Регенеративный подогрев питательной воды на тэс Влияние регенерации на кпд станции. Тэс кпдЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ | Энциклопедия КругосветЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, один из самых важных видов энергии. Электроэнергия в своей конечной форме может передаваться на большие расстояния потребителю. См. также ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКАПроизводство и распределение электроэнергии.На районной (т.е. приближенной к источникам энергоресурсов) электростанции электроэнергия вырабатывается чаще всего электромашинными генераторами переменного тока. Для уменьшения потерь при ее передаче и распределении напряжение, снимаемое на выходные электрогенератора, повышается трансформаторной подстанцией. Затем электроэнергия передается по высоковольтным линиям электропередачи (ЛЭП) на большие расстояния, которые могут измеряться сотнями километров. К ЛЭП подключен ряд распределительных подстанций, отводящих электроэнергию к местным центрам электропотребления. Поскольку далее электроэнергия передается по улицам и населенным районам, на подстанциях напряжение для безопасности еще раз понижается трансформаторами. К понижающим трансформаторам подстанций подключены линии магистральной сети. В удобных точках этой сети устанавливаются пункты ответвления для распределительной сети электропотребителей.
Электростанции.Электростанции разных типов, расположенные в разных местах, могут быть объединены высоковольтными ЛЭП в энергосистему. В этом случае постоянную (базовую) нагрузку, потребляемую на всем протяжении суток, берут на себя атомные электростанции (АЭС), высокоэффективные паротурбинные тепловые электростанции и электроцентрали (ТЭС и ТЭЦ), а также гидроэлектростанции (ГЭС). В часы повышенной нагрузки к общей сети ЛЭП энергосистемы дополнительно подключаются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), газотурбинные установки (ГТУ) и менее эффективные ТЭС, работающие на ископаемом топливе. Электроснабжение от энергосистем имеет существенные преимущества перед снабжением от изолированных электростанций: улучшается надежность энергоснабжения, лучше используются энергоресурсы района, снижается себестоимость электроэнергии за счет наиболее экономичного распределения нагрузки между электростанциями, уменьшается требуемая резервная мощность и т.д. Коэффициент нагрузки.Потребительская нагрузка изменяется в зависимости от времени суток, месяца года, погоды и климата, географического расположения и экономических факторов. Максимального (пикового) уровня нагрузка может достигать на протяжении всего лишь нескольких часов в году, но мощность электростанции или энергосистемы должна быть рассчитана и на пиковую нагрузку. Кроме того, избыток, или резерв, мощности необходим для того, чтобы можно было отключать отдельные энергоблоки для технического обслуживания и ремонта. Резервная мощность должна составлять около 25% полной установленной мощности. Эффективность использования электростанции и энергосистемы можно характеризовать процентным отношением электроэнергии (в киловатт-часах), фактически выработанной за год, к максимально возможной годовой производительности (в тех же единицах). Коэффициент нагрузки не может быть равен 100%, так как неизбежны простои энергоблоков для планового технического обслуживания и ремонта в случае аварийного выхода из строя. КПД электростанции.Термический КПД электростанции, работающей на угле, можно приближенно характеризовать массой угля в килограммах, которая сжигается для получения одного киловатт-часа электроэнергии. Этот показатель (удельный расход топлива) неуклонно снижался от 15,4 кг/кВтЧч в 1920-х до 3,95 кг/кВтЧч в начале 1960-х, но к 1990-м годам постепенно повысился до 4,6 кг/кВтЧч. Повышение в значительной мере объясняется введением пылезолоуловителей и газоочистителей, съедающих до 10% выходной мощности электростанции, а также переходом на экологически более чистый уголь (с низким содержанием серы), на который многие электростанции не были рассчитаны. В процентном выражении термический КПД современной ТЭС не превышает 36%, в основном из-за потерь тепла, уносимого отходящими газами – продуктами горения. У АЭС, работающих при более низких температурах и давлениях, несколько меньший полный КПД – около 32%. Газотурбинные установки с котлом-утилизатором (парогенератором, использующим тепло выхлопных газов) и дополнительной паровой турбиной могут иметь КПД более 40%. Термический КПД паротурбинной электростанции тем больше, чем выше рабочие температуры и давления пара. Если в начале 20 в. эти параметры составляли 1,37 МПа и 260° C, то в настоящее время обычны давления свыше 34 МПа и температуры свыше 590° C (АЭС работают при более низких температурах и давлениях, чем самые крупные ТЭС, поскольку нормативами ограничивается максимально допустимая температура активной зоны реактора). На современных паротурбинных электростанциях пар, частично отработавший в турбине, отбирается в ее промежуточной точке для повторного нагревания (промежуточного перегрева) до исходной температуры, причем могут быть предусмотрены две или более ступеней промперегрева. Пар из других точек турбины отводится для предварительного нагрева питательной воды, подводимой к парогенератору. Такие меры намного повышают термический КПД. Экономика электроэнергетики.В таблице представлены ориентировочные данные о потреблении электроэнергии на душу населения в некоторых странах мира.
ПАРОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИОсновную долю электроэнергии, производимой во всем мире, вырабатывают паротурбинные электростанции, работающие на угле, мазуте или природном газе. Парогенераторы.Парогенератор паротурбинной электростанции, работающей на ископаемом топливе, представляет собой котельный агрегат с топкой, в которой сжигается топливо, испарительными поверхностями, в трубах которых вода превращается в пар, пароперегревателем, повышающим температуру пара перед подачей в турбину до значений, достигающих 600° C, промежуточными (вторичными) пароперегревателями для повторного перегрева пара, частично отработавшего в турбине, экономайзером, в котором входная питательная вода нагревается отходящим топочным газом, и воздухоподогревателем, в котором топочный газ отдает свое остаточное тепло воздуху, подводимому к топке. Для подачи в топку воздуха, необходимого для горения, применяются вентиляторы, создающие в ней искусственную, или принудительную, тягу. В одних парогенераторах тяга создается вытяжными вентиляторами (дымососами), в других – приточными (напорными), а чаще всего и теми и другими, что обеспечивает т.н. уравновешенную тягу с нейтральным давлением в топке. При сгорании топлива негорючие компоненты, содержание которых может достигать 12–15% полного объема битуминозного и 20–50% бурого угля, оседают на подовине топочной камеры в виде шлака или сухой золы. Остальное проходит через топку в виде пыли, от которой полагается очищать отходящие газы, прежде чем выпускать их в атмосферу. Пылезолоочистка осуществляется циклонами и электрофильтрами, в которых частицы пыли заряжаются и осаждаются на коллекторных проволоках или пластинах, имеющих заряд противоположного знака. Нормативами для новых электростанций ограничивается выброс в атмосферу не только твердых частиц, но и диоксида серы. Поэтому непосредственно перед дымовой трубой в газоходах предусматриваются химические скрубберы, часто устанавливаемые после электрофильтров. В скрубберах (мокрых или сухих) с помощью различных химических процессов из отходящих газов удаляют серу. Из-за высокой требуемой степени пылезолоочистки в настоящее время применяют еще и тканевые рукавные фильтры с встряхиванием и обратной продувкой, содержащие сотни больших тканевых рукавов – фильтровальных элементов. Электрогенераторы.Электромашинный генератор приводится во вращение т.н. первичным двигателем, например турбиной. Вращающийся вал первичного двигателя связан соединительной муфтой с валом электрогенератора, который обычно несет на себе магнитные полюса и обмотки возбуждения. Магнитное поле тока, создаваемого в обмотке возбуждения небольшим вспомогательным генератором или полупроводниковым устройством (возбудителем), пересекает проводники обмотки статора (неподвижной станины генератора), благодаря чему в этой обмотке наводится переменный ток, который снимается с выходных зажимов генератора. Большие трехфазные генераторы вырабатывают три отдельных, но согласованных между собой тока в трех отдельных системах проводников, напряжение на которых достигает 25 кВ. Проводники присоединены к трехфазному повышающему трансформатору, с выхода которого электроэнергия передается по трехфазным же высоковольтным ЛЭП в центры потребления. Мощные современные турбогенераторы имеют замкнутую систему вентиляции с водородом в качестве охлаждающего газа. Водород не только отводит тепло, но и уменьшает аэродинамические потери. Рабочее давление водорода составляет от 0,1 до 0,2 МПа. Для более интенсивного охлаждения генератора водород может также подаваться под давлением в полые проводники статора. В некоторых моделях генераторов обмотки статора охлаждаются водой. См. также ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ. В целях повышения эффективности охлаждения и уменьшения размеров генератора ведутся исследования возможности создания генератора, охлаждаемого жидким гелием. См. также СВЕРХПРОВОДИМОСТЬ. Паровые турбины.Пар от пароперегревателей парогенератора, поступивший в турбину, проходит через систему профилированных входных сопел (сопловой аппарат). При этом давление и температура пара понижаются, а скорость сильно увеличивается. Высокоскоростные струи пара ударяются о венец из рабочих лопаток (с аэродинамическим профилем), закрепленных на роторе турбины, и энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора. Пар проходит через последовательность направляющих и рабочих лопаточных решеток, пока его давление не понизится примерно до 2/3 атмосферного, а температура – до уровня (32–38° C), минимально необходимого для предотвращения конденсации пара. На выходе турбины пар обтекает пучки труб конденсатора, по которым прокачивается холодная вода, и, отдавая тепло воде, конденсируется, благодаря чему здесь поддерживается небольшой вакуум. Конденсат, скапливающийся в нижней части конденсатора, откачивается насосами и, пройдя через ряд нагревательных теплообменников, возвращается в парогенератор, чтобы снова начать цикл. Пар для этих нагревательных теплообменников отбирается из разных точек парового тракта турбины со все более высокой температурой соответственно повышению температуры возвратного потока конденсата. Поскольку для конденсатора требуются большие количества воды, крупные ТЭС целесообразно строить рядом с большими водоемами. Если запасы воды ограничены, то строятся градирни. В градирне вода, использованная для конденсации пара в конденсаторе, закачивается на вершину башни, откуда стекает по многочисленным перегородкам, распределяясь тонким слоем по поверхности большой площади. Входящий в башню воздух поднимается за счет естественной тяги или принудительной тяги, создаваемой мощными вентиляторами. Движение воздуха ускоряет испарение воды, которая за счет испарения охлаждается. При этом 1–3% охлаждающей воды теряется, уходя в виде парового облака в атмосферу. Охлажденная вода подается снова в конденсатор, и цикл повторяется. Градирни применяют и в тех случаях, когда вода забирается из водоема, – чтобы не сбрасывать отработанную теплую воду в естественный водный бассейн. Мощность самых крупных паровых турбин достигает 1600 МВт. Ступени высокого, промежуточного и низкого давления могут быть выполнены на одном роторе, и тогда турбина называется одновальной. Но крупные турбины часто выпускаются в двухвальном исполнении: ступени промежуточного и низкого давления монтируются на роторе, отдельном от ступени высокого давления. Максимальная температура пара перед турбиной зависит от типа сталей, применяемых для паропроводов и пароперегревателей, и, как правило, составляет 540–565° C, но может достигать и 650° C. См. также ТУРБИНА. Регулирование и управление.Прежде всего необходимо точно поддерживать стандартную частоту вырабатываемого переменного тока. Частота тока зависит от частоты вращения вала турбины и генератора, а поэтому необходимо в полном соответствии с изменениями внешней нагрузки регулировать поток (расход) пара на входе в турбину. Это осуществляется при помощи очень точных регуляторов с компьютерным управлением, воздействующих на входные регулирующие клапаны турбины. Микропроцессорные контроллеры координируют работу разных блоков и подсистем электростанции. Компьютеры, находящиеся в центральной диспетчерской, автоматически осуществляют пуск и останов паровых котлов и турбин, обрабатывая данные, поступающие более чем из 1000 разных точек электростанции. Автоматизированные системы управления (АСУ) следят за синхронностью работы всех электростанций энергосистемы и регулируют частоту и напряжение. ДРУГИЕ ВИДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙГидроэлектростанции.Около 23% электроэнергии во всем мире вырабатывают ГЭС. Они преобразуют кинетическую энергию падающей воды в механическую энергию вращения турбины, а турбина приводит во вращение электромашинный генератор тока. Самый крупный в мире гидроэнергоблок установлен в Итайпу на р. Парана, там, где она разделяет Парагвай и Бразилию. Его мощность равна 750 МВт. Всего на ГЭС в Итайпу установлено 18 таких блоков.
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) оборудуются агрегатами (гидравлическими и электрическими машинами), которые по своей конструкции способны работать как в турбинном, так и в насосном режиме. В часы малых нагрузок ГАЭС, потребляя электроэнергию, перекачивает воду из низового водоема в верховой, а в часы повышенных нагрузок в энергосистеме использует запасенную воду для выработки пиковой энергии. Время пуска и смены режимов составляет несколько минут. См. также ГИДРОЭНЕРГЕТИКА. Газотурбинные установки.ГТУ довольно широко применяются на малых электростанциях, принадлежащих муниципалитетам или промышленным предприятиям, а также в качестве «пиковых» (резервных) блоков – на крупных электростанциях. В камерах сгорания ГТУ сжигается мазут или природный газ, и высокотемпературный газ высокого давления воздействует на рабочие колеса турбины примерно так же, как и пар в паровой турбине. Вращающийся ротор газовой турбины приводит во вращение электрогенератор, а также воздушный компрессор, который подводит к камере сгорания воздух, необходимый для горения. Примерно 2/3 энергии поглощается компрессором; горячие выхлопные газы после турбины выводятся в дымовую трубу. По этой причине КПД газотурбинных установок не очень высок, но зато малы и капитальные затраты в сравнении с паровыми турбинами той же мощности. Если ГТУ используется на протяжении лишь нескольких часов в году в периоды пиковой нагрузки, то высокие эксплуатационные расходы компенсируются низкими капитальными, так что применение ГТУ для обеспечения до 10% полной выходной мощности электростанции оказывается экономически целесообразным. В комбинированных парогазотурбинных энергетических установках (ПГУ) высокотемпературные выхлопные газы газовой турбины направляются не в дымовую трубу, а в котел-утилизатор, который вырабатывает пар для паровой турбины. КПД такой установки выше, чем у лучшей паровой турбины, взятой отдельно (около 36%). Электростанции с ДВС.На электростанциях, принадлежащих муниципалитетам и промышленным предприятиям, для привода электрогенераторов часто применяются дизельные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания. См. также ДВИГАТЕЛЬ ТЕПЛОВОЙ. У двигателей внутреннего сгорания низкий КПД, что связано со спецификой их термодинамического цикла, но этот недостаток компенсируется низкими капитальными расходами. Мощность самых больших дизелей составляет около 5 МВт. Их преимуществом являются малые размеры, позволяющие с удобством располагать их рядом с электропотребляющей системой в хозяйстве муниципалитета или на заводе. Они не требуют больших количеств воды, так как не приходится конденсировать выхлопные газы; достаточно охлаждать цилиндры и смазочное масло. На установках с большим числом дизелей или бензиновых двигателей их выхлопные газы собираются в коллектор и направляются на парогенератор, что существенно повышает общий КПД. Атомные электростанции.На АЭС электроэнергия вырабатывается так же, как и на обычных ТЭС, сжигающих ископаемое топливо, – посредством электромашинных генераторов, приводимых во вращение паровыми турбинами. Но пар здесь получается за счет деления изотопов урана или плутония в ходе управляемой цепной реакции, протекающей в ядерном реакторе. Теплоноситель, циркулирующий через охлаждающий тракт активной зоны реактора, отводит выделяющуюся теплоту реакции и непосредственно либо через теплообменники используется для получения пара, который подается на турбины.
Капитальные расходы на строительство АЭС крайне велики по сравнению с расходами на электростанции, сжигающие ископаемое топливо, той же мощности: в США в среднем около 3000 долл./кВт, тогда как для ТЭС на угле – 600 долл./кВт. Но АЭС потребляет очень малые количества ядерного топлива, а это может оказаться весьма существенным для стран, которым иначе пришлось бы импортировать обычное топливо. См. также ТЕПЛООБМЕННИК; ЯДЕР ДЕЛЕНИЕ; АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА; СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ. Солнечные, ветровые, геотермальные электростанции.Солнечная энергия преобразуется непосредственно в электроэнергию полупроводниковыми фотоэлектрическими генераторами тока, но капитальные затраты на эти преобразователи и их установку таковы, что стоимость установленной мощности оказывается в несколько раз выше, чем на ТЭС. Существует ряд крупных действующих гелиоэлектростанций; самая крупная из них, мощностью 1 МВт, находится в Лос-Анджелесе (шт. Калифорния). Коэффициент преобразования составляет 12–15%. Солнечную радиацию можно также использовать для выработки электроэнергии, концентрируя солнечные лучи при помощи большой системы зеркал, управляемой компьютером, на парогенераторе, установленном в ее центре на башне. Опытная установка такого рода мощностью 10 МВт была построена в шт. Нью-Мексико. Гелиоэлектростанции в США вырабатывают около 6,5 млн. кВтЧч в год. Создатели ветровых электростанций мощностью 4 МВт, построенных в США, встретились с многочисленными трудностями из-за их сложности и больших размеров. В штате Калифорния был построен ряд «ветровых полей» с сотнями малых ветровых турбин, включенных в местную энергосистему. Ветровые электростанции окупаются только при условии, что скорость ветра больше 19 км/ч, а ветры дуют более или менее постоянно. К сожалению, они очень шумны и поэтому не могут располагаться вблизи населенных пунктов. См. также ВЕТРОДВИГАТЕЛЬ. Геотермальная электроэнергетика рассматривается в статье ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ. ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИЭлектроэнергия, вырабатываемая генератором, отводится к повышающему трансформатору по массивным жестким медным или алюминиевым проводникам, называемым шинами. Шина каждой из трех фаз (см. выше) изолируется в отдельной металлической оболочке, которая иногда заполняется изолирующим элегазом (гексафторидом серы). Трансформаторы повышают напряжение до значений, необходимых для эффективной передачи электроэнергии на большие расстояния. См. также ТРАНСФОРМАТОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ. Генераторы, трансформаторы и шины соединены между собой через отключающие аппараты высокого напряжения – ручные и автоматические выключатели, позволяющие изолировать оборудование для ремонта или замены и защищающие его от токов короткого замыкания. Защита от токов короткого замыкания обеспечивается автоматическими выключателями. В масляных выключателях дуга, возникающая при размыкании контактов, гасится в масле. В воздушных выключателях дуга выдувается сжатым воздухом или применяется «магнитное дутье». В новейших выключателях для гашения дуги используются изолирующие свойства элегаза. Для ограничения силы токов короткого замыкания, которые могут возникать при авариях на ЛЭП, применяются электрические реакторы. Реактор представляет собой катушку индуктивности с несколькими витками массивного проводника, включаемую последовательно между источником тока и нагрузкой. Он понижает силу тока до уровня, допустимого для автоматического выключателя. С экономической точки зрения, наиболее целесообразным, на первый взгляд, представляется открытое расположение большей части высоковольтных шин и высоковольтного оборудования электростанции. Тем не менее все чаще применяется оборудование в металлических кожухах с элегазовой изоляцией. Такое оборудование необычайно компактно и занимает в 20 раз меньше места, нежели эквивалентное открытое. Это преимущество весьма существенно в тех случаях, когда велика стоимость земельного участка или когда требуется нарастить мощность существующего закрытого распредустройства. Кроме того, более надежная защита желательна там, где оборудование может быть повреждено из-за сильной загрязненности воздуха. Для передачи электроэнергии на расстояние используются воздушные и кабельные линии электропередачи, которые вместе с электрическими подстанциями образуют электросети. Неизолированные провода воздушных ЛЭП подвешиваются с помощью изоляторов на опорах. Подземные кабельные ЛЭП широко применяются при сооружении электросетей на территории городов и промышленных предприятий. Номинальное напряжение воздушных ЛЭП – от 1 до 750 кВ, кабельных – от 0,4 до 500 кВ. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИНа трансформаторных подстанциях напряжение последовательно понижается до уровня, необходимого для распределения по центрам электропотребления и в конце концов по отдельным потребителям. Высоковольтные ЛЭП через автоматические выключатели присоединяются к сборной шине распределительной подстанции. Здесь напряжение понижается до значений, установленных для магистральной сети, разводящей электроэнергию по улицам и дорогам. Напряжение магистральной сети может составлять от 4 до 46 кВ.
На трансформаторных подстанциях магистральной сети энергия ответвляется в распределительную сеть. Сетевое напряжение для бытовых и коммерческих потребителей составляет от 120 до 240 В. Крупные промышленные потребители могут получать электроэнергию с напряжением до 600 В, а также с более высоким напряжением – по отдельной линии от подстанции. Распределительная (воздушная или кабельная) сеть может быть организована по звездной, кольцевой или комбинированной схеме в зависимости от плотности нагрузки и других факторов. Сети ЛЭП соседних электроэнергетических компаний общего пользования объединяются в единую сеть. www.krugosvet.ru Регенеративный подогрев питательной воды на тэс Влияние регенерации на кпд станцииСодержание Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС 3 Влияние регенерации на КПД станции 3 Расход пара в отборы турбины на регенерацию 5 Уравнение теплового баланса подогревателя 6 Расход пара на турбину с регенерацией 6 Удельный расход пара на турбину с регенерацией 7 Распределение регенеративных отборов в турбине 8 Распределение регенерации для турбин с промперегревом 10 Оптимальная температура питательной воды 11 1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды 11 2) Экономическая оптимальная температура питательной воды 12 Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях 12 Схемы регенеративного подогрева 14 Схема с подогревателями смешивающего типа 14 Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя 14 Схема слива дренажей до себя 15 Каскадная схема слива дренажей 16 Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа 16 Охладители пара отборов 18 Выносные охладители пара 19 Схема «Виолен» 19 Схема Рикора – Некольного 19 Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС. 20 Конструкции регенеративных подогревателей 22 Конструкция ПНД 22 Конструкция ПВД 23 Материальный баланс рабочего тела в цикле станции 26 Восполнение потерь пара и воды на ТЭС 27 Химический метод подготовки добавочной воды 27 Термический метод обессоливания добавочной воды 28 Многоступенчатые испарительные установки 29 Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей 30 Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания 31 С потерей тепловой экономичности турбинной установки 33 Без потери тепловой экономичности 33 Тепловой расчёт испарительной установки 35 Уравнение теплового баланса КИ 36 Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ 37 Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС 38 Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды 38 Коэффициент теплофикации ТЭЦ 39 Расчёт сетевой установки 40 Деаэрация питательной воды на ТЭС 43 Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования 43 Деаэраторы электростанций 44 Классификация деаэраторов 45 Баки-аккумуляторы деаэраторов 45 Включение деаэратора в тепловую схему турбины 46 Уравнение теплового баланса 47 Уравнение материального баланса 47 Питательные установки ТЭС 48 Включение ПН и КН в тепловую схему 48 Привод питательных насосов 49 Включение турбинного привода в тепловую схему турбины 50 Определение напора, создаваемого питательными насосами 52 Давление создаваемое конденсационными насосами 52 Принципиальная тепловая схема ТЭС 52 Составление ПТС КЭС 56 Выбор оборудования электростанций 56 Выбор мощности ТЭС 56 Выбор основного оборудования электростанции 58 Выбор котельных агрегатов ТЭС 59 Типы котлов 60 Выбор турбин и конденсаторов 60 Выбор вспомогательного оборудования турбинной установки. 60 Выбор теплообменников в тепловой схеме 61 Выбор насосов 61 Выбор баков 63 Выбор вспомогательного оборудования котельной установки 64 Выбор оборудования систем пылеприготовления 64 Выбор ТДМ 65 Выбор водоподготовки 65 Резерв подготовки воды 66 Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ) 66 Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1) 66 Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2) 67 Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) 67 Линия основного конденсата турбины (10.6) 67 Трубопроводы и арматура электростанций 68 Типы трубопроводов и их характеристика 68 Дроссировка трубопроводов 70 Контроль состояния трубопроводов 70 Обозначения трубопроводов 70 Расчёт трубопроводов 70 Арматура электростанций 71
В действительности данная схема регенерации не применяется, потому что конечная точка расширения попадает в зону запредельной влажности, а также нельзя выполнить конструктивную схему переброса пара Реальная схема выполняется с отборами пара из турбины, с полной конденсацией пара в конденсаторах без возврата в турбину. Dп1,23 % Такая схема обеспечивает работоспособность турбины, так как: 1) конечная точка расширения не меняет своё положение по сравнению с турбиной без регенерации; 2) Отбор пара на регенерацию в количестве 20 % от общего расхода позволяет сократить объёмный пропуск пара на ЦНД, что приводит к снижению высоты лопатки последней ступени турбины, а значит способствует повышению механической прочности лопатки; 3) на первой ступени турбины (регулирующей) чем меньше высота лопатки, тем меньше ступени из-за вихрей, возникающих у корня и бандажной ленты. Применение регенерации при той же мощности требует увеличение расхода пара на первой ступени турбины, что благотворно влияет на на увеличение высоты лопатки первой ступени. Расход пара в отборы турбины на регенерациюКоличество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя. Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром. Уравнение теплового баланса подогревателя
Dпв- раход питательной воды Dпi – раход греющего пара iпвi – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя iпвi – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель iпi – энтальпия греющего пара iдрi – энтальпия дренажа =0,99 - КПД подогревателя
Расход пара на турбину с регенерацией Расход пара на турбину с регенерацией определяется на основании энергетического уравнения турбины. - мощность, определяемая для турбин с регенеративными подогревателями
- для турбин без отборов пара
- коэффициент недовыработки мощности паром i-того отбора
- относительный расход пара в отбор
- расход пара с регенерацией -расход пара без регенерации
Удельный расход пара на турбину с регенерацией
; Турбина ПТ
При определении балансов и КПД для турбины с регенерацией используются те же формулы, что и для турбин без регенерации. Отличие состоит в величине температуры и энтальпии питательной воды.
Распределение регенеративных отборов в турбине При формировании схемы необходимо ответить на следующие вопросы:
1. Считается оптимальным, если степень подогрева воды следующая:
2. Оптимальной считается равномерное распределение теплоперепада по отборам:
3. Зависимость КПД от количества ступеней:
Оптимальное количество ступеней подогрева от пяти до девяти. Если число ступеней меньше пяти, то прирост термического КПД () очень мал, а больше девяти ступеней делать не имеет смысла, т.к. прирост КПД незначителен и несоизмерим с затратами.
Оптимальная эксэргия пара в данном отборе близка к эксэргии питательной воды. studfiles.net Коэффициент полезного действия тепловой электростанцииВ ближайшем будущем большой вклад в решение энергетической проблемы возможен с использованием магнитогидродинамических (МГД) генераторов за счет повышения термодинамического коэффициента полезного действия тепловых электростанций. Ионизированные горячие продукты сгорания топлива в виде низкотемпературной плазмы с температурой около 2500 °С пропускают с большой скоростью через сильное магнитное [c.830] Применяя умеренные плотности тока — до 200 А/м и аноды, суммарное содержание примесей в которых менее 5%, получают свинец марки СО, если висмута в черновом металле менее 0,5%. Расход энергии невелик — около 100 кВт-ч/т, что эквивалентно 360 МДж, а при среднем коэффициенте полезного действия тепловых электростанций — 3,5 кг/т условного топлива заметим, что на огневое рафинирование свинца расходуется 10—11% топлива от массы металла. [c.261]Преимущество тепловых электростанций заключается и в том, что они могут работать практически на всех видах минерального топлива — различных углях и продуктах его обогащения, торфе, сланцах, жидком топливе и природном газе. При этом основные агрегаты теплоэлектростанции имеют весьма высокий КПД, что обеспечивает общий коэффициент полезного действия современных электростанций до 42 %. [c.104] Для повышения коэффициента полезного действия теплового цикла электростанции увеличивают температуру перегрева и давление острого пара, а также используют вторичный перегрев до возможно более высоких температур. Но при возрастании температуры пара происходит усиление коррозии металла труб поверхностей нагрева вследствие интенсификации диффузионных процессов, так как повышается температура металла стенок труб выходной части пароперегревателей. При увеличении давления острого пара растет температура стенки экранных труб, омываемых с внутренней стороны более горячей водной средой. [c.109] На рис. 6-1,а изображена принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции. Особенностью электростанции этого типа является то, что только небольшая часть поданного в турбину пара (примерно до 30%) используется из промежуточных ступеней турбины для подогрева питательной воды, а остальное количество пара направляется в конденсатор паровой турбины, где его тепло передается охлаждающей воде. При этом потери тепла с охлаждающей водой составляют весьма значительную величину (до 55% всего количества тепла, полученного в котле при сжигании топлива). Коэффициент полезного действия конденсационных электростанций высокого давления не превышает 40%. [c.130] Коэффициент полезного действия энергоблока приближается к 50%. Это должно обеспечить экономию 20—25% топлива по сравнению с обычной тепловой электростанцией. [c.183] Для повышения коэффициента полезного действия МГД-установки горячий газ после его охлаждения в канале направляется в топку обычного парового котла теплоэлектростанции (ТЭС). Предварительные подсчеты показывают, что общий коэффициент полезного действия установки достигнет 60— 70%, т. е. на 15—20% превысит к.п. д. лучших тепловых конденсационных электростанций [9]. [c.85] Принципиальная схема этой электростанции следующая. Зеркала ловят солнечные лучи, собирают их в пучки и направляют в центр (фокус), где находится паровой котел. Пар при температуре 400 С и давлении.35 ат вращает турбогенератор. Коэффициент полезного действия первой в нашей стране солнечной электростанции невелик — не более 15%, удельная стоимость установленной мощности — в 10 раз выше, чем на обычной тепловой электростанции, себестоимость 1 квт-ч — примерно такая же, как на тепловых электростанциях сопоставимой мощности. [c.86] Коэффициенты полезного действия котельных агрегатов ряда тепловых электростанций [c.49] Тепловые электростанции могут вырабатывать не только электрическую, но и тепловую энергию (горячая вода для отопления и водоснабжения и пар для технологических нужд производства). Коэффициент полезного действия современных теплоэлектростанций (ТЭЦ) еще выше и достигает 60—70%. [c.104] Созданные за прошедшие два столетия машины имеют низкий коэффициент полезного действия, например у паровоза он равен 10—15. А это значит, что 85—90/о энергии, заключающейся в топливе, теряется бесполезно. Велики непроизводительные затраты и потери энергии и на тепловых электростанциях в процессе преобразования ее на путях от котлов к турбинам и генераторам. [c.261] Машина системы проф. А. Н. Шелеста, использующая атмосферное тепло, может быть применена для тепловых электростанций, коэффициент полезного действия которых будет в два раза выше существующих . [c.194] Коэффициент полезного действия нетто тепловой характеризует совершенство работы котельной, как элемента электростанции он учитывает использованное тепло продувки, а также потери на собственные нужды котельной. Коэффициент полезного действия нетто тепловой выражается формулой [c.75] Конденсационная электростанция. Основной энергетический показатель конденсационной электростанции (конденсационного энергоблока) — коэффициент полезного действия нетто, учитывающий собственный расход электрической и тепловой энергии. С коэффициентом полезного действия непосредственно связаны такие важные энергетические показатели, как удельные расходы теплоты и условного топлива па отпускаемую электроэнергию. [c.275] Естественно, что если замещаемая природным газом электроэнергия вырабатывается на тепловых электростанциях, коэффициент полезного действия которых к 1980 г. достигнет предположительно величины порядка 35—40%, то при коэффициенте использования топлива в газовых печах более 40%, газовые печи станут не только более дешевыми по капиталовложениям, но и более экономичными в эксплуатации. [c.276] Принципиальная тепловая схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с турбинами с двумя регулируемыми отборами пара и конденсацией показана на рис. 3-2,6. Часть тепла пара, поступившего в турбину, используется для выработки электрической энергии, после чего этот отработавший в турбине пар направляется тепловым потребителям. В конденсатор поступает оставшееся количество пара, не используемого тепловыми потребителями. Коэффициент полезного действия ТЭЦ значительно превосходит к. п. д. конденсационных электростанций и составляет 70—75%. [c.17] ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (КЭС) И СИСТЕМА КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ [c.196] Тепловая экономичность электростанции характеризуется ее коэффициентом полезного действия (к. п. д.), равным отношению полученной энергии к затраченному теплу топлива. Для любого промежутка времени, например годового, к. п. д. тепловой электростанции равен [c.29] Энергетическую эффективность тепловых электрических станций оценивают к. п. д. нетто, учитывающим собственный расход электроэнергии и тепла электростанции. Коэффициент полезного действия нетто определяют для электростанции или блока в целом, а также отдельно для турбинной и котельной установок. В последнем случае общий расход тепла и электроэнергии определяют для каждой из этих установок. [c.358] Энергетический баланс. Основным и главнейшим параметром, определяющим энергетические показатели ядерной электростанции, является коэффициент полезного действия т], равный отношению электрической мощности Ne к тепловой мощности Nt, выделяющейся в результате ядерных реакций в мишени и бланкете, т] = Ne/Nt. Принципиальное отличие электростанции ИТС от АЭС состоит в том, что в энергоустановках ИТС имеются дополнительные затраты энергии на питание драйвера, так что т] = Ne — Nd)/Nt. Снижение КПД за счет этих затрат в разрабатываемых схемах электростанций не превышает [c.165] Коэффициент полезного действия данного процесса превращения энергии показывает, какая часть исходной энергии (выраженная в процентах) преобразуется в нужную нам форму энергии. Например, когда мы говорим, что тепловая электростанция работает с КПД 35%, это означает, что 35% (0,35) химической энергии, освобождающейся при сжигании топлива, превращается в электрическую энергию. [c.29] Главное достоинство МГД-генераторов состоит в том, что они, повышая на 10-20% коэффициент полезного действия по сравнению с тепловыми электростанциями, могут в настоящее время вырабатывать электроэнергию в промышленных масштабах. [c.184] Порок современной атомной электростанции заключается в том, что мы еще не умеем преобразовывать энергию атомного ядра непосредственно в электрическую. Приходится сначала получать тепло, а затем превращать его в движение теми же дедовскими сио-, собами, которые существуют с момента изобретения паровой машины. Из-за этого невысок и коэффициент полезного действия атомной электростанции. И хотя это является общим дефектом всех тепловых станций, но все-таки досадно, что проблема отъема тепла и из ядер-ного реактора должна решаться громоздкими, технически несовершенными средствами. [c.8] Коэффициент полезного действия трубопроводов т тр У современных тепловых электростанций, если не учитывать потерь рабочего тела, составляет 99%, а с учетом утечек пара и воды 96—977о- [c.451] Академик В. А. Кириллин привел недавно другие интересные цифры. Он напомнил, что выработка электроэнергии и мощность электростанций в нашей стране растут в среднем на 11,5 процента в год. Это означает, что каждые десять лет мощность