5732

Теплофікаційні цикли і економічність ТЕЦ

Реферат

Энергетика

Теплофікаційні цикли і економічність ТЕЦ Недоліком КЕС є малий коефіцієнт використання тепла загальностанційних втратах тепла...

Украинкский

2012-12-18

845.5 KB

8 чел.

Теплофікаційні цикли і економічність ТЕЦ

Недоліком КЕС є малий коефіцієнт використання тепла (Q), яке отримує робоче тіло у паровому котлі (ПК). При внутрішньому ККД ПТУ біля 40% () та загальностанційних втратах тепла 10-13 %, враховуючи 5-8 % втрат у ПК, приходимо до величини коефіцієнта  перетворення тепла в електричну енергію

,

се – електричний ККД  ТЕС; втр. – коефіцієнт загальностанційних втрат.

Отже лише 35 % початкової енергії палива перетворюється у електроенергію, а 65 % розсіюється у вигляді втрат тепла у довкілля, у т.ч. в конденсаторі (45-50%). На ТЕС коефіцієнт використання тепла рівний електричному ККД  

,

QК –корисна частина тепла (ця, що перетворюється у електроенергію); Е - електрична потужність, що генерується з теплоти ; В – витрата палива;  - нижча теплота згоряння палива.   

Щоб утилізувати хоча б частину теплоти , яка становить 60 – 65% від теплоти згорання палива, застосовують теплофікаційні цикли паротурбінних установок (комбіноване виробництво тепла і електроенергії). Нижче ознайомимось з найбільш поширеними теплофікаційними циклами, розглянемо їх недоліки і переваги, проаналізуємо їх загальну економічність, а також порівняємо економічність ТЕС і ТЕЦ.

1. Коефіцієнти корисної дії теплоелектроцентралі

Теплоелектроцентралі (ТЕЦ) призначені для комбінованого виробітку теплоти у вигляді пари, яка відпрацювала у турбіні, та електроенергії. Для оцінки ефективності роботи ТЕЦ розподіляють витрату тепла і палива між цими двома видами енергії

                                             ;  (4.1)

                                            .  (4.1а)

Індекси „с” і „ту” стосуються станції і турбоустановки, „е” –електричної енергії, „т” –теплоти.

Відповідно розрізняють два ККД ТЕЦ:

1. З виробництва  і  відпуску електричної енергії

                                             ;  (4.2)

                                              ;  (4.2а)

2. З виробництва і відпуску теплоти

                                 ;      (4.3)

Qтту = Qт – затрата теплоти на зовнішнього споживача; Q0т – відпуск теплоти споживачу; ηт – ККД відпуску теплоти турбінною установкою, у якому  враховують втрати теплоти при її відпуску (у мережних підігрівачах, паропроводах і т.п.); ηт = 0.98 ÷ 0.99.

Загальна витрата теплоти на турбоустановку Qту складається з теплового еквіваленту внутрішньої потужності турбіни 3600Ni, витрати теплоти на зовнішнього споживача Qт і втрати теплоти у конденсаторі турбіни Qк. Загальне рівняння теплового балансу теплофікаційної турбоустановки має вигляд

                                         .  (4.4)

На території СНД прийнято фізичний метод розподілу витрати теплоти між електричною і тепловою енергіями. На теплового споживача відносять дійсну кількість теплоти, яка затрачається на нього, а на електричну енергію – всю теплоту, що залишається після виділення першої

                                                 ;  (4.5)

                                 .  (4.5а)

Загалом, з урахуванням ККД парового котла ηпк і ККД транспортування теплоти ηтр, для електричного та теплового ККД станції  ηес, ηтс маємо

                                             ;  (43.6)

                                             .  (4.6а).

Значення ηес в основному визначається величиною ηету, значення ηтс – величиною ηпк.

Виробіток електроенергії разом з використанням відпрацьованої теплоти ПТУ суттєво підвищує ККД з виробництва електроенергії на ТЕЦ порівняно з КЕС і обумовлює значну економію палива.

2. Витрата пари на теплофікаційну турбіну

На ТЕЦ у колишньому Радянському Союзі переважно застосовували теплофікаційні турбіни з регульованими відборами та з конденсацією пари. Такі турбіни універсальні, забезпечують різноманітні режими виробітку електричної енергії та теплоти.

Витрату пари на теплофікаційну турбіну варто визначати порівнюючи її з витратою пари на конденсаційну турбіну з такими ж параметрами 

                                        . (4.7)

При відборі пари з турбіни величиною Dт, її внутрішня потужність знижується на величину Dт·(hтhк),  де hт і hк - ентальпії пари у відборі і на вході у конденсатор турбіни. Для відновлення потужності турбіни до початкової заданої Nе необхідно збільшити витрату свіжої пари на турбіну на величину, яка визначається співвідношенням

                             ,  (4.8)

звідси додаткова витрата пари

                                              ,  (4.9)

комбінуючи (4.7) та (4.9), отримуємо витрату пари на турбіну з відбором і конденсацією

                              .  (4.10)

Якщо увести  коефіцієнт недовиробітку  потужності парою відбору

                                             ,  (4.11)

то витрату пари на теплофікаційну турбіну з відбором і конденсацією можна представити так

                                          .  (4.12)

Відповідно до (43.11), коефіцієнт недовиробітку  потужності характеризує частку невідпрацьованого теплоперепаду пари, який йде у відбір, див. рис. 4.1. А  відповідно до  (4.12) його зміст дещо інший

                                           , (4.11а)

тобто коефіцієнт недовиробітку yт визначає відносне збільшення витрати пари на турбіну, що припадає на одиницю витрати пари відбору.

Коефіцієнт недовиробітку  ут змінюється у межах 0 ≤ ут ≤ 1; ут = 0 при    hт = hк, тобто при подачі у конденсатор всієї витрати повністю відпрацьованої у турбіні пари; ут = 1 при hт = h0, тобто при відборі всієї свіжої пари, що не працювала у турбіні. Переважно ут = 0.3 ÷ 0.7, а в середньому  ут = 0.5. Якщо Dт = 0, то D0 = D0,к і витрата пари відповідає конденсаційному режиму без відбору з параметрами, що відповідають теплофікаційному режиму.

Співвідношення (4.10) є енергетичним рівнянням турбоагрегату, що виражає енергетичний баланс та зв’язок між витратою пари і електричною потужністю. Рівняння матеріального (парового) балансу такої турбіни має вигляд

                                               ,  (4.13)

Dк – витрата пари через конденсатор турбіни.

Внаслідок відбору пари витрата пари через конденсатор турбіни Dк порівняно з витратою D0,к при конденсаційному режимі з тією ж електричною потужністю зменшується

                                        ,  (4.14)

                                        ΔDк = D0,кDк = (1-yт) · Dт.

Баланс потужностей у турбіні з конденсацією пари та її відбором дається двома  рівняннями

                                           ;  (4.15)

                                           ;  (4.15а)

            ;    ;

     ;        .

Величини Nв.т, Nн.т, Nт і Nк означають відповідно потужність, яку розвивають ЧВТ і ЧНТ турбіни (Dв.т = D0; Dн.т = Dк) парою, яка йде у відбір і через всю турбіну в конденсатор.

На рис. 4.2а зображена найпростіша схема ТЕЦ з турбіною типу КО. Турбіни з відбором і конденсацією пари фактично є турбінами змішаного теплофікаційно-конденсаційного типу. Повністю комбіноване виробництво електричної енергії і теплоти здійснюється у теплофікаційних турбінах з протитиском (рис. 4.2, б).

Загальний тепловий баланс теплофікаційної турбіни (без втрат у конденсаторі Qк = 0) має вигляд

                                           .

Основною властивістю турбоагрегату з протитиском є  безпосередня залежність виробітку електричної потужності Nе від пропуску пари через турбіну, тобто від витрати теплоти Qт і пари Dт на теплового споживача.

                             , D0 ≤ Dт. (4.16)

Ця властивість турбоагрегатів з протитиском обмежує їх застосування на ТЕЦ через те, що можливе зменшення споживання пари Dт  автоматично не дозволяє виробити необхідну кількість електричної енергії. 

Потрібна у цьому випадку компенсуюча електрична потужність значно ускладнює і робить всю установку дорожчою.

Витрати теплоти і пари на теплового споживача зв’язані рівнянням

                                          ,  (4.17)

hзк – ентальпія зворотного конденсату (який повертає споживач); вважається,  що споживач повністю повертає конденсат.

Підставляючи  у енергетичне рівняння турбіни з протитиском (4.16) величину Dт  виражену з (4.17) через Qт, отримуємо зв’язок між електричною потужністю турбіни Nе і витратою теплоти на зовнішнього споживача Qт

                                    ,

Qт вимірюється у ГДж/год. З цього співвідношення визначають важливий енергетичний показник – питомий виробіток електроенергії щодо теплового споживання, кВт·год/ГДж

                                          .  (4.18)

Цей показник характеризує відношення теплоперепаду пари у турбіні до теплоти, яка віддається відпрацьованою парою зовнішньому споживачу.

В залежності від початкових і кінцевих параметрів пари ет = 50-10 кВт·год/ ГДж.

Цей показник можна також застосовувати до потоку пари відбору в турбіні з відбором  і конденсацією, див. рис. 4.3.

У ТЕЦ, що використовують редукційно-охолоджуючий пристрій (РОП), див. рис.4.2, крім звичайних втрат тепла виникають ексергічні втрати (перетворення тепла у таку форму, коли воно недоступне для подальшого використання), див. рис. 4.4, що зв’язані з ростом ентропії частини пари mt при її проходженні через РОП.  

                                              (4.19)    

T0 - температура довкілля. Використання РОП обумовлене необхідністю знизити тиск пари перед її подачею на теплофікаційне обладнання.                                                                    

3. Співвідношення між витратами теплоти і ККД виробітку електроенергії теплофікаційним і конденсаційним шляхами                     

Годинна витрата теплоти на теплофікаційну турбоустановку типу КО без проміжного перегріву пари при конденсаційному режимі дається виразом

                                   .

Повна годинна витрата теплоти на теплофікаційну турбоустановку з конденсацією і відбором пари

    .  (4.20)

Підставивши   , отримаємо

                    ,           (4.21)                                                    

- коефіцієнт цінності теплоти пари відбору, близький за величиною до коефіцієнту недовиробітку ут і який змінюється у межах від 1 для свіжої пари до 0 для пари на виході з турбіни (перед конденсатором).

Коефіцієнт ξт характеризує потенціал роботопридатності пари відбору, а також визначає відносне збільшення повної витрати теплоти на турбоустановку на одиницю кількості теплоти, яка віддається порівняно з конденсаційною витратою Qт к. 

                                             .

У відповідності з фізичним методом розподілу витрати теплоти між електричною і тепловою енергіями, витрата теплоти на виробництво електроенергії дорівнює

                                .  (4.22)

Зі збільшенням віддачі теплоти Qт повна витрата теплоти Qту зростає, а витрата теплоти на виробництво електроенергії зменшується, що супроводжується зменшенням втрат теплоти в конденсаторі турбіни. Це випливає безпосередньо зі співставлення рівнянь загального балансу теплоти турбін типів КО і К

                         ;   .

Різниця ΔQту = Qтук Qтуе = QккQк = ΔQк, тобто різниця витрат теплоти на виробництво електроенергії в конденсаційній і теплофікаційній турбоустановках дорівнює зменшенню втрати теплоти в конденсаторі турбіни (в охолоджувачі)

                  , qк = hк - h'к. (4.23)

Значення ΔQту = ΔQк тим більше, чим більший відбір пари Dт і чим менші коефіцієнти ут і ξт, тобто чим більший виробіток електроенергії парою відбору.

Для турбін з протитиском Qк = 0 і ККД з виробництва електроенергії

                               .  (4.24)

Для ідеального турбоагрегату без механічних і електричних втрат ηтуе = 1.

Було б помилково зробити з (4.24) висновок, що енергетична ефективність такої турбоустановки не залежить від початкових і кінцевих параметрів пари і внутрішнього відносного ККД турбіни.

Підвищення початкових і зниження кінцевих параметрів пари, підвищення внутрішнього відносного ККД турбіни з протитиском (а також потоків пари у відборах турбіни КО) енергетично завжди вигідні, оскільки при цьому зростає внутрішня електрична потужність теплофікаційної турбіни і відповідно повинна бути зменшена потужність, яка виробляється конденсаційним шляхом у турбоагрегатах енергетичної системи. Інакше кажучи, ефективність турбоагрегату з протитиском слід розглядати не ізольовано, а разом з іншими конденсаційними агрегатами енергосистеми.

Порівняння ККД з виробництва електроенергії теплофікаційною і конденсаційною турбоустановками доцільно виконати, користуючись методом енергетичних коефіцієнтів. ККД з виробництва електроенергії турбоустановкою типу КО

                           . (4.25)

Тут прийнято, що ηмηт = 1, тобто внутрішня потужність турбіни             Nг = Nк + Nт;  Qтук – витрата теплоти на конденсаційний потік пари Dк.

З рівняння (4.25) випливає

                                        .  (4.26)

ηтук = Nк/Qтук  – ККД конденсаційної турбоустановки при витраті на неї теплоти Qтук = Dк·(h0hк'); Dк – витрата наскрізного конденсаційного потоку пари у турбіні;

Ат = Nт/Nкенергетичний коефіцієнт пари відбору, який дорівнює відношенню потужностей пари відбору і конденсаційного потоку.

Очевидно, що

                                         ,  (4.27)

ККД з виробництва електричної енергії у теплофікаційній турбіні вищий від ККД конденсаційної турбіни, що зумовлено зменшенням втрати теплоти у конденсаторі завдяки споживанню тепла спрацьованої пари.

Відносне підвищення ККД теплофікаційної турбоустановки з виробництва електроенергії  порівняно з ККД конденсаційної турбоустановки дорівнює:

                           .  (4.28)

Очевидно, що при будь-якій величині відбору пари δηтуе > 0. Наприклад, для  Nт = Nк і, відповідно, Ат = 1 та ηтук = 0.50, отримуємо відносне збільшення ККД δηтуе = 0.33.  При більших значеннях Ат відносне підвищення ККД ще більше.

4. Теплова економічність і витрата палива на ТЕЦ

Електроенергетична і теплова ефективність процесів на ТЕЦ  характеризуються відповідними  ККД

                                    ;      . (4.29)

Загальну теплову економічність процесу спільного виробництва обох видів енергії характеризують повним ККД ТЕЦ

                                        .

Для теплофікаційної турбоустановки відповідно отримуємо

                                         .

Вважаючи корисно виробленою на ТЕЦ лише електроенергію, отримаємо абсолютний електричний ККД для турбоустановки:

                                                 .  (4.30)

Прийнявши ηтут = ηт = 1, див. (4.3),  і  позначивши частку теплоти, яка затрачається  у турбоустановці на зовнішнього споживача,

                                              ;    . (4.31)

знайдемо співвідношення між означеними вище ККД теплофікаційної турбіни                                              і  .

Отже, загальне співвідношення між цими трьома ККД має вигляд

                                .  (4.32)

Якщо відомо βт і один з ККД, то інший можна визначити з (4.30).

На рис. 4.5 зображено зміну ηтуе і ηтуа в залежності від частки відбору пари αт = Dт / D0 турбіни типу КО (прийнято ηм = ηг = ηт = 1).

Турбіна типу КО, є загальним типом турбін, які при αт = 0 перетворюються у турбіну типу К, а при αт = 1 перетворюються у турбіну з протитиском Р.

При конденсаційному режимі обидва ККД співпадають (точка К на рис. 3.5), при роботі з протитиском ККД ηтуе.т = ηтуе = 1.

ККД ηтуе.т зростає приблизно лінійно із збільшенням αт. ККД ηтуе зростає спочатку повільно, потім все швидше, досягаючи значення ККД ηтуе.т при αт = 1 (точка Р).

ККД ηтуа неперервно знижується із збільшенням αт від значення ККД турбоустановки типу К до меншого значення цього ККД для турбоустановки типу Р. Отже, абсолютний ККД турбоустановки не характеризує ефективність комбінованого виробництва електричної енергії та теплоти і не повинен використовуватися з цієї метою.

Загальна витрата теплоти і палива на ТЕЦ розподіляється між електричною і тепловою енергіями аналогічно розподілу витрати теплоти на турбоустановку, тобто через коефіцієнт βт = Qт /Qту. Отримаємо

                                 ;  . (4.33)

Аналогічно

                                    ;   . (4.34)

Вт + Ве = В – загальна витрата палива на ТЕЦ.

Витрати палива зв’язані з ККД такими співвідношеннями

                             ;  .

Загальну витрату палива на ТЕЦ можна визначити з рівняння теплового балансу парового котла:

                                  .

(при відсутності проміжного перегріву).

З рівняння годинного енергетичного балансу можна визначити питому витрату умовного палива з теплотою згоряння 29.308 кДж/г на одиницю  виробленої електричної енергії, г/(кВт·год)

                        .  (4.35)

Найменше значення ККД ТЕЦ з виробництва електроенергії відповідає її конденсаційному режиму, для якого, наприклад, ηсе ≈ 0.34, і тоді bе ≈ 360 г/(кВт·год).

Найбільш високі значення ККД має ТЕЦ при роботі турбін з протитиском без втрат теплоти у конденсаторі. При цьому

                                .

Наприклад, при ηсе = 0.985·0.98·0.98·0.90 = 0.855 отримаємо

                                           bе = 144 г/(кВт·год).

Коефіцієнт корисної дії і питома витрата теплоти на виробництво електроенергії на ТЕЦ qсе,  кДж/(кВт·год), зв’язані співвідношенням

                                      .  (3.36)

Якщо ηсе = 0.40 ÷ 0.50, то qсе = 9000 ÷ 7200 кДж/(кВт · год).

При використанні ККД нетто ηсе.н визначаються відповідні показники bе.н і qсе.н  ТЕЦ.

Питома витрата умовного палива на одиницю теплоти, відданої зовнішньому споживача, кг/ГДж, визначають з рівняння

                            .  (3.37)

При ηст = ηтут · ηтр · ηп.к = 0.99 · 0.98 · 0.90 = 0.873 отримуємо

                                            bт = 39.08 кг/ГДж.

При додатковому відпуску теплоти піковими водогрійними котлами враховується також витрату палива на них.

5. Порівняння комбінованого і розділеного виробництва електричної і теплової енергії

Комбіноване виробництво електричної і теплової енергії забезпечує зменшення витрати палива. Але при малій річній тривалості теплового споживання і дешевому паливі економічно вигідним може бути розділене виробництво енергії і теплоти. При цьому електрична енергія виробляється конденсаційним шляхом, а теплота віддається з котельні низького тиску (як виняток – редукованою парою з енергетичних котлів). Енергетична установка, яка складається з КЕС і котельні низького тиску (КНТ), називається роздільною (РУ), див. рис. 4.6.

Порівняємо теплову економічність ТЕЦ і РУ. Обов’язковою умовою порівняння таких установок є їх енергетичне співставлення, тобто рівний відпуск кожного з видів енергії. Порівняння зробимо у першому наближенні за витратами пари, потім – за витратами теплоти і палива.

Загальна витрата пари на РУ

     ,

на ТЕЦ

           .

Тут DКЕС і D0 витрати пари на конденсаційний виробіток однакової електричної потужності Nе на КЕС і ТЕЦ, D0,к ≈ DКЕС, звідси

                                     , (4.38)

тобто зменшення витрати пари на ТЕЦ  порівняно з витратою на РУ рівне зниженню пропуску пари у конденсатор теплофікаційної турбіни КО порівняно з пропуском пари через турбіну К.

Загальна витрата теплоти палива складає:

на РУ                                 ,

на ТЕЦ                                               .

Приймаючи Qсе = QКЕС, отримаємо

                                     , (4.38а)

ξт – коефіцієнт цінності теплоти, відпущеної зовнішньому споживачу на ТЕЦ.

Порівняння витрат палива на ТЕЦ і РУ – один з основних елементів їх загального техніко-економічного співставлення.

Загальна витрата палива:

на РУ                                               ,

на ТЕЦ                                                     .

Загальна електрична потужність Nе на ТЕЦ складається з потужностей Nт, яка виробляється відібраною парою, і Nк, яка виробляється конденсаційним потоком. Потужність Nт виробляється з питомою витратою умовного палива bер (як у турбіні з протитиском), потужність Nк  з  bек ≈ bКЕС.

Розділимо загальну потужність Nе на КЕС на дві складові потужності Nк і Nт, отримані з однаковою питомою витратою умовного палива bКЕС. Тоді написані вище вирази для витрати палива приймуть вигляд

                                  ;

                                          .

Маючи на увазі, bек ≈ bКЕС, і приймаючи Вст ≈ ВКНД, отримаємо:

                                    .  (4.39)

Це важливе співвідношення дозволяє визначити економію палива завдяки комбінованому виробництву електричної і теплової енергії на ТЕЦ, тобто завдяки теплофікації.

Прийнявши bКЕС =0.30 кг/(кВт·год) і bер = 0.15 кг/(кВт·год), отримаємо    ΔВ = 0.15∙Nт кг/год. Для теплофікаційної потужності Nт = 1000 МВт економія умовного палива складає ΔВ = 150 т/год., або біля 500 тис. тон на рік.

Заміняючи у (4.39) Nт = ет · Qт, де ет – питомий виробіток електроенергії на тепловому споживанні Qт, отримаємо питому економію умовного палива, кг/ГДж:

                                   , або  . (4.40)

Приймаючи ет = 50 ÷ 150 кВт·год/ГДж, отримаємо Δb = 7.5 ÷ 22.5 кг/ГДж, а в середньому Δb = 15 кг/ГДж.

При відпуску теплоти Qт = 1 млн. ГДж економія умовного палива завдяки теплофікації ΔВ складає приблизно 15 тис.тон.

Формула (4.40) наочно показує залежність ефективності теплофікації від енергетичної досконалості виробітку електроенергії на тепловому споживанні, тобто від параметрів пари і ККД турбіни та ТЕЦ.                 

6. Схеми атомних тепло – електроцентралей (АТЕЦ)

Можливі схеми АТЕЦ показані на рис. 4.7а, б, в, г. Теплові схеми АТЕЦ нічим не відрізняються від звичайних ТЕЦ, тобто можуть використовувати ПТУ з протитиском і схеми з регульованими відборами, рис. 4.7а та б. Особливістю деяких АТЕЦ є схеми з відбором тепла у першому контурі, рис. 4.7в та спеціалізовані атомні станції теплопостачання (АСТ), рис. 4.7г. Через це, що схема 4.7в небезпечна щодо радіоактивного зараження теплоносія, який подається споживачам, тиск у теплофікаційній частині 4.7в повинен бути вищим ніж у першому контурі реактора.

Перспективними є АСТ у тому розумінні, що спеціалізовані реактори АСТ можуть працювати при низьких параметрах пари і бути відносно дешевими. При використанні сучасних систем безпеки АСТ можуть розміщатися безпосередньо біля споживачів тепла у межах міських конгломератів.

7. Висновки   

1. Традиційні КЕС дуже неефективно використовують тепло згоряння палива, всього біля 30 – 35% . Питомі затрати палива на традиційних КЕС становлять біля 300 г/кВт∙год.

2. Однією з найпростіших схем, що дозволяє більш ефективно використовувати тепло палива є теплофікаційна схема, що працює на парі з високими параметрами, див. рис. 4.2ба.   

3. Особливістю схеми на рис. 4.2а є використання РОП, що супроводжується ексергічним втратами тепла, див. вираз (4.19).

4. Класичні ТЕЦ використовують турбіни з протитиском. У таких турбінах пара на вихлопі з турбіни має достатню ентальпію щоб використати її для теплофікаційних потреб. Параметри пари переважно такі t = 120 – 170oC, P = 1.2 – 1.7 МПа. У цьому випадку електричний ККД дещо зменшується, проте загальний коефіцієнт використання тепла дуже високий ηQ  ≈ 85 – 90 %. Питомі затрати палива на ТЕЦ становлять біля 120 г/кВт∙год.

5. Питома економія умовного палива, кг/ГДж на ТЕЦ порівняно з КЕС становить

                                   , або  ,

bКЕС – питома витрата палива на КЕС; bep те ж саме на ТЕЦ.

5. Розвитком схем на рис. 4.2а є комбіновані ТЕЦ, див. рис. 4.2б. Така ТЕЦ може відносно незалежно працювати у режимах тепло- та електрогенерації. Пара для теплофікаційних потреб у комбінованих ТЕЦ відбирається з турбіни, а при  перевантаженні теплофікаційного тракту – через РОП з ПП.

6. Перспективними є АСТ тому, що спеціалізовані реактори АСТ працюють при низьких параметрах пари і є відносно дешевими. При використанні сучасних систем безпеки АСТ можна розміщати безпосередньо біля споживачів тепла у межах міських конгломератів уникнувши таким чином втрат тепла при його транспортуванні.


Рис.4.1
. Процеси роботи пари у теплофікаційній турбіні з протитиском, процес ОР, та у теплофікаційній турбіні з регульованими відборами  та конденсацією пари, процес ОРК.

ho, Po, to – параметри свіжої пари; hт, Pт, - параметри пари у відборі; hк, Pк – параметри пари  на вході у конденсатор; hкa, hтa –параметри адіабатного розширення пари; Рт - протитиск чи тиск регульованого відбору.  Параметри зі штрихом стосуються врахування втрат.

Рис. 4.2. Найпростіші теплові схеми теплоелектроцентралей.

а- ТЕЦ , що має  турбіну з регульованими відборами та з конденсацією пари, тип КО;  б- ТЕЦ , що має турбіну з протитиском та паралельну конденсаційну турбіну, тип КР.  СТ- споживачі тепла; НЗК- насос зворотного конденсату; РОП- редукційно-охолоджувальний пристрій; БК- бак конденсату; Г- генератор; ПК- паровий котел; ПЕ- пароперегрівач; К- конденсатор; КН- конденсатний насос; ЖН- живильний насос.  

РОП

ЖН

ЧВТ

ЧНТ

Nвт

нт

СТ

НЗК

 а)

РОП

ЖН

НЗК

Dжв

 tжв

 б)

СТ

 ет, кВт∙год/ГДж

МПа

Рис.4.3. Залежність питомого виробітку електроенергії          

 ет,  щодо теплового споживання від параметрів пари.

Рт- тиск регульованого відбору пари; Ро, to- початкові параметри пари.

 1- Ро = 23.53 МПа; to = 540/540оС; 2- Ро = 12.75 МПа; to = 565оС; 3- Ро = 9.0 МПа; to = 530оС; 4- Ро = 3.8 МПа; to = 440оС;

Рис. 4.4. Схема зміни параметрів пари при роботі РОП.

Пара протікаючи через РОП знижує тиск, збільшує об’єм та знижує температуру. Це супроводжується зростанням ентропії S0S1.

ηеТУ

Рис. 4.5. Залежність внутрішніх ККД теплофікаційної турбоустановки (з виробництва електроенергії ηеТУ   та абсолютного ηаТУ )  

від частки відбору пари αт .

К- конденсаційний режим роботи; Р- режим роботи з протитиском.

DКНТ = DТ

КНТ

DКЕС = DO

КEC

BKEC

BKНТ

Ne

ЖН

ЖН

СТ

Рис. 4.6. Теплова схема простої ТЕЦ з розділеним виробництвом тепла та

електроенергії (РУ).

КНТ- котельня низького тиску; КЕС- конденсаційна електростанція; СТ- споживачі тепла; Г- генератор.

Рис. 4.7. Схеми АТЕЦ з паровою турбіною з протитиском (а); з  регульованими відборами пари (б); з теплообмінником у першому контурі  (в); та схема атомної станції теплопостачання (г).

1-реактор; 2- ПГ; 3- циркуляційний насос; 4- турбогенератор;

5- конденсатор; 6- споживач тепла; 7- конденсатний насос; 8- насос зворотного конденсату; 9- регенеративні підігрівачі;10- живильний насос; 11- теплообмінник; СТ – споживачі тепла.  

СТ

СТ


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

50813. ИЗМЕРЕНИЕ ПЕРЕМЕННОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО НАПРЯЖЕНИЯ 248.5 KB
  Получение навыков измерения переменного электрического напряжения; 1. Ознакомление с особенностями влияния формы и частоты измеряемого напряжения на показания средств измерений; 1. Приобретение представления о порядке работы с электроизмерительными приборами при измерении переменного напряжения.
50814. Программирование в Delphi. Разработка интерфейса 1.69 MB
  Цель: Получить первичные навыки работы в визуальной среде программирования Delphi. При этом становится активным окно редактора кода и Delphi автоматически создает ОБРАБОТЧИК СОБЫТИЯ процедуру выполняющуюся при нажатии кнопки В окне редактора кода ввести соответствующие команды Прежде всего необходимо научиться сохранять свои программы.
50816. Язык гипертекстовой разметки HTML 85.5 KB
  На самом деле содержимое контейнера mrquee не ограничивается строками и позволяет перемещать скролировать любые элементы вебстраницы изображения текст таблицы элементы форм и т. Таблицы Элемент tble служит контейнером для элементов определяющих содержимое таблицы. Параметры lign Определяет выравнивание таблицы. bgcolor Цвет фона таблицы.
50817. Определение теплоёмкости металлов методом охлаждения 154.5 KB
  Металлический образец, имеющий температуру более высокую, чем температура окружающей среды, в этой среде охлаждается. Кол-во теплоты q , теряемой образцом металла за единицу времени t может быть записано в виде...
50818. Каскадные листы стилей CSS 330.5 KB
  Значение 0 соответствует полной прозрачности элемента а 1 наоборот его непрозрачности.2 Oper 9 border позволяет одновременно установить толщину стиль и цвет рамки вокруг элемента.
50819. Построение и экспериментальная проверка статической характеристики замкнутой системы 868 KB
  Освоить методику аналитического построения статической характеристики замкнутой САР по статическим характеристикам отдельных элементов. Под статической характеристикой замкнутой САР понимают функциональную зависимость регулируемой величины от задающего и возмущающих воздействий снятую на установившихся режимах. Если регулируемая величина на установившемся режиме не зависит от возмущающих воздействий то такая система называется астатической а если зависит то статической.
50820. Определение теплоёмкости методом Клемана и Дезорма 58.5 KB
  Эта величина, в частности, определяет скорость распространения звука в газах; от неё зависит течение газов по трубам со звуковыми скоростями и достижение сверхзвуковых скоростей в трубах, сначала суживающихся, а затем резко расширяющихся (сопла Лаваля). Основная идея метода Клемана и Дезорма состоит в следующем.
50821. DHTML и JavaScript на web-страницах 560 KB
  Цель работы: ознакомиться с основными возможностями языка JavaScript, синтаксисом, встроенными объектами, событиями DHTML, получить практические навыки программирования на языке JavaScript.