Способы повышения экономичности пту

Выбор и обоснование современных способов повышения тепловой экономичности теплофикационных ПТУ с турбиной Т-180/210-130 , страница 5

Рисунок 1.6 – Схема с выносными пароохладителем типа Рикар.

для схемы без ВПО распределения теряется около трети возможной экономии теплоты , получаемой благодаря включения в схему ВПО. Наличие в схемы ВПО увеличивает подогрев в ступени , питаемой паром , прошедший через пароохладитель.

Подогрев в ступени , обогреваемой паром , прошедшим через ВПО , должен в 1,1 – 1,2 раза превышать подогрев в ступени с более высоким давлением пара , поступающего из холодной нитки промперегревателя , но в отличии от схем без ВПО этот подогрев должен быть в 1,4 – 1,5 раза больше , чем предшествующей по ходу подогреваемой воды ступени с более низким давлением отборного пара. Важно отметить , что распределение мало зависит от включения ВПО по схеме Виолен или Рикара. Незначительно влияет на распределение подогрева для схемы Рикара и изменения потока воды , охлаждающей ВПО.

При использовании ВПО , включенных по схеме Рикара , существенным при технико – экономической оценки варианта является выбор отвода питательной воды в него. Наибольшая экономичность достигается при отношении отвода воды на пароохладитель к отбору пара , равном 0,4 – 0,7.

Экономичность работы ТЭС зависит от правильного выбора температурных напоров в регенеративных подогревателях питательной воды.

На рисунке 1.7 приведена диаграмма температурных напоров в регенеративном подогревателе питательной воды , имеющая поверхности пароохладителя ПО , собственно подогревателя СП и охладителя дренажа ОД.

Основными температурными напорами , подлежащими оптимизации , в регенеративном подогревателе являются:

Разность температур насыщения пара и воды на выходе из подогревателя : d=t_н — t_в2;

Разность между температурой насыщения пара и воды на выходе из поверхности собственного подогревателя : d_СП= t_н-t_СП;

Разность между температурой пара на выходе из пароохладителя и температурой насыщения пара: d_ПО= t_ПО— t_в1;

Разность между температурой дренажа и воды на входе в подогреватель: d_ОД= t_ОД— t_в1 .

Рисунок 1.7 – Диаграмма температурных напоров в регенеративном подогревателе:

ОД – охладитель дренажа, СП – собственно подогреватель, ПО – пароохладитель, F – поверхность нагрева, t_в1 , t_в2 – соответственно температура воды на входе и выходе из подогревателя, t_п – температура пара из отбора турбины, t_по – температура пара после пароохладителя, t_н – температура насыщения пара, t_сп – температура воды после СП, x_сп и x — недогрев воды в собственно подогревателе и конечный после пароохладителя, x_по – остаточный перегрев пара после пароохладителя, x_од – недоохлаждение дренажа.

Выбор этих температурных напоров производится на основе технико – экономического расчета.

Уменьшение недогрева d при определенной температуре воды на выходе из подогревателя повышает тепловую экономичность , так как при этом давление пара в отборе меньше , что приводит к увеличению его удельной работы. В то же время уменьшение недогрева достигается за счет увеличение поверхности , что увеличивает материальные затраты.

На недогрев влияет и давление в отборе. Чем меньше давление пара в отборе , тем большую работу совершит пар в турбине , прежде чем будет использован для подогрева воды. Поэтому при низком давлении отбора целесообразно выбирать меньший недогрев , чем при высоких давлениях отбираемого пара. Этому же способствует и большая стоимость единицы поверхности нагрева для подогревателя с высоким давлением.

Для более дешевых топлив недогрев принимается больший (5 – 6 0 С) , чем для дорогих (1 – 3 0 С). при этом необходимо учитывать , что за счет использования теплоты перегрева пара в отдельных ПВД вода может нагревается даже выше температуры насыщения. Недогрев в ПНД для дорогих и дешевых топлив соответственно рекомендуется 1,5 – 2 0 С и 2,5 – 3 0 С. аналогично при уменьшении температурного напора на выходе дренажа из его охладителя уменьшается вытеснения отбора более низкого давления теплотой пара отбора с более высоким давлением , а в результате повышается тепловая экономичность. Однако при этом возрастает поверхность охладителя дренажа и соответственно затраты.

