Анализ теплотехнической эффективности оборудования

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

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

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

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

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

 

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

 

 

Таблица 7 – Параметры рабочего тела в характерных точках цикла

№ точки	Давление P, МПа	Тем-ра t, ºС	Удельный объём v, м3/кг	Энтальпия h, кДж/кг	Энтропия S, кДж/(кг∙К)	Состояние жидкости и пара
1	2	3	4	5	6	7
01	0,49	230	0,46435	2919,809	7,2012	перегретый пар
0П
0Д	0,118	130	1,55739	2735,063	7,4385	перегретый пар
02	0,103	120	1,74037	2716,298	7,4534	перегретый пар
1	3,43	435	0,09168	3304,632	6,9697	перегретый пар
2	3,2585	433,9	0,9653	3304,632	6,9925	перегретый пар
3	0,49	230	0,46445	2919,809	7,2015	перегретый пар
4	0,392	228,12	0,58057	2919,809	7,3023	перегретый пар
5	0,0049	32,516	26,42790	2366	7,766	влажный пар (х=0,92)
6	0,0049	32,516	0,00101	136,263	0,4713	ненасыщенная жидкость
7	0,118	32,513	0,00101	136,352	0,4713	ненасыщенная жидкость
8	0,118	42,52	0,00101	178,169	0,6059	ненасыщенная жидкость
9	0,118	94,3	0,00104	395,097	1,2421	ненасыщенная жидкость
10	0,118	104,3	0,00105	437,179	1,3551	ненасыщенная жидкость
11	3,43	104,52	0,00105	440,638	1,3551	ненасыщенная жидкость
12	3,43	150	0,00109	634,079	1,8387	ненасыщенная жидкость
13	3,43	241,4	0,00123	1044,227	2,7148	насыщенная жидкость (х=0)
14	3,43	241,4	0,05824	2802,904	6,1327	насыщенный пар (х=1)

 

Точки О1, ОД, О2 – регенеративные отборы, ОП – производственный отбор. Эти точки изображают состояния отбираемого пара. В точках пересечения процесса расширения пара в турбине (h,S-диаграмма – рис. 3) с изобарами давления в отборах определяем параметры пара.

 

 

Расчёт технологических  и эксплуатационных параметров ПТУ

 

Составим тепловой баланс для определения  долей пара, отбираемых на регенеративный подогрев питательной  воды в соответствующие подогреватели. Расчет ведется на 1кг пара.

 

a₁ h_О1

h₁₂                                            h₁₀

 

a₁ h_О1’

Рисунок 6 – Схема подогревателя высокого давления П2

 

Уравнение теплового  баланса подогревателя высокого давления П2:              

h₁₂  – h₁₀ = a₁(h_О1 – h'_О1)η,

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

Доля пара, отбираемая из турбины на ПВД (П2):

.

 

 

a_Д h_ОД

a₁ h_О1’                           (1–a₁–a_Д) h₉

 

 

 

 

h₁₀

 

Рисунок 7 –  схема деаэратора

 

Уравнение теплового  баланса деаэратора ДПВ:

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

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

Доля пара, отбираемая из турбины на деаэратор:

.

 

 

 

 

a₂h_О2

 

(1–a₁–a₂–a_Д–a_П) h₉                             (1–a₁–a₂–a_Д–a_П) h₈

 

 

a₂h_О2’

Рисунок 8 –  схема подогревателя низкого  давления П1

 

Уравнение теплового баланса подогревателя низкого давления П1:

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

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

 

Доля пара, отбираемая из турбины на ПНД (П1):

.

Номинальная доля пара, отбираемая из турбины на производство:

,

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

Расход пара на турбину

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

Тогда общий расход пара на две турбины

.

Общий расход пара в регенеративный подогреватель П1

.

Расход пара в деаэратор

.

Расход пара в регенеративный подогреватель П2

.

Уточняем число котлов: требуется четыре котла Е-75-3,9ГМ, суммарной производительностью 300 т/ч.

Термический КПД цикла  Ренкина для рассчитываемой ПТУ  можно определить без учёта работы по заданным параметрам пара и с учётом отборов пара, в том числе производственного, из турбины [6]

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

Абсолютный КПД цикла с регенерацией

,

где η_0i – внутренний относительный КПД теплофикационной турбины.

 

Удельный расход пара на выработку электрической энергии

 

Расход пара на выработку  электрической энергии по техническим  характеристикам турбины d=9,3 кг/кВт∙ч (см. табл.2). Из этого следует, что турбина расходует в два раза меньше пара, тем самым увеличивая расход топлива на выработку электроэнергии и снижая свои технико-экономические показатели.

 

Расход пара на турбину  в единицу времени в конденсационном режиме

Расход пара на две турбины в конденсационном режиме

.

Расход топлива в  единицу времени для выработки  тепловой и электрической энергии

,

где – низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг; – КПД котлоагрегата (табл. 3).

Расход топлива в  единицу времени в конденсационном  режиме (без отпуска тепла на производство)

.

 

Расход топлива за год

где – число часов отопительного производственного потребителя[1].

Коэффициент использования  топлива в теплофикационном режиме

,

где – количество электрической энергии, отпущенной потребителю за год; – количество тепловой энергии, отпущенной на производственные нужды за год; расход топлива в год на выработку тепловой и электрической энергии.

где τ_э=8400 – число часов производства электрической энергии в году.

 где h_к=636,902 кДж/кг – энтальпия теплоносителя возвращаемого из сетевого подогревателя при t_s=151,077°С и Р_П=0,49 МПа.

 

Коэффициент использования  топлива в конденсационном  режиме

.

 

.

Оценка эффективности использования  теплоты продуктов сгорания

Расчет объёмов воздуха  и продуктов сгорания

 

Термический КПД цикла Ренкина ПТУ составит 17,07%. Увеличить КПД, можно, снизив значение энтальпии отработавшего пара и увеличив значение энтальпии питательной воды (обеспечить качественный регенеративный подогрев). Коэффициент использования топлива является показателем эффективности работы ПТУ. Его значение возрастает с увеличением производственной нагрузки, данный цикл имеет перспективу улучшения экономических показателей.

 

 

Расчет объемов воздуха  и продуктов горения ведется  на 1кг рабочего топлива при нормальных условиях (0^оС и 101,3 кПа) по [6].

Теоретический объем сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива при α=1, определяется по формуле

Теоретические объемы продуктов горения при α=1 для твёрдого топлива:

объем трехатомных газов

 м³/кг;

объем водяных паров

м³/кг;

объем азота

 м³/кг;

объем влажных газов

 м³/кг;

объем сухих  газов

 м³/кг.

Действительные объемы воздуха и продуктов сгорания (при  α_ух=1,4):

объем водяных паров

м³/кг;

объем дымовых газов

 м³/кг;

 м³/кг;

объем сухих  газов

 м³/кг;

 м³/кг

объемные доли 3-х атомных  газов:

Масса продуктов сгорания:

 

Энтальпия теоретических  объемов воздуха и продуктов  сгорания при α=1:

где – удельная энтальпия воздуха, – удельная энтальпия 3-х атомных газов, – удельная энтальпия водяных паров, – удельная энтальпия золы, а_ун=0,2 – доля золы, уносимой газами.

Энтальпия продуктов  сгорания при α_ух=1,4:

 

Тепловой баланс и КПД котла

 

Составление теплового  баланса котлоагрегата заключается  в установлении равенства между  поступившим в агрегат количеством  теплоты, называемым располагаемой  теплотой , и суммой полезно использованной теплоты и тепловых потерь . На основании теплового баланса вычисляется КПД и необходимый расход топлива.

Общее уравнение теплового  баланса имеет вид (в абсолютных величинах), кДж/кг:

.

Принимая  за 100%, находим составляющие баланса (q_i) в относительных единицах.  Тогда .

КПД котлоагрегата (брутто) по обратному балансу

,

где q₂=7,04% – потери теплоты с уходящими газами; q₃ = 0 – потери теплоты в котлоагрегате с химическим недожогом; q₄ = 0,67% – потери теплоты в котлоагрегате от механической неполноты сгорания топлива; q₅ = 0,935% – потери теплоты от наружного охлаждения; q₆ = 0,00236% – потери с физической теплотой шлаков.