Ответы на экзамен по ТЭС АЭС (неполная версия)…


1. Потребители электроэнергии и графики электрической нагрузки. Показатели, характеризующие графики нагрузки.
Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Значительная часть электроэнергии расходуется на внутреннее и наружное освещение, бытовые нужды, транспорт и сельское хозяйство.
lefttopДля выбора мощности электростанций решающее значение имеет максимум электрической нагрузки, определяемый наложением максимумов промышленной и осветительной нагрузок.
Изменение нагрузки во времени изображают графиком электрической нагрузки. Площадь под графиком суточной нагрузки определяет суточную выработку электроэнергии:
Характерным для суточного графика для суточного графика является коэффициент использования максимальной нагрузки: .
Отношение ночной минимальной к дневной максимальной нагрузке называют коэффициентом неравномерности суточного графика:
Годовое число часов использования максимальной мощности: . Следовательно годовая выработка электроэнергии: . Коэффициент использования годовой максимальной нагрузки равен: .
Мощность устанавливаемых в энергосистеме энергоблоков ( называемая установленная мощность ) включает резерв мощности и превышает максимальную нагрузку Nмакс на эту величину, что учитывается коэффициентом резерва: .
Соответственно годовое число часов использования установленной мощности: ,
Где - коэффициент использования установленной мощности ТЭС
2. Потребители теплоты и графики тепловой нагрузки .
Различают два вида тепловой нагрузки: производственную – для технологических процессов промышленных предприятий и отопительную – для отопления зданий, подогрева воздуха, для вентиляции производственных и общественных зданий для бытовых нужд населения. Производственную тепловую нагрузку удовлетворяют обычным паром, отработавшим в турбине, большей частью давлением 1,0 – 1,5 МПа, отопительную – горячей водой, подогретой до 70 -150 С, паром, отработавшим в турбине, с давлением 0,05 – 0,5 МПа. В холодное время года воду нагревают в пределах от 120 до 150 С.
Промышленная тепловая нагрузка характеризуется неравномерностью ( в зависимости от числа смен на предприятиях ) в течение суток и относительной равномерностью в течение года ( со снижением летом во времени ремонта оборудования ).
Отношение общего количества теплоты, отпущенной станцией в течение года, Qг, к ее максимальной тепловой нагрузке Qмакс определяет число часов, которое потребовалось бы для выработки Qг при работе ТЭЦ с максимальной тепловой нагрузкой. Это отношение называют числом часов использования максимума тепловой нагрузке Qмакс:
3. Показатели общей экономичности ТЭС.
Общая экономичность ТЭС характеризуется:
Капитальными затратами на сооружение ТЭС ( уд. Кап. Затраты);Себестоимостью электрической и тепловой энергии;
Приведенными затратами.
Удельные кап.затрты : отношение полных затрат на сооружение ТЭС, к установленной электрической мощности ТЭС : называются удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности.
Куд зависит от:
Типа электростанции,
Параметров рабочего тела,
Типа теплоносителя и его параметров,
Электрической мощности ТЭС и единичной мощности составляющего ее основного оборудования ( котла, турбоэлектрогенератора и т.п. ).
Удельная себестоимость электрической или тепловой энергии:
Вычисляется как отношение издержек производства С, руб, за определенный период времени к количеству произведенной за этот период электрической Э, кВт*ч, или тепловой Q,кДж, энергий:

Составляющие полных затрат на производство электроэнергии СЭ

СТОПЛ – стоимость топлива
СКАП – затраты, связанные с амортизацией, ремонтами, модернизацией оборудования и т.п.;
СЭКСПЛ – эксплуатационные расходы
Составляющие удельной себестоимости:

Значение удельной себестоимости: электроэнергии Сэ ( или теплоты Ст) зависят от количества электроэнергии или теплоты, произведенных на электростанции при рассматриваемом уровне затрат.
Коэффициент использования установленной мощности:
Показателем интенсивности работы электростанции является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), который чаще всего вычисляется за год, %:
Годовое число часов использования установленной мощности электростанции:
4. Классификация тепловых электрических станций.
Вид отпускаемой энергии:
КЭС
ТЭЦ
- отопительные
- промышленные
- промышленно – отопительные ТЭЦ
2. Вид используемого топлива:
Твердое топливо
Жидкое топливо
Газовое топливо
Тип основных турбин для привода электрогенераторов.
С паровыми турбинами (ПТ)
С газовыми турбинами ( ГТ)
С парогазовыми.
Значение начальных параметров пара
С докритическим давленим свежего пара ( 16-17 МПа)
С сверхкритическим давлением свежего пара (выше 22 МПа)
Тип котлоагрегатов:
Барабанные с естественной циркуляцией ( тип Е ) – докритический режим
Прямоточные - при критическом и сверхкритическом давление пара.
Технологическая структура:
Блочные
НеблочныеМощность ТЭС
Большой (свыше 1000 МВт)
Средней (100-1000 МВт)
Малой (меньше 100 ВМт)
Связь с электроэнергитической системой:
Изолированные электростанции вне энергосистем
В энергосистеме
Степень загрузки и использования электрической мощности
Базовые с годовым использованием максимальной мощности Tmax = 6500-7500 ч.
Полубазовый 4000 - 6500 ч.
Полупиковый с Тmax = 2000 – 4000 ч.
Пиковые с Tmax до 2000 ч.
Тип компоновки оборудования и зданий
Закрытый
Открытый
Полуоткрытый
По источнику и системе водоснабжения.
По источнику: пресная вода рек, озер или морская вода
По системе водоснабжения:
По прямоточной
По обратной
Приведенная классификация не является исчерпывающей. Электростанции могут различаться по способу подготовки топлива, схеме отпуска тепла внешним потребителям, способу подготовки добавочной воды, системе очистки дымовых газов, удаления шлаков и золы и др.
5. Классификация атомных электрических станций
Наиболее важной классификацией для АЭС является их классификация по числу контуров. Различают АЭС одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные. В любом случае на современных АЭС в качестве двигателя применяют паровые турбины.
В системе АЭС различают теплоноситель и рабочее тело.
Рис. 2.2. Классификация АЭС в зависимости от числа контуров:
а — одноконтурная; б — двухконтурная; в — трехконтурная;1 — реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 — питательный насос; 6 — циркуляционный насос; 7 — компенсатор объема; 8 — парогенератор; 9 — промежуточный теплообменникКроме классификации атомных электростанций по числу контуров можно выделить отдельные типы АЭС в зависимости от:
— типа реактора — на тепловых или быстрых нейтронах;
— параметров и типа паровых турбин, например, АЭС с турбинами на насыщенном или перегретом паре;
— параметров и типа теплоносителя — с газовым теплоносителем, теплоносителем "вода под давлением", жидкометаллическим и др.;
— конструктивных особенностей реактора, например, с реакторами канального или корпусного типа, кипящим с естественной или принудительной циркуляцией и др.;
— типа замедлителя реактора, например, графитовым или тяжеловодным замедлителем, и др.
6. Показатели тепловой экономичности КЭС
Характеризуется:
КПД
Удельным расходом теплоты
Удельным расходом пара
Удельным расходом топлива
Термический КПД:
С помощью термического КПД оценивается эффективность идеального цикла: ,
Где H0 =h0 – hkt – располагаемый теплоперепад турбоустановки
НН = hПВ – h’k – работа сжатия в насосе
q0 = h0 – hПВ – тепло, подводимое к рабочему телу в котле.
Относительно внутренний КПД:
С помощью относительно внутреннего КПД оценивается эффективность реальной турбины с учетом внутренних потерь в ней: ,
Где Hi = h0 – hk – действительный теплоперапад турбоустановки.
Абсолютный внутренний КПД:
С помощью абсолютного внутреннего КПД оценивается эффективность реальной установки с учетом внутренних потерь в турбине:
Абсолютный электрический КПД:
С помощью абсолютного электрического КПД оценивается эффективность ПТУ с учетом потерь в турбине и генераторе электрического тока:

КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (БЛОКА):
С помощью КПД электростанции оценивается эффективность всего процесса преобразования энергии топлива в электрическую энергию:
Расчет КПД электростанции:
КПД котла:
КПД трубопроводов:
Существуют два вида КПД электростанции (блока): КПД станции БРУТТО и КПД станции НЕТТО.
КПД брутто ( грязный) – если КПД станции не учитывает расхода электроэнергии на собственные нужды.
КПД электростанции НЕТТО:
Доля электрической мощности, расходуемая на собственные нужды станции:
Удельный расход теплоты на ТЭС:
Удельный расход пара на ТЭС: d0 = D0/NЭ кг/кВт
Удельный расход топлива:
По выработке электроэнергии:


По отпуску электроэнергии:
Условное топливо:
Удельный расход условного топлива:
По выработке электроэнергии:

По отпуску электроэнергии:
7. Противодавленческая паротурбинная установка. Назначение, процесс расширения, преимущество и недостатки. КПД установки.
Для турбин с противодавлением характерен режим работы по тепловому графику, когда расход отработавшего пара определяется тепловым потребителем.
Назначение:
Для конденсатного и бесперебойного снабжения потребителя паром
Для покрытия пиковых нагрузок.


«+» :
Существенно больше предельная мощность
Компактны, одноцилиндровы (ЦВД)
ОднопоточныУстройство проще, чем у конденсационных турбин
Отсутствие потери в холодном источнике
Коэффициент использования тепла = 1
«-»: электрическая мощность, развивается турбиной, которая целиком определяется нагрузкой теплового потребителя, часто не позволяет достаточно эффективно использовать установленную мощность турбоагрегата, что ограничивает область применения.
Если регенеративные отборы отсутствуют:
Электрическая мощность турбины:
Расход пара на турбину: D0=DП
Если максимальные тепловые нагрузки не удается покрыть с помощью противодавления турбины, то пар потребителю отпускается также через РОУ.
Т.к. Р – турбина работает по тепловому графику нагрузок, то для обеспечения электрического потребителя обязательно имеется К – турбина.
-61658557658042329104438658.Редукционно-охладительная установка. Назначение, принцип работы, процесс, расчет.
Редукционно-охладительные установки (или РОУ) предназначены для снижения температуры и давления пара, поступающего от внешнего источника - котельной или ТЭЦ. Результатом работы передающего модуля является достижение и поддержание параметров, необходимых для работы потребляющей системы.Давление, и температура пара на выходе редукционно-охладительной установки имеют постоянные характеристики. Редукционно-охладительные установки – это модули, собираемые на единой несущей раме. Температура острого пара снижается путем впрыскивания в паровой поток охлаждающей воды через специальную трубку, расположенную в дросcельно-охладительной решетке узла глушителя шумов, либо   через специальное сопло вода впрыскивается в охладитель пара. Охлаждающая вода отбирает тепло у пара и начинает  испаряться, пар при этом охлаждается до заданных температурных параметров. Для того чтобы полностью перекрыть поток охлаждающей воды для РОУ и ОУ конструктивно предусматриваются вентили запорные.
9. КПД и расход условного топлива по производству электроэнергии противодавленческой ПТУ.
b = B*103 /(N + Q)- расход условного топлива. Величина b связана с величиной коэффициента использования теплоты топлива соотношением КВТП=103/b*Qpну, ηэм=N/D0*Нр, D0=Dп, Nэ= D0*(h0-hп)= D0*Нi,
-680085109982010.Конденсационная ПТУ с регулируемым отборам пара. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки. Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу и для работы по тепловому и электрическому графику. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум.Конденсационные турбины с регулируемым отборами пара могут одновременно удовлетворять внешних потребителей электрической энергии и тепловой, поэтому они получили широкое распространение. Nэ=Ni*ηм*ηэ.г. ηoi=Ni/G*H. Достоинства: эти турбины в широком диапазоне режимов удовлетворяют запросам потребителей электроэнергии и теплоты. полно используется оборудование независимо от времени года. наибольшая экономичность турбины с промежуточным отбором пара в схеме есть конденсатор, следовательно возможна работа без отпуска тепла. Многообразие возможных режимов работы.Недостатки: некоторого снижения экономичности при отдельных режимах. Сложность эксплуатации. КПД ниже чем у теплофикационной типа П.
3844290240665-208915279400
11.Конденсационная ПТУ на влажном паре с сепаратором. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки.

