшая вероятность кавитации по сравнению с (1).

      1. с каскадным подъемом дренажа



      1. с каскадным сливом дренажа



Нет ДН. Дренажи протекают под действием разности давлений в регенеративных подогревателях. Эта схема самая неэкономичная. Происходит самовскипание дренажа, т.е. вытесняется пар, идущий в отборы, следовательно, необратимые потери теплоты растут, особенно, на последнем регенераторе. Тепло дренажей сбрасывается в атмосферу.

      1. смешанные


Расчет схемы регенеративных подогревателей.






- расход пара в регенеративной установке.
Методика расчета схемы регенеративного подогрева питательной воды.



Тепловой баланс подогревателя:



где

- по давлению в подогревателе

- температура воды на входе в конденсатор,

- температура воды на выходе из конденсатора,





Цель расчета – при заданной электрической нагрузке определить расход пара на турбину и расходы пара на отборы Dp1, Dp2, Dp3.

1)







  1. Процесс расширения пара в турбине.

1-2а – идеальный процесс,

1-2д – действительный процесс.











- из построения.



3) Расчет первого подогревателя.











4) Расчет второго подогревателя.











5) Расчет третьего подогревателя.





6) Уравнение мощности.





- расход пара в конденсатор, если регуляторы отбора закрыты.



- коэффициент регенерации, учитывающий увеличение расхода пара на турбину вследствие регулирования отборов для обеспечения электрической нагрузки (1,2-1,25).
^ Тепловая экономичность ТЭЦ.

Комбинированной выработкой называется процесс, при котором теплота рабочего тела частично или полностью отработавшего в тепловом двигателе используется для покрытия внешних и внутристанционных тепловых нагрузок.

Внешние тепловые нагрузки – это теплофикация (централизованное теплоснабжение внешних потребителей на базе выработки тепловой электрической энергии). Именно теплофикация обеспечивает экономию топлива нагрузки, по этому теплофикация широко используется.


Любой КПД должен показывать, что экономия должна расти. В ТЭЦ недостаток: КПД увеличивается при уменьшении выработки электроэнергии, максимальный КПД при нулевой выработке.



Считается, что на ТЭЦ выработка тепловой энергии практически равна выработке в котельной, т.е.



А на выработку электрической энергии идет остальная часть.

Чисто в конденсатной паро-силовой установке теплоты нужно подводить меньше, чем в теплофикационной паро-силовой установке.



Более строгим показателем тепловой эффективности ТЭЦ является удельная выработка электроэнергии.



Nэ – электрическая мощность, вырабатываемая в единицу времени паром, поступающим из турбины с противодавлением либо отборов к внешнему тепловому потребителю, а также на регенеративный подогрев питательной воды.



или





ЭT↑, если i0↑ (t0↑, P0↑),

ЭT↑, если iкн ↓(РТ↓),

ЭT↑, если ↑η0i, ηМ, ηГ,

ЭT↑, если iок↑.
ТЭС с отборами пара и конденсацией.

Dкэ – расход пара в конденсатор, обеспечивающий заданную электрическую нагрузку Nэ при включенном отборе.















уТ – коэффициент недовыработки электроэнергии потоком пара, отбираемым внешнему потребителю.








Схема ступенчатого подогрева воды.



СП – сетевой подогреватель.

ТО – тепловой отбор.

ПВК – пиковая водогрейная котельная.

Увеличивается удельная выработка электроэнергии на потребление.

где п – число отборов.















- внутренний теплоперепад турбины с внешним отбором.

- коэффициент внешнего отбора.

Он учитывает увеличение расхода пара на турбину для обеспечения той же самой электрической нагрузки из-за отбора части пара внешнему потребителю. Аналогичен коэффициенту регенерации.

Удельный расход пара на выработку электроэнергии:







iдв – энтальпия добавочной воды,

φ – доля возврата конденсата.

Экономия топлива:



Экономия теплоты:



На ТЭЦ вся подводимая теплота идет с одной стороны на выработку электроэнергии и, с другой стороны, на отпуск теплоты потребителям (с эффективностью котельной).



На КЭС идет на выработку электроэнергии и на потери в окружающую среду.





Удельная экономия топлива.





Экономия теплоты и топлива тем выше, чем выше ЭТ и чем ниже термический КПД на замещающей КЭС.

Влияние на экономию промежуточного перегрева пара:





ΔiПП – изменение энтальпии в промежуточном перегревателе.

iТ - энтальпия пара в точке отбора,

i'Т - энтальпия пара с пром. перегревом.

Пром. перегрев эффективен с высокими начальными параметрами пара: Ро=13-24 МПа и с относительно низкими параметрами пара на отборе внешнему потребителю Рт=0,07-0,2 МПа.

На ТЭЦ пром. перегрев не используется, т.к. промышленные отборы высоких параметров, следовательно, экономии нет, а расход топлива может увеличиться.

Цикл Карно:





Т1 – температура подвода теплоты (начальная температура пара),

Т2 – температура отвода теплоты (средняя температура пара, отбираемого внешнему потребителю).

Т1 = 600 К, Т2 = 330 К, ΔТ=20 К.





Применяют ступенчатый подогрев сетевой воды.
Ро=13÷24 МПа; Рт=0,07÷0,2 МПа

На ТЭЦ пром. перегрев пара не используется, промышленные отборы высоких параметров, следовательно, экономии нет, а может быть увеличение расхода топлива.

Цикл Карно



Т1  температура подвода теплоты;

Т2  температура отвода теплоты.



Т1=600 К; Т2=330 К; ΔТ=20







Поэтому применяют ступенчатый подогрев сетевой воды.


Расчет экономии топлива

Может производиться как для старых, так и для вновь проектируемых станций.

1. Для существующих станций расчет точнее, так как имеются фактические данные:

ЭТЭЦ  годовой отпуск электрической энергии;

QТП  годовой отпуск тепловой энергии теплопотребителям;

В ТЭЦ  годовой расход топлива;

В кот  годовой расход топлива на замещаемой районной котельной;

В КЭС  годовой расход топлива на замещаемой КЭС.



 удельный расход топлива на замещаемой КЭС на отпуск эл.энергии,

 коэффициент, учитывающий разную выработку электрической энергии на ТЭЦ и на КЭС с учетом расходов электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях при равном отпуске электроэнергии потребителям.



 удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии (по отчетным данным);

Экономия топлива:


2. Удельные показатели работы ТЭЦ

,  удельные расходы топлива на выработку тепловой и электрической энергии.

По принятой методике всю экономию относят на выработку электроэнергии.



Тогда экономия определяют из выражения:


Для проектируемых станций не известно.

1. Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется расчетом тепловой схемы ТЭЦ при достаточном количестве режимов работы станции

 удельная выработка электроэнергии на теплопотреблении



В различные периоды одинаковый отпуск теплоты теплопотребителю дает различную экономию топлива.

ЭТ может изменяться на 10÷15% при изменении температуры прямой и обратной сетевой воды, а экономия и приведенные затраты могут изменяться в несколько раз.
2. Способ расчета экономии топлива по удельным энергетическим показателям проектируемой ТЭЦ и замещаемых КЭС и котельной.

Вся вырабатываемая энергия на ТЭЦ вырабатывается комбинированным или чисто конденсационным способом.



Первое слагаемое определяет экономию топлива на ТЭЦ, достигаемую при выработке электроэнергии на тепловом потреблении (т.е комбинированным способом) при отнесении всех выгод комбинирования на счет электроэнергии.

 удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ комбинированным способом





Второе слагаемое учитывает перерасход топлива на ТЭЦ, вызванный тем, что >.

Третье слагаемое определяет экономию топлива на ТЭЦ в случае, когда КПД парогенераторов на ТЭЦ выше, чем КПД замещаемой районной котельной. В обратном случае третье слагаемое определяет перерасход.

 отпуск теплоты внешним потребителям непосредственно из турбины.

Четвертое слагаемое учитывает экономию (или перерасход) топлива, обусловленную разницей в КПД пиковых котлов на ТЭЦ и КПД замещаемой котельной.
Потери пара, питательной воды и конденсата на тепловых станциях и их восполнение

Паровой расход турбоустановки



 расход пара в регенеративный отбор;

 в производственный и теплофикационный отбор;

 через лабиринтные (концевые) уплотнения;

 различные технологические отборы пара в турбоустановке (пар на эжектор, обдув поверхностей нагрева, на распыл мазута в форсунках, на привод питательных насосов, на подогрев воздуха и мазута);

 расход пара в конденсатор;

 утечки пара в турбоустановке через различные неплотности.



 расход воды из конденсатора;

 дренажи регенеративных подогревателей;

 дренажи пара из уплотнений;

 дренажи пара, подаваемого на эжектор турбины;

 расходы обратного конденсата внешнего потребителя;

 расход конденсата пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки;

 расход добавочной воды.

Потери пара, конденсата и питательной воды на 1%, снижают КПД станции примерно на 1%.





Величина потерь на станции регламентирована нормами:

 на станциях до 100 атм не выше 1,5%;

 свыше 100 атм не выше 1%.

В среднем потери составляют 0,6÷0,8%.

Потери 10÷15% для производственных ТЭЦ, когда пар загрязняется.
Мероприятия по снижению потерь пара, конденсата и питательной воды

1. Применение более совершенных способов подготовки добавочной воды.

2. Применение в барабанных ПГ ступенчатого испарения, где продувка осуществляется из солевых отсеков, тем самым снижается объем продувки.

3. Сбор чистого конденсата от всех станционных потребителей (от всех элементов станции), в том числе при пусках и остановах.

4. Максимальное применение сварных соединений в трубопроводах и аппаратах паросиловой установки.

5. Организация сбора и возврата конденсата от внешних потребителей.


Расширитель непрерывной продувки

Предназначен для утилизации теплоты продувочной воды



Рр=2÷6 атм



Dпр=0,01÷0,015Dпв

Задача расчета в определении расхода образующегося пара

Баланс потоков теплоты



Материальный баланс









Двухступенчатый расширитель непрерывной продувки



Объем РНП



х  доля пара, образовавшегося в расширителе, от расхода продувочной воды;

 допустимая нагрузка парового пространства расширителя;

 удельный объем пара.
^ Сальниковый подогреватель

Предназначен для утилизации теплоты пара, проходящего через концевые уплотнения турбины.





Рупл=1,1 атм (ЦНД)

Рупл=1,2 атм (ЦВД)

Тепловой баланс


^ Эжекторный подогреватель

Предназначен для утилизации тепла пара, подаваемого в эжектор (для поддержания вакуума в конденсаторе турбины).

Рэ=2÷6 атм



Тепловой баланс


Деаэрация воды на ТЭС

Питательная вода паровых котлов ТЭС высокого давления согласно ПТЭ должна иметь жесткость не более 0,2 мкг-экв/кг, содержать кислорода менее 10 мкг/кг.

Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор.

Классификация деаэраторов паротурбинных установок ТЭС:

  1. По назначению:

    1. деаэраторы питательной воды паровых котлов;

    2. деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей;

    3. деаэраторы добавочной воды и обратного конденсата внешних потребителей.


  1. По давлению греющего пара:

    1. 6÷8 ат  деаэраторы высокого давления (используются для деаэрации питательной воды; устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД);

    2. 1,2 ат  деаэраторы атмосферного типа (используются для деаэрации подпиточной и добавочной воды; устанавливаются после ХВО);

    3. 7,5÷50 кПа  вакуумные деаэраторы (применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных: там, где нет пара).

  2. По конструкции:

    1. смешивающего типа (смешение потоков греющего пара и обогреваемой деаэрируемой воды);

    2. деаэраторы перегретой воды с внешним предварительным нагревом воды отборным паром.

  3. По принципу формирования межфазной поверхности теплоносителя:

    1. барботажного типа;

    2. струйного (тарельчатого) типа;

    3. пленочного типа;

    4. капельного типа.


Расчет деаэратора



Уравнение материального баланса



 поток питательной воды;

 расход греющего пара деаэратора;

 расходы дренажей пара из регенеративных подогревателей ПВД и ПНД;

 расход пара из уплотнений стопорно-регулирующих клапанов и уплотнений турбины;

 расход добавочной воды.

