- •1 Электрическое и тепловое потребление.
- •2 Классификация тепловых электростанций (тэс).
- •3 Технологическая схема паротурбинной электростанции.
- •4 Баланс тепла и кпд конденсационной электростанции (кэс).
- •5 Расходы пара, тепла и топлива на кэс без промежуточного перегрева.
- •6 Расходы пара, тепла и топлива на кэс с промежуточным перегревом.
- •7 Расходы пара и тепла на теплофикационные турбины с противодавлением.
- •8. Расходы пара и тепла на теплофикационные турбины с конденсацией и регулируемым отбором пара.
- •9 Коэффициенты полезного действия тэц.
- •10 Расходы топлива на тэц.
- •11. Сравнение тепловой экономичности тэц и раздельной установки.
- •12 Зависимость тепловой экономичности конденсационных установок от начальных параметров пара.
- •13 Параметры и схемы промежуточного перегрева пара.
- •14. Расход пара и тепла на турбоустановку с регенеративным подогревом.
- •15 Коэффициент полезного действия турбоустановки с регенеративным подогревом воды.
- •16 Одноступенчатый и многоступенчатый регенеративный подогрев воды.
- •2 Случай
- •3 Случай
- •17 Схемы регенеративного подогрева воды.
- •18. Распределение регенеративного подогрева воды между подогревателями турбоустановки.
- •19. Потери пара и конденсата на тэс.
- •20 Баланс пара и воды на тэс.
- •21. Испарительные установки.
- •22. Включение испарительных установок в схему конденсационной электростанции.
- •23. Отпуск пара промышленным тепловым потребителям.
- •24. Отпуск тепла для отопления.
- •25. Деаэраторные и питательные установки.
- •26 Паровая и тепловая характеристики конденсационных турбоустановок.
- •27 Зависимость кпд оборудования и энергоблока от нагрузки.
- •28. Энергетические характеристики теплофикационных турбоустановок с одним регулируемым отбором пара.
- •29. Энергетические характеристики теплофикационных турбоустановок с двумя регулируемыми отборами пара.
- •30 Принципиальная тепловая схема электростанции.
6 Расходы пара, тепла и топлива на кэс с промежуточным перегревом.
Промежуточный перегрев пара применяется на всех крупных КЭС с целью повышения их к. п. д., а также для ограничения конечной влажности пара в турбине при высоком его начальном давлении, когда повышение начальной температуры ограничено по технологическим или экономическим причинам. Благодаря ПП расход топлива ↓ на 4-7%. При промежуточном перегреве пар, проработавший в ряде ступеней (обычно — в части высоких давлений — ЧВД) турбины, отводится в промежуточный перегреватель, использующий тепло топлива, и после перегрева возвращается к следующим ступеням (части среднего давления — ЧСД) турбины (рис. 4.1).
Рассмотрим процесс расширения и перегрева пара в h-s диаграмме.
На' – идеальное теплопадение в ЧВД
На'' – идеальное падение в ЧНД
На'=h0- hапп0
В ЧВД р0→рпп. При рпп теоретически постоянно происходит промперегрев пара в парогенераторе до tпп ≈ t0.
На''= hпп- h'ка.
Из h-s диаграммы видно, что благодаря ПП повышается полное теплопадение пара в турбине, то 1 кг пара совершает больше работы (На'+ На''> На).
Нi' – реальное теплопадение в ЧВД.
Нi'= На'*η'0i
Нi'' – реальное теплопадение в ЧНД.
Нi''= На''*η''0i
Благодаря ПП ↑ внутренний относительный кпд из-за движения менее влажного пара.
Расход пара на турбину. D0=Wэ/ (H'i+H''i)*ηэм.
При той же мощности расход свежего пара D0 на турбину с ПП получается меньше.
d0=D0/Wэ ↓.
Расход тепла на ТУ.
Qту =D0*(h0-hпв)+Dпп*(hпп-hпп0)
Dпп=αпп*D0 (кг/с)
αпп≤1 – доля пара, который идет на перегрев.
Qту=D0*(h0-hпв+αпп*qпп)=D0*Q0
Qту=D0↓*Q0↑
Q0- расход теплоты в расчете на 1 кг свежего пара, возрастает при ПП.
Тепловая нагрузка парогенератора
Qпг=Dпг*(hпг-hпв)+Dпп*(hпппг-hпппг0)=Dпг*(hпг-hпв+αпп*qпппг)
qпп – расход тепла на нагрев 1 кг пара.
Qпт=Qту/ηтр
Qc=Qпг/ηпг=B*Qрн
B=Qc/Qрн.
Остальные характеристики такие же как для турбин без ПП, те:
Наряду с к. п. д. электростанции показателем ее экономичности служит удельный расход условного топлива b, кг/кДж : by=By/Wэ= 1/Qрн*ηс или т.у.т./(кВтч): by=123/ ηс.
7 Расходы пара и тепла на теплофикационные турбины с противодавлением.
Процесс производства эл/эн на ТЭЦ характеризуется повышенной тепловой экономичностью по сравнению с КЭС, т.к. тепло отработавшего пара не теряется в холодном источнике (ОС), а используется у теплового потребителя. В случае производства эл/эн на КЭС должна получаться на водогрейных или паровых котельных с низкими параметрами пара, т.е. имеет место процесс раздельного производства электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ имеет место комбинированное производство эл/эн и теплоты. Теплофикационные турбины бывают 2 видов:
1. С противодавлением – весь отработавший пар отправляется к потребителю. Недостаток таких турбин: невозможность независимо регулировать электрическую и тепловую мощность турбин.
2. Тепловая турбина с конденсатором и регулируемым отбором пара. Недостаток – имеется конденсатор (доп. капвложения).
Более широко используются турбины 2 типа. В таких турбинах обычно имеются потери тепла в конденсаторе, но они значительно меньше, чем на КЭС.
1. Турбины с противодавлением.
НОК – насос обратного конденсата;
iок – энтальпия конденсата;
iт – энтальпия пара к потребителю с рт
рт=0,1-1,5Мпа
рк=3-4МПа
р0→рт>>рк
1 кг пара совершает меньшую работу, чем в конденсационной турбине.
Расход пара и тепла на турбинах с противодавлением: пропуск пара через турбину DT (кг/с) определяется отпуском тепла потребителю.
Отпуск тепла потребителю:
QT0 = DT( iT - iOK ) ηт, ηт=0,98-0,99.
QT = DT( iT - iOK ) – затраты тепла.
ηт== QT/ QT0 – учитывает потери тепла рассеиванием.
Когда теплота отпускается на производственные нужды – задают расход пара (кг/с). Когда теплота отпускается на СО, ГВС и вентиляцию – задают расход тепла (кВт).
Электрическая мощность турбины с противодавлением определяется пропуском пара через неё.
НТА =h0–hTA – идеальное теплопадение;
HТ = h0 – hT – реальное теплопадение.
HТ = НТА0i , 0i=0,86-0,88
0-Т – реальный процесс расширения пара в турбине.
Пропуск пара через турбину Dт(кг/с) определяется отпуском тепла потребителю Qто (кВт).
Qто= Dт(hт-hок)ηт, ηт=0,98-0,99 – кпд отпуска тепла установкой.
Qт= Dт(hт-hок) – затраты теплоты на потребителя
ηт= Qто/ Qт – учитывает потери теплоты рассеиванием.
При отпуске теплоты на технологические нужды задается Dт и параметры пара, а при отпуске на коммуникационные нужды – задается Qто и параметры воды.
Электрическая мощность турбоагрегата определяется из выражения:
WЭ = D0HTЭМ= HTDTЭМ – уравнение энергобаланса турбоустановки.
qт=- количество теплоты отдаваемое 1 кг пара, отпускаемое потребителю.
электрическая мощность прямо пропорциональна теплоте отпускаемой потребителю.
Важным энергетическим показателем теплофикационной ТУ является удельная выработка энергии на тепловом потребелении.
ЭТ = WЭ/QТ (кВт/кВт) удельная выработка энергии
, те Эт зависит от параметров пара (свежего и отпускаемого) Чем вышет давление отпускаемого пара, тем ниже Эт (тепловая экономичность).
WЭ = ЭТ *QТ - значит, что при заданном тепловом потреблении вырабатывается меньше электроэнергии.
Эт= 0,2-0,65, (Эт) = кВт*ч/ГДж.
Расход тепла на турбину с противодавлением
QTУ =Dт(h0 – h0K)
QTУ =Dт(h0 – hт)+ Dт(hт – h0K)
Нт= h0 – hт
Wi= Dт(h0 – hт)
qт= hт – h0K
QT= Dт(hт – h0K)
QTУ = Wi+ QT
Полный расход тепла принято распределять между эл и тепловой энергией.
QТУТ = QT
QТУЭ = QТУ – QT
QТУЭ = Wi
ηту э= Wэ/ QТУЭ =ηэм=0,98.
Процесс выработка эл энергии на турбине с противодавлением является более экономичным, тк в них отсутствуют потери в конденсаторе.