Методические указания к практическим работам по дисциплине "Общая энергетика". Составитель Д. П. Андрианов Владимир 2014
 Скачать 3.48 Mb.
|
|
Термодинамический процесс – последовательное изменение состояния рабочего тела в результате его энергетического взаимодействия с окружающей средой. Равновесный процесс – тело последовательно проходит непрерывный ряд состояний равновесия. Обратимый процесс – в окружающей среде не остается никаких изменений, а тело проходит через одни и те же равновесные состояния, как в прямом, так и в обратном направлении. Виды процессов в технической термодинамике: Изохорный – протекает при постоянном объеме, Изобарный – протекает при постоянном давлении, Изотермический – протекает при постоянной температуре, Адиабатный – отсутствует теплообмен с окружающей средой, Политропный – удовлетворяет уравнению pV n = const. При исследовании этих процессов определяют уравнение процесса в координатах p-V и T- s, связь между параметрами состояния газа, изменение внутренней энергии, величину внешней работы и количество подведенной теплоты на осуществление процесса или количество отведенной теплоты. Рис.2.1 Изохорный процесс в p-V и T-s координатах Рис. 2.2 Изобарный процесс в p-V и T-s координатах Рис. 2.3 Изотермический процесс в p-V и T-s координатах 11 Рис. 2.4 Адиабатный процесс в p-V и T-s координатах Политропный процесс имеет обобщающее значение – охватывает всю совокупность основных термодинамических процессов. pV n = const Показатель политропы n может принимать любое численное значение в пределах от –∞ до +∞, но для данного процесса величина постоянная. Термический КПД тепловой машины К = (Q1-Q2)/Q1 где Q1 - теплота, переданная рабочему телу от теплоотдатчика; Q2 - теплота, отведенная от рабочего тела в теплоприемник. В течение всего цикла рабочее тело совершает работу А = Q1 - Q2. Рис. 2.5 Изображение основных термодинамических процессов идеального газа в p-V и T-s координатах. Решение примеров. 1. Считая теплоёмкость идеального газа зависящей от температуры, определить: параметры газа в начальном и конечном состояниях, изменение внутренней энергии, теплоту, участвующую в процессе, работу расширения. Вариант Процесс t 1 , о С t 2 , о С Газ p 1 ,МПа m, кг 0 Изохорный 2400 400 O 2 1 2 1 Изобарный 2200 300 N 2 4 5 2 Адиабатный 2000 300 H 2 2 10 3 Изохорный 1800 500 N 2 3 4 4 Изобарный 1600 400 CO 5 6 5 Адиабатный 1700 100 CO 2 6 8 6 Изохорный 1900 200 N 2 8 3 7 Изобарный 2100 500 H 2 10 12 8 Адиабатный 2300 300 O 2 12 7 9 Изобарный 1500 100 CO 7 9 12 2. Сжатие воздуха в компрессоре происходит: а) по изотерме, б) по адиабате. Известны расход G, начальное давление Р 1 = 100 кПа, начальная температура t 1 0 C, степень сжатия ε . (Таблица 2.1) Определить для обоих вариантов величину теоретической работы сжатия, мощности компрессора, а также изменения внутренней энергии и энтропии при сжатии Теплоемкость воздуха С v = f(t) считать постоянной. Т а б л и ц а 2 . 1 Последняя цифра шифра ε t 1 0 C Предпоследняя цифра шифра G, кг/мин 0 4 5 0 20 1 4.5 10 1 23 2 4.8 15 2 25 3 5.0 20 3 27 4 5.5 25 4 30 5 6.0 10 5 32 6 6.5 30 6 35 7 7.0 18 7 38 8 7.5 23 8 40 9 8.0 27 9 45 10 7.5 5 0 20 11 7.0 10 1 23 12 6.5 15 2 25 13 6.0 20 3 27 14 5.5 25 4 30 15 5.0 10 5 32 16 4.8 30 6 35 17 4.5 18 7 38 18 4 23 8 40 19 3.5 27 9 45 Контрольные вопросы 1. В чем заключаются особенности адиабатного процесса? 2. В чем заключаются особенности политропного процесса? 3. В чем заключаются особенности изобарного процесса? 4. В чем заключаются особенности изотермного процесса? 5. В чем заключаются особенности изохорного процесса? 6. Какие виды теплоемкости применяются при расчетах теплопередачи? 7. Что учитывает средняя теплоемкость? 8. В чем заключаются особенности равновесного термодинамического процесса? 9. Как связаны между собой молярная и массовая теплоемкости? 10. Как определить газовую постоянную через теплоемкости? 13 Практическое занятие № 3 3. Тепловые электрические станции Цель работы: Ознакомиться с принципом работы тепловых электрических станций. План проведения занятия: 1. Рассмотрение теоретических сведений. 2. Решение примеров. 3. Ответы на контрольные вопросы. Краткие теоретические сведения Электрическая станция — совокупность установок и оборудования, используемых для производства электрической энергии и теплоты, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определенной территории. Наиболее распространены паротурбинные тепловые электрические станции (ТЭС), использующие теплоту, выделяемую при сжигании органического топлива. Электрическая энергия на таких станциях вырабатывается генератором с приводом от паротурбинной установки. В зависимости от вида вырабатываемой энергии различают: • конденсационные электрические станции (КЭС), предназначенные для производства только электрической энергии, • теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электрическую энергию и теплоту. На КЭС устанавливаются турбины с низким давлением в конце процесса расширения пара. При этом отработавший поток пара поступает в конденсатор, где охлаждается с потерей теплоты в окружающую среду. На ТЭЦ отработавший пар используют частично или полностью. В этом случае потери теплоты в окружающую среду сокращаются. В настоящее время мощность ТЭЦ составляет около 40% общей мощности ТЭС, а их доля в суммарной выработке электроэнергии достигает 35%. По виду используемого топлива различают угольные, мазутные, газовые и газомазутные ТЭС. Все виды органического топлива являются невозобновляемыми источниками энергии, и поэтому по мере исчерпания их запасов и удорожания добычи и транспортировки топлива стоимость производимой на ТЭС электрической энергии и теплоты будет возрастать. Оборудование электростанций, на которых сжигают органическое топливо, может быть приспособлено для сжигания твердого, жидкого или газообразного топлива. Обычно один вид топлива для данной электростанции является основным, а другой — резервным. В соответствии с начальными параметрами пара различают ТЭС с давлением пара • докритическим - для турбоагрегатов мощностью до 200 МВт (около 13 МПа), • сверхкритическим - при мощности 250...300 МВт и выше (обычно 24 МПа). По типу применяемого котельного агрегата различают • барабанные котлы с естественной циркуляцией (докритическое давление пара) • прямоточные котлы (с критическим и сверхкритическим давлением пара). В соответствии с технологической структурой различают ТЭС • блочные - каждая турбина снабжается паром только от «своего» котла. • неблочные. - общие для всех котлов магистрали перегретого пара и питательной воды. Технологическая схема производства электроэнергии на угольной ТЭС с паротурбинными установками (рис. 3.1). Уголь поступает со склада 4 в систему пылеприготовления 3, где он дробится, подсушивается и размалывается до пылевидного 14 состояния. Размолотое топливо поступает в горелки 5, в которых смешивается с воздухом и далее сгорает в топочной камере парового котла 6. Теплота, выделившаяся в топке, передается в поверхностях нагрева воде, которая превращается сначала в насыщенный, а затем в перегретый пар, энергией которого приводится во вращение ротор паровой турбины 13. В электрическом генераторе 14, соединенном с турбиной, вырабатывается электрическая энергия, которая после повышения напряжения в трансформаторе 15 направляется по линиям электропередачи 16 к потребителю. Воздух, необходимый для процесса горения в топке, нагнетается дутьевым вентилятором 8 и подогревается теплотой дымовых газов в воздухоподогревателе 7. Продукты сгорания топлива, пройдя газовый тракт котла и отдав свою теплоту поверхностям нагрева, поступают в систему очистки дымовых газов 9, а затем дымососом 10 выбрасываются в дымовую трубу //и рассеиваются в атмосфере. Уловленная в системе очистки зола вместе со шлаком, выпадающим в топочной камере, направляется на золоотвал 12. Современные ТЭС проектируются с шлакоблочными заводами. Пар, отработавший в турбине 13, конденсируется в конденсаторе 17 за счет отвода теплоты охлаждающей водой, перекачиваемой циркуляционным насосом 18 из охладителей /9, в качестве которых служат градирни, пруды-охладители или естественные водоемы (реки, озера, водохранилища). Конденсат откачивается из конденсатора насосом 21 и пропускается через систему подогревателей низкого давления 22, где нагревается паром, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. Далее конденсат поступает в деаэратор 23, в котором он освобождается от кислорода и углекислоты. Деаэрированная вода питательным насосом / через систему подогревателей высокого давления 2 подается в котел 6, в результате чего обеспечивается замкнутый цикл движения рабочего тела. Потери рабочего тела в цикле компенсируются очищенной в системе 20 подготовки добавочной водой. Потребление электрической энергии. Характерной особенностью электрических станций является строгое соответствие производства электрической энергии и теплоты ее потреблению. Поэтому для обеспечения надежной работы электростанции необходимо знать потребление энергии во времени, графическое изображение которого в плоской системе координат (рис. 3.2) называют графиком нагрузки. Различают суточные, месячные и годовые графики нагрузок. Форму графика нагрузки в значительной степени определяет вид энергопотребления. Промышленное энергопотребление за счет одно- и двухсменных предприятий снижается ночью и частично в вечернее время. Коммунально-бытовое потребление энергии значительно утром и вечером, причем в вечернее время пик нагрузки более продолжителен. Интенсивность транспортных перевозок по городским электрическим магистралям имеет явно выраженный пиковый характер в утренние и предвечерние часы. Уличное освещение имеет максимум ночью, когда другие нагрузки незначительны по сравнению с дневными. Суточные графики сельскохозяйственного потребления энергии характеризуются относительно равной нагрузкой при сезонном изменении ее абсолютной величины. График суточных нагрузок получается почасовым сложением всех потребителей обслуживаемого района за типично летние (июнь) и зимние (декабрь) сутки. Зимний график (рис. 3.2, а) имеет два пика, летний (рис. 3.2, б) - три. Летние нагрузки меньше по абсолютной величине. 15 Рис. 3.1 Технологическая схема производства энергии на ТЭС Рис. 3.2. Графики нагрузок электростанции в течение зимних (а) и летних (б) суток и года (в) В годовом графике нагрузок (рис. 3.2, в) по оси абсцисс откладывается продолжительность нагрузки т в часах за год ( τ год = 8760 ч), а по оси ординат — нагрузка N, кВт. Продолжительность в течение года какой-либо нагрузки определяют суммированием ее длительности за 210 зимних суток и 155 летних суток (для широты Москвы). Площадь под кривой графика годовой продолжительности определяет суммарную годовую потребность в электроэнергии W э . Если эту площадь представить прямоугольником со стороной τ год = 8760 ч, то другая сторона даст среднюю годовую нагрузку N ср , кВт. Если при таком представлении за сторону прямоугольника взять максимально требуемую мощность N м , то его другая сторона будет эквивалентна числу часов τ м использования в год максимальной мощности. С учетом изложенного потребность в электроэнергии определяется выражением: Годовой график месячных максимумов (рис. 3.3) имеет седлообразный характер со значительным снижением абсолютных величин нагрузок в летние месяцы. Образующаяся разность между установленной мощностью N y электростанции и требуемой текущей величиной нагрузки используется для вывода части оборудования в ремонт. Отношение количества выработанной электроэнергии за год W э к установленной мощности электростанции N y называют числом часов использования установленной мощности τ у (рис. 3.2, в), а отношение τ у / τ год — коэффициентом использования установленной мощности k и Для обеспечения необходимой надежности в энергоснабжении установленная мощность электростанции N y должна превышать максимальную мощность N м , требуемую потребителем, на величину резерва. Отношение k р =N y /N м называют коэффициентом резерва. Он характеризует установленную на электростанции избыточную мощность и играет важную роль при экономическом анализе энергопроизводства. Различают горячий (вращающийся), холодный и ремонтный резервы. Под горячим резервом понимают запас мощности, который можно реализовать, подгрузив или перегрузив в разрешенных пределах работающее оборудование. Холодный резерв составляет мощность имеющихся на электростанции и готовых к работе агрегатов, для запуска которых требуется определенное время. Ремонтный резерв составляют агрегаты, работающие вместо выведенного в плановый ремонт оборудования. 17 17 Рис. 3.3. Годовой график месячных максимумов Невозможность хранения электрической энергии определяет непрерывное равенство ее выработки и потребления. Для покрытия плановой нагрузки потребителей составляются графики работы электростанций. Если электростанция работает в энергетической системе, то ее электрическая нагрузка определяется графиком, задаваемым этой системой. Большинство энергосистем состоит из разнотипных агрегатов. Для каждого значения суммарной мощности, потребляемой в энергосистеме, существует оптимальное распределение нагрузки между агрегатами, обеспечивающее наивысшую экономичность выработки электроэнергии. Возникающие неплановые отклонения нагрузок распределяются между электростанциями и отдельными агрегатами. Таким образом, плановые и неплановые изменения нагрузки потребителей вызывают работу значительной части энергетического оборудования в переменных режимах, включающих работу на пониженных нагрузках, полный останов в ночные часы, перегрузку в периоды максимального потребления и др. Одним из путей повышения экономичности выработки электроэнергии при переменных нагрузках является использование высокоманевренного оборудования. Под маневренностью ТЭС понимают способность поддерживать и выполнять график электрической нагрузки. Маневренность включает в себя следующую совокупность технико-экономических характеристик оборудования: скорость изменения нагрузки, диапазон изменения мощности, способность быстрого пуска и останова, приемлемую экономичность работы при частичных нагрузках. Допустимые скорости изменения нагрузки зависят от изменения температурного режима отдельных элементов и деталей оборудования и возникающих в связи с этим температурных напряжений, которые, действуя совместно со статическими напряжениями, не должны превышать допустимых значений. Скорость нагружения энергоблока определяется как турбиной, так и котлом, а турбины— в основном способом регулирования ее мощности. Допустимая скорость изменения нагрузки котла зависит от его типа. Диапазон изменения нагрузки характеризуется минимальной нагрузкой энергоблока, которая определяется в основном котлом и зависит от его типа, конструкции топки, вида сжигаемого топлива. Барабанные котлы на газе или мазуте допускают снижение нагрузки до 20% от номинальной, а прямоточные — до 40...50%. При частичных нагрузках в диапазоне 50...100% от номинальной экономичность энергоблока снижается в основном из-за уменьшения КПД турбоустановки. При снижении нагрузки менее 50% от номинальной существенно уменьшается КПД котла и относительно возрастает расход электроэнергии на собственные нужды. Основными пусковыми характеристиками оборудования являются продолжительность пуска и расход топлива на пуск. Они зависят от пусковой схемы, исходного теплового состояния оборудования и его конструкции, параметров пара, способов пуска и останова. Расход топлива на пуск, например блока 300 МВт, может достичь 120...150 т. 18 18 В каждом графике нагрузки различают базовую, полупиковую (слабопеременную) и пиковую (резкопеременную) части. В базовой части графика нагрузки работают наиболее экономичные ТЭС, АЭС и ГЭС в период сброса паводковых вод. Для этих электростанций использование максимума нагрузки составляет 6000... 7500 ч в год. Для агрегатов, покрывающих слабопеременную и пиковую части нагрузки, это число составляет соответственно 2000 ... 6000 и 500 ... 2000 ч в год. Причем слабопеременная и пиковая части нагрузки с развитием электроснабжения увеличивают свой удельный вес, а отношение минимальной нагрузки N min к максимальной N м (рис. 3.2, в) имеет тенденцию к снижению. В связи с этим возникла необходимость перевода в полупиковый режим существующих КЭС и ТЭЦ, ранее работавших в базовой части. Но эти станки не в состоянии обеспечить полностью покрытие переменного графика электрической нагрузки, и поэтому разработаны и вводятся в эксплуатацию специальные полупиковые и пиковые агрегаты, обладающие высокими маневренными характеристиками и способные поддерживать и выполнять любые графики нагрузок. Кроме того, используются другие способы покрытия пиков электрических нагрузок: использование резерва мощности и временных перегрузок паротурбинных блоков, работающих в режимах частых пусков и остановов; использование ГЭС; применения гидроаккумулирующих станций и др. Тепловая схема ТЭС на органическом топливе. Различают полную и принципиальную тепловую схему ТЭС. Полная тепловая схема включает все имеющееся оборудование, соединяющее его линии и арматуру. Принципиальной тепловой схемой ТЭС называют схематическое изображение совокупности основного теплового оборудования (паровые котлы, турбины, конденсаторы, теплообменники и др.), соединенного трубопроводами, транспортирующие основные потоки теплоносителей (пара и воды), В этой схеме не изображается резервное и однотипное оборудование, дублирующие линии, вспомогательное оборудование, трубопроводы, арматуру. В качестве примера рассмотрим принципиальную тепловую схему конденсационной электростанции с мощным энергетическим блоком, состоящим из прямоточного парового котла 1 (рис. 3.4) и пятицилиндровой турбины 3 + 4 + 5 + 6, механически связанной с генератором 7. После пароперегревателя котла 2 свежий пар поступает во внутренний корпус 3 цилиндра высокого давления (ЦВД), где срабатывается часть теплоперепада, а затем переходит во внешний корпус ЦВД 4, в котором происходит его дальнейшее расширение. После подогрева в промежуточном подогревателе 33 пар направляется в двухпоточный цилиндр среднего давления (ЦСД) 5, затем — в три двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД) 6. После расширения в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 8, где за счет охлаждения циркуляционной (охлаждающей) водой 9, превращается в жидкость- конденсат, который насосами 10 прокачивается через обессоливающую установку 11 и далее насосом 12 через теплообменники 31...15 и 17... 19 подается в деаэратор 20. Жидкость, протекающую на участке от конденсатора до деаэратора, принято называть конденсатом, а после удаления из нее агрессивных газов на участке от деаэратора до котла — питательной водой. Питательная вода насосом 21 через регенеративные подогреватели высокого давления 25...27 подается в котел 1. Питательный насос 21 приводится в действие вспомогательной турбиной 22 со сбросом отработавшего пара в собственный конденсатор 23. Конденсат специальным насосом 24 подается во всасывающую линию конденсатного насоса 10. 19 19 Рис. 3.4. Принципиальная тепловая схема КЭС: D ут — утечки пара; D кф — конденсат греющего пара калорифера; D упл — утечки пара через уплотнения турбины; Dдоб— добавочная вода Система регенеративного подогрева питательной воды имеет восемь ступеней подогрева. В подогреватели высокого давления 25...27 пар поступает из ЦВД и ЦСД турбины, а в подогреватели низкого давления — в основном из отборов ЦНД. Конденсат этого пара в системе регенерации высокого давления каскадно (последовательно) сливается из одного подогревателя в другой, а затем в деаэратор. В системе регенерации низкого давления каскадный слив осуществляется до второго по ходу конденсата подогревателя 15. После него специальный (сливной) насос 16 возвращает конденсат в линию основного конденсата, поступающего в подогреватель 17. Из подогревателя 14 конденсат греющего пара сливается во всасывающую линию конденсатного насоса 10. Перед поступлением в систему регенерации конденсат нагревают подогревателем 13, куда направляются протечки пара через лабиринтовые уплотнения турбины, условно показанные из ЦВД. Воздух, необходимый для горения, воздуходувкой 31 через калориферы 32 подается в воздухоподогреватель котла. На калорифер пар поступает из регенеративного отбора, а его конденсат подается в линию основного конденсата между подогревателями 14 и 15. Привод воздуходувки осуществляется вспомогательной турбиной 30, имеющей собственный конденсатор 29. Пар на эту турбину поступает из отбора ЦСД, а конденсат насосом 28 подается во всасывающую линию насоса 10. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющей два регулируемых отбора, приведена на рис. 3.5. Пар из котла 1 через пароперегреватель 2 поступает в турбину, имеющую часть высокого давления 3, среднего 4 и низкого 5. После расширения в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 6, охлаждаемый циркуляционной водой 7. Образующийся конденсат конденсатным насосом 8 прокачивается через тракт системы регенерации низкого давления в деаэратор 24, обогреваемый паром из ЦВД турбины. Смешивающиеся в деаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 25 через подогреватели 28...30 тракта системы регенерации высокого давления подается в котел. 20 20 Рис. 3.5. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ: D ут —утечки пара; D пр — продувка котла; D ceпl , D сеп2 — пар из сепаратора; D' сеп — продувка сепаратора; D" сеп — утечка воды из сепаратора, D доб — добавочная вода; D п — пар потребителю; D сп — утечки пара через уплотнения турбины; D эж — пар на эжектор Система регенерации состоит из 7 подогревателей. Из подогревателей высокого давления 28...30 конденсат греющего пара каскадно сливается в деаэратор 24. В тракте до деаэратора каскадный слив выполнен только из подогревателя 23 в подогреватель 21, после которого сливной насос 22 подает конденсат в линию между этими подогревателями. В эту же линию сливным насосом 20 подается конденсат греющего пара из подогревателя 19. Из подогревателя 18 конденсат подается во всасывающую линию конденсатного насоса 8. Тракт системы регенерации низкого давления содержит сальниковый подогреватель 10 и охладитель эжекторного пара 9, утилизирующие низкопотенциальные протечки пара D cп через лабиринтовые уплотнения турбины и паровоздушной смеси D эж из эжектора. Конденсат из этих подогревателей поступает к конденсатному насосу 8. В рассматриваемой тепловой схеме предусмотрена двухступенчатая утилизация теплоты продувочной воды в расширителях непрерывной продувки 31, 27, которые по пару соединены с соответствующими по давлению точками тепловой схемы, а засоленная вода через теплообменник 26, подогревающий добавочную воду, сбрасывается в канализацию. Предусмотрено регулирование расхода пара в турбину. Регулирующими органами б и в можно изменять расход пара в регулируемые отборы ЦВД 3 и ЦВД 4. Пар из отбора ЦВД 3 поступает на производство D n , на деаэратор и в подогреватель 28. Пар из отбора ЦВД 4 поступает в систему регенерации и на сетевую установку 11, 12. Сетевая установка предназначена для отпуска потребителю 16 теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через подогреватели 11, 12 сетевыми насосами первого 17 и второго 13 подъема и через перемычку 15 поступает к потребителю 16. В сетевой установке ступенчатый подогрев воды вызван необходимостью качественного (ступенчатого) регулирования температуры и, следовательно, количества теплоты, отпускаемой потребителю, при неизменном расходе |