Методология и расчет тепловой схемы конденсационного энергоблока: Полное руководство для курсовой работы

В мире, где энергетическая безопасность и эффективность играют ключевую роль, понимание принципов работы тепловых электростанций становится не просто академическим интересом, а жизненно важной инженерной компетенцией. Доля тепловых электростанций (ТЭС) в выработке электроэнергии в России достигает примерно 70%, а в мировом масштабе — около 76%. Среди них конденсационные электростанции (КЭС), использующие конденсационные турбины, производят около 65% всей электроэнергии, генерируемой на ТЭС. Эти цифры убедительно демонстрируют, что глубокое знание тепловых схем конденсационных энергоблоков является фундаментом для любого специалиста в области теплоэнергетики, поскольку КЭС остаются основой энергетической инфраструктуры.

Настоящее руководство призвано стать исчерпывающим пособием для студентов инженерно-технических вузов, выполняющих курсовую работу по расчету тепловой схемы конденсационного энергоблока. Мы не просто представим алгоритмы и формулы, но и углубимся в методологию, предоставим детальные пояснения, примеры и исторический контекст, чтобы каждый элемент расчета стал понятным и логичным. От теоретических основ термодинамики до современных программных средств – каждая глава этого руководства расширит ваше понимание, позволит избежать типичных ошибок и подготовит вас к успешной защите курсовой работы, а также к будущей профессиональной деятельности, обеспечивая практическую готовность к реальным инженерным задачам.

Общие принципы и элементы тепловой схемы конденсационного энергоблока

Конденсационный энергоблок — это не просто совокупность машин, но сложная, взаимосвязанная система, сердцем которой является процесс преобразования тепловой энергии топлива в электрическую. Понимание этой системы начинается с ее фундаментальных принципов, назначения и роли в глобальной энергетике.

Назначение и классификация ТЭС: конденсационные и теплофикационные станции

Тепловые электрические станции (ТЭС) являются краеугольным камнем современной энергетики. Их основная задача — преобразование химической энергии топлива, выделяемой при сжигании (будь то уголь, газ, мазут или торф), в тепловую, а затем в электрическую энергию. В масштабах России и мира ТЭС сохраняют доминирующее положение, обеспечивая львиную долю электроснабжения.

Среди ТЭС выделяются два основных типа: конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Конденсационные электростанции (КЭС), также известные как ГРЭС (государственные районные электростанции), специализируются исключительно на выработке электроэнергии. Их характерной чертой является то, что весь отработавший пар после турбины направляется в конденсатор, где максимально полно отдаёт свою теплоту охлаждающей воде. Это позволяет достичь максимально возможной выработки электроэнергии при заданных начальных параметрах пара. Именно КЭС, использующие конденсационные турбины, являются наиболее распространенным типом паровых турбин и вырабатывают около 65% электроэнергии на ТЭС.

В отличие от КЭС, теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) не только производят электроэнергию, но и являются источниками тепловой энергии для систем централизованного теплоснабжения (отопление, горячее водоснабжение). Это достигается за счет отбора пара из промежуточных ступеней турбины или из специального теплофикационного отбора, который затем используется для нагрева сетевой воды. Такой комбинированный подход повышает общий коэффициент использования топлива, но, как правило, снижает электрический КПД по сравнению с чисто конденсационными установками.

Для КЭС с относительно низкими начальными параметрами пара (например, начальное давление 9 МПа и ниже) характерна неблочная структура. Это означает, что парогенераторы могут работать на общие магистрали свежего пара и питательной воды, что обеспечивает большую гибкость в эксплуатации и ремонте. Однако современные мощные энергоблоки, как правило, работают по блочной схеме, где один парогенератор жестко связан с одной турбиной и генератором.

Принципиальная тепловая схема: основные узлы и их функции

Принципиальная тепловая схема (ПТС) — это графическое представление всех основных и вспомогательных элементов электростанции, показывающее потоки рабочего тела (воды, пара) и их взаимодействие. Это своего рода «дорожная карта» для понимания работы всего энергоблока.

Основные узлы тепловой схемы конденсационного энергоблока:

1. Парогенератор (Котел): Здесь происходит превращение воды в перегретый пар за счет сжигания топлива. Это сердце станции, где генерируется первичный источник энергии. Пар высокого давления и температуры поступает в турбину.
2. Паровая турбина: Механизм, в котором потенциальная энергия пара (давление, температура) преобразуется в кинетическую энергию, а затем в механическую энергию вращения ротора. Турбина состоит из нескольких цилиндров (ЦВД – цилиндр высокого давления, ЦСД – цилиндр среднего давления, ЦНД – цилиндр низкого давления), где пар последовательно расширяется. В конденсационных турбоагрегатах весь отработавший пар после ЦНД поступает в конденсатор.
3. Электрогенератор: Соединен с турбиной и преобразует механическую энергию вращения ротора в электрическую энергию.
4. Конденсатор (К): Ключевой элемент, где отработавший в турбине пар, имеющий низкое давление (P_к), конденсируется (превращается в воду) за счет передачи теплоты охлаждающей циркуляционной воде. Поддержание глубокого вакуума в конденсаторе критически важно для максимального перепада давления на турбине и, следовательно, для ее экономичности.
5. Конденсатные насосы (КН): Перекачивают конденсат из конденсатора.
6. Регенеративные подогреватели (ПНД – подогреватели низкого давления, ПВД – подогреватели высокого давления): Эти аппараты служат для подогрева основного конденсата и питательной воды отборным паром из турбины. Это один из важнейших механизмов повышения тепловой экономичности цикла. Теплота отработавшего в турбине пара, которая иначе была бы потеряна в конденсаторе, возвращается обратно в цикл (регенерируется).
7. Деаэратор: Устройство для удаления из воды растворенных газов (кислорода O₂ и углекислого газа CO₂), которые вызывают коррозию оборудования. Деаэратор подогревает воду до температуры насыщения, при которой растворимость газов минимальна. Используется для деаэрации питательной воды перед подачей в парогенератор и подпиточной воды.
8. Питательные насосы (ПН): Подают подогретую и деаэрированную питательную воду в парогенератор под высоким давлением.

Все эти элементы работают в едином цикле, где вода циркулирует, превращаясь в пар, расширяясь в турбине, конденсируясь и вновь возвращаясь в парогенератор. Тепловая схема является обязательным конструкторским документом, разрабатываемым на всех этапах проектирования и эксплуатации паровых турбоустановок.

Влияние промежуточного перегрева пара на экономичность и надежность

Промежуточный перегрев пара — это не просто дополнительная ступень нагрева, а высокоэффективный метод повышения экономичности и надежности паротурбинных установок. Его суть заключается в том, что после частичного расширения в цилиндре высокого давления (ЦВД) пар направляется обратно в парогенератор (или специальный промежуточный перегреватель), где его температура вновь повышается, а затем он подается в цилиндр среднего давления (ЦСД) турбины.