Уравнение теплового баланса



Из уравнений материального и теплового балансов определяют и .

Схемы включения деаэратора

  1. Деаэратор включается как отдельный самостоятельный регенеративный подогреватель



"" при колебаниях нагрузки давление на отборы может меняться:

  • при повышении нагрузки давление в отборе повышается, нагрев питательной воды может достичь состояния насыщения → питательные насосы работают в кавитационном режиме;

  • при снижении нагрузки давление в отборе понижается и могут удаляться не все растворенные газы.

Выход: ставят дроссель (экономичность снижается) и отбор делают с давлением выше, чем надо и дросселируют.


  1. Деаэратор работает как предвключенная ступень одного из регенеративных подогревателей.



Деаэратор присоединяют через дроссельный клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу питательной воды ПВД.

Схема более надежна и экономична.
Деаэраторные баки предназначены в основном для аккумулирования запаса питательной воды, обеспечивающего надежное питаниепаровых котлов в течение некоторого времени при отключении питательной воды:

  • пятиминутную производительность (для котлов с низкими параметрами);

  • десятиминутную производительность (для котлов с высокими и средними параметрами).

Кроме того, в деаэраторном баке заканчивается процесс дегазации воды.
Энергетические характеристики турбоагрегатов.

Номинальная (максимальная длительная) мощность турбоагрегата Nном  мощность, которую развивает турбина при длительной работе (паспортная характеристика).

Nэк  мощность, при которой обеспечивается работа с максимальным КПД.

Для конденсационных турбин:

Nном= Nэк

Для остальных:

Nном>Nэк (на 10÷20%).

При Nэк : режим  стационарный, расход пара  нормальный, параметры  расчетные.

Максимальная перегрузочная мощность  наибольшая возможная мощность, при которой может работать турбина в течение определенного заводом-изготовителем времени.

D, Q, B, η= f(Nэ)  энергетические характеристики турбоагрегата.

D= f(Nэ)  паровая характеристика:



Dх  расход пара на холостой ход турбины




1

Теоретическая характеристика



 удельный (относительный) прирост расхода пара (тангенс угла наклона паровой характеристики).





 удельный номинальный расход пара







 коэффициент нагрузки



При отсутствии потерь в турбине (х=0) удельный расход пара во всех режимах равен номинальному.



Удельный расход пара при росте нагрузки растет.

2

при начале координат в точке 1:



при начале координат в точке 2:









 относительный (удельный) прирост расхода пара.
Тепловая характеристика



 топливная характеристика.

Для турбины К-300:



 годовое число часов использования мощности.

Графическая зависимость между мощностью турбины, расходом пара на турбину и расходами пара в отборы  диаграмма режимов.



 расход пара в конденсационном режиме при выключенном отборе.

 для одного отбора

 удельный прирост расхода пара при выключенном отборе

 расход пара на холостом ходу

Пусть

 мощность потерь в режиме холостого хода, которые необходимо преодолевать.





1:

2:




 чисто конденсационный режим турбины

max  с противодавлением

относительный прирост расхода пара с отбором

min

max



 сетка характеристик турбины с разными отборами



 расход пара в конденсатор




^ Турбины с двумя отборами

Верхний регулируемый отбор  производственный;

нижний теплофикационный.



Диаграмма  зависимость между



 недовыработка электроэнергии отбором. Чтобы ее учесть, делают построение в нижней части диаграммы.
Тепловая схема ТЭС

Тепловая схема ТЭС  условное изображение взаимного расположения агрегатов и аппаратов станции, участвующих в технологическом процессе выработки тепловой и электрической энергии.

Различают принципиальную и полную тепловую схему.

Разработка полной тепловой схемы  суть проектирования ТЭС.

^ Этапы разработки:

  1. определение типа (КЭС, ТЭЦ) и мощности станции как энергетической установки, предназначенной для покрытия потребности в тепловой и электрической энергии определенного района (населенного пункта, предприятия);

  2. выбор цикла и начальных параметров;

  3. выбор типа, количества, единичной мощности турбоагрегатов или блоков; выбор типа, количества, единичной мощности котельных агрегатов (если станция не блочная);

  4. разработка и составление принципиальной тепловой схемы;

  5. расчет принципиальной тепловой схемы;

  6. выбор вспомогательного оборудования;

  7. составление полной тепловой схемы станции со схемами всех трубопроводов пара, питательной воды и вспомогательными трубопроводами.


1. Определение типа (КЭС, ТЭЦ) и мощности станции как энергетической установки, предназначенной для покрытия потребности в тепловой и электрической энергии определенного района (населенного пункта, предприятия)

Необходимо учитывать следующие особенности: рабочая мощность станции должна покрывать максимальную нагрузку потребителей, собственные нужды и потери в сети.



Установленная мощность станции



^ Nав – мощность, обеспечивающая покрытие нагрузки при аварийном выходе из строя энергоблоков.

Nрем – мощность ремонтного резерва.



^ Холодный резерв  агрегаты на станции, которые не выдают полезной нагрузки в сеть, но находятся в прогретом состоянии (через турбину идет пар).

Горячий (вращающийся) резерв  недозагрузка агрегатов, т.е. есть возможность поднять мощность полной загрузкой.
^ 2. Выбор цикла и начальных параметров
3. Выбор типа, количества, единичной мощности турбоагрегатов или блоков

Выбор основного оборудования определяется тепловой схемой станции – блочный вариант или с поперечными связями.

Для блочных КЭС выбор основного оборудования сводится к выбору стандартных энергоблоков.

Единичная мощность вводимых энергоблоков не должна превышать аварийную мощность системы.

=10%

ТЭС строятся очередями, причём мощность блока на каждой очереди одинакова.

Для не блочных ТЭС выбор котлов и турбин производится отдельно. При этом каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надёжного теплоснабжения применения резервных паровых котлов низкого давления.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на разные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них.
^ 4. Разработка и составление принципиальной тепловой схемы

Принципиальная тепловая схема отражает:

  1. все этапы преобразования энергии, выделившейся при сжигании топлива, в тепловую и электроэнергию.

  2. показывает взаимную связь основных элементов станции;

  3. отражает все основное и вспомогательное оборудование (от котла до турбины), а также оборудование для отпуска тепла внешним потребителям.

На схеме отмечаются параметры, расходы и направления потоков теплоносителей в основных узлах и элементах схемы.

При разработке принципиальной тепловой схемы решаются следующие задачи:

  • регенеративный подогрев питательной воды до оптимальной температуры на основании технико-экономических расчетов;

  • удаление газов из потоков питательной, сетевой, добавочной воды;

  • восполнение потерь теплоносителей в основном цикле паротурбинной установки и вспомогательных устройствах;

  • выбор вида параметров и оптимальной схемы отпуска тепла внешним потребителям;

  • рациональное использование внешних потоков пара и дренажей в тепловой станции;

  • рациональное использование вторичных энергоресурсов промышленного предприятия в тепловой схеме станции.


5. Расчет принципиальной тепловой схемы

Задача расчета  в определении расходов, параметров и направлений рабочего тела во всех аппаратах тепловой схемы; в определении показателей тепловой экономичности и расхода пара на турбину.

Методы расчета:

  1. составление системы балансных уравнений для всех элементов схемы;

  2. метод последовательных приближений: по аналитическим выражениям или диаграммам оценивается расход пара на турбину и определяется точно по расхождению → задаются снова.

Последовательность расчета:

  1. построение процесса расширения пара в турбине для определения энтальпий пара в точках отбора пара;

  2. оценка расхода пара на турбину по Nэ, Qот, Qпр. Оценку предпочтительнее делать по диаграмме режимов. Можно по формуле:



 коэффициент регенерации; учитывает увеличение расхода пара на турбину для обеспечения той же самой электрической мощности (1,15÷1,25).

Оценка делается для максимального (минимального) зимнего и летнего периодов.

3) Составление уравнений тепловых балансов для отдельных элементов схемы (начиная с последнего ПВД, затем ПВД по ходу слива дренажей, ПНД, деаэратор). Искомые величины  расходы греющего пара.

При расчетах элементов учитывают потери в окружающую среду (12%) и потери давления в трубопроводах пара (712%).

4) Проверка принятого расхода пара



, если расхождение больше 1%, то определяют величину расчетной электрической нагрузки:





 срабатываемый в турбине теплоперепад потоком пара, идущим в отопительный отбор.





5) Показатели тепловой экономичности станции.
Методы расчета (упрощенные для инженерных расчетов)

1. С использованием коэффициента ценности теплоты. Метод основан на использовании понятия относительной ценности теплоты в данном цикле при неизменной мощности паротурбинной установки.

Дает возможность определить изменение расхода теплоты, отпускаемой на турбоустановку, а значит изменение расхода топлива в ПГ, в результате отклонений расходов и параметров теплоносителей в любой точке тепловой схемы.

Считается, что каждый поток теплоты в любой точке тепловой схемы имеет определенную ценность, под которой подразумевается возможная относительная выработка мощности единицей теплоты этого потока по отношению к выработке мощности острым паром.

 ценность теплоты на входе острого пара

 на выходе из турбины

0ξ1  в любой точке

Любое тепловое возмущение Qвозм вызывает изменение расхода теплоты на паротурбинную установку:







у  коэффициент недовыработки электрической энергии потоком пара в точке, в которой рассматриваем возмущение;

k коэффициент, который зависит от параметров паротурбинной установки.



 энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в ПГ;

 энтальпия конденсата;

 энтальпия пара.
2. Метод с использованием коэффициента изменения мощности (е)




6, 7. Выбор основного и вспомогательного оборудования

8. Составление полной (развернутой) тепловой схемы

Она включает все тепловое оборудование (как основное, так и резервное),трубопроводы всех видов, соединяющие все элементы станции, всю запорную и регулирующую арматуру.

Задачи:

1. выбор схемы главных трубопроводов, их диаметра и количества параллельных линий, расстановка на них запорной и регулирующей арматур (паропроводы от ПК до турбины, паропроводы регенеративных отборов от турбины до регенеративных подогревателей и до внешних потребителей, трубопровод питательной воды от деаэратора до питательного насоса и ПК);

2. выбор схемы вспомогательных трубопроводов (все дренажные, продувочные, трубопроводы добавочной воды, обратной сетевой воды, циркуляционной воды)

3. выбор пусковых схем и трубопроводов, позволяющих обеспечить пуск паротурбинной установки из холодного состояния.
Требования к главным трубопроводам:

1. Должны обеспечить бесперебойную и безопасную для персонала передачу рабочего тела (пар, питательная вода, конденсат) между отдельными элементами станции. Должны отвечать ГОСТам и соответствовать правилам устройства и безопасной эксплуатации тепловых станций (Ростехнадзор).

2. Трубопроводы должны обеспечивать быстрое переключение оборудования при изменениях режимов и внештатных ситуациях.

3. Системы трубопроводов станции должны быть простыми и требовать минимальных затрат на сооружение.

4. Потери давления и теплоты в трубопроводах при передаче рабочего тела должны быть экономически оправданы.

5. Трубопроводы должны иметь возможность расширяться при нагреве, иметь соответствующую маркировку и окраску.

6. Трубопроводы должны оборудоваться дренажными устройствами для удаления конденсата при пуске для предотвращения гидроударов и должны оборудоваться устройствами для спуска воздуха при снижении оборотов.
Схемы главных трубопроводов станции

1. Схема с одиночной сборкой



"" наличие большого количества задвижек на главном трубопроводе ведет к увеличению стоимости и снижению надежности.

Схема реализуется в котельных или на маленьких ТЭС.

2. Схема с двойной сборкой



Надежность выше, диаметр трубопровода меньше и, следовательно, меньше диаметр регулирующей арматуры. Схема сложная; применяется на станциях малой мощности.

3. Секционная схема с переключательной магистралью



Схема позволяет достаточно быстро переключать оборудование. Используется на станциях средней и большой мощности неблочной структуры.

4. Блочная схема (наиболее распространена)

Блочная станция большой мощности Дубль сборка



"+" практически нет арматуры.

  1   2



Скачать файл (1224.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru