Строение и принцип действия электростанции

метки: Электростанция, Природный, Энергия, Теплов, Топливо, Схема, Нагрузка, Тепловой

1. Каковы основные требования к работе тепловых и атомных электростанций?

Основные требования к работе ТЭС и АЭС — это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации.

Надежность означает обеспечение бесперебойного (непрерывного) снабжения потребителей электрической и тепловой энергией. Данное требование является первостепенным по важности. Особенно это касается электроснабжения, так как даже кратковременное прекращение подачи электроэнергии может привести к масштабным негативным последствиям.

Требование безопасности включает в себя обеспечение безопасной работы персонала электростанций, безопасности для населения и минимизации вредного воздействия работы ТЭС и АЭС на окружающую среду.

Требование экономичности означает достижение оптимальных технико-экономических показателей работы электростанции, что необходимо для ее конкурентоспособности в рыночной экономике.

2. Какие электрические и тепловые нагрузки могут покрываться тепловыми и атомными электростанциями? Какие существуют графики электрических и тепловых нагрузок?

Электрические нагрузки включают в себя следующие основные составляющие:

• промышленная (производственная) нагрузка, обусловленная работой предприятий;
• обеспечение работы электрифицированного транспорта (трамваи, троллейбусы, метрополитен, электрифицированный железнодорожный транспорт);

• осветительно-бытовая нагрузка (внешнее освещение улиц, внутреннее освещение зданий, электробытовые приборы).

Тепловые нагрузки включают в себя:

• производственную нагрузку (снабжение промышленных предприятий тепловой энергией для обеспечения технологических процессов и работы силовых установок);
• отопительную нагрузку (обеспечение температурного режима во внутренних помещениях промышленных, жилых и общественных зданий);
• горячее водоснабжение в бытовых целях.

Существуют следующие графики электрических нагрузок :

• суточный график , отражающий влияние таких факторов как работа многосменных предприятий, неравномерность в течение суток осветительно-бытовой нагрузки, режимы работы городского электрифицированного транспорта;
• в течение суток имеется два пика нагрузки — в утренние и вечерние часы, в ночное время наблюдается глубокий спад нагрузки;

• недельный график (в субботние, а особенно в воскресные и общевыходные праздничные дни нагрузка уменьшается, так как часть предприятий не работает);

• годовой график (в летние месяцы нагрузка падает в связи с выводом в ремонт части оборудования;
• в конце года нагрузка может возрастать при вводе в эксплуатацию новых предприятий);

• годовой график электрических нагрузок по продолжительности (рис. 1).
  11 стр., 5295 слов

  Обеспечение материально-технического обеспечения предприятия

  ... других работ. Предприятие на основе изучения конъюнктуры рынка, возможностей потенциальных партнеров, информации о движении цен организует материально-техническое обеспечение собственного ... выполнения данной курсовой работы были использованы учебники, учебные пособия для студентов экономических специальностей вузов. 1. Организация материально-технического обеспечения производства Современное ...

Рис. 1. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (I, II и III — области пиковых, промежуточных и базовых нагрузок соответственно) Произвольная точка на этом графике показывает, сколько часов в году имеет место уровень электрической нагрузки не ниже, чем в данной точке. Например, точка, А на графике означает, что в течение ф _А часов в году суммарная электрическая нагрузка будет не меньше, чем N_А . Следовательно, годовой график электрических нагрузок по продолжительности показывает, сколько времени в году и какую минимально необходимую рабочую мощность электрогенерирующих агрегатов должна обеспечить энергосистема.

Существуют аналогичные графики тепловых нагрузок — суточный, недельный, годовой, а также годовой график тепловых нагрузок по продолжительности.

3. Какие существуют показатели режимов производства и потребления электрической и тепловой энергии?

Степень загрузки оборудования характеризуется коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ).

Он равен отношению фактической годовой выработки энергии (электрической или тепловой) к тому количеству энергии, которое было бы выработано, если бы оборудование проработало все 8760 часов в году на номинальной мощности. Например, для энергоблока с номинальной электрической мощностью 1 000 000 кВт КИУМ будет равен 0,75 в том случае, когда выработка электроэнергии за год составит 1 000 000•8760•0,75 кВт•ч.

Для определения степени загрузки оборудования можно также рассчитать число часов использования установленной мощности , т. е. число часов, которое понадобилось бы для выработки фактически произведенного за год количества электроэнергии, если бы оборудование работало только на номинальной мощности.

4. Каковы возможность и целесообразность аккумулирования электрической и тепловой энергии?

Одним из главных достоинств электрической энергии является возможность ее превращения в другие виды энергии, например, механическую, световую, тепловую, химическую. Но потребление электроэнергии связано с одним весьма жестким ограничением: передаваемая потребителям с помощью электросетей электрическая энергия должна использоваться в тот же момент, когда она произведена (время передачи по сетям можно не принимать во внимание, так как оно ничтожно).

Реферат типы тепловых электростанций

... Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В ... как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от ... велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха ... сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая ... одно название электростанций этого типа — государственная районная электрическая станция (ГРЭС). ...

Имеющиеся в настоящее время аккумуляторы электрической энергии имеют высокую стоимость и небольшую емкость, поэтому непосредственное аккумулирование электроэнергии в промышленных масштабах экономически нецелесообразно и технически почти неосуществимо.

Одним из возможных способов решения этой проблемы может стать строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), желательно в комплексе с ТЭС или АЭС (рис. 2).

Рис. 2. Общая схема ГАЭС В ночное время, когда происходит спад электрических нагрузок, часть мощности ТЭС или АЭС расходуется на транспортировку (перекачивание) воды по большим трубопроводам из нижнего озера в верхнее — это насосный режим работы ГАЭС. А во время пиковых нагрузок ГАЭС переходит на генераторный режим, т. е. вырабатывает электроэнергию за счет вращения гидрогенераторов водой, стекающей из верхнего озера в нижнее.

Что касается аккумулирования тепловой энергии , то эта проблема менее острая, так как тепловые сети имеют значительную инерционность вследствие их большого объема. Это означает, что прекращение отпуска тепловой энергии сказывается, например, на температурном режиме отапливаемых помещений не сразу, а спустя какое-то время.

На ряде электростанций сооружаются аккумуляторы тепловой энергии в виде больших емкостей, заполняемых нагретой водой. Такие тепловые аккумуляторы в случае их повреждения могут представлять серьезную опасность.

5. Какие существуют тепловые электростанции по виду используемой первичной природной энергии и по типу двигателя?

По виду используемой первичной природной энергии существуют следующие типы тепловых электростанций:

• тепловые электростанции на органическом топливе (уголь, мазут, природный газ, горючие сланцы и др.);
• такие электрические станции получили название ТЭС (в узком смысле слова);
• основные разновидности тепловых электростанций на органическом топливе — это пылеугольные и газомазутные ТЭС;
• для пылеугольных станций резервным топливом может быть газ;

• тепловые электростанции на ядерном топливе , т. е. атомные электростанции (АЭС);

— тепловые электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ), в частности, энергию прямого солнечного излучения. Отметим, что первоисточником почти всех видов первичной природной энергии является Солнце. Например, уголь образовался в земной коре из продуктов органического происхождения, прежде всего растительности, а ее рост происходит за счет солнечной энергии. Причиной океанских приливов является вращение Луны вокруг Земли, а последней — вокруг Солнца. Течение рек обусловлено испарением воды с поверхности крупных водоемов за счет солнечной энергии и последующим выпадением осадков в виде дождя, снега.

Рассмотрим использование энергии прямого солнечного излучения для выработки электрической энергии. Солнечные электростанции (СЭС) имеют также другое название — гелиоэлектростанции (ГеЭС).

На примере СЭС можно показать главный отличительный признак, по которому те или иные электрические станции относят или не относят к тепловым. Если на электростанции солнечная энергия сначала преобразуется в тепловую путем фокусирования солнечных лучей (т.е. концентрирования потока энергии) и выработки рабочего пара на турбину, то такая станция является тепловой. Но возможен и другой способ выработки электроэнергии на СЭС — путем прямого преобразования энергии солнечного излучения в электрическую с помощью полупроводниковых материалов; в этом случае электростанция не относится к ТЭС.

Тепловые двигатели

... техники и промышленности напрямую зависит от уровня использования внутренней энергии тел. Основная часть, Сейчас мы рас смотрим, что называется тепловым двигателем. Тепловой двигатель – это машина для преобразования тепловой энергии в механическую работу. В тепловом двигателе происходит ...

Таким образом, тепловыми называются электрические станции, на которых происходит преобразование какой-либо первичной природной энергии сначала в тепловую, а в конечном счете — в электрическую энергию.

Среди тепловых электростанций, использующих НВИЭ, наряду с СЭС можно назвать геотермальные ТЭС (ГеоТЭС), использующие энергию подземных горячих источников, и биогазовые теплоэлектростанции, для которых топливом являются газообразные продукты разложения органических веществ животного происхождения.