Назначение: Повысить степень сухости в последних ступенях турбины. Благодаря этому растет ηoi турбины. Пар, достигший в процессе расширения предельно допустимых значений влажности, отводиться в сепаратор и осушается в нем при постоянном давлении и температуре. При введении сепарации возрастает: полезная работа и КПД цикла на 2-3,5%. При Р0>4мПа влажность пара в допустимых пределах можно поддержать только за счет: двукратной сепарации, последовательных сепараций и пром.перегрева пара. Удорожание установки.
271462515240-27876513970
-58864585788512.Конденсационная ПТУ на влажном паре с сепаратором и пароперегревателем. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки.

-1130302279015-32099252192655Назначение: 1)Повысить степень сухости в последних ступенях турбины. Благодаря этому растет ηoi турбины.2) В циклах насыщенного пара введение ПП приводит к снижения термического КПД. Пром.перегрев пара после сепарации осуществляется за счет теплоты конденсации части свежего пара в поверхностях теплообменника в связи с этим температура пара после пром.перегрева будет меньше начальной температуры греющего свежего пара на значение температурного напора. КПД цикла с промежуточной сепарацией и паровым перегревом пара оказывается меньше, чем для цикла только с промеж.сепарацией, это объясняется снижением средней температуры подвода теплоты в цикле из-за наличия температурного напора в пароперегревателе.
-72707565405013.Мощность турбины с регулируемым отбором пара. Работа по тепловому и электрическому графику. По тепловому графику , электрическая мощность определяется тепловой нагрузкой и не может быть изменена без соответствующего изменения теплового потребления. Регулируется РО-при этом возникает режим работы с противодавлением. По электрическому графику определяющая величина мощность. Вырабатываемая мощность больше Nэmin, расход в конденсатор больше вентиляционных.

14. Расход пара на турбину. Коэффициент недовыработки мощности.

Коэффициент недовыработки мощности показывает какую мощность недовырабатывает пар, который ушел в отбор.
15. В какой турбине с регулируемым отбором, отпускающей технологическую теплоту или теплоту на отопление, больше расход пара на турбину? Почему?
Расход пара на турбину типа Т с отборам пара на отопление:
D0=Dк+Dт1+ Dт2
Расход пара на турбину типа П с отборам пара на технологическую теплоту:
D0=Dk+DпРасход пара на турбину типа П будет больше, чем на турбину типа Т, так как в турбине
Типа П пар на производство уходит с высоким давлением( в турбине пар срабатывает
небольшой теплоперепад прежде чем уйти к потребителю) чтобы обеспечить вырабатываемую мощность понадобится больше пара, в отличие от турбины типа Т, пар на отопление уходит при низком давлении (пар в турбине срабатывает больший теплоперепад перед тем как уйти на подогрев сетевой воды).
16. Сравнение расходов пара на турбину и в конденсатор конденсационной турбины и конденсационной турбины с регулируемым отбором.
Расход пара в конденсатор турбины с регулируемым отбором при одной и той же мощности будет всегда меньше расхода пара в конденсатор конденсационной турбины
Д0к=Nэ/(Hi*ηм* ηг)=ДкД0т= Nэ/(Hi*ηм* ηг)+yп*Дп=Д0+ yп*ДпΔД=Д0т-Дк= yп*ДпДкт=Д0т-Дп= Nэ/(Hi*ηм* ηг)+ yп*Дп-ДпΔДк=Дкк-Дкт=Дп*(1- yп)
17. Экономия топлива при комбинированном производстве энергии.

Раздельная установка:
Bру=ВКЭС+ВКНДКомбинированная установка:
ВКУ=ВЭ+ВТ
Общая електрическая мощность Nэ на ТЭЦ составляется из мощностей Nт, вырабатываемая паром отбора, и Nк, вырабатываемой конденсационным потоком.Мощность Nт производится с удельным расходом условного топлива bэр, мощность Nк
с bэк примерно равной bкэс.
Разделим общую мощность на КЭС также на две составляющие мощности Nк и Nт, полученные с одинаковым удельным расходом условного топлива bкэс. Тогда:
Bру= bкэс*( Nк+ Nт)+ ВКНД
ВКУ=( bэр* Nт+ bэк* Nк)+Bcт
Экономия:
ΔB= Bру- ВКУ=(bкэс-bэр)*Nт
или
ΔВ=(1-ζт)∙QтQНр∙ηтр∙ηкζт- коэф ценности теплоты затрачиваемые на внешнего потребителя теплоты.
ВКНД – расход топлива в котельную низкого давления

Рис. Зависимость экономии топлива от различных факторов
18. Коэффициент ценности теплоты. Зависимость ζт от параметров пара в отборе.
ζт=yт∙h0-hпвhт-hкКоэф ценности теплоты пара отбора, близкий по значению коэф недовыработки yт
и изменяющийся также в пределах от 1 для свежего пара до 0 для пара на выходе
из турбины (перед конденсатором). Коэф ζт характеризует потенциал работоспособности пара отбора, а также определяет относительное увеличение полного расхода
теплоты на турбоустановку на еденицу количества отпускаемой теплоты по сравнению с конденсационным расходом Qт(к).
Показывает насколько ценное тепло мы отдаем потребителю.
ζт=(Qту-Qт(к))QтВ соответствии с физическим методом распределения расхода теплоты между
электрической и тепловой энергией расход теплоты на производство электроэнегииравен:
Qтуэ=Qту-Qт=Qту(к)-(1- ζт)*Qт
С увеличением отпуска теплоты Qт полный расход теплоты Qту возрастает, а расход
теплоты на производство электроэнергии уменьшается, что обуславливается уменьшением
потери теплоты в конденсаторе турбины.

19. Физический метод распределения расхода топлива на выработку электроэнергии и
отпуска теплоты.
Вт+Вэ=В –общий расход топлива на ТЭЦ.
Вт=βт*ВВэ=(1- βт)*В
Расходы топлива связаны с КПД следующими соотношениями:
Вэ*Qнр*ηст=3600*Nэ
Вт* Qнр* ηст=Qт0
Общий расход топлива можно определить из уравнения теплового баланса котла:
В* Qнр* ηпк=Qпк=Dпк*(hпе-hпв)
Удельный расход топлива на производство электроэнергии:
bэ=ВэNэ=3600Qнур∙ηсЭ=360029,308∙ηсЭ=123ηсЭУдельный расход топлива на производство теплоты:
bэ=BтQт=3600Qнур∙ηст=10329,308∙ηст=34,121ηстQнур-теплота сгорания условного топлива; βт=Qт/Qту
20. Проблемы распределения расхода топлива на ТЭЦ. Возможные методы распределения расхода топлива.
При физическом методе распределения расходов топлива:
Не учитыватся потенциал тепла в стоимости отпущенного тепла.
Высокая стоимость теплоты при комбинированном производстве электроэнергии и тепла.
Этот метод не применим для противодавленческих установок.
Возможный метод распределения расходов топлива на тепловом потреблении.
Этр=Nтр/Qп – удельная выработка электроэнергии
Nтр=Дп*(h0-hп)
Qп= Дп*(hп-hп’)
Этр=( h0-hп)/( hп-hп’)
По физическому методу распределения теплоты .Между электрической и тепловой энергией на долю тепловой относят теплоту, действительно затрачиваемую на нее, а на долю электрической- остальное количество теплоты.
21.Показатели тепловой экономичности ТЭЦ.
Характеризуется:
Показатели тепловой экономичности по производству и отпуску электроэнергии
Показателями по отпуску теплоты тепловым потребителям
Абсолютный электрический КПД:
ηэ=NэQту-Qтηтп=NэQэηтп-коэф, учитывающий потери теплоты в теплообменных аппаратах и в трубопроводах от турбины до упомянутых 0,98-0,99.
КПД станции брутто по производству ЭЭ:
ηствыр=ηэ*ηтр*ηка
КПД станции нетто по отпуску ЭЭ:
ηстОТП= ηствыр*(1-βсн)
Удельный расход тепла по выработке на ТЭЦ:
Qстбр=Qту-Qт/Nэ=Qэ/Nэ [кДж/кВт*ч]
Удельный расход топлива
Повыработке электроэнергии
bэвыр=Bэ/Nэ
По отпуску электроэнергии
bэотп=Bэ/Nэ*(1-βсн)е электрорэнергииУдельный расход условного топлива
По выработ е электрорэнергииbэувыр=0,123/зствыр [кг/кВт*ч]
По отпуску электроэнергии:
bэуотп=0,123/зстотп [кг/кВт*ч]
Удельный расход топлива
По отпуску тепла
Bтотп=Bт/Nт [кг/Гдж]
КПД ТЭЦ по произвожству теплоты
ηстт=ηтп*ηтр*ηка
Удельный расход условного топлива по отпуску тепла
ηтуотп=34,121/ηстт=39,08 кг/ГДж
22. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Необходимость
Введение такого показателя эффективности производства электроэнергии.
При определернии удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении учитывают выработку не только на внешнем, но и на внутреннем потреблении теплоты при подогреве воды регенеративными отборами обратного конденсата и добавочной воды.
Э=(Эт+Этк+Этд.в)/Qт
23. Влияние начальных параметров на экономичность цикла перегретого пара.
-190516294104953033020При увеличении начальной температуры пара перед турбиной t0 (при прочих равных условиях) средний температурный уровень подвода теплоты в цикле увеличивается и, следовательно, термический КПД непрерывно возрастает. С возрастанием температуры перегрева (при P0 = const ) КПД непрерывно растет. Для насыщенного пара увеличение ηt , происходит только до давления пара, равного примерно 16,5 МПа (до t ≈ 350 °С). При дальнейшем росте параметров насыщенного пара КПД даже падает. Вывод: 1)повышение t0 всегда приводит к росту термического КПД, так как возрастает средняя температура подвода теплоты в цикле. 2) Повышение начальной температуры приводит также к уменьшению влажности пара на выходе из турбины. Вследствие этого снижаются потери в проточной части турбины и улучшаются условия работы лопаток. 3) Однако максимальное допустимое значение t0 зависит от свойств металлов теплопередающих поверхностей оборудования. Значения начальной t нужно решать на основе технико-экономических расчетов. При одном и том же значении первоначально с ростом P0 адиабатический (располагаемый) перепад H0 увеличивается, а затем после определенного значения H0 max начинает уменьшаться. P0 увеличивается,ηt растет, так как потери теплоты qк в конденсаторе непрерывно снижаются. Однако с дальнейшим увеличением P0 , когда H0 начинает уменьшаться, изменение ηt, зависит от того, как меняется отношение qк /H0 . Вывод: 1)с одной стороны повышение начального давления приводит к повышению термического КПД. 2) Это же обуславливает снижение степени сухости. 3) Повышение давления увеличивает цену на оборудование.
24. Влияние конечных параметров на экономичность цикла
326580567945
Как известно, термический КПД цикла может быть определен из выражения:
3816350-139700Где T0экв – средняя температура подвода теплоты в цикле, равная начальной температуре в эквивалентном цикле Карно.
Переход от значения Рк 3,5 к 4,5 кПа:1)снижает термич. КПД на 1,5%. 2)Но одновременно почти в 1. 3 раза уменьшает удельный расход пара. Увеличение удельного объема пара требует роста проходных сечений последних ступеней турбины а это приводит к изменению ηi и общей мощности установки. С понижение Рк-несмотря на рост потерь, мощность сначала растет за счет увеличения теплоперепада, затем, достигнув максимума, мощность начинает снижаться. Дальнейшее снижение Рк приводит к расширению пара в косом срезе. В то же время вследствии снижения Рк: 1)температура конденсата на выходе из конденсатора понижается. 2)Увеличивается расход пара в первый регенеративный подогреватель.
25. Влияние начальной температуры на экономичность цикла сухого насыщенного пара.

T1 и T2 – средние температуры подвода и отвода тепла к рабочему телу.При росте t0 увеличиваются и термический и внутренний КПД т.к. растёт степень сухости. Повышение температуры ограничивается стоимостью материалов.
291465-3810

26. Влияние начального давления на экономичность цикла с перегревом пара.
При росте Ро степень сухости за турбиной будет уменьшаться => Увеличивается время на прогрев-пуск (установка менее манёвренна) Повышение начального давления приводит к увеличению затрат на паропровод (кап затрат) и затрат на собственные нужды.
-85725-288925
27. Влияние начальных параметров на действительные КПД цикла.
19240559055
28. Влияние конечных параметров на действительные КПД цикла.
Понижение Рк вызывает понижение отвода теплоты, вследствие увеличивается, так как уменьшается незначительно, Ho увеличивается. Предел понижения давления в цикле определяется ts (Рк), которая должна быть ниже температуры окр. среды, что бы могла отдавать теплоту.
- температура насыщения отработавшего пара.
- температура охд. Воды при входе в конденсатор
- нагрев охл. Воды в конденсаторе
- разность температуры насыщения пара и температуры на

m – кратность охлаждения чем больше m, тем меньше , тем меньше tк
но m увеличивается и нужны более мощные циркуляционные насосы.
30. Сопряженные параметры пара и способы повышения начального давления
при выполнении условия допустимой конечной влажности.
-16637070485Начальные давление и температура, обеспечивающие одно и то же значение конечной влажности пара, называют сопряженными начальными параметрами. Обычно рассматривают сопряженные начальные параметры, обеспечивающие одну и ту же конечную влажность для принятого конечного давления и значений ηoi , характерных для турбин рассматриваемых типа и мощности. Типичная кривая, устанавливающая изменение сопряженных параметров, приведена на рис. 3.4, б (для ωк =13 %). При применении перегретого пара с начальной температурой не выше 540 °С в циклах без промежуточного перегрева пара предельно допустимая конечная влажность пара достигается при давлениях P0 = 13÷14 МПа.
31. Работа и подведенное тепло в ПТУ с промежуточным перегревом пара.
Сравнение с установкой без промперегерева.
Промежуточный перегрев вводится для увеличения степени сухости, но основное назначение – повышение тепловой и общей экономичности. Начиная с Ро=130Бар и tо=540 оС все станции работают с промперегревом. Повышенная степен сухости на выходе и турбины повышает общую экономичность станции. Так же повышается термический КПД за счёт увеличения средней температуры подвода тепла к раб. Телу.
Экономичность будет зависить от правильного выбоар давления промперегрева22479059055
127635179070
32. Влияние давления промежуточного перегрева пара на экономичность цикла ПТУ.
1. Затраты теплоты пара на перегрев пара в промежуточном пароперегревателе с уменьшением давления пара всегда увеличиваются:

2. Располагаемый теплоперепад с уменьшением давления пара в промежуточном пароперегревателе от начального к конечному сначала увеличивается, затем, начиная с какого-то давления, падает.
Если построить кривую изменения внутреннего КПД цикла с промперегревом в зависимости от Pпп, то такая кривая будет иметь вид, приведенный на рис. 4.7.
Давление, при котором значение ηi максимально, зависит от начальных и конечных параметров цикла, схемы регенеративного подогрева питательной воды и температуры питательной воды. Оптимальные значения КПД устанавливаются, когда:
Pпп1 = (0,15 − 0,30) ⋅ P0 (при одноступенчатом промежуточном перегреве) и
Pпп2 = (0,06 − 0,09) ⋅ P0 (при двухступенчатом).
12744453143885
34. Регенеративный подогрев питательной воды. Принцип работы и физические причины повышения экономичности.
Для повышения экономичности цикла паротурбинной установки необходимо увеличивать среднюю температуру подвода теплоты в цикле. Поэтому большое значение имеет повышение температуры питательной воды, т.е. температуры, с которой начинается подвод теплоты в цикле. Этого можно достичь, если применить принцип регенерации теплоты. Под регенерацией в тепловых циклах понимают использование теплоты рабочего тела, совершившего механическую работу, на другом участке цикла.
Наиболее подходящим для осуществления регенерации является участок нагрева питательной воды. Регенеративный подогрев питательной воды применяется в настоящее время на всех паротурбинных установках. Это объясняется тем, что такой подогрев существенно повышает тепловую и общую экономичность установок. В схемах с регенеративным подогревом потоки пара, отводимые из турбины в регенеративные подогреватели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденсаторе). При этом для одной и той же электрической мощности турбогенератора NЭ расход пара в конденсатор уменьшается и КПД установки увеличивается. Выгода от применения регенерации заключается:
1. в снижении термодинамической необратимости процесса подвода теплоты;
2. в снижении потерь теплоты в холодном источнике.
351155-323850
35. Теоретический и предельный регенеративный циклы. Неосуществимость на практике.
2905125172720Теоретическим регенеративным циклом называется цикл в котором регенеративный подогрев ведется всем потоком рабочей среды.
Схема ПТУ, реализующей теоретический регенеративный цикл: В этой установке регенеративный подогрев ведется всем потоком рабочей среды. Температура воды после регенеративного подогрева в точке ПВ всегда:
2731770306070• существенно ниже температуры насыщения при давлении р0;
• несколько ниже температуры, характерной для точки S, в связи с наличием температурного напора в поверхностных регенеративных подогревателях. Теоретический предельный регенеративный цикл
Если число ступеней регенерации будет бесконечно большим и соответственно теплоперепады каждой ступени бесконечно малыми, ломаная линия может быть заменена кривой, близкой к эквидистантной линии подвода теплоты. Получается цикл с максимально возможной тепловой экономичностью, называемый предельным регенеративным циклом. Значения термического КПД предельного регенеративного цикла и КПД цикла Карно при одинаковых значениях начальной и конечной температуре циклов близки. Неосуществимость теоретического регенеративного цикла на практике: недопустимая влажность пара в последних ступенях турбины;
регенеративные подогреватели, проходные сечения отборов и трубопроводов слишком громоздки;
потери давления в тракте чрезмерно велики.
Неосуществимость теоретического регенеративного цикла на практике: В реальных ПТУ с регенеративным подогревом питательной воды (РППВ) принцип регенерации реализуется путем подогрева питательной воды в регенеративных пароводяных подогревателях, в которые поступает пар, отбираемый из турбины.
36. КПД ПТУ с регенеративным подогревом питательной воды.
2033270136525КПД ПТУ с РППВ:

Термический КПД цикла с регенерацией:
1421130126365
Абсолютный внутренний КПД ПТУ с РППВ:
1252855939801498600156210
37. Доказать, что РППВ повышает экономичность станции.
38. В каких случаях одноступенчатый подогрев питательной воды не повышает экономичности станции. Почему?
Для схемы с регенеративным подогревом питательной воды в подогревателях внутренний абсолютный КПД определяется по формуле:
5080103505
Где
50165102870
- энергетический коэффициент (т.е. работа потоков пара, поступающих в отбор, по сравнению с работой пара конденсационного потока). Экономичность станции не изменится, если Aр = 0. В случае одноступенчатого подогрева это может быть возможно, если h0 - hjp =0, когда на подогрев питательной воды отводится свезли пар (из линии до турбины). Подогрев питательной воды свежим паром не увеличивает полезной работы и поэтому не может изменить тепловую экономичность установки. Также физически невыполнимый подогрев полностью отработавшим паром турбины не дает повышения кпд.
ƞik – кпд простейшей конденсационной установки (без регенерации).
hк – энтальпия пара на входе в конденсатор.
39. Зависимость эффективности РППВ от числа ступеней и температуры питательной воды (станция без промежуточного перегрева пара).
-425450118745На рис. показаны кривые относительного повышения КПД турбоустановки в зависимости от подогрева питательной воды котлов и числа ступеней подогрева.
При одинаковом подогреве питательной воды КПД турбоустановки тем выше, чем больше число ступеней подогрева.
Большему числу отборов пара из турбины соответствует более высокий максимальный (оптимальный) подогрев воды.
-2959735260350Максимум кпд достигается при оптимальном значении температуры питательной воды для установки с заданным z.
С увеличением числа z прирост термического кпд замедляется. Каждый последующий отбор оказывает все меньшее влияние на повышение кпд.
На практике в энергетических ПТУ применяют 7-8 ступеней РППВ (дорого, а толку мало). Это позволяет повысить термический кпд ПТУ на 15-17 относительных процентов.
2349530797540. Основные типы регенеративных подогревателей системы РППВ. Их сравнение.
В подогревателях поверхностного типа существует недогрев – разность между температурой насыщения в подогревателе и температурой воды на выходе из него.-1905403225
-4718050255905
Из-за недогрева в поверхностном подогревателе давление в нем и в отборе выше, значит есть «недовыработка» мощности (теплоперепад hp-hc).
Поэтому применение смешивающих подогревателей может дать экономию топлива до 0,3%.
Преимущества смешивающих подогревателей:
- более простая конструкция
- меньше капитальные затраты ( в 1,4-1,8 раза по отношению к поверхностным)
- высокая надежность
- более просты в эксплуатации и ремонте- более экономичны
- отсутствие недогрева- резкое уменьшение содержания окислов меди в питательной воде, так как отсутствуют латунные трубки в подогревателях.
Недостатки смешивающих подогревателей:
- для перекачки конденсата необходимы дополнительные насосы
- необходима защита от переполнения конденсатом и от заброса конденсата в турбину при сбросе нагрузки, когда давление в отборах быстро снижается и конденсат в подогревателе может вскипеть
- при высоком давлении в отборе трудно обеспечить защиту от переполнения.
В настоящее время в практике отечественного турбостроения смешивающими выполняют два регенеративных подогревателя низкого давления около конденсатора.
Преимущества поверхностных подогревателей:
- независимость давления воды и пара
- возможность использования одного насоса.
471805130175

765810-108585
41. Повышение эффективности регенеративных подогревателей (охладители дренажа и пароохладители, схемы их включения).
Пароохладители. Тепловую экономичность турбоустановки с регенеративным подогревом воды можно повысить, уменьшая перегрев пара в охладителе. Снижение перегрева увеличивает отборы пара, снижает общий недогрев в подогревателе; следовательно, необратимость теплообмена уменьшается, КПД турбоустановки возрастает. Повышение КПД относительно невелико— десятые доли процента, но для крупных турбоустановок с промежуточным перегревом при дорогом топливе установка пароохладителей экономически выгодна.
Пароохладитель (ПО) целесообразно устанавливать в первую очередь для пара первого отбора после промежуточного перегрева. Пароохладитель представляет собой пароводяной теплообменник, в котором вода нагревается в результате понижения перегрева без конденсации пара. Схемы включения пароохладителей могут быть различны. Наиболее распространена схема с добавлением поверхности ПО к поверхности нагрева подогревателя данной ступени. Такой «встроенный» ПО размещают в одном корпусе с собственно подогревателем. Вода из подогревателя поступает в пароохладитель и из него в следующий подогреватель. Охлажденный водой пар должен иметь остаточный перегрев (не менее 10— 15°С) во избежание конденсации пара. При обычном пленочном типе конденсации теплота передается воде при температуре насыщения (конденсации), и воду нельзя дополнительно подогреть в ПО. Эффект от установки ПО теряется. Охлажденный пар после ПО поступает в собственно подогреватель, подогретая (на несколько градусов) вода после ПО, как обычно и без ПО, поступает в следующий подогреватель П1- В этом случае недогрев воды в П2 уменьшается, расход пара на П2 возрастает, а на П1 — несколько уменьшается. Работа пара регенеративных отборов возрастает, и КПД турбоустановки несколько повышается.
13144501066165Теплоту перегрева пара можно перенести с охлаждающей водой непосредственно к горячему источнику, смешивая охлаждающую воду с питательной водой после ПВД. В этом случае применяют две схемы подвода воды к ПО: подводят воду с конечной температурой после ПВД (схема А), или отбирают воду непосредственно после подогревателя, питаемого паром из ПО (схема Б).
В охладителе пара используется перегрев пара, что обеспечивает более высокий подогрев питательной воды по сравлению с подогревом только в собственно подогревателе.
Эффективность этих схем выше, чем при «встроенном» ПО. Схему (А) называют условно схемой Виолен, схему (Б) —схемой Рикара, пароохладители при этом выполняют обычно отдельно от регенеративного подогревателя и называют «выносными», хотя в схеме Рикара их можно разместить и в одном корпусе с подогревателем, т.е. «встроенными» в конструктивном отношении.
В обеих схемах (А и Б) расход пара на П2 возрастает, в котел поступает более горячая вода; все это способствует повышению КПД.
В схеме Рикара возможны более глубокое охлаждение пара и, следовательно, перенос большего количества теплоты к питательной воде перед котлом. Большая эффективность этой схемы снижается нз-за уменьшения пропуска питательной воды через П1.
Оптимизация распределения регенеративного подогрева воды при ПО дает до 1/3 экономии теплоты благодаря установке ПО.
84264533020
Охладители дренажа (конденсата) служат для охлаждения греющего пара в подогревателях низкого давления и сетевой воды в системах централизованного теплоснабжения. Тепло охлаждаемого пара подогревает основной, более холодный, конденсат установки, что существенно экономит энергию.
-6286573660вследствие охлаждения конденсата греющего пара водой, входящей в теплообменник, уменьшается расход пара на этот подогреватель и увеличивается расход на соседний подогреватель, в который сливается дренаж. В результате возрастает работа пара отборов и уменьшаются потери теплоты в конденсаторе.
42. Особенности зависимости эффективности РППВ от температуры питательной воды станции с промежуточным перегревом пара.
-28575271145
Не рисовать верхнюю линию!
На рисунке показано относительное повышение кпд турбоустановки от одноступенчатой регенерации в зависимости от энтальпии питательной воды.
Важная особенность эффективности регенерации при промежуточном перегреве — скачкообразное снижение КПД при переходе от отбора «холодного» пара из противодавления ЦВД (непосредственно перед промежуточным перегревом) к отбору «горячего» пара (непосредственно после него), что обусловливается повышением необратимости процесса теплообмена, уменьшением отбора пара и увеличением потери теплота в конденсаторе турбины. Таким образом, кривая имеет разрыв при давлении промежуточного перегрева и наблюдаются два локальных максимума — при отборе «холодного» пара н при отборе перегретого пара из ступеней ЦСД турбины после промежуточного перегрева.
43. Индифферентная точка.
410845168910
Пар из «холодной» линии промежуточного перегрева используется для подогрева воды при любом числе регенеративных отборов и ступеней подогрева.
Если к «холодной» ступени добавить «горячую», обогреваемую высокоперегретым паром, отбираемым в самом начале ЦСД турбины с малым теплоперепадом ∆h2 = hпп- h2, то КПД турбоустановки с повышенным подогревом в «горячей» и малым подогревом в «холодной» ступени снижается по сравнению с КПД при одноступенчатом подогреве в одной «холодной» ступени.С уменьшением подогрева в «горячей» ступени и увеличением его в «холодной» ступени, т.е. с ростом ∆h2 и снижением h2, КПД турбоустановки возрастает и достигает при некотором значении ∆h2 =∆hи значения КПД турбоустановки без дополнительного отбора из ЦСД. С дальнейшим ростом ∆h2 >∆hи значение КПД возрастает, превышает первоначальное значение и достигает максимума при оптимальном распределении подогрева между «холодной» и «горячей» ступенями.
Дополнительный «горячий» отбор пара, не повышающий КПД турбоустановки. является «индифферентным», а соответствующую точку на линии рабочего процесса пара в турбине называют «индифферентной» (или нейтральной) точкой (ИТ). Параметры ИТ определяют из условия равенства КПД турбоустановки с дополнительным «горячим» отбором и без него.
Из ИТ пар на подогрев воды не отбирается.
Подогрев воды в ступенях, греющий пар на которые отбирается после ИТ распределяют по геометрической, арифметической прогрессии или другими методами (например, методом равного деления энтропии воды по ступеням).
Параметры ИТ не зависят от наличия и параметров нижележащих отборов.
Индифферентная точка – точка на линии расширения пара за перегревателем, в которой расположение регенеративного отбора не оказывает никакого влияния на кпд цикла.
44. Распределение нагревов воды по ступеням РППВ на КЭС без промперегрева.
377190201295
Существует 3 способа распределения нагревов по ступеням РППВ:
Метод арифметической прогрессии.
Получается равномерное распределение нагрева, т.е. в каждом подогревателе нагрев воды одинаков и равен
∆hвn=(h0'-hk')z+1n – номер подогревателя
z – количество подогревателей.
Поскольку использование свежего пара в системе регенеративного подогрева неэффективно, последняя ступень подогрева питательной воды осуществляется непосредственно в парогенераторе.
Постоянный прирост энтропии воды в каждом подогревателе
∆s=(s0'-sk')z+1 или ∆s=(sпв'-sk')zМетод геометрической прогрессии
Применяют при известной температуре питательной воды, когда положение первого отбора определено
129159035560
45. Распределение нагревов воды по ступеням РППВ на КЭС с промперегревом.





46. Распределение нагревов воды по ступеням РППВ на ТЭЦ.





47. Одноконтурная схема АЭС. Достоинства, недостатки. Тепловая экономичность.




48. Двухконтурная схема АЭС. Достоинства, недостатки. Тепловая экономичность.

Двухконтурная схема АЭС является более экономичной чем одноконтурная схема, т.к.давление в реакторе выше (16 МПа)

+
Пар второго контура безвреден
-
Пониженный термический КПД(малый температурный напор)
Сложная конструкция
49. Отпуск теплоты от ТЭЦ.









50. Температурный график теплосети.




51. Теплофикационная установка.
Рисовать можно наверное только сетевой контур
-655955182880
Теплофикационное оборудование ТЭЦ предназначено для подготовки теплоносителя к транспортировке по тепловой сети и для приема использованного теплоносителя на ТЭЦ. Характер оборудования зависит от профиля ТЭЦ и типа системы тепло-снабжен.
В водяных системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудование ТЭЦ состоит, как правило, из пароводяных подогревателей, сетевых насосов, установок для подготовки подпиточной воды, включающих водоподготовку, деаэрационные устройства, аккумуляторы горячей воды и подпиточные насосы.
В паровых системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудование ТЭЦ состоит обычно из системы баков и насосов для сбора, контроля и перекачки конденсата; паропреообразовательных установок для выработки из химически очищенной воды вторичного пира, используемого для теплоснабжения; компрессорных установок для повышения давления пара из отбора, если это давление ниже требуемого для теплоснабжения; редукционно-охладительных установок дли снижения давления и температуры свежего пара, частично используемого в ряде случаев для теплоснабжения.

Приложенные файлы

  • docx 6154307
    Размер файла: 9 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий