ЛР 2 по ТЭС ЛР 1

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра теплотехники и теплоэнергетики
Вариант №12
Отчёт
по лабораторной работе №2
«Влияние параметров пара на КПД энергоустановки и расход топлива»
По дисциплине: энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнике .
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
Выполнил: студент гр. ТЭ-20
Кураксин С.А
(подпись)
Проверил: доцент
(должность)
(Ф.И.О)
Андреев В.В
(подпись)
Санкт-Петербург
2023 год
(Ф.И.О.)
I. Цель работы – Изучение влияния параметров пара на кпд паротурбинной установки
и другие показатели энергоэффективности. Привитие навыков инженерных расчетов по
определению влияния параметров пара на кпд установки и расход топлива.
II. Основные теоретические положения
Основой современных тепловых электрических станций является паротурбинная
установка, на которой реализуется так называемый цикл Ренкина.
Пар с параметрами р0 и t0 подводится к турбине 1 (рис. 1, а) из пароперегревателя 7. В
турбине происходит адиабатное расширение пара до конечного давления р2 , в процессе
которого совершается работа, передаваемая электрическому генератору 2. Отработавший
в турбине пар направляется в конденсатор 3, где он отдает охлаждающей воде 4 теплоту и
конденсируется при постоянных температуре и давлении. Температура пара в
конденсаторе немного выше температуры окружающей среды и составляет 30...35 °С, что
соответствует давлению в конденсаторе 4...6 кПа. Из конденсатора конденсат поступает в
питательный насос 5, где его давление повышается до р0. Полученная вода высокого
давления, называемая питательной водой, подается в паровой котел 6, где она получает
теплоту сгорания топлива и превращается сначала в сухой насыщенный пар, а затем в
пароперегревателе 7 - в перегретый пар. Полученный пар далее поступает в турбину.
Цикл Ренкина (рис. 1,б, в, г) состоит из процессов: 0-1t - адиабатное расширение пара в
турбине; 1t-2 - конденсация пара при p2 = const; 2-3 - адиабатное повышение давления
воды в насосе; 3-4 -подвод теплоты к воде при давлении р0 в паровом котле до соответствующей температуры кипения; 5-0 - перегрев насыщенного пара в пароперегревателе.
Процессы нагрева и испарения воды, а также перегрева водяного пара в котле
происходят при постоянном давлении, и поэтому теплота, передаваемая воде и пару,
полностью идет на повышение энтальпии. Для 1 кг рабочего тела количество подведенной
теплоты
q1 = h0 - h3,
где h3 и hо - энтальпии соответственно в конечной и начальной точках процесса.
Это количество теплоты в T-s диаграмме (рис. 1,в) изображается площадью 2-3-4-5-0b-а-2.
пту
Удельная работа паротурбинной установки I 0 равна разности работы турбины I0 =
h0 - h1t и насоса Iн = h3 - h2, а термический КПД цикла Ренкина
I пту
p
t  0 
q1
h 0  h1t   h 3  h 2  .
h 0  h 3 
(1)
Работу питательного насоса часто учитывают вместе с другими затратами энергии на
собственные нужды паротурбинной установки, а левую часть цикла при этом полагают
идущей по пограничной кривой (линия 2-4 вместо 2-3-4). Тогда выражение для
термического КПД цикла Ренкина упрощается:
pt 
h 0  h1t  ,
h 0  h 2 
(2)
где h2 - энтальпия конденсата, h2 = cв · tk = 4,19 tK, кДж/кг.
2
Величину H0 = h0 - h1t называют располагаемым теплоперепадом турбины и в h-s
диаграмме (рис. 1,г) изображают отрезком вертикальной линии 0-1t.
В действительности процесс расширения пара в турбине является необратимым.
Линия 0-1, условно изображающая этот процесс в h, s - диаграмме (рис. 1,г), отклоняется
от изоэнтропы 0-1t в сторону возрастания энтропии. При этом энтальпия отработавшего
пара повышается до h1, а разность энтальпий Hi = h0 - h1, представляющая собой
действительную (или внутреннюю) работу Ii, развиваемую 1 кг пара в турбине, соответственно уменьшается на величину потерь  Н = Но – Нi. Разность энтальпий Hi = h0 –
h1 принято называть используемым теплоперепадом турбины, отношение
внутренним относительным КПД турбины, а
Hi
  0i H0
Hi
 i - внутренним КПД паротурбинной
q1
установки.
Из выражения (2) следует, что  pt увеличивается с ростом h0 и снижением h2, чему
соответствует повышение начальных параметров пара р0, t0 и уменьшением конечного
давления р2. Понижение давления р2 в конденсаторе менее чем 3,5...4 кПа ограничено
температурой охлаждающей воды (0...25 °С).
Повышение начальной температуры пара t0 всегда приводит к росту КПД, но оно
ограничено удорожанием металла; t0 составляет 540...565 °С (теплоустойчивая сталь
перлитного класса). Применяют в паротурбинных установках и сопряженные параметры
ро = 16 МПа, to = 560 °C и ро = 24 МПа, to = 560 °C при допустимой влажности 10... 12 %.
Экономичность работы ТЭС принято оценивать расходами теплоты и топлива на
выработку энергии и коэффициентами полезного действия. Коэффициент полезного
действия энергоустановки ηс – это отношение количества выработанной электроэнергии
Wэ к количеству теплоты, полученной от сжигания топлива, затраченного на выработку
W э.
c 
Wэ
Wэ

