Возможные методы распределения расходы топлива

Физический метод распределени расхода топлива на выработку эл. энергии и отпуск тепла

Расход топлива на выработку тепла пропорционален кол-ву отпущенного тепла с учетом доли потерь

20 Проблема распределения топлива на ТЭЦ.

Возможные методы распределения расходы топлива.

При физическом методе распределения:

1. Не учитывается потенциал тепла в стоимости отпущенного тепла.

2. Высокая стоимость теплоты при комбинированном производстве эл. энергии и тепла (приблезительно равна стоимость производства тепла от котельной)

3. Этот метод не применим для противодавленческих установок.

Возможный метод распределения расходов топлива-на тепловом потреблениии

Этф=Nтср/Qn –удельная выработка эл. энергии

По физическому методу распределения теплоты м/у электр. И тепловой энергии на долю тепловой относят к теплу, действительно затрагиваемую на нее, а на долю электрич. Эн.-остальное кол-во теплоты

21.Показатели тепловой экономичности ТЭЦ

Основной особенностью теплоэлектроцентралей является комбинирование производства тепловой и электрической энергии при организации рабочего процесса основного пароводяного цикла. Это приводит к экономии топлива по сравнению с тем случаем, когда каждый вид продукции вырабатывается раздельно.

Оценивая экономичность работы ТЭЦ и определяя показатели их тепловой эффективности, необходимо иметь в виду качественную неравноценность тепловой и электрической энергии. Сжигая энергетическое топливо в котлах, получают максимум 30÷40 % работы от химической энергии затраченного топлива, тогда как теплота для отпуска потребителям практически полностью вырабатывается за счет этой энергии.

Расход пара на турбину

Тепло рабочего тела (перегретого пара),поступившее в турбину

Тепло, отданное тепловому потребителю ;

Тепло раб.тела поступившее в турбоустановку

Расход сгоревшего топлива

22.Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Необходимость введения такого показателя эффективности производства электроэнергии.

Показателем, характеризующим эффективность производства электроэнергии на теплофикационном турбоагрегате, служит удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении:

Здесь Nт – электроэнергия, производимая отборным паром с расходом Dт в проточной части до места его отбора. При расчете Nт необходимо учитывать влияние пара нерегулируемых отборов, если они существуют.

Если не учитывать влияние нерегулируемых отборов и наличие

промежуточного перегрева пара, то ; -энтальпия конденсата отбираемого пара.

23. Влияние начальных параметров на экономичность цикла перегретого пара.

При увеличении начальной температуры пара перед турбиной t0

(при прочих равных условиях) средний температурный уровень подвода

теплоты в цикле увеличивается и, следовательно, термический КПД непрерывно возрастает.

24.Влияние конечных параметров на экономичность цикла.

Даже небольшое снижение Тк оказывает существенное влияние на тепловую экономичность установки

Однако при снижении Рк увеличивается конечная влажность пара, растет выходная скорость, возрастают потери в турбине, снижается внутренний относительный КПД турбины, увеличивается объемный расход пара в конденсатор. Увеличение удельного объема пара при одном и том же массовом расходе требует соответствующего роста проходных сечений последних ступеней турбины.

С понижением Рк мощность сначала возрастает (несмотря на увеличение потерь) за счет увеличения теплоперепада, но затем падает.

25. Влияние начальной температуры на экономичность цикла сухого насыщенного пара.

При увеличении начальной температуры t0 непосредственно приводит к росту термического КПД

Но на практике цикл карно оказался неосуществим по ряду причин(большие энергозатраты на сжатие водяного пара,все лопатки турбины работают в области влажного пара)

Поэтому идеальным термодинамическим циклом на ТЭС и АЭС является цикл Ренкина(он предложил заменить частичную конденсацию пара полной).

26. Влияние начального давления на экономичность цикла с перегревом пара.

27. Влияние начальных параметров на действительные КПД цикла.

Тепловая экономичность установки зависит не только от ηt, но и от коэффициентов, оценивающих потери в турбине, генераторе, трубопроводах и др. В свою очередь, внутренний относительный КПД ηoi зависит от параметров установки и конечной влажности пара. С возрастанием начальной температуры ηoi увеличивается, а с ростом давления, наоборот, уменьшается. Это приводит к тому, что давление P0, при котором устанавливается наибольшее значение внутреннего абсолютного КПД ηi, ниже определяемого по рис. 4.3 (по максимуму ηt). Влияние t0 и P0 на ηoi проявляется сильнее при меньших пропусках пара через турбину, вследствие чего при прочих равных условиях предельные значения P0 для турбин большей мощности выше.

С увеличением давления при одном и том же значении t0 конечная влажность пара возрастает. Поэтому другим фактором, ограничивающим увеличение начального давления пара при выбранной начальной температуре t0 (для циклов без промежуточного перегрева), является допустимая влажность пара на выходе из турбины, которая, как уже отмечалось, должна быть не выше 14 %. Так как увеличение температуры t0 приводит к уменьшению влажности пара ωк, а увеличение давления – к ее повышению, то очевидно, что возможно такое совместное изменение этих величин, при котором конечная влажность пара будет оставаться одной и той же.

Начальные давление и температура, обеспечивающие одно и тоже значение конечной влажности пара, называют сопряженными начальными параметрами. Обычно рассматривают сопряженные начальные параметры, обеспечивающие одну и ту же конечную влажность для принятого конечного давления и значений ηoi, характерных для турбин рассматриваемых типа и мощности.

28.

Влияние конечных параметров на действительные КПД цикла.

При изменении конечного давления Pк изменяются также потери с выходной скоростью, внутренний относительный КПД последней ступени турбины, расход пара в конденсатор (при одном и том же расходе на турбину) и конечная влажность пара. Все это приводит к изменениям ηi; и общей мощности установки. На рис. 4.10 приведена типичная кривая изменения мощности турбины в зависимости от Pк. Сначала с понижением Pк (несмотря на воз-растание потерь с повышением выходной скорости и увеличение конечной влажности) мощность растет, но затем, достигнув максимума, снижается. Такое изменение ΔN связано с тем, что при некотором давлении в минимальном сечении каналов лопаточной решетки скорость пара принимает критическое значение.

Дальнейшее снижение Pк приводит к расширению пара в косом срезе, а, когда расширительная способность его оказывается исчерпанной, пар расширяется за пределами ступени и используемый перепад энтальпии уже не изменяется. В то же время температура воды на выходе из конденсатора турбины понижается и, следовательно, в первый регенеративный подогреватель отводится большее количество пара. Это приводит к тому, что расход пара через последние ступени ЧНД падает,а вырабатываемая мощность уменьшается. Несмотря на уменьшение Dк, потери в конденсаторе возрастают, так как при этом снижается температура конденсата. С уменьшением удельной нагрузки выхлопа приращение мощности при одних и тех же изменениях давления ΔPк увеличивается, а давление в конденсаторе Pк пред., до которого при уменьшении Pк мощность возрастает, уменьшается. Таким образом, в реальных условиях уменьшать Pк

Целесообразно только до определенных значений. При этом следует иметь в виду, что

технико-экономически оправданные значения Pк могут быть заметно выше тех, при которых вырабатывается максимальная мощность. Действительно, температура, при которой происходит конденсация пара (рис. 4.11), определяется выражением

Спасибо Катям за вопросы №30-40.

41. Повышение эффективности регенеративных подогревателей (охладители дренажа и пароохладители, схемы их включения).

Преимущества поверхностных подогревателей.

• Независимость давления воды и пара;

• Возможность использования одного насоса.

Тепловая экономичность этой схемы наиболее высокая, почти как в схеме со смешивающими подогревателями.

Схема сложная:

•Требуется установка большого количества насосов малой производительности с большим напором, работающих с переменным расходом;

• часть насосов подаёт воду с высокой температурой;

• для обеспечения надёжной работы насосов необходимо устанавливать сборники конденсата на достаточной высоте с целью создания подпора

Из-за большой сложности схема «а» в чистом виде не применяется.

Схема проста, насосы не требуются

Недостатки:

•дополнительные прямые потери теплоты в конденсаторе;

•Конденсат подогревателей вытесняет отборный пар нижестоящих (по давлению пара) подогревателей;

•недовыработанную энергию отборным паром следует компенсировать выработкой энергии по конденсационному циклу, что связано с увеличением потери в конденсаторе.

42. Особенности зависимости эффективности РППВ от температуры питательной воды

станции с промежуточным перегревом пара.

При увеличении температуры питательной воды:

• уменьшается количество теплоты, передаваемой воде в КУ (+,-)

• несколько уменьшаются размеры и стоимость оборудования низкопотенциальной части, (часть низкого давления турбин, конденсаторы, ЦН, техническое водоснабжение(+)

• увеличивается расход пара на турбину (-)

• увеличиваются размеры и стоимость паропроводов к турбине, ЦВД, ПН и трубопроводов (-)

В целом затраты на тепломеханическое оборудование возрастают.