Недоохлаждение дренажа до температуры входящей в подогреватель воды рекомендуется принимать для дорогих и дешевых топлив соответственно 5 – 7 и 8 – 10 0 С. остаточный перегрев пара после пароохладителя принимается 15 – 20 0 С из условий предотвращения конденсации пара в охладителе.

• АлтГТУ 419
• АлтГУ 113
• АмПГУ 296
• АГТУ 267
• БИТТУ 794
• БГТУ «Военмех» 1191
• БГМУ 172
• БГТУ 603
• БГУ 155
• БГУИР 391
• БелГУТ 4908
• БГЭУ 963
• БНТУ 1070
• БТЭУ ПК 689
• БрГУ 179
• ВНТУ 120
• ВГУЭС 426
• ВлГУ 645
• ВМедА 611
• ВолгГТУ 235
• ВНУ им. Даля 166
• ВЗФЭИ 245
• ВятГСХА 101
• ВятГГУ 139
• ВятГУ 559
• ГГДСК 171
• ГомГМК 501
• ГГМУ 1966
• ГГТУ им. Сухого 4467
• ГГУ им. Скорины 1590
• ГМА им. Макарова 299
• ДГПУ 159
• ДальГАУ 279
• ДВГГУ 134
• ДВГМУ 408
• ДВГТУ 936
• ДВГУПС 305
• ДВФУ 949
• ДонГТУ 498
• ДИТМ МНТУ 109
• ИвГМА 488
• ИГХТУ 131
• ИжГТУ 145
• КемГППК 171
• КемГУ 508
• КГМТУ 270
• КировАТ 147
• КГКСЭП 407
• КГТА им. Дегтярева 174
• КнАГТУ 2910
• КрасГАУ 345
• КрасГМУ 629
• КГПУ им. Астафьева 133
• КГТУ (СФУ) 567
• КГТЭИ (СФУ) 112
• КПК №2 177
• КубГТУ 138
• КубГУ 109
• КузГПА 182
• КузГТУ 789
• МГТУ им. Носова 369
• МГЭУ им. Сахарова 232
• МГЭК 249
• МГПУ 165
• МАИ 144
• МАДИ 151
• МГИУ 1179
• МГОУ 121
• МГСУ 331
• МГУ 273
• МГУКИ 101
• МГУПИ 225
• МГУПС (МИИТ) 637
• МГУТУ 122
• МТУСИ 179
• ХАИ 656
• ТПУ 455
• НИУ МЭИ 640
• НМСУ «Горный» 1701
• ХПИ 1534
• НТУУ «КПИ» 213
• НУК им. Макарова 543
• НВ 1001
• НГАВТ 362
• НГАУ 411
• НГАСУ 817
• НГМУ 665
• НГПУ 214
• НГТУ 4610
• НГУ 1993
• НГУЭУ 499
• НИИ 201
• ОмГТУ 302
• ОмГУПС 230
• СПбПК №4 115
• ПГУПС 2489
• ПГПУ им. Короленко 296
• ПНТУ им. Кондратюка 120
• РАНХиГС 190
• РОАТ МИИТ 608
• РТА 245
• РГГМУ 117
• РГПУ им. Герцена 123
• РГППУ 142
• РГСУ 162
• «МАТИ» — РГТУ 121
• РГУНиГ 260
• РЭУ им. Плеханова 123
• РГАТУ им. Соловьёва 219
• РязГМУ 125
• РГРТУ 666
• СамГТУ 131
• СПбГАСУ 315
• ИНЖЭКОН 328
• СПбГИПСР 136
• СПбГЛТУ им. Кирова 227
• СПбГМТУ 143
• СПбГПМУ 146
• СПбГПУ 1599
• СПбГТИ (ТУ) 293
• СПбГТУРП 236
• СПбГУ 578
• ГУАП 524
• СПбГУНиПТ 291
• СПбГУПТД 438
• СПбГУСЭ 226
• СПбГУТ 194
• СПГУТД 151
• СПбГУЭФ 145
• СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
• ПИМаш 247
• НИУ ИТМО 531
• СГТУ им. Гагарина 114
• СахГУ 278
• СЗТУ 484
• СибАГС 249
• СибГАУ 462
• СибГИУ 1654
• СибГТУ 946
• СГУПС 1473
• СибГУТИ 2083
• СибУПК 377
• СФУ 2424
• СНАУ 567
• СумГУ 768
• ТРТУ 149
• ТОГУ 551
• ТГЭУ 325
• ТГУ (Томск) 276
• ТГПУ 181
• ТулГУ 553
• УкрГАЖТ 234
• УлГТУ 536
• УИПКПРО 123
• УрГПУ 195
• УГТУ-УПИ 758
• УГНТУ 570
• УГТУ 134
• ХГАЭП 138
• ХГАФК 110
• ХНАГХ 407
• ХНУВД 512
• ХНУ им. Каразина 305
• ХНУРЭ 325
• ХНЭУ 495
• ЦПУ 157
• ЧитГУ 220
• ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Пути повышения экономичности ПТУ

а) аэродинамическое совершенствование паровой турбины;

б) совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путем повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;

в) совершенствование и оптимизация тепловой схемы и ее оборудования.

Пути повышения экономичности ПГУ

а) аэродинамическое совершенствование паровой и газовой турбины;

б) совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путем повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине. Повышение температуры на входе в газовую турбину, повышение давления после компрессора в газовой турбине (повышение π_к);

в) совершенствование и оптимизация тепловой схемы и ее оборудования.

Компрессионные тепловые насосы. Основные элементы, их назначение.

С помощью подводимой к компрессору энергии (чаще электрической) преобразует неприемлемую для потребителя теплоту низкопотенциального источника в кондиционное тепло, которое возможно отправить потребителю.

Испаритель. В этой части теплового насоса происходит передача теплоты от низкопотенциального источника тепла (НПИТ) рабочему телу теплового насоса. В зависимости от температуры НПИТ необходимо подобрать определенное рабочее тело, чтобы теплоты низкопотенциального источника хватило для испарения рабочего агента.

Компрессор. Пары рабочего тела поступают в компрессор, где сжимаются. Это поднимает давление и увеличивает температуру, что позволяет получить пар более высоких параметров. Сам же компрессор чаще всего приводится в действие электродвигателем. Этот элемент является частью компрессионного теплового насоса и отсутствует в абсорбционных тепловых насосах.

Конденсатор. В конденсаторе пары рабочего тела вновь превращаются в жидкость. Охлаждаясь, совершая фазовый переход, теплоноситель теряет тепло, отдавая его потребителю.

Дроссель. Поступая в дроссель жидкое рабочее тело расширяется, давление понижается, температура падает. Жидкость таким образом подготавливается к дальнейшему поступлению в испаритель.

Обратный цикл Ренкина

1-2 – сжатие паров рабочего тела в компрессоре;

2-3 – конденсация паров рабочего тела в конденсаторе, отвод полученной теплоты к потребителю;

3-4 – расширение жидкого рабочего тела в дросселе;

4-1 – подвод теплоты от НПИТ к рабочему телу, фазовый переход из жидкости в пар в испарителе.

Использование тепловых насосов в схеме с тепловым двигателем

1) Использование ТНУ для отбора теплоты циркуляционной воды конденсатора ПТУ

2) Использование ТНУ для отбора теплоты масла подшипниковПТ и ГТ

3) Использование ТНУ для отбора теплоты отработавших газов ГТУ и парогенератора

Использование ТН позволяет поднять температурный уровень циркуляционной воды и полезно использовать бросовую теплоту для подогрева сетевой воды.

Парижские соглашения по климату. Основные положения.

принять национальные планы по снижению выбросов парниковых газов в атмосферу и пересматривать их в сторону усиления каждые пять лет;

к 2020 году разработать национальные стратегии перехода на «зеленые» технологии и безуглеродную экономику;

ежегодно выделять в Зеленый климатический фонд $100 млрд для помощи слаборазвитым и наиболее уязвимым странам. После 2025 года эта сумма должна быть пересмотрена в сторону увеличения «с учетом потребностей и приоритетов развивающихся стран».

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 769 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Циклы ПТУ. Общая характеристика. Цикл Ренкина и его анализ. Методы повышения эффективности циклов ПТУ.

К ПТУ относят паровые машины и паровые турбины. Паровая турбина – это двигатель роторного типа, в котором полная энергия потока пара (энтальпия пара) преобразуется сначала в кинетическую энергию пара, истекающего из сопел, а затем на рабочих лопатках ротора в механическую энергию его вращения. Если паровая турбина энергетическая, то энергия превращается в электроэнергию. Мощность паровых турбин может варьироваться от 0,75кВт до 1200 МВт.

Характерные особенности циклов:

1. Рабочее тело – вода и водяной пар;

2. Продукты сгорания непосредственного участия в циклах не принимают за исключением бинарных парогазовых установок.