По типу двигателя тепловые электростанции подразделяются на:

• паротурбинные;
• газотурбинные;
• парогазовые;
• ТЭС с магнитогидродинамическими установками (МГДУ).

6. Как классифицируются ТЭС по виду о т пускаемой энергии и по установленной электрической мощности? Что такое ГРЭС? К какому типу электростанций по виду отпускаемой энергии относятся АЭС?

Тепловые электростанции отпускают потребителям электрическую и тепловую энергию. В отдельных случаях энергоустановки небольшой мощности могут также быть источником механической энергии для привода каких-либо агрегатов.

По виду отпускаемой энергии ТЭС подразделяются на два основных типа:

• конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии;

• теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие потребителям и электрическую, и тепловую энергию на основе комбинированного производства электроэнергии и теплоты турбинами таких электростанций.

На КЭС устанавливаются конденсационные турбины, имеющие только нерегулируемые отборы для подачи греющего пара в ПВД, ПНД, деаэратор и другие элементы турбоустановки. Такие турбины не имеют регулируемых отборов и/или противодавления.

Турбины ТЭЦ являются теплофикационными. Они имеют как нерегулируемые отборы, так и один или несколько регулируемых отборов и/или противодавление . Основными видами регулируемых отборов являются производственный и отопительный. Первый из них еще может называться верхним, а второй — нижним регулируемым отбором.

Для любого типа турбин суммарная выработка электроэнергии всеми потоками пара, идущими в регулируемые и нерегулируемые отборы, а также в противодавление, называется теплофикационной , а потоком пара, идущим в конденсатор турбины (т.е. конденсационным потоком пара ), — конденсационной выработкой .

ТЭЦ строятся в основном в крупных городах, где имеются значительная производственная тепловая нагрузка и расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение. В небольших населенных пунктах строительство ТЭЦ целесообразно только при наличии промышленных предприятий-потребителей технологического пара.

Конденсационная электростанция

... пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору и расширяется, что обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу [1] . Благодаря этой особенности технологического процесса конденсационные электростанции ...

ТЭЦ должны быть расположены вблизи потребителей теплоты, поскольку передача тепловой энергии экономически целесообразна на небольшие расстояния — как с горячей водой, так и в особенности с паром.

ТЭЦ бывают трех типов в зависимости от характера тепловой нагрузки:

• промышленного типа (отпускают пар промышленным потребителям для технологических целей);

• отопительного типа (для отопления и горячего водоснабжения);

• промышленно-отопительного типа (имеют и производственную, и отопительную тепловую нагрузку).

Две основные разновидности КЭС — это ГРЭС (государственная районная электростанция) и АЭС . ГРЭС — это КЭС на органическом, а АЭС — на ядерном топливе.

ГРЭС не строятся в крупных городах — там нужны ТЭЦ из-за большой тепловой нагрузки. АЭС располагаются на расстоянии не менее чем несколько десятков километров от значительных населенных пунктов, каковыми считаются региональные центры и другие большие города. Поэтому при ГРЭС и АЭС есть жилой поселок с населением несколько тысяч или десятков тысяч жителей, требующий теплоснабжения для бытовых целей. Соответствующую тепловую нагрузку турбоустановок обоих этих видов КЭС можно условно считать расходом тепловой энергии на собственные нужды, так как отпуск теплоты в данном случае незначителен.

Если ТЭЦ работает на ядерном топливе, то ее называют атомной теплоэлектроцентралью (АТЭЦ).

Могут также строиться атомные станции теплоснабжения (АСТ) и атомные станции промышленного теплоснабжения (АСПТ).

АСТ и АСПТ не являются электрическими станциями, так как отпускают только тепловую энергию, т. е. это по существу атомные котельные — аналоги обычных котельных на органическом топливе.

По установленной электрической мощности ТЭС принято подразделять на три категории:

• ТЭС большой мощности (более 1000 МВт);
• средней (от 100 до 1000);
• малой (менее 100).

7. Как классифицируются электростанции по степени загрузки? К какому типу электростанций по этому признаку относятся ГРЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС?

По степени загрузки электростанции или энергоблоки могут быть:

• базовыми (число часов использования установленной мощности составляет 6000−7500 часов в год);
• полубазовыми (4000−6000);
• полупиковыми (2000;4000);

• пиковыми (до 2000 часов в год).

АЭС покрывают базовую электрическую нагрузку, для чего имеется ряд причин.

Во-первых, удельные капитальные затраты на строительство АЭС существенно превышают этот показатель для ТЭС на органическом топливе. Это требует максимальной загрузки оборудования для обеспечения конкурентоспособности атомной энергетики.