Количественное влияние на экономичность: Теоретически, введение однократного промежуточного перегрева позволяет увеличить тепловую экономичность цикла паротурбинной установки на 7%. Однако в реальных условиях, с учетом потерь давления в трубопроводах и самом промежуточном перегревателе, фактический выигрыш составляет около 4%. В некоторых случаях однократный промежуточный перегрев может повысить экономичность цикла на 6–8%, но потери давления и теплоты снижают этот выигрыш на 1–1,5%. И что из этого следует? Даже при незначительных потерях давления, промежуточный перегрев остаётся одним из наиболее действенных способов повышения КПД станции, что напрямую влияет на сокращение расхода топлива и, как следствие, на эксплуатационные затраты.

Влияние на надежность: Одно из важнейших преимуществ промежуточного перегрева — значительное уменьшение влажности пара, проходящего через последние ступени цилиндра низкого давления (ЦНД). Без промежуточного перегрева влажность пара в конце расширения могла бы достигать критических значений (15-18% и более), что приводит к интенсивной эрозии лопаток турбины. Промежуточный перегрев снижает конечную влажность пара до допустимых 12–13%, предотвращая эрозию и тем самым повышая надежность и срок службы лопаточного аппарата турбины. Меньшая влажность также способствует увеличению внутреннего КПД последних ступеней турбины, поскольку снижаются потери энергии, связанные с движением капель воды.

Регенеративный подогрев питательной воды: эффект и схемы включения

Регенерация — это фундаментальный принцип термодинамических циклов, применяемый для повышения их эффективности. В тепловой схеме конденсационного энергоблока регенеративная установка турбоагрегата служит для подогрева основного конденсата и питательной воды отборным паром из турбины. Цель — вернуть в цикл теплоту, которая иначе была бы безвозвратно потеряна с охлаждающей водой в конденсаторе.

Принцип работы: По мере расширения в турбине, пар имеет разные параметры на различных ступенях. Часть этого пара, вместо того чтобы направляться дальше в сторону конденсатора, отбирается и используется для подогрева воды в регенеративных подогревателях. Таким образом, температура питательной воды, поступающей в парогенератор, повышается, что снижает потребность в подводе тепла извне (за счет сжигания топлива).

Количественный эффект: Применение регенеративного подогрева питательной воды на тепловых электростанциях (ТЭС) приводит к значительному увеличению КПД паросиловой установки. Это увеличение может составлять от 10% до 12% за счет существенного снижения потерь теплоты в конденсаторе. Для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), особенно работающих с малым пропуском пара в конденсатор (т.е., с высоким теплофикационным отбором), электрический КПД турбоустановки может возрастать на 20–25% по сравнению с турбоустановками без регенеративного подогрева. Это обусловлено тем, что отбираемый пар выполняет двойную функцию: он не только подогревает питательную воду, но и используется для полезной работы, предотвращая его бесполезный сброс в конденсатор. И что из этого следует? Регенерация является краеугольным камнем повышения эффективности цикла Ренкина, позволяя экономить значительное количество топлива и существенно снижая экологическую нагрузку на окружающую среду.

Типовые схемы организации: Регенеративная система обычно состоит из нескольких ступеней подогревателей, работающих под разными давлениями:

• Подогреватели низкого давления (ПНД): Используют пар из отборов после ЦСД или ЦНД для подогрева основного конденсата. Обычно это поверхностные теплообменники, где пар конденсируется на внешней стороне труб, а конденсат, проходящий внутри труб, нагревается.
• Деаэратор: Часто является подогревателем смешивающего типа, в котором пар из отбора смешивается непосредственно с водой, подогревая ее и одновременно удаляя растворенные газы.
• Подогреватели высокого давления (ПВД): Используют пар из отборов после ЦВД или ЦСД для подогрева питательной воды после деаэратора, до ее подачи в парогенератор. Это также, как правило, поверхностные теплообменники.

Количество ступеней регенеративного подогрева определяется оптимальным технико-экономическим расчетом и может варьироваться от 3-4 до 7-9 и более, в зависимости от мощности и начальных параметров энергоблока. Чем больше ступеней, тем выше теоретический КПД, но тем сложнее и дороже становится установка.

Термодинамические основы и графическое представление процессов

Для инженера-теплоэнергетика термодинамика — это язык, на котором говорят потоки энергии и вещества. Без глубокого понимания термодинамических основ невозможно не только рассчитать, но и по-настоящему понять процессы, происходящие в тепловой схеме.

Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара

В основе любого теплотехнического расчета лежит точное знание свойств рабочего тела – воды и водяного пара. Инженерные расчеты процессов изменения состояния воды и пара, а также анализ паровых циклов, осуществляются с использованием специализированных таблиц термодинамических свойств.

Эти таблицы являются результатом многолетних научных исследований и экспериментов. В России признанными стандартами являются таблицы, разработанные выдающимися учеными: М.П. Вукаловичем, С.Л. Ривкиным и А.А. Александровым. Эти справочники охватывают чрезвычайно широкий диапазон давлений (от 0,0061 бар до 1000 бар) и температур (от 0 °C до 1000 °C), что позволяет использовать их для расчетов самых разнообразных энергетических установок, от низкопараметрических до сверхкритических.

Надежность и международные стандарты: Важно отметить, что данные в этих таблицах составлены на основании надежных экспериментальных данных. Они согласованы с результатами экспериментов и расчетными величинами в мировом масштабе и используют международные уравнения, в том числе разработанные Международной ассоциацией по свойствам воды и водяного пара (IAPWS – International Association for the Properties of Water and Steam). Стандарт IAPWS-IF97, например, является общепринятым для расчетов в энергетике.

Структура и применение: Таблицы описывают свойства воды и водяного пара в различных агрегатных состояниях:

• Состояние насыщения: Здесь свойства рабочего тела представлены как функции от температуры или давления. Отдельно указываются параметры на линии x = 0 (вода в состоянии насыщения) и x = 1 (сухой насыщенный пар). Для насыщенного пара достаточно знать один параметр (температуру или давление), чтобы однозначно определить все остальные (энтальпию i, энтропию s, удельный объем v и т.д.).
  • x – это степень сухости пара, показывающая долю сухого пара в 1 кг влажного пара.
• Недонасыщенная (переохлажденная) жидкость: Вода, температура которой ниже температуры насыщения при данном давлении.
• Перегретый пар: Пар, температура которого выше температуры насыщения при данном давлении. Для определения параметров переохлажденной жидкости и перегретого пара необходимо знать как минимум два независимых параметра, например, температуру и давление.

Использование этих таблиц позволяет с высокой точностью определять энтальпию, энтропию, удельный объем и другие параметры в каждой точке тепловой схемы, что является основой для составления тепловых и материальных балансов.

h-s диаграмма (диаграмма Молье): построение и анализ

h-s диаграмма, или диаграмма Молье, является незаменимым инструментом для графического анализа термодинамических процессов, особенно для визуализации расширения пара в турбине. Она представляет собой график зависимости энтальпии (h) от энтропии (s) при различных давлениях и температурах.

Основные линии на h-s диаграмме:

• Изобары: Линии постоянного давления. На диаграмме они расходятся от точки насыщения (критической точки) веером.
• Изотермы: Линии постоянной температуры. В области перегретого пара они совпадают с изобарами на больших давлениях, а затем расходятся. В области влажного пара они совпадают с изобарами.
• Изоэнтропы: Вертикальные линии постоянной энтропии. Идеальный (изоэнтропийный) процесс расширения или сжатия отображается вертикальной линией.
• Линия насыщения: Разделяет область влажного пара от области перегретого пара (справа) и переохлажденной жидкости (слева). Внутри этой линии расположены линии постоянной сухости пара x = const.

