Енергосистема України

Зміст

Зміст. 2

1. ЗАВДАННЯ 6

2. Розрахунок  процесу розширення пари в  турбіні 9

3. Розрахунок  термодинамічних параметрів підігрівників  живильної та сітьової води 12

4. Тепловий розрахунок  теплофікаційної установки 14

5. Визначення  витрат пари на підігрівники живильної води 18

6. Тепловий розрахунок  турбоприводу живильного насосу. 29

7. Визначення  потужності турбіни та електричного  генератора. 31

8. Визначення  техніко-економічних показників  блоку. 34

9. Конструкторські  та гідравлічні розрахунки бойлерів  ТФУ 36

10. Розрахунок  конденсаційної установки 47

11. Додаток. 51

12. Висновки 62

13. Список використаної  літератури 65 Вступ

Об’єднана енергосистема  України стоїть в одному ряду з  найбільш потужними енергосистемами  промислово розвинутих країн. Встановлена  потужність всіх електростанцій України складає 54,2 млн. кВт, з яких частка теплових електростанцій Міненерго – 59%.

Всього на Україні  експлуатується 104 енергоблоки, значна частина яких працює вже більш  як 30 років, що суттєво перевищує  прийняту в світовій практиці межу фізичного та морального зносу.

Використання  палива непроектної якості, велика кількість пусків, низьке середнє  навантаження енергоблоків призводить до зростання долі електроенергії, що використовується на власні потреби  ТЕС. У зв’язку з цим в 1996 році вони в ряді випадків на 30 – 45% перевищували проектні значення.

На збільшення витрат палива впливає також вимушене зменшення обсягів капітальних  ремонтів, зумовлене браком коштів через кризу неплатежів за вироблену  енергію.

Вказані фактори  призвели до абсолютного підвищення питомих витрат умовного палива на відпуск у 1996 році електричної енергії на 18,9 г/кВт×г і теплової на 4,5 кг/Гкал порівняно з 1900 роком. Якщо порівнювати з 1995 роком, то в 1996 році мало місце незначне зростання питомих витрат на виробництво електроенергії – на 0,7 г/кВт×г, а по тепловій енергії питомі витрати знизилися на 0,4 кг/Гкал. До цього слід додати, що питомі витрати палива загалом на електростанціях Міненерго України не перевищують нормативних показників і, порівняно з ними, в 1996 році досягнуто економії у 81,3 тис. т.у.п.

Щодо електричних  мереж, то в останні роки наявна тенденція  до зростання технологічних витрат електроенергії (ТВЕ) на її транспортування. Так, для Міненерго України у 1996 році, порівняно з 1995 роком, вони зросли на 1,29% і склали 13,32%.

Основними причинами  зростання ТВЕ є:

- зміна структури  електроспоживання за рахунок  зменшення частини споживачів, безпосередньо  приєднаних до мереж напругою 110 кВ і вище та зменшення  транзитних перетоків по магістральних мережах;

- підвищення  комерційної складової витрат  за рахунок значної кількості  пільгових категорій споживачів, крадіжок та несплаченої частини  електроенергії;

- вимушеної роботи  в неоптимальних режимах, що  пов’язане з обмеженням електроспоживання в години максимальних навантажень;

- погіршенням  технічного стану електричних  мереж внаслідок зменшення обсягів  капремонту, реконструкції та заміни  спрацьованого обладнання.

Для подальшого зменшення питомих витрат на виробництво  і транспортування енергії на підприємствах Міненерго проводиться цілеспрямована робота щодо енергозбереження та підвищення ефективності роботи енергообладнання.

У цьому напрямі  загалом Міненерго зроблено:

- розроблено  і затверджено “Основні заходи  щодо забезпечення енергозбереження в галузі у 1997 році”;

- розроблено  і затверджено “Концепцію розвитку  автоматизованих систем обліку  електроенергії в умовах енергоринку”;

- розроблено  “Галузеву програму заходів з  енергозбереження на період до 2000 року”.

Урядом України  прийнята Національна енергетична програма на період до 2010 року, якою передбачена широкомасштабна реконструкція та технічне переозброєння діючих енергетичних об’єктів з впровадженням нової техніки та прогресивних технологій. Загальна сума на здійснення такої програми визначається 9 млрд. дол. США.

Серед найважливіших  проектів, які мають бути реалізовані  в найближчий час, слід назвати:

- впровадження  блоку 125 МВт з котлом циркулюючого  киплячого шару на Луганській  ТЕС;

- реалізація  пілотного проекту реабілітації  вугільних ТЕС із застосуванням аркових топок (блок № 8 Зміївської ТЕС);

- реконструкція  блоків 800 МВт Вуглегірської ТЕС  шляхом впровадження газотурбінної  надбудови та ряд інших.

У співпраці  зі Світовим Банком проробляються проекти  реконструкції енергоблоків № 6, 7, 8 Криворізької ТЕС та завершення будівництва Дністровської ГАЕС. Окремими проектами планується розв’язання питань, пов’язаних з охороною навколишнього середовища та енергозбереженням. [З доповіді Ю.Улітіча на 2-ій міжнародній науково-практичній конференції “Управління енерговикористанням” 3-6 червня 1997 р.].

Затверджено

Зав. кафедрою ТЕГ

Ткаченко  С.Й.

1. ЗАВДАННЯ

Розрахувати теплову  схему блоку ТЕС 300 МВт та визначити  головні конструктивні характеристики ТФУ.

1. Розрахунок  процесу розширення пари в  турбіні.

2. Розрахунок  термодинамічних параметрів підігрівників  живильної та сітьової води.

3. Тепловий розрахунок  теплофікаційної установки.

4. Визначення  витрат пари на підігрівники  живильної води.

5. Тепловий розрахунок  трубопроводу живильного насосу.

6. Визначення потужності турбіни та електричного генератора.

7. Визначення  техніко-економічних показників  блоку.

8. Конструкторські  та гідравлічні розрахунки бойлерів  ТФУ.

9. Розрахунок  конденсаційної установки.

Чисельні характеристики завдання наведені в таблиці 1.

Таблиця 1.

Дата захисту: до 6 грудня 1998 року.

Завдання видав: Головченко О.М.

Завдання прийняв: _ Іванько М.М.

Дата: 24 вересня 1998 року.

Початкові дані:

hцвт = 0.81;

hцст = 0.9;

hцнт = 0.84;

hжн = 0.75;

hмех = 0.98;

hмуфти = 0.98;

hтжн = 0.8;

hг = 0.99;

hсн = 0.96;

hпг = 0.91;

hтр = 0.98.

Dt3 = Dt4 = Dt5 = Dt6 = 3°C;

Dt7 =Dt8 = Dt9 =1°C.

x0 = x1 = x2 = x3 = 0,05.

x4 = x5 = x6 = x7 = x8= x9 = 0,08.

P0 = 0.95×Pпг = 0.95·29 = 27,55 МПа;

P1 = 0.235×P0 = 0.235·27,55 = 6,47 МПа;

= P2 = 0.1666×P0 = 0.1666·27,55 = 4,589 МПа;

P3 = 0.0071×P0 = 0.0071·27,55 = 1,85 МПа;

P4 = 0.0271×P0 = 0.0271·27,55 = 0,75 МПа;

P5 = 0.015×P0 = 0.015·27,55 = 0,41 МПа;

Pпп = 0,9×= 0,9×4,589 = 4,13 МПа;

= P6 = 0.009583×P0 = 0.009583×27,55 = 0,26 МПа;

P7 = 0.00471×P0 = 0.00471×27,55 = 0,13 МПа;

= Pк = 3 кПа;

Gпг = KG×264 = 1×264 = 264 кг/с.

2. Розрахунок процесу розширення пари в турбіні

Рис. 3. Процес розширення пари в турбіні.

Для циліндра високого тиску:

i0 = 3450 кДж/кг;

=2930 кДж/кг;

= i0 – = 3450 – 2930 = 520 кДж/кг;

=·hцвт = 520·0,81 = 421,2 кДж/кг;

= i0 – = 3450 – 421,2 = 3028,8 кДж/кг;

i1 = 3100 кДж/кг;

i2 = = 3028,8 кДж/кг.

Для циліндра середнього тиску:

iпп = 3670 кДж/кг;

= 2860 кДж/кг;

= i0 – = 3670 – 2860 = 810 кДж/кг;

=·hцcт = 810·0,9 = 729 кДж/кг;

= iпп – = 3670 – 729 = 2941 кДж/кг;

i3 = 3430 кДж/кг;

i4 = 3190 кДж/кг;

i5 = 3040 кДж/кг;

i6 = = 2941 кДж/кг.

Для циліндра низького тиску:

= 2230 кДж/кг;

= – = 2941 – 2230 = 711 кДж/кг;

=·hцнт = 711·0,84 = 597,24 кДж/кг;

= – = 2941 – 597,24 = 2343,76 кДж/кг;

i7 = 2820 кДж/кг;

i8 = 2730 кДж/кг;

i9 = 2610 кДж/кг.

3. Розрахунок термодинамічних  параметрів підігрівників  живильної та сітьової  води

Тиск пари у  відборах: Температура пари у відборах:

Pi’ = (1 - xi)×Pi; ti’ = f (Pi’) = °C.

P1’ = 0,95 ×6,47 = 6,1465 МПа; t1’ = f (P1’) = 280°C;

P2’ = 0,95 ×4,589 = 4,35955 МПа; t2’ = f (P2’) = 255°C;

P3’ = 0,95 ×1,85 = 1,7575 МПа; t3’ = f (P3’) = 210°C;

P4’ = 0,92 ×0,75 = 0,69 МПа; t4’ = f (P4’) = 165°C;

P5’ = 0,92 ×0,41 = 0,3772 МПа; t5’ = f (P5’) = 140°C;

P6’ = 0,92 ×0,26 = 0,239 МПа; t6’ = f (P6’) = 125°C;

P7’ = 0,92 ×0,13 = 0,1196 МПа; t7’ = f (P7’) = 105°C;

P8’ = 0,92 ×0,07 = 0,0644 МПа; t8’ = f (P8’) = 85°C;

P9’ = 0,92 ×0,03 = 0,0276 МПа. t9’ = f (P9’) = 65°C.

Ентальпії пари у відборах (знайдені в п.3):

i1 = 3100 кДж/кг;

i2 = 3030 кДж/кг;

i3 = 3430 кДж/кг;

i4 = 3190 кДж/кг;

i5 = 3040 кДж/кг;

i6 = 2940 кДж/кг;

i7 = 2820 кДж/кг;

i8 = 2730 кДж/кг;

i9 = 2610 кДж/кг.

4. Тепловий розрахунок  теплофікаційної  установки

Дано:

tосв=70°C

tпсв==150°C

=73°C

=120°C

Приймаємо:

t'пб= t'4 = 165°C

t'об= t'6 = 125°C

= i4 = 3190 кДж/кг

= i6 = 2940 кДж/кг

Визначимо витрату  сітьової води:

GСВ = Qтфу×103/(CpВ(tПСВ  – tОСВ)) = 15×103/(4,2×(150 – 70)) = 44,643 кг/с.

а). Визначення витрати  пари на ПБ.

= Сpв·= 4.2×120 = 504 кДж/кг;

= iпсв= Сpв·tпсв= 4.2×150 = 630 кДж/кг;

= Сpв·t'пб = 4.2×165 = 693 кДж/кг.

Рівняння теплового  балансу:

GСВ ×iОБВВ + GПБП  ×iПСВ4 = GСВ ×iПБВВ + GПБДР ×iПБДР;

GПБП = GПБДР.

GПБП = GПБДР = (GСВ ×iПБВВ - GСВ ×iОБВВ)/( iПСВ4 - iПБДР) =

= (44,643 ×630 - 44,643 ×504)/(3190 - 693) = 2,253 кг/с.

б). Визначення витрати  пари на ОБ.

=Сpв·= 4.2·73 = 306.6 кДж/кг;

= Сpв·t'об = 4.2·125 = 525 кДж/кг.

Рівняння теплового  балансу:

GСВ ×iОДВВ + GОБП  ×i6 + GПБДР ×iПБДР = GСВ ×iОБВВ + GОБДР  ×iОБДР;

GОБДР = GПБДР + GОБП.

GОБДР = [GСВ×(iОБВВ - iОДВВ) + GПБДР×(i6 - iПБДР)] / (i6 - iОБДР) =

= [44,643×(504 – 306,6) + 2,253×(2941 - 693)] / (2941 - 525) = 5,744 кг/с.

GОБП = GОБДР - GПБДР = 5,744 - 2,253 = 3,491 кг/с.