Во-вторых, изменения мощности реактора могут привести к перерасходу ядерного топлива в связи с повышенным отравлением ксеноном ( Хе ) при переменных нейтронных потоках.

Дело в том, что изотоп Хе -135 (с массовым числом 135) имеет аномально высокую способность поглощать нейтроны, что уменьшает долю нейтронов, вызывающих деление ядер урана.

Более того, при значительном быстром падении мощности реактор может попасть в так называемую «иодную яму». Это явление связано с ростом концентрации Хе -135. Он появляется в активной зоне реактора вследствие радиоактивного распада иода (J ), который, в свою очередь, образуется из теллура (Te ), составляющего несколько процентов от всех осколков деления урана.

Топлива для газовых турбин

... перемешиваются с дополнительным количеством воздуха. Образующийся горячий газ (рабочее тело) направляется в газовую турбину. Рис.2. Камера сгорания. 1 -- подвод топлива, 2 -- регистр, 3 -- пламенная труба, 4 -- смеситель, ... устройство (форсунка) Конструкция камеры сгорания зависит от назначения и схемы ГТУ, параметров ее цикла и вида топлива. Вместе с тем существует ряд признаков, по которым можно ...

Периоды полураспада Te , J и Хе составляют примерно 2 минуты, 10 и 13 часов соответственно (период полураспада — это время, за которое самопроизвольно претерпевает радиоактивный распад 50% вещества).

Отсюда видно, что при резком сбросе мощности, а, значит, и уменьшении нейтронного потока накопление Хе -135 из иода будет все равно интенсивно продолжаться еще несколько десятков часов. При этом выгорание ксенона в нейтронном поле (с превращением Хе- 135 в Хе -136, не являющийся «отравителем») значительно уменьшится, поскольку оно зависит от плотности потока нейтронов.

Следовательно, до возвращения реактора на прежнюю мощность эксплуатационный персонал будет вынужден переждать несколько суток, в течение которых произойдет естественный распад Хе -135, т. е. реактор самостоятельно выйдет из «иодной ямы». Можно и не ждать, а начать подъем из активной зоны регулирующих стержней с борным поглотителем, что компенсирует ксенонное отравление, — но это означает повышенный расход ядерного топлива.

Гидроэлектростанции (ГЭС) работают, как правило, в пиковом режиме. Такую возможность ГЭС получают за счет накопления воды в водохранилище перед плотиной в периоды спада нагрузки. Наличие ГЭС в энергосистеме позволяет более рационально использовать электростанции других типов при постоянно изменяющихся электрических нагрузках.

ГРЭС могут покрывать различные нагрузки. Энергоблоки мощных ГРЭС целесообразно использовать преимущественно в базовом режиме. Для покрытия пиковых нагрузок могут предусматриваться отдельные агрегаты с повышенной маневренностью (с ускоренным пуском и набором мощности).

Режимы работы ГРЭС во многом зависят от состава электрогенерирующих мощностей в энергосистеме и характера электрической нагрузки в регионе. Например, некоторые сибирские ГРЭС могут работать практически постоянно в базовом режиме, т.к. в Сибири, с одной стороны, имеются мощные гидроэлектростанции для покрытия пиковых нагрузок, а, с другой стороны, расположены крупные энергоемкие предприятия с непрерывным круглосуточным циклом производства, например, алюминиевые заводы.

Величина текущей электрической нагрузки ТЭЦ зависит от расхода пара в регулируемые отборы теплофикационных турбин, т. е. от текущего отпуска тепловой энергии. Нагрузку ТЭЦ по своему характеру можно назвать вынужденной, так как расход пара в отопительные отборы определяется температурой наружного воздуха.

ТЭС в целом и отдельные агрегаты на ТЭС, имеющие более высокие показатели тепловой экономичности, должны нагружаться больше.

В качестве примера рассмотрим состав энергосистемы Республики Татарстан. В ОАО «Татэнерго» входят:

• 2 ГРЭС (Заинская, Уруссинская);
• 5 действующих ТЭЦ (Казанские ТЭЦ-1, 2, 3;
• Нижнекамская ТЭЦ;
• Набережно-Челнинская ТЭЦ) и 1 строящаяся (Елабужская);

• 1 ГЭС (Нижнекамская).
  12 стр., 5980 слов

  Геотермальная энергия

  ... не существует проблемы хранения и переработки отработанного топлива. Использование энергии ветра традиционно для человеческой цивилизации. Наиболее известной ... позволят построить в США 225 тыс. ветровых турбин. Это даст возможность избавиться от примерно 60% ... первое устройство, использовавшее солнечные лучи для подогрева воды предполагалось, что его использование будет коммерчески оправданным. ...

Кроме того, на территории Татарстана находится строительная площадка Татарской АЭС, строительство которой было остановлено.

8. Как классифицируются ТЭС по начальным параметрам водяного пара? К какому типу электростанций по этому признаку могут относиться ГРЭС, ТЭЦ, АЭС?

Из рис. 3 видно, что с увеличением давления, при котором происходит нагрев воды и водяного пара, испарительный участок (на рисунке он выделен стрелками) становится все меньше. Давление 22,4 МПа, при котором этот участок полностью исчезает и, следовательно, превращение воды в пар происходит скачкообразно, называется критическим — Р _кр .

Точка К на рис. 3 называется критической точкой воды и водяного пара. Температура T _кр в этой точке называется критической и составляет примерно 374 ^о С.

В связи с этим все ТЭС с пароводяным циклом подразделяются на два типа по начальным параметрам рабочего тела :

• ТЭС с докритическим давлением ;
• в отечественной теплоэнергетике в настоящее время практически все турбины докритических параметров имеют начальное давление 12,75 МПа (130 атм), на некоторых ТЭЦ сохранились также турбины с давлением свежего пара 8,8 МПа (90 атм);

• Рис. 3. Процесс изобарного нагрева воды и водяного пара при различных давлениях
• ТЭС со сверхкритическим давлением (СКД);
• начальное давление пара на них составляет 23,5 МПа (240 атм);
• часто вместо аббревиатуры СКД используется СКП, что означает сверхкритические параметры, поэтому энергоблок СКД может быть также назван энергоблоком СКП.

На современных ГРЭС используются турбоустановки СКП, а также дорабатывают свой срок службы энергоблоки с начальным давлением пара 130 атм.

Почти все турбины ТЭЦ имеют начальное давление 130 атм. В отдельных случаях продолжается эксплуатация 90-атмосферных агрегатов. На наиболее крупных ТЭЦ есть турбоустановки Т-250−240 с давлением 240 атм.

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (ВВЭР, РБМК и др.) имеют турбины среднего давления, рассчитанные на начальное давление пара 60−65 атм, а на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (РБН) могут использоваться обычные турбины ГРЭС.

9. Чем отличаются блочные и неблочные (с поперечными связями) тепловые схемы ТЭС? Каковы их достоинства и недостатки? Как выбирается структура тепловой схемы электростанции?

По своей структуре тепловые схемы ТЭС могут быть двух типов:

• блочными , когда все основное и вспомогательное оборудование каждой турбоустановки ТЭС не имеет технологических связей с другими турбоустановками, т. е. каждая турбина имеет снабжение паром только от своих котлов;
• если за турбиной закреплен единственный котел, то такой энергоблок называется моноблоком, если два котла, то дубль-блоком;

• неблочными , что означает совместное снабжение паром группы турбин от группы общих котлов через общую магистраль пара;
• линии питательной воды этих котлов тоже соединяются;
• неблочную схему также называют схемой с поперечными связями .

Основные достоинства блочной схемы :

Тепловые двигатели принцип работы тепловых двигателей

... газовая турбины, реактивный двигатель. Их топливом является твёрдое и жидкое топливо, солнечная и атомная энергии. Двигатель внутреннего сгорания. В наше время чаще встречается автомобильный транспорт, который работает на тепловом двигателе внутреннего ...

• блочные ТЭС дешевле неблочных, так как уменьшается количество трубопроводов и арматуры;
• облегчается управление энергоблоком и его автоматизация;
• работа блока не влияет на соседние блоки;

• ТЭС с блочной схемой удобнее расширять, прежде всего турбоустановками более высоких параметров.

Главным достоинством электростанции с неблочной схемой является то, что требования к ней по надежности меньше, причем здесь может иметься «скрытый» резерв пара.

Одним из наиболее важных обстоятельств, которые учитываются при выборе структуры тепловой схемы, является наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара. Схемы с промперегревом должны быть блочными, так как неблочная схема в этом случае была бы слишком усложнена.

Следовательно, на ГРЭС с начальным давлением пара 130 атм, а также на ГРЭС и ТЭЦ со сверхкритическими параметрами (240 атм) должна применяться только блочная схема.

Для ТЭЦ с давлением острого пара не более 130 атм характерны неблочные схемы, но в зависимости от состава и назначения оборудования возможно сочетание на одной ТЭЦ обеих тепловых схем одновременно.

На АЭС используются только блочные схемы — как из-за наличия промперегрева пара, так и по соображениям безопасности реакторной установки.

10. Что такое технологическая схема ТЭС? Что включает в себя технологическая схема пылеугольной ТЭС? Какое оборудование ТЭС и АЭС считается основным, а какое вспомогательным?

Технологическая схема ТЭС отражает общую последовательность и взаимосвязь технологических процессов, осуществляемых на электростанции для производства и отпуска электрической и тепловой энергии.

Рис. 4. Технологическая схема пылеугольной ТЭС На рис. 4 приведена упрощенная технологическая схема пылеугольной электростанции (19, https:// ).

Эту технологическую схему можно разделить на две основные части — топливно-газо-воздушный тракт (ТГВТ) и пароводяной тракт (ПВТ).

Центральным элементом схемы является парогенератор, который входит одновременно в состав и ТГВТ, и ПВТ.

ТГВТ включает в себя:

• топливное хозяйство (ТХ), в том числе приемно-разгрузочные и транспортные устройства, склады топлива, топливопроводы и др.;

• устройства подготовки топлива к сжиганию (ПТ);
• тягодутьевую установку в составе дутьевых вентиляторов (ДВ), дымососов (ДС) и дымовых труб (ДТ);
• золоуловители (ЗУ) и систему золошлакоудаления (ЗШУ).

В состав ПВТ входят:

• турбина (Т), находящаяся на одном валу с электрогенератором (ЭГ);
• конденсаторы (К) с конденсатными насосами первой (КН1) и второй (КН2) ступени и конденсатоочисткой (КО);
• подогреватели высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления;
• деаэратор (Д) с бустерным (БН) и питательным (ПН) насосами;
• система технического водоснабжения (СТВ) с циркуляционными насосами (ЦН);
• химводоочистка (ХВО) для подготовки добавочной воды;
• сетевые подогреватели (СП) для снабжения тепловой энергией внешних потребителей (ТП на рис. 4 — это тепловой потребитель).
  5 стр., 2442 слов

  Оборудование тепловых сетей

  ... и тепловой энергии до 80% теплоты сгорания топлива. При раздельном получении электроэнергии на тепловых электростанциях и теплоты в ... пос тупающая из тепловой сети, подогревается до 110—120° С. Часть пара из камеры отбора ... компоновку закрытого типа, когда все основное оборудование котельной размещено в здании. Для обеспечения ... 115°С и выше. Из-за потерь воды в теплосетях устанавливают подпиточную линию ...

В свою очередь, ПВТ можно условно разделить на три участка:

• конденсатный тракт — от конденсатора до деаэратора;

• питательный тракт — от деаэратора до парогенератора (а весь путь рабочего тела от конденсатора до парогенератора называют конденсатно-питательным трактом );

• паровой тракт — от парогенератора до конденсатора.

На ТЭС, работающей на органическом топливе, к основному оборудованию относят турбины и котлы, а на АЭС — реакторы, парогенераторы и турбины. Остальное оборудование ТЭС и АЭС считается вспомогательным .

11. Как происходит процесс преобразования энергии на ТЭС, работающей на органическом топливе?

Преобразование энергии на ТЭС, работающей на угле, мазуте, природном газе или других видах органического топлива, происходит следующим образом:

• химическая энергия , заключенная в органическом топливе, в процессе горения топлива в топочной камере котла превращается в тепловую энергию котельных газов;

• за счет высокой температуры в котле происходит нагрев и испарение воды в теплообменных трубах, а затем перегрев образовавшегося пара;
• при этом тепловая энергия котельных газов преобразуется в потенциальную механическую энергию сжатого пара;

• в турбине пар расширяется, и потенциальная механическая энергия сжатого пара превращается в кинетическую механическую энергию движущегося пара;

• давление движущегося пара на лопатки турбины приводит во вращение ротор турбины и электрогенератора, следовательно, кинетическая механическая энергия движения пара преобразуется в кинетическую механическую энергию вращения ротора ;

— вращение ротора электрогенератора приводит к возникновению электродвижущей силы (ЭДС) в обмотках статора, что означает преобразование кинетической механической энергии вращения ротора в электрическую энергию .

12. Как осуществляется подготовка топлива на электростанциях, работающих на угле, мазуте, природном газе, и на АЭС?

Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии:

• взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей;
• если уголь при транспортировке смерзся, то используются размораживающие устройства;

• удаление посторонних предметов и грубое (первичное) измельчение, т. е. дробление угля до кусков размером 50−150 мм;

• временное хранение на складе;
• запасы угля должны обеспечивать работу ТЭС в течение 7−30 суток в зависимости от расстояния транспортировки топлива от мест добычи до станции;

• тонкое (вторичное) измельчение угля молотковыми дробилками до размера не более 25 мм и подача в бункер в главном здании электростанции.

При подготовке мазута к сжиганию выполняются следующие операции:

• взвешивание и слив из цистерн;
• для ускорения слива может осуществляться подогрев мазута паром с целью уменьшения вязкости топлива;
• запасы мазута на станции создаются на срок до 15 суток работы ТЭС в зависимости от способа транспортировки топлива (по железной дороге или по трубопроводам) и характера его использования (в качестве основного, резервного или аварийного топлива);

• очистка предварительно подогретого мазута и подача в форсунки котла.

Подготовка к сжиганию природного газа требует только регулирования его давления на газораспределительном пункте (ГРП).

Давление газа перед ГРП может быть порядка 10 атм, а перед подачей в котел оно уменьшается в несколько раз.

Ядерное топливо поступает на АЭС в виде тепловыделяющих элементов (твэлов), собранных в топливные кассеты. Доставленное в специальных вагонах топливо освобождается от упаковки, после чего осуществляется контроль его годности, в том числе проверяется герметичность твэлов. До плановой загрузки в реактор ядерное топливо хранится на специальном складе.

13. Каково назначение дутьевого вентилятора, регенеративного воздухоподогревателя, дымососа, золоуловителя, дымовой трубы? Как производится золошлакоудаление на пылеугольной ТЭС?

Дутьевой вентилятор (ДВ) на пылеугольной ТЭС предназначен для подачи воздуха в топочную камеру котла, где кислород, содержащийся в воздухе, участвует в химической реакции горения органического топлива. Это позволяет увеличить скорость процесса и повысить удельную плотность энерговыделения, что дает возможность уменьшить габариты котла при заданной мощности.

В регенеративном воздухоподогревателе (РВП) уходящие котельные газы отдают теплоту свежему воздуху, поступающему в топку, что повышает общий КПД котельной установки и станции в целом.

Дымосос (ДС) имеется на пылеугольных ТЭС. Он предназначен для принудительного удаления продуктов сгорания из котла и преодоления сопротивления фильтров золоуловителя (ЗУ), очищающего уходящие газы от золы.

Дымовые трубы (ДТ) ТЭС обеспечивают рассеивание летучих продуктов сгорания органического топлива на большие расстояния и тем самым снижение приземных концентраций вредных веществ — окиси углерода, окислов азота, серы и т. д.

На пылеугольных станциях обеспечивается золошлакоудаление (ЗШУ), т. е. транспортировка твердых продуктов горения топлива на золошлакоотвал механическим, пневматическим или гидравлическим способом. Последний означает гидрозолошлакоудаление, осуществляемое путем смешивания шлака и золы с сырой (технической) водой и направления багерным насосом образовавшейся смеси (пульпы) по специальным пульпопроводам на золошлакоотвалы (ЗШО).

При строительстве ТЭС на твердом топливе нужно предусмотреть места для ЗШО, рассчитанные не менее чем на 25 лет работы станции.

Очевидно, что с увеличением мощности котельных агрегатов появляется необходимость многократного использования воды в системе гидрозолошлакоудаления. Для этого вода, использованная для транспортировки золы и шлака, осветляется с помощью отстойных прудов или дренажных систем на территории ЗШО и заново направляется для пульпообразования.

14. Какие потери энергии учитывает термический КПД цикла рабочего тела? Каковы основные способы повышения термического КПД цикла?

На паротурбинных ТЭС используется цикл рабочего тела, который называется циклом Ренкина .

На рис. 5 показаны схема простейшей паротурбинной установки и цикл Ренкина на перегретом паре (участок 1−2 — расширение пара в турбине, 2−3 — конденсация отработавшего пара в конденсаторе, 3−4 — нагрев воды в насосе, 4−5, 5−6 и 6−1 — экономайзерный, испарительный и пароперегревательный участки парогенератора соответственно).

а) б)

Рис. 5. Схема простейшей паротурбинной установки (а) и цикл Ренкина на перегретом паре (б) Площади фигур в цикле Ренкина соответствуют:

• S _{127 834 561} — подведенной теплоте к циклу в горячем источнике, т. е. в парогенераторе;

• S _27 832 — отведенной теплоте от цикла в холодном источнике, т. е. в конденсаторе;

• S _{1 234 561} — полезной работе в цикле.

Термический КПД цикла Ренкина з _t есть отношение полезной работы к подведенной теплоте, а поскольку полезная работа равна разности между подведенной и отведенной теплотой, то можно сделать вывод, что КПД цикла рабочего тела учитывает потерю энергии в холодном источнике .

Основными способами повышения термического КПД цикла Ренкина являются:

• увеличение начальных и снижение конечных параметров рабочего тела, так как при этом возрастает полезная работа и уменьшается отвод теплоты в холодном источнике;
• осуществление промежуточного перегрева пара, что означает подвод дополнительной теплоты в горячем источнике без увеличения отвода теплоты в холодном источнике;
• регенеративный подогрев питательной воды парогенератора отбираемым из турбины паром, что приводит к уменьшению расхода пара в конденсатор и, следовательно, к снижению потерь теплоты в холодном источнике.

15. Какие потери энергии учитывают внутренний относительный КПД турбины, механический КПД турбины и электромеханический КПД генератора? Что такое абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки?

На рис. 6 показан процесс расширения пара в турбине в i —s -диаграмме. Внутренний относительный КПД турбины з_{о i} равен отношению использованного теплоперепада в реальном цикле H _i к теплоперепаду в идеальном цикле H _а (эта величина также называется располагаемым или адиабатическим теплоперепадом).

H _i всегда меньше H _а из-за следующих потерь энергии, которые учитывает величина з_{о i} :

• потери энергии в паровпускных трубах и регулирующих устройствах на входе пара в турбину;
• потери энергии потоком рабочего тела в проточной части турбины из-за ее несовершенства;
• потери энергии с выходной скоростью;
• потери энергии из-за протечек пара через уплотнения.

Механический КПД турбины з_м учитывает потери энергии от трения в подшипниках и затраты энергии на системы регулирования и смазки.

Электромеханический КПД генератора з_г учитывает механические потери от трения и электрические потери от вихревых токов.

Турбогенераторная установка (ТГУ) — это совокупность турбоустановки и электрогенератора, а турбоустановка (т/у) включает в себя турбину и вспомогательное оборудование — конденсатор, ПНД, ПВД, деаэратор, насосы и другие элементы тепловой схемы.

Абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки з_э равен произведению четырех КПД — з_t , з_{о i} , з_м и з_г . Следовательно, з_э учитывает все потери энергии, учитываемые этими четырьмя КПД.

16. Какие потери энергии учитывает КПД тепловой электростанции в целом? Чем отличаются КПД станции брутто и нетто?

КПД тепловой электростанции в целом з_с равен произведению трех КПД — з_э , КПД парогенератора з_пг и КПД транспорта теплоты з_тр (величина з_тр может иметь другое название — КПД трубопроводов).

Отсюда видно, что з_с учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах.

Вышеназванный КПД ТЭС в целом — это КПД станции брутто , т. е. .

Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции — на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т. д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто , равный произведению на величину (1 — К_сн ), где К_сн — это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.

17. Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции

Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо , имеющее теплотворную способность 29 310 кДж/кг (7000 ккал/кг).

Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.

Удельный расход пара на турбину — это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт

• ч.

Удельный расход теплоты на турбоустановку — это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.

Удельный расход условного топлива электростанции — это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт

• ч (гут — 1 грамм условного топлива).

18. Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?

Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей :

• на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;

• раздельная схема теплоэлектроснабжения , когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию — от районной котельной.

Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.

Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

• КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;
• КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии;
• этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;

— — удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.

При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации б_ТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года б_ТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.

19. Как выбираются начальные параметры пара на ТЭС, чем они ограничены? Что такое равнопрочные начальные параметры пара? Каковы начальные параметры пара в отечественной теплоэнергетике?

На ТЭС на органическом топливе используется цикл перегретого пара , а на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (РТН) — цикл насыщенного пара . Это связано с тем, что в РТН в качестве основного конструкционного материала активной зоны используются сплавы на основе циркония. Они позволяют уменьшить вредное поглощение нейтронов по сравнению с различными марками сталей, но выдерживают температуру не более 340−350 ^о С. Это меньше критической температуры водяного пара, равной примерно 374 ^о С, а при докритических параметрах КПД цикла насыщенного пара больше, чем цикла перегретого пара (рис. 7).

Начальные параметры пара — это его давление P _o и температура T _o на входе в турбину. Отметим, что для цикла насыщенного пара можно выбирать только начальное давление, поскольку давление насыщения однозначно определяет температуру рабочего тела.

Повышение начальных параметров пара является одним из главных способов увеличения термического КПД цикла.

Чем выше принимаемая начальная температура, тем ниже должно быть давление — по условию надежности металла. Парные значения P _o и T _o , обеспечивающие одинаковую прочность энергооборудования, называются равнопрочными начальными параметрами рабочего тела.

При выборе начального давления пара