Построение процесса расширения пара в турбине:

1. Начальная точка (перед стопорным клапаном): Определяется по заданным начальным параметрам – давлению P₀ и температуре t₀. Эта точка обычно находится в области перегретого пара.
2. Процесс дросселирования на стопорно-регулирующих клапанах: Это процесс, при котором давление пара снижается, но энтальпия остается практически неизменной (h = const). На h-s диаграмме это изображается горизонтальной линией, идущей вправо от начальной точки. Потеря давления при дросселировании обычно составляет 2-5%. Например, если P₀ = 13 МПа, то после дросселирования P_др = 0.98 ⋅ P₀.
3. Изоэнтропийное расширение в ЦВД: Идеальный процесс расширения пара без потерь теплоты и трения. На h-s диаграмме он изображается вертикальной линией (изоэнтропой) вниз от точки после дросселирования до давления первого отбора или промежуточного перегрева.
4. Реальный процесс расширения: В действительности, из-за внутренних потерь энергии в проточной части турбины (трение, вихреобразование), процесс расширения не является изоэнтропийным. Он происходит с увеличением энтропии. Для учета этих потерь используется внутренний относительный КПД цилиндра (например, η^ЦВД_вн = 87%).
   • Реальный процесс расширения строится путем отложения от точки конца изоэнтропийного расширения по изобаре конечного давления отрезка, соответствующего разнице энтальпий. Фактическое падение энтальпии (работоспособность) будет меньше изоэнтропийного падения.
   • Δh_{реальное} = η_вн ⋅ Δh_{изоэнтропийное}
   • Новая энтальпия h_{конечная} = h_{начальная} — Δh_{реальное}
5. Точки нерегулируемых отборов турбины: Эти точки находятся на пересечении линии реального процесса расширения и изобар, соответствующих давлениям в отборах. В этих точках пар отбирается для регенеративных подогревателей.
6. Промежуточный перегрев: Если предусмотрен, после расширения в ЦВД пар выходит с определенными параметрами, затем его энтальпия повышается в промежуточном перегревателе (h = const при P = const), что на диаграмме будет выглядеть как движение вправо по изобаре. Далее следует расширение в ЦСД и ЦНД.
7. Конечное состояние в конденсаторе: Расширение продолжается до давления в конденсаторе P_к. Конечная точка расширения определяет влажность пара, поступающего в конденсатор.

h-s диаграмма позволяет не только визуализировать процесс, но и графически определять энтальпии, энтропии и степени сухости пара в любой точке, что существенно упрощает расчеты и анализ термодинамической эффективности.

Определение параметров в ключевых точках схемы

Для детального расчета тепловой схемы необходимо с высокой точностью определить параметры состояния рабочего тела (пара или воды) в каждой ключевой точке. Эти точки включают в себя вход и выход из каждого основного и вспомогательного аппарата: парогенератора, турбины (перед каждым отбором и на выходе), конденсатора, конденсатных насосов, деаэратора, питательных насосов, ПНД и ПВД.

Методика использования h-s диаграммы и таблиц:

1. Использование h-s диаграммы для турбины:
   • После построения процесса расширения пара на h-s диаграмме, как описано выше, энтальпии h и энтропии s в точках перед каждым отбором и на выходе из турбины могут быть непосредственно считаны с диаграммы.
   • Особое внимание уделяется точкам, где пар становится влажным. На h-s диаграмме линии постоянной сухости x = const позволяют легко определить влажность пара. Это критически важно для оценки эрозии лопаток в ЦНД.
2. Использование таблиц термодинамических свойств:
   • Для точек, где параметры пара точно заданы (например, начальные параметры P₀, t₀ перед турбиной), или где необходимо получить высокую точность, используются таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара (Ривкина, Александрова).
   • Пример: Если известен P и t для перегретого пара, можно найти h и s по таблицам перегретого пара.
   • Пример: Для насыщенной воды или сухого насыщенного пара при заданном давлении или температуре, h’, h», s’, s» (энтальпии и энтропии воды и сухого пара на линии насыщения) берутся из таблиц насыщения.
   • Для влажного пара: Если пар влажный (т.е. 0 < x < 1), его энтальпия h_влажн и энтропия s_влажн рассчитываются по формулам:
     hвлажн = h' + x ⋅ (h'' - h')
sвлажн = s' + x ⋅ (s'' - s')

     Где h’ и s’ — энтальпия и энтропия кипящей жидкости, h» и s» — энтальпия и энтропия сухого насыщенного пара при той же температуре/давлении насыщения. Степень сухости x определяется исходя из положения точки на h-s диаграмме или из уравнения теплового баланса.

3. Определение параметров воды в жидком состоянии:
   • Энтальпия воды, особенно недогретой, в большей степени зависит от температуры, чем от давления. Приближенно можно принять энтальпию воды h_в равной энтальпии кипящей воды h’ при той же температуре. Более точно, можно использовать таблицы переохлажденной жидкости или формулы: h_в ≈ c_p ⋅ t_в, где c_p — удельная теплоемкость воды.
   • Повышение энтальпии воды в насосах рассчитывается по формуле: Δh_Н = (v_в ⋅ ΔP_Н) / η_Н, где v_в — удельный объем воды, ΔP_Н — повышение давления, η_Н — КПД насоса.

Тщательное и последовательное определение параметров в каждой точке схемы является залогом корректного выполнения дальнейших тепловых и материальных балансов.

Алгоритмы расчета тепловых и материальных балансов элементов схемы

Расчет тепловых и материальных балансов — это ключевой этап проектирования и анализа тепловой схемы. Эти балансы основываются на фундаментальных законах сохранения массы и энергии, обеспечивая количественное описание потоков рабочего тела и энергии в каждом аппарате.

Расчет теплового баланса конденсатора

Конденсатор является одним из важнейших элементов тепловой схемы, поскольку в нем происходит отвод значительной части теплоты, не преобразованной в полезную работу. Эффективность работы конденсатора напрямую влияет на экономичность всей турбоустановки.

Принцип работы: Отработавший пар из турбины поступает в конденсатор, где контактирует с охлаждающей водой. Пар конденсируется, передавая свою скрытую теплоту парообразования охлаждающей воде, которая затем сбрасывается или направляется на градирни для повторного охлаждения.

Уравнение теплового баланса конденсатора:

Теплота, отводимая в конденсаторе (Q_к), определяется как теплообмен между паром и охлаждающей водой:

где:

• G_п — массовый расход пара в конденсатор, кг/с;
• i_к — энтальпия пара на входе в конденсатор (т.е. энтальпия отработавшего пара из турбины), кДж/кг;
• i’_к — энтальпия конденсата на выходе из конденсатора (принимается равной энтальпии кипящей воды при давлении в конденсаторе), кДж/кг;
• G_охл.в — массовый расход охлаждающей воды, кг/с;
• c_p — удельная теплоемкость охлаждающей воды (≈ 4.187 кДж/(кг·°C));
• t_{охл.в.вых} — температура охлаждающей воды на выходе из конденсатора, °C;
• t_{охл.в.вх} — температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, °C.

Определение требуемой площади поверхности теплопередачи F_к:

Площадь поверхности охлаждения конденсатора является ключевым конструктивным параметром и определяется из уравнения теплообмена:

Отсюда:

где:

• k_к — средний коэффициент теплопередачи конденсатора, Вт/(м²·°C) или кДж/(м²·с·°C). Его значение зависит от конструкции конденсатора, скорости охлаждающей воды, чистоты труб и других факторов.
• Δt_ср — средняя разность температур между паром и охлаждающей водой. Для противоточного теплообменника это может быть логарифмическая средняя разность температур:
  Δtср = (Δt1 - Δt2) / ln(Δt1 / Δt2)

  где Δt₁ = t_к — t_{охл.в.вых} и Δt₂ = t_к — t_{охл.в.вх}, а t_к — температура насыщения пара в конденсаторе.

Влияние температуры охлаждающей воды и давления пара:

• Температура охлаждающей воды на входе: При проектировании или расчете курсовой работы она принимается в зависимости от климатических условий и источника водоснабжения электростанции: 10, 12, 15, 20 или 25 °C. Чем ниже температура воды, тем эффективнее конденсация и тем глубже вакуум в конденсаторе.
• Температура конденсата: Принимается равной температуре насыщения пара, соответствующей его давлению при входе в конденсатор. Поддержание низкого давления в конденсаторе (глубокого вакуума) является критическим для повышения теплового перепада в турбине и, как следствие, ее мощности и экономичности.

Тепловой и материальный баланс деаэратора

Деаэратор — это не только подогреватель, но и ключевое устройство для защиты энергетического оборудования от коррозии путем удаления растворенных газов (O₂, CO₂). Расчет деаэратора всегда включает составление как материального, так и теплового балансов.

Принцип работы: В деаэратор поступают несколько потоков воды (конденсат после ПНД, подпиточная вода, дренажи) и греющий пар из отбора турбины. Пар подогревает воду до температуры насыщения при давлении в деаэраторе, что приводит к выделению газов из воды. Газы вместе с небольшим количеством пара (выпар) удаляются из деаэратора.

Материальный баланс деаэратора: Закон сохранения массы гласит, что масса всех входящих потоков должна быть равна массе всех исходящих потоков.

где:

• D_вд — расход воды на выходе из деаэратора (питательная вода), кг/с;
• D_выпар — расход выпара, кг/с (обычно 0.1-0.2% от расхода свежего пара на турбину);
• D_д — расход греющего пара на деаэратор, кг/с;
• D_пв — расход подпиточной воды, кг/с;
• D_др — сумма расходов дренажей от других подогревателей, поступающих в деаэратор, кг/с.

Для упрощения, если известны все входящие потоки, то: D_вд = D_д + D_пв + D_др — D_выпар

Тепловой баланс деаэратора: Закон сохранения энергии гласит, что сумма теплоты, подводимой к деаэратору, равна сумме теплоты, отводимой от него.

Или, в приведенном в фактах виде, если рассматривать все потоки воды на входе в деаэратор как один обобщенный поток D_в4 с энтальпией i_в4:

где:

• i_дпв (или i_вд) — энтальпия воды на выходе из деаэратора (питательной воды), кДж/кг;
• i_д — энтальпия греющего пара на деаэратор (из отбора турбины), кДж/кг;
• i_п (или i_выпар) — энтальпия выпара, кДж/кг (обычно принимается равной энтальпии греющего пара или сухого насыщенного пара при давлении деаэратора);
• i_в4 — энтальпия воды на входе в деаэратор (обобщенная энтальпия всех входящих водяных потоков), кДж/кг.

Из этого уравнения можно определить неизвестный расход греющего пара D_д, который является критически важным для баланса турбины.

Расчет регенеративных подогревателей (ПНД, ПВД)

Регенеративные подогреватели (ПНД – подогреватели низкого давления, ПВД – подогреватели высокого давления) являются ключевыми элементами системы регенерации. Их расчеты также базируются на уравнениях материального и теплового балансов, но с учетом специфики их конструкции (поверхностные или смешивающие).

Общий принцип: Теплота отбираемого из турбины пара используется для подогрева основного конденсата (в ПНД) или питательной воды (в ПВД).

1. Смешивающие подогреватели:
В смешивающих подогревателях греющий пар непосредственно смешивается с подогреваемой водой.

• Материальный баланс: Сумма масс входящих потоков равна массе исходящего потока.
  Dвх + Dпар = Dвых

  где D_вх — расход воды на входе, D_пар — расход греющего пара, D_вых — расход воды на выходе.

• Тепловой баланс: Сумма теплот, подводимых к подогревателю, равна сумме теплот, отводимых от него.
  Dвх ⋅ iвх + Dпар ⋅ iпар = Dвых ⋅ iвых

  где i_вх, i_пар, i_вых — энтальпии соответствующих потоков.

2. Поверхностные подогреватели:
В поверхностных подогревателях (наиболее распространены для ПНД и ПВД) греющий пар конденсируется на внешней стороне трубок, а подогреваемая вода протекает внутри трубок, не смешиваясь с паром. Образующийся конденсат греющего пара (дренаж) отводится.

• Материальный баланс:
  • По подогреваемой воде: D_вх = D_вых
  • По греющему пару и дренажу: D_пар = D_др
• Тепловой баланс: Теплота, отдаваемая греющим паром, равна теплоте, получаемой подогреваемой водой.
  Dпар ⋅ (iпар - iдр) = Dвх ⋅ (iвых - iвх)

  где i_пар — энтальпия греющего пара из отбора; i_др — энтальпия дренажа (принимается равной энтальпии кипящей воды при давлении в подогревателе); i_вх, i_вых — энтальпии подогреваемой воды на входе и выходе.

Из этих уравнений определяются расходы пара на каждый подогреватель, что необходимо для построения распределения расходов пара по турбине.

Расчет сетевых подогревателей и других вспомогательных аппаратов

Помимо регенеративных подогревателей, в схеме могут присутствовать и другие теплообменные аппараты, например, сетевые подогреватели (для ТЭЦ) или охладители эжекторов. Принципы их расчета схожи.

Расчет сетевых подогревателей (для ТЭЦ):
Сетевые подогреватели используют отборный пар турбины для подогрева сетевой воды, которая затем подается потребителям.

• Тепловой баланс:
  Dпар ⋅ (iпар - iдр) = Gсет.в ⋅ cp.сет.в ⋅ (tсет.в.вых - tсет.в.вх)

  где G_сет.в — расход сетевой воды; c_p.сет.в — удельная теплоемкость сетевой воды; t_{сет.в.вх}, t_{сет.в.вых} — температуры сетевой воды на входе и выходе.

Подогрев воды в питательном насосе:
При прохождении воды через питательный насос (ПН) происходит повышение ее давления и незначительный подогрев за счет преобразования механической энергии трения и потерь в тепловую. Этот подогрев необходимо учитывать, так как он влияет на энтальпию питательной воды перед подачей в котел.

Подогрев воды в питательном насосе (Δh_ПН) определяется по формуле:

где:

• v_ПН — удельный объем воды в ПН (можно взять как удельный объем воды на входе в насос), м³/кг;
• ΔP_ПН — повышение давления воды в насосе (разница между давлением на выходе из насоса и давлением на входе), Па;
• η_ПН — КПД питательного насоса (безразмерная величина, обычно 0.7-0.85).

Энтальпия питательной воды после питательного насоса (i_ПН) будет:

где i_{деаэратор} — энтальпия воды на выходе из деаэратора.

Последовательное выполнение этих расчетов для каждого элемента схемы позволяет составить полную картину распределения массовых и тепловых потоков, что является основой для оценки общей экономичности энергоблока.

Определение расхода пара и показателей тепловой экономичности

После того как все потоки и параметры в тепловой схеме определены, следующим шагом является количественная оценка эффективности работы энергоблока. Это включает определение основного рабочего параметра — расхода свежего пара на турбину — и расчет ключевых показателей тепловой экономичности.

Определение расхода свежего пара на турбину

Расход свежего пара на турбину (G₀) — это фундаментальный параметр, от которого зависит мощность энергоблока и его экономичность. Он представляет собой количество пара, которое парогенератор должен произвести для обеспечения заданной электрической мощности.

Формула для определения расхода свежего пара на турбину:
Расход свежего пара на турбину можно определить из уравнения мо��ности, при условии, что известна электрическая мощность турбоустановки (N_э) и энтальпии пара на входе и выходе из турбины (для упрощенного цикла без отборов). Однако в реальной схеме с отборами это уравнение несколько усложняется, поскольку часть пара отбирается из турбины до конденсатора. Более точная формула учитывает суммарное падение энтальпии пара во всех частях турбины с учетом отборов и внутренней экономичности.

Если принять, что вся работа совершается за счет разности энтальпий свежего пара и пара в конденсаторе (хотя это сильное допущение для реальной турбины с отборами), то можно записать:

где:

• G₀ — расход свежего пара на турбину, кг/с;
• N_э — электрическая мощность, МВт (или кВт), которую развивает генератор;
• i₀ — энтальпия свежего пара перед турбиной, кДж/кг;
• i_к — энтальпия пара в конденсаторе (или энтальпия отработавшего пара на выходе из турбины), кДж/кг.

Однако для более точного расчета G₀ в курсовой работе необходимо использовать итерационный метод, где сначала задается приблизительный расход G₀, затем рассчитываются все отборы и потоки в регенеративной схеме, после чего определяется суммарная выработка мощности турбины. Этот процесс повторяется до тех пор, пока расчетная мощность не сойдется с заданной.

Удельный расход пара на турбину (g₀):
Удельный расход пара на турбину — это количество пара, необходимое для создания единицы мощности (например, 1 кВт·ч электрической энергии) в единицу времени.

Этот показатель является важным критерием экономичности турбоустановки: чем меньше удельный расход пара, тем эффективнее работает турбина. И что из этого следует? Снижение удельного расхода пара напрямую коррелирует с уменьшением операционных затрат и повышением конкурентоспособности электростанции на рынке электроэнергии.

Показатели тепловой экономичности энергоблока

Показатели тепловой экономичности необходимы для комплексного анализа работы тепловых электростанций и оценки эффективности всего процесса преобразования энергии топлива в электрическую энергию. Они позволяют сравнивать различные энергоблоки, оценивать влияние модернизаций и оптимизировать режимы работы.

1. Абсолютный электрический КПД (КПД паротурбинной установки), η_ТУ:
   Этот показатель оценивает эффективность преобразования тепловой энергии, подводимой к турбоустановке, в электрическую энергию на клеммах генератора. Он учитывает потери в самой турбине (внутренние потери), а также потери в электрогенераторе.
   ηТУ = Nэ / Qподвед

   где Q_подвед — теплота, подведенная к турбине со свежим паром и промежуточным перегревом.

   Фактический электрический КПД конденсационных паротурбинных установок на ТЭС обычно находится в диапазоне от 30% до 40%. Современные и наиболее технологичные ТЭС способны достигать КПД до 45%.

2. КПД брутто энергоблока (η_{ЭН.бл бр}):
   Это более комплексный показатель, который учитывает эффективность всей тепловой схемы энергоблока, включая парогенератор, трубопроводы, турбоустановку и другие потери.
   ηЭН.бл бр = Nэ / (B ⋅ Qнр)

   где:

   • B — расход топлива на энергоблок, кг/ч или м³/ч;
   • Q_нр — низшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/кг или кДж/м³.

   КПД брутто энергоблоков конденсационных электростанций (КЭС/ГРЭС) составляет от 30% до 40%. Для современных пылеугольных ТЭС достижение КПД в 45-47% является целью, а в перспективе возможно до 52-55% за счет повышения параметров пара и использования передовых технологий.

3. КПД электростанции (блока), η_СТ:
   Это общий КПД, учитывающий потери теплоты и энергии в котлоагрегате (парогенераторе), трубопроводах и турбоустановке. Он может быть представлен как произведение частных КПД:
   ηСТ = ηКА ⋅ ηтр ⋅ ηТУ

   где:

   • η_КА — КПД котлоагрегата (парогенератора), учитывающий потери с уходящими газами, химический и физический недожог и другие.
   • η_тр — КПД трубопроводов (учитывает потери тепла в паропроводах и питательных трубопроводах).
   • η_ТУ — КПД турбоустановки.
4. Удельный расход теплоты (брутто) турбоустановки (q_ТУ):
   Этот показатель определяет, сколько теплоты необходимо подвести к турбоустановке для выработки единицы электрической энергии.
   qТУ = Qподвед / Nэ, кДж/кВт·ч

   Удельный расход тепловой энергии (УРТЭ) на выработку 1 кВт·ч электроэнергии для угольных ТЭС обычно составляет 9500–13000 кДж/кВт·ч. Для высокоэффективных парогазовых установок этот показатель может снижаться до 7400 кДж/кВт·ч.

Расчет и анализ собственных нужд электростанции

Собственные нужды электростанции (СН) — это энергия (электрическая или тепловая), которая расходуется на обеспечение работы самой станции. Это неизбежные эксплуатационные затраты, которые уменьшают чистую выработку электроэнергии, поступающую в энергосистему. Анализ и оптимизация СН является важной задачей для повышения общей экономичности.

Состав собственных нужд турбоустановки и станции в целом:
Собственные нужды включают привод множества механизмов:

• Турбоустановка:
  • Привод питательных насосов (ПН).
  • Привод конденсатных насосов (КН).
  • Привод дренажных насосов.
  • Приводы арматуры, систем автоматики и контроля (КИПиА).
• Котлоагрегат:
  • Дутьевые вентиляторы.
  • Дымососы.
  • Механизмы подачи топлива (топливоподачи, мельницы для угля).
  • Насосы рециркуляции.
• Общестанционные механизмы:
  • Насосы циркуляционной системы охлаждения.
  • Насосы водоподготовки.
  • Системы освещения, отопления, вентиляции зданий.
  • Вспомогательное оборудование, например, установки золошлакоудаления (для угольных ТЭС).

Количественные показатели собственных нужд:
Доля электроэнергии на собственные нужды выражается в процентах от общей выработанной электроэнергии и существенно варьируется в зависимости от типа станции, вида топлива и схем привода механизмов.

Тип электростанции	Вид топлива / Привод	Доля СН от выработки, %	Крупнейшие потребители СН
КЭС	Уголь, электропривод	6 – 7,5	Питательные насосы (30-40%), Дутьевые вентиляторы и дымососы (до 30%)
КЭС	Уголь, паротурбинный привод ПН	4 – 4,5	Дутьевые вентиляторы и дымососы, циркуляционные насосы
КЭС	Мазут/газ, электропривод	5 – 7	Питательные насосы, циркуляционные насосы
КЭС	Мазут/газ, паротурбинный привод ПН	2,5 – 3	Циркуляционные насосы
ТЭЦ	(зависит от топлива и пара)	7 – 11	Питательные насосы (30-40%), Дутьевые вентиляторы и дымососы (до 30%), Сетевые и подпиточные насосы (до 20%)
Общий расход СН	(может достигать)	12 – 20	(включая все механизмы)

Крупнейшими потребителями энергии на собственные нужды являются:

• Питательные электронасосы: 30–40% от общих собственных нужд.
• Дутьевые вентиляторы и дымососы: до 30%.
• Сетевые и подпиточные насосы: до 20% (особенно актуально для ТЭЦ).

Расчет собственных нужд требует детализации мощностей каждого привода и учета их времени работы. Это позволяет определить чистую выработку электроэнергии и более точно оценить экономичность станции. Насколько сильно влияют собственные нужды на общую прибыльность станции?

Методика расчета поправок к показателям при отклонении от номинальных режимов

В реальной эксплуатации турбоагрегаты редко работают строго на номинальных режимах. Отклонения начальных параметров пара (давления, температуры), давления в конденсаторе, температур охлаждающей воды, а также изменения в схеме отборов пара могут существенно влиять на мощность турбины, расход свежего пара и удельный расход теплоты. Для оценки работы турбоагрегата в этих условиях используются специальные методики расчета поправок.

Одним из таких нормативных документов является МТ 34-70-027-86 «Методика расчета поправок к мощности, расходу свежего пара и удельному расходу теплоты на отклонение параметров и условий от номинальных для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара». Этот документ предоставляет стандартизированные подходы для корректировки основных технико-экономических показателей турбин.

Принцип методики:
Методика МТ 34-70-027-86 предполагает использование графиков или таблиц поправок, которые разработаны для конкретных типов турбин (например, турбин типа ПТ для теплоэлектроцентралей, турбин типа К для конденсационных станций). Эти поправки позволяют оценить, как изменится мощность (ΔN), расход свежего пара (ΔG₀) и удельный расход теплоты (Δq) при изменении того или иного параметра от номинального значения.

Примеры поправок, учитываемых методикой:

• Изменение начальных параметров пара: Отклонения давления и температуры свежего пара от номинальных значений. Например, снижение давления свежего пара может привести к уменьшению мощности и увеличению удельного расхода теплоты.
• Изменение давления в конденсаторе: Повышение давления в конденсаторе (снижение вакуума) значительно ухудшает экономичность, так как уменьшается тепловой перепад на ЦНД.
• Изменение температуры охлаждающей воды: Влияет на давление в конденсаторе.
• Изменение температур регенеративного подогрева: Отклонения от номинальных температур подогрева питательной воды.
• Изменение режимов отборов пара: Для турбин с регулируемыми отборами (например, для теплофикационных нужд) изменение расхода отбираемого пара влияет на распределение пара по турбине и, соответственно, на мощность и экономичность.
• Влияние промежуточного перегрева: Изменение параметров пара после промежуточного перегрева.

Поправки к удельному расходу теплоты и к мощности для турбин типа ПТ (теплофикационные турбины) даются для различных режимов:

• Чисто конденсационный режим.
• Режимы с включенными регулируемыми отборами пара (например, отопительными или производственными).

В рамках курсовой работы студенту может быть предложено не только рассчитать номинальный режим, но и проанализировать работу энергоблока при одном или нескольких отклонениях от него, используя данную методику или ее упрощенные аналоги. Это позволяет глубже понять эксплуатационные особенности оборудования и значимость регулирования параметров.

Выбор вспомогательного оборудования и проверка результатов расчетов

Проектирование тепловой схемы не заканчивается на одних только расчетах потоков и параметров. Важной частью является выбор конкретного оборудования, которое будет реализовать эти процессы, а также тщательная проверка достоверности всех полученных данных.

Критерии выбора основного и вспомогательного оборудования

Выбор состава основного и вспомогательного оборудования электростанции – это сложный инженерный процесс, требующий комплексного подхода. В рамках курсовой работы студенты руководствуются упрощенными, но методически верными принципами.

Основные критерии выбора:

1. Типовые характеристики и параметры:
   • Мощность: Выбор турбины и генератора определяется требуемой электрической мощностью энергоблока.
   • Начальные параметры пара: Давление и температура свежего пара (например, 13 МПа, 540 °C или 24 МПа, 560/560 °C для сверхкритических блоков) определяют класс парогенератора и турбины.
   • Давление в конденсаторе: Зависит от температуры охлаждающей воды и типа системы водоснабжения.
   • Давления отборов: Для регенеративных подогревателей и, при наличии, для теплофикационных отборов.
   • Производительность: Для насосов (конденсатных, питательных, циркуляционных) и деаэраторов.
2. Технико-экономические показатели (ТЭП):
   • Эффективность: Выбор оборудования с высоким КПД (например, высокоэффективные турбины, парогенераторы).
   • Стоимость: Капитальные затраты на приобретение и монтаж оборудования.
   • Эксплуатационные расходы: Затраты на топливо, ремонт, обслуживание, собственные нужды.
   • Надежность и срок службы: Предпочтение отдается проверенному оборудованию с хорошей репутацией.
   • Экологичность: Соответствие современным экологическим стандартам (например, для систем очистки дымовых газов).
3. Соответствие типовым энергетическим характеристикам (ТЭХ):
   • Производители оборудования предоставляют типовые энергетические характеристики, которые описывают работу оборудования при различных нагрузках и условиях. Эти характеристики используются для подбора и проверки соответствия выбранного оборудования расчетным параметрам.
   • Важно, чтобы выбранное оборудование работало наиболее эффективно в заданном диапазоне нагрузок энергоблока.
4. Компановочные решения:
   • Размеры и вес оборудования должны соответствовать доступным площадям и возможностям размещения на станции.
   • Удобство монтажа, эксплуатации и ремонта.
5. Взаимозаменяемость и унификация:
   • При возможности, выбирается оборудование, совместимое с уже имеющимся на станции, или унифицированное для упрощения обслуживания и поставки запчастей.

В курсовой работе студент, как правило, использует упрощенные подходы, ссылаясь на типовые данные из учебников и справочников, а также на методические указания, где могут быть представлены рекомендуемые параметры для конкретных типов оборудования.

Проверка правильности результатов: сведение балансов и анализ погрешностей

После выполнения всех расчетов тепловой схемы критически важным этапом является проверка правильности полученных результатов. Это не просто формальность, а гарантия достоверности всей работы. Основной метод проверки – это сведение материальных и тепловых балансов по всей схеме.

Принципы сведения балансов:

1. Закон сохранения массы: Общая масса рабочего тела (воды, пара), поступающего в систему, должна быть равна общей массе рабочего тела, выходящего из системы, с учетом подпиточной воды и потерь (например, выпар из деаэратора, продувка котла). Для каждого отдельного аппарата сумма массовых потоков на входе должна быть равна сумме массовых потоков на выходе.
2. Закон сохранения энергии (Первый закон термодинамики): Общая тепловая энергия, поступающая в систему, должна быть равна общей тепловой энергии, выходящей из системы, с учетом выработки электрической энергии и механической работы. Для каждого аппарата сумма тепловых потоков (произведение массового расхода на энтальпию) на входе должна быть равна сумме тепловых потоков на выходе, плюс/минус теплота, преобразованная в работу, или тепловые потери.

Методы итерационной проверки:

• Начальное приближение: Расчеты тепловой схемы часто начинаются с ряда допущений (например, о расходе пара на турбину, давлениях в отборах).
• Последовательный расчет: Далее производится последовательный расчет каждого элемента схемы (турбины, конденсатора, насосов, подогревателей, деаэратора).
• Сведение балансов: После завершения одного цикла расчетов проводится проверка материального и теплового балансов для всей схемы в целом. Например, суммарная теплота, подведенная в парогенераторе, должна быть равна сумме выработанной мощности и всех потерь в конденсаторе, с уходящими газами и т.д.
• Итерации: Если балансы не сходятся с приемлемой погрешностью, то необходимо скорректировать начальные допущения или перепроверить расчеты отдельных элементов. Этот итерационный процесс продолжается до тех пор, пока расхождение не уложится в допустимые пределы (обычно 0.5-1% для тепловых балансов).

Анализ погрешностей:

• Допустимая погрешность: В инженерных расчетах всегда есть допустимая погрешность. Для тепловых балансов погрешность обычно не должна превышать ±1%.
• Источники погрешностей:
  • Ошибки в исходных данных (параметры пара, КПД оборудования).
  • Ошибки при считывании данных с h-s диаграммы (особенно в области влажного пара).
  • Ошибки округления в промежуточных расчетах.
  • Упрощения в методиках (например, пренебрежение некоторыми мелкими потерями).
• Методы контроля ошибок:
  • Двойная проверка расчетов.
  • Использование табличных значений для всех параметров, где это возможно, вместо графических.
  • Систематическое ведение расчетов с достаточным количеством значащих цифр.
  • Сопоставление полученных результатов с типовыми значениями для аналогичных энергоблоков.

Целью проверки является не просто получение «красивых» цифр, а уверенность в том, что расчетная модель корректно отражает физические процессы, происходящие в реальной тепловой схеме. Внутренний осмотр деаэрационной колонки, упомянутый в фактах, является скорее частью эксплуатационного контроля, но он подчеркивает важность конструктивного обеспечения возможности контроля за работой аппаратов, что косвенно влияет на точность исходных данных для расчетов.

Современные подходы и программные средства для оптимизации расчетов тепловых схем

В эпоху цифровизации ручные расчеты, хоть и являются фундаментом для понимания процессов, уступают место автоматизированным системам. Современные программные комплексы значительно повышают точность, скорость и эффективность проектирования, анализа и оптимизации тепловых схем.

Специализированные программные комплексы

Эффективным средством для автоматизации процесса проектирования теплоэнергетического оборудования является использование специализированных программных комплексов. Эти программы не просто калькуляторы; они представляют собой мощные инженерные инструменты, способные моделировать сложные термодинамические циклы и тепломассообменные процессы.

1. «Симулятор тепловой схемы ТЭЦ» v1.0:

   Это яркий пример отечественной разработки, предназначенной для обучения и профессионального осмысления работы тепловых схем.

   • Функционал: «Симулятор тепловой схемы ТЭЦ» является имитатором работы тепловой схемы ТЭЦ с параллельными связями. Он позволяет создавать расчетные схемы, определять параметры состояния воды и водяного пара в каждой точке, выполнять построение процесса расширения пара в турбоустановке и оценивать показатели тепловой экономичности.
   • Основа расчетов: Ключевой особенностью является то, что расчет параметров осуществляется в реальном времени по формуляру IAPWS-IF97. Это означает, что программа использует международно признанные и высокоточные уравнения состояния воды и пара, что гарантирует достоверность получаемых данных.
   • Назначение: Программа предназначена не только для обучения основам преобразования тепловой энергии на ТЭЦ и принципам регулирования, но и для осмысления работы тепловой схемы ТЭЦ на профессиональном эксплуатационном уровне, позволяя пользователю экспериментировать с различными режимами и анализировать их влияние на эффективность.
2. Программный комплекс Thermoflow:

   Thermoflow — это один из ведущих мировых программных комплексов для технико-экономического анализа, проектирования и оптимизации режимов работы тепловых электростанций.

   • Комплексность: Он включает в себя набор модулей (например, GT PRO, GT MASTER, STEAM PRO, STEAM MASTER), каждый из которых предназначен для проектирования и моделирования различных типов энергетических установок (газотурбинных, парогазовых, паротурбинных).
   • Функции: Позволяет выполнять детальный термодинамический расчет, расчеты тепловых и материальных балансов, компоновочные расчеты, а также технико-экономический анализ проектов.
   • Оптимизация: Thermoflow предоставляет инструменты для оптимизации режимов работы, выбора оборудования и оценки влияния различных проектных решений на общую эффективность станции.
3. Другие алгоритмы и программы:

   Существует множество других алгоритмов и программных решений, как коммерческих, так и разработанных в научных учреждениях, которые позволяют автоматизировать расчеты тепловых схем. Они отличаются по сложности, функционалу и используемым библиотекам свойств рабочего тела.

Преимущества автоматизации расчетов

Переход от ручных расчетов к использованию программных средств дает инженерам и студентам ряд неоспоримых преимуществ:

1. Повышение точности расчетов: Программы используют высокоточные уравнения состояния рабочего тела (например, IAPWS-IF97), минимизируя погрешности, присущие графическим методам (h-s диаграмма) и ручным интерполяциям по таблицам.
2. Сокращение времени на проектирование и анализ: Автоматизация позволяет выполнить сложные итерационные расчеты за считанные минуты, тогда как вручную это заняло бы часы или дни. Это освобождает время для более глубокого анализа результатов, а не на рутинные вычисления.
3. Возможность многовариантных расчетов и оптимизации: Программные комплексы позволяют быстро моделировать различные сценарии (например, изменение нагрузки, отключение одного подогревателя, изменение температур охлаждающей воды) и оценивать их влияние на тепловую экономичность. Это критически важно для поиска оптимальных режимов работы и проектных решений.
4. Визуализация и удобство анализа: Многие программы предоставляют наглядные графические интерфейсы, позволяя легко создавать расчетные схемы, строить h-s диаграммы автоматически и представлять результаты в удобном для анализа виде.
5. Интеграция с базами данных оборудования: Современные комплексы часто содержат обширные базы данных по типовому оборудованию, что упрощает его подбор и оценку технических характеристик.
6. Использование передовых методик: Программы могут реализовывать сложные методы расчета технико-экономических показателей, включая эксергетический метод, который позволяет более глубоко анализировать качество преобразования энергии и потери.

