тема совершает работу с увеличением объема ТДС и отрицательной если она подводится к системе из окр

Работа добавлена на сайт samzan.net:

Билет 1

1.Основополагающие законы технической термодинамики.

-1зТД для закрытой термодинамической системы (ТДС) теплота, подведенная к ТДС затрачивается на изменение внутренней энергии системы (DU) и на совершение системой работы (L)   Q=DU+L, ккакл=ккал+ккал  DU=U2-U1

 Теплота считается  положительной, если она подводится к системе и отрицательной, если она отводится от системы

Работа считается  положительной, если она отводится от системы, система совершает работу с увеличением объема ТДС и отрицательной, если она подводится к системе из окр. ср., над системой совершается работа с уменьшением V-ма ТДС

Т.к. Q,U,L являются экстенсивными величинами, т.е. зависят от массы в-ва, то можно записать 

1зТД с помощью удельных величин:  q=Du + ℓ, ккал/кг= ккал/кг+ ккал/кг

Дифференциальная форма записи 1зТД: ∂Q=dU+∂L,  ∂q=du+∂ℓ   ∂L=PdV,  ∂ℓ=pdv

∂ - говорит о том что бесконечно малые величины Q, q, L, ℓ не являются в отличии от U, u полными дифференциалами

-1зТД для открытой термодинамической системы (ТДС) т.е для ТДС которая обменивается массой с окружающей средой.

Теплота подведённая к системе расходуется на изменение внутренней энергии системы (dU), на совершение механической работы расширения (PdV) и на вытеснение массы в-ва из ТДС (φdG)        ∂Q=dU+PdV-φdG

2 закон термодинамики (2зТД)  Потери работоспособности из-за необратимости реальных процессов.

1зТД невозможно создать цикл, в котором теплота q2=0, т.е. в любом действительном тепловом цикле всегда необходимо отводить какую-то теплоту 

КПД любого цикла:   

1зТД (Клаузиус) –теплота не может самопроизвольно переходить от холодного тела к горячему

1зТД (Томпсона-Кельвина) –невозможен цикл, в котором часть подведённого тепла не отводилась бы

1зТД (Макса Планка) –невозможно создать периодически действующую машину, к. производила бы работу только за счёт охлаждения горячего источника

Вечный двигатель 1-ого рода

это двигатель способный производить работу сколь угодно долгое время без подвода энергии из вне (его существование запрещено 1зТД)

q=u2-u1+ℓ,  ℓ=q+u1-u2,  q=0,  ℓ= u1-u2

следовательно в случаи отсутствия подвода энергии система может произвести вполне конечное количество работы (если u2=0, то ℓmax=u1)

Вечный двигатель 2-ого рода

это двигатель, который, периодически действуя, производит работу только за счёт отвода тепла от горячего источника (его существование запрещено 2зТД, т.к. в противном случай можно было бы бесконечно вырабатывать энергию прямо из окр. среды)

Цикл –это круговой замкнутый процесс, в результате которого рабочее тело возвращается в исходное положение.

Работа цикла –это работа которую совершает раб. тело в результате выполнения кругового ТД процесса  

2.Показатели режимов работы ТЭС.(Лекции Чикшина стр.13)

3.Виды тепловых нагрузок. Сезонные тепл. нагрузки.Круглогодовые тепл. нагрузки.Годовые графики тепловых нагрузок. (лекции Чикшина стр.17)

Билет2

  1.Критерии эффективности прямого и обратного циклов. 

Цикл –это круговой замкнутый процесс, в результате которого рабочее тело возвращается в исходное положение.

Работа цикла –это работа которую совершает раб. тело в результате выполнения кругового ТД процесса.

Прямой цикл –это цикл в результате которого система совершает работу за счёт подвода тепла  Q>0; Q1>Q2

Термический КПД –это отношение работы, произведенной двигателем за цикл, к кол-ву теплоты, подведенной за цикл:  

  ==    хар-ет степень термодин-ого совершенства обратимых циклов.                  

Обратный цикл –это цикл в резуль-тате, к. теплота отводится от ТДС за счёт затрат подведённой работы из вне Q<0; Q1<Q2

 При совершении обратного цикла рабочее тело получает от холодного источника теплоту q2 и затрачивается работа lц. Вся эта суммарная энергия передается горячему источнику в виде теплоты , т.е. эффективность такого обратного цикла характеризует холодильный коэффициент , который равен: 

  В отличие от термического КПД, холодильный коэффициент  может быть как меньше, так и больше единицы. Как  и  

холодильный коэффициент обратного цикла Карно  не зависит от свойств рабочего тела. 

3.Виды систем теплоснабжения.

Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных систем потребителей тепла.

Системы теплоснабжения классифицируют по признакам: источнику приготовления тепла; роду теплоносителя; способу подачи воды на горячее водоснабжение; количеству трубопроводов тепловых сетей; способу обеспечения потребителей тепловой энергией и др.

По источнику приготовления тепла различают три вида систем теплоснабжения: 

1) высокоорганизованное централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ —теплофикация;

) централизованное теплоснабжение от районных отопительных и промышленно-отопительных котельных;

) децентрализованное теплоснабжение от мелких  котельных,  индивидуальных отопительных  печей   и т. п.

По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения.

Водяные системы применяют в основном для теплоснабжения сезонных потребителей и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. В нашей стране водяные системы теплоснабжения по протяженности составляют около 48% от общей длины всех тепловых сетей. 

Паровые системы теплоснабжения распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка. 

По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы делят на закрытые и открытые. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей.

По количеству трубопроводов различают однотрубные и многотрубные системы теплоснабжения.

По способу обеспечения потребителей тепловой энергией различаются одноступенчатые и многоступенчатые системы теплоснабжения.

В одноступенчатых системах теплоснабжения потребители тепла присоединяют непосредственно к тепловым сетям. Узлы присоединения потребителей тепла к тепловым сетям называют абонентскими вводами (местный тепловой пункт МТП). На абонентском вводе каждого здания устанавливают подогреватели горячего водоснабжения, элеваторы, насосы, арматуру, контрольно-измерительные приборы для регулирования параметров и расходов теплоносителя по местным отопительным и водоразборным приборам. Если абонентский ввод сооружается для отдельной, например технологической установки, то его называют индивидуальным тепловым пунктом (ИТП),

Непосредственное присоединение отопительных приборов ограничивает пределы допустимого давления в тепловых сетях, так как высокое давление, необходимое для транспорта теплоносителя к конечным потребителям, опасно для радиаторов отопления. В силу этого одноступенчатые системы применяют для теплоснабжения ограниченного числа потребителей от котельных с небольшой длиной тепловых сетей.

В многоступенчатых системах между источником тепла и потребителями размещают центральные тепловые пункты (ЦТП) или контрольно-распределительные пункты (КРП), в которых параметры теплоносителя могут изменяться по требованию местных потребителей. ЦТП и КРП оборудуются насосными и водоподогревательными установками, регулирующей и предохранительной арматурой, контрольно-измерительными приборами, предназначенными для обеспечения группы  потребителей в квартале пли районе теплом необходимых параметров. С помощью насосных или водонагревательных установок магистральные трубопроводы (первая ступень) соответственно частично или полностью гидравлически изолируются от распределительных сетей (вторая ступень). Из ЦТП или КРП теплоноситель с допустимыми или установленными параметрами для местных потребителей по общим или отдельным трубопроводам второй ступени подается в МТП каждого здания. При этом в МТП производятся лишь элеваторное подмешивание обратной воды из местных отопительных установок, местное регулирование расхода воды на горячее водоснабжение и учет расхода тепла.

Полная гидравлическая изоляция тепловых сетей первой и второй ступени является важнейшим мероприятием повышения надежности теплоснабжения и увеличения дальности транспорта тепла. Многоступенчатые системы теплоснабжения с ЦТП и КРП позволяют в десятки раз уменьшить число местных подогревателей горячего водоснабжения, циркуляционных насоса и регуляторов температуры, устанавливаемых в МТП при одноступенчатой системе. В ЦТП возможна организация обработки местной водопроводной воды для предупреждения коррозии систем горячего водоснабжения. Наконец, при сооружении ЦТП и КРП сокращаются в значительной мере эксплуатационные затраты и затраты на содержание персонала для обслуживания оборудования в МТП.

Присоединение потребителей к водяным системам теплоснабжения.

Эффективность водяных систем теплоснабжения во многом определяется схемой присоединения абонентского ввода, который является связующим звеном между наружными тепловыми сетями и местными потребителями тепла.

Схемы присоединения местных систем отопления по признаку гидравлической связи с тепловыми сетями различаются на зависимые и независимые.

В зависимых схемах присоединения теплоноситель в отопительные приборы поступает непосредственно из тепловых сетей. Таким образом, один и тот же теплоноситель циркулирует как в тепловой сети, так и в отопительной системе. Вследствие этого давление в местных системах отопления определяется режимом давлений в наружных тепловых сетях.

В независимых схемах присоединения теплоноситель из тепловой сети поступает в подогреватель, в котором его тепло используется для нагревания воды, заполняющей местную систему отопления. При этом сетевая вода и вода в местной системе отопления разделены поверхностью нагрева и таким образом сеть и система отопления полностью гидравлически изолированы друг от друга. Гидравлическая изоляция теплоносителей на абонентском вводе используется для защиты местных установок or завышенного или заниженного давлений в тепловых сетях, при которых возможно разрушение нагревательных приборов или опорожнение местных систем отопления.

При зависимом присоединении местных установок на абонентском вводе применяют наиболее простое и дешевое оборудование. Кроме того, в отопительных приборах полезное использование перепада температур сетевой воды достигает наибольшего значения, благодаря чему может быть уменьшен расход теплоносителя на вводе и сокращена стоимость тепловых сетей за счет уменьшения диаметров труб.

Вентиляционные установки представляют собой теплообменники поверхностного типа (калориферы) для нагревания воздуха, нагнетаемого в помещения. Калориферы вентиляционных систем присоединяют к тепловым сетям непосредственно, т.е. по зависимой схеме. Местные системы горячего водоснабжения в открытых системах теплоснабжения присоединяются непосредственно, в закрытых - через поверхностные водоводяные подогреватели.

Билет3

1.Понятие эксергии как меры работоспособности системы.

Эксергией теплоты, переданной от гор ист-ка с Т к раб.телу наз макс., к. м.б.получена за счет этой теплоты при условии, что холодным ист-ком явл окр.ср. с Тос. Макс работу м получить, если совершить цикл Карно в интервале т-р Т-Тос , где ТосΔs –энергия,  непревратившая часть теплоты в работу.  

Терм КПД:    η=1/q=1-Тос/Т 

l= exq= q(1- Тос/Т).

Эксергетический КПД: ηex=отвед теплота/подвед тепл=exотв/exподв, где exотв –полученная (полезная) энергия; exподв –затраченная энергия, полностью превратимая в др виды энергии.

Эксергетический КПД представляет собой отношение фактически полученной работы к той величине работы, которая могла бы быть получена при обратимом протекании термодинамических процессов. Если в термодинамическом цикле, например, все процессы обратимые, то ηex =1.

3. Водяные системы теплоснабжения.

Водяные системы, в которых местные системы горячего водоснабжения присоединяются с помощью водоводяных подогревателей, стали называть закрытыми. Вследствие отсутствия непосредственного водоразбора и незначительной утечки теплоносителя через неплотности соединений труб и оборудования закрытые системы отличаются высоким постоянством количества и качества циркулируемой в ней сетевой воды. Другой особенностью закрытых систем является то, что они бывают только многотрубными: двух-, трех- и четырехтрубные.

Двухтрубные закрытые системы состоят из подающего и обратного трубопроводов. По подающему трубопроводу нагретая сетевая вода с температурой Т1 транспортируется от источника тепловой энергии к потребителю. По обратному трубопроводу охлажденная сетевая вода с температурой Т2 возвращается от потребителя к источнику для повторного подогрева. Двухтрубные системы проще и дешевле мпоготрубных.

В промышленных районах, где имеется большая технологическая тепловая нагрузка повышенных параметров и возможно использование собственных вторичных энергоресурсов или качество воды в тепловых сетях не отвечает требованиям производственных процессов, рекомендуются трех-и четырехтрубные тепловые сети.

В четырехтрубных тепловых сетях одна пара труб используется для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Температура сетевой воды в подающем трубопроводе этой пары поддерживается в соответствии с графиком регулирования отпуска тепла на отопительно-бытовые нужды. По второй паре труб сетевая вода подается на производственные нужды предприятий. Температура сетевой воды в подающем трубопроводе второй пары сетей круглый год поддерживается постоянной. Отдельные тепловые сети позволяют принимать в них высокий нагрев сетевой воды, который помимо снижения расходов воды и уменьшения диаметров труб дает возможность получать на местах потребления пар путем испарения сетевой воды.

Полная гидравлическая изоляция разнородных потребителей в четырехтрубных системах упрощает раздельную подачу тепла и центральное регулирование сезонных и круглогодовых нагрузок. Одновременно с этим отпадает надобность дорогостоящих местных и центральных тепловых пунктов. Раздельное центральное регулирование способствует росту культуры и повышению надежности теплоснабжения.

В трехтрубных системах по одному подающему трубопроводу подается тепло на отопительно-бытовые цели, по другому—на технологические нужды. Или по одному подающему трубопроводу обеспечивается нагрузка отопления, по другому —горячее водоснабжение. Режимы регулирования тепловой нагрузки в этих трубопроводах устанавливаются те же, что и в четырехтрубных системах, но вместо двух обратных трубопроводов сооружается только один. Соответственно изменяется схема теплоприготовительной установки источника тепла; вместо отдельных подогревателей и сетевых насосов устанавливаются общие.

По сравнению с четырехтрубной системой трехтрубная не дает значительной экономии материальных затрат. В то же время зависимый гидравлический режим в обратной трубе вызывает колебания давлений у элеваторов, которые при отсутствии регуляторов расхода приводят к разрегулировке подачи тепла на отопление. По этим соображениям трехтрубная система применяется редко.

Открытые водяные системы отличаются более простым оборудованием для смешения сетевой воды, используемой в местной системе горячего водоснабжения. Но значительный расход сетевой воды на горячее водоснабжение существенно увеличивает подпитку тепловых сетей. Открытые системы сооружаются как однотрубными, так и многотрубными. Основным типом открытых систем, как и в закрытых системах, являются двухтрубные водяные системы. Трех- и четырехтрубные открытые тепловые сети применяют с той же целью, что и закрытые многотрубные системы.

Открытые четырехтрубные системы теплоснабжения особенно рационально применять в небольших поселках, в сельской местности, где вторая пара трубопроводов специально предназначена для горячего водоснабжения. В больших городах самостоятельные тепловые сети горячего водоснабжения сооружаются при условии обеспечения источников тепла подпиткой тепловых сетей из хозяйственно-питьевого водопровода. Преимущество изолированных сетей горячего водоснабжения состоит в том, что водоразборные приборы могут присоединиться к тепловым сетям без установки на абонентских вводах дорогостоящих смесительных клапанов и регуляторов температуры. Четырехтрубные тепловые сети удобны для организации непрерывного горячего водоснабжения в летний период. Затраты на прокладку дополнительных сетей обычно небольшого диаметра и часто на короткие расстояния оказываются выгоднее тех сложностей регулирования, которые возникают в двухтрубных сетях в теплое время отопительного сезона, когда применяется местное регулирование пропусками.

В открытых двухтрубных системах теплоснабжения разнородных потребителей при независимых схемах присоединения отопления улучшается качество воды, используемой на горячее водоснабжение. Сетевая вода, поступающая к точкам водоразборов, не загрязняется продуктами коррозии и шламом, содержащимся в изолированном отопительном контуре.

При совместной подаче тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в однотрубных тепловых сетях необходимо, чтобы вся сетевая вода разбиралась в точках потребления. Поэтому однотрубные водяные тепловые сети обязательно должны быть открытыми. Присоединение потребителей к однотрубным тепловым сетям показано на рис. П.6.

Однотрубные системы целесообразны в курортных и южных районах страны с высоким потреблением горячей воды. В большинстве случаев потребность горячего водоснабжения не превышает 30—% от всех видов теплового потребления. По этим причинам возможности применения дешевых однотрубных сетей ограничены.

Билет4

1.Теплообменные процессы в аппаратах, происходящие без изменения агрегатного состояния вещества.

Обычно жидкие и газообразные теплоносители нагреваются или охлаждаются при соприкосновении с поверхностями твердых тел. Например, дымовые газы в печах отдают теплоту нагреваемым заготовкам, а в паровых котлах —трубам, внутри которых греется или кипит вода; воздух в комнате греется от горячих приборов отопления и т. п. Процесс теплообмена между поверхностью твердого тела и жидкостью называется теплоотдачей, а поверхность тела, через которую переносится теплота,—поверхностью теплообмена или теплоотдающей поверхностью. Согласно закону Ньютона и Рихмана тепловой поток в процессе теплоотдачи пропорционален площади поверхности теплообмена F и разности температур поверхности  и жидкости : (1).В процессе теплоотдачи независимо от направления теплового потока Q (от стенки к жидкости или наоборот) значение его принято считать положительным, поэтому разность  берут по абсолютной величине. Коэффициент пропорциональности α называется коэффициентом теплоотдачи; его единица измерения Bт/(м2/К). Он характеризует интенсивность процесса теплоотдачи. Численное значение его равно тепловому потоку от единичной поверхности теплообмена при разности температур поверхности и жидкости в 1 К. Коэффициент теплоотдачи обычно определяют экспериментально, измеряя тепловой поток Q и разность температур  в процессе теплоотдачи от поверхности известной площади F. Затем по формуле (1) рассчитывают α.. Коэффициент теплоотдачи а зависит от физических свойств жидкости и характера ее движения. Различают  естественное и вынужденное движение (конвекцию) жидкости. Вынужденное движение создается внешним источником (насосом, вентилятором, ветром). Естественная конвекция возникает за счет теплового расширения жидкости, нагретой около теплоотдающей  поверхности в самом процессе теплообмена. Она будет тем сильнее, чем больше разность температур . 

2.Потери пара и конденсата ТЭС и их восполнение.

   - расход пара в регенеративный отбор; - в произ-ый и теплофикационный отбор; - через лабиринтные (концевые) уплотнения; - различные технологические отборы пара в турбоустановке (пар на эжектор, обдув поверхностей нагрева, на распыл мазута в форсунках, на привод питательных насосов, на подогрев воздуха и мазута); - расход пара в конденсатор; - утечки пара в ТУ через различные неплотности.

 - расход воды из конденсатора; - дренажи регенеративных подогревателей; - дренажи пара из уплотнений; - дренажи пара, подаваемого на эжектор турбины; - расходы обратного конденсата внешнего потребителя; - расход конденсата пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки; - расход добавочной воды.

Потери пара, конденсата и питательной воды на 1%, снижают КПД станции примерно на 1%.

 

Величина потерь на станции регламентирована нормами:

- на станциях до 100 атм не выше 1,5%;

- свыше 100 атм не выше 1%.

В среднем потери составляют 0,6ч0,8%.

Потери 10ч15% для производственных ТЭЦ, когда пар загрязняется.

Мероприятия по снижению потерь пара, конденсата и питательной воды

1. Применение более совершенных способов подготовки добавочной воды.

. Применение в барабанных ПГ ступенчатого испарения, где продувка осуществляется из солевых отсеков, тем самым снижается объем продувки.

. Сбор чистого конденсата от всех станционных потребителей (от всех элементов станции), в том числе при пусках и остановах.

. Максимальное применение сварных соединений в трубопроводах и аппаратах паросиловой установки.

. Организация сбора и возврата конденсата от внешних потребителей.

Потери пара и конденсата на ТЭЦ состоят из внутренних и внешних потерь. Внешние потери ТЭЦ с открытой схемой отпуска теплоты равны Dвн = Dп—D0K, где Dп —расход пара на внешнего потребителя,D0к —количество обратного конденсата, возвращаемого от внешних потребителей. Общая потеря Dпот пара и конденсата ТЭЦ с открытой схемой отпуска теплоты и соответственно количество добавочной воды Dд.в. равны сумме внутренних н внешних потерь: Dпот=Dд.в.=D’пр+Dвн

Меньшую часть    внутренних    потерь    на электростанции  составляет  потеря  продувочной воды  из барабанных  котлов.  Непрерывная продувка производится для ограничения

3.Паровые системы теплоснабжения.

Паровые системы теплоснабжения бывают однотрубными и многотрубными, высокого и низкого давления, с возвратом и без возврата конденсата. Отопительные установки присоединяются к паропроводам, как по зависимым, так и по независимым схемам; установки горячего водоснабжения присоединяются главным образом по независимой схеме, т. е. через подогреватели поверхностного и смешивающего типов.

В системах с возвратом конденсата регулирование расхода пара на отопление жилых, общественных, и промышленных зданий допускается осуществлять вручную путем открытия или прикрытия регулировочного крана. Расход пара на вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические аппараты регулируются автоматически регуляторами типа РТ или PP. 

Возвращается конденсат по единому конденсатопроводу, диаметр которого в 3—раз меньше диаметра подводящего паропровода. Если давление конденсата недостаточно для возвращения на тепловую станцию, то после конденсатосборников организуется откачка насосами. Такие конденсатопроводы называются напорными. 

Системы без возврата конденсата в отопительно-вентиляционной технике и горячем водоснабжении жилых домов и на промышленных предприятиях применяются редко. Потребители тепла в таких системах присоединяются непосредственно по зависимой схеме. Образующийся конденсат из отопительных приборов охлаждается до необходимой температуры хозяйственно-питьевой водой и целиком используется на горячее водоснабжение. Для быстрого приготовления горячей воды в душевых помещениях применяется непосредственное смешение холодной воды с паром в аккумуляторных емкостях или в струйных подогревателях и инжекторах. Использование конденсата на горячее водоснабжение предприятий экономически оправдывается при теплоснабжении от теплоцентралей низкого и среднего давлений.

Теплоснабжение без возврата конденсата допускается на небольших предприятиях, когда сбор и возврат конденсата нецелесообразен из-за большой разветвленности сборных конденсатопроводов или сложности очистки загрязненного конденсата.

Количество трубопроводов в паровых системах теплоснабжения зависит от характера работы предприятия, его мощности и назначения. Многотрубные паропроводы часто используются для раздельной подачи больших расходов пара различных параметров и для безаварийного теплоснабжения производств, не допускающих перерывов в работе.

Возврат конденсата оказывает большое влияние на экономику и организацию непрерывного теплоснабжения, так как перебои возвращаемого конденсата вынуждают иногда сокращать отпуск тепла с ТЭЦ. Возвращаемый конденсат не должен содержать механических примесей, масла и других загрязнений от технологических процессов.

Сбор и возврат конденсата производится по открытой и закрытой схемам. 

В открытых схемах сбора конденсат от потребителей за счет избыточного давления за конденсатоотводчиком поступает на сборный пункт, где сливается в бак, сообщающийся с атмосферой. Конденсат отводится к сборному пункту по единому сборному конденсатопроводу или по отдельным конденсатопроводам от каждого потребителя. При недостаточном избыточном давлении и температуре конденсата 100°С и более движение конденсата может создаваться за счет изменения уровней трубопровода. Такое самотечное движение конденсата чаще всего сопровождается  испарением,  приводящим  к частичному  опорожнению конденсатопровода вследствие перемещения пара в верхнем сечении трубопровода. Работа конденсатопровода неполным сечением облегчает аэрацию конденсата, что является основной причиной повышенной коррозии «сухих» самотечных конденсатопроводов по сравнению с «мокрыми» конденсатопроводами, работающими полным сечением. На открытой поверхности конденсата в баке и, особенно при струйном сливе конденсата над уровнем в баке происходит интенсивное поглощение кислорода воздуха и испарение. Для уменьшения потерь тепла от испарения и конденсата в виде выпара конденсат рекомендуется охлаждать до 95—°С. Ввиду больших потерь тепла и конденсата и значительной коррозии открытые схемы сбора и возврата конденсата применяются при количестве возвращаемого конденсата не более 10т/ч и расстоянии до источника тепла до 500 м.

В закрытых схемах сбора конденсат на всех участках от потребителей до баков и от них до источника тепла должен находиться под избыточным давлением не менее 0,005 МПа. В конденсатосборниках над уровнем конденсата вследствие избыточного давления образуется паровая подушка, препятствующая присосу воздуха. Если избыточного давления за конденсатоотводчиком недостаточно для подачи конденсата в баки под необходимым давлением, то откачка конденсата от потребителей должна выполняться насосами. 

Билет5

1.Теплообменные процессы с изменением агрегатного состояния вещества.Теплообмен при кипении жидкости. В химической промышленности многие технологические процессы связаны с испарением жидкости: дистилляция, ректификация, выпарка и др. Теплообмен при кипении используется не только в аппаратах, предназначенных для испарения жидкости, но также как интенсивный способ охлаждения поверхности. Коэффициент теплоотдачи при кипении на несколько порядков превышает коэффициент теплоотдачи при конвективном теплообмене с однофазной жидкостью.

Движущей силой для теплового потока в процессе кипения является температурный напор, равный разности между температурой греющей поверхности и температурой насыщения жидкости при заданном давлении Δt = tc —tH. Условием возникновения процесса кипения является перегрев жидкости и наличие центров парообразования. Центрами парообразования могут служить неровности и дефекты поверхности, газ, адсорбированный на поверхности или загрязнения. Установлено, что кипящая жидкость всегда несколько перегрета и на границе раздела фаз всегда имеется небольшая разность температур.Максимальный перегрев жидкости имеет место у поверхности нагрева, а температура жидкости tx превышает температуру пара tн. 

В зависимости от плотности теплового потока на поверхности нагрева возникают отдельные пузырьки или образуется паровая пленка.

В первом случае режим кипения называют пузырьковым, во втором —пленочным.

При пузырьковом кипении теплообменная поверхность омывается жидкостью, пограничный слой которой разрушается образующимися пузырьками пара. Пузырьки пара при достижении определенных размеров отрываются от поверхности и всплывают, увлекая за собой столб перегретой жидкости, турбулизиругот жидкость, интенсифицируя теплообмен.

При больших плотностях теплового потока, а также при увеличении температурного напора ∆t =tс—tж число центров парообразования увеличивается, количество образующихся пузырьков и скорость их образования возрастают настолько, что они не успевают отрываться и, сливаясь, образуют на поверхности сплошную паровую пленку, оттесняющую жидкость от нагретой поверхности. Наступает пленочный режим кипения. Паровая пленка может образоваться при меньших тепловых нагрузках вследствие плохой смачиваемости поверхности нагрева.

Интенсивность теплоотдачи при пленочном режиме на порядок ниже, чем при пузырьковом. Это объясняется большим термическим сопротивлением парового слоя на поверхности теплообмена вследствие низкой теплопроводности пара.

Возврат от пленочного кипения к пузырьковому происходит при значительно меньших тепловых потоках (точка Б).

В практическом отношении перерождение пузырькового кипения в пленочное крайне нежелательно. При пленочном кипении температурный напор &t = te- t„ резко возрастает и в соответствии с q = a At коэффициент теплоотдачи падает. Температурный напор при пленочном кипении может достичь значений порядка сотен градусов. Температура поверхности может возрасти настолько, что наступает пережог металлической стенки и ее разрушение.

Изменение механизма теплоотдачи при переходе от пузырькового кипения к пленочному или от пленочного к пузырьковому называют кризисами кипения, а параметры, им соответствующие,- критическими. Максимальная плотность теплового потока в точке А называется первой критической плотностью теплового потока q^, а минимальная плотность теплового потока при пленочном режиме кипения, соответствующая его переходу к пузырьковому кипению,- второй критической плотностью теплового потока Вт/м2.  Урав. Теплового баланса: Q=rG, qкр1=1.2*106 Вт/м2.

Теплообмен в режиме пузырькового кипения отличается наивысшей интенсивностью и находит широкое практическое использование.

Теплообмен при конденсации пара. Теплоотдача при конденсации. При соприкосновении пара с поверхностью, температура которой ниже температуры насыщения, пар конденсируется. При конденсации пара выделяется теплота фазового перехода, которая отводится через теплообменную поверхность. В зависимости от состояния поверхности конденсат образует па ней сплошную устойчивую пленку. Такая конденсация называется пленочной. Пленочная конденсация имеет место, если конденсат обладает способностью смачивать поверхность. Если конденсат не смачивает поверхность, например, в случае загрязнения ее маслом, то поверхность покрывается отдельными каплями конденсата. Такая конденсация называется капельной. При капельной конденсации пар непосредственно соприкасается с поверхностью теплообмена.

Пленочная конденсация устанавливается на шероховатых, металлических и покрытых оксидной пленкой поверхностях. Даже загрязненные поверхности под влиянием длительной эксплуатации самоочищаются и становятся смачиваемыми. Поэтому большинство промышленных аппаратов работает в режиме пленочной конденсации.

Коэффициент теплоотдачи при пленочной конденсации ниже, чем при капельной, так как стекающая пленка конденсата имеет большое термическое сопротивление. Исключение составляет пленочная конденсация паров жидких металлов, для которых характерна высокая теплопроводность.

При образовании пленки пар отделен от стенки. Принято считать, что температура поверхности пленки, обращенной к пару, равна температуре насыщения.

На рис. 2.60 показан вертикальный разрез пленки. При конденсации пара на вертикальной стенке толщина стекающей пленки конденсата увеличивается, начиная от поверхности кромки стенки. Режим течения конденсата определяют по числу Рейнольдса: Re = wδ/vж, где w —средняя скорость течения пленки в рассматриваемом сечении; δ —толщина пленки.

Рис. Течение конденсата на вертикальной пластине; распределение скорости и температуры в сечении пленки конденсата.

3.Схемы тепловых сетей.

Схемы транспорта тепла от источника до потребителей зависят от вида теплоносителя, взаимного размещения источника тепла и потребителей и характера изменения тепловой нагрузки. На проектирование тепловых сетей большое влияние оказывает тепловая мощность источника и перспективы развития района теплоснабжения на ближайшие годы. 

Паровые сети проектируют в основном на площадках промышленных предприятий, где тепловая нагрузка сосредоточена на сравнительно небольших территориях, требующих прокладки паропроводов с несколькими ответвлениями к производственным цехам. Если технологические процессы допускают кратковременные перерывы потребления тепла, достаточные для ликвидации аварии тепловых сетей, то на территории таких предприятий рекомендуется прокладка радиальных однотрубных паропроводов. Прокладка  конденсатопровода для возврата конденсата  к источнику тепла  решается  исходя  из  местных  условий  и особенностей технологического процесса.

Радиальные сети сооружаются с постепенным уменьшением диаметров труб в направлении от источника тепла. Такие сети наиболее дешевы и просты в эксплуатации. Но при авариях на головных участках трубопроводов теплоснабжение за аварийным участком прекращается. В этих случаях иногда применяют дублирование паропроводов, т.е. вместо  одного паропровода прокладываются два со способностью каждого по 50%. Простые   расчеты   показывают, что при дублировании поверхность труб, а, следовательно, и расход металла и стоимость сетей увеличиваются на 56 %.

Когда прекращения подачи тепла на технологические цели недопустимы, для резервирования теплоснабжения на аварийном участке могут быть использованы радиально-кольцевые сети, которые отличаются от радиальных устройством перемычек 2 между радиальными магистралями. Резервирование по перемычкам в большинстве случаев оказывается малоэффективным из-за недостаточной пропускной способности перемычки, выполненной из трубы меньшего диаметра. 

Водяные тепловые сети отличаются многочисленностью ответвлений и распределением тепловой нагрузки на больших территориях. Большая подверженность водяных тепловых сетей авариям предъявляет высокие требования к соблюдению надежности теплоснабжения.

Радиальные водяные сети допускается сооружать при диаметрах магистральных трубопроводов до 700 мм со сроком ликвидации аварии до 24 ч. Перемычки в радиально-кольцевых сетях для водяного теплоносителя более целесообразны, чем для пара, так как с их помощью удобно решается подача сетевой воды на горячее водоснабжение во время летнего ремонта сетей на начальных участках.

Кольцевые сети самые дорогие, поэтому сооружаются в крупных городах. Замкнутые трубопроводы удобны для объединения нескольких источников тепла и благоприятны для оптимального распределения нагрузки по тепловым станциям и загрузке наиболее крупных и экономичных агрегатов.

Технико-экономические исследования специалистов показали, что дополнительные   затраты   на   сооружение    кольцевых   сетей, выполненных из труб постоянного диаметра, зачастую компенсируются снижением капитальных вложений на установку меньших суммарных резервов мощностей тепловых станций.

Современные масштабы развития теплофикации крупных промышленных центров требуют выноса источников тепла далеко за черту города. Транспорт тепла от загородных   ТЭЦ по тепловым сетям большого радиуса действия нуждается в значительном повышении давления теплоносителя. Присоединение отопительно-бытовых  потребителей к таким крупным системам по зависимой схеме становится недопустимым   из-за   непосредственной гидравлической связи тепловых сетей с отопительными приборами, имеющими невысокую механическую прочность. 

Секционирующие задвижки применяют для удобства двустороннего отключения участков сети с целью уменьшения аварийных утечек воды и сокращения времени наполнения труб сетевой водой после ликвидации аварии. Секционирование магистралей и устройство блокировочных перемычек позволяет производить аварийные работы на отключенном участке без прекращения теплоснабжения на других участках.

2. Методика расчёта принципиальной тепловой схемы –ТЭС. Основные этапы.(Лекции Чикшина стр38-41, спросить у М)

Билет 6

1.Основные уравнения одномерного течения жидкости.

Для одномерных потоков характерно изменение всех параметров течения только в одном направлении. Одномерным можно считать поток в канале с малой кривизной осей. При этом вводится предположение о постоянстве всех параметров потока в поперечном сечении канала, либо вместо действительных параметров используются осреднённые. Полученные в рамках такой модели решения носят приближённый характер, но во многих случаях с достаточной степенью точности совпадает с опытными данными.

Уравнение неразрывности.   Сделанное предположение о постоянстве параметров в попереч. сечении канала позволяет записать уравнение неразрывности для двух попер. сечений, при отсутствии массообмена с внешней средой в следующем виде 

(2.1)  при =const , отсюда     (2.2),  где с-скорость потока, F –площадь попер. сечения канала, - плотность.

Часто используется уравнение в виде логарифмического интеграла: 

При наличие массообмена логарифм. дифференциал равен:: dm –сумма всех массовых воздействий на поток (все подводы и отводы массы).

Уравнение количества движения.   Для одномерного установившегося энергоизолированного течения при отсутствии массовых сил принимает вид:       

  При наличие внешних воздействий и массообмена оно усложняется. для вывода воспользуемся элементом канала (рис. 2.1)

Прировняем секундные импульсы всех действующих сил приложенных к элементу изменению количества движения

- напряжение трения, действующее на элемент боковой поверхности канала dS, - сумма секундных импульсов сил внешнего воздействия, 

,- проекции скорости на направление основного потока и массовый расход подводимой или отводимой жидкости,

с, m –скорость и масса основного потока

  

Из уравнения следует, что при отсутствии внешних воздействий (сил трения и массообмена) оно трансформируется в уравнение: ,

интегралом которого является интеграл Бернулли:.

 

Уравнение энергии.    При одномерном течении идеаль-ной жидкости в изолированной труб-ке тока, при отсутствии теплообмена и подводимой или отводимой работы уравнение количества движения в форме:  и уравнение энергии:  будут тождественны.

Записывая последнее уравнение для сечения, в котором скорость равна нулю, определим константу в правой части уравнения: 

,,- параметры заторможен-ного потока (полные параметры).

При полном торможении потока вся кинетическая энергия  переходит в теплоту и  имеет, так же как и энтальпия вполне определённое значение.

, могут принимать различные значен, но их отношение постоянно.   Отсюда: ,  ,  

Эти зависимости показывают, что в установившемся энергоизолирован-ном потоке сумма кинетической и потенциальной энергии отнесённая к единице движущейся массы жидкости остаётся const вдоль трубки тока.

В случае внешних воздействий уравнение энергии для жидкого элемента может быть записано 

 

Уравнение отнесённое к единице движущейся массы жидкости: 

dQ –количество теплоты  подведённое к единице массы жидкости от внешних источников.

 dLT –механическая работа соверша-емая потоком против внешних сил.

h i –энтальпия вводимых потоков.

h -  энтальпия основного потока.

2. Компоновка главного здания ТЭС. (Лекции Чикшина стр.43-44)

.Вода –как основное сырьё в теплоэнергетике.

В настоящее время вода широко используется в различных областях промышленности в качестве теплоносителя, чему способствует широкое распространение воды в природе и ее особые термодинамические свойства, связанные со строением молекул. Полярность молекул воды, характеризуемая дипольным моментом, определяет большую энергию взаимного притяжения молекул воды (ориентационное взаимодействие) при температуре 10–°С и соответственно большую теплоту фазового перехода при парообразовании, высокие теплоемкость и теплопроводность. Значение диэлектрической постоянной воды, также зависящей от дипольного момента, определяет своеобразие свойств воды как растворителя.

Основным хранилищем воды на Земле являются океаны, в которых сосредоточено более 98 % всего количества воды. Океанская вода содержит до 35 г/дм3 растворенных солей, главным образом ионов натрия и хлора. На долю вод с солесодержанием менее 1 г/дм3 (пресных вод) приходится лишь 1,7 %, причем в речных водах находится около 0,001 % всех пресных вод, так как их основная масса сосредоточена в ледниках. Но и имеющаяся в распоряжении людей вода не может без очистки (обработки) являться теплоносителем в теплоэнергетических установках, поскольку современные ТЭС и АЭС в энергетическом цикле используют воду высокого качества с содержанием примесей в пределах 0,1–,0 мг/дм3.

Оборудование современных ТЭС и АЭС эксплуатируется при высоких тепловых нагрузках, что требует жесткого ограничения толщины отложений на поверхностях нагрева по условиям температурного режима их металла в течение рабочей кампании. Такие отложения образуются из примесей, поступающих в циклы электростанций, в том числе и с добавочной водой, поэтому обеспечение высокого качества водных теплоносителей ТЭС и АЭС является важнейшей задачей. Использование водного теплоносителя высокого качества упрощает также решение задач получения чистого пара, минимизации скоростей коррозии конструкционных материалов котлов, турбин и оборудования конденсатно-питательного тракта. Таким образом, качество обработки воды на ТЭС и АЭС тесным образом связано с надежностью и экономичностью эксплуатации современного высокоинтенсивного котлотурбинного оборудования, с безопасностью ядерных энергетических установок.

Для удовлетворения разнообразных требований к качеству воды, потребляемой при выработке электрической и тепловой энергии, возникает необходимость специальной физико-химической обработки природной воды. Эта вода является, по существу, исходным сырьем, которое после надлежащей обработки (очистки) используется для следующих целей: а) в качестве исходного вещества для получения пара в котлах, парогенераторах, ядерных реакторах кипящего типа, испарителях, паропреобразователях; б) для конденсации отработавшего в паротурбинах пара; в) для охлаждения различных аппаратов и агрегатов ТЭС и АЭС; г) в качестве теплоносителя в тепловых сетях и системах горячего водоснабжения.

Одновременно с очисткой природной воды для подготовки используемой на электростанциях чистой воды необходимо решать комплексно вопросы, связанные с утилизацией различными методами образующихся при этом сточных вод. Такое решение является мерой защиты от загрязнения природных источников питьевого и промышленного водоснабжения.

Исходная природная вода  используется в качестве исходного сырья на водоподготовительной установке, а также для других целей на ТЭС и АЭС.

Добавочная вода  направляется в контур для восполнения потерь пара и конденсата после обработки с применением физико-химических методов очистки.

Турбинный конденсат , содержащий незначительное количество растворенных и взвешенных примесей, –основная составляющая питательной воды.

Возвратный конденсат  от внешних потребителей пара исп-ся после очистки от внесенных загрязнений. Он является составной частью питательной воды.

Питательная вода , подаваемая в котлы, парогенераторы или реакторы для замещения испарившейся воды в этих агрегатах, представляет собой главным образом смесь , ,  и конденсата регенеративных подогревателей. Котловая вода, вода парогенератора и реактора –вода, находящаяся в элементах указанных агрегатов.

Продувочная вода  –вода, выводимая из котла, парогенератора или реактора вода на очистку или в дренаж для поддержания в испаряемой (котловой) воде заданной концентрации примесей. Состав и концентрация примесей в котловой и продувочной водах одинаковы.

Охлаждающая или циркуляционная вода  используется в конденсаторах паровых турбин для конденсации отработавшего пара.

Подпиточная вода  подается в тепловые сети для восполнения потерь.

При эксплуатации ТЭС и АЭС возникают следующие внутристанционные потери пара и конденсата: а) в котлах при непрерывной и периодической продувке, при открытии предохранительных клапанов, при обдувке водой или паром наружных поверхностей нагрева от золы и шлака, на распыливание жидкого топлива в форсунках, на привод вспомогательных механизмов; б) в турбогенераторах через лабиринтные уплотнения и паровоздушные эжекторы; в) в пробоотборных точках; г) в баках, насосах, трубопроводах при переливе, испарении горячей воды, просачивании через сальники, фланцы и т. п. Обычно внутристанционные потери пара и конденсата, восполняемые добавочной питательной водой, не превышают в различные периоды эксплуатации на ТЭС 1,2–,6 %, на АЭС 0,5–% их общей паропроизводительности.

На промышленных ТЭЦ, отпускающих пар на различные технологические нужды предприятий, существуют также внешние потери пара и конденсата, поэтому количество добавочной воды для таких ТЭЦ может достигать 10–% количества генерируемого пара.

Билет 7

1. Уравнение движения идеальной жидкости.

Уравнения движения идеальной жидкости можно получить из уравнений движения в напряжениях, положив в них все производные от  равными нулю и заменив нормальные напряжения давлениями, имея в виду, что . Таким образом, уравнения гидродинамики принимают вид:      (1), либо в векторной форме:  

Система (1) называется системой дифференциальных уравнений Эйлера для гидродинамики, она связывает давления и скорости в движущейся жидкости. Следует помнить, что выражения в правой части уравнений системы являются полными либо субстанциональными производными. Наличие конвективных членов ускорения приводит к тому, что система является нелинейной, содержащей четыре неизвестных: три проекции скорости и давление. Проекции единичных массовых сил обычно известны из постановки задачи.

Три уравнения (1) плюс уравнение неразрывности образуют замкнутую систему.

Уравнение количества движения.   Для одномерного установившегося энергоизолированного течения при отсутствии массовых сил принимает вид:   

  При наличие внешних воздействий и массообмена оно усложняется. для вывода воспользуемся элементом канала (рис. 2.1)

Прировняем секундные импульсы всех действующих сил приложенных к элементу изменению количества движения

- напряжение трения, действующее на элемент боковой поверхности канала dS, - сумма секундных импульсов сил внешнего воздействия, 

,- проекции скорости на направление основного потока и массовый расход подводимой или отводимой жидкости,

с, m –скорость и масса основного потока

  

Из уравнения следует, что при отсутствии внешних воздействий (сил трения и массообмена) оно трансформируется в уравнение: ,

интегралом которого является интеграл Бернулли:.

2. Технологическая схема пылеугольной ТЭС. (Лекции Чикшина стр.6-9)

1-вагоны; 2-разгрузочное устройство; 3-угольный склад станции; 4-конвееры; 5-дробильное отделение; 6-бункер сырого угля; 7-мельницы (уголь до пылевидного состояния); 8-сепаратор угольной пыли; 9-циклон; 10-бункер угольной пыли; 11-питательное устройство; 12-мельничный вентилятор; 13-топка котла;

-вентиляторор; 15-золоуловитель; 16-дымосос: 17-дымовая труба; 18-регенеративный ПВД; 19-регенеративный ПНД; 20-деаэраторы; 21-питательный насос; 22-паровая турбина; 23-конденсатор; 24-конденсатный насос; 25-циркуляционный насос; 26-подводящий водовод; 27-сбросной водовод; 28-цех ХВО; 29-сетевой бойлер; 30-прямая и обратная ветви теплосети; 31-возврат конденсата; 32-повышающие трансформаторы и открытые распределительные устройства; 33-багерные насосы.

3. Физико-химические основы процессов водоподготовки.

Разнообразие примесей, которые должны быть удалены из воды, а также методов, применяемых при ее обработке на котельных и ТЭС, усложняют поиск оптимальных решений при выборе схем и аппаратов в каждом конкретном случае.

Поэтому очевидна необходимость классификации методов очистки и удаляемых примесей. При этом в качестве классификационных признаков используют

•  физико-химическую сущность методов, применяемых при очистке без учета характера удаляемых примесей и изменения их состояния в процессе очистки;
•  характер сил, воздействующих на примеси, также без учета характера примесей и изменения их состояния;
•  характер подлежащих удалению примесей без учета изменения их состояния в процессе очистки;
•  изменение состояния примеси в процессе очистки.

Наиболее известны классификации Л.А. Кульского и М.И. Лапшина. В основе классификации Л.А. Кульского лежит различие характера удаляемых примесей. Загрязненные воды представляют собой гомогенные или гетерогенные системы, которые соответственно подразделяются на ионные, молекулярные, коллоидные растворы и взвеси. К каждой из четырех групп вод (систем) подобраны соответствующие наиболее эффективные методы очистки воды, области их применения, состав очистных сооружений и т.д. Однако в этой классификации не учитывается характер отдельных примесей.

В классификации М.И. Лапшина, наоборот, основным классификационным признаком является характер и состояние удаляемых при очистке примесей; при этом методы очистки подразделяются на следующие группы:

•  методы непосредственного выделения примесей, например отстаивание;
•  методы выделения примесей с изменением фазового состояния воды или примеси, например деаэрация;
•  методы превращения примесей, например образование труднорастворимых соединений (известкование);
•  биохимические методы.

Обе классификации имеют достоинства и недостатки, но дополняя друг друга, помогают выбору оптимального решения схем ВПУ на котельных и ТЭС с точки зрения как повышения эффективности очистки воды, так и возможности утилизации извлеченных из нее при очистке примесей для предотвращения загрязнений окружающей среды. При выборе метода очистки в настоящее время следует учитывать в первую очередь водоисточник, производительность, который обеспечивал бы надежность, экологичность и экономичность.

Многообразие примесей в природной воде служит причиной того, что очистка добавочной воды для подпитки котлов организуется в несколько стадий на ВПУ (рис. 3.1). (Стадии водоочистки)

На начальном этапе из воды выделяются  грубодисперсные и коллоидные вещества, а также снижается бикарбонатная щелочность этой воды. На дальнейших этапах производится очистка воды от истинно-растворимых примесей.

Начальный этап очистки воды.

ПРЕДОЧИСТКА –необходима для улучшения технико-экономических показателей последующих этапов очистки воды, а также потому, что при отсутствии предочистки применение многих методов на последующих ступенях очистки встречает значительные затруднения. Так, наличие в воде органических веществ приводит к изменению технологических свойств анионитов, способствует их старению, а следовательно, к резкому (в 4–раз) снижению срока службы. Присутствие в воде ионов железа в концентрации свыше 50 мкг/дм3 вызывает отравление мембран при очистке воды электролизом. Неудовлетворительная очистка воды от грубодисперсных и коллоидных примесей является одной из причин образования накипей на поверхностях нагрева и ухудшению качества пара. Поэтому в настоящее время предочистке воды в схемах подготовки добавочной и подпиточной воды придается важное значение.

Предочистка воды может быть осуществлена в основном методами осаждения, при применении которых примеси выделяются из воды в виде осадка.

Эти методы называются также реагентными, так как для выделения примесей в воду дозируются специальные реагенты. 

К процессам осаждения, применяемым в настоящее время при предочистке воды, относятся коагуляция, известкование и магнезиальное обескремнивание. Как правило, эти процессы совмещаются и проводятся одновременно в одном аппарате –осветлителе, что целесообразно как для улучшения суммарного технологического эффекта процесса очистки воды, так и для снижения капитальных и эксплуатационных затрат.

Первичное осветление воды производится в осветлителях, а окончательно очистка от осадка осуществляется при помощи процесса фильтрования, который также относится к предочистке воды, но является безреагентным методом.

На второй стадии вода подвергается очистке химическими (умягчение, обессоливание), термическими (получение дистиллята), мембранными методами. 

Билет 8

1.Уравнение движения вязкой жидкости.

Уравнения движения вязкой жидкости можно получить из уравнений движения в напряжениях (в проекциях на декартовы оси координат):

                                               (2.16)

, выполнив некоторые преобразования. Рассмотрим лишь одну проекцию этих уравнений:  

Как было показано при рассмотрении модели вязкой жидкости, нормальные напряжения 

Для упрощения задачи будем считать жидкость несжимаемой (), тогда   (8.6)

Касательное напряжение         (8.7)

Аналогично    (8.8)

Суммируя (8.6), (8.7) и (8.8) и группируя члены, получаем:   

Третий член можно записать в виде:

но жидкость несжимаема, и . Таким образом получаем:  (8.9)

Выражение в скобках - оператор Лапласа - , а . Окончательно получаем: 

Аналогично можно расписать и две другие проекции. Полученная система уравнений движения вязкой жидкости и носит название системы уравнений Навье-Стокса. В векторной форме можно записать  (8.11)

Как следует из (8.11), это ур-ие отличается от ур-ия движения идеальной ж-ти дополнит-ым членом (), учитывающим действие сил вязкого трения.

Целью гидродин-ого расчета является нахождение полей ск-ей и давлений, т.е. в результате расчета должны быть найдены четыре величины: , ,  и p. Принципиально это оказывается возможным, так как три уравнения Навье-Стокса (в проекциях) плюс уравнение неразрывности образуют замкнутую систему. Плотность и вязкость, входящие в них, считаются известными, а проекции массовых сил (X, Y, Z) задаются условиями конкретной задачи.

С чисто математических позиций уравнения Навье-Стокса относится к классу нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных второго порядка. Одно из наиболее неприятных из их свойств  нелинейность, обусловленная наличием конвективных членов ускорения. До настоящего времени вследствие практически непреодолимых математических трудностей не получено ни одного общего решения уравнений Навье-Стокса в их полном виде, т.е. при сохранении всех конвективных членов и всех членов, учитывающих вязкость. Известны лишь отдельные частные решения.

Одним из основных граничных условий при интегрировании является условие «прилипания», т.е. равенство нулю скорости жидкости на стенке.

2. Технологическая схема газомазутной ТЭС.(+Лекции Чикшина стр.10-13 надо дописать)

I –приёмно-сливочное устройство. II –мазуто-насосная. III –газомазутная точка.

–эстакада по сливным желобкам. 2, 8 –фильтры грубой и тонкой очистки. 3 – приёмная ёмкость. 4 –перекачивающий насос. 5 –расходная ёмкость (90єС). 6,9 –насосы первого и второго подьёма. 7 –подогреватель мазута. 10 –запорная задвижка. 11 –отсечной клапан для срочного отключения топлива. 12 –регулятор давления для изменения расхода топлива. 13 –расходомер. 14 –форсунки. 15 –линия возврата мазута.

1 –железнодорожная эстакада; 2 –емкость промежуточная;

–мазутонасосная; 4 –резервуары; 6 –резервуар воды для пожаротушения;7 –нефтеуловитель; 8 –станция очистки сточных вод; 9 –цистерна с мазутом;10 –промежуточные мазутные баки; 11 –бытовые помещения;12 –кип; 13 –щитовая.

3.Ступень турбины и её основные параметры. Под турбинной ступенью понимается совокупность неподвижного ряда сопловых лопаток, в каналах которых ускоряется поток пара или газа, и подвижного ряда рабочих лопаток, в которых энергия движущегося пара или газа преобразуется в механическую работу на вращающемся роторе по преодолению сил сопротивления приводимой машины. В каналах сопловых лопаток рабочее тело (в дальнейшем под этим термином будем понимать пар или газ паровой или газовой турбины) расширяется от давления перед сопловыми лопатками p0 до давления в зазоре между сопловыми и рабочими лопатками p1.

Направление потока под углом задается соответствующей формой и установкой сопловых лопаток.

Рис. 2.8. Проточная часть осевой ступени и развертка цилиндрического сечения по среднему диаметру ступени:   О,О- размеры горла сопловой и рабочей решеток.

Рабочие лопатки перемещаются перед соплами с окружной скоростью u. Значение этой скорости зависит от диаметра d, на котором расположены рабочие лопатки, и от частоты вращения ротора. На входе в рабочие лопатки рабочее тело в относительном движении перемещается с относительной скоростью . Вектор относительной скорости , как известно, определяется геометрическим вычитанием из абсолютной скорости  переносной скорости . При течении в каналах рабочих лопаток происходит дальнейшее расширение рабочего тела от давления p до давления р2 за рабочими лопатками, а также поворот потока. За счет поворота потока и расширения рабочего тела на рабочих лопатках создается усилие и, следовательно, крутящий момент на роторе, который и производит работу. За счет поворота потока в каналах рабочих лопаток создается активная часть усилия, а за счет ускорения потока в каналах рабочих лопаток —реактивная часть усилия, действующего на рабочие лопатки. Значение определяется формой профиля рабочей лопатки и ее установкой на роторе; при этом направлением выходной кромки рабочей лопатки определяется направление относительной скорости потока на выходе из рабочих лопаток. 

Соотношения между скоростями и углами потока в турбинной ступени в большой степени зависят от степени реактивности ступени р. Под степенью реактивности ступени понимается отношение располагаемого теплоперепада рабочих лопаток к сумме располагаемых теплоперепадов сопловых и рабочих лопаток, приближенно равной располагаемому теплоперепаду ступени от параметров торможения: 

   Чем выше степень реактивности р, тем больше ускоряется поток в рабочих лопатках и, следовательно, относительная скорость на выходе, увеличивается по сравнению со скоростью. Ступень со степенью реактивности, равной нулю, называется активной. В активной ступени в рабочих лопатках не происходит расширения рабочего тела() Турбинные ступени со степенью реактивности до 0,25 относят также к активному типу. Турбинные ступени, в которых степень реактивности равна 0,4—,6 и более, называют реактивными. В многоступенчатых реактивных турбинах обычно применяют реактивные ступени со степенью реактивности р = 0,5. В рабочих лопатках ступени с р < 0 возникает диффузорное течение, т.е. в каналах рабочих лопаток давление увеличивается к выходу:  При этом диффузорное течение сопр-ся повышенными потерями энергии в каналах рабочих лопаток. 

Билет 9

2.Технологическая схема АЭС.(+Лекции Чикшина стр.4-5)

АЭС –это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Самоподдерживающаяся и регулируемая цепная реакция деления ядер урана обеспечивается в ядерном реакторе. Ядерное топливо используют обычно в твердом виде. Его заключают  в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называют твэлами, их устанавливают в рабочих каналах активной зоны ректора. Тепловая энергия, выделяющиеся  при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую тщательно очищают.

Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

При деление ядер урана или плутония образуются быстрые нейтроны, энергия которых велика. В природном или слабообогащенном уране, где содержание 235U невелико, цепная реакция на быстрых нейтронах не развивается. Поэтому быстрые нейтроны замедляются до тепловых (медленных) нейтронов. В качестве замедлителей могут использоваться вещества, которые содержат элементы с малой атомной массой, обладающие низкой поглощающей способностью по отношению к нейтронам. Основными замедлителями являются.

РБМК (реактор большой мощности, канальный) –реактор на тепловых нейтронах, водографитовый;

ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) –реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;

БН –реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Схемы АЭС.  Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя (вода, тяжелая вода, графит), а также от ряда других факторов. 

Схема может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной. 

Двухконтурная схема АЭС для электростанции с реактором типа ВВЭР (рис.1): 

(1 –реактор; 2 –парогенератор; 3 –турбина; 4 –трансформатор; 5 –генератор; 6 –конденсатор турбины; 7 –конденсатный (питательный) насос; 8 –главный циркулярный насос.)

Атомные электростанции так же, как и КЕС, строятся по блочному принципу, как в тепломеханической, так и в электрической части.

Атомные электростанции выгодно оснащать энергоблоками большой мощностью. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЕС, а в ряде случаев и превосходят их. Энергоблок формируется следующим образом: реактор сочетается с двумя турбоагрегатами  или с турбоагрегатом одинаковой мощности. 

Схема АЭС  с реактором типа БН трехконтурная (рис.2), в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура являются вода и водяной пар.

Технологическая Схема –(1 –реактор; 2 –теплообменник первого контура; 3 –теплообменник (барабан) второго контура; 4 –паровая турбина; 5 –повышающий трансформатор; 6 –генератор; 7 –конденсатор; 8,9,10 –насосы)

3.Водоподготовка для подпитки тепловых сетей.(+Лекции Гужулева стр.17)

Для обеспечения надежной, долговечной и безаварийной работы системы ТС необходима качественная подготовка сетевой и подпиточной воды, особенно важное значение имеет ВП в открытых системах ТС, где расход подпиточной воды велик, поскольку он восполняет кроме утечек воды из сети, также расход воды на горячее водоснабжение. Подпиточная вода не должна вызывать накипеобразование  и шлаковыделение в подогревателях, трубах и местных системах, а также коррозию. Качество воды должно удовлетворять требованиям ПТЭ.

Опасность зашламления зависит, в первую очередь, от карбонатной (временной) жесткости воды.

При мягкой воде: ЖК ≥ 2 мг-экв/дм3

Накипь и шлам в системе горячего водоснабжения как правило не выпадают. Поэтому при такой воде нет необходимости в установке защиты горячего водоснабжения от накипи и зашлаковывания.

При воде средней жесткости:

2 мг-экв/дм3 ≤ ЖК ≤ 4 мг-экв/дм3.

В подогревателе и на внутренней поверхности трубопровода в процессе эксплуатации образуется тонкая плёнка накипи, вызывающая незначительные увеличения термического сопротивления подогревательной установки и гидравлическое сопротивление трубопроводов горячего водоснабжения. Как показывает опыт, такая плёнка, при отсутствии или малом содержании в воде агрессивной углекислоты, а также хлоридов и сульфатов, удовлетворительно защищает от коррозии трубопроводов горяч. водоснабжения, выполненных из чёрной стали.

При  воде повышенной жесткости: ЖК = 4-7 мг-экв/дм3 возникает опасность зашламления системы, поэтому необходимо предусматривать различные установки против зашламления, накипеобразования и коррозии.

Хар-ки коррозионной активности горяч. водопроводной воды:

1) индексом равновесного насыщения воды карбонатом кальция (J);

) концентрации растворов в воде кислорода, мг/л;

) суммой концентраций растворённых в воде хлоридов и сульфатов: J = pH –pHs [мг/дм3]

pH –показательль концентрации ионов водорода (по анализу воды)

pHs –значение pH воды в состоянии равновесного насыщения  СаСО3

Если pH < pHs (содержание СО2 в воде превышает равновесную) –вода нестабильная. Такая вода явл-ся кор-розионноагрессивной. Она препятст-вует образованию на поверхности трубопроводов, в процессе эксплуатации, защитной карбонатной плёнки. При отсутствии защитной плёнки вода имеет непосредственный контакт с Ме  трубопровода. При наличие в воде кислорода происходит коррозия стальных труб. СО2 способствует интенсификации кислородной коррозии.

Если pH>pHs (содержание СО2 в воде меньше равновесной концентрации) - вода явл. коррозионно неагрессивной.

При нагревании такой воды происходит распад бикарбонатных солей (Са(СО3)2, Mg(HCO3)2), обеспечивающих временную жесткость воды, и на пов-ти образуется защитная плёнка.

Вывод: отрицательное значение индекса насыщения (J<0) свидетельствует о  коррозионной агрессивности воды, а J >0 –о неарессивности.

Следует иметь ввиду, что J хар-ся  не все агрессивные качества воды, а лишь те, которые зависят от наличия в ней углекислоты (СО2). Встречающийся диапазон концентрации хлоридов (Cl) и сульфитов (SO3) в водопроводной воде очень широк. Хлориды и сульфаты препятствуют образованию на пов-ти трубопроводов защитных карбонатных плёнок и этим способствуют интенсификации кислородной коррозии.

Билет 10

2.Показатели тепловой экономичности ТЭС. (+Лекции Чикшина стр.25-27)

- турбина с противодавлением (давление на выходе больше атмосферного). Эта схема наиболее выгодна с термодинамической точки зрения.

qТП –обеспечение теплопотребителей тепловой нагрузкой.

ηТЭЦ  увеличивается с уменьшением электрической мощности.           

По принятой методике считается, что на выработку тепловой энергии идет расход топлива, как в случае, если бы тепловая энергия отпускалась непосредственно из парогенератора.

 

3.Очистка воды от растворённых газов и стабилизация воды.

Удаление из воды растворенных газов –важная часть комплексного технологического процесса обработки воды, реализуемого на ТЭС и АЭС. Необходимость этого процесса вызвана стремлением уменьшить интенсивность коррозии внутренних поверхностей теплосилового оборудования под действием растворенных в теплоносителе агрессивных газов. Кроме того, наличие в воде растворенной углекислоты отрицательно сказывается на эффективности работы анионитных фильтров, установленных в схеме очистки добавочной воды.

Один из основных потоков, подвергаемых дегазации –питательная вода котлов. Однако растворенные газы удаляют и из потоков, не являющихся непосредственно рабочим телом. Такими потоками являются химически очищенная вода, подпиточная вода тепловых сетей, конденсат пара, возвращаемый в тепловой цикл станции от внешних потребителей, охлаждающая вода конденсаторов турбин.

Кислород О2 и диоксид углерода СО2 присутствуют в воде в результате растворения при контакте воды с атмосферным воздухом. Углекислота появляется в воде также в процессе химического обессоливания после стадии Н-катиониро-вания, а при умягчении воды методами Na- и Н- Na-катионирования вода дополнительно насыщается связанным диоксидом углерода. Азот –инертный газ, его наличие в воде обусловлено контактом воды с атмосферным воздухом, появление водорода Н2 в воде –коррозией внутренних поверхностей теплосилового оборудования. Аммиак NН3 попадает в воду главным образом в результате аминирования питательной воды и, кроме того, присутствует в химически очищенной воде, если в схеме подготовки воды установлены NН4-катионитные фильтры. Такие газы, как сернистый ангидрид SO2 и сероводород H2S, могут присутствовать в теплоносителе при использовании на станции котлов среднего давления и обработке питательной воды сульфитом натрия.

Наиболее эффективный способ удаления растворенных газов из воды –десорбция.

Удаление свободной углекислоты

Удаление углекислоты производят в аппаратах, называемых декарбонизаторами, а сам процесс носит название декарбонизации. Декарбонизацию проводят в аппаратах как пленочного, так и барботажного типа. (подробнее в лекции Гужулева стр.19)

Удаление кислорода физико-химическими методами

Десорбционный метод удаления кислорода реализуется в термических деаэраторах, в которых происходит нагрев воды паром до температуры ее кипения при одновременном равномерном разбрызгивании жидкости и удалении из нее растворенных газов. В соответствии с законами Генри и Дальтона условиями хорошей работы деаэраторов являются нагревание воды до температуры кипения при давлении, поддерживаемом в аппарате, что обеспечивает практически равенство давления водяных паров общему давлению в газовой фазе, тонкое распыливание и равномерное распределение воды по сечению деаэратора, хорошее удаление паро-воздушной смеси из аппарата (количество выпара должно поддерживаться в пределах 3–% расхода греющего пара, что составляет 1–кг пара), достаточное время для выделения газов, определяемое правильным выбором размеров деаэраторной головки, равномерную нагрузку аппарата.

Билет 11

1.Течение жидкости в трубах.

Ламинарный режим течения в трубах. Установившееся течение в круглой трубе, происходящее под действием постоянного перепада давлений.

Как отмечалось выше, зак-ти ламинарного течения в трубах можно получить путем прямого интегрирования уравнений Навье-Стокса. 

Рассматриваем установившееся ламинарное течение в горизонтальной трубе, происходящее под действием постоянного перепада давления (течение Пуазейля). Радиус трубопровода - R.

Двумя сечениями, отстоящими на расстоянии l друг от друга, выделим отсек трубопровода, и в нем цилиндр радиуса r. Составим уравнение движения. Так как течение установившееся, то сумма проекций на ось всех сил, действующих на цилиндр, д.б. равна нулю, т.е. активные силы, приводящие частицы жидкости в движение, должны быть равны силам сопротивления.

Активные силы: .

Силы сопротивления: .

Таким образом,  и   (11.1), отсюда следует, что касательные напряжения изменяются вдоль радиуса по линейному закону. С другой стороны, по Ньютону касательные напряжения   (11.2).  Знак «минус» потому, что направления отсчета y и r противоположны.

Приравнивая (11.1) и (11.2), получаем   (11.4), интегрируя:   (11.5)

Произвольную постоянную интегрирования находим из граничных условий: при    (условие прилипания), и  

Следовательно,  (11.6), или   (11.7)

Максимальная скорость движения частиц будет на оси трубы, т.е. при , а ее величина    (11.8)

Подставляя (11.8) в (11.7) получим (11.9),  или    (11.10)

Из чего следует, что в поперечном сечении трубы скорости распр-ны по параболическому закону, т.е. эпюра скорости предст-ет собой параболоид вращения.

Из чего следует, что отношение скорости в любой точке к скорости на оси не зависит от расхода, рода жидкости и материала стенок трубы: при всех значениях  оно одинаково.

Определим расход, протекающий через трубопровод. При введении понятия о средней скорости было показано, что   (11.11)

где  - уравнение эпюры скорости.

Из (11.8), получаем выражение для опр-ия потерь давления при ламинарном режиме течения в круглой трубе  (формула Хагена-Пуазейля)  (11.14)

Для потерь напора с учетом того, что , формула принимает вид (11.16). Следовательно, потери давления  при ламинарном течении в круглых трубах линейно зависят от средней скорости.

Турбулентный режим течения в трубах.

По Прандтлю, поток в трубах при турбулентном течении условно разбивается на две области: турбулентное ядро, в котором определяющими являются напряжения Рейнольдса, и тонкий вязкий подслой (ламинарный подслой) вблизи стенки.

При турбулентном течении в трубопроводе большая равномерность, по сравнению с ламинарным течением вследствие перемешивания частиц, за счет турбулентных пульсаций происходит обмен количеством движения и, как следствие, более равномерное распределение скоростей в поперечном сечении.

Для области в пределах вязкого подслоя можно записать:   (12.7), где  - касательное напряжение на стенке.

Проинтегрировав (12.7) получаем:    при ,  и .  Т.о.,          (12.8)

Имея в виду, что , после подстановки получаем            (12.9)

Из чего следует, что в пределах подслоя скорость изменяется по линейному закону. Динамическая скорость (скоростью трения):    (12.10)

Динамическая скорость является мерой интенсивности турбулентного пульсационного движения, т.е. мерой интенсивности переноса количества движения.

Подставляя (12.10) в (12.9), получаем   (12.12)

Оценим толщину вязкого подслоя. На его границе , и (12.12) можно придать вид    (12.13),  где    (12.14)

Очевидно, что этим соотношением можно воспользоваться лишь в случае, если известна динамическая скорость. Для ее нахождения необходимо увязать ее с параметрами осредненного потока, что является решаемой задачей.

Закон распределения осредненных скоростей в ядре потока. В этой области определяющую роль играют турбулентные касательные напряжения. 

Допустив, что вертикальная и горизонтальная компоненты пульсационной скорости ( и ) являются величинами одного порядка, Прандтль получил формулу для определения турбулентного напряжения в виде       (12.6), где  - длина пути перемешивания.

Классификация стенок труб: если толщина пристенного слоя больше выступов шероховатости, трубы называют гидравлически гладкими, в противном случае - шероховатыми.

Потери давления (напора) при турбулентном течении в трубах  (12.26)

—динамическое давление потока, обусловленное средней скоростью, либо кинетическая энергия потока, заключенная в единице объема.

—гидравлический коэффициент трения, тогда        (12.27)

2.Регулирование паровых турбин.

Система регулирования поддерживает в заданных пределах два регулируемых параметра —частоту вращения и давление в одном из двух отопительных отборов. Поэтому она имеет два регулятора —частоты вращения и давления, управляющих двумя главными сервомоторами систем парораспределения ЧВД и ЧНД

Первая задача системы регулирования частоты вращения ротора турбины —поддержание этого параметра на заданном уровне; вторая —обеспечение такого сброса полной нагрузки, чтобы повышение частоты вращения было ограниченным, не приводящим к гибели турбины, а при испытании —к срабатыванию автомата безопасности.

Выполнение первой задачи требует, прежде всего, измерения частоты вращения ротора и передачи соответствующего импульса органу, который мог бы изменить мощность турбины.

Мощность турбины определяется соотношением:

Повышение угловой скорости ротора сопровождается уменьшением момента движущих сил. При этом КПД турбины снижается и ее мощность уменьшается. По расчетам для турбин с активным облопачиванием предельно достижимая угловая скорость будет примерно равна удвоенному значению номинальной, т. е. . Если рассчитать прочность турбины на такое увеличение угловой скорости, то безопасность турбины будет сохранена и при сбросе полной нагрузки турбины. Если учесть, что центробежная сила пропорциональна квадрату угловой скорости, то при сила, действующая на лопатку, вырастет в 4 раза. Конечно, рассчитывать прочность турбины на столь высокие напряжения. Во вращающихся, частях турбины не имеет смысла. Поэтому принято, что прочность турбины рассчитывается на повышение угловой скорости до . Чтобы не допустить увеличения угловой скорости даже до такого уровня, необходимо быстро прекратить доступ пара в турбину.

Для решения первой задачи —поддержания частоты вращения на заданном уровне —требуется точность работы системы регулирования, т. е. обеспечение малых допустимых отклонений угловой скорости в установившемся режиме.

Регулятор частоты вращения паровой турбины должен измерять угловую скорость ротора и соответственно воздействовать на регулирующий орган, изменяющий пропуск пара в турбину. В качестве таких органов на большинстве турбин применяются регулирующие клапаны, изменением открытия которых и изменяется пропуск пара в турбину. Если на турбинах очень малой мощности регулятор скорости может сам перемещать эти клапаны, то с ростом начальных параметров пара и мощности турбин вводятся усилители, перемещающие клапаны по команде от регулятора частоты вращения.

3.Основные требования к качеству питательной воды для котлоагрегатов.

Концентрация грубодисперсных веществ в воде может быть достаточно точно определена фильтрованием воды через бумажный фильтр с последующим его высушиванием при температуре 378–К до постоянной массы. 

Прозрачность воды определяют при повышенных концентрациях ГДП в воде при помощи стеклянной трубки, залитой водой, на дне которой расположен шрифт или крест с шириной линии 1 мм. Высота столба воды, при которой определяется хорошая видимость шрифта или креста, является количественной оценкой прозрачности воды. При малых концентрациях ГДП (< 3мг/дм3) используется нефелометрический метод, основанный на сравнении мутности анализируемой воды с соответствующим эталоном. 

Сухой остаток позволяет косвенно судить о солесодержании воды, т.е. о сумме всех анионов и катионов в воде, за исключением ионов Н+ и ОН-.

Концентрации отдельных ионов в воде, (мг/дм3 или кмоль/дм3), определяемых методами химического анализа. Суммарная концентрация всех катионов и анионов в воде составляет солесодержание воды.

Жесткость воды является одним из важнейших показателей, определяющих пути использования воды в теплоэнергетике. Общей жесткостью воды ЖО называется суммарная концентрация ионов кальция и магния выражаемая в ммоль/дм3, а при малых значениях –в мкмоль/дм3. 

Общей щелочностью воды ЩО (ммоль/дм3) называется суммарная концентрация всех анионов слабых кислот и ионов гидроксида за вычетом концентрации ионов водорода:

Удельная электропроводность воды (См/см) характеризуется электрической проводимостью слоя воды, находящегося между двумя противоположными гранями куба с ребром, равным 10-2 м. Она косвенно связана с суммарной концентрацией примеси в истинно-растворенном состоянии (солесодержанием). 

Концентрация растворенных газов в воде зависит от множества факторов: природы газа, температуры воды, степени минерализации воды, парциального давления газа над водой, рН воды и т.п. 

Показатель концентрации водородных ионов (рН) воды характеризует реакцию воды (кислая, щелочная, нейтральная) и учитывается при всех видах обработки воды.

Окисляемость воды –это показатель, имеющий условное значение и представляющий собой расход какого-либо сильного окислителя, необходимого для окисления в определенных условиях органических примесей, которые содержатся в 1 л воды. 

Билет 12

1.Топливо. Низшая и высшая теплота сгорания. Условное топливо. Топливо –это горючие в-ва экономически целесообразно используемые для получения тепловой энергии в промышленных масштабах (основной характеристикой топлива является теплота сгорания). Теплота сгорания –количество тепла, выделяющееся при полном сгорании 1кг или 1 мі топлива.

Основные источники энергии:

. Природные и искусственные топлива в твердом, жидком и газообр. сост. 

Природное топливо: твёрдое –торф, бурые и камен-ные угли, антрациты, горючие сланцы, дрова; жидкое –нефть; газообразное –природный газ.

Искусственное топливо: твёрдое –древесный уголь, кокс, угольные брикеты. жидкое –нефтепродукты, каменноугольная смазка, спирты. газообразное –коксовый, домен-ный, генераторный газы.

. Теплота отходящих газов технологических установок. 3. Теплота экзотермических реакций.  4. Нетрадиц. и возобновл. источники. 5. Ядерные реакции.

В КУ в кач-ве тв. топлива исп-ся различные угли, для которых основной хар-кой явл-ся удельная теплота сгорания влажной беззольной массы (QВ, МДж/кг) и выход летучих веществ (Vл).

Теплота сгорания топлива –количество теплоты,  которое выделяется при полном сгорании 1 кг топлива.

Высшая теплота сгорания топлива   формул Менделеева.

низшая теплота сгорания  ,  где r –скрытая теплота парообр-ия  =  2500,  , а 

При изменении влажности:  

При изменении зольности:  

Для тв. топлива Различают высшую (QВР) и низшую (QНР) теплотворную способность: (QВР) –полная теплота сгорания топлива с учетом теплоты конденсации водяных паров, которые образуются при сгорании водорода (т.е. когда забирается вся теплота, даже уходящих газов) QВР = QНР –•(9НР + WР), [ккал/кг] возникает коррозия, т.к. пар конденсируется и превращается в жидкость (необходимо использовать легированную сталь, а это очень дорого). В обычных пром установках т-ра ух.газов выше т-ры конденсации водяных паров, теплота конденсации которых не учитывается (водяные пары, содержащиеся в дымовых газах, уходят в атмосферу) и расчет ведется на: (QНР) –это когда теплота конденсации и охлаждения не учитывается (т.е. когда не забирают теплоту уходящих газов):  QНР = QВР –,1•(9НР + WР), где Н –содержание водорода,W –содержание влаги.  Условное топливо –понятие, которое применяется для оценки эффективности любого топлива, для сопоставления различных видов топлива и суммарного учёта его запасов: QН усл.топл.= 29,31 МДж/кг=7000ккал/кг

Bусл. = B* QНР/Qусл.

2.Эксплуатация масляного хозяйства и маслосистем.(+Лекции Чикшина стр.45-46)

Обслуживание систем маслоснабжения, регулирования и защиты турбины

Во время работы турбоагрегата следует постоянно контролировать давление и температуру масла в определенных точках маслосистемы. Особенно тщательно следят за температурой масла после подшипников. При обходе турбоагрегата обращают внимание на состояние насосов; проверяют температуру подшипников, устраняют протечки масла через уплотнения, следят за уровнем вибрации, не допускают перегрузки электродвигателя. Не допускается подтекание масла, а также его работа в местах соединений маслопровода при появлении на отдельных участках трещин из-за повышенной вибрации, которые при быстром развитии могут привести к разрушению.

Надежная работа маслосистемы обеспечивается включением в схему резервных масляных электро- или турбонасосов, которые при недопустимом снижении давления масла автоматически включаются в работу. Устройство автоматического включения и сами насосы должны опробоваться не реже 2 раз в месяц (без останова турбины). 

Надежность работы маслосистемы зависит также от качества и чистоты масла. В турбинном цехе качество масла контролируют 1 раз в сутки (в дневную смену). Очищают и восстанавливают загрязненные масла в центральных масляных хозяйствах и на мощных тепловых электрических станциях.

Чистота масла обеспечивается фильтрами, установленными в масляном баке турбины. Загрязнение фильтров снижает давление в системе смазки из-за уменьшения производительности насоса. В результате к подшипникам поступает меньше масла, которое отводит меньше теплоты, что увеличивает нагрев подшипников.

Очищают фильтры по графику. Их конструкция в современных турбоустановках такова, что их очищают, не останавливая турбину. 

Обычно на маслопроводах и трубопроводах охлаждающей воды возле маслоохладителей устанавливают запорную арматуру, позволяющую отключить любой маслоохладитель от маслосистемы, что бывает необходимо, например, при обнаружении утечки масла через маслоохладитель. Ошибочное отключение маслоохладителей приводит к подплавлению подшипников турбины.

3.Методы поддержания водно-химических режимов теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей. 

Водно-химического режим д. обеспечивать нормативные показатели качества добавочной и сетевой воды, поддержание к. д. предотвратить накипе- и шламообразование, а также коррозионные повреждения в оборудовании и по всему тракту сетей. Нормы на качество добавочной и сетевой воды установлены на основании исследований химических процессов, происходящих при нагревании воды, а также результатов многолетней эксплуатации теплофикационных систем разного типа. Нормативные показатели воды тепловых сетей даны в ПТЭ и должны соблюдаться при эксплуатации любых тепловых сетей России. Нормы на качество подпиточной и сетевой воды прежде всего должны обеспечить безнакипную работу наиболее требовательных к воде агрегатов –водогрейных котлов. Для предотвращения карбонатного накипеобразования ограничивают концентрацию ионов кальция и бикарбонатов. 

Для снижения агрессивности добавочной воды и улучш-ия кач-ва сетевой воды по цветности и содержанию железа необходимо проводить ряд мероприятий.

1.Следует осуществлять подвод воды в нижнюю часть баков-аккумуляторов на высоте около 1 м над днищем 

2.Для предотвращения заражения атмосферным кислородом воды в баках-аккумуляторах целесообразно выполнять паровую герметизацию 

3.Нормы кач-ва подпит-ой воды по кислороду и свободной углекислоте надежно м.б. обеспечены с помощью двухст-ых вакуумных деаэраторов (с барботажем пара).

4.В ряде случаев как временная мера для коррекции водного режима тепловых сетей может быть применено подщелачивание подпиточной воды. При повышении рН сетевой воды снижается содержание железа и связывается свободная углекислота, остающаяся в воде из-за неполного ее удаления в деаэраторах или поступающая с воздухом из аккумуляторных баков.

5.Для предотвр-ия периодич-ого появл. продуктов коррозии в сетевой воде реком-ся проводить ежегодные водовоздушные промывки местных систем отопл-ия.

. Обеспечение надежного водного режима тепловых сетей зависит от организации химического контроля за качеством подпиточной и сетевой воды. 

Билет 13

1.Методика определения расхода окислителя и выхода продуктов сгорания. Коэффициент избытка воздуха.

Состав топлива задаётся по его рабочей массе: CP + HP + OP + NP + SP + AP + WP =100% Для определения объёмного количества окислителя (кислорода или колич. воздуха) пользуются хим. ур-ми реакций (по молек-ой массе): CO2 = C + O2 = 12 + 32 = 44 (кг)

, r = 1,428 –плотн-ть кислорода. Аналогично опр-ся расход кислорода при сжигании остальных горючих компонентов. 

Для газообразного топлива состав задаётся в объёмных долях: CO+H2+H2S+SCmHn+CO2+N2+O2=100% 

CO + 0,5O2 = CO2. VО2 = 0,5 м3/м3. 

Твёрдое и жидкое топливо: VОО2 = 1,866•СР/100 + 5,56•НР/100 + 0,7•SР/100 –ОР/(100•,428)    м3/кг. 

Газ: VОО2 = 0,01 [0,5•СО + 0,5•Н2 +1,5•H2S + S(m+n/4)•CmHn –O2]. 

Твёрдое и жидкое топливо:  VOB = 0,0889•(СР + 0,375•SР) + 0,265•НР –,033•ОР, м3/кг. VOB –теоретич. расход воздуха. 

Газ: VOB = 0,0476•[0,5•CO + 0,5•H2+1,5•H2S +S(m+n/4)•CmHn –O2], м3/м3. 

Коэф-т избытка воздуха (отн-е действит кол-ва воздуха, подаваемого в топку, к теоретич): aТ = VB/ VOB= 1,0141,5 Т.к. идеального смешения воздуха и топлива обеспечить невозможно, то VB > VOB. Чем лучше смешивается воздух и топливо, тем меньше aТ. Обмуровка котла имеет неплотности,  т.к. засчёт работы дымососа газоходы находятся под разрежением,  поэтому холодный воздух присасывается к газам,  увеличивая при этом коэф. избытка воздуха и объём уходящих газов.      aУГ = aТ + SΔa. Vух  =  Vт  +  ΔVв

Присосы влияют отрицательно:

1) Δαт↑ → υср. фак↓ → qт↓ → D↓ → B↑, 

) Δαт↑ → υг↓ → Δt↓  =  υг –tп.c. → Qотд↓→υух↑ → КПД↓, 

) Δα↑ → υух↑ → υдым↑.

4) Присосы воздуха Δa уменьшают темп. горячих газов и ухудшают процесс теплопередачи. 

Меры борьбы с присосом

1) уплотнение обмуровки.

) B и Д настраивают так,  чтобы Sт’’  =  min (2ч3) кг/м2

) Работа котла под наддувом (без дымососа,  работает только мощный вентилятор).

В топке не удаётся обеспечить идеального перемешивания горючего с окислителем. При подаче Vє (т.е. объёма воздуха фактически необходимого для сжигания данной массы топлива) происходит недожог. Для полноты сгорания воздух подают с избытком Vв.:   α  =  коэф. избытка воздуха  =  

αтопочной камеры зависит от:

) способа сжигания (факельное сжигание твёрдого топлива αт״  = 1,2ч1,25,    слоевое сжигание αт״  =  1,4ч1,7).

) вида и марки топлива (природный газ и мазут αт״  =  1,05ч1,1).

) конструкции горелочного устройства.

Состав и количество продуктов сгорания топлива: в общем случае газообразные продукты сгорания и предст собой сумму объемов отдельных газов на единицу кол-ва топлива:VГ=VСО2+VSO2+VH2O+VСО+VH2+SVCmHn+VN2+VO2, м3/кг В эту формулу входят продукты полного сгорания, продукты неполного сгорания и избыточный воздух.

В топках при неблагоприятных условиях сгорания в первую очередь образуется окись углерода:

СО = 0,541%

VГ =Vсухой газ + VH2O 

Vсухой газ = VRO2 + VСО +VN2 + VO2

VRO2 = VСО2 + VSO2

При небольшой концентрации СО она входит в объём RO2 или не учитывается.

Твёрдое и жидкое топливо:

VRO2 = 0,01866•(СР + 0,375•SР).

VON2 = 3,76•VOO2 + 0,008•NP или

VON2 = 0,79•VOВ + 0,008•NP(азот из воздуха и азот из  топлива)

Теор объем вод паров: VОН2О = 0,111•НР + 0,0124•WР+0,0124•dВ•VOВ + 1,24•GФ

,111•НР –вод.пары, образ-ся при сгорании водорода.

,0124•WР –пары, внесённые топливом.

,0124•dВ•VOВ –пары из воздуха. dВ –влагосодержание воздуха. 

При распылении жидкого топлива:

GФ = 0,340,4 кг/(кг•т).

Для газообразного топлива:

VRO2 = 0,01•(СО2+СО+ H2S+Sm•CmHn)

VON2 = 0,79•VOВ + 0,01•N2 .

VОН2О=0,01•[Н2+Н2S+S(n/2)•CmHn+ 0,124•dГ+0,124•dВ•VOВ] .

dГ –влагосодержание газа.

aТ >1.

Vсухой газ = VRO2 + VON2 + (a - 1) •VOВ

VН2О = VОН2О + 0,0161•(a - 1) •VOВ

VГ =Vсухой газ + VH2O –кол-во газов уле-тающих в трубу.

МАХ количество RO2 при a = 1

RO2 MAX = 21/(1+β) β –топливная хар-ка (приводится при анализе топлива).

a = RO2 MAX/ RO2

 GФ –форсуночный или дутьевой пар.

.Правила технической эксплуатации ТЭС.

Нормальная эксплуатация электростанций начинается с подписания приемочного акта государственной комиссией. После окончания монтажных работ и до подписания акта проводятся пробные пуски оборудования, во время которых выявляются и устраняются различные дефекты и недоделки. В этот период, продолжающийся от нескольких педель до нескольких месяцев, электростанция считается находящейся в пробной эксплуатации; заканчивается данный период 72-часовой работой с полной нагрузкой. При отсутствии неполадок электростанция принимается в нормальную эксплуатацию.

Пробную эксплуатацию организует персонал наладочной организации подрядчика монтажных работ с участием штатного персонала электростанции. В необходимых случаях привлекаются представители заводов —изготовителей оборудования.

Эксплуатация электростанций предусматривает выполнение следующих основных задач:

обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей и надежной работы оборудования;

поддержание нормального качества отпускаемой энергии —частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры пара и горячей воды.

выполнение диспетчерского графика нагрузки и плановой выработки энергии;

обеспечение проектных технико-экономических показателей отдельных агрегатов и электростанции в целом.

Организационная работа по выполнению указанных выше задач включает в себя: подготовку персонала, обеспечение всех должностных мест производственными инструкциями, проведение испытаний оборудования, разработку основных режимов агрегатов и блоков, составление графиков ремонта оборудования и организацию проведения ремонтов, обеспечение запасными частями и материалами. В процессе эксплуатации решаются вопросы замены узлов оборудования и целых агрегатов, усовершенствование оборудования и схем на основе новых научно-технических достижений.

Подготовка дежурного персонала проводится на рабочих местах под руководством опытных работников. На вновь пускаемых электростанциях подготовка начинается еще в период строительства и организуется на однотипных действующих электростанциях. В период подготовки обучаемый работник знакомится с устройством оборудования, схемами, порядком оперативных действий я правилами техники безопасности в объеме, предусмотренном должностной инструкцией, сдает экзамен специальной комиссии и работает дублером в течение нескольких недель. При положительных результатах обучения дежурный персонал допускается к самостоятельной работе. На электростанциях ведется систематическая работа по повышению профессионально-технического уровня персонала посредством организации циклов лекций, школ передового опыта, экскурсий на другие электростанции и т. д.

Работа дежурного персонала регламентируется оперативными документами в виде должностных инструкций, в которых изложены права и обязанности каждого работника, дается описание оборудования и схем, указывается порядок оперативных действий при пусках и остановках оборудования в нормальных и аварийных условиях. На каждое рабочее место составляется отдельная инструкция.

Испытания оборудования проводятся с разными целями. По результатам испытаний определяются энергетические характеристики оборудования (КПД, производительность, потерн энергии и т. д.), разрабатываются наивыгоднейшие режимы работы агрегатов и блоков, а также рекомендации по наладке и усовершенствованию оборудования и схем: даются оценки конструкционным усовершенствованиям и качеству выполняемых ремонтов.

Первые испытания проводятся после ввода агрегата или блока в работу и именуются приемо-сдаточными. На основе их проверяются гарантийные характеристики вновь устанавливаемого оборудования. В дальнейшем испытания проводятся в случаях перехода на другое топливо, при систематических отклонениях характеристик оборудования от гарантийных; при внесении конструкционных изменений в оборудование или схемы, а также до и после капитальных ремонтов.

По результатам испытаний предъявляются претензии заводам —изготовителям оборудования, если его характеристики не соответствуют гарантийным; разрабатывается режимная документация, обеспечивающая наивыгоднейшие режимы работы оборудования при переходе на новый вид топлива; оценивается качество ремонтов посредством сопоставления характеристик оборудования до ремонта и после него. Результаты испытаний позволяют прямо или косвенно (на основании анализа полученных данных установить причину отклонений характеристик оборудования от гарантийных и наметить пути устранения этих отклонений.

Несложные кратковременные испытания проводятся персоналом соответствующих цехов с привлечением работников других служб и отделов. Для проведения сложных испытаний, таких, например, как приемо-сдаточные и наладочные, приглашаются специализированные организации.

3.Способы очистки котлоагрегатов.

Назначение предпусковых очисток –удаление производственной окалины и кремниевой кислоты, появляющейся при использовании песка для гиба труб при монтаже, а также продуктов коррозии, которые накапливаются за период монтажа.

Назначение эксплуатационных очисток –удаление отложений, которые при любом рассмотренном в предыдущих главах водном режиме, не говоря уже о возможном нарушении режима, все же накапливаются и могут нарушить нормальную эксплуатацию.

Время вывода агрегата на химическую очистку зависит от количества накопившихся отложений. Предпусковая очистка, эксплуатационные очистки в основном –это удаление железооксидных соединений; кремнесодержащих и др.

В принципе химическая очистка включает следующие этапы: 1) водная отмывка; 2) химическая очистка: 3) пассивация. Первый этап нужен только для предпусковых очисток, его назначение –удаление разного вида взвесей (грата, песка и т. д.), что требует довольно больших скоростей воды. Второй этап является основным и в зависимости от количества и характера отложений проводится в одну, две или даже более стадий. Для предпусковых и эксплуатационных очисток –это обычно кислотная очистка. Третий этап предназначен для защиты очищенной поверхности стали от последующего коррозионного воздействия.

В процессе эксплуатации водогрейных котлов наблюдается образование отложений на внутренней поверхности обогреваемых труб водяного тракта. В зависимости от водного режима температурных условий поверхностей нагрева и конструктивных особенностей котла отложения могут образовываться на разных участках его тракта. Состав отложений и их количество (загрязненность) также зависят от этих условий и могут изменяться в значительных пределах. Отложения, как правило, состоят из окислов железа и из карбонатов и сульфатов кальция и магния. Отложения создают большое термическое сопротивление тепловому потоку от газов к нагреваемой воде, так как их теплопроводность значительно меньше теплопроводности металла. При определенной толщине отложений это приводит к перегреву металла труб выше допустимых пределов. Кроме того, окисные отложения могут ускорять коррозию металла труб.Отложения вызывают также увеличение гидравлического сопротивления тракта водогрейных котлов, поэтому гидравлическое сопротивление может в известной мере служить индикатором степени загрязненности труб.

Эксплуатационная химическая очистка при увеличении гидравлического сопротивления котла в 1,5 раза по сравнению с гидравлическим сопротивлением чистого котла.

При длительном простое водогрейного котла после химической очистки внутренняя поверхность труб должна быть защищена от коррозии путем пассивации очищенных поверхностей и поддержания их в сухом состоянии.

Вырезки образцов труб и анализ отложений должны производиться после каждого отопительного сезона.

Билет 14

1.Общее уравнение теплового баланса котла. Потери теплоты КПД котла.

 прямой тепловой баланс котла (через потери):

QПРИХОДА=QРН=QПОЛЕЗ.+QУХ.ГАЗ +QХН+  +QХН + QМН + QНО + QФШ + QОХЛ ± QАКК

qПОЛЕЗ + qУГ + qХН + qМН + qНО +qФШ +  + qАКК = 100%

В простейшем случае если котёл вырабатывает перегретый пар:

QПОЛЕЗ. = D•(hПП –hПВ)/B.

hПП,hПВ –энтальпия перегр. пара и пит. Воды, D –расход пара [кг/с], В –расход топлива [кг/с]

Qух.газов–потери теплоты с уходящими газами (возникают из-за того, что физич. теплота или энтальпия газов ↑ физич. теплоты воздуха, поступающего в котёл; для ↓ этих потерь: ↓ коэф избытка воздуха (α), однако это приводит к ↑ потерь от хим.недожога).

QХН, QМН –потери теплоты от хим. и механ. недожога (хим, определяется наличием в продуктах сгорания СО, Н2, CmHn, самым трудносгораемым явл СО, если его нет в продуктах сгорания, то нет и других элементов(для ↓-ия этих потерь: ↑-ют темп возд-уха, подающегося в топку, тем самым интенсифицируется процесс горения и улучшается смесеобразование)

Хим. неполнота сгорания зависит от: 1) общего недостатка воздуха; 2) плохого смесеобразования; 3) малых размеров топочной камеры; 4) ↓-ой темп в топке (малое окислен.); 5) ↑-ой темп в топке (происх разложение топл на составные части).

(механ в основном связан с недожогом твёрдого топлива, для жидкого и газообразного его нет)

QНО –потери от наружного охлажден

QФШ –потери с физической теплотой шлаков (~ 600оС, удал-ся из топки при горении тв. топлива)

QОХЛ –охл. внутр. конструкций котла

QАКК –потери от неустановившегося режима работы (при увеличении нагрузки эта величина положительна, т.к. нагреваются все элементы котла, а при уменьшении нагрузки элементы котла отдают теплоту)

Существуют прочие потери связан-ные с наружным охлаждением

обратный тепловой баланс котла (через полезно-использован. тепло):

B•QHP=DHP•(hНР –hНВ)+DПП•(hПП –hПВ)+ +DПР•(hПР –hПВ) = Q1

В=Q1/QHP –расход топлива [кг/ч]

B•QHP –тепло в топливе

DHP•(hНР –hНВ) тепло в насыщен. паре

DПП•(hПП –hПВ) тепло в перегрет паре

DПР•(hПР –hПВ) тепло в продувке

Принципиальная Тепловая схема котла.

1-топка, 2-испарит. поверхности котла, 3-пароперегреватель, 4-экономайзер, 5-воздухоподогреватель.

КПД котла: отношение полезнозатраченной теплоты на выработку пара к теплоте топлива: 

ηК = D•(hПП –hПВ)/(B•QРН)

В = D•(hПП –hПВ)/(QРН•ηК)

При наличии воздухоподогр-ля снижаются потери с уходящими газами и повышенная темп-ра воздуха интенсифицирует процессы горения.

3.Основные контролируемые загрязнения теплоэнергетических объектов.

Загрязнения воздуха теплоэнергетическим объектом: 

Из более чем 200 загрязнителей атмосферы на которые установлены нормы ПДК следует выделить 5 основных:  1) тв. частицы (пыль, зола, сажа); 2) оксиды серы; 3) оксиды азота; 4) оксиды углерода; 5) углеводороды, определяющие на 90-95% валовый выброс вредных веществ в большинстве городов.

Для большинства промышленных регионов характерно следующее весовое соотношение поступления этих веществ в атмосферу: СО ≈ 50%, SOX ≈ 20%, тв.частицы ≈ 16ч20%, NOX ≈ 6ч8%, углеводороды ≈ 2ч5%. Однако с учётом более высокой токсичности NOX (ПДК 0,085 мг/м3) по сравнению с 0,5 мг/м3 для пыли и сернистого ангедрида и 5 мг/м3 для СО вклад их в загрязнение атмосферного воздуха городов можно оценить в 30ч35%, после чего следует SOX, СО. К крупным загрязнителям относится аммиак, сероводород, различные ангедриды, полициклические ароматические углеводороды (бензапирен), хлорорганические соединения, фториды, соединения свинца, кадмия, ртути и др. тяжёлых металлов, а также РА элементы, ряд многокомпонентных пахучих соединений.

Проведённые исследования указывают, что основными загрязнителями являются продукты горения топлива. 

Все эти вещества, содержащиеся в выбросах теплоэнергетических предприятий в атмосферу оказывают на людей и животных токсическое; концерогенное; мутогенное ; террагенное; алергенное воздействие.

Наиболее токсичными ядовитыми веществами являются окислы тяжёлых металлов, находящиеся в золе и полиароматические углеводороды (бензапирен), выделяющиеся при горении из-за некачественного смесеобразования. Эти вещества обладают концерогенными, мутогенными, терагенными свойствами.

Контроль выбросов с ТЭС в России. 

Наименоваие    SO2     NO     NO2       CO     V2O5    Пыдь     Бензапирен

ПДК мг/м3      0,5       0,4      0,085     5,0       0,002    0,5         0,000001

Билет 15

1.Сжигание газообразного топлива.

Основные составляющие газообразного топлива: Н2, СО, СН4, CmHn. 

Основные факторы, влияющие на процесс горения явл: 

) темпер воспламенения горючих газов: Н2=410ч630˚С; СО=610ч660˚С; СН4=630ч790˚С. Т-ра в топке котла д.б. выше т-ры воспламенения, иначе пр-с горения будет неустойчивым;

) предварительный нагрев газовой смеси ускоряет пр-с зажигания и интенсифицирует процесс горения (на интенсивность пр-са горения важное влияние оказывает фактор смешения горючего и окислителя). Этот фактор обуславливает хим. недожог, а также при высоких т-рах появляются продукты разложения. Устранение хим недожога требует увеличения коэф-та избытка воздуха в топке (aТ). Однако ↑ aТ приводит к ↑ потерь с уходящими газами и ↓ КПД котла. 

В зав-ти от сп-ба подачи топлива и окислителя различают следующие проц. организации горения:

1) Без предварит. смешения газа и окислителя (смешение осущ-ся в топке):

a = VСМЕСИ/VтВОЗДУХА, где Vт –теор расход. Степень аэрации газа a=0, имеет место диффузионное горение (Д), факел получается большой и светящийся.

) С полным предварительным смешением газа и окислителя (смешивается в форсунке, в топке уже смесь газов):

кинетический процесс горения, факел получается короткий и невидимый.

) С неполным предварительным смешением газа и окислителя:

a<1 процесс горения диффузионно-кинетический. Пламя получается 2-х цветное, а длина пламени средняя.

Нормальным пр-сом горения явл устойчивый факел, не меняющий своего положения в пространстве. 

Ненормальным пр-сом горения явл пульсация факела, связанная с отрывом пламени или с затягиванием пламени в горелку.

ωОПТ –оптимальная скорость газо-воздушной смеси. Этот график показывает, что горение оказывается устойчивым в достаточно широком интервале оптимальных скоростей газо-воздушного потока только при малом количестве первич-ного воздуха. При ↑-ии a зона устойчивого горения ↓ и происх отрыв пламени. Для ↓ этого явления с повышенными коэф-тами a газовоздушную смесь подогревают. Для рационального сжигания газообразного топлива необходимыми явл след условия:1) предварительные перемешивания газа и окислителя; 2) ↑-ие температ. уровня процесса, что достигается подогревом и ↓-ем коэф-та избытка воздуха (aТ) до известных пределов; 3) создание хороших очагов воспламенения и стабилизации горения (подсос горячих газов, воздействие раскалённой обмуровки); 4) ↑-ие поверхности фронта горения, что достигается турбулизацией потока или делением потока на ряд струй.

3.Основные способы очистки дымовых газов. От оксида серы:

1) С использованием известняка CaCO3 Различ-ся в воде кальция в известняк

а) Мокрый способ: дымов газы, прой-дя абсорбер (где CaCO3 растворен-ный в воде поглощ SO2) очищаются. CaCO3+SO2+1/2H2O=CaSO3*1/2H2O+CO2↑

Сульфат кальция CaSO3 раств-ный в воде попадает в сборную ёмкость, куда вводится воздух (окислитель). Окисление: CaSO2•/2H2O+1/2O2+3/2H2O=CaSO4•H2O

б). Сухой метод: 1-узел размола известняка; 2-бункер размола известняка; 3-котел; 4-возду-хоподогреватель;

-активационный реактор увлажнитель; 6-электрофиль-тр; 7-дымосос

Степень очистки 70-80%, в зав-ти от степени охлаждения газов. Тонко раз-молотый известняк вводится в газо-вый тракт обжигается и образуется негашеная известь CaCO3 →CaO+CO2↑Она связывает 30-60% окислов серы. 

Оставшаяся известь используется для дальнейшего связывания SO2. В этом случае за (1) устанавливается (5) куда впрыскивается вода и в резуль-тате CaO переходит в активную гашёную известь: CaO + H2O → Ca(OН)2 Она соединяется с окислами серы.

в) Мокро-сухой метод:

1 - котел; 2 –воздухоподогреватель; 3 - электрофильтр I-ой ступени; 4 - дымосос, 5- мокро-сухой абсорбер;

- бункер размола известняка; 7 - бункер приготовления известковой суспензии; 8 - электрофильтр II-ой ступени, (рукавный фильтр I-стадия от золы, II-стадия от SO2)

Известь из (6) попадает в (7), где об-разуется гашеная известь. Суспензия с помощью устройств разбрызгивается в (5), смешивается с очищенными от золы дымовыми газами. Пов-ость контакта мелких капелек суспензий с газами обеспеч. быстрое поглощ SO2.

2) Озона аммиачный способ:

1-котел, 2-электрофильтр, 3-теплооб-менник, 4-дымосос, 5-емкость аммиа-ка, 6-озонатор (уст-во получения О3),

-сероочистка, 8-очистка газов от NOX

Дымовые газы после (1) проходят через (2), где очищаются от золы и направляются через (3) в (7). При кон-такте с аммиаком поступающим из (5) более 80% окислов серы связываются. Затем газы поступают в (8) для даль-нейшей очистки. Очищенные газы направляются в (3), где отдают тепло, и уходят в трубу.

При сжигании на КУ и ТЭС образуются продукты сгорания, содержащие летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангедрид и газообразные продукты неполного сгорания, различные микроэлементы, в основном элементы тяжёлых металлов, радиоактивные элементы, которые абсорбируясь на золе осаждаются на окружающие поверхности. Выбросы должны соответствовать ПДК. Это обеспечивается установкой эффективных золоуловителей и сооружений, дымовых труб большой высоты.

В системах золоулавливания применяют: эл.фильтры, мокрые золоуловители (центробежные и мокропрутковые скруберы), тканевые фильтры и… Это позволяет улавливать до 98ч99%.

Чтобы выделить из газового потока частицы пыли –необходимо заставить их двигаться с некоторой относительной скоростью по направлению, не совпадающему с движением газа. Поэтому в основу классификации золоуловителей м.б. положены силы, которые в процессе улавливания действуют на частицы золы, заставляя их выделятся из газопотока. 

Батарейные циклоны.  Степень очистки –до 90%. Благодаря тангенциальному подводу газов к наклонно-расположенным входам в циклоны и направляющему аппарату поток газов закручивается и движется вниз по спирали. Тв.примеси под действием центробежных сил прижимаются к стенкам корпуса циклона и попадают в бункер, а поток  - очищенный газ отводится из верхней части циклона. 

Мокрые золоуловители.  Степень очистки - 95ч97% (зависит от скорости газов на входе, плотности золы, её состава). Принцип действия основан на отделении частиц золы от потока инерционными силами и их прилипание к плёнке воды, омывающей стенки, что исключает возврат частиц в поток газа. Здесь помимо удаления золы протекают химические процессы поглощения СОХ и SOX. Отличаются высокой эффективностью, невысокой стоимостью и размерами.

Электрофильтры.   Исп-ся на мощных котельных электрических станций в качестве основного золоулавливающего устройства. Бывают горизонтальные

(1 и 2-х секционные) и вертикальные (1 и 2-х секционные). Очистка происходит в результате создания неравномерного эл. поля высокого напряжения (≈ 50 кВ) и образования коронного разряда между электродами.Частицы золы, находясь между электродами заряжаются под действием сил эл.поля, двигаются к осадительным электродам и осаждаются на них.

 Самым простым способом ↑ эффективности очистки является увлажнение дымовых газов. В этом плане благоприятна комбинация: мокрого золоуловителя и электрофильтра

Билет 16

1.Механизм сжигания жидкого топлива.

Горение жидкого топлива осуществляется в основном в парогазовой фазе, т.к. температура кипения жидкости ниже темп. воспламенения. След-но, скорость сгорания жидкого топлива определяется скоростью его испарения с пов-ти. Эта пов-ть многократно увеличивается при распылении его в форсунках. Жидкое топливо (мазут) состоит в основном из высокомолекулярных соединений. Горючая часть топлива представляет собой смесь лёгких парообразных и газообразных углеводородов, жидких тяжёлых углеводородов, тв. частиц и сажи. Все эти компоненты выжигаются плохо, поэтому воздух или окислитель должен подаваться в корень факела, что способствует улучшению окислительных реакций. Процесс сжигания жидкого топлива состоит из следующих процессов: 1. Распыление. 2. Образование горючей смеси. 3. Воспламенение горючей смеси. 4. Горение. Эффективность сжигания жидкого топлива зависит от первых 3-х пр-сов, кот определяются работой форсунки. 

1- капля; 2- зона диффузии паров; 3- зона диффузии кислорода; 4- зона горения; 5- r0 –начальный радиус капли;

- rгор –радиус горения.  rгор = (4–) r0

Время горения капли определяется временем ее испарения. ,  - уд.теплота парообразования

.при снижении r0,  растет удельная наружная поверхность,  а значит,  растет теплота сгорания  и снижается время испарения;

.с ростом ТГ,  растет ,  а значит,  растет теплота сгорания  и снижается время испарения;

.с ростом О2п,  растет скорость горения,  а значит,  снижается время испарения.

За счет высокой теплоты сгорания QнР,  мазут горит в диффузионной области.

Для распыления жидкого топлива применяют 3 типа форсунок: 

1.Механические(распыление осущ-ся за счёт энергии топлива, подаваемого в форсунку с большим давлением 2-3,5 МПа).

Ср диаметр капель:       D–диаметр форсунки; ΔР–разность давлений (от него зависит степень распыления);  К–коэф пропорциональности.                               

   Центробежные:

2. С распыляющей  средой  в качестве распыление среды применяют пар, воздух и паро-воздушную смесь.

Ср диаметр капель:    ,     ω –относительная скор. среды и жид. (от него зависит степень распыления)

3. Комбинированные  топливо и воздух под высоким давлением.

Мазут является вязкой жидкостью и мазутные трубопроводы прокладываются совместно с паровыми (розжиг факела осуществляется либо факелом, либо электричеством).

Топки для сжигания жидкого топлива представляют собой параллелепипед с наклонным поддоном (дном), расположение форсунок в ней (1) фронтальное, (2) встречное, (3) угловое.  

Интенсификация процесса горения достиг-ся подачей воздуха со скоростью 40ч50 м/с, воздух подогревается до т-ры 200ч3000С. Глубина топки не менее 4 м.

Сжигание мазута необходимо осуществлять в пределах топочной камеры (иногда отложения мазута приводят к выгоранию труб). При сгорании мазута образуются соединения ванадия и щелочных металлов, они приводят к высокотемпературной коррозии (для её устранения используют специальные присадки, кот повышают т-ру плавления).                       соединяется с парами воды, образуя кислоту, которая приводит к низкотемпературной коррозии. Для ↓ этого явления процесс горения осуществляется при низком коэффициенте избытка воздуха (αТ = 1,1). При этом снижается содержание SO3 и NOХ.

Применение циклонных топок или циклонного сжигания позволяет в несколько раз увеличить плотность теплового потока.

3.Способы очистки сточных вод теплоэнергетических объектов.  

К числу сточных вод сбрасываемых котельными и ТЭЦ относятся:

1) воды загрязненные нефтепродукта-ми (мазут, масло и т.д.)

) воды от промышленных хвостовых поверхностей нагрева котлов

) сбросные воды водоподготовитель-ных установок

) воды от консервации и хим.очисток теплосилового оборудования

Сбрасываемые воды должны быть разделены на:

1) незагрязненные (ливневые, паводковые, дренажные и др.)

) загрязненные

Возможность сброса таких незагряз-ненных вод должна быть доказана проектом или установлена органами санитарного надзора.Загрязненные воды должны направляться на очист-ные сооружения.

Химзагрязненные воды - собираются в бак отстойник, являющийся также усреднителем. В нем происходит вскипание части нефтепродуктов и оседание тяжелых фракций, все они удаляются. К воде добавляются ре-агенты (сернокислый Al и щелочь). В результате образуется осадок (гидро-оксид Al) хорошо захватывающие нефтепродукты. Далее в аппарате происходит насыщение воды возду-хом. Насыщенная воздухом вода пос-тупает во флотатор, где вскипает (выделение пузырьков воздуха). Пену содержащую хлопья гидрооксида Al и нефтепродукты удаляют с поверх-ности флотатора. Далее вода прохо-дит механические и сорбционные угольные фильтры.

1 –сборник усреднитель, 2 –эжектор для засасывания воздуха и насыщения им воды, 3 –дозирование реагентов (сернокис-лого Al и щелочи), 4 –флотатор, 5 –механический фильтр, 6 –сорбционный фильтр с активированным углем, 7 –насос

2.Аварийные режимы ТЭС.

Аварийные режимы работы турбины

Аварийные режимы работы турбины характеризуются опасным изменением состояния турбоагрегата к возникновением ситуаций, которые могут привести к повреждению отдельных элементов турбинной установки. 

Особую опасность представляют случаи разгона турбины, когда резко (пропорционально квадрату скорости вращения) возрастают напряжения от центробежных сил в деталях ротора, а также ситуации, при которых могут возникнуть повреждения элементов турбины и сильные задевания в проточной части. Причинами таких повреждений м.б.гидравлические удары в турбине, а также аварийные режимы, характеризующиеся внезапным появлением сильной вибрации, недопустимыми величинами осевого сдвига и относительного изменения длины ротора, прослушиванием ударов в проточной части. В этих случаях требуется немедленный останов турбины с ускоренным торможением ротора, что достигается за счет срыва вакуума в конденсаторе. 

Заброс воды в турбину может произойти по паропроводу отбора в случае разрыва трубок, переполнения корпуса подогревателя и неполного закрытия обратного клапана на паропроводе. При забросе воды в турбину может произойти резкое увеличение осевого усилия и выплавление упорного подшипника с последующим осевым сдвигом. Поэтому при наличии хотя бы одного признака заброса воды турбина должна быть экстренно остановлена и тщательно прослушена. 

Аварийный останов турбины без срыва вакуума производится в случаях, когда для предупреждения опасного развития ситуации достаточно прекратить подачу пара в турбину и отключить генератор, а именно: при аварийном изменении параметров свежего пара и пара промперегрева, недопустимом ухудшении вакуума; при перегрузке последней ступени турбины с противодавлением; при уменьшении перепада давления «масло —водород» в системе уплотнения генератора ниже предельной величины; при появлении дыма из генератора или возбудителя.

Изменения начальных и конечных параметров пара, величины противодавления за определенные пределы опасен из-за возможности перегрузки отдельных ступеней турбины, снижения длительной прочности металла, недопустимого изменения осевых зазоров и задеваний в протонной части, роста осевых усилии и чрезмерного разогрева цилиндра низкого давления и появления сильной вибрации.

Турбина также должна быть разгружена или остановлена при обнаружении неисправностей в системе регулирования, препятствующих нормальной работе турбины. Кроме того, турбина должна быть остановлена при значительном нарушении водяной плотности конденсатора, что может привести к попаданию больших количеств солен жесткости в питательный тракт паротурбинной установки.

Аварийные ситуации могут возникнуть также при набросах и сбросах нагрузки, отключении подогревателей питательной воды, потере напряжения в линиях собственных нужд.

Билет 17

1.Сжигание твёрдого топлива. Слоевые топки.

Горение твердого топлива.

    

τтепл –время тепловой подготовки топлива. Оно включает в себя нагрев,  испарение влаги и выход летучих веществ.

τгор включает в себя горение летучих веществ и горение коксового остатка.

Механизм горения частиц.

Поверхность частицы адсорбирует кислород с образованием комплексов СхОу,  которые генерируют СО и СО2.

С + О2 =  >  СхОу =  >  mCO  +  nCO2.

1.   область кинематического горения; промежуточная область. область диффузионного горения;

Слоевое сжигание твёрдого топлив.

Слоевые топки предназначены для сжигания твёрдого кускового топлива в котлах малой и средней производ-ти и получения продуктов сгорания ↑-ой темп. и давления

Тв. топливо загружается определёнными слоями на распределительную решётку, поджигается и продувается (чаще снизу вверх) воздухом. Фильтруясь между кусками топлива воздух теряет кислород и обогащается оксидами углерода СО и СО2 вследствие горения угля. Чем больше размер кусков, тем больше толщина слоя. Обычно h = 2ч3 dКУСКА, в этом случае происходит полное сжигание топлив.

+, простая эксплуатация, отсутствие углеродистых устройств, возможность устойчивой работы в широком диапазоне нагрузок.

─, избирательность по топливу, малая мощность.

Скорость потока воздуха, которым обдувается топливо, должна быть такой, чтобы устойчивость слоя не нарушалась. Для этого необходимо чтобы сила тяжести частиц была > создаваемой подъёмной силы, то есть:   ,  Gr –сила тяжести частиц, WСП –скорость потока в слое, ρ –плотность потока, с –коэф. сопротивления слоя, F –среднее сечение слоя

Из формулы видно, что для ↑ устойчивости слоя нужно ↑ размер частиц, но это приведёт к ↓ площади (поверхности реагирования или сгорания).

Критическая скор. –это когда скор. дутья достигает значения = силе тяжести топлива и устойчивость частиц нарушается. После этого начинается процесс кипения слоя, частицы поднимаются над пов-ю решётки, совершают поступательно-вращательные движение и перемешиваются с окислителем.

Слоевое сжигание твердого топлива

Организуется при сжигании углей в виде кусков на колостниковой решетке.

Включает: 1.подача топлива в слой; 2.перемешивание кусков в слое; 3.вывод шлака.

 Немеханические топки.

1 –решетка колостниковая; 2 –топочный объем; 3 –зольник; 4 –загрузочное окно; 5 –испарительный котельный пучок.

Доля живого сечения 

Здесь организованна противоточная схема движения топлива сверху вниз, то есть топливо движется сверху,  воздух снизу вверх.

Воздух проходит через слой шлака и нагревается до 6000С. В окислительной зоне топливо сгорает, при этом происходит снижение концентрации О2 до 0%. В восстановительной зоне при О2=0% происходит раскисление СО2. 

Для повышения эффективности сжигания:

1.ограничивают высоту слоя Нсл=50 –, мм

.надслоевое дутье воздуха.

Немеханизированные топки применяют при D < 2,5, т/ч.

Недостатки:1.тяжелый физический труд; 2.цикличность процесса; 3.сложность регулирования топливо-воздух.

Полумеханические топки

Применяют при D = 4–,5, т/ч.

Такие топки включают в себя:

1. пневматический забрасыватель (ПМЗ)  2. решетка с поворотными колостниками (РПК)

Поворотом колостников на 20є перемешивают слой, при этом происходит снижение q4 на 1%.

 

Механические топки.

Они применяются при D = 6,5 –т/ч.

.бункер топлива; 2.зубчатое колесо; 3.цепная решетка; 4.шибер; 5.топочное пространство; 6.огнеупорный свод; 7.шлакосниматель;

.шлаковый бункер; 9.воздушные каналы.

В таких топках применяют безпровальную решетку (ЧШР –чешуйчатая решетка).

bp=2-3, м; lp=3-8, м; υрешетки=1-20, м/ч.

.сырое топливо;

2.зона тепловой подготовки;

.зона горения

а) окислительная зона;
б)восстановительная зона;

.зона шлака.

А –самопроизвольное распределение воздуха.

Б –теоретическое распределение воздуха;

В –секционное дутье. Оно организуется с помощью перегородок для эффективного сжигания топлива.

Для повышения полноты сгорания организуют над слоевое дутье с Wг = 50-60, м/с.

Механические топки применяют при сжигании АС и АМ.

2. Требования к трубопроводам пара и воды при их эксплуатации.

Назнач-ие трубопроводов: обеспечение трансп-ки воды, пара, масла, газа, воздуха, топлива. Трубопроводы подразделяются на главные и вспомогат.

Главные –паропроводы острого пара, линия питательной воды, линия основного конденсата. Назначение –обеспечение технологического процесса.

Вспомогательные –аварийные, резервные линии, дренажные, пусковые схемы. Назначение –обеспечение работоспособности схемы.

Трубопроводы обеспечивают связи в тепловой схеме.

Требования к главным трубопроводам:

1. Должны обеспечить бесперебойную и безопасную для персонала передачу рабочего тела (пар, питательная вода, конденсат) между отдельными элементами станции. Должны отвечать ГОСТам и соответствовать правилам устройства и безопасной эксплуатации тепловых станций (Ростехнадзор).

. Трубопроводы должны обеспечивать быстрое переключение оборудования при изменениях режимов и внештатных ситуациях.

. Системы трубопроводов станции должны быть простыми и требовать минимальных затрат на сооружение.

. Потери давления и теплоты в трубопроводах при передаче рабочего тела должны быть экономически оправданы.

. Трубопроводы должны иметь возможность расширяться при нагреве, иметь соответствующую маркировку и окраску.

. Трубопроводы должны оборудоваться дренажными устройствами для удаления конденсата при пуске для предотвращения гидроударов и должны оборудоваться устройствами для спуска воздуха при снижении оборотов.

Схемы главных трубопроводов станции

1.                                             2.                                                   3.                                            4.   

1. Схема с одиночной сборкой Схема реализуется в котельных или на маленьких ТЭС.

"-" наличие большого количества задвижек на главном трубопроводе ведет к увеличению стоимости и снижению надежности.

. Схема с двойной сборкой. Надежность выше, диаметр трубопровода меньше и, следовательно, меньше диаметр регулирующей арматуры. Схема сложная; применяется на станциях малой мощности.

. Секционная схема с переключательной магистралью

Схема позволяет достаточно быстро переключать оборудование. Используется на станциях средней и большой мощности неблочной структуры.

. Блочная схема (наиболее распространена). Блочная станция большой мощности.  Дубль сборка.  "+" практически нет арматуры.

Билет18

1.Сжигание твёрдого топлива в пылевидном состоянии.

Твёрдое топливо при сжигании в камерных топках предварительно измельчают до пылевидного состояния и в смеси с воздухом вдуваются в топочную камеру, где оно сгорает во взвешенном состоянии в потоке газа. Это ↑-ет поверхность реагирования, что интенсифицирует проц.горения 

+ 1) возможность сжигания с достаточно ↑-им КПД любого топлива

) практически неограниченная по условиям сжигания топл единичная мощность котла.

) полная механизация топочного процесса, лёгкость регулирования, возможность полной автоматиз. проц.

) отсутствие подвижных деталей в топке, что ↑ эксплуатац. надёжность.

─1) сложность, громоздкость и высокая стоимость оборудования для пылеприготовления. Значительный расход электроэнергии (20ч30 кВт•ч на 1тонну топлива).

) Низкие объёмные плотности тепловыделения. qV ≈ 0,1ч0,3 МВт/м3. 3) Неблагоприятные условия подвода окислителя (воздуха), т.к. относительная скорость в потоке невысока.

Основные схемы пылеприготовления.

Производится в специальных устрой-ствах: осущест-ся грубое дробление кусков до нескольких десятков мм, сушка, размол до пылевидного состояния с размером частиц 10ч100 мкм. Чаще всего размол и сушка осу-ществляются одновременно. После грубого дробления из топлива удаляют металлические предметы и щепки.

Принципиальные схемы пылеприготовления:

-бункер сырого угля; 2-сушилка; 3-мельница; 4-центральный бункер готового угля; 5-насос для пыли; 6-расходный бункер; 7-вентилятор; 8-топка; 9-промежуточный бункер; 10-шнек для пыли.

а) (+) Независимость размольных устройств от работы котла. Мельница может работать периодически, но с полной загрузкой (например когда расход эл. энергии минимален).

(─) Высокая стоимость оборудования. Затраты эн-ии из-за того, что сушиль-ный агент выбрасывается в атмосфер. Применяется для блоков N=500ч700 МВт.  

б) Устанавливаются непосредственно у котла с использованием для сушки горячего воздуха или уходящих газов. Изменение нагрузки котла требует из-менения нагруз. мельничного устрой-ства. Применяется для высокореакци-онных топл и допускае грубый помол.

в) Не зависит от раб. котла. Наличие промежуточного бункера ↑ надёжнос-ть котла, но и ↑ затраты на оборудова-ние. Прим-ся для мощных котлов, раб на тощих и мало реакционных топл., требующих тонкого помола. 

2.Категории трубопроводов, подверженных Госгортехнадзору.

Государственное нормативное регулирование вопросов обеспечения промышленной безопасности на территории Российской Федерации, а также специальные разрешительные, надзорные и контрольные функции указом Президента Российской Федерации от 18.02.93 г., № 234 возложены на Федеральный горный и промышленный надзор России (Госгортехнадзор России).

Регулирование надзорной деятельности Госгортехнадзор России осуществляет через систему лицензирования. Прядок выдачи лицензий на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора, регламентирован РД 10-49-93 [63].

Согласно РД 10-49-93, лицензированию подлежат следующие виды деятельности: Проектирование объектов котлонадзора, Изготовление объектов котлонадзора, Ремонт (реконструкция) объектов котлонадзора , Монтаж (пусконаладка) объектов котлонадзора , Экспертиза безопасности объектов котлонадзора, Подготовка кадров для объектов котлонадзора , Эксплуатация объектов котлонадзора

Правилами котлонадзора установлены требования к устройству, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации объектов, находящихся под давлением пара или газа более 0,07 МПа (0,7 кгс/см) или воды с температурой свыше 115°С или другой жидкости с температурой, превышающей температуру кипения при давлении 0,07 МПа (0,7 кгс/см). К таким объектам относятся трубопроводы:

- трубопроводы, устанавливаемые на морских и речных судах и других плавучих средствах, морских передвижных установках и объектах подводного применения;

- трубопроводы, устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного и гусеничного транспорта;

- трубопроводы первой категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы второй, третьей и четвертой категорий с наружным диаметром менее 76 мм (классификация трубопроводов по категориям приведена в табл. 1.1);

- сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы котлов и сосудов, соединенные с атмосферой;

- трубопроводы атомных электростанций и установок;

- пароперепускные трубопроводы в пределах паровых турбин и отбора пара от турбины до задвижки;

- трубопроводы специальных установок военного ведомства;

- трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.

3.Прибыль и рентабельность в энергетике. 

Прибыль является обобщающим показателем производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

Прибыль вычисляется как разность между суммой реализации Ор и издержками И или как разность между рыночной ценой Ц и себестоимостью S, умноженной на объем производства V:

Пб=Ор-И = (Ц-S)V,

где Пб —валовая или балансовая прибыль, руб/год.

Действуя в рыночных условиях, производители стремятся получить максимум прибыли. Для этого существует несколько способов:

1) повышение продажной цены. В условиях рынка на ценообразование влияет соотношение спроса и предложения. Но производители-монополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист, имеют некоторую возможность поднимать тарифы на свою продукцию в пределах, ограниченных мерами государственного регулирования рынка;

2) снижение себестоимости продукции. Это достигается повышением эффективности производства, причем наиболее целесообразно техническое перевооружение на базе современной техники. Возможны и другие пути —реконструкция, модернизация, совершенствование организации производства. Чем ниже себестоимость и цена производства по сравнению с такими же показателями у конкурентов на рынке, тем выше прибыльность;

3) увеличение, объема производства. Но энергопроизводители не могут увеличить объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев (ремонтные, строительно-монтажные работы и т.п.). По мере формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей в энергетике может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за счет вытеснения других.

Главным для повышения эффективности производства в энергетике является снижение удельных расходов топлива на единицу энергии.

В распоряжении предприятий остается не вся балансовая прибыль, а только ее часть —чистая прибыль, руб./год, остающаяся после вычета из нее различных налогов и обязательных платежей Н: Пч=Пб-Н.

В настоящее время часть налогов включается в себестоимость продукции отдельной статьей. Отчисления в пенсионный фонд и ЕСН учитываются в издержках по заработной плате, а остальная, большая, часть платится из прибыли предприятия. Из балансовой прибыли вычитаются именно те налоги, которые выплачиваются из прибыли предприятия.

Налогообложение предусматривает разные виды налоговых отчислений, для каждого из которых определяется своя налоговая база (здесь приводятся только некоторые виды налогов):

•акцизы, увеличивающие продажную цену (оплачивается потребителем);

•налог на добавленную стоимость, начисляемый на сумму реализации продукции (увеличивает продажную цену, поэтому оплачивается потребителем);

•налог на имущество (собственность), начисляющийся на стоимость основных производственных фондов;

•штрафы за нанесение вреда окружающей среде —рассчитывают-с» но утвержденным тарифам (включаются в себестоимость);

•транспортный налог —определяется в зависимости от наличного автотранспорта (из себестоимости);

•отчисления в местный бюджет (региональный, муниципальный) в зависимости от численности персонала (из себестоимости);

•налог на прибыль —из налога облагаемой прибыли и т.п. Налоги также могут быть:

•федеральные, включающие в себя налог на добавленную стоимость, акцизы, налог на прибыль, налог на доходы от капитала, подоходный налог с физических лиц, взносы в государственные социальные внебюджетные фонды; государственную пошлину; таможенные пошлину и сборы; налог на пользование недрами;

•региональные, к к. отн-ся налог на имущество предпр-ия, трансп-ый налог, налог с продаж, налог на игорный бизнес, рег-ные лицензионные сборы;

•местные налоги —это земельный налог, налог на имущество физических лиц, местные лицензионные сборы.

Важным показателем эффективности деятельности предприятия является рентабельность.

Показатель рентабельности производственных фондов определяется отношением прибыли к стоимости производственных фондов. Он показывает, сколько рублей прибыли дает каждый рубль, вложенный в производственные фонды (основные и оборотные средства).

В зависимости от вида прибыли рентабельность может быть балансовой и расчетной:,  

где  —среднегодовая  стоимость  основных   производственных средств; Пб, Пч, —балансовая и чистая прибыли; Sобор     —среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств: Кпр.ф. —стоимость производственных фондов; Н —налоги.

Другим показателем, оценивающим прибыльность предприятия, является рентабельность производства. Рентабельность производства —это отношение прибыли к издержкам производства:    

Она показывает, насколько продажная цепа продукции выше себестоимости. Это видно из формулы  

Для анализа рез-тов производственно-хоз-ой деятельности применяются три основные группы показателей рентабельности: продаж, активов и капитала.

К показателям рентабельности продаж относятся: коэффициент чистой рентабельности продаж, коэффициент рентабельности продаж по маржинальному доходу, коэффициент продаж по прибыли от реализации.

Коэффициент чистой рентабельности продаж рассчитывается как отношение чистой прибыли к выручке от реализации и характеризует долю чистой прибыли в объеме продаж предприятия.

Рентабельность продаж no маржинальному доходу определяется как отношение маржинального дохода, т.е. выручки от реализации за вычетом переменных затрат, к выручке от реализации.

Рентабельность продаж по прибыли от реализации исчисляется как отношение прибыли от реализации к выручке от реализации. В некоторых случаях в числителе может использоваться не прибыль от реализации, а балансовая прибыль.

Показатель рентабельности активов отражает степень доходности использования активов предприятия и определяется как отношение прибыли предприятия и выплаченных процентов по кредитам к средней величине балансовой стоимости активов предприятия. В числителе может также использоваться значение чистой прибыли предприятия. Рентабельность активов рассчитывается как произведение показателей рентабельности продаж и оборачиваемости активов предприятия. Следовательно, прибыль предприятия, полученная с каждого рубля средств, инвестированных в его активы, зависит от скорости оборачиваемости активов и от доли прибыли в выручке предприятия.

Коэффициент рентабельности собственного капитала отражает степень эффективности использования акционерного капитала предприятия и является  косвенной характеристикой доходности инвестиций акционеров. Рентабельность собственного капитала обычно определяется как отношение чистой прибыли акционерного общества к величине балансовой стоимости собственного капитала. В состав собственных средств предприятия принято включать величину капитала, инвестированного акционерами, и сумму резервов, созданных за счет чистой прибыли акционерного общества. Рентабельность собственного капитала зависит от нормы чистой рентабельности продаж, оборачиваемости активов и соотношения общей величины капитала и собственного капитала предприятия.

Билет 19

1.Основные понятия о турбинах. Классификация.

Турбина - ротативный тепловой двигатель с непрерывным процессом преобразования тепловой энергии рабочего вещества в механическую работу. Кинематическая схема её предельно проста.

Турбина состоит из двух основных узлов: вращающаяся часть - ротор и неподвижная часть - статор.

Перед каждым диском с рабочими лопатками укреплен сопловой аппарат, состоящий из нескольких неподвижных сопел, закрепленных в корпусе.

Основным условием работы турбины является наличие разности давлений –перед сопловым аппаратом и за рабочими лопатками.

Сопла, совместно с рабочими лопатками, образуют проточную часть турбины. В проточной части происходит двойное преобразование энергии рабочего вещества:

.в соплах потенциальная энергия пара или газа превращается в кинетическую; на выходе из сопел скорость потока составляет сотни метров в секунду;

.на рабочих лопатках кинетическая энергия потока непосредственно превращается в механическую работу вращения вала турбины; скорость вращения, как правило, составляет тысячи оборотов в минуту.

Общая классификация паровых и газовых турбин

1. По принципу действия: активные и реактивные,

. По количеству ступеней: одноступенчатые и многоступенчатые.

Многоступенчатые, в свою очередь, могут быть со ступенями давления, со ступенями скорости и комбинированные (как со ступенями скорости, так и со ступенями давления).

3. По направлению потока рабочего вещества: осевые, радиальные и тангенциальные.

Подразделение турбин по принципу действия. 

Активные турбины (турбинные ступени)

Проточная часть, состоящая из одного ряда сопел и одного ряда рабочих лопаток, образует простейшую турбинную ступень.

В активном варианте ступени расширение рабочего вещества (падение давления) имеет место только в соплах; на рабочих лопатках давление остается постоянным.

Работа осуществляется за счет непосредственного ударного действия потока на лопатки.

Характер изменения давления и скорости показан на графике, рис.2, где Р0 –Р1 –Р2 - линия изменения давления, а С0 –С1 –С2 - линия, характеризующая изменение абсолютной скорости потока; С - сопловой аппарат, РЛ - рабочие лопатки.

Реактивные турбинные ступени.

Расширение рабочего вещества имеет постепенный характер: давление частично падает в соплах, а затем - до конечного значения - на рабочих лопатках, что обусловливается соответствующим профилем проточной части.

На лопатках, вследствие наличия перепада давлений, наряду с непосредственным ударным (активным) действием струи, появляется реактивная отдача, т.е., полная сила, действующая на лопатку, складывается из двух составляющих.

Характер изменения давления и абсолютной скорости дан на рис.За, а действующих сил - на рис.3б, где Ра - сила активного воздействия, Рр - реактивная сила, а Р - полная сила, действующая на рабочую лопатку.

Подразделение по количеству ступеней.  

1.Одноступенчатые турбины. Комбинация одного ряда ()по окружности)сопел и одного венца рабочих лопаток на-ся активной или реактивной ступенью.

. Многоступенчатые турбины

   2.1  Турбины со ступенями давления

В данном случае турбина состоит из нескольких, последовательно расположенных простейших одноступенчатых турбин, являющихся "ступенями" многоступенчатой турбины. Расширение рабочего вещества происходит постепенно, от ступени к ступени. Такие турбины могут быть как активного, так и реактивного типа. 

2.2 Турбины со степенями скорости

Идея ступеней скорости состоит в том, что кинетическая энергия, полученная в соплах, превращается в механическую работу не на одном венце рабочих лопаток, а на нескольких, расположенных последовательно. Между венцами рабочих лопаток находятся венцы (ряды) направляющих лопаток для придания струе нужного направления.

В этом случае каждый из рабочих венцов представляет собой ступень скорости. Турбины такого типа могут быть двух- и трехвенечными.

Турбины со ступенями скорости могут быть чисто активного типа или же с небольшой степенью реакции (т.е., небольшим падением давления на рабочих и направляющих лопатках).

Характер изменения давления и скорости в турбине такого типа показан на рис.б (активный вариант) и в (вариант с реакцией). 

.3 Турбины со степенями скорости и давления

В этом случае обычно первая ступень выполняется в виде колеса с двумя венцами скорости, а остальные - ступени давления активного или реактивного типа. 

Подразделение турбин по направлению потока рабочего вещества  

Турбины осевого типа

В турбинах осевого типа генеральное направление движения рабочего тела совпадает с направлением оси ротора. К турбинам такого типа относятся все выше рассмотренные конструкции, и это самый распространенный вариант турбин, используемых для привода электрогенераторов. 

Турбины радиального типа

В турбинах такого типа генеральное направление движения рабочего потока осуществляется в радиальном направлении: либо из района оси ротора к периферии дисков, либо, наоборот - от периферии в район оси. Турбина с единой проточной частью имеет два диска, насаженных на отдельные валы, и вращающихся в разные стороны. Соответственно, единый турбоагрегат имеет два электрогенератора. В турбине нет неподвижных направлявших аппаратов; все расширение рабочего вещества происходит на рабочих лопатках.

Рабочее тело подводится к диску ч/з сопловой аппарат, располож-ый на периферии, и, после вз-ия с раб. перегородками, на диске, отводится вдоль оси.

Турбины тангенциального типа

Рабочее вещество подходит к колесу почти по касательной (тангенциально) к его наружной части, где располагаются лопаточные карманы. 

Классификация паровых турбин

Может быть предложена следущая классификация паровых турбин:

А. В зависимости от характера теплового процесса паротурбинной установки.

.Турбины конденсационные

а). турбины конденсационные без отборов пара

б). турбины конденсационные с промежуточными отборами пара

1.с нерегулируемыми отборами

2.с регулируемыми отборами

.как с регулируемыми, так и нерегулируемыми отборами

в). турбины с промежуточным подводом пара

г). турбины мятого пара

.Турбины с повышенным давлением на выхлопе

а). турбины с ухудшенным вакуумом   б). турбины с противодавлением   в). турбины предвключенные

Б. В зависимости от давления пара, поступающего в турбину: низкого, среднего, высокого и сверхкритического.

2.Основные типы золоудалений. Степень очистки.

При сжигании на КУ и ТЭС образуются продукты сгорания, содержащие летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангедрид и газообразные про-дукты неполного сгорания, различные микроэлементы, в основном элементы тяжёлых металлов, радиоактивные элементы, которые абсорбируясь на золе осаждаются на окружающие поверхности. Выбросы должны соответствовать ПДК. Это обеспечивается установкой эффективных золоулови-телей и сооружений, дымовых труб большой высоты.

В системах золоулавливания применяют: эл.фильтры, мокрые золоулови-тели (центробежные и мокропрутковые скруберы), тканевые фильтры и… Это позволяет улавливать до 98ч99%.

Чтобы выделить из газового потока частицы пыли –необходимо заставить их двигаться с некоторой относительной скоростью по направлению, не совпадающему с движением газа. Поэтому в основу классификации золоуловителей могут быть положены силы, которые в процессе улавливания действуют на частицы золы, заставляя их выделятся из газ-потока. 

Батарейные циклоны.  Степень очистки –до 90%. Благодаря танген-циальному подводу газов к наклонно-расположенным входам в циклоны и направляющему аппарату поток газов закручивается и движется вниз по спирали. Тв.примеси под действием центробежных сил прижимаются к стенкам корпуса циклона и попадают в бункер, а поток очищенный газ отводится из верхней части циклона. 

Мокрые золоуловители.  Степень очистки - 95ч97% (зависит от скорости газов на входе, плотности золы, её состава). Принцип действия основан на отделении частиц золы от потока инерционными силами и их прилипание к плёнке воды, омывающей стенки, что исключает возврат частиц в поток газа. Здесь помимо удаления золы протекают химические процессы поглощения СОХ и SOX. Отличаются высокой эффективностью, невысокой стоимостью и размерами.

Электрофильтры.   Исп-ся на мощных котельных электрических станций в качестве основного золоулавливающего устройства. Бывают горизонтальные (1 и 2-х секционные) и вертикальные (1 и 2-х секционные). Очистка происходит в результате создания неравномерного эл. поля высокого напряжения (≈ 50 кВ) и образования коронного разряда между электродами.Частицы золы, находясь между электродами заряжаются под действием сил эл.поля, двигаются к осадительным электродам и осаждаются на них.

 Самым простым способом ↑ эффективности очистки является увлажнение дымовых газов. В этом плане благоприятна комбинация: мокрого золоуловителя и электрофильтра.

Билет 20

1.Общие понятия о течении жидкости в лопаточных каналах. Геометрические характеристики решёток профилей. Силовое воздействие потока рабочего тела на лопатки.

Геометрические характеристики сопловой решетки:

Потери энергии и другие газодинамические характеристики решеток зависят от геометрической формы канала между соседними лопатками, которая определяется формой профиля лопатки. Поэтому основной геометрической характеристикой решетки следует считать тип и форму профиля лопатки. Шаг решетки t1 —расстояние между соседними профилями,    горло  01 —минимальный размер канала на выходе из решетки. Фронтом решетки называется линия, параллельная напр-ию окружной ск-ти рабочих лопаток; угол установки профиля в решетке αу —угол между напр-ем, противоположным направлению окружной скорости, и касательной к выходной и входной кромкам профиля.

эффективный угол выхода потока . Этот геометрический параметр в большой степени определяет направление потока за решеткой; хорда профиля b1 —расстояние между наиболее удаленными точками профиля (в цилиндрическом сечении); ширина решетки B1 —расстояние по перпендикуляру к фронту решетки; толщина выходной кромки лопатки  —диаметр окружности, вписанной между обводами профиля вблизи выходной кромки; высота (длина) лопатки на выходе из решетки  —размер канала на выходе из решетки, измеряемый по радиусу ступени;  средний диаметр решетки d1 —диаметр окружности, проходящей ч/з точки, делящие высоту лопатки пополам; степень парциальности е —отношение длины дуги L, занятой соплами, ко всей длине окружности с диаметром, равным среднему диаметру решетки

  Геометрические характеристики рабочей решетки. Кроме перечисленных характеристик используется понятие скелетного угла входной кромки профиля в решетке () называется угол между касательной к средней линии профиля на входе в решетку и направлением окружной скорости. Средней линией профиля называется линия, точки которой равноудалены от обводов профиля. Для сопловых и реактивных рабочих лопаток скелетный угол входной кромки () часто близок к 90°, для активных решеток  существенно меньше 90°. Oтносительные геометрические параметры решеток:  относительный  шаг  относительную высоту  относительную толщину выходной кромки  веерность 

         Газодинамические характеристики решеток необходимы для теплового расчета турбинных ступеней. Их значения можно определять теоретически, но чаще находят экспериментально. Коэффициент потерь энергии, коэффициент расхода и угол выхода потока из решетки.

Коэф. потерь энергии решетки называют отношение потерь энергии в потоке к располагаемой энергии потока в решетке.  

Коэффициентом расхода решетки называют отношение действительного расхода через решетку к теоретическому расходу массы рабочего тела через эту решетку   

 Углом выхода потока из решетки, , называют среднее значение углов направления векторов  действительных скоростей за решеткой относительно ее фронта.     

Для современных аэродинамически отработанных решеток при дозвуковых скоростях за действительный угол выхода принимают значение эффективного угла выхода. Для соловой решетки   Для рабочей лопатки   

3.Энергосбережение в промышленных котельных.

Энергосбережение по котельным:

1-использование ХВО; 2-установка расходомеров и тепловых счётчиков; 3-рационализация тепловой схемы, установка подогревателей сырой и ХО воды, что позволяет ↑ t0 воды, подающейся в деаэратор на 200С, ↓ на 25% колич реагентов; 4-снизить потери пара и конденсата внутри КУ (неисправность арматуры, фланцев и т.д.); 5-улучшение состояния обмуровки.

Энергосбережение в системе пароиспользования.

Система пароиспользования связа-на с системой возврата конденсата. Ориентировочная норма возврата конденсата на станцию –%. Возврат конденсата –главный ком-понент экономии пара. Устройст-вом, резко снижающим потери пара, является конденсатоотводчик.

.Принцип работы электрофильтра.

Применительно к золопылевым выбросам ТЭО  охрана атмосферного воздуха достигается путем установки золоулавливающих устройств (сухих или мокрых) на выходе дымовых газов из котлоагрегата перед дымососами и пылеулавливающих –в системе пылеприготовления ТЭО. Одним из эффективных золоулавливающих устройств является электрофильтр. Электрофильтр (рис. 3.1) состоит из металлического или железобетонного корпуса с размещенными внутри него осадительными электродами. К электродам подается постоянный ток высокого напряжения. 

Обычно на коронирующие электроды подается отрицательное напряжение, так как образующиеся при коронном разряде отрицательные ионы обладают большей подвижностью по сравнению с положительными, а корона, возникающая на отрицательном электроде, устойчивее, чем на положительном. При достаточно высоком напряжении между электродами фильтра возникает коронный разряд и межэлектродное пространство заполняется ионами газа в основном отрицательного знака.

Рис. 3.1. Схема конструкций электрофильтра

Поступающий в электрофильтр запыленный газ (рис. 3.2) проходит с небольшой скоростью (1,5-3 м/с) между электродами, и частицы золы или пыли, встречая на своем пути ионы, адсорбируют их, приобретают электрический заряд и под действием электрического поля движутся к осадительным электродам.

Рис. 3.2. Трехпольный двухсекционный электрофильтр типа ЭГА

На рисунке обозначено: 1 –штуцер входа запыленного газа; 2 –штуцер выхода очищенного газа; 3 –газораспределительная решетка;                     4 –клеммы подвода тока высокого напряжения; 5,6 –коронирующий и осадительный электроды; 7,8 –механизмы встряхивания, соответственно, коронирующих и осадительных электродов; 9 –корпус; 10 –бункер;                      11 –перегородка для уменьшения перетока газа; 12 –подъемная шахта;                13 –объемные газораспределительные элементы; 14 –конфузорный отвод газов; 15 –смотровые люки.

По способам удаления осаждающихся на электродах частиц, различают сухие и мокрые электрофильтры. В сухих электрофильтрах осевшие на электродах частицы удаляются с помощью механизмов встряхивания и под действием сил тяжести осыпаются в бункер. В мокрых электрофильтрах частицы с электродов смываются водой или другой жидкостью (например, маслом).

Электрофильтры имеют КПД более 98 % при улавливании частиц любого размера, кроме самых мелких.

Билет 21

1.Расширение пара или газа в сопловых или направляющих каналах. Преобразование энергии на рабочих лопатках.

За счет поворота потока и расширения рабочего тела на рабочих лопатках создается усилие и, следовательно, крутящий момент на роторе, который и производит работу. За счет поворота потока в каналах рабочих лопаток создается активная часть усилия, а за счет ускорения потока в каналах рабочих лопаток —реактивная часть усилия, действующего на рабочие лопатки.

В соответствии с уравнением сохранения энергии  теоретическая скорость потока на выходе из сопл определяется по формуле:  

Действит-ая ск-ть истечения из сопл из-за потерь энергии в соплах меньше :  , где —коэф-нт скорости сопл.

Потери энергии в рабочих лопатках:∆H= 

Для потока в относительном движении уравнение сохранения энергии для сечений на входе и выходе из каналов рабочих лопаток запишется в следующем виде:       

Определение теоретической скорости потока в относительном движении на выходе из рабочих лопаток:

  Действительная скорость на выходе из рабочих лопаток будет меньше : , где —коэффициент скорости рабочих лопаток.

Потери энергии находят по формуле:     —потери энергии с вых. скоростью ступени

Для построения треугольников скоростей угол  вектора скорости  выбирают в интервале от 11 до 25°. Определяют значение . Окружную скорость рабочих лопаток рассчитывают по формуле: 

Из геометрических характеристик входного треугольника скоростей определяют относительную скорость w и угол β.

Соотношения между скоростями и углами потока в турбинной ступени в большой степени зависят от степени реактивности ступени р. Под степенью реактивности ступени понимается отношение располагаемого теплоперепада рабочих лопаток к сумме располагаемых теплоперепадов сопловых и рабочих лопаток 

Чем выше степень реактивности р, тем больше ускоряется поток в рабочих лопатках.

В активной ступени в рабочих лопатках не происходит расширения пара, давление перед рабочими лопатками равно давлению за ними.

Турбинные ступени со степенью реактивности до 0,25 относят также к активному типу. Турбинные ступени, в которых степень реактивности равна 0,4—,6 и более, называют реактивными.

В рабочих лопатках ступени с р < 0 возникает диффузорное течение, т.е. в каналах рабочих лопаток давление увеличивается к выходу:  При этом диффузорное течение сопровождается повышенными потерями энергии в каналах рабочих лопаток.

2.Назначение и типы деаэраторов. (+Лекции Чикшина стр.36-37)

Питат. вода паровых котлов ТЭС высокого давления согласно ПТЭ д. иметь жесткость не более 0,2 мкг-экв/кг, содержать кислорода менее 10 мкг/кг.

Главным устройством, удаляющим газы из питательной воды является деаэратор.

Классификация деаэраторов паротурбинных установок ТЭС:

I) По назначению:

1) деаэраторы питательной воды паровых котлов;

) деаэраторы подпиточной воды тепловых сетей;

) деаэраторы добавочной воды и обратного конденсата внешних потребителей.

II) По давлению греющего пара:

) ч8 ат - деаэраторы высокого давления (используются для деаэрации питательной воды; устанавливаются в рассечку между группой ПВД и ПНД);

) ,2 ат - деаэраторы атмосферного типа (используются для деаэрации подпиточной и добавочной воды; устанавливаются после ХВО);

) ,5ч50 кПа - вакуумные деаэраторы (применяются в тепловых сетях и на водогрейных котельных: там, где нет пара).

III) По конструкции:

) смешивающего типа (смешение потоков греющего пара и обогреваемой деаэрируемой воды);

) деаэраторы перегретой воды с внешним предварительным нагревом воды отборным паром.

IV) По принципу формирования межфазной поверхности теплоносителя:

) барботажного типа;

) струйного (тарельчатого) типа;

) пленочного типа;  4)капельного типа.

3.Энергосбережение в системах отопления, вентиляции горячего водоснабжения.

Энергосбережение в систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

1-применение местной системы регулирования отопления; 2-уста-новка приборов учёта и терморегу-ляторов; 3-система отопления для поддержания постоянной t0; 4-пере-ход в режим дежурного отопления - ↓ tВ до 12ч140С в нерабочее время (экономия 8ч10%); 5-применение лучистого отопления, напольные и панельные с инфракрасными газов. горелками (экономя до 50% энерг.).

Вентиляция:

1-создание переходных камер на дверях; 2-установка автоматичес-кой системы воздушной завесы при открытии дверных проёмов;

-проверка герметичности вент. Воздуховодов; 4-отключение вентиляции в нерабочий период;

-применение систем с регулиру-емой частотой двигателя; 6-своев-ременная очистка воздушн фильтр. 7-применение местной вентиляц

Билет 22

1.Потери в турбинах и их классификации.

Паровой расход турбоустановки

  , где  - расход пара в регенеративный отбор;  - в производственный и теплофикационный отбор;  - через лабиринтные (концевые) уплотнения;  - различные технологические отборы пара в турбоустановке (пар на эжектор, обдув поверхностей нагрева, на распыл мазута в форсунках, на привод питательных насосов, на подогрев воздуха и мазута);  - расход пара в конденсатор;  - утечки пара в турбоустановке через различные неплотности.

 , где  - расход воды из конденсатора;  - дренажи регенеративных подогревателей;  - дренажи пара из уплотнений;  - дренажи пара, подаваемого на эжектор турбины;  - расходы обратного конденсата внешнего потребителя;  - расход конденсата пара, образовавшегося в расширителе непрерывной продувки;  - расход добавочной воды.

Потери пара, конденсата и питательной воды на 1%, снижают КПД станции примерно на 1%.                

Величина потерь на станции регламентирована нормами:

- на станциях до 100 атм не выше 1,5%;

- свыше 100 атм не выше 1%.

В среднем потери составляют 0,6ч0,8%.

Потери 10ч15% для производственных ТЭЦ, когда пар загрязняется.

2.Типы и конструкции испарителей.

Термический метод обессоливания добавочной воды основан на том явлении, что растворимость солей в паре при малых давлениях очень мала.

 Термическая подготовка добавочной воды осуществляется в испарителях.

єC

Количество пара, идущего в одноступенчатой схеме приблизительно равен очищенному.

Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей

Достоинство схемы: Достоинство схемы: из одного расхода Dп5 можно  получить три расхода Dи2 обессоленного пара.

                                

Недостаток схемы: наличие продувки в каждом испарителе.

ЛОК - линия основного конденсата

Особенность: на первой ступени температура не должна превышать 120єС, чтобы не было солевых отложений. В последующих ступенях давление ниже, чем в предыдущих

Принцип работы: сырая вода нагревается последовательно в каждом испарителе, затем в пароводяном теплообменнике до температуры выше температуры насыщения первой ступени испарительной установки. Она является перегретой для первой ступени и испаряется. Остатки солёной воды поступают на следующую ступень. В конечном итоге получается дестилят. Из шестой ступени идёт продувка.

Включение испарительной установки в тепловую схему турбины

3.Циклы паросиловых установок. 

Цикл –это круговой замкнутый процесс, в результате которого рабочее тело возвращается в исходное положение.

Работа цикла –это работа которую совершает раб. тело в результате выполнения кругового ТД процесса

Паросиловая установка - это тепловой двигатель основным элементом которого является паровая турбина (Т), а также входят паровой котёл (ПК), конденсатор (Кд) и питательный насос (ПН).

1-2 адиабатное расширение S=const

2-3 изотермическое сжатие T=const

3-4 адиабатное сжатие

4-1 изотермическое расширение

; L –работа

2) Цикл Ренкина

1-2 адиабатное расширение в паровой турбине (ПТ)

2-3 конденсация пара в конденсаторе (Кр)

3-4 повышение давления воды в питательном насосе (ПН)

4-5 подогрев воды до (•)-ки кипения в паровом котле (ПК)

5-1 парообразование в пароперегре-вателе (ПП), (•)-ка начало кипения

(Г) –генератор, происходит выработ-ка электроэнергии

Прямой цикл –это цикл в результате которого система совершает работу за счёт подвода тепла   Q>0; Q1>Q2

Обратный цикл –это цикл в резуль-тате которого теплота отводится от ТДС за счёт затрат подведённой рабо-ты из вне   Q<0; Q1<Q2

Билет 23

1.Ступень турбины и её основные параметры.

Под турбинной ступенью понимается совокупность неподвижного ряда сопловых лопаток, в каналах которых ускоряется поток пара или газа, и подвижного ряда рабочих лопаток, в которых энергия движущегося пара или газа преобразуется в механическую работу на вращающемся роторе по преодолению сил сопротивления приводимой машины. В каналах сопловых лопаток рабочее тело (в дальнейшем под этим термином будем понимать пар или газ паровой или газовой турбины) расширяется от давления перед сопловыми лопатками p0 до давления в зазоре между сопловыми и рабочими лопатками p1.

На выходе из сопловых лопаток  рабочее тело  приобретает  в   процессе  расширения скорость c1, направленную  под углом α1 к вектору окружной скорости рабочих лопаток. Направление потока под углом задается соответствующей формой и установкой сопловых лопаток.

Рис. Проточная часть осевой ступени и развертка цилиндрического сечения по среднему диаметру ступени: О,О- размеры горла сопловой и рабочей решеток.

Рабочие лопатки перемещаются перед соплами с окружной скоростью u. Значение этой скорости зависит от диаметра d, на котором расположены рабочие лопатки, и от частоты   вращения ротора. На входе в рабочие лопатки рабочее тело в относительном движении перемещается с относительной скоростью . Вектор относительной скорости , как известно, определяется геометрическим вычитанием из абсолютной скорости  переносной скорости . Векторы абсолютной , переносной  и относительной  скоростей образуют треугольник скоростей на входе в рабочие лопатки (входной треугольник). Угол между векторами относительной и переносной (окружной) скоростей обозначают. Направление входных кромок рабочих лопаток при изготовлении определяется направлением относительной скорости, т.е. углом .При течении в каналах рабочих лопаток происходит дальнейшее расширение рабочего тела от давления p до давления р2 за рабочими лопатками, а также поворот потока. За счет поворота потока и расширения рабочего тела на рабочих лопатках создается усилие и, следовательно, крутящий момент на роторе, который и производит работу. За счет поворота потока в каналах рабочих лопаток создается активная часть усилия, а за счет ускорения потока в каналах рабочих лопаток —реактивная часть усилия, действующего на рабочие лопатки. На выходе из каналов рабочих лопаток относительная скорость рабочего тела обозначается w2 и определяется кинетической энергией в относительном движении на входе в каналы рабочей решетки и энергией при расширении рабочего тела от давления  p до давления  р2. Сложив векторы относительной  и переносной  (окружной) скоростей, получим вектор абсолютной скорости . Угол вектора скорости  с направлением, обратным , обозначают , а его значение определяется формой профиля рабочей лопатки и ее установкой на роторе; при этом направлением выходной кромки рабочей лопатки определяется направление относительной скорости потока на выходе из рабочих лопаток. Угол вектора скорости  с направлением, обратным , обозначают α. Треугольник скоростей, образованный векторами,  и  , называют выходным.

2.Типы и характеристики насосов.

В зависимости от рода рабочего тела, различают насосы для капельных жидкостей (насосы в узком смысле) и насосы для газов (газодувки и компрессоры). В газодувках происходит незначительное изменение статического давления, и изменением плотности среды можно пренебречь. В компрессорах при значительных изменениях статического давления проявляется сжимаемость среды. 

Остановимся подробнее на насосах в узком смысле этого слова - насосах для жидкости. Преобразуя механическую энергию приводного двигателя в механическую энергию движущейся жидкости, насосы поднимают жидкость на определенную высоту, подают ее на необходимое расстояние в горизонтальной плоскости или заставляют циркулировать в какой-либо замкнутой системе. 

По принципу действия насосы подразделяют на динамические и объемные. 

В динамических насосах жидкость движется под силовым воздействием в камере постоянного объема, сообщающейся с подводящими и отводящими устройствами. 

В объемных насосах движение жидкости происходит путем всасывания и вытеснения жидкости за счет циклического изменения объема в рабочих полостях при движении поршней, диафрагм, пластин. 

По конструкционно-энергетическим признакам насосы подразделяются на: объемные, лопаточные (диагональные, осевые, центробежные), струйные, электромагнитные или магнитогидродинамические (МГД). 

Работа любого насоса характеризуется следующими величинами: Объемная подача - Q, [м3/с] - объем жидкости подаваемый насосом в напорный трубопровод за единицу времени.  Напор (удельная работа) - H, [Дж/кг] - полное количество энергии, сообщаемое 1 кг рабочего среды в насосе. Выраженный в метрах показывает высоту на которую можно поднять жидкость с помощью насоса. Частота вращения (для насосов имеющих вращающийся ротор) - n [об/мин]  Состояние среды на входе: (температура и давление); плотность среды - [кг/м3]  Мощность, N [Вт] - полная энергия подводимая к насосу в единицу времени. Коэффициент полезного действия КПД, - отношение полной энергии, подведенной к насосу, к энергии переданной жидкости.      Специальные насосы АЭС Насосы, используемые в ядерной энергетике, можно приблизительно разделить на следующие девять групп:                                    1.главные циркуляционные насосы, предназначенные для создания циркуляции теплоносителя с вспомогательными насосами к ним;  2.питательные насосы - для подачи питательной воды в парогенераторы или барабаны-сепараторы;  3.конденсатные насосы - для подачи конденсата в деаэраторы из конденсаторов турбин и подогревателей низкого и высокого давления;  4.насосы циркуляционного водоснабжения для охлаждения конденсатор турбин;  5.насосы технического водоснабжения главного корпуса;  6.насосы систем безопасности;  7.насосы масло снабжения систем турбоагрегатов;  8.насосы спецводоочистки и химводоочистки;  9.насосы вспомогательных систем. 

3.Солнечная энергия и методы её преобразования.

Солнечная энергетики относится к наиболее материалоемким видам производства энергии. 

Солнечную радиацию при помощи гелиоустановок преобразуют в тепловую или электрическую энергию, удобную для практического применения. Они осуществляют горячее водоснабжение, отопление и кондиционирование воздуха жилых и общественных зданий, животноводческих ферм и теплиц, сушку сельскохозяйственной продукции, термообработку строительных конструкций, подъем и опреснение минерализованной воды и др.

Есть несколько направлений преобразования и использования солнечной энергии. Первое: преобразование солнечного излучения в тепловую энергию и использование ее для отопления зданий, кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения, сушки различных материалов и сельскохозяйственных продуктов, опреснения морской и минерализованной артезианской воды.

Основа различных установок и систем преобразования солнечной радиации в теплоту до температур порядка 70-80 °С –плоский солнечный коллектор. Это металлическая рама с трубками (каналами) или плоская коробчатая конструкция, через которую пропускают поток теплоносителя  (воду, воздух, специальные жидкости и т. д.). Со всех сторон этот коллектор заключен в теплоизоляционный корпус, кроме стороны, на которую попадают солнечные лучи. Здесь один или несколько слоев прозрачной изоляции. Коллектор площадью 1 м2 дает до 80 л теплой (60-80 °С) воды в день. 

Второе направление солнечной энергии –преобразование ее в электрическую энергию. Если закрыть кристалл кремния тончайшим, прозрачным для света слоем металла, то поток фонов-частиц света, проходя сквозь слой металла, будет выбивать  электроны  из кристалла. Электроны  начнут концентрироваться в слое металла. Так между кристаллом и слоем металла возникает разность потенциалов. Если тысячи таких кристаллов, покрытых слоем металла, –фотоэлементов соединить последовательно и параллельно (для увеличения напряжения тока), то образуется солнечная батарея. 

Концентраторы солнечного света. Сфокусировать солнечные лучи можно и с помощью вогнутого зеркала. Оно является основной частью гелиоконцентратора, прибора, в котором параллельные солнечные лучи собираются с помощью вогнутого зеркала. Если в фокус зеркала поместить трубу с водой, то она нагреется. Таков принцип действия солнечных преобразователей прямого действия.

Наиболее эффективные концентраторы солнечного излучения (рис. 3.2) имеют форму:

. Цилиндрического параболоида (а);

. Параболоида вращения (б);

. Плоско-линейной линзы Френеля (в).

В его фокусе проходит труба с теплоносителем-дифенилом, нагреваемым до 350 °С. 

                                                                                                                                                                            Рис. 3.3. Солнечный водонагреватель

Водонагреватель. Водонагреватель предназначен для снабжения горячей водой, в основном, индивидуальных хозяйств. Устройство состоит из короба со змеевиком, бака холодной воды, бака-аккумулятора и труб. Короб стационарно устанавливается под углом 30-50° с ориентацией на южную сторону. 

Тепловые концентраторы.Это деревянные, металлические или пластиковые короба, с одной стороны закрытые одинарным или двойным стеклом. Внутрь короба для максимального поглощения солнечных лучей вставляют волнистый металлический лист, окрашенный в черный цвет. В коробе нагревается воздух или вода, которые периодически или постоянно отбираются оттуда с помощью вентилятора или насоса.

В основе работы пассивных устройств лежит принцип сбора солнечной энергии на зачернённых поверхностях, их разогрев и последующая передача тепла за счёт теплопроводности и свободной конвекции обогреваемому пространству или теплоносителю. 

Более сложной представляется система с аккумулирующей зачернённой стеной, которая разогревается за счёт поглощения солнечных лучей, а затем передаёт тепло обогреваемому помещению. 

Самый важный компонент системы –теплоноситель. Различают коллекторы с естественной и принудительной (с помощью насосов) его циркуляцией. Широкое применение находят солнечные установки не только с водой, но и с воздухом, а также с низкокипящими жидкостями типа аммония (рис. 3.5).

Наиболее распространёнными системами данного типа являются водяные коллекторы, которые успешно используются в районах с жарким климатом для нагрева воды до 40-80 °С. Например, коллектор площадью 1,5 м2 способен нагреть за 5-6 ч около 100 л воды до 70 °С. Солнечные дистилляторы. 

К активным тепловым солнечным системам относятся плоские, а также параболические зеркальные концентраторы с одной и двумя степенями свободы и со специальными приводами, позволяющими системе «следить» за положением Солнца на небосводе 

Рис. 3.5. Водяной солнечный коллектор           Башенные и модульные электростанции. 

Солнечные батареи. Энергия солнечной радиации может быть преобразована в постоянный электрический ток посредством солнечных батарей –устройств, состоящих из тонких пленок кремния или других полупроводниковых материалов. Преимущество фотоэлектрических преобразователей (ФЭП) обусловлено отсутствием подвижных частей, их высокой надежностью и стабильностью. При этом срок их службы практически не ограничен. Они имеют малую массу, отличаются простотой обслуживания, эффективным использованием как прямой, так и рассеянной солнечной радиации. Модульный тип конструкций позволяет создавать установки практически любой мощности и делает их весьма перспективными. Недостатком ФЭП является высокая стоимость и низкий КПД (в настоящее время практически 10-12 %).

Солнечный пруд. СЭС на базе солнечных прудов значительно дешевле СЭС других типов, так как они не требуют зеркальных отражателей со сложной системой ориентации, однако их можно сооружать только в районах с жарким климатом.

В солнечном пруду происходит одновременное улавливание и накапливание солнечной энергии в большом объеме жидкости. Обнаружено, что в некоторых естественных соленых озерах температура воды у дна может достигать 70 °С.

Солнечные водонагревательные установки. 

Система солнечного теплоснабжения зданий. Различают активные и пассивные системы солнечного теплоснабжения зданий. Характерным признаком активных систем является наличие коллектора солнечной энергии, аккумулятора теплоты, дополнительного источника энергии, трубопроводов, теплообменников, насосов или вентиляторов и устройств для автоматического контроля и управления. В пассивных системах роль солнечного коллектора и аккумулятора теплоты обычно выполняют сами ограждающие конструкции здания, а движение теплоносителя (воздуха) осуществляется за счет естественной конверции без применения вентилятора 

Пассивные гелиосистемы отопления зданий. Для отопления зданий используются следующие типы пассивных гелиосистем:

С прямым улавливанием солнечного излучения, поступающего через здания или через примыкающую к южной стене здания солнечную теплицу (зимний сад, оранжерею);

С непрямым улавливанием солнечного излучения, т. е. с теплоаккумулирующей стеной, расположенной за остеклением южного фасада;

С контуром конвективной циркуляции воздуха и галечным аккумулятором теплоты. Кроме того, могут использоваться гибкие системы, включающие элементы пассивной и активной гелиосистемы.

Прямое улавливание солнечной энергии может эффективно осуществляться при соблюдении следующих условий:

1) оптимальная ориентация дома –вдоль оси восток-запад или с отклонением до 30° от этой оси;

) на южной стороне 50-70 % всех окон, а на северной –не более 10 %, причем южные окна должны иметь двухслойное остекление, а северные окна –трехслойное;

) здание должно иметь улучшенную тепловую изоляцию и низкие теплопотери вследствие инфильтрации наружного воздуха;

) внутренняя планировка здания должна обеспечивать расположение жилых комнат с южной стороны, а вспомогательных помещений –с северной;

) д.б. обеспечена достаточная теплоаккумулирующая способность внутренних стен и пола для поглощения и аккумулирования теплоты солнечной энергии;

) для предотвращения перегрева помещений в летний период над окнами должны быть предусмотрены навесы, козырьки и т. п.

КПД такой системы отопления, как правило составляет 25-30 %, но в особо благоприятных климатических условиях может быть значительно выше и достигать 60 %. Существенным недостатком этой системы являются большие суточные колебания температуры воздуха внутри помещений. Пассивные системы имеют такой же срок службы, как и само здание. Наряду с получением теплоты эти системы также обеспечивают эффективное использование дневного освещения, благодаря чему снижается потребление электроэнергии.

Билет 24

1.Работа турбин на переменных режимах.(Костюк стр.169)

2.Тепловые схемы газотурбинных электростанций, регулирование параметров их работы.

Область применения:

) Для выработки  электрической и тепловой энергии.

) Транспортные (двигатели самолетов, судов, железнодорожных локомотивов, танков).

) Приводные ГТУ: для привода мощных нагнетателей воздуха (компрессоры, воздуходувки, насосы, на газоперекачке).

) Энерготехнологические ГТУ: используются в технологических схемах крупных предприятий для приводов компрессоров, обеспечивающих рабочий процесс и работающих за счет расширения газов, образующихся в сомом технологическом процессе.

ПТУ - сложнее и дороже. ГТУ – маневреннее, быстрее пуск. Пуск ГТУ осуществляется за несколько минут, паросиловой установки –до нескольких часов).

. ГТУ используют для снятия пиковых нагрузок (КПД низкий).

. Благодаря низкой стоимости на газ, в последнее время повышен интерес у конечных потребителей энергии к созданию ГТУ (собственных) для обеспечения предприятий энергоресурсами.

. Использование ГТУ (замкнутых), работающих в паре с атомными реакторами (для охлаждения применяют гелий).

Принципиальная схема ГТУ. 

д, 4д - потери в проточной части.

-2 сжатие воздуха в компрессоре (адиабатное);

-3 изобарный подвод теплоты в камере сгорания;

-4 адиабатное расширение продуктов сгорания в ГТ;

-1 изобарное охлаждение продуктов сгорания в атмосфере. 

Рис.. Конструктивные схемы различных типов ГТУ: а —ГТУ простого цикла без регенерации; б —ГТУ простого цикла с регенератором теплоты уходящих газов; б —двухвальвая ГТУ с двухступенчатым подводом теплоты топлива: Т —подвод топлива; КВД, КИД —воздушные компрессоры высокого и низкого давления; ГТВД, ГТНД —газовые турбины высокого и низкого давления

;  ;  ;

;   ;   , где - степень повышения давления в компрессоре, чем π выше, тем выше ηt.    Р1 - давление окружающей среды только для разомкнутых схем..  Температура Т3 ограничена пределом  жаростойкости металла ГТ (1400°С –для авиационной турбины, или 900°С –в среднем).

Недостаток схемы: большое количество элементов, работающих при высокой температуре, что повышает стоимость установки (дорогие материалы).  Т4 > Т1  ≡  Тос    ;  Т4=400ч450°С

В открытой схеме выбрасываемые газы имеют высокий тепловой потенциал.

Из-за потерь при определенной степени сжатия π работа компрессора может быть больше работы ГТ.

В реальной установке наибольшая эффективность достигается при определенной (оптимальной) степени повышенного давления в компрессоре  π опт, она определяется температурой рабочего тела на выходе из камеры сгорания и относительными внутренними КПД компрессора и турбины.

Методы повышения КПД ГТУ.

1) Использование теплоты уходящих газов.

Регенеративный подогрев сжатого воздуха продуктами сгорания ГТ.   Т4 > Т1  

,  - температура воздуха на выходе из РП.   Чем ниже π, тем больше выгода от регенерации теплоты, при увеличении π :  и ;с увеличением Т3: ;при определенной π: 

) Промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре.

) Промежуточный подогрев газов в ГТ

Условия отпуска теплоты от газотурбинной ТЭЦ имеют следующие особенности:

1.Продолжительность сгорания на выходе из ГТУ составляют t=400-500°С, что достаточно для нагрева теплоносителей, в т.ч. пару, для отпуска тепловой энергии внешним потребителям.

.Выработка тепловой энергии в виде пара или горячей воды производится за счет теплоты полностью отработавших в ГТ продуктов сгорания, поэтому:

- температурный уровень отпускаемой теплоты не влияет на тепловую экономичность ГТ.

- мощность газотурбинного двигателя ГТУ при любой величине отпуска тепловой энергии остается постоянным (электрическая и тепловая нагрузка не связаны).

.Высокая температура продуктов сгорания может быть использована на ГТУ небольшой мощности, т.е. технико-экономические  показатели ГТУ не зависят от единичной мощности.

4.Удельные капитальные затраты на газотурбинной ТЭЦ на 20-30% ниже, чем на паротурбинной ТЭЦ.

.Так как температурный уровень отпускаемой теплоты не влияет на экономию топлива, то экономически оптимальная температура прямой воды в теплосети, работающей от  газотурбинной ТЭЦ может быть значительно выше, чем от паротурбинной ТЭЦ и может составлять 200-300°С.

.Т.к.вырабатываемый пар для отпуска внешним потребителям имеет не высокое давление (15ч20 атм), то ХВО значительно проще и дешевле, что очень важно для промышленной ТЭЦ, когда возврат конденсата менее 50%.

.Пиковые тепловые нагрузки могут покрываться за счет форсирования подтопки сетевого подогревателя, следовательно отпадает необходимость в ПВК.

"-" ГТУ работает только на очень хорошем топливе: газ, хорошее жидкое топливо (дизельное топливо).

3.Ветровая энергия.

Ветроустановки классифицируются по следующим признакам:

1.  положению ветроколеса относительно направления ветра;
2.  геометрии ветроколеса;
3.  по мощности ветроустановки.

Минусы ветроэнергетики    Ветер дует почти всегда неравномерно. Значит и генератор будет работать неравномерно, отдавая то большую, то меньшую мощность, ток будет вырабатываться переменной частотой, а то и полностью прекратится, и возможно как раз тогда, когда потребность в нем будет наибольшей. В итоге любой ветроагрегат работает на максимальной мощности лишь малую часть времени, а в остальное время он либо работает на пониженной мощности, либо просто стоит. Для выравнивания отдачи тока применяют аккумуляторы, но это и дорого, и мало эффективно.

Типы ветродвигателей. Большинство типов ветродвигателей известны так давно, что история умалчивает имена их изобретателей. 

1. Ветродвигатели с горизонтальной осью вращения (крыльчатые)

. Ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные: лопастные (1) и ортогональные (6)).

Крыльчатые   Для крыльчатых ветродвигателей, наибольшая эффективность которых достигается при действии потока воздуха перпендикулярно к плоскости вращения лопастей крыльев, требуется устройство автоматического поворота оси вращения. С этой целью применяют крыло-стабилизатор. Карусельные ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут работать при любом направлении ветра, не изменяя своего положения.

Карусельные   Различие в аэродинамике дает карусельным установкам преимущество в сравнении с традиционными ветряками. При увеличении скорости ветра они быстро наращивают силу тяги, после чего скорость вращения стабилизируется. 

Ортогональные ветроагрегаты, как полагают специалисты, перспективны для большой энергетики. 

1.  ветроколесо (ротор), преобразующее энергию набегающего ветрового потока в механическую энергию вращения оси турбины. Диаметр ветроколеса колеблется от нескольких метров до нескольких десятков метров. Обычно для соединенных с сетью ВЭУ частота вращения ветроколеса постоянна. Для автономных систем с выпрямителем и инвертором –обычно переменная;
2.  мультипликатор –промежуточное звено между ветроколесом и электрогенератором, который повышает частоту вращения вала ветроколеса и обеспечивает согласование с оборотами генератора. 
3.  башня (иногда укрепляют стальными растяжками), на которой установлено ветроколесо. Обычно это цилиндрические мачты, 
4.  основание (фундамент) предназначено для предотвращения падения установки при сильном ветре.

Бывают:

. Горизонтально-осевой ветродвигатель.

. Вертикально-осевой ветродвигатель.

Диапазон размеров ветроэлектрических установок. Размер ВЭУ зависит от предполагаемого использования. Основной характеристикой, определяющей размер этих систем, является мощность ветроагрегата. Например, для работы на сеть возможно применение ВЭУ мощностью 50 кВт и выше.

Типы ветроэнергетических установок. ВЭУ могут быть соединены с сетью и передавать вырабатываемую энергию в местную электросеть или могут быть автономными, где потребитель находится в непосредственной близости от ветроагрегата. 

Очевидно, что ключевым фактором, определяющим выбор между применением автономной энергетической системы и проведением линий электропередачи от объекта к сетям централизованного энергоснабжения, является конкурентоспособность стоимостных характеристик ВЭУ в сравнении с подключением к сети.

Гибридная энергетическая схема. Гибридная энергосистема подразумевает использование ВЭУ совместно с другими источниками энергии Ветродизельные системы. Ветросолнечные системы. Использование ветроустановок совместно с микрогэс.

Билет 25

1.Критическое число оборотов вала. -

2.Парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами.

Рис.  Принципиальная    тепловая    схема    парогазовой    установки ПГУ-250 с высоконапорным   парогенератором ВПГ-600-140:

ВС —барабан-сепаратор; ПЕ —пароперегреватель; ПП —промежуточный перегреватель; ЦН—циркуляционный насос; ЭЮ —ЭКШ —газоводяиые экономайзеры утилизации теплоты уходящих  газов ГТУ; ДПВ —деаэратор  питательной  воды;   ДКС~ дополнительная  камера сгорания;

И—испарительные  поверхности  нагрева 

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называют парогазовой установкой (ПГУ) электростанции. Соединение этих установок в единое целое позволяет снизить потерю теплоты с уходящими газами ГТУ или парового котла, использовать газы за газовыми турбинами в качестве подогретого окислителя при сжигании топлива, получить дополнительную мощность за счет частичного вытеснения регенерации паротурбинных установок и в конечном итоге повысить КПД парогазовой электростанции по сравнению с паротурбинной и газотурбинной электростанциями.

Применение ПГУ для сегодняшней энергетики—наиболее эффективное средство значительного повышения тепловой и общей экономичности электростанции на органическом топливе. ПГУ имеют КПД до 46%,—%. Среди различных вариантов ПГУ наибольшее распространение получили следующие схемы: ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ), ПГУ со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла, ПГУ с утилизационным паровым котлом (УПК), полузависимые ПГУ, ПГУ с внутри цикловой газификацией твердого топлива.

ПГУ с высоконапорным парогенератором работают на природном газе или на жидком газотурбинном топливе (рис.). Воздушный компрессор подает сжатый воздух в кольцевой зазор корпуса ВПГ и в дополнительную камеру сгорания ДКС, где его температура повышается. Горячие газы после сжигания топлива в топочной камере имеют давление 0,6—!,2 МПа в зависимости от давления воздуха за компрессором и используются для генерации пара и его перегрева. После промежуточного перегревателя—последней поверхности нагрева ВПГ—газы с температурой примерно 700°С поступают в дополнительную камеру сгорания, где догреваются до 900 ˚С и поступают в газовую турбину. Отработавшие в газовой турбине газы направляются в трехступенчатый газоводяной экономайзер, где они охлаждаются питательной водой и основным конденсатом паровой турбины. Такое подключение экономайзеров обеспечивает постоянную температуру уходящих газов 120—"С перед их выходом в дымовую трубу. Вместе с тем в такой ПГУ происходит частичное вытеснение регенерации и увеличение мощности паротурбинной установки.

Высоконапорный парогенератор является общей камерой сгорания топлива для паротурбинной и для газотурбинной установки. Особенностью такой ПГУ является и то, что избыточное давление газов в схеме позволяет не устанавливать дымососы, а воздушный компрессор заменяет дутьевой вентилятор; отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Пар из ВПГ направляется в паротурбинную установку, имеющую обычную тепловую схему.

Существенным преимуществом данной установки является уменьшение габаритов и массовых показателей ВПГ, работающего при давлении в газовом тракте 0,6—,2 МПа. Высоконапорный парогенератор целиком изготавливается в заводских условиях. В соответствии с требованиями транспортировки паропроизводительность одного корпуса ВПГ не превышает 350-103 кг/ч. Парогенератор ВПГ-650-140-545/545 ПО Т1<3, например, состоит из двух корпусов. Его газоходы экранированы сварными газоплотными панелями из оребренных труб.

ПГУ с ВПГ целесообразно применять при умеренных температурах газов перед ГТУ. С увеличением этой температуры уменьшается доля теплоты, передаваемой газами поверхности нагрева высоконапорного парогенератора.

Автономная работа паровой ступени ПГУ с ВПГ невозможна, что является недостатком этой схемы, требующей равной надежности газотурбинной установки, паровой турбины, парогенератора. Применение ГТУ со встроенными камерами сгорания (например, ГТЭ-150) также недопустимо.

Использование ПГУ с ВПГ перспективно в схемах с внутрицикловой газификацией угля.

3.Геотермальная энергия.

Источники геотермальной энергии могут быть двух типов. Первый тип –это подземные бассейны естественных теплоносителей –горячей воды с низкой температурой кипения (аммиак, фреон и т.п.) (гидротермальные источники), или пара (паротермальные источники), или пароводяной смеси. По существу, это непосредственно готовые к использованию «подземные котлы», откуда воду или пар можно добыть с помощью обычных буровых скважин. Второй тип –это тепло горячих горных пород. Закачивая в такие горизонты воду, можно также получить пар или перегретую воду для дальнейшего использования в энергетических целях.

метод, основанный на использовании пара, образовавшегося при испарении горячей жидкости на поверхности. Этот метод использует то явление, что при приближении горячей воды (находящейся под высоким давлением) по скважинам из бассейна к поверхности давление падает и около 20 % жидкости вскипает и превращается в пар. Этот пар отделяется с помощью сепаратора от воды и направляется в турбину. Вода, выходящая из сепаратора, может быть подвергнута дальнейшей обработке в зависимости от ее минерального состава. Эту воду можно закачивать обратно в скальные породы сразу или, если это экономически оправдано, с предварительным извлечением из нее минералов. Другим методом производства электроэнергии на базе высоко –или среднетемпературных геотермальных вод является использование процесса с применением двухконтурного (бинарного) цикла. В этом процессе вода, полученная из бассейна, используется для нагрева теплоносителя второго контура (фреона или изобутана), имеющего низкую температуру кипения. Пар, образовавшийся в результате кипения этой жидкости, используется для привода турбины. Отработавший пар конденсируется и вновь пропускается через теплообменник, создавая тем самым замкнутый цикл. 

Геотермальные электростанции в качестве источника энергии используют теплоту земных недр. 

Схема электростанции для невулканических районов, располагающих ресурсами термальных вод с температурой 100 °С на глубинах, доступных для современной буровой техники, приведена на рис.

Рис. Схема геотермальной ЭС для невулканических районов: 1 –скважина; 2 –бак-аккумулятор; 3 –расширитель; 4 –Турб.; 5 –ген-ор.; 6 –градирня; 7 –насос; 8 –смешивающий конд-тор; 9, 10 –насос

Практически все геотермальные источники содержат примеси в виде различных химических элементов. Химическая активность подземных теплоносителей, в составе которых могут быть ртуть, мышьяк, вызывает отрицательные экологические эффекты, а также усиливает коррозию конструкционных материалов энергетического оборудования. Геотермальное теплоснабжение

В последние годы в системах теплоснабжения широко применяют тепловые насосы с использованием геотермальных источников энергии. В большинстве случаев это низкопотенциальные (так называемые «грунтовые», или «фоновые») геотерм.ресурсы, лежащие на глубине нескольких десятков или сотен метров.

Широкое распространение получили следующие способы извлечения первичного тепла:

–получение геотермальной воды из скважин; применение горизонтальных грунтовых теплообменников;

–устройство теплообменников типа «труба в трубе» в скважине;

–сооружение теплообменников в опорах фундаментов и других элементах конструкций зданий.

Билет 26

1.Подготовка к пуску и пуск паровой турбины. Что значит пуск паровой турбины на скользящих параметрах.(Лекции Чикшина)

2. Использование биомассы для производства энергии.

Понятие «биомасса» относят к веществам растительного или животного происхождения, а также отходам, получаемым в результате их переработки. Есть два основных направления получения топлива из биомассы: с помощью термохимических  процессов или путем биотехнологической переработки. 

Наиболее эффективно производство биогаза из навоза. Биогаз можно конвертировать в тепловую и электрическую энергию, использовать в двигателях внутреннего сгорания для получения синтезгаза и искусственного бензина.

Биогаз –смесь газов. Его основные компоненты: метан (СH4) –-70 % и углекислый газ (СО2) –-43 %, а также в очень малых количествах другие газы, например –сероводород (Н2S).

Факторы, влияющие на производство биогаза. Поскольку разложение органических отходов происходит за счет деятельности определенных типов бактерий, существенное влияние на него оказывает окружающая среда. 

Существуют определенные требования и к сырью: оно должно быть подходящим для развития бактерий, содержать биологически разлагающееся органическое вещество и в большом количестве воду (90-94 

Установки для получения биогаза. Ферментатор находится в яме диаметром около 4 м и глубиной 2 м (объем примерно 25 м3), выложенной изнутри кровельным железом, сваренным дважды: сначала электрической сваркой, а затем, для надежности, газовой. Для антикоррозионной защиты внутренняя поверхность резервуара покрыта смолой. Снаружи верхней кромки ферментатора сделана кольцевая канавка из бетона глубиной примерно 1 м, выполняющая функцию гидрозатвора, в этой канавке, заполненной водой, скользит вертикальная часть колокола, закрывающего резервуар. Колокол высотой около 2,5 м –из листовой двухмиллиметровой стали. В верхней его части и собирается газ.

Мини-теплоэлектростанция на отходах. Метановое брожение

Метановое брожение отличает высокий КПД превращения энергии органических веществ в биогаз, достигающий 80-90 %. Биогаз может с высокой эффективностью использоваться как топливо. С помощью газогенераторов (КПД-83 %) его можно трансформировать в электроэнергию (33 %) и тепловую (55 %) энергию. Пригоден он и для ДВС и дизельных двигателей. Биогазовые установки легко разместить в любом районе, они не требуют строительства дорогостоящих газопроводов.

3.Парогазовые установки с низконапорными парогенераторами.

Билет 27

1. Тепловые и атомные электрические станции. Типы электростанций.

1) По виду отпускаемой энергии:

1) тепловые станции, отпускающие только электрическую энергию. Они оснащаются турбинами типа К (конденсационные): КЭС, ГРЭС(Государственная районная электростанция). Очень крупные. КПД=35-40%;

2)тепловые электростанции, отпускающие и электрическую и тепловую энергию-ТЭЦ. На них более полно используется теплота топлива. КПД=60-70%. Бывают двух типов: промышленные и отопительные. Промышленные ТЭЦ работают исключительно для удовлетворения потребности в тепловой энергии какого-либо предприятия.  Отопительные ТЭЦ предназначены для отопления жилых районов, городов. Зимой работают по графику, летом переходят на конденсатный режим.

2) По технологической структуре:

1) ТЭС с блочной структурой основного оборудования. Используется несколько блоков. Принципиальная схема не зависит от блоков. Количество парогенераторов равно количеству турбин. Рис1

Эта структура появилась 30-40 лет назад. Причины: переход на промперегрев пара для увеличения КПД установки;  необходимость упрощения схем паропроводов; требование надежной автоматизации и регулирования основных агрегатов и вспомогательного оборудования;

2) ТЭС не блочной структуры. С поперечными связями и общим паровым  трансфером. Количество парогенераторов не равно количеству турбин. Рис2

3) По типу теплового двигателя:

1) станции с паротурбинными установками (КПД до 40%);

) станции с газотурбинными установками (КПД=30-33%).    Рис3

    Топливо и сжатый воздух подаются в камеру сгорания, затем продукты сгорания расширяются в газовой турбине. ГТУ более компактны, чем ПТУ, менее металлоемкие, маневренные;  

3) станции с парогазовыми установками (КПД=50-55%).  Рис4

Работают по циклу газовой и паровой турбин. Основное достоинство-экономичность;

4) тепловые станции с двигателями внутреннего сгорания.

4) По виду используемого топлива:

1) угольные;

) газовые (больше всего);

) мазутные.

5) По типу парогенератора:

1) с прямоточным парогенератором;

) с барабанным парогенератором.

6) По величине начальных параметров пара:

1) со сверхкритическими параметрами пара (Р>22 МПа);

) с высокими параметрами пара (Р>16 МПа);

) со средними параметрами пара (Р>4 МПа);

) с низкими параметрами пара (Р<4 МПа).

7) По мощности.

1) станции большой мощности (Nуст>1000 МВт);

) станции средней мощности (Nуст>160 МВт);

) станции средней мощности (Nуст<160 МВт).

8) По типу часов использования установленного оборудования:

1) базовые (Туст>5000 час/год);

) полупиковые (Туст от 5000 до 1500-2000 час/год);

) пиковые (Туст <1500-2000).

9) По способу водоснабжения:

1) прямоточные;

) с обратным водоснабжением.

3. Закрытые и открытые системы теплоснабжения.

По энергетическим показателям и кап. вложениям современные закрытые и открытые системы теплоснабжения являются в ≈ равноценными. Обязательным условием для обоих систем является обеспечение стабильного качества гор. воды у абонентов в соответствии с ГОСТ на питьевую вод

Выбор типа систем (закрытая или открытая) зависит от условий водоснабжения ТЭЦ, качества водопроводной воды, (жесткости, коррозионной активности и окисляемости, а т.ж. от расположения источника теплоты для гор. водоснабжения). В большинстве случаев качество водопроводной воды определяет выбор системы тепл.

+ закрытой системы теплоснабжен:

1) Водопроводная вода не имеет прямого контакта с сетевой водой т.к. она нагревается в групповых или местных тепловых подстанциях.

2) Гидравлическая изолированность водопроводной воды для гор. водоснабжения от сетевой воды, основное преимущество; 3) Обеспечивает стабильное качество воды для горячего водоснабжения и водопроводной воды; 4) Простой санитарный контроль системы гор. водоснабжения; 5) Простой контроль герметичности теплофикационной системы, производится по расходу подпиточной воды.

–закрытой системы теплоснабжен:

1) Выпадает накипь в пароводяных подогревателях и трубопроводах местных установок гор. водоснабжения при использовании водопроводной воды, которая обычно имеет повышенную карбонатную жёсткость.

2) Коррозия в местных установках гор

водоснабжения из-за поступающей в

них недеаэрированной воды.

3) Сложное оборудование и эксплуатация из-за установок водоводяных подогревателей.

4) Необходимость принятия мер для повышения коррозионной стойкости местных установок гор. водоснабжения (иногда на абонентских вводах устанавливают специальные фильтры для обескислороживания воды).

+ открытой системы теплоснабжен

1) Осуществляется отбор воды на гор.

водоснабжение из тепловой сети, это

даёт экономию топлива и снижение 

стоимости гор. водоснабжения.

2) Упрощается и удешевляется оборудование абонентских вводов и установок, отпадает необходимость использовать водоводяные подогрели

3) Местные установки гор водоснабжения не подвергаются коррозии и оседанию водяного камня, т.к. подпиточная вода прошла химводоочистку и деаэрацию.

4) Возможно использовать для гор. водоснабжения низкопотенциальное тепло или отработанную теплоту от

электростанций.

5) Повышается долговечность местных установок гор. водоснабжения.

6) Возможно использование однотрубной системы для гор. Водоснабж.

7) Имеет некоторые преимущества по капиталовложениям, при наличии на

ТЭЦ источника мягкой воды не нуждающейся в водоподготовке.

8) Разгрузка сети холодн водопровода

9) Экономически оправдано применение открытых систем гор. водоснабжения как для однотрубной так и для двухтрубной распределительных сете

–открытой системы теплоснабжен:

1) Приходится сооружать мощные водоподготовительные установки, (усложнение и дорожание).

2) Нестабильность (запах, цвет и др.) параметров воды поступающей на водоразбор при закрытой схеме присоединения отопительных установок к тепловой сети. Высокая окисляемость водопроводной воды, что может быть устранено при 100% присоединении отопительных установок по независимой схеме.

3) Усложнение и ↑ объёма санитарного контроля систем теплоснабжения

4) Усложнение эксплуатации из-за нестабильности гидравлического режима в тепловой сети, связанная с изменением расхода воды в обратной линии.

5)Усложнение контроля герметичности сети.

6)Необходимость подвода к ТЭЦ магистральных водопроводов.

7) Ниже эксплуатационные характеристики ВПУ.

8) Сложнее эксплуатировать (нестабильность гидравлического режима, усложнение сан. контроля).

2. Газотурбинные установки для производства электрической и тепловой энергии.(м.б.билет24???)

Билет 28

1.Графики электрической нагрузки ТЭС.(+Лекции Чикшина стр.14-16)

Рациональная эксплуатация станции требует прогнозирования будущих нагрузок.

Выделяют различные виды нагрузок в зависимости от потребителя:

Изменение нагрузки во времени    1пром.технолог.нагрузка.    2 коммун-ая (осветит.-бытовая)    3 электрифиц-ого трансп-а          Сумма 

пред-ся графиком нагрузки

Установленная мощность –сумма номинальных мощностей всех котлоагрегатов.

Номинальная мощность –максимальная мощность при установленных предприятием параметрах.

Nуст=Nмакс+Nрез  Nрез=Nав+Nрем+Nэс     , где Nмакс –макс.мощность; Nрез –резервная мощность; Nав –аварийный резерв (5% от Nуст); Nрем –ремонтный резерв(7% от Nуст); Nэс –резерв энергосистемы(7% от Nуст).

;

Выделяют следующие характеристики работы станции:

.Коэффициент неравномерности суточного графика ;   Для малонаселенных районов f=0,5-0,6; Для промышленных районов f=0,8-0,85.

.Коэффициент использования максимальной мощности (коэффициент заполнения графика)

;                   ;

Годовой график продолжительности электрических нагрузок.

;

- годовое число часов исп-ия оборудования;

- максимальное годовое число часов использования.

2.Перспективы развития парогазовых установок в теплоэнергетике. МиниТЭЦ. (м.б. Рыжкин стр.300)

3.Принципиальная схема котельной установки.

Уголь (с dk <  25 мм) транспортёром (1) ссыпается в бункер (2),  затем питателем (3) подаётся в мельницу (5),  где размалывается и подсушивается первичным воздухом. Он выносит пыль в сепаратор (8),  где крупные частицы отделяются и возвращаются на домол. Мелкая пыль (40 –мкм dпл) первичным воздухом через амбразуру (9) вдувается в топку (10) и сгорает факельным способом в потоке вторичного воздуха (температура в ядре факела uЯ  =  1600ч1800°С (буквой  u обозначаются температуры греющей среды)). Засчёт теплообмена факела с экранами в трубах (13) образуется пароводяная смесь,  которая двигается по контуру естественной циркуляции (см. далее). Температура газов на выходе из топки uт”  =  900ч1100°С. В пароперегревателе (15) пар нагревается от tнас до tпе  =  400ч550°С,  а газы охлаждаются . В экономайзере (16) вода нагревается от tп.в.  =  102ч260°С до tэк’’ ≈ tнас ,  охлаждая газы до uэк’’ ≈ 350ч450°С. В ВЗП воздух нагревается от температуры tв.п.’  =  30ч80°С до температуры горячего воздуха tг.в.  =  200ч420°С. Температура уходящих газов uух  =  120ч180°С (дальнейшая утилизация экономически нецелесообразна). Уходящие газы очищаются в золоуловителе (19) и дымососом (20) через дымовую трубу (21) удаляются в атмосферу.

Первичный воздух служит в качестве:

1.  сушильного агента, 
2.  транспортного агента.

Вторичный воздух необходим для обеспечения полноты сгорания топлива.

Контур естественной циркуляции (см. рис. 2):

Роп  =  Н•g•ρ’ Рпод  =  Н•g•ρсм              Sдв  =  Роп –Рпод  =  Н•g(ρ’–ρсм) - Движущий напор

Рабочие тракты:1.топливный, 2.газовый, 3.воздушный, 4.водопаровой

Билет 29

1.Основные положения выбора оборудования ТЭС.(Лекции Чикшина стр.16-17, 22, 41-43)

Этапы разработки:

1.  определение типа (КЭС, ТЭЦ) и мощности станции как энергетической установки, предназначенной для покрытия потребности в тепловой и электрической энергии определенного района (населенного пункта, предприятия);
2.  выбор цикла и начальных параметров;
3.  выбор типа, количества, единичной мощности турбоагрегатов или блоков; выбор типа, количества, единичной мощности котельных агрегатов (если станция не блочная);
4.  разработка и составление принципиальной тепловой схемы;
5.  расчет принципиальной тепловой схемы;
6.  выбор вспомогательного оборудования;
7.  составление полной тепловой схемы станции со схемами всех трубопроводов пара, питательной воды и вспомогательными трубопроводами.

Выбор основного оборудования электростанции

1Основное оборудование: котлы, турбины, генераторы, силовые трансформаторы. Всё основное оборудование стандартизовано. Нестандартизованное может применяться только в исключительных случаях, когда это экономически и технологически обосновано.

Выбор основного оборудования определяется тепловой схемой станции –блочный вариант или с поперечными связями.

Для блочных КЭС выбор основного оборудования сводится к выбору стандартных энергоблоков.

=10% 

ТЭС строятся очередями, причём мощность блока на каждой очереди одинакова.

Для не блочных ТЭС выбор основного оборудования закл-ся в выборе котлов и турбин отдельно. При этом каждая турбина снабжается паром из одного или двух паровых котлов. установка одного парового котла в секции экономичнее, однако может потребовать для обеспечения надёжного теплоснабжения применения резервных паровых котлов низкого давления.

Целесообразна установка на данной ТЭЦ одинаковых паровых котлов. Отсюда следует, что на ТЭЦ с секционной или блочной схемой расход пара на разные теплофикационные турбины должен быть одинаковый. Таким образом, теплофикационные турбины данных параметров пара нужно унифицировать по расходу пара на них.

Выбор котельных агрегатов ТЭС

На КЭС используются только паровые энергетические котлы.

На ТЭЦ дополнительно подбираются ПВК.

Выбор котельных агрегатов определяется: 1) видом топлива; 2)параметрами и расходом пара; 3)способом удаления шлака; 4)компоновкой и технологической схемой котла; 5)габаритными размерами.

1.  По виду используемого топлива котлы бывают: газомазутные, пылеугольные. Пылеугольные КА вып-ся под конкретный вид твёрдого топлива.
2.  Параметры пара паровых котлов выбирают с учётом потерь давления и температуры при транспорте.   РоПК=(1,04-1,09)Ро; toПК=(1,02-1,03)tо

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3 %, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижения параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути о парового котла к турбине.

DоПК=(Do+Doп)1,03   Doп=2,2%Do

Резервные энергетические котлы на  ТЭЦ не устанавливаются. Их количество обычно соответствует количеству турбин.

На ТЭЦ количество ПВК определяется нагрузкой ПВК.

QПВК=    

На ТЭЦ в кач-ве резерва промышленной нагрузки исп-ся увеличение давления в отборе сверх номинального за счёт снижения электрической нагрузки.

1.  По виду шлакоудаления котлы могут быть:1) с твёрдым шлакоудалением –при использовании высокореакционных, нешлакующихся топлив с тугоплавкой золой; 2) с жидким шлакоудалением –при использовании низкореакционных топлив с легкоплавкой золой (Берёзовский, Назаровский, Подмосковный угли)

Типы котлов

1.  Барабанные котельные агрегаты (Рпп=100 атм; Рпп=130 атм ). Данный тип котлов применяют на ТЭЦ, где имеются большие потери пара и конденсата, т.к. они менее требовательны к качеству питательной воды, чем прямоточные.
2.  Прямоточные котельные агрегаты (Рпп=240 атм) используются на КЭС, где потери пара и конденсата минимальны.

Выбор турбин и конденсаторов

Номенклатура турбин и генераторов согласована по мощности, поэтому каждой турбине соответствует свой стандартный генератор.

На блочных КЭС:   

Для ТЭЦ набор турбин опр-ся отношением мощности отопительной и промышленной нагрузки. Главной для выбора турбин является тепловая нагрузка.

Если: Qп>Qт, устанавливают турбины типа ПТ, если Qп<Qт –первая очередь турбины типа ПТ, а затем типа Т. Турбины типа Р (с противодавлением) устанавливают по необходимости и на второй очереди ТЭЦ.

Резервные турбины на  ТЭЦ не устанавливаются. Резервом Dп являются:1) возможность увеличения давления в отборе выше номинального за счёт снижения электрической нагрузки на мощность одного агрегата;  2) РОУ мощностью, соответствующей одному отбору Dп.

По Qт(Dт) резервом являются ПВК. Турбоагрегаты изолированных ТЭЦ выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них, было обеспечено покрытие электрических и тепловых нагрузок с учётом допускаемого потребителями регулирования.

2.Влияние параметров газового контура, начальных параметров и расхода пара на показатели ПГУ.

Влияние парам-ров пара на ηпгу  связано с d,повыш. d при заданных пар-рах пара приводит к увелич.работы п.контура, но при этом увелич. кол-во теплоты сгорания топлива. Для определения влияния d рассм. Выражение: 

Возмож. след. случ. влиян. пара: 

то η ПГУ увелич.с увелич. d

то η ПГУ увелич.с уменьш. d

то η ПГУ не зависит от d

тогда с увелич.d увелич.η ПГУ

тогда с увелич.d уменьш.η ПГУ

Необх. увелич. роль ГК, а увелич. расход пара за счёт дополнит. сжигания топлива  не целесообразно тогда d не влияет на η ПГУ

Увел-е расх. пара может быть целесообр-но для увелич. единич. мощности уст-ки

хар-ют долю полезн. работы на ед.отведен.теплоты соотв-его контура. Эти соотнош. зависят от степени соверш-ва тепл.сх. контура Расчеты показ., что при Т3=1100К удельн. работа пар. контура

Соотнош-е между термич. хар-кой парового контура позволяет наметить выбор оптим. относит. расх. пара(d).При закретических парам-рах раб. тела

Δq-экономия теплоты сгор.топл-ва.

1,2,6-ГТУ с пром.подогревом, 3,4,5-простая схема ГТУ, 7-ГТУ с пром.перегревом и охл-ем, При закретич.пар-рах пара  целес-зно прим. расхода пара=max.При этом α топочной камеры парогенер-ра должен=min для полного сгор. топлива. Эффективн-сть увелич-я расхода пара тем выше чем совершеннее установка. Введение промеж-ного подогрева выгодно во всех случаях, в сравнении с простой тепл.сх., экономия в 2-6%.В отлич. от обыч.ГТУ, πК  мало влияет  на тепл. эффек-сть,особенно простой тепл. сх. Для прст.сх ηк ,расход парамало влияет на η это важно для сущ-щих станций позволяющих при реконструкции варировать соотнош-я паровой и газовой частей  взависим-ти от имеющегося оборудования.При введении промеж.-го подогрева газа ηПГУmax соответствует малому значению d. Промежут. охл.  воздуха -наихудший вариант  особенно при малых значениях d.

3.Ступенчатое испарение. Периодическая и непрерывные продувки.

С питательной водой в котёл поступают растворённые соли, которые при кипении накапливаются в ней. Если Ск.в. > Ск.в.нак → соли Ca и Mg будут образовывать  накипь на поверхности экранных труб (↑↑tстенки → разрыв), поэтому необходимо, чтобы всегда имело место неравенство Ск.в. < Ск.в.нак, что достигается:

) непрерывной продувкой (постоянный отвод части котловой воды с солями из системы).

) периодической продувкой через 10–ч. из нижних коллекторов экранов отводится шлам.

Процент продувки , величину Р определяют из солевого баланса:   Dп.в.·Сп.в. = Сn·Dn + Cпр·Dпр        Dп.в. = Dn + Dпр.                                              

Недостаток продувки: потеритеплоты с продувочной водой (↓∆ηк ≈ 0,5%)

Пути снижения Р:  1) ↓Сп.в. (на химводоочистке).  2) Вывод продувочной воды с максимальным солесодержанием.

   Схема одноступенчатого испарения                   Схема двухступенчатого испарения:                         Схема трёхступенчатого испарения:

1 –первая ступень испарения (чистый отсек). 2 –вторая ступень испарения (солевой отсек). 3 –третья ступень испарения (выносной циклон).

Достоинства многоступенчатого испарения:

1.  Повышается экономичность котла.
2.  Повышается чистота пара.