3. Наличие в цикле паро – фазовых превращений.

В качестве рабочего тела используется перегретый пар и сухой насыщенный пар. Основным энергетическим циклом паротурбинных установок, вырабатывающих электроэнергию, является цикл Ренкина.

1-2 – изоэнтропное расширение в турбине (Р₂=0,003…0,006 МПа);

2-3 – изобарно – изотермический отвод теплоты в конденсаторе;

3-4 – изоэнтропное сжатие воды в насосе (≈изохорный процесс);

4-5 – изобарный нагрев воды в экономайзере;

5-6 – изобарное испарение воды в котле (собственно парообразование);

6-1 – изобарный перегрев пара.

Наименьший КПД имеет сам цикл.

Для повышения эффекта преобразования теплоты в электроэнергию в 1ую очередь необходимо стремиться к повышению КПД самого цикла.

Методы повышения эффективности ПТУ.

Основными методами являются:

1. Повышение начальных параметров пара (Р₁ и Т₁);

2. Снижение конечного давления;

3. Использование ступенчатого подвода теплоты (промежуточный перегрев пара);

4. Использование регенерации теплоты в циклах ПТУ (регенеративный подогрев питательной воды).

С ростом Р₁ процесс расширения пара смещается влево, сухость пара снижается, что приводит к увеличению потерь с влажностью и снижению КПД турбины, однако, Т_1ср ↑ и ↑.

С ростом Т₁ процесс расширения пара смещается вправо, х₂ ↑, ↓потери с влажностью пара, ↑ КПД турбины и Т_1ср, ↑ КПД , однако, если процессы расширения пара в т. 2 переходит через линию х=1, возникают новые потери с перегревом пара.

Повышение начальных параметров пара осуществляют так, чтобы в конце процесса расширения х₂≥х_пред=0,86…0,88.

При этом достигается максимальный . Данные параметры пара называются сопряжёнными. Рост начальных параметров пара пока, что ограничен техническими возможностями поставок относительно дешёвых сталей, могущих работать при высоких температурах.

Промежуточный перегрев пара.

Использование ступенчатого подвода теплоты преследует 2 цели:

1. Уменьшение конечной влажности пара на последних ступенях турбины.

2. Повышение КПД.

На КЭС при Р₁>9 МПа и Т₁>480…500 ºC;

на ТЭЦ при Р₁>13 МПа и Т₁>540…565 ºC.

1-b – адиабатное расширение пара в части высокого давления;

b-a – изобарный перегрев пара в промежуточном пароперегревателе;

a-2 – адиабатное расширение пара в части низкого давления.

Промежуточный перегрев может быть газовым (за счёт теплоты топочных газов) и паровым (за счёт теплоты первичного пара с Т₁).

При газовом промперегреве t_a=t₁;

При паровом промперегреве t_a х_2’, при отсутствии прмперегрева расширение идёт по линии 1-b-2’; при этом х_2’=х₂ пред =0,86…0,88.

Определим термический КПД цикла с промперегревом.

Вторая цель промперегрева – повышение КПД цикла. Если пренебречь работой насоса, то

Поделив на q₁ осн получим:

Из полученной зависимости следует, что при q * термический КПД цикла с перегревом будет больше КПД основного цикла, если .

Более углублённый термодинамический анализ показывает, что для ↑ КПД цикла с прмперегревом необходимо правильно выбрать t_b и Р_П.П.=Р_а=Р_b. Оптимальное значение t_b в т. b соответствует:

Однократный промперегрев ↑ КПД на 3,5÷4 %, 2х кратный – на +1,5 %, 3х кратный на +0,5 %. Поэтому 3х кратный перегрев признан экономически нецелесообразным и не используется. 2х кратный используется на ПТУ с закритическими параметрами пара.

Изменение конечного давления P₂=var

однако при уменьшении Р₂ резко ↑ удельный объём пара. Рост удельного объёма пара приводит к увеличению габаритов выхлопной части турбины. При очень низком давлении (на уровне 0,003÷0,004 МПа) и высоком расходе пара в турбине приходиться разделять поток выходящего пара на 2 потока, соответственно изготовить 2 части низкого давления.

При этом ↑ расход электроэнергии на собственные нужды установки (на прокачку воды по трубкам конденсатора).

Поэтому давление пара Р₂ в современных ПТУ находится в пределах 0,003÷0,006 МПа.

Источник