Для студента, выполняющего курсовую работу, использование таких симуляторов или программных фрагментов может быть ценным дополнением, позволяющим не только проверить свои ручные расчеты, но и провести более глубокий анализ влияния различных факторов на тепловую схему энергоблока.

Заключение

Выполнение курсовой работы по расчету тепловой схемы конденсационного энергоблока — это не просто академическая задача, а полноценное погружение в сердце современной теплоэнергетики. Наше руководство стремилось не только предоставить четкую методологию и алгоритмы расчетов, но и дать глубокое понимание каждого элемента схемы, его влияния на общую экономичность и надежность.

Мы рассмотрели фундаментальные принципы построения и функционирования конденсационных энергоблоков, подчеркнув их доминирующую роль в энергосистеме. Детальный анализ h-s диаграммы и применение стандартизированных таблиц термодинамических свойств воды и пара заложили основу для точного определения параметров рабочего тела. Пошаговые алгоритмы составления тепловых и материальных балансов для ключевых аппаратов — конденсаторов, деаэраторов, регенеративных подогревателей — вооружили вас инструментарием для количественной оценки потоков энергии и вещества.

Особое внимание было уделено определению расхода свежего пара и всестороннему анализу показателей тепловой экономичности, таких как электрический КПД и удельный расход теплоты, а также критически важным расчетам собственных нужд электростанции. Применение нормативных документов для учета отклонений от номинальных режимов позволит вам глубже оценить эксплуатационную гибкость энергоблока.

Наконец, мы представили современные программные средства, которые являются не только инструментом для автоматизации расчетов, но и мощными помощниками в оптимизации и углубленном анализе тепловых схем. Эти знания позволят вам не только успешно выполнить курсовую работу, но и развить компетенции, необходимые для будущей профессиональной деятельности в области теплоэнергетики.

Полученные в ходе этой работы навыки — от детального анализа термодинамических процессов до умения сводить балансы и использовать современные программные средства — станут прочным фундаментом вашей инженерной подготовки.

Список использованной литературы

1. Методические указания для выполнения расчетных работ по дисциплине «Теплоэнергетические процессы и установки» и «Тепловые электрические станции». Минск, 2003.
2. Справочник “Тепловые и атомные электрические станции” / под ред. В.А. Григорьева и В.Ш. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1982.
3. Леонков А.М. “Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций”. Минск: Беларусь, 1974.
4. Елизаров Д.П. “Теплоэнергетические установки электростанций”. М.: Энергоатомиздат, 1982.
5. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. Минэнерго СССР. М., 1981.
6. Пантелей Н.В., Нерезько А.В. Паровые турбины тепловых и атомных электростанций: пособие для студентов. [Б.м.], 2019. URL: https://rep.bntu.by/bitstream/handle/data/103980/parovye_turbiny_teplovyh_i_atomnyh_elektrostanciy.pdf?sequence=1&isAllowed=y
7. Типы паровых турбин и их назначение. Уралэнергомаш. URL: https://uralenergomash.ru/info/articles/tipy-parovykh-turbin/
8. Симулятор тепловой схемы ТЭЦ v1.0. РосТепло.ru. URL: https://www.rosteplo.ru/programms/simulator_te_shem_tec_v1_0.htm
9. Антонова А.М., Воробьев А.В. Расчет показателей работы электростанций: Методические указания. Томск: Изд-во ТПУ, 2001. URL: https://www.lib.tpu.ru/fulltext/m/2001/m121.pdf
10. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Absopac. URL: https://absopac.ru/lib/book/aleksandrov-aa-grigorev-ba-tablicy-teplofizicheskih-svojstv-vody-i-vodyanogo-para-spravochnik
11. Обзор тепловых схем турбоустановок. МЭИ. URL: https://npo.mpei.ru/uploads/files/1041933/obzor_teplovyh_shem.pdf
12. Методика расчета поправок к мощности, расходу свежего пара и удельному расходу теплоты на отклонение параметров и условий от номинальных для турбоагрегатов с регулируемыми отборами пара МТ 34-70-027-86. Docs.cntd.ru. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003058
13. Конструкция и принцип действия деаэратора. Studbooks.net. URL: https://studbooks.net/1460517/teploenergetika/konstruktsiya_printsip_deystviya_deaearatora
14. ДЕАЭРАТОР. Теплоэнергетика. URL: http://teplotehnika.ru/termicheskie-deaeratory
15. Расчет тепловых схем ТЭС (1,49 Мб). РосТепло.ru. URL: https://www.rosteplo.ru/programms/raschet_teplovyh_shem_tes.htm
16. Расчет теплового баланса конденсатора. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/raschet-teplovogo-balansa-kondensatora
17. Определение расхода пара на турбину. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/9253406/page:14/
18. Показатели тепловой экономичности энергоблока АЭС. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/4442263/page:15/
19. Тепловой баланс конденсатора. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/9985923/page:16/
20. Тепловые балансы подогревателей. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/6683526/page:17/
21. Регенеративный подогрев питательной воды. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/5743419/page:24/
22. Термодинамические свойства воды и водяного пара. WordPress.com. URL: https://teplofizik.files.wordpress.com/2012/05/e0e5efebeee0e4e8ede0ece8f7e5f1eafae8e5-f1e2eee9f1f2e2e0e0-e2eee4fbfb-e8-e2eee4fbfde0edeef3ee-efe0f0e0.pdf
23. Принципиальная тепловая схема энергоблока ТЭС и назначение ее элементов. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/5743419/page:26/
24. Построение процесса расширения пара в турбине в h-s диаграмме. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/6683526/page:27/
25. Типы регенеративных подогревателей и схемы их включения. Bstudy. URL: https://bstudy.net/pages/page28.php
26. Программа «Симулятор тепловой схемы ТЭЦ». Блог об энергетике. URL: https://energy-life.com.ua/programma-simulyator-teplovoj-shemy-tets/
27. ТИПЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН И ОБЛАСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/995078/
28. Расчет и оптимизация тепловой схемы паротурбинной установки ТЭС. KGEU.ru. URL: https://kgeu.ru/images/pages/science/journals/1_2011/24_3.pdf
29. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ КЭС. Elib.gsu.by. URL: https://elib.gsu.by/bitstream/123456789/22933/1/%D0%9F%D0%9E%D0%9A%D0%90%D0%97%D0%90%D0%A2%D0%95%D0%9B%D0%98%20%D0%A2%D0%95%D0%9F%D0%9B%D0%9E%D0%92%D0%9E%D0%99%20%D0%AD%D0%9A%D0%9E%D0%9D%D0%9E%D0%9C%D0%98%D0%A7%D0%9D%D0%9E%D0%A1%D0%A2%D0%98%20%D0%9A%D0%AD%D0%A1.pdf
30. Показатели тепловой экономичности. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/4442263/page:41/
31. Применение программного комплекса Thermoflow при разработке проектов ТЭС. TD-Magazine.ru. URL: https://www.td-magazine.ru/jour/article/view/289/289
32. Удельный и секундный расходы пара. Studfile.net. URL: https://studfile.net/preview/5743419/page:50/