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

КПД электростанций

Электростанции с высоким КПД дороги в процессе создания, зато производимая ими электроэнергия обходится дешевле.

Наиболее высокий КПД (92-95%) - достоинство гидроэлектростанций. На них генерируется 14% мировой электромощности. Однако, этот тип станций наиболее требователен к месту возведения и, как показала практика, весьма чувствителен к соблюдению правил эксплуатации. Пример событий на Саяно-Шушенской ГЭС показал, к каким трагическим последствиям может привести пренебрежение правилами эксплуатации в стремлении снизить эксплуатационные издержки.

Высоким КПД (80%) обладают АЭС. Их доля в мировом производстве электроэнергии составляет 22%. Но АЭС требуют повышенного внимания к проблеме безопасности, как на стадии проектирования, так и при строительстве, и во время эксплуатации. Малейшие отступления от строгих регламентов обеспечения безопасности для АЭС, чревато фатальными последствиями для всего человечества. Пример тому авария на АЭС в Чернобыле и японское землетрясение марта две тысячи одиннадцатого года, приведшее к аварии на АЭС, расположенной на острове Хонсю, в городе Окума, префектуры Фукусима.

Кроме непосредственной опасности в случае аварии, использование АЭС сопровождается проблемами безопасности, связанными с утилизацией или захоронением отработанного ядерного топлива.

КПД тепловых электростанций не превышает 34%, на них вырабатывается до шестидесяти процентов мировой электроэнергии. Кроме электроэнергии на тепловых электростанциях производится тепловая энергия, которая в виде горячего пара или горячей воды может передаваться потребителям на расстояние в 20-25 километров. Такие станции называют ТЭЦ (Тепло Электро Централь).

ТЕС и ТЕЦ не дороги в строительстве, но, если не принимать специальных мер, не совсем благополучны в плане воздействия на окружающую среду. Неблагоприятное воздействие на окружающую среду в большой мере определяется тем, какое топливо применяется в тепловых агрегатах. Наиболее вредны продукты сгорания угля и тяжёлых нефтепродуктов, природный газ менее агрессивен. Заметим, применяемое топливо определяет конструктивные особенности тепловых установок.

ТЭС являются основными источниками электроэнергии на территории России, США и большинства стран Европы. Однако, есть исключения, например, в Норвегии электроэнергия вырабатывается в основном на ГЭС, а во Франции 70% электроэнергии генерируется на атомных станциях.

elektrogenerator.net

42. Электрический кпд тэц

44. Распределение нагрузки между агрегатами станции

45. КПД ТЭЦ по отпуску тепла

47. Определение расходов ядерного горючего на АЭС

49. Баланс пара и воды на ЭС

59. Температурный график подогрева сетевой воды в основных бойлерах

63. Тепловой баланс деаэратора

68. Анализ схем испарительных установок

70. Двухконтурные АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

-ядерные реактор, 2-парогенератор с системой сепарации пара, 3-паровая турбина, 4-сепаратор, 5-1-я ступень промперегрева пара отборным паром из цвд, 6-2-я ступень промперегрева свежим паром, 7-гцн, А-компенсатор давления (поддержание давления воды в 1 контуре). Учитывая, что в 2-х контурной установке используется корпусной реактор, то давление воды оказывает прямое влияние на толщину стенок реактора. Достоинства: радиоактивным является только 1 контур, который можно поместить в закрытую зону без доступа персонала (гермозона). Недостатки:1. громоздкий, тяжелый корпус реактора, 2. срок жизни реактора определяется сроком жизни корпуса (металл становится хрупким)(около 30 лет), 3. при перегрузке надо останавливать весь блок на 1-2 месяца, 4. после перегрузки топлива существенно возрастает запас реактивности.

71. Трехконтурные аэс

1-парогенератор, 2-испарительный участок, 3-экономайзер, 4-натриевый теплообменник, 5-быстрый реактор с натриевым теплоносителем.

72. Парогазовые установки электростанций

Сочетание ГТУ и ПТУ позволяет существенно повысить кпд теплосилового цикла, по сравнению с раздельными их схемами. Это сочетание может быть нескольких видов. Для ПТУ кпд зависит от параметров пара перед турбиной, наличия промперегрева и его температуры, давления в конденсаторе, системы регенеративного подогрева питательной воды и ее конечной температуры. От этих параметров в ПГУ зависит кпд котла-утилизатора, но подогрев питательной воды оказывается невыгодным. Поэтому ПГУ с КУ не имеют регенеративных отборов в паровой турбине, на линии питательной воды устанавливается 1 пнд смешивающего типа, служащий деаэратором. Он обеспечивает некоторое повышение температуры в КУ, чтобы избежать его низкотемпературной коррозии. Начальное давлени пере влияет на кпд паросиловой установки, причем поразному при заданных значениях температуры, характеристиках КУ, в частности температурного напора в экономайзере котла, от которой зависит температура уходящих газов. Оптимальные параметры элементов ПГУ с КУ и полным использованием бинарности цикла, т.е. без дожигания, при высоких температурах (1100-1200С) и высокой экономичности элементов ПГУ позволяет получить КПД нетто турбоустановки, =47-52%. Такие ПГУ могут работать и без паровой турбины, т.е. превращаются в чисто газовые, но работа ПГУ без ГТУ в этом случае невозможна. Широко используются схемы ПГУ со сбросом газа в котел. Их экономичность по сравнению с ПГУ с КУ на 5-8% ниже, что объясняется меньшей степенью бинарности и меньшей долей мощности ГТУ. Их преимущество – возможность использования почти без изменений традиционных ПТУ. Возможна схема ПГУ с прямым подводом части теплоты топлива в ГТУ и в ПТУ из линии между компрессором и газовой турбиной. Для этого используется высоконапорный парогенератор (ВПГ). Достоинства - уменьшение массы и габаритов, но они менее надежны и в них невозможна автономная работа ПТУ.

studfiles.net

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

КПД тепловой электростанции в целом ηс равен произведению трех КПД - ηэ, КПД парогенератора ηпг и КПД транспорта теплоты ηтр (величина ηтр может иметь другое название – КПД трубопроводов). Отсюда видно, что ηс учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах.

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

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

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

Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо, имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.

Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.

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

Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).

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

Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:

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

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

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

Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

- КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;

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

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

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

studfiles.net

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

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

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

Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.

Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:

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

Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

studfiles.net

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

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

ηТЭЦ э = ηту э ∙ ηтр ∙ ηп/г

ηту э= 0,39 ÷ 0,97

ηтр = 0,99 ÷ 0,995

ηп/г = 0,8 8 ÷ 0,94

Полный и удельный расходы топлива:Полный

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

ВТЭЦ = Вэ + Вт

ВТЭЦ = [т/час]

вэ = Вэ / Nэ=[кг/кВт ч]

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

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

вэ = 860 / Qнр ∙ ηТЭЦ э

ηТЭЦ т = Qотпущ ∙ 106 / Вт ∙ Qнр

Qотпущ = [Гкал/ч] ∙ 106 [ккал/Гкал]

Вт = [кг/ч]

Qнр = [ккал/кг]

[кг/ч ∙ ккал/кг] = [ккал/ч]

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии

вт = Вт / Qотпущ = [кг/Гкал]

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

вт = 106 / Qнр ∙ ηТЭЦ т

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

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

вэут = [кгут/кВт ч]

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

143 = [кгут/Гкал]

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

втут = [кгут/ГДж]

Билет 16

1 вопрос Газотурбинные установкиоткрытого типа. Принципиальная тепловая схема ГТУ. Основные элементы и их назначение. Определение электрической мощности ГТУ.

Основное оборудование ГТУ открытого типа:

7. - газовые турбины;

8. - воздушный компрессор;

9. - электрогенератор.

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

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

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

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

ηТЭЦ э = ηту э ∙ ηтр ∙ ηп/г

ηту э= 0,39 ÷ 0,97

ηтр = 0,99 ÷ 0,995

ηп/г = 0,8 8 ÷ 0,94

Полный и удельный расходы топлива:Полный

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

ВТЭЦ = Вэ + Вт

ВТЭЦ = [т/час]

вэ = Вэ / Nэ=[кг/кВт ч]

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

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

вэ = 860 / Qнр ∙ ηТЭЦ э

ηТЭЦ т = Qотпущ ∙ 106 / Вт ∙ Qнр

Qотпущ = [Гкал/ч] ∙ 106 [ккал/Гкал]

Вт = [кг/ч]

Qнр = [ккал/кг]

[кг/ч ∙ ккал/кг] = [ккал/ч]

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии

вт = Вт / Qотпущ = [кг/Гкал]

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

вт = 106 / Qнр ∙ ηТЭЦ т

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

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

вэут = [кгут/кВт ч]

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

143 = [кгут/Гкал]

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

втут = [кгут/ГДж]

Билет № 17.

Режим работы ГЭС и ГАЭС в энергосистеме.

Режим работы ГЭС в энергосистеме, если на него не накладываются никакие ограничения при заданном составе ее генерирующих агрегатов и графике нагрузки энергосистемы, определяется, прежде всего водностью рассматриваемого периода и условиями достижения в системе наилучших энергоэкономических показателей.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) перераспределяют электроэнергию, вырабатываемую другими электростанциями, во времени в соответствии с требованиями потребителей. Принцип действия гидроаккумулирующей станции основан на ее работе в двух режимах: насосном и турбинном. В насосном режиме вода из нижнего водохранилища (бассейна) ГАЭС перекачивается в вышерасположенный верхний бассейн. Во время работы в насосном режиме (обычно в ночные часы, когда нагрузка в энергосистеме снижается) ГАЭС потребляет электрическую энергию, вырабатываемую тепловыми электростанциями энергосистемы. В турбинном режиме ГАЭС использует запасенную в верхнем бассейне воду, агрегаты станции при этом вырабатывают электроэнергию, которая подается потребителю в часы пиков нагрузки.

ГАЭС предназначены для работы в составе энергосистемы совместно с другими гидроэлектростанциями или совместив с одной-двумя ТЭС или АЭС.

За счет работы ГАЭС в турбинном режиме также обеспечивается покрытие пиков графика нагрузки, а в часы минимальных нагрузок ГАЭС работают в насосном режиме и потребляют энергию ТЭС или АЭС, повышают их загрузку и тем самым дополнительно уменьшают колебания нагрузки.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ

К энергетическим показателям ТЭЦ относятся: удельный расход пара на турбину, расход теплоты на турбоустановку, абсолютный электрический КПД турбоустановки, расход теплоты на производственные нужды, расход теплоты на отопление, расход теплоты на выработку электроэнергии, КПД турбоустановки по выработке электроэнергии, расход теплоты на паровые котлы ТЭЦ, КПД тепловых транспортных систем (паропроводов), КПД по выработке электроэнергии, КПД по выработке тепловой энергии, удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии.

Определим вышеперечисленные энергетические показатели для выбранной и рассчитанной нами схемы.

1. Удельные расходы пара на турбину

2. Полный расход теплоты на турбоустановку

= 108,353∙(3488,17 - 1078,13) = 261135,9 кВт;

=219,468∙(3488,17-1008,9)= 544122,2 кВт;

= 261135,9 + 2∙544122,2 = 1349380,3 кВт.

3. Абсолютный электрический КПД турбоустановки

4. Полный расход теплоты на производственные потребители

=90,323∙(2994-82,84)-0,73∙90,323∙(377,52-82,84)=243514,75 кВт;

=79,87∙(3002,6-82,84)–0,73∙79,87∙(377,52-82,84) = 216019,9 кВт;

= 243514,75 + 2∙216019,9 = 675554,5 кВт.

Здесь ctк– энтальпия возврата конденсата с производства,

ctобр – энтальпия воды, идущей на восполнение потерь пара и обратного конденсата у потребителя теплоты;

5. Расход теплоты на отопление ТЭЦ

= 0,5∙418680 + (24,66 + 184,99)∙(293,3 - 82,84) = 253466,6 кВт.

6. Расход теплоты на выработку электроэнергии на турбоустановках ТЭЦ

= 1349380,3 - (675554,5 + 253466,6) = 420359,2 кВт.

7. КПД турбоустановок ТЭЦ по выработке электроэнергии

8. Расход теплоты на паровые котлы ТЭЦ

= 1,028∙108,353∙3509,1 - 1,03108∙108,353∙1078,13 +

+ 0,00308∙108,353∙2698,1 = 271318,8 кВт;

= 1,028∙219,468∙3509,1 - 1,03108∙219,468∙1008,9 +

+ 0,00308∙219,468∙2698,1 = 565219,7 кВт;

271318,8+2∙565219,7 = 1401758,2 кВт.

Здесь h0к определяется при

pк = 14 Па и t0к = 560°C, h0к = 3509,1 кДк/кг.

9. КПД транспорта теплового потока ТЭЦ

10. КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии (брутто)

где ηпк = 0,92 - КПД парового котла.

11. КПД ТЭЦ по отпуску тепловой энергии (брутто)

где ηт = 0,99 - КПД теплообменников тепловых потребителей.

12. Удельные расходы условного топлива по отпуску электрической и тепловой энергии:

Приложение Основные характеристики турбин (типа Т, ПТ и Р)	Р-50-12,8/1,3	ЛМЗ	12,75			Против. 0,98-1,76 - -	- - - -	3,36(18,0) 2,16(20,0) 1,28 - - - - - -
Р-100-12,8/1,5	УТМЗ	12,75			Против. 1,18-2,06 - -	- - - -	3,38(34,0) 2,27(31,0) 1,47(38,2) - - - - - -
ПТ-60/75-12,8/1,3	ЛМЗ	12,75			0,98-1,57 - 0,07-0,25	250 т/ч 160 т/ч	- 4,41(21,0) 2,55(22,0) 1,28(2,0) 1,28(14,0) 0,56(12,0) 0,56(12,0) 0,12(2,0) 0,006(вык)
ПТ-80/100-12,8/1,3	ЛМЗ	12,75			0,98-1,57 0,05-0,25 0,03-0,10	300 т/ч 200 т/ч	- 4,41(26,0) 2,55(32,0) 1,28(13,0) 1,28(10,5) 0,39(28,0) 0,39(28,0) 0,03 0,003
ПТ-135/165-12,8/1,5	УТМЗ	12,75			1,18-2,06 0,09-0,25 0,04-0,12		- 3,34(33,9) 2,24(29,8) 1,47(14,6) 1,47(33,0) 0,50(30,0) 0,50(30,0) 0,08(7,7) 0,02
Т-100/120 -12,8	УТМЗ	12,75			- - -	- -	- 3,32(17,5) 2,28(27,8) 1,22(6,6) 1,22(16,9) 0,57(11,4) 0,57(11,4) 0,10(7,0) 0,04(0,8)
Т-175/210 -12,8	УТМЗ	12,75			- - -	- -	- 3,33(33,8) 2,24(32,4) 1,47(8,6) 1,47(33,2) 0,58(31,6) 0,58(31,6) 0,10(18,0) -
Т-180/210 -12,8	ЛМЗ	12,75/2,42	540/540		- - -	- -	- 4,12(31,6) 2,71(49,9) 1,26(4,8) 1,26(17,9) 0,66(28,5) 0,26(21,8) 0,098(7,8) 0,099(1,6)
Т-250/300 -23,5	УТМЗ	23,5/3,68	540/540		- - -	- -	5,77(51,3) 4,07(93,9) 1,70(35,3) 1,00(15,4) 0,56(19,0) 0,28(39,0) 0,09(17,3) 0,03 -
Характеристики	1. Завод-изготовитель	2. Давление свежего пара до и после промперегрева, МПа	3. Температура, ºС	4. Расход свежего пара, т/ч: - номинальный - максимальный	5. Давл. в регулируемых отборах, МПа: - производственном - верхнем отопительном - нижнем отопительном	6. Тепловая нагрузка отборов: - номинальная производственного, т/ч - суммарная отопительного, ГДж/ч - максимальная производственного, т/ч - суммарная отопительного, ГДж/ч	7. Параметры регенеративных отборов: давление, МПа (расход, т/ч) - ПВД №8 (3) - ПВД №7 (2) - ПВД №6 (1) - Деаэратор - ПНД (ПВД) №5 - ПНД №4 - ПНД №3 - ПНД №2 - ПНД №1	8. Температура питательной воды, ºС

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Леонков A.M., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование. – Минск: Вышейш. шк., 1982.

2. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭЦ: Учеб. пособие/ ИЭИ.– Иваново, 1985.

3. Теплотехнический справочник. Т. I. – М.: Энергия, 1976.

4. Справочная книжка энергетика. – М.: Энергия , 1987.

5. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. – Минск: Беларусь, 1974.

6. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.:Энергия, 1987.

7. Волков Э.П. Энергетические установки электростанций – М.:Энергия, 1984.

8. Бенонсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. – М.:Энергия , 1976.

9. Девочкин М.А. Учебное пособие по курсовому проектированию ТЭС/ ИЭИ. – Иваново, 1975.

10. Нормы технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей. – М.:Энергия, 1975.

11. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизичес-ких свойств воды и водяного пара. – М.: Изд–во МЭИ, 1999.

12.Тепловые и атомные электрические станции: Справ./ Под общ. ред. чл.-кор. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд–во МЭИ, 2003.

13.Тепловые и атомные электрические станции: Справ./ Под общ. ред. чл.-кор. РАН В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

14. Соловьев Ю.П. Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1983.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение 3

1. Порядок расчета тепловой схемы комплекса турбин типа

ПТ и Р 4

1.1. Тепловые нагрузки, тип турбин и электрическая

мощность ТЭЦ 4

1.2. Тепловая схема турбоустановки, условный процесс

расширения пара в турбине в h, s – диаграмме 5

1.3. Баланс пара и воды 12

1.4. Параметры теплоносителей по элементам тепловой

схемы 15

2. Расчет тепловой схемы ТЭЦ 16

2.1. Основные характеристики принятых турбин 17

2.2. Баланс воды и пара 20

2.3. Расчет тепловой схемы турбины Р-50-12,8/1,3 21

2.3.1. Исходные условия для определения параметров пара, питательной воды и конденсата в системе

регенерации турбин 22

2.3.2. Расчет ПВД 27

2.4. Расчет тепловой схемы турбины ПТ-135/165-12,8/1,5 32

2.4.1. Расчет ПВД 38

2.4.2. Расчет деаэратора Д-6 42

2.4.3. Расчет бойлерной установки 44

2.4.4. Расчет подогревателей исходной и химочищен-

ной воды 46

2.4.5. Расчет по деаэратору подпитки теплосети

(Д-0,3) 47

2.4.6. Расчеты по подготовки добавочной воды,

направляемой в цикл станции 49

2.4.7. Расчет ПНД 51

2.4.8. Подсчет расходов пара в отборах турбины и

расхода пара в конденсатор 54

3. Энергетические показатели ТЭЦ 58

Приложение 61

Библиографический список 62

Мошкарин Андрей Васильевич

Виноградов Андрей Львович

РАСЧЕТ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭЦ С КОМПЛЕКСОМ ТУРБИН ТИПА ПТ и Р

Учебно – методическое пособие

Редактор Н.С. Работаева

Лицензия ИД № 05285 от 4.07.01 г.

Подписано в печать 31.03.05. Формат 60´84 1/16.

Печать офсетная. Усл. печ. л. 3,72. Уч. – изд. л. 4,8.

Тираж 150 экз. Заказ

ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина»

153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34.

stydopedia.ru

Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок.

Поделиться "Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок."

Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?

Почему начали строить ПГУ

Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности своей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.

Отмена государственного регулирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высокорентабельные электростанции смогут обеспечить дополнительные капиталовложения в осуществление новых проектов.

Критерии выбора ПГУ

Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факторов. Одними из наиболее важных критериев в реализации проекта являются его экономическая выгодность и безопасность.

Анализ существующего рынка энергетических установок показывает значительную потребность в недорогих, надежных в эксплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.

Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.

Энергетический тупик

Большая часть оборудования ТЭЦ в России исчерпала свой ресурс

Анализ энергетики России, выполненный рядом академических институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3—4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).

Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Проблему технического перевооружения всех типов существующих электростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500—800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.

Реконструкция электростанций – это проще и дешевле

Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей нагрева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.

Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используются возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются современные средства автоматизированных систем нового оборудования, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.

Низкий КПД электростанций

Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнергетики. Средний уровень коэффициента полезного действия энергоустановок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полтора-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. Поэтому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдельные узлы электростанций были на современном мировом уровне.

Энергетика выбирает парогазовые технологии

Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конструкторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электростанций с коэффициентом полезного действия до 54—60 %.

Экономические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.

Даже простые ГТУ будут эффективнее по КПД

На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различными в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотношения тепловых и электрических нагрузок.

В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснабжения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также значительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоящее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50—120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандидатами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60—150 МВт.

Трудности с внедрением ГТУ и ПГУ

Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в нашей стране идет крайне медленно. Главная причина — инвестиционные трудности, связанные с необходимостью достаточно крупных финансовых вложений в минимально возможные сроки.

Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштабной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно принять ГТУ нового поколения.

Бинарные ПГУ без регенерации

Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть бинарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20—50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она достигла уровня стандартных в энергетике 535—565 °С. Давление свежего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влажность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.

Влияние давления пара на эффективность ПГУ

Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и пароводяной средой и лучшим образом с меньшими термодинамическими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ газов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турбины. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.

Влияние температуры уходящих газов на КПД ПГУ

С повышением температуры газов на входе в турбину и выходе из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.

Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин должен решаться с учетом не только термодинамического совершенства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвестиционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов — важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.

Поделиться "Зачем строить Парогазовые ТЭЦ? В чем преимущества парогазовых установок."

(Visited 2 567 times, 6 visits today)