,
Qc
BQ нр


(3)
где Wэ – выработанная электроэнергия;
В – расход топлива, кг/с;
Q нр - низшая теплота сгорания топлива;
Qс – теплота, подведенная топливом, кДж/кг.
Если известны КПД котла ηк и турбоустановки ηту, то кпд энергоустановки
ηс = ηкηтуηтр,
(4)
где ηтр – КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при движении пара от
котла к турбине (ηтр = 0,98…0,99).
Основная часть подведенной теплоты (около 50 %) теряется в холодном источнике –
конденсаторе турбины. Вторыми по величине (5…10 %) являются потери теплоты в
паровом котле, в том числе 6…8 % теряется с уходящими из котла дымовыми газами.
Таким образом, наибольшее влияние на КПД оказывает кпд турбинной установки ηту. С
учетом КПД генератора ηэ и ηту = ηt · ηoi выражение для КПД электростанции принимает
вид
3
c  к  t oi м  э  тр .
(5)
Современные паровые котлы имеют КПД ηк = 0,90…0,95. Внутренний
относительный КПД паровых турбин ηoi находится в пределах 0,86…0,88, механический
КПД ηм = 0,97…0,99, а КПД генератора ηэ = 0,96…0,99. Учитывая, что КПД цикла
Ренкина ηt для перегретого пара в лучшем случае равен 0,45…0,47, КПД электростанций
ηс составляет 35…37 %, в некоторых случаях достигает 40…42 %.
н
КПД конденсационной электростанций нетто  c , учитывающий собственный расход
энергии,
Wэопт
н
с 

Qc
Wэ  Wсн 
Qс


Wэ 1  э с.н)
Qc
   1  э ,
c
с.н )
(6)
где эс.н – доля собственного расхода энергии электростанцией (эс.н = 0,04…0,06);
Wэопт - электроэнергия, отпущенная потребителю.
Наряду с КПД, показателем тепловой
электростанции служит удельный расход теплоты.
экономичности
конденсационной
Qc
1 BQ нр
3600
кДж
qc 


qc 
,
.
Wэ с
Wэ или
c
кВт  ч
(7)
Если ηс = 0,35…0,37, то qс = 2,6…3,1. Для отдельных станций qс = 2,4…2,6.
Удельный расход топлива на выработку 1 кДж или 1 кВт·ч электроэнергии в кг/кДж
или кг/(кВт·ч) определяется из соотношений
bэ 
Bэ
1
 р
Wэ Q н с
bэ 
или
3600
Q нр с
.
(8)
р
Тепловую экономичность ТЭС принято оценивать расходом условного топлива ( Q н =
29,3 МДж/кг). Тогда из (2.8) получаем расход условного топлива bу в кг/МДж или
кг/(кВт·ч).
bу 
3600
0,123
1
0,0342
bу 

.

с
29,3с  с или
29,3  10 3 с
(9)
В настоящее время на лучших ТЭС величина bу составляет 310…320 г/(кВт·ч).
III. Вариант лабораторной работы:
№ п/п
р0, Мпа
12
16
t0 ,
о
С
550
Рк, кПа
топливо
1,0
мазут
IV. Схема установки.
4
V. Расчет
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,001
550
7
2
0,001
7
3
16
7
4
16
347
5
1t
16
0,001
347
7
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3439
2032
6,4
7,25
29
0,1
45
0,1
1649
3,75
2580
1822
5,25
6,4
Для точки №1
P1=0,001 МПа
H0=h0-h1t=3439-1822=1617 кДж/кг
Hi=ηoi×H0=0,87×1617=1406,79 кДж/кг
H0=h0-Hi=3439-1406,79=2032,21 кДж/кг
1) Термический КПД цикла Ренкина
ℎ0 − ℎ𝑡
3439 − 1822
η𝑝𝑡 =
=
= 0,475
(ℎ0 − ℎ2 ) (3439 − 29)
2) Выбор КПД элементов энергетической установки
ηк=0,93 (КПД котла)
ηt=0,47 (КПД цикла Ренкина)
ηoi=0,87 (относительный КПД паровой турбины)
ηм=0,98 (механический КПД)
ηэ=0,97 (КПД генератора)
5
ηтр=0,98 (КПД теплового потока, учитывающий потери теплоты при движении пара от
котла к турбине)
c  кtoi м этр . = 0,93× 0,475 ×0,87× 0,98 × 0,97 × 0,98 = 0,358
3) КПД конденсационной электростанций нетто, учитывающий собственный расход
энергии,
Wэопт
н
с 

Qc
Wэ  Wсн 
Qс


Wэ 1  э с.н)
Qc
   1  э ,
c
с.н )
где эс.н – доля собственного расхода энергии электростанцией (эс.н = 0,04…0,06);
4) Удельный расход теплоты
ηнс = 0,354 × (1 − 0,05) = 0,332
Qc
1 BQ нр
3600
кДж
qc 


qc 
,
.
Wэ с
Wэ или
c
кВт  ч
𝑞𝑐 =
5) Удельный расход топлива
bэ 
3600
кДж
= 10161
0,358
кВт ∗ ч
Bэ
1
 р
Wэ Q н с
bэ 
3600
Q нр с
.
или
3600
кг
𝑏э =
= 0,25
40600 ∗ 0,358
кВт ∗ ч
6) Удельный расход условного топлива
bу 
3600
0,123
1
0,0342
bу 

.

3
с
29,3с  с или
29,3  10 с
𝑏𝑦 =
1. Меняем на 𝑝0 = 14 МПа
0,123
кг
= 0,347
0,358
кВт ∗ ч
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
14
0,001
550
7
2
0,001
7
3
14
7
4
14
337
5
1t
14
0,001
337
7
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3462
2048,25
6,56
7,31
29
0,1
43
0,1
1575
3,63
2636
1837
5,36
6,56
6
Меняем на 𝑝0 = 18 МПа
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
18
0,001
550
7
2
0,001
7
3
18
7
4
18
357
5
1t
18
0,001
357
7
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3419
2005
6,4
7,16
29
0,1
46
0,1
1733
3,8
2514
1793
5,11
6,4
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3396
1984
6,33
7,08
29
0,1
49
0,1
1896
4,11
2335
1773
4,8
6,33
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3297
1965
6,3
7,01
29
0,1
45
0,1
1649
3,75
2580
1765
5,25
6,3
Меняем на 𝑝0 = 20 МПа
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
20
0,001
550
7
2
0,001
7
3
20
7
4
20
370
5
1t
20
0,001
370
7
2. Меняем на 𝑡0 = 500℃
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,001
500
7
2
0,001
7
3
16
7
4
16
347
5
1t
20
0,001
347
7
7
Меняем на 𝑡0 = 525℃
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,001
525
7
2
0,001
7
3
16
7
4
16
347
5
1t
16
0,001
347
7
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3369
2037
6,4
7,27
29
0,1
45
0,1
1649
3,75
2580
1790
5,25
6,4
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3507
2057
6,56
7,34
29
0,1
45
0,1
1649
3,75
2580
1838
5,25
6,56
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3439
2069
6,4
7,23
55
0,19
70
0,19
1649
3,75
2580
1830
5,25
6,4
Меняем на 𝑡0 = 575℃
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,001
575
7
2
0,001
7
3
16
7
4
16
347
5
1t
16
0,001
347
7
3. Меняем на 𝑝𝑘 = 1,5 кПа
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,0015
550
13
2
0,0015
13
3
16
13
4
16
347
5
1t
16
0,0015
347
13
8
Меняем на𝑝𝑘 = 2 кПа
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,002
550
18
2
0,002
18
3
16
18
4
16
347
5
1t
16
0,002
347
18
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3439
2092
6,4
7,2
75
0,26
90
0,26
1649
3,75
2580
1857
5,25
6,4
состояние раб.
тела
перегр. пар
пароводяная
смесь
вода
в
состоянии
насыщения
недогретая
вода
насыщенная
вода
нас. пар
пароводяная
смесь
h, кДж/кг
s, кДж/кг*К
3439
2127
6,4
7,17
100
0,35
115
0,35
1649
3,75
2580
1897
5,25
6,4
Меняем на𝑝𝑘 = 3 кПа
№ точки
Р, МПа
t, град.
0
1
16
0,003
550
24
2
0,003
24
3
16
24
4
16
347
5
1t
16
0,003
347
24
V. Графический материал
9
nt
0,49
0,48
0,48
0,47
nt
0,47
0,46
14
16
18
20
Р0,МПа
qс,кДж/(кВт·ч).
qc
10200
10150
10100
10050
10000
9950
9900
9850
9800
9750
qc
14
16
18
20
Р0,МПа
bэ,кг/(кВт·ч).
bэ
0,251
0,25
0,249
0,248
0,247
0,246
0,245
0,244
0,243
0,242
0,241
0,24
14
16
18
20
Р0,МПа
10
𝑏у
0,348
by,кг/(кВт·ч).
0,346
0,344
0,342
0,34
𝑏у
0,338
0,336
0,334
14
16
18
20
Р0,МПа
nt
0,4800
0,4780
0,4760
0,4740
nt
0,4720
0,4700
0,4680
500
525
550
575
t0, ℃
11
qc
10250
qc, кДж/(кВт*ч)
10200
10150
10100
qc
10050
10000
9950
500
525
550
575
t0, ℃
bэ,кг/(кВт·ч).
bэ
0,252
0,251
0,25
0,249
0,248
0,247
0,246
0,245
0,244
0,243
0,242
500
525
550
575
t0,oC
bу, кДж/(кВт*ч)
bу
0,349
0,348
0,347
0,346
0,345
0,344
0,343
0,342
0,341
0,34
bу
500
525
550
575
t0, ℃
12
nт
0,48
0,475
0,47
0,465
0,46
0,455
0,45
1
1,5
2
2,5
Рк,кПа
qc
10400
10350
qс,кДж/(кВт·ч).
10300
10250
10200
10150
10100
10050
10000
9950
9900
1
1,5
2
2,5
Рк,кПа
13
bэ
0,256
0,254
bэ,кг/(кВт·ч).
0,252
0,25
0,248
0,246
0,244
0,242
1
1,5
2
2,5
2
2,5
Рк,кПа
bу
0,356
0,354
bу,кг/(кВт·ч).
0,352
0,35
0,348
0,346
0,344
0,342
0,34
0,338
1
1,5
Рк,кПа
14
При изменении p0
4000
3500
3000
H, кДЖ/кг
2500
20
2000
18
16
14
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
S, кДж/(кг*К)
15
При изменении t0
4000
3500
3000
H, кДж/кг
2500
575
2000
550
525
500
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
S, кДж/(кг*К)
16
При изменении pk
4000
3500
3000
H, кгДж/кг
2500
1
2000
1,5
2
3
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
S, кгДж/(кг*К)
Вывод:
Параметры пара существенно влияют на КПД цикла паротурбинной установки. Так, при
повышении начальной температуры tо пара и его начального давления термический КПД
увеличивается, а это существенно повышает экономичность ПТУ. При увеличении
давления Pк в конденсаторе повышается температура Тк, при которой производится отвод
теплоты от пара охлаждающей водой. В результате уменьшается средняя разность
температур в цикле, а, следовательно, и его термический КПД.
17