• Число регенеративных подогревателей – 7-9, за рубежом до 11

• При выбранном числе подогревателей фактическое значение температуры ПВ несколько ниже термодинамического оптимума.

Выбор параметров регенерации должен производиться с учетом:

• единичной мощности агрегатов

• начальных параметров пара

• стоимости металла и топлива

43. Индифферентная точка.

Дополнительный «горячий» отбор пара, не повышающий КПД турбоустановки, является «индифферентным», а соответствующую точку на линии рабочего процесса пара в турбине называют «индифферентным», (или нейтральной) точкой (ИТ). Параметры ИТ определяют из условия равенства КПД турбоустановки с дополнительным «горячим» отбором и без него.

Из ИТ пар на подогрев воды не отбирается. Подогрев воды в ступенях, греющий пар на которые отбирается после ИТ, распределяют по геометрической, арифметической прогрессии или другими методами (напр. Методом равного деления энтропии воды по ступеням).

Параметры ИТ не зависят от наличия и параметров нижележащих отборов.

44. Распределение нагревов воды по ступеням РППВ на КЭС без промперегрева.

45. Распределение нагревов воды по ступеням РППВ на КЭС с промперегревом.

РППВ на КЭС с промежуточным перегревом пара

Регенеративный подогрев ПВ на КЭС при промежуточном перегреве пара имеет ряд особенностей:

• Относительное повышение КПД от регенерации при промежуточном перегреве пара меньше, чем без него, так как КПД исходного цикла без регенерации более высок, а отборы пара после промежуточного перегрева уменьшаются.

• Пар в отборах после пром перегрева имеет более высокую энтальпию, чем пар того же давления в турбине без пром. Перегрева.

• Использование более перегретого пара для подогрева воды менее выгодно из-за уменьшения отборов пара на регенерацию и увеличения пропуска пара в конденсатор и следовательно, потери теплоты в нём.

• Относительное повышение КПД турбоустановки от регенерации при пром перегреве пара, меньше, чем без него почти во всем интервале подогрева воды.

45. Распрр-ние наг-ов воды по ступеням РППВ на ТЭЦ

При регенеративном подогреве питательной воды на ТЭЦ к выработке электроэнергии на тепловом потреблении добавляют выработку ее паром регенеративных отборов. КПД такой установки выше по производству электроэнергии особенно значительно при малом пропуске пара в конденсатор на 20-25% относительно КПД турбоустановки без регенеративного подогрева воды. На ТЭЦ регенеративные отборы осуществляют подогрев не только конденсата турбин, но и обратного конденсата от внешних потребителей теплоты и добавочной воды, уравнивавшей в основном внешние потери пара и конденсата у потребителя. У обратного конденсата, который идет от потребителей более высокая температура, чем у основного конденсата В общем потоке питательной воды, доля конденсата довольно значительна, поэтому сумма регенеративных отборов на ТЭЦ и абсолютная экономия теплоты от регенерации менее значительна, чем на конденсационных электростанциях с теми же начальными параметрами пара и расходом пара и питательной воды. Относительная экономия теплоты и повышение КПД теплофикационных турбоустановок и ТЭЦ благодаря регенерации оказываются значительно больше, чем у аналогичных конденсационных электростанций. Регенеративный подогрев при использовании регулируемых отборов разделяется на следующие интервалы: ¾ от конденсатора турбины до ступени, соответствующей регулируемому отбору; ¾ между регулируемыми отборами - нижним и последующим более высокого давления; ¾ от верхнего регулируемого отбора до верхней ступени регенеративного подогрева воды. Температуры конечного подогрева питательной воды на ТЭЦ и КЭС с одинаковыми параметрами и расходом пара совпадают или близки.

46.Одноконтурная схема АЭС. Достоинства, недостатки. Теп-ая эк-т(11-пар на диератор 1- реактор)

На АЭС, работающей по одноконтурной схеме пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину

Достоинства: Одноконтурная схема наиболее проста, и наиболее экономична по сравнению с двухконтурными, так как параметры пара перед турбиной и в реакторе отличаются лишь на величину потерь в паропроводах.

Недостатки: Образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет контроль за оборудованием и его ремонт.

Тепловая экономичность: Начальные параметры пара на АЭС находятся в прямой зависимости от параметров теплоносителя отличающихся для разных типов АЭС Для одноконтурной АЭС теплоноситель реактора - вода и пароводяная смесь с ростом давления в реакторе одноконтурной АЭС повышаются параметры пара и тепловая экономичность паротурбинной установки (растет термический КПД), но одновременно увеличивается толщина стенок технологических каналов. Это приводит к ухудшению физических характеристик реактора и может потребовать применения более обогащенного урана. Рост давления в одноконтурном реакторе на основе технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации давление теплоносителя в реакторе одноконтурной АЭС в настоящее время принимается равным 7 МПа.

47 Двухконтурная схема АЭС. Достоинства, недостатки. Тепловая экономичность (3-парогенератор)

Достоинства На АЭС, работающих по двухконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается. Продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор.

Минусы кпд такой схемы меньше чем у одноконтурной схемы АЭС Капитальные затраты 2х контурной схемы значительно выше. В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой и аварию ликвидировать было бы довольно трудно.

Тепловая экономичность. Для двухконтурной АЭС теплоносителем является вода под давлением, которая одновременно служит и замедлителем, циркониевые сплавы кассет активной зоны не испытывают перепада давлений. Это позволяет выбрать давление теплоносителя максимально возможным по условиям изготовления мощных корпусов. В современном мире такое давление доходит до 16 МПа. По условию однофазности теплоносителя на выходе из реактора ограничивается не только температура теплоносителя на выходе из реактора, но и температура на входе в реактор (на выходе из парогенератора). Оптимальный подогрев теплоносителя в реакторе составляет 25 - 40 °С. Необходимый перепад температур в парогенераторе между теплоносителем и пароводяной смесью составляет 10 – 15 °С. Начальные параметры пара перед турбиной состовляют где то 6 МПа

48. Отпуск теплоты от ТЭЦ

Потребление теплоты от ТЭЦ идет как отопление вентиляция и горячее водоснабжение (ГВС).Система подачи теплоты для бытовых нужд называется системой теплоснабжения. Она включает в себя источник теплоты, трубопроводы и нагревательные приборы. Применение отпуска теплоты с ТЭЦ называется теплофикацией. Для выбора теплоснабжения каких нибудь районов необходимо изначально определить отопительную и вентиляционную нагрузку горячего водоснабжения. Отпуск теплоты должен обеспечивать в помещении установленную температуру, которая для жилых помещений равна +18 градусам. Для школ и больниц +20, для общественных зданий +16.

49. Температурный график теплосети

Зависимость изменений температур прямой tпс и обратной tос сетевой воды от температуры наружного воздуха называется температурным графиком теплосети tпс=f(tнв) и tос =f(tнв) Эти зависимости принимаются линейными и строятся каждая по двум точкам:

линия А-Б для зависимости t_пс=f(t_нв) и линия С-Б для зависимости tос =f(tнв). Точка А соответствует расчетной температуре наружного воздуха; температура прямой сетевой воды максимальна и составляет в зависимости от климатического района 95, 130, 150 или 180. Точка С соответствует расчетной температуре наружного воздуха t_нв= t_нв^р; температура обратной сетевой воды максимальна и составляет для всех районов 70 градусов. Точка б (tпс = tос = tнв = tв) – значение tнв равно расчетной температуре внутри помещения tв=+18оС. На графике точка в соответствует моменту включения ПВК, точка г – моменту включения отопления при = +8. По температурному графику теплосети можно определить температуры прямой tпс и обратной tос сетевой воды и температуры воды за сетевыми подогревателями при любой температуре наружного воздуха. нВ. Поскольку нагрев сетевой воды в ступенях подогрева пропорционален их тепловой нагрузке, то распределение нагрева воды между ПВК и сетевыми подогревателями на режиме расчетной температуры можно выполнить с помощью коэффициента теплофикации.

50.Теплофикационная установка

Паротурбинные установки делятся на конденсационные и теплофикационные. Теплофикационные предназначены для комбинированного производства электрической и тепловой энергии. В них мощность турбины меняется прямо пропорционально количеству отбираемого потребителем отработавшего пара. Если потребитель забирает меньше пара, чем пропускает через себя турбина, соответствующая часть отработавшего пара выбрасывается в атмосферу. Теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел осуществляющий подогрев сетевой воды в период низких наружных температур. Основные подогреватели сетевой воды снабжаются паром из отопительного отбора. Теплофикационные установки с отбором пара, так же как и установки с противодавлением, снабжаются обычно обводной линией, по которой к потребителям поступает свежий редуцированный пар в тех случаях, когда турбины не работают или по необходимости работают в чисто конденсационном режиме.