Расходы пара на регенеративные подогреватели

Расходы пара на подогреватели определяют из уравнений их теплового и материального баланса, которые составляют исходя из следующих условий:

1) смешивающие подогреватели – сумма теплот, подводимых к подогревателю, равна сумме теплот, отводимых от него;

1. Для смешивающих подогревателей П1 и П2 (рис. 4.1) имеем:

для П1: ; (α _о= α _к+ α ₁+ α ₂ =1),

отсюда

, (4.10)

где t ₁ = i ¢₁ – i ¢₂; q ₁ = i ₁ – i ¢₁; i ₁ – i ¢₂ = i ₁ – i ¢₁ + i ¢₁ – i ¢₂ = q ₁ + t ₁;

для П2: ,

отсюда

, (4.11)

где t ₂ = i ¢₂ – i ¢_к; q ₂ = i ₂ – i ¢₂; i ₂ – i ¢_к = q ₂ + t ₂; ,

. (4.12)

Доля α _к пропуска пара в конденсатор от расхода свежего пара равна

. (4.13)

При любом числе смешивающих подогревателей

, (4.14)

где q _r = i _r – i ¢_r; t _r = i ¢_r – i ¢_r+1;

здесь i _r – энтальпия пара в r -ом отборе; i ¢_r – энтальпия конденсата греющего пара; r = 1, 2, …, z; z – число ступеней подогрева;П – знак произведения.

2. Для поверхностных подогревателей схема усложняется наличием линий дренажа (конденсата греющего пара). Простейшим является отвод дренажа в соседний более низкого давления подогреватель (рис. 4.4). Недостаток схемы: вытеснение греющего пара П2; снижение тепловой экономичности турбины. Доли отборов пара a ₁ и a ₂ равны.

для П1: a ₁ (i ₁ – i ¢₁) = (i _в1 – i _в2) a _0,

; (4.15)

для П2 греющими являются два потока: пар из отбора турбины и дренаж, сливаемый в П2 из П1:

a ₂ (i ₂ – i ¢₂) + a ₁ (i ¢₁ – i ¢₂) = (i _в2 – i _см) a ₀, (4.16)

где t ₁ = i _в1 – i _в2; q ₁= i ₁ – i ¢₁; i _в1= i ¢₁ – u ₁; i _в2 = i ¢₂ – u ₂; i _см – энтальпия воды после смешения турбинного конденсата и дренажей из П1 и П2.

Запишем уравнения смешения в смесителе и исключим i _см

a ₀ i _см = a _к i ¢_к + (a ₁ + a ₂) i ¢₂, (4.17)

так как a _к = 1 – a ₁ – a ₂, то

(4.18)

Подставим (4.18) в уравнение для П2 и найдем a ₂. Зная a ₁ и a ₂ определяем a _к = 1 – a ₁ – a ₂, а затем подогрев воды в смесителе

. (4.19)

Схему с поверхностными подогревателями и каскадным сливом дренажа совершенствуют, включая у П1 охладитель дренажа, в котором охлаждается конденсат греющего пара водой, проходящей через него (рис. 4.5). При этом уменьшается расход пара на П1 и возрастает на П2, в который сливается дренаж. В итоге возрастает работа пара отборов и уменьшается потеря теплоты в конденсаторе. Суммарный дренаж из П2 перекачивается насосом в смеситель на линии главного конденсата между П1 и П2.

3. КЭС жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 4 __

1. Конденсациялық электр станция дегеніміз не?

Конденсациялы стансалар тек қана электр қуатын өндіреді.Мұндай стансалар электр қуатымен үлкен аудандарды қамтамасыз етеді. Сондықтан да оларды мемлекеттік аумақтық электр стансалары (МАЭС) дейді. Бұл стансалар барлық өндірілетін электр қуатының 1/2 бөлігін береді. Конденсациялы стансаларды қосуға көп уақыт қажет (орта есеппен 5 сағат). Сондықтан оларға жыл бойы бірқалыпты жұмыс жасап тұру кажет. Тоқтатқан жағдайда электрмен қамтамасыз ету жүйесі бұзылады. Конденсациялы стансалар отын көзіне, суға жақын орналастырылады.

2. Сыртқы жылытқыштарды пайдалуының ерекшеліктері.

поверхностные подогреватели – теплота, отдаваемая греющими потоками, равна теплоте, получаемой подогреваемой водой (конденсатом).

Основной задачей является определение расхода пара на подогреватели. Расход пара определяют, начиная с ПВД 1. Расход воды через ПВД известен. Для КЭС принимают α _пв= α _о=1, т.е. расход воды равен расходу свежего пара (α – доля расхода воды или пара в подогревателе по отношению к расходу свежего пара), так как происходит смешение и весь поток идет в котел.

2. Для поверхностных подогревателей схема усложняется наличием линий дренажа (конденсата греющего пара). Простейшим является отвод дренажа в соседний более низкого давления подогреватель (рис. 4.4). Недостаток схемы: вытеснение греющего пара П2; снижение тепловой экономичности турбины. Доли отборов пара a ₁ и a ₂ равны.

для П1: a ₁ (i ₁ – i ¢₁) = (i _в1 – i _в2) a _0,

; (4.15)

для П2 греющими являются два потока: пар из отбора турбины и дренаж, сливаемый в П2 из П1:

a ₂ (i ₂ – i ¢₂) + a ₁ (i ¢₁ – i ¢₂) = (i _в2 – i _см) a ₀, (4.16)

где t ₁ = i _в1 – i _в2; q ₁= i ₁ – i ¢₁; i _в1= i ¢₁ – u ₁; i _в2 = i ¢₂ – u ₂; i _см – энтальпия воды после смешения турбинного конденсата и дренажей из П1 и П2.

Запишем уравнения смешения в смесителе и исключим i _см

a ₀ i _см = a _к i ¢_к + (a ₁ + a ₂) i ¢₂, (4.17)

так как a _к = 1 – a ₁ – a ₂, то

(4.18)

Подставим (4.18) в уравнение для П2 и найдем a ₂. Зная a ₁ и a ₂ определяем a _к = 1 – a ₁ – a ₂, а затем подогрев воды в смесителе

. (4.19)

Схему с поверхностными подогревателями и каскадным сливом дренажа совершенствуют, включая у П1 охладитель дренажа, в котором охлаждается конденсат греющего пара водой, проходящей через него (рис. 4.5). При этом уменьшается расход пара на П1 и возрастает на П2, в который сливается дренаж. В итоге возрастает работа пара отборов и уменьшается потеря теплоты в конденсаторе. Суммарный дренаж из П2 перекачивается насосом в смеситель на линии главного конденсата между П1 и П2.

3. ЖЭО жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 5 __

1. Жылу электр оталық дегеніміз не?

– тұтынушыларға бір мезгілде электр энергиясы мен жылуды бу және ыстық су түрінде бірге өндіріп беретін бу (газ) турбиналы электр стансасы. ЖЭО беретін жылу қызған бу немесе ыстық су түрінде таратылады. Энергетикалық бу қазандарында (жану камераларында) өндірілген тиісті параметрлі бу (газ) турбинаны және онымен бір білікте орнатылған электр генераторын айналдырады. Турбиналарда жұмыс істеп шыққан будың қалдық қызуының едәуір бөлігі кәсіпорындардың технолологиялық процестерін бумен жабдықтауға және ыстық сумен үйлерді жылыту жүйелеріне жұмсалады (қ. Жылумен қамтамасыз ету). Қазандық және турбиналық жабдықтары құрамына қарай ЖЭО-лар бу турбиналы (бу-күш қондырғылы) ЖЭО, газ турбиналы (газ турбиналы қондырғылы) ЖЭО, бу-газ турбиналы (бу-газ турбиналы қондырғылы) ЖЭО және атомдық ЖЭО болып ажыратылады. Соңғы уақытқа дейін Қазақстанда бу-күш қондырғылары кең таралған. Бу турбиналы ЖЭО-лар агрегаттарының бірлік және жалпы қуаты бойынша төменгі қуатты (25 МВт-қа дейін), орташа қуатты (50 – 100 МВт), жоғары қуатты (200 МВт-тан артық), ал турбинаға келіп түсетін будың бастапқы параметрлеріне қарай төмен қысымды (4 МПа-ға дейін), орташа қысымды (13 МПа-ға дейін) және аса жоғары қысымды (25,5 МПа-ға дейін) болып бөлінеді. Қазіргі кезеңде бу-газ турбиналы қондырғылар тиімді болып отыр. Бұларда газ турбинасында жұмыс істеп шыққан ыстық газ қайта өңдеуші арнаулы қазанға беріледі де, ондағы су бу турбинасын жұмыс істетуге жеткілікті параметрлі буға айналдырылады (қажет болса, қазанда қосымша от жағылады), әрі қарай цикл бу-күш қондырғыларындағыдай жүреді. ЖЭО-ларда электр және жылу энергиясын бірге өндіру жағылатын отынды тиімді пайдалануға (отынды үнемдеу 30%-ке дейін жетеді), электр станцияларының пайдалы әсер коэф-тін жоғарылатуға және электр энергиясының өзіндік құнын төмендетуге мүмкіндік беред.

2. Бумен дренаждың салқындатқыштары.

При высоких начальных параметрах p ₀, t ₀, а также наличии промперегрева пар из верхних отборов имеет большую степень перегрева. В этом случае рационально использовать перегрев пара для дополнительного подогрева питательной воды. Для этой цели на крупных установках в ПВД выделяют специальную поверхность – пароохладитель. Пароохладитель работает без конденсации пара. На практике это достигается установкой специальных перегородок на входе пара в ПВД, которыми отделяется часть его поверхности. За счет использования D t перегретого пара удается нагреть питательную воду на 3¸8 °С выше температуры насыщения t _н (t _s) пара из отбора. Рекомендуется принимать температуру перегретого пара на выходе из пароохладителя на 10¸15 °С выше t _s, что предотвращает конденсацию пара на поверхности пароохладителя.

Обычно для охлаждения конденсата ниже t _s также выделяют часть поверхности основного подогревателя на входе питательной воды – охладитель дренажа. Охладитель дренажа работает как водоводяной теплообменник, где происходит теплообмен между конденсатом греющего пара и питательной водой (рис. 4.7).

В первой зоне происходит съем тепла перегрева пара без его конденсации. Вторая зона – основная часть теплообменника, служит для конденсации греющего пара и позволяет нагреть питательную воду до температуры t _вr = t _нr – Q_r. В третьей зоне происходит охлаждение конденсата ниже температуры насыщения.

3. КЭС жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 6 __

1. Станцияда қандай жабдықтар негізгі болып саналады?

В состав главного здания входят котельное и турбинное отделения с обслуживающим парогенераторы и турбины вспомогательным оборудованием. Это оборудование располагается в промежуточном помещении, которое по виду вспомогательного оборудования, расположенного в нём, называется деаэраторным, насосным, дымососным и т.д. Вспомогательное оборудование может размещаться на нескольких этажах, такой вариант установки называется "этажеркой". В главном корпусе располагается основное оборудование для осуществления технологического процесса преобразования тепловой энергии в электрическую. Поэтому в главном корпусе соединяются разнообразные технологические потоки, обеспечивающие выработку и отпуск электрической и тепловой энергии: топливо, сетевая и циркуляционная вода, электроэнергия, зола, шлак и т.д.

В помещении парогенераторов помимо них размещаются топливные бункеры с необходимым запасом топлива, топливные мельницы и другое оборудование. Если на ТЭС предусматривается центральный пылезавод, то топливные бункеры и мельницы размещаются на ЦПЗ. Регенеративные воздухоподогреватели, золоуловители, дымососы обычно размещаются рядом с котельным помещением на открытом воздухе, что определяется климатическими услови­ями. Дымовые трубы устанавливаются вблизи главного корпуса со стороны помещения парогенераторов.

Турбинное помещение предназначено для турбин, электрогенераторов и обслуживающих их вспомогательных механизмов.

2. Көректік судың регенеративті жылытумен бутурбиналық қондырғыға будың шығыны.

Расходы пара на конденсационную и теплофикационную турбины с отборами равны:

; (4.5)

, (4.6)

где D _т, D _r – теплофикационный и регенеративный отборы; – коэффициент недовыработки мощности паром соответственно теплофикационного и регенеративного отбора.

; , (4.7)

D _о(к) – расход пара на такую же турбину без отборов.

3. ЖЭО жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 7 __

1. Станцияда қандай жабдықтар көмекші болып саналады?

В состав главного здания входят котельное и турбинное отделения с обслуживающим парогенераторы и турбины вспомогательным оборудованием. Это оборудование располагается в промежуточном помещении, которое по виду вспомогательного оборудования, расположенного в нём, называется деаэраторным, насосным, дымососным и т.д. Вспомогательное оборудование может размещаться на нескольких этажах, такой вариант установки называется "этажеркой".

2. Көректік су жылытуды ЖЭС-дағы регенеративті жылытқыштарға оптималды таратуы.

При проектировании энергоблока рассчитывают параметры регенеративного подогрева воды: 1) температуру подогрева питательной воды t _пв, °С; 2) число регенеративных отборов пара и ступеней подогрева воды z; 3) распределение подогрева между ступенями (подогревателями).

1. С повышением t _пв вследствие увеличения расхода свежего пара для выработки той же мощности турбогенератором котел и трубопроводы удорожаются (h _к снижается, t _ух повышается), топливо и зольное хозяйство, тягодутьевые устройства, техническое водоснабжение удешевляются и в целом экономичность энергоблока повышается. По минимуму эксплуатационных (расчетных) затрат t _пв = 230 °С при p ₀ = 13,0 МПа и t _пв = 265 °С при p ₀ = 24 МПа.

2. С увеличением числа отборов пара и ступеней подогрева воды КПД турбоустановки повышается, однако стоимость подогревательной установки возрастает. Для крупных турбоустановок z=7¸9. Каждая последующая ступень подогрева дает все меньшее дополнительное повышение КПД, так как дополнительный оптимальный подогрев воды с каждой новой ступенью уменьшается.

3. Оптимальное распределение общего регенеративного подогрева воды между ступенями производят из условия максимума абсолютного внутреннего КПД турбоустановки h _i= η _t· η _oi=1 – a _к q _к/ q ₀. Здесь a _к – доля пропуска пара в конденсатор; q _к = i _к – i ¢_к; q ₀ = i ₀ – i ¢_к. Вариантные расчеты проводят, пользуясь методом условного экстремума Лагранжа.

В начале 30-х годов был принят равномерный подогрев питательной воды по ступеням (Калафати Д. Д.) D t _ст = D t _r = (t _пв – t _к) / z, где D t _r – перепад температур в r -ой ступени подогрева, °С.

Позднее было показано, что при неравномерном распределении D t _r по геометрической прогрессии экономичность регенерации возрастает

, (4.20)

∆ t _z= t _пв- t _{z – 1}; ∆ t _{z – 1}= t _{z – 1} - t _{z – 2}; ∆ t ₂= t ₂ – t ₁; ∆ t ₁= t ₁ – t _к, (4.21)

где D t _z, D t _z–1 – подогрев питательной воды соответственно в последней и предпоследней ступени; (d <1). Здесь t _к, t _пв – температура турбинного конденсата и питательной воды за последним подогревателем, º С.

При распределении подогрева по (4.20) в нижних ступенях D t _r меньше, а в верхних больше. Действительно из (4.20) имеем (рис. 4.6)

(4.22)

(4.23)

Подставляя значение ∆ t _{z – 1} из (4.23) в (4.22), получим

(4.24)

Например, при d =0,8 получим ∆ t _z=∆ t _{z - 2}/0,64; ∆ t _{z – 1}=∆ t _{z – 2}/0,8, т.е. ∆ t _z>∆ t_{z – 1}.

Аналогично можно показать, что ∆ t _{z - 1}>∆ t _{z – 2}, ∆ t _{z - 2}>∆ t _{z – 3} ,…, ∆ t ₂>∆ t ₁.

Термодинамическая выгода неравномерного подогрева питательной воды заключается в том, что из-за конечной разности температур необратимые потери при теплообмене тем меньше, чем выше потенциал отбора. Поэтому в ПНД, где потенциал отборного пара ниже, выбирают меньшие D t _r=D t _ст, чем снижают необратимые потери.

Сложные способы распределения подогрева питательной воды дают экономию тепла не более 1 % по сравнению с равномерным подогревом при z = const и t _пв= const. Подогрев свежим паром, а также физически невыполнимый подогрев отработавшим паром не повышают КПД турбины (h _r= h _i). Выбор и системы разбивки t _пв по ступеням относится к номинальной мощности турбины.

При снижении расхода пара в проточной части турбины падает давление в нерегулируемых отборах. Давление пара в отборе можно рассчитать по формуле

. (4.25)

Здесь p, Т – давление и абсолютная температура пара в отборе; D – расход пара в проточной части турбины. Индексы «^о» и «¢» означают номинальный и новый режимы.

Часто принимают схему равномерного подогрева t _пв по ступеням. Давления в отборах могут отличаться от номинальных, если при этом отклонения t _пв не превышают 2¸5 °С, то значительного снижения экономичности не наблюдается.

на ТЭЦ и КЭС с одинаковыми p ₀, t ₀, D ₀ совпадают или близки. Аналогичные результаты получаются и в установках с промежуточным перегревом пара.

3. КЭС жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 8 __

1. Станцияда өндіретін электр энергиясының алушылары.

1) Потребление электроэнергии

Потребление электрической и тепловой энергии изменяется во времени: в течение суток, недели, года. Графическое изображение изменения нагрузки ТЭС во времени называют графиком нагрузки. Большое значение для ТЭС имеют суточные графики нагрузок: зимний, летний, весенний и осенний за рабочие сутки (в начале, в середине и в конце недели) и аналогично за нерабочие сутки (рис. 1.1).

Форма суточного графика электронагрузки зависит от времени года, соотношения потребления промышленными и осветительно–бытовыми установками, от числа смен работы предприятий. График промышленной нагрузки (рис. 1.1 а) имеет максимум в дневное время, когда работают все предприятия – с одной, двумя или тремя сменами в сутки. Характерным является быстрый подъем нагрузки в утренние часы, максимум – днем, понижение – ночью. График осветительно–бытовой нагрузки (рис. 1.1 б) имеет небольшой максимум утром, основной максимум вечером (около 16 часов для средней полосы РФ). График суммарной электрической нагрузки имеет совмещение максимумов промышленной и осветительно–бытовой нагрузок зимой около 16 часов, когда освещение включается года до окончания работы односменных предприятий (рис. 1.1 в).

Прохождение максимума нагрузки в декабре–январе – ответственный период работы ТЭС (максимальная мощность, обеспечение запасов топлива).

Таким образом, зимняя нагрузка имеет два максимума – утренний и вечерний; летняя – три максимума – утренний, дневной (после 12 ⁰⁰) и вечерний (см. рис. 1.1 в).

Годовой график помесячных максимальных, средних и минимальных нагрузок представлен на рис. 1.2. Годовые графики различают: хронологические (помесячные) и продолжительности (длительности) нагрузок. Нанося последовательно максимальную, среднюю и минимальную нагрузки каждого месяца, получают соответственно три хронологических графика этих нагрузок (рис. 1.2).

2) Потребление тепловой энергии

Тепловая энергия отпускается теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) двум основным видам потребителей – промышленным и коммунальным. В промышленности тепловая энергия используется для технологических процессов в виде перегретого пара 0,5÷1,5 МПа. Минимальный перегрев 25 ºС должен обеспечивать надежный транспорт пара. Коммунальное потребление включает расход тепла на отопление Q _от и вентиляцию Q _в зданий и на бытовые нужды Q _быт в виде горячей воды с t _max=150 ºC.

(1.1)

Для отопления производственных зданий используют часть технологического пара или горячую воду.

Бытовые нужды – потребление тепла коммунальными предприятиями (бани, прачечные, фабрики–кухни и т.д.) и населением (души и ванны квартир и др.).

Тепловая нагрузка ТЭЦ, как и электрическая, изменяется во времени. Суточный график промышленной тепловой нагрузки аналогичен графику электрической нагрузки. Летнее потребление меньше зимнего в связи с ремонтом оборудования и снижением теплопотерь в окружающую среду. Промышленное тепловое потребление неравномерно в течение суток и относительно равномерно в течение года.

2. ЖЭО-дағы судың регенеративті жылытуы.

Регенеративные отборы пара служат на ТЭЦ для подогрева конденсата турбин, обратного конденсата от внешнего теплового потребителя, добавочной воды, компенсирующей потери пара и конденсата у потребителей, общего потока питательной воды. Обратный конденсат от потребителей составляет обычно значительную долю в общем потоке питательной воды, его температура выше температуры конденсата турбин, и на его подогрев требуется меньше пара регенеративных отборов, чем на более холодный конденсат турбин. Поэтому абсолютное значение экономии тепла благодаря регенерации на ТЭЦ несколько меньше, чем на конденсационной электростанции с такими же параметрами пара и таким же расходом свежего пара и питательной воды.

Однако относительная экономия тепла и повышение кпд теплофикационных турбоустановок и ТЭЦ благодаря регенерации оказываются значительно больше, чем у аналогичных конденсационных электростанций и турбоустановок, если относить экономию тепла не к полному расходу тепла на турбоустановку, а к расходу тепла на производство электроэнергии.

При распределении регенеративного подогрева на ТЭЦ получается такой же результат, как и для КЭС, т. е. геометрическая прогрессия величин t и q.

Значения отборов пара с давлением выше регулируемого зависят от подогрева и теплоты, отдаваемой греющим паром , а с давлением регулируемого отбора и более низким – ещё и от отбора пара на внешнего потребителя.

Подогрев воды в подогревателе составляет обычно 60-169 кДж/кг, а выделяемое греющим паром тепло при конденсации в подогревателе - в среднем 2000-2200 кДж/кг; доля отбора пара на подогреватель составляет около 0,03 ¸0,08, то есть 3¸8 % от D ₀. Общая доля отборов пара достигает 0,30, то есть 30 % D _0.

3. ЖЭО жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 9 __

1. Станцияда өндіретін жылу энергияның алушылары.

Отопительно–вентиляционное тепловое потребление имеет суточную равномерность и годовую неравномерность, так как является сезонным (рис. 1.3). Летом отопительная нагрузка отсутствует.

Суточный график бытового потребления тепла неравномерен, имеет небольшой максимум утром и основной – вечером, в особенности в конце недели (рис. 1.3 а). Бытовая тепловая нагрузка принимается постоянной летом и зимой. Однако, летом тепловая нагрузка на бытовое потребление ниже, чем зимой, что обусловливается повышением температуры исходной (сырой) воды.

Наличие круглогодовой бытовой тепловой нагрузки улучшает энергетические и технико–экономические показатели ТЭЦ, так как увеличивает энергетически выгодную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

2. ЖЭО-дан технологиялық будың жіберілеуі.

Уменьшение электрической мощности установки при работе по схеме с паропреобразователем по сравнению со схемой, когда пар отводится потребителю непосредственно от отбора турбины, равно

(5.13)

где – производительность паропреобразователей; – энтальпия пара в отборе и вторичного пара после паропреобразователя; =0,98÷0,99 – механический КПД турбины; =0,97÷0,98 – КПД генератора.

Тепловая энергия требуется для технологических процессов и силовых установок промышленности, для отопления и вентиляции зданий, кондиционирования воздуха (КВ) и бытовых нужд. Для производственных целей требуется насыщенный пар р =0,15÷1,6 МПа. Для уменьшения потерь при транспорте с ТЭС пар отпускают несколько перегретым. На отопление, вентиляцию и бытовые нужды с ТЭЦ горячая вода в городские тепловые сети подается при температуре от 70 до 150 °С, а в пригородные – от 70 до 180 °С.

Расходы теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (ГВС), не зависят от температуры наружного воздуха t _н. Однако летом эта нагрузка меньше чем зимой. Промышленная и бытовая тепловые нагрузки изменяются в течение суток. Среднесуточная нагрузка на бытовые нужды в конце недели и предпраздничные дни значительно выше, чем в рабочие дни недели.

Расходы теплоты на отопление, вентиляцию и КВ зависят от t _н и имеют сезонный характер. Расход теплоты на отопление и вентиляцию наибольший зимой и отсутствует летом; на КВ теплота расходуется только летом (поэтому расширение сферы применения КВ приводит к повышению эффективности теплофикации).

При небольших изменениях температуры наружного воздуха отопительная и вентиляционная нагрузки жилых помещений в течение суток сохраняются постоянными. В тех же условиях отопительная нагрузка общественных зданий и промышленных предприятий может в течение суток изменяться, в нерабочие дни недели значительно понижаться. Вентиляционная нагрузка в нерабочее время вообще выключается. Такое изменение расхода теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий и промпредприятий приводит к экономии топлива для этих целей.

3. КЭС жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 10 __

1. Электр станция қандай айналыммен жұмыс істейді?

Основой технологического процесса выработки энергии паровой турбиной является цикл Ренкина (рис. 2.1, 2.2), состоящий из изобар подвода и отвода тепла и адиабат (изоэнтроп) работы пара в турбине и работы питательного насоса:

1–2 – адиабатное расширение пара в турбоустановке; 2–3 – конденсация пара в конденсаторе; 3–4 – сжатие воды в конденсатном и питательном насосах; 4–5 – подогрев воды до температуры насыщения t _s в регенеративном подогревателе и водяном экономайзере; 5–6 – превращение воды в пар; 6–1 – перегрев пара в пароперегревателе (ПП).

Термический КПД цикла Ренкина:

, (2.5)

где Q ₀= i ₀ – i _пв – расход тепла из горячего источника; Q _ка – потеря тепла в холодном источнике (при адиабатном расширении); i ₀, i _пв, i _ка, i ¢_к – соответственно энтальпия свежего пара, основного конденсата после сжатия в питательном насосе, отработавшего пара при изоэнтропийном (адиабатном) расширении и конденсата отработавшего пара при насыщении, кДж/кг.

Формулу (2.5) запишем в виде

, (2.6)

i, кДж/кг

где Н _а – адиабатное (располагаемое) теплопадение пара; h _на= i _пв – i ¢_к– изоэнтропийная работа насоса, эквивалентная подогреву воды в нем; Q ¢₀ – расход тепла на турбину без учета работы питательного насоса.

Если не учитывать работу питательного насоса, то

. (2.7)

Расход энергии на повышение давления воды в насосе составляет 3¸4 % работы пара в турбине (25¸35 кДж/кг). Таким образом, работа питательного насоса – основная составляющая расхода энергии на собственные нужды электростанции.

2. ЖЭС-дағы бумен кондесаттың ішкі шығындары.

На паротурбинных ТЭС имеются потери пара, его конденсата и питательной воды, которые разделяют на внутренние и внешние. Внутристанционные потери складываются из потерь на паровую обдувку котлов, на мазутные форсунки, на разогрев мазута, с продувочной водой котлов, через неплотности трубопроводов, арматуры и оборудования. Величина этих потерь зависит от характеристики, качества изготовления и монтажа оборудования, уровня эксплуатации ТЭС. Внутренние потери составляют: на КЭС – 0,8÷1,1 %; на ТЭЦ – 1,5÷1,8 %. Основная часть этих потерь – непрерывная продувка барабанных котлов. Внешние потери равны 20÷40 % и могут составлять 70 % в случае не возврата конденсата с заводов.

Паровой баланс турбины с регенеративными отборами пара запишем в следующем виде

, (5.1)

где – расход свежего пара и пара на внешнего потребителя; –

регенеративные отборы пара; D _уп – протечки пара через уплотнения; D _i – другие отборы пара (на привод ПН и воздуходувок, подогрев мазута и дутьевого воздуха и др.); D _к – пропуск пара в конденсатор; D _ут – утечка пара в турбоустановке.

D _о является основным параметром при расчете тепловой схемы, производительности котла, энергетических показателей и др.

Баланс питательной воды

G _п.в= D _о + G _пр, (5.2)

где G _пр – расход продувочной воды котла (для прямоточного котла G _пр=0 и G _п.в= D _о). G _пр =1 % при восполнении потерь пара и конденсата обессоленной водой или дистиллятом испарителей; не более 2% – химически очищенной водой; до 5% – при высокой минерализации исходной воды, большом не возврате конденсата от потребителей.

Поток питательной воды включает следующие величины

, (5.3)

где – потоки турбинного конденсата, конденсата пара регенеративных отборов и пара из уплотнений; – конденсат пара из расширителя продувки котла (до 30 % от ); – расход добавочной воды (восполняет потери пара и конденсата в тепловой схеме).

, (5.4)

, (5.5)

где – потери пара и конденсата на электростанции; – потеря воды в виде дренажа из расширителей продувки; – потеря конденсата у внешних потребителей (для ТЭЦ).

Мероприятия по уменьшению потерь пара и конденсата: применение ступенчатого испарения и совершенных сепарационных устройств в барабанных котлах, снижающих величину продувки; сбор конденсата от всех станционных потребителей, в том числе при пусках агрегатов; применение сварных соединений трубопроводов; организация сбора и возврата чистого конденсата от внешних потребителей.

3. ЖЭО жылу сүлбесі(2билет 3 сурак)

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 11 __

1. Будың адиабаталық теплоперепады дегеніміз не?(10 билет 1 сурак)

Исходные данные:

– мощность на зажимах генератора N _э,кВт;

– рабочее число оборотов ротора турбины n, об/мин;

– начальные параметры пара: давление перед стопорным кла­паном p ₀, ата, температура t ₀, °С;

–давление отработанного пара или давление в конденсаторе р _к, ата;

–давление отбираемого пара р _отб, ата, и его количество d_отб (для турбин с регулируемым отбором пара, см. п. 2.8).

Тепловой расчет турбины начинают с предварительного построения теплового процесса на i, S –диаграмме (рис. 2.4).

1. На диаграмме i, S по параметрам р _0, t ₀ наносят точку А ₀ состояние пара перед стопорным клапаном).

2. Из точки А ₀ проводят линию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой, соответствующей давлению отработанного пара р _к. Точку пересечения обозначают А _1t.

3. Определяют разность энтальпий точек А ₀ и A _1t

i ₀ – i _1t= H ₀,

т.е. располагаемый теплоперепад на турбину без учета потери давления в стопорном и регулирующих клапанах.

4. Потерю давления в стопорном и регулирующих клапанах за счет дросселирования принимают D p =(0,03÷0,05) р ₀. Обычно берут D p =0,05 p ₀, тогда давление пара перед соплами регулирую­щей ступени = 0,95 р ₀. На диаграмме i,S с помощью лекала проводят изобару, соответствующую давлению .

5. Проведя из точки А ₀линию постоянной энтальпии i=const до пересечения с изобарой намечают точку , соответствующую состоянию пара перед соплами регулирующей ступени.

6. Потерю давления в выхлопном патрубке (от последней ступени турбины до конденсатора) принимают D p _в.п.=(0,02 ÷ 0,08) р _к. Нижний предел берут для тур­бин, работающих с противодав­лением, верхний – для конден­сационных турбин.

7. Определяют давление па­ра на выходе из последней ступени p ₂= p _к+D p _в.п. Изобару p ₂ наносят на диаграмму i, S.

8. Проведя из точки ли­нию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой p ₂, намечают точку .Определяют разность энтальпий в точках и

,

т.е. изоэнтропийный теплоперепад в турбине с учетом потерь в стопорном и регулирующих клапанах и выпускном патрубке.

9. По известному значению внутреннего относительного КПД турбины определяют предполагаемый используемый теплоперепад H _i= H ₀ .

10. Откладывают от точки (рис. 2.4.) вниз по изоэнтропе используемый теплоперепад H _i и находят точку C. Проводя через точку C линию параллельную оси S, до пересечения с изобарой p _2, получают точку B, характеризующую предполагаемое состояние пара после выхода из последней ступени турбины. Соединив точки и B прямой линией определяют предполагаемый процесс в турбине. Продлив горизонтальную линию от точки B до пересечения с изобарой p _к, получают точку B _к, характеризующую состояние пара при входе в конденсатор или на выходе из патрубка турбины, работающей с противодавлением.

11. Определяют секундный расход пара D ₀, кг/с

.

Здесь – располагаемый теплоперепад, кДж/кг; – механический КПД турбины; – КПД редуктора; – механический КПД электрического генератора.

2. ЖЭО-дағы бумен конденсаттың сыртқы шығындары.

ТЭЦ отпускают потребителям электрическую энергию и теплоту с паром, отработавшим в турбине. Принято распределять расходы теплоты (и топлива) между этими двумя видами энергии.

1. Расходы теплоты на ТЭЦ и турбоустановку (ТУ) равны:

общий расход теплоты на ТЭЦ (теплоты сожженного топлива)

; (2.30)

общий расход теплоты на ТУ

. (2.31)

Индексы: «с» – станция; «ту» – турбоустановка; «э» – электрическая энергия; «т» – тепловая энергия (теплота). и – теплота топлива на производство электрической и тепловой энергии.

, (2.32)

где – тепловая нагрузка парового котла; – потери теплоты в котле.

Общий расход теплоты на турбоустановку Q _ту ТЭЦ равен

, (2.33)

N _i – внутренняя мощность турбины (без учета потерь в конденсаторе), кВт; D Q _к – потери теплоты в конденсаторе; Q _т – расход теплоты на внешнего потребителя.

В РФ принят физический метод распределения расхода теплоты между электрической и тепловой энергией: на теплового потребителя относят фактический расход теплоты, затрачиваемый на него, а на электроэнергию – остальное количество теплоты, тогда

. (2.34)

2. Различают два вида КПД ТЭЦ и два вида КПД турбоустановки ТЭЦ:

а) по производству (и отпуску) электрической энергии

; (2.35)

; (2.36)

б) по производству и отпуску теплоты

; (2.37)

, (2.38)

где – затраты теплоты на внешнего потребителя (теплового потребителя) с учетом h _т; – отпуск теплоты потребителю; h _т – КПД отпуска теплоты, учитывает потери в паропроводах, сетевых подогревателях и др. h _т = 0,98¸0,99.

Для ТЭЦ в целом с учетом КПД парового котла h _пк и КПД транспорта теплоты h _тр получим:

; (2.39)

. (2.40)

Значение в основном определяется значением , значение – значением h _пк.

Выработка электроэнергии с использованием отработавшей теплоты существенно повышает КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с КЭС и обусловливает экономию топлива.

3. КЭС жылу сүлбесі (2 билет,3 сурак)

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 12 __

1. Пайдалы іске асыратың теплоперепад дегеніміз не?

Располагаемый теплоперепад в турбине по проекту оставляет 772 - 500 272 ккал / кг.

Располагаемый теплоперепад определяется параметрами пара перед турбиной и за ней. Поэтому турбины с противодавлением всегда выполняют одноцилиндровыми.

Располагаемый теплоперепад, приходящийся на всю опреснительную установку, зависит как от нагрева исходной воды, так и от температуры ее в последней ступени. Как показано выше, оптимальная температура в последней ступени равна 30 - 40 С.

Располагаемый теплоперепад в потоке пара, идущего в отбор или отбираемого за турбиной, с повышением давления растет значительно быстрее, чем теплоперепад в потоке, проходящем в конденсатор.

2. Ішкі шығындарды төмендететін әдістері.

3. ЖЭО жылу сүлбесі

ЕМТИХАН БИЛЕТІ № __ 13 __

1. Айналымдағы жылудың негізгі шығындары.

1. Расходы тепла на турбоустановку Q _ту, кВт и q _ту равны

;

. (2.24)

Отметим, что удельный расход тепла q _ту – величина обратная КПД. Так как , то (безразмерная величина).

Если N _э выразить в кВт, Q _ту – в кДж/ч, то q _ту будет в кДж/(кВт×ч):

;

.

При h _ту = 0,44¸0,46, q _ту = 2,2¸2,3 или q _ту = 8100¸7800 кДж/(кВт×ч).

Тепловая нагрузка парогенератора (парового котла) Q _пк и расход тепла топлива на электростанции Q _c связаны уравнением

. (2.25)

При этом нужно иметь в виду, что давление и температура перегретого пара после котла p _пе и t _пе соответственно на 1,0¸1,5 МПа и 5 °С выше, чем давление и температура свежего пара перед турбиной.

Удельный расход тепла на электростанцию:

,

; ; , то , ,

где – КПД электростанции.

2. Расход топлива

Мерой экономичности электростанции наряду с КПД h _с и удельным расходом тепла q _с служит удельный расход условного топлива b _у= , г/кДж или г/(кВт×ч).

Общее уравнение теплового баланса конденсационной электростанции

. (2.26)

Тепловую экономичность станции принято оценивать расходом условного топлива с МДж/кг = 29,309 кДж/г (Q _усл=7000 ккал/кг).

Для условного топлива уравнение теплового баланса имеет вид

, (2.27)

где B _у – расход условного топлива, г/с.

Если B _у выражено в г/с, то b _у в г/кДж:

. (2.28)

Если B _у выражено в кг/ч, то B _у×29,31 h _с = 3600 N _э и удельный расход топлива равен, г/(кВт×ч)

(2.29)

Таким образом, удельный расход условного топлива обратно пропорционален КПД электростанции и прямо пропорционален удельному расходу тепла, для значений г/кДж или b _у=332¸375 г/(кВт×ч).

2. Р және ПТ турбина түрлерінің жұмыс режимдері.

Противодавленческие турбины имеют маркировку — Р. В составе таких турбин отсутствует конденсатор, а весь отработавший пар идёт с каким-либо небольшим давлением стороннему потребителю.

Этот тип турбин в настоящее время, как и турбины ПТ, не находит применение за редким исключением. После распада Советского Союза многие такие турбины «пылились» без дела, так как отсутствовал внешний потребитель отработавшего пара. Без потребителя пара невозможна и их эксплуатация, а значит и выработка электричества.

Паровая турбина Р-27-8,8/1,35: