Билет № 22

1. Принцип работы гидростанций (гэс и гаэс). Определение электрической мощности и энергии, вырабатываемой на гидростанции. Понятия расходаЮ стока, напора. Схемы концентрации напора.

Гидроэлектростанции, строящиеся в створах рек, могут использовать энергию естественного водотока или энергию падающей воды благодаря созданию перепада уровней воды в верхнем и нижнем бьефе ГЭС. При строительстве ГЭС русло реки перегораживается плотиной, перед которой создается водохранилище. Вода из водохранилища по водоводам поступает к кидротурбинам, находящимся в на одном валу с электрогенераторами. После прохода через гидротурбины вода сбрасывается в нижний бьеф.

Выработка электроэнергии на ГЭС, в отличие от ТЭС, не требует сжигания топлива и сопряжена с меньшими потерями. В результате КПД ГЭС по производству электроэнергии самый высокий и составляет 80 - 90%.

Для работы ГАЭС, в отличие от ГЭС, строящихся на реках, требуются два бассейна с водой, расположенных на разных уровнях. В период ночного провала в суточном графикеэлектроэнергию для перекачки воды из нижнего бассейна в верхний. В период наструпления утреннего и вечернего максимума нагрузки энергосистемы ГАЭС работает в генераторном режиме, производя электроэнергию благодаря перетоку воды из верхнего бассейна в нижний. Из-за потребления электроэнергии «на заряд» КПД ГАЭС ниже КПД ГЭС и достигает 70- 80%.

Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору H (высота падения воды) и расходу воды Q т.е. Р=HQ . Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды. На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называют верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего (УНБ) бьефа определяет напор Н. Сток – суммарный объем воды, прошедший через данное поперечное сечение водотока от начального до конечного.

W = [м³] = [км³]

При известном гидрографе сток может быть определен как непрерывная функция или дискретная функция, следовательно, интеграл от данного расхода по времени.

W =

Мощность водного потока.

N = ρ ∙ g ∙ H ∙ Q

где Q – расход, H – напор, перепад высот с геометрической точки зрения.

[Вт] = [кг/м³ ∙ м/с² ∙ м ∙ м³/с] = [Н/ м³ ∙ м ∙ м³/с] = [Дж/ м³ ∙ м³/с] = [Дж/с] = [Вт]

N = 9810 ∙ H ∙ Q (9810 в Н/м³)

N = 9,81 ∙ H ∙ Q (9810 в кН/м³)

N_ГЭС = 9, 81 ∙ H ∙ Q η_ГЭС

Энергия водотока определяется, используя формулу мощности так:

Э = N ∙ t/3600 = [кВт ∙ ч] = [кВт] [с]

Э = (9,81 H ∙ Q ∙ η ∙ t) / 3600 = (9,81 ∙ w ∙ H ∙ η) / 3600 = (w ∙ H ∙ η) / 367

Q ∙ t = w

В естественных условиях концентрирования напоры (Н) в определенном месте встречаются крайне редко (водопад). Равнинные реки обычно имеют уклон свободной поверхности воды 5-10 см/км; горные – 5-10 м/км.

2. Деаэрация питательной воды. Типы деаэраторов. Тепловой баланс деаэратора.

Заключительной стадией технологического процесса приготовления питательной воды для паровых котлов является удаление растворенных в ней агрессивных га­зов, в первую очередь кислорода, а также углекислоты, вызывающих коррозию металла теплосиловых установок.

Таким образом, для обеспечения надежной эксплуа­тации современных паровых котлов необходимо стре­миться к практически полному отсутствию в питательной воде растворенного кислорода.

Процесс удаления из воды растворенных газов носит название дегазации или деаэрации. В настоящее время известно несколько способов деаэрации—термический и химический.

Наибольшее распространение получил термический способ деаэрации воды. Этот способ основывается на том, что растворимость в воде газов с повышением ее температуры уменьшается, а при температуре, равной температуре кипения, газы почти полностью удаляют­ся из воды. Таким способом газы удаляются из воды в специальных устройствах, которые принято называть тер­мическими деаэраторами.

Для дегазации воды применяются преимущественно деаэраторы атмосферного типа, работающие при абсо­лютном давлении 0,1 МПа (1 кгс/см2), и вакуумные деа­эраторы, работающие при абсолютном давлении от 0,0007 до 0,05 МПа (от 0,075 до 0,5 кгс/см2), т. е. при темпера­турах деаэрированной воды от 40 до 80 °С. Деаэрация воды основана на законе Генри, согласно которому ко­личество газа, растворенного в единице объема воды, пропорционально парциальному давлению этого газа в газовой или парогазовой смеси над поверхностью воды. Для полного удаления газов из воды необходимо создать условия, при которых парциальные давления этих газов над поверхностью воды будут равны нулю, что возмож­но при температуре кипения воды, т. е. при доведении ее до температуры насыщения при давлении в деаэраторе и отводе газов из парового пространства деаэратора.

В паровых котельных наибольшее применение полу­чили деаэраторы атмосферного типа — ДСА (рис. 3.1). Двуступенчатый барботажный деаэратор состоит из ма­логабаритной деаэрационной колонки и бака-аккумуля­тора со встроенным барботажным устройством и пере­городками, образующими специальные отсеки. Деаэра – ционная колонка имеет две тарелки с отверстиями, через которые вода стекает в бак-аккумулятор. На первой по ходу воды тарелке смонтировано устройство для луч­шего перемешивания поступающих в деаэратор потоков конденсата и химически обработанной воды. Эти по­токи поступают во внешнее кольцо смесительного уст­ройства, после чего вода через два водослива попадает на перфорированную часть первой тарелки.

После колонки деаэрируемая вода поступает в бак – аккумулятор, в нижней части которого у противополож­ного торца размещается затопленное барботажное уст­ройство. Греющий пар по трубе подается в паровую ко­робку и через отверстия дырчатого листа барботирует через слой воды, медленно движущейся над листом в сторону

Рис. 3.1. Схема атмосферного деаэратора смешивающего типа: 1 — бак-аккумулятор деаэрированной воды; 2 — водоуказательное стекло; 3 — манометр; 4, 5 —тарелки; 6 — конденсат