наших электростанций утраивается. А через двадцать лет все сегодняшнее представляющееся нам сверхмогучим энергетическое хозяйство будет составлять только девять процентов всей энергетики... Этот расчет убедительно показывает, насколько экономически выгодно было бы перейти к строительству тепловых электростанций, имеющих коэффициент полезного действия не 40, а 55—60 процентов. [c.79] Это, вообще гавО ря, возможйо, но пока все элементы, использующие генераторный газ, работают только при высоких температурах, например 800 градусов. Такую установку для сжигания горючего газа построил, например, несколько лет назад советский ученый О. Дав-тян. Она представл чет собой кожух, в который подаются с одной стороны обыкновенный воздух, с другой — генераторный газ. Потоки воздуха и генераторного газа разделены слоем твердого электролита. С каждого кубометра объема такого элемента можно получить до 5 киловатт мощности. Это в 5 раз больше, чем на современной тепловой электростанции. Коэффициент полезного действия этого элемента высок, но, к сожалению, через некоторое время электролит изменяет свой состав и элементы делаются непригодными. [c.84] Величина к. п. д. определяется в основном величиной к. п. д. котельной. Коэффициент полезного действия характеризует экономичность тепловых процессов, не служащих для превращения тепла в работу. В связи с этим сопоставление Bejfa4HH к. п. д. тепловой установки -f (т. е., по существу, к. п. д. котельной установки) и к. п. д. электростанции не имеет смысла. [c.37] Испытания горелок данной конструкции были проведены работниками Харьковэнерго [Л. 105] на одной из южных электростанций в следующих условиях. На фронтовой стене топки котла высокого давления (85 ат) производительностью 105 т ч пара с температурой перегрева 500° С были установлены три горелки. Тепловое напряжение объема топки при полной нагрузке котла составляло 128 Мтл1м -ч. Коэффициент полезного действия котла определялся по прямому и по обратному балансам. Теплота сгорания природного газа определялась калориметром Юнкерса, а состав уходящих газов — при по- [c.124] В большой энергетике также найдется место для перспективного использования тепловых труб. Коэффициент полезного действия современных тепловых электростанций вплотную приблизился к 40%. Повысить далее эту величину оказывается весьма трудно. Один из возможных путей— Повышение температуры рабочего цикла, но это приводит к сильному нагреву лопаток турбин и потере их прочности. В основном греются тонкие концы лопаток, наиболее удаленные от массивного ротора. Здесь опять на помощь могут прийти тепловые трубы. Лопатки можно сделать пустотелыми и заполнить их рабочей жидкостью, прн этом они по существу превратятся в соответствующей формы тепловые трубы. Возират конденсата в них будет осуществляться за счет центробежных сил, т. е. капиллярная структура в данном случае ие потребуется. Зона испарения — это зона максимального притока тепла па концах лопаток, зона конденсации—основа1ше лопаток, откуда тепло будет передаваться ротору и далее выводиться по нему из зоны прохождения струи пара. Видимо, ротор также можно сделать пустотелым, превратив его в большую тепловую трубу, что не только позволит улучшить теплопередачу по нему, по и ускорит время прогрева всей турбины до рабочих температур в период запуска [Л. 29]. [c.100] Величина представляет коэффициент использования тепла топлива при выработке энергии нА тепловом потреблении и не является цоэффициентом полезного действия электростанции. [c.34] mash-xxl.info Какие потери энергии учитывает КПД тепловой электростанции в целом? Чем отличаются КПД станции брутто и нетто?
КПД тепловой электростанции в целом ηс равен произведению трех КПД - ηэ, КПД парогенератора ηпг и КПД транспорта теплоты ηтр (величина ηтр может иметь другое название – КПД трубопроводов). Отсюда видно, что ηс учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах. Вышеназванный КПД ТЭС в целом – это КПД станции брутто, т.е. . Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции – на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т.д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто , равный произведению на величину (1 - Ксн), где Ксн – это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.
Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.
Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо, имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии. Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч. Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной. Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).
Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?
Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей: - на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ; - раздельная схема теплоэлектроснабжения, когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной. Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям. Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями: - КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии; - КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах; - удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии. При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации αТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года αТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.
megalektsii.ru
alternativ-i-e.narod.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
