Расчет тепловой схемы ТЭЦ

В состав турбоустановок типа Т и ПТ входят: конденсатор с встроенным теплофикационным пучком, три конденсатных насоса, охладители пара из эжекторов, подогреватель уплотнений, четыре ПНД и три ПВД. В состав турбоустановки типаР входят три ПВД, охладители пара уплотнений, подогреватель подпиточной воды, атмосферный деаэратор ОД 18 МПа, куда поступают подпиточная вода и обратный конденсат технологического пара (t= 70 ~ 90°С). Насосы и деаэраторы 0,59 МПа питательной воды объединены общестанционными магистралями подвода и отвода воды, дренажей и греющего пара. Предусмотрена «холодная» линия питательной воды для группового обвода всех ПВД в турбоустановках типа ПТ, Т и Р, а также по две линии обвода системы автоматической защиты ПВД.Имеются линии основного конденсата для группового обвода ПНД 1 и 2 и индивидуального обвода ПНД 3 и 4.От турбин типа Р и ПТ технологический пар 1,47 МПа отводится к потребителям через общую магистраль. Обратная сетевая вода из отопления подаётся сетевыми насосами 1 ступени через теплофикационный пучок конденсатора, нижнюю и верхнюю ступени сетевой подогревательной установки. Сетевыми насосами II ступени эта вода подаётся через пиковые водогрейные котлыПТВМ-180 на.отопление. В турбоустановке типа ПТ последней ступенью подогрева воды для технологических нужд служат пиковые сетевые подогреватели. Химически очищенная вода для подпитки тепловой сети подаётся в вакуумный деаэратор(Р=0,02-0,055 MПa),где греющей средой служит горячая сетевая вода.На ТЭЦ имеются БРОУ 13,7/1,47 МПа,250 т/ч технологического пара и растопочное РОУ 13,7/1,47 МПа, 150 т/ч, а также расширители дренажей высокого и низкого давления, баки запасного конденсата. Из барабанов парогенераторов предусмотрена непрерывная и периодическая продувка в расширители. Пар из расширителя непрерывной продувки поступает в общестанционный коллектор 0,59 МПа.Удельные расходы теплоты, пара и топлива на ТЭСРазберём этот процесс применительно к простейшему случаю - конденсационной электрической станции (КЭС), работающей без регенеративного подогрева питательной воды.Мощность электрогенератора тепловой электростанции обеспечивается расходом пара Д, используемого турбиной; этот расход в свою очередь обеспечивается теплотой Q, передаваемой воде и пару в паровом котле; теплота выделяется в топке котла от сжигания топлива при его сжигании. Обычно при подсчёте тепловой экономичности ТЭС используются понятия удельных величин расходов пара, теплоты и топлива, т.е. величин Д, Qи В, отнесенных к единице генерируемой мощности N.- удельный расход пара, (кг/ч)/кВт;удельный расход теплоты, (ккал/ч)/кВтудельный расход топлива, (кг/ч)/кВт или (г/ч)/кВтЭти же величины можно подсчитать и как абсолютные количества использованного пара Д кг, теплоты ккал и топлива В кг, обеспечивающих выработку электрической энергии в количестве Э[кВт.ч]; тогда –Для определения величин d и qрассмотрим тепловую схему простейшейКЭС (рис.7.1), не имеющей потерь рабочего тела в пароводяном тракте (количество пара, потребляемого турбиной» равно количеству пара, вырабатываемого котлом и количеству питательной воды).Величина dможет быть найдена из энергетического баланса системы «турбина-генератор». Мощность, вырабатываемая турбиной и передаваемая генератору, равна. Мощность N на шинахгенератора:(7.1)Отсюда (7.2)Если величинаiправой части выражения (7.1)подсчитывается в ккал/кг, а N взята в кВт, то с учётом того, что1кВт.ч = 860 ккал, выражение (7.2) может быть переписано, какОценим численное значение d.При высоких параметрах пара величина энтальпии перегретого пара составляет около 830 ккал/кг, а величинаi2 - около 550 ккал/кг.Произведение ориентировочно составляет 0,85*0,99*0,99 =0,82. В этом случае, (кг/ч)/кВт:Для современных турбоагрегатов с параметрами свежего пара около 12,75 МПа (240 кгс/см2) и 555°С величина d=11,4 (кг/ч)/кВт. Зная d, нетрудно приближенно оценить расход пара на турбину по значению её мощности N. Для энергоблока 135 МВт получим Д = d*N=11,4*135*103 кг/ч = 1548 т/ч. Отсюда по величине d, заведомо известной для данной ТЭС или энергоагрегата, оперативный персонал всегда может оценить необходимую величину, на которую следует поднять паропроизводительность котельного отделения станции для поднятия её мощности на ожидаемую величину N. Таким образом, удельный расход пара dявляется не только одним из важнейших технико-экономических показателей ТЭС, но и величиной, постоянно используемой оперативным персоналом в своей работе. Правда, при этом обычно пользуются величинойdразмерностью (т/ч)/МВт, численно равной (кг/ч)/кВт.Теплота Q, выделяемая в котле и передаваемая затем воде и пару и затрачиваемая в турбоустановке (турбине и конденсаторе), в соответствии со схемой 7.1 с учётом потерь в самом котле и трубопроводах равна: (7.3)Соответственно, удельныйрасход теплоты: (7.4)ИлиОбычно удельный расход теплоты на ТЭС составляет около 2200 ккал/(кВтч).Значение q жестко связано с КПД ТЭС. Действительно, в выражении (по определению) q=Q/N, величина N – не что иное, как вырабатываемая (полезная) энергия, а Q – затраченная энергия, т.е. обратное отношение этих величин (N/Q) есть КПД ТЭС, а (7.5)Или (если q – в ккал/кВтч)), q=860/. Действительно при .Удельный расход топлива можно определить, исходя из полного расхода топлива В, затрачиваемого на обеспечение электрической мощности N: (7.6)Где - низшая теплота сгорания рабочего топлива (7.7)Для сопоставимости экономичности электростанций с различными видами топлива в СНГ принято определять удельные расходы условного топлива bу с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29308 кДж/кг). В этом случае удельный расход условного топлива кг/(кВтч), при измерении Q в ккал, а N – в кВт(7.8)При , Удельный расход условного топлива удобен для определения расхода топлива на КЭС: - для часового периода, кг/ч:Расчет эффективности работы дымовой трубы ТЭСПредлагаемый расчёт направлен на проверку эколог ического состояния системы ТЭС - атмосфера. Расчёт предполагает определение концентрации токсичных газов или золы в зоне дыхания человека (у поверхности земли) и сравнение её с предельно-допустимой концентрацией (ПДК) этих веществ, утвержденной главной санитарной инспекцией страны.В случае, если реальная концентрация вредных веществ при рассеянии их с дымовым газом ТЭС, на которой работает слушатель курсов, окажется выше ПДК, следует дать рекомендации к снижению этой концентрации (изменить режим сжигания топлива, поставить более эффективные золоуловители, увеличить высоту дымовой грубы и т.п.).Изучением механизма рассеяния в атмосфере твёрдых частиц и вредных газов из дымовых труб электростанций в последнее время занимаются многие специалисты как в нашей стране, так и за рубежом. Предложены различные методики расчёта концентраций газов и пыли в воздухе в зависимости от высоты дымовой трубы, метеорологических условий атмосферы и суммарного выноса вредных примесей. В настоящее время в России расчет концентрацмии вредных примесей в приземном слое воздуха при неблагоприятных метеорологических условиях ведут по методике, разработанной Главной геофизической обсерваторией им.А.И.Воейкова. Согласно этой методике максимальная разовая предельно допустимая концентрация вредных веществ у поверхности земли при выбросах из одиночной дымовой трубы и неблагоприятных метеорологических условиях определяется по формуле:(8.1)где А - безразмерный коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния вредных веществ в атмосфере воздуха (конвективной диффузии). Значения А принимаются: для Сибири, Дальнего Востока - 200; для Севера и Северо-Запада европейской части России, Среднего Поволжья и Урала - 160; для Центральной европейской части РФ - 120; М - выброс вредных веществ от ТЭС, г/с.Анализ показывает, что при степени очистки газов в золоуловителях пылеугольных котлов 98-99% высота дымовых труб определяется газообразными выбросами (двуокиси азотаN02и сернистого газаS02). Поэтому для большинства тепловых электростанций определяют только Ms02иmN02:(8.2)Здесь Sp- содержание серы в рабочей массе топлива; Bp- расчётный расход топлива, т/ч; V - объём дымовых газов, м3/с, на выходе из дымовой трубы.Объём дымовых газов при температуре уходящих газовtyx: (8.3)Здесь Vг- удельный объём дымовых газов, полученный от сжигания 1 кг твёрдого ижидкого или 1 м3 газообразного топлива в секунду (с учётом коэффициента избытка воздуха α на выходе из котла). - концентрация N02в дымовых газах, берётся по результатам замеров на ТЭС.Далее, в формуле (8.1): F- безразмерный коэффициент, принимаемый для расчёта концентраций газообразных вредных примесей равным единице, а для расчёта концентраций золы равным двум при к.п.д. золоуловителей; F= 2,5 при; m и n - безразмерные коэффициенты,учитывающие условия выхода газообразных выбросов из устья трубы.Коэффициент m определяется по формуле (8.4)где (8.5)Безразмерный коэффициент n определяется в зависимости от параметра, следовательно n=1: (8.6)Так при (8.7)ПриПриВ формуле 8.1 ∆Т - разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой окружающего воздуха в 14 часов самого жаркого месяца, °С; Н - геометрическая высота трубы, м; D- диаметр устья трубы, м;ω - средняя скорость выхода дымовых газов из устья трубы, м/с.Максимальная концентрация вредных выбросов у поверхности земли при неблагоприятных (опасных) метеорологических условиях достигается на оси факела (по направлению ветра) на расстоянии от основания трубы(8.8)где - безразмерная величина, определяемая по формулам:при (8.9)при Если безразмерный коэффициентF> 2, величина xм определяется по формуле:(8.10)Опасная скорость ветра Uм на уровне флюгера (10 м над поверхностью земли), при которой достигается наибольшее значение приземной концентрации вредных веществ в воздухе, находится из соотношений:При Uм=0,5 (8.11)При Uм=При В итоге концентрация токсичных примесей в дымовых газах находится по выражениям (8.12 и 8.13):Ещё раз следует отметить, что V - секундный расход дымовых газов на выходе из рассчитываемой дымовой трубы. В связи с введением Министерством здравоохранения страны требований учёта суммарного действия сернистого ангидридаS02и двуокиси азотаN02 при их совместном действии в атмосфере» проверка эффективностирассеивания вредных веществ дымовой трубой производится по формуле(8.14):Значение ПДК выбирается по таблице 8.1 из колонки максимально- разовых концентрацийПредельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухеТаблица 8.1Вид вредного веществаПредельно-допустимая концентрация, мг/м3максимально разоваясреднесуточнаяПыль нетоксичная0,50,15Сернистыйандигрид0,50,05Окись углерода3,01,00Двуокись азота0,0850,04Сажа0,150,05Сероводород0,0080,008В таблице 8.1 максимально-разовая концентрация относится к случаю отбора проб воздуха в течение 20 мин, среднесуточная - в течение суток.ЗаключениеРазвитие тепловых электростанций непосредственно связано с централизацией теплоснабжения. Централизация производства тепла остаётся главнейшим направлением повышения эффективности системы теплоснабжения.Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла.Список используемой литературыРыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоиздат, 1987.Берг Б.В., Соколов А.В. Методическое пособие по курсу «Тепловые электрические станции, часть 1. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1997.Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. – М.: Издательство МЭИ, 2000.Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1984.Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электрических станций. М.: Энергоиздат, 1987.