Пиши Дома Нужные Работы

Обратная связь

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики

Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ).

Прежде всего— надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Для паровой турбины надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность.

Безотказность — свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает, то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.

Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстро­изнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).



Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450 °С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Подробнее вопрос о ресурсе рассматривается в лекции 15.

Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.

Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.

Турбинная ступень.

Она состоит из двух частей в следующей последовательности:

неподвижная часть (сопла)

вращающаяся часть (рабочее колесо)

Ступень активного типа – это ступень, в которой все расширение пара и связанное с ним ускорение парового потока происходит только в соплах, а в каналах рабочего колеса происходит преобразование кинетической энергии пара в механическую энергию вращения рабочего колеса, связанного с вращением вала.

Ступень реактивного типа – ступень, в которой расширение пара и ускорение потока происходит не только в соплах, но и в каналах рабочего колеса, где происходит преобразование кинетической энергии пара в механическую энергию ротора.

 

Конструктивный элемент.

В турбине есть подвижные и неподвижные части.

Неподвижная часть: диафрагма с соплами, лабиринтные уплотнения и корпус турбины. Лабиринтные уплотнения уменьшают зазор между вращающимися и неподвижными телами, тем самым, снижая потери пара.

Вращающаяся часть: диск, на который насажаны рабочие лопатки (рабочее колесо) и вал (ротор)

6. Цикл Ренкина и его изображение в P, V и T, S диаграммах. Термический КПД цикла и способы его повышения.

Цикл Ренкина характеризуется последовательностью следующих процессов:

· Изобарного (р1=const) процесса производства пара в котле

· Адиабатного расширения пара

· Изобарного теплоотвода пара от отработавшего пара в конденсаторе с образованием конденсата.

· Адиабатного процесса подачи конденсата в котел с увеличением давления до первоначального

Важнейшими с позиции экономической эффективности являются вопросы повышения КПД тепловых электростанций. Теоретический анализ дат различные способы повышения тепловой эффективности цикла Ренкина.

Повышение начального давления пара. Увеличение КПД цикла ПТУ можно достигнуть путём повышения начального давления пара в котле от p1 до p1’ при сохранении его конечного давления р2 и максимальной температуры цикла T1 (рис а). Это приводит к возрастанию средней температуры теплоподвода за счёт повышения температуры насыщения, а следовательно, и ηг цикла Ренкина, в области давлений до 10 Мпа. Увеличение начального давления пара приводит к повышению его влажности в последних ступенях турбины (левое смещение точки 2 к 2р), что приводит к излишним потерям работы и эрозии лопаток турбины.

Повышение температуры перегрева пара. Увеличения средней температуры теплопровода, а следовательно, КПД цикла Ренкина можно добиться повышением температуры пара перед турбиной Т1 до Т’1 (рис. б) за счёт его перегрева при сохранении нижней температуры в конденсаторе Т2 . Это приводит к благоприятному для эффективной работы турбины снижению конечной влажности пара (точка 2т).

Уменьшение конечного давления параот р2 до р2 вызывает снижение температуры его конденсации Т2 (температуры теплоотвода), что приводит к увеличению КПД цикла Ренкина (рис.в). Теоритически понижать давление пара можно до р2, соответствующего температуре насыщения, равной температуре окружающей среды.

Применение промежуточного перегрева пара.Повышение влажности пара в турбине при увеличении начального давления можно уменьшить, если применить промежуточный перегрев (рис. г). Для этого после частичного расширения пара в турбине его направляют в специальный пароперегреватель и снова перегревают, обычно до первоначальной температуры Т1. Многократный промежуточный перегрев пара приближает процесс теплоподвода к изотермическому. Применение промежуточного перегрева повышает КПД на 3-4%.

рис.г

Применение регенеративного цикла.Значительное увеличение экономичности цикла Ренкина можно достичь, если применить принцип регенерации теплоты внутри цикла. Для этого пар отбирается из промежуточных ступеней турбины и направляется в специальные теплообменники (регенераторы Р1 и Р2 (рис. 1 (а),б),в)))). В них пар отдает теплоту питательной воде перед её поступлением в котел.

Этим достигается снижение необходимых потерь энтальпии всего пара, попадающего в конденсатор, за счёт возврата (регенерации) части теплоты (qрег) в цикл ( процесс 2-2отб). Следствием этого является снижение удельного расхода топлива на получение 1 кг пара необходимых параметров.

Применение теплофикационного цикла. Анализ циклов Ренкина показывает, что основные потери теплоты (52-55%) происходят в конденсаторе, где теплота парообразования отработанного пара уносится охлаждающей водой и эффективно нигде не может использоваться из-за сравнительно низкой её конечной температуры (t~20 C). Это соответствует давлению в конденсаторе р2 =4 кПа, а следовательно, и температуре насыщения пара tн~29 С. Для цикла 1-2-3-4-5-1 (рис 2) эти потери изображаются площадью 2-3-8-10-2.

рис 2

Чтобы повысить температурный потенциал охлаждающей воды необходимо увеличить температуру отработанного пара, т.е. повысить конечное давление р2, например до атмосферного ( точка 6). Это приводит к уменьшению полезной работы турбины ( пл. 1-6-7-4-5-1), но перегревает отработанную остаточную теплоту (пл. 6-10-9-7-6) в пригодную для удовлетворения нужд потребителей. Поэтому степень использования первичной теплоты q1 в подобных ПТУ, называемых теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), значительно повышается.

 

7. Система КПД паротурбинной установки конденсационного типа. Диапазон изменения величин абсолютного и относительного КПД.

8. Многоступенчатые паровые турбины, основные преимущества по сравнению с одноступенчатыми. Изображение процесса расширения пара в турбине в h,S диаграмме. Определение мощности турбины через теплоперепад.

9. Определение полного расхода пара для турбин без отборов и с отборами пара (например, для регенеративного подогрева питательной воды). Определение удельного расхода пара.

Уравнение мощности или уравнение расхода для турбин без отборов.

D = 860 / (i0 -ik) ∙ ηмηг – удельный расход пара для турбины без отборов.

Nэк = Nн

y = ax + b

y = D

x = N

b = Dхх

a = (Dн - Dхх) / Nн

D = (Dн - Dхх)/ Nн ∙ N + Dхх = x ∙ dн ∙ Nн+ (1-x) dн∙ N = D

Dн - Dхх= Dн - x ∙ dн ∙ Nн= dн ∙ Nн- x ∙ dн ∙ Nн= (1-x) dн∙ Nн

D = x ∙ dн ∙ Nн + (1-x) dн ∙ N – уравнение мощности для турбин без отборов.

D = D / N = (x ∙ dн ∙ Nн)/N+(1-x) dн = x ∙ dн ∙ 1/β + (1-x) dн, при N=Nн ðd = dн – без отбора.

N/Nн= β

d = x ∙ dн ∙ 1/β + (1-x) dн (без отборов)

Если x = 0ð не будет зависеть от β, d = const

Уравнение мощности или уравнение расхода для турбин c отборами.

D = D1 + D2 + Dк

N = N1 + N2 + Nк

860 N1 = D1 (i0 –i1) ∙ ηм ηг

860 N2 = D2 (i0 –i2) ∙ ηм ηг

860 Nк = Dк (i0 -ik) ∙ ηм ηг

Dк= D - D1 – D2

860 (N1 + N2 + Nк) = ηм ηг [D1 (i0 –i1) + D2 (i0 –i2) + D - D1 – D2(i0 -ik)]

(860 N) / (ηм ηг) = D1 (i0 –i1) + D2 (i0 –i2) +D(i0 -ik) - D1 (i0 -ik) - D2(i0 -ik)

(860 N) / (ηм ηг) = D(i0 -ik) + D1 (i1 -ik) - D2(i2 -ik)

D1io - D1i1 - Д1io - D1ik= - D1 (i1 -ik)

Разделим левую и правую части уравнения на (i0 -ik)

860 / (i0 -ik) ηм ηг = D - D1(i1 -ik)/ (i0 -ik) - D2(i2 -ik) / (i0 -ik),

гдеy1= (i1 -ik)/ (i0 -ik), y2 = (i2 -ik) / (i0 -ik) – коэффициентынедовыработкиэлектроэнергии.

y = 1 ÷ 0

без отбора с отбором

dN= D - y1D1 - y2 D2

с отбором без отбора

D = dN + y1D1 + y2 d2 = dN+ ,

n – число отборов, n = 2

с отбором

D = x ∙ dн ∙ Nн + (1-x) dн ∙ N + - уравнение расхода для турбин с отборами.

с отбором без отбора

Если N = Nн ðD = dн ∙ Nн+ ,

при чем в этом случае удельный расход пара без отбора будет равен:

с отбором без отбора

dн= dн + (ΣyjDj) / Nн

с отбором без отбора

D = dNн

с отбором без отбора

dн= dн + (ΣαjyjDj) / Nн

с отбором без отбора с отбором

dн= dн +Σαjyjdн

Dj = αj ∙ Dн

αj = Dj / Dн– в долях.

с отбором с отбором без отбора

dн= Σαjyjd = dн

с отбором без отбора

dн= dн / (1- Σ αjyj)

 

10. Конденсационные установки паровых турбин, назначение отдельных элементов. Определение величины кратности охлаждения. Диапазон ее изменения.

11. Методика расчета схемы регенеративного подогрева питательной воды. Примеры тепловых балансов подогревателей поверхностного и смешивающего типов.

12. Основные методы восполнения потерь пара и конденсата на ТЭС.

13. Принципиальные тепловые схемы отпуска пара и тепла с ТЭЦ.

Схема отпуска тепла с ТЭЦ

Теплоподготовительные системы (ТПС):

· теплофикационная установка (ТУ)

· общестанционная установка (ОУ)

Существуют 2 вида ТПС:

· для ТЭЦ с турбинами мощностью 25 МВт и меньше, а так же ГРЭС большой мощности. Для этого типа ТПС теплофикационная установка турбины состоит из основного и пикового подогревателя, а общие станционные установки включают: сетевые насосы, установки по умягчению подпиточной воды, насосы и деаэраторы подпиточной воды

· для ТЭЦ с турбинами мощность которых больше 50 МВт. Для этого типа теплофикационные установки турбины состоят из 2-х последовательно включенных основных подогревателей (верхний и нижний) и насосов сетевой воды с 2-ч ступенчатой перекачкой: 1 насос стоит до нижнего основного подогревателя, а насос 2-ой ступени – после верхнего основного подогревателя. Обще станционные установки состоят из пикового водогрейного котла (ПВК), установок по умягчению подпиточной воды, деаэраторов и насосов подпиточной воды.

См лекции стр 52, лекция 17

14. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ. Способы покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ.

Способы покрытия пиковой нагрузки:

· Пиковый водогрейный котел

· Редуцированный пар

Для расчета тепла со станции на отопление используются коэффициенты теплофикации:

αТЭЦ = Qотбор/Qсети

где Qотбор – то количество тепла, которое мы отбираем из отбора турбины Qсети – то количество тепла, которое мы должны сообщить сетевой воде на станции

 

15. Деаэрация питательной воды. Типы деаэраторов. Тепловой баланс деаэратора.

Деаэратор (Д) – подогреватель смешивающего типа. Типы деаэраторов: 1) повышенного давения; 2) атмосферного давления; 3) вакуумные. Правило оставления теплового баланса для подогревателя смешивающего типа: количество тепла, которое привносится в подогреватель со всеми входящими потоками должно равняться количеству тепла, которое выносится со всеми выходящими потоками.

Dпв* i2= [D2* i2 + iпв3*( Dк+ D3) + Dхов* iхов + D1* i1]* ηq,

где ηq – потери тепла в окружающую среду (около 5%).

Расходы смотрим по всей схеме в целом, а энтальпии у подогревателя.

Dхов= αпотерь* Dо

d1= α1* dо

Dпв= (1+αпотерь )* Dо

Для определения Д3+ Дк необходимо составить материальный баланс:

Dо= D1+ D2+ D3+ Dк

D3+ Dк= Dо- D1- D2 = Dо- α1* Dо - D2 = (1- α1)* Dо - D2;

D2= α2* Dо

16. Выбор парогенераторов для электростанций различных типов. Назначение питательных насосов. Электропривод и турбопривод питательных насосов.

17. Техническое водоснабжение ТЭС. Потребности воды на ТЭС. Определение расхода охлаждающей воды для конденсации пара. Преимущества и недостатки основных систем водоснабжения. Охладители оборотной системы водоснабжения.

Водоснабжение ТЭС

Рисунок 64.

Dк (iк – i’к) = Gв (iв2 – iв1)

tв2 < tк

tв2 = tк - ∆t

∆t = 3÷5 °C

tв1 – среднегодовая температура водоема, если прямоточная система водоснабжения.

Gв = [Dк (iк – i’к)]/ (iв2 – iв1)

Gв показывает сколько пара пропускается в конденсатор.

m = Gв / Dк– кратность охлаждения.

m = (iк – i’к) / (iв2 – iв1)

m = 50÷60 в среднем, сколько требуется воды для конденсации 1 кг пара.

m = [кг воды / кг пара]

В разных районах своя среднегодовая температура. Системы водоснабжения бывают прямоточные и оборотные (иногда называют циркуляционными).

Прямоточное водоснабжение – забираем воду из реки и после конденсатора сбрасываем обратно в реку.

Рисунок 65.

 

Преимущества: не надо дополнительных сооружений.

Нельзя использовать все время прямоточное водоснабжение. Прямоточное водоснабжение нужен там, где большой расход воды проходит через течение реки и небольшая мощность. А при большой мощности делают водохранилища – это уже оборотная система водоснабжения.

Для станции большой мощности 2400000 кВт пруд-охладитель должен иметь поверхность порядка 20 км2, т.е. 5-6 км в длину и 3-4 км в ширину. Другими словами, на каждый кВт установленной мощности должно быть 5-8 м2 поверхности пруда.

В городе пруды-охладители неприменимы, там применяются градирни – искусственные охладители. Таким образом, поверхность уменьшается в 300-400 раз, удельная плотность дождя при этом выше.

18. Топливное хозяйство ТЭС различного вида органического топлива. Доставка, разгрузка, складирование топлива. Схемы топливоподачи и топливо -приготовления.

Твердое топливо доставляется на станцию по железной дороге в специальных вагонах, жидкое топливо (мазут), как правило, также доставляется по железной дороге в цистернах, а газообразное топливо – газопроводом.

Твердое топливо поставляется в вагонах грузоподъемностью примерно 60-100 т. составом, состоящим из 40-70 вагонов, поэтому к каждой электростанции, работающей на твердом топливе, строится специальная ветка. Вагон разгружается в разгрузочном сарае, где стоит различное оборудование: вагоноопрокидователь или щелевые бункеры, куда уголь попадает через дверцу, находящуюся внизу вагона. Дальше топливо через дозатор (чтобы не провисал) попадает на ленточный транспортер. Затем топливо поступает либо на склад, либо в дробилку, откуда оно поступает в бункер сырого топлива. На складе уголь хранится в штабелях. Размер штабелей зависит от степени механизации склада: наличие крана или бульдозера. Наличие крана позволяет сделать штабель более высоким. Между штабелями должно быть обязательно пространство, в которое могла бы проехать пожарная машина. На разных высотах в штабеля устанавливают термометры, которые измеряют температуру угля, что позволяет предотвращать пожары на складах.

Жидкое топливо поставляется на склад в цистернах, грузоподъемность которых 60 тон. Для доставки жидкого топлива также строиться отдельная железнодорожная ветка. Цистерны поступают на разгрузочную эстокаду, где они освобождаются от мазута, который тут же подогревают, чтобы увеличить его текучесть и он поступает в мазутопровод, а затем в баки, почти полностью находящиеся под землей.

Если же топливо поступает по воде, то на зиму делается запас в резервном складе, который позволит работать станции пока не начнутся следующие поставки.

19. Системы удаления золы и шлака на электростанциях.

Существует несколько способов удаления золы и шлака на золоотвалы:

Раздельное. Шлак и вода из-под бункеров удаляется с помощью воды. Для удаления золы используют шламовые насосы, а для удаления шлака – багерные. Гидрошлакопроводы и гидрозолопроводы поступают на золо-шлакоотвалы.

Совместное.При удалении золы и шлака используют только багерные насосы.

Аппарат Москолькова.Данный аппарат используется для удаления шлака вместо багерного насоса. В нем нет вращающейся части. Шлак удаляется под воздействием мощной струи воды, а отсюда вытекает главный его недостаток: необходимо большое количество воды.

Золоотвалы представляют собой подготовленную выемку с высокими берегами, которая должна быть заполнена водой. Вода с золой поступает в низ бассейна, зола оседает на дно, а с поверхности золоотвала воду забирают обратно в систему золо-, шлакоудаления.

20. Очистка дымовых газов. Аппараты для очистки. Принципы работы и эффективность. Роль дымовых труб

Летучая зола улавливается с помощью установок: сухие золоуловители,мокрые золоуловители, электрофильтры, матерчатые золоуловители.

Сухие пылеуловители

К сухим пылеуловителям относятся все аппараты, в которых отделение частиц примесей от воздушного потока происходит механическим путем за счет сил гравитации, инерции. Конструктивно сухие пылеуловители разделяют на циклоны, ротационные, вихревые, радиальные, жалюзийные пылеуловители и др.

Широкое применение для сухой очистки газов по­лучили циклоны различных типов . Газовый поток вводится в циклон через патрубок 2 по касательной к внутренней поверхности корпуса и совершает вращательно-поступательное движение вдоль корпуса к бункеру . Под действием центробежной силы частицы пыли образуют на стенке циклона пылевой слой, который вместе с частью газа попадает в бункер. Отделение частиц пыли от газа, попавшего в бункер, происходит за счет поворота газового потока в бункере на 180°. Освободившись от пыли, газовый поток образует вихрь и выходит из бункера, давая начало вихрю газа, покидающему циклон через выходную трубу.Для нормальной работы циклона необходима герметичность бункера. Если бункер негерметичен, то за счет подсоса наружного воздуха происходит вынос пыли с потоком через выходную трубу.

 

Производительность циклона зависит от его диаметра, увеличиваясь с ростом диаметра.

Для очистки больших масс газов (дымовые газы при сжигании твердого топлива, пыль сушилок и т. п.) применяются батарейные циклоны , состоящие из большого числа параллельно установленных циклонных элементов. Конструктивно они объединяются в один корпус и имеют общий подвод и отвод газа. Опыт эксплуатации батарейных циклонов показал, что эффективность очистки таких циклонов несколько ниже эффективности отдельных элементов из-за перетока газов между циклонными элементами.

 

Ротационные пылеуловители относятся к аппаратам центробежного действия и представляют собой машину, которая одновременно с перемещением воздуха очищает его от относительно крупных фракций пыли. В отличие от описанных устройств они обладают большой компактностью, так как вентилятор и пылеуловитель обычно совмещены в одном агрегате. В результате этого при монтаже и эксплуатации таких машин не требуется дополнительных площадей, которые необходимы для размещения специальных пылеулавливающих устройств при перемещении запыленного потока обыкновенным вентилятором.

При работе вентиляторного колеса частицы пыли за счет центробежных сил отбрасываются к стенке спиралеобразного кожуха и движутся по ней в направлении выхлопного отверстия . Газ, обогащенный пылью, через специальное пылеприемное отверстие отводится в пылевой бункер, а очищенный газ поступает в выхлопную трубу .

Коэффициент обеспыливания сухих золоуловителей достаточно маленький – 0,4-0,5

Мокрые пылеуловители

Аппараты мокрой очистки газов имеют широкое распространение, так как характеризуются высокой эффективностью очистки от мелкодисперсных пылей, а также возможностью очистки от пыли горячих и взрывоопасных газов.

Аппараты мокрой очистки работают по принципу осаждения частиц пыли либо на поверхность капель жидкости, либо на поверхность пленки жидкости. Осаждение частиц пыли на жидкость происходит под действием сил инерции и броуновского движения.

Коэффициент обеcпыливания у мокрых пылеуловителей больше чем у сухих пылеуловителей, приблизительно он равен 90%.

Электрофильтры.

Электрическая очистка — один из наиболее совершенных, видов очистки газов от взвешенных в них частиц пыли и тумана. Этот процесс основан на ударной ионизации газа в зоне коронирующего разряда, передаче заряда ионов частицам примесей и осаждении последних на осадительных и коронирующих электродах.

Загрязненные газы, поступающие в электрофильтр, всегда оказываются частично ионизованными за счет различных внешних воздействий (рентгеновских лучей, радиоактивных излучений, космических лучей, нагрева газа и др.), поэтому они способны проводить ток, попадая в пространство между двумя электродами. Величина силы тока зависит от числа ионов и напряжения между электродами. При увеличении напряжения в движение между электродами вовлекается все большее число ионов и величина тока растет до тех пор, пока в движении не окажутся все ионы, имеющиеся в газе. При этом величина силы тока становится постоянной (ток насыщения), несмотря на дальнейший рост напряжения. При некотором достаточно большом напряжении движущиеся ионы и электроны настолько ускоряются, что, сталкиваясь с молекулами газа, ионизируют их, превращая нейтральные молекулы в положительные ионы и электроны. Образовавшиеся новые ионы и электроны ускоряются электрическим полем и в свою очередь ионизируют новые молекулы газа. Этот процесс называется ударной ионизацией газа.

Ударная ионизация газа протекает устойчиво лишь в неоднородном электрическом поле, характерном для цилиндрического конденсатора . В зазоре между коронирующим и осадительным электродами создается электрическое поле убывающей напряженности с силовыми линиями,направленными от осадительного к коронирующему электроду или наоборот. Напряжение к электродам подается от выпрямителя.

21. Определение КПД, удельного расхода тепла и удельного расхода топлива (в том числе и условного топлива) на КЭС. КПД брутто и нетто. Диапазон изменения.

ηКЭС = (860 ∙ Nэ)/ (Вчас ∙ Qнр) = [(кВт ∙ ккал/кВт ч) / кг/час ∙ ккал/кг] = [(ккал/ч) / (ккал/ч)]

ηКЭС = (3600 ∙ Nэ)/ (Вчас ∙ Qнр) = [(кДж/кВт ч ∙ кВт) / кг/час ∙ кДж/кг] = [(кДж/ч) /(кДж/ч)]

КПД станции можно выразить также произведениями КПД.

ηКЭС= ηту ∙ ηтр ∙ ηп/г

Удельный расход тепла

qту = Qту / Nэ = 860 / ηту [ккал/кВт ч]

qту = Qту / Nэ = 3600 / ηту [кДж/кВт ч]

Удельный расход топлива связан с КПД обратной зависимостью

Удельный расход топлива

ηКЭС =(860 ∙ Nэ)/ (В ∙ Qнр)

вэ = В / Nэ=[кг/кВт ч]

ηКЭС =(860 ∙ Nэ) / (вэ ∙ Qнр) = [ккал/кВт ч]/[ккал/кг]

ηКЭС =(3600 ∙ Nэ) / (вэ ∙ Qнр) = [кДж/кВт ч]/[кДж/кг]

вэ = 860 / (Qнр ∙ ηКЭС)

вэ = 3600 / (Qнр ∙ ηКЭС)

Условное топливо — топливо, теплоспособность которого равна 7000 ккал/кг

вэут = 860 / (7000 ∙ ηКЭС) = 0,123/ ηКЭС

вэут = 3600 / (29330 ∙ ηКЭС) = 0,123/ ηКЭС

0,123 – удельный расход условного топлива, который требуется для выработки 1 кВт ч в идеальных условиях, при КПД = 100%. Меньше 123 грамм удельный расход условного топлива быть не может.

22. КПД ТЭЦ по производству электроэнергии и отпуску тепла, в том числе и через условное топливо. Полные и удельные расходы топлива на ТЭЦ по выработке электроэнергии и отпуску тепла

КПД

Используется физический метод, в котором:

Qст ТЭЦ = Qэ ТЭЦ + Qт ТЭЦ

Qту = Qэ ту + Qт ту

ηКЭСэ= ηтуэ ∙ ηтр ∙ ηп/г

ηКЭСт= ηту т ∙ ηтр ∙ ηп/г

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии в основном определяется КПД турбоустановки по выработке электроэнергии. КПД ТЭЦ по выработке тепла в основном определяется КПД парогенератора.

Удельный расход топлива

ВТЭЦ э =(860 ∙ Nэ)/ (Вэ ∙ Qнр), где QТЭЦ э = Вэ ∙ Qнр

ВТЭЦ = Вэ + Вт

ВТЭЦ = [т/час]

вэ = Вэ / Nэ=[кг/кВт ч]

ηТЭЦ э =860 / [(Вэ ∙ Nэ) ∙ Qнр] = 860 / (вэ ∙ Qнр)

[(ккал/кВт ч) / кг/кВт ч ∙ ккал/кг] = [ккал/кВт ч]

вэ = 860 / Qнр ∙ ηТЭЦ э

ηТЭЦ т = Qотпущ ∙ 106 / Вт ∙ Qнр

Qотпущ = [Гкал/ч] ∙ 106 [ккал/Гкал]

Вт = [кг/ч]

Qнр = [ккал/кг]

[кг/ч ∙ ккал/кг] = [ккал/ч]

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии

вт = Вт / Qотпущ = [кг/Гкал]

ηТЭЦ т = 106 / [(Вт / Qнр) ∙ Qотпущ] = 106 / вт ∙ Qнр

вт = 106 / Qнр ∙ ηТЭЦ т

вэут = 860 / 7000 ∙ ηТЭЦ э = 0,123 / ηТЭЦ э

вэут = 3600 / 29330 ∙ ηТЭЦ э = 0,123 / ηТЭЦ э

вэут = [кгут/кВт ч]

втут = 106 / (Qнр ∙ ηТЭЦ т) = 106 / 7000 ∙ ηТЭЦ т = 143 / ηТЭЦ т

143 = [кгут/Гкал]

втут = 106 / (29330 ∙ ηТЭЦ т) = 34,1 / ηТЭЦ т

втут = [кгут/ГДж]

23. Цикл ГТУ и его изображение в h,S диаграмме. КПД ГТУ. Область применения ГТУ. Основные преимущества ГТУ по сравнению с ПТУ.

Принцип работы газовой турбины аналогичен принципу работы паровой турбины и конструктивно они примерно такие же.

 

Рисунок 85. Реальный цикл.

2а – 3 подвод тепла

4а – 1 отвод тепла

1 - 2а - 3 – 4а – 1 полезная работ

ηГТУ = [αTад. ∙ ηoi ∙ ηм – αкад / (ηкад ∙ ηм)] / Qподв ∙ ηксг ∙ ηг

абсолютный электрический КТД ГТУ

Qподв – подведенное тепло, ηксг – КПД камеры сгорания.

24. Газотурбинные установки открытого типа. Принципиальная тепловая схема ГТУ. Основные элементы и их назначение. Определение электрической мощности, вырабатываемой ГТУ.

ГТУ могут быть открытого и закрытого типа. На ГТУ открытого типа используют газ и жидкое топливо, на ГТУ закрытого типа используют любой газ и тепло передается через стенку.

ГТУ открытого типа.

Основное оборудование ГТУ открытого типа:

- газовые турбины;

- воздушный компрессор;

- электрогенератор.

Рисунок 83.

ВК – воздушный компрессор, КСГ – камера сгорания, ГТ – газовая турбина.

Воздух поступает в воздушный компрессор, сжимается, повышается давление; с повышенным давлением поступает в камеру сгорания, где происходит сгорание топлива. Продукты сгорания идут на лопатки газовой турбины, здесь происходит превращение тепловой энергии в механическую. Компрессор находится на одном валу с турбиной. 50-60% вырабатываемой мощности турбиной потребляет компрессор, привод компрессора. Воздух забирает часть тепла продуктов сгорания в регенераторе.

ГТ – 100 – 750, где число 100 означает 100 МВт полезной мощности (электрической мощности в данном случае), а 750 – температура продуктов сгорания перед турбиной.

 

 

25. Парогазовые установки. Тепловые схемы и элементы ПГУ. Основы повышения КПД ПГУ. Перспективы развития ПГУ

ПГУ бывают 2-х типов: 1)высоконапорный п/г; 2) низконапорный п/г

26. Увеличить верхнюю температуру подвода (750 и выше) и уменьшается температура отвода.

Теплота уходящих газов используется для подогрева питательной воды паровой части установки, что приводит к вытеснению регенеративного подогрева питательной воды.

Рисунок 90.

Рисунок 91.

ВНПГ – высоконапорный парогенератор

Отсутствует камера сгорания у ПГУ с высоконапорным парогенератором. КПД не падает, мощность растет, так как есть регенерация.

Классификация атомных электростанций по числу контуров. Принципиальные схемы. Классификация реакторов. Принцип работы. КПД АЭС. Особенности АЭС.

27. Принципы работы гидростанций (ГЭС и ГАЭС). Определение электрической

мощности и энергии, вырабатываемой на гидростанции. Понятие расхода, стока, напора. Схемы концентрации напора.

Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору H (высота падения воды) и расходу воды Q т.е. Р=HQ . Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называют верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнег






ТОП 5 статей:
Экономическая сущность инвестиций - Экономическая сущность инвестиций – долгосрочные вложения экономических ресурсов сроком более 1 года для получения прибыли путем...
Тема: Федеральный закон от 26.07.2006 N 135-ФЗ - На основании изучения ФЗ № 135, дайте максимально короткое определение следующих понятий с указанием статей и пунктов закона...
Сущность, функции и виды управления в телекоммуникациях - Цели достигаются с помощью различных принципов, функций и методов социально-экономического менеджмента...
Схема построения базисных индексов - Индекс (лат. INDEX – указатель, показатель) - относительная величина, показывающая, во сколько раз уровень изучаемого явления...
Тема 11. Международное космическое право - Правовой режим космического пространства и небесных тел. Принципы деятельности государств по исследованию...



©2015- 2017 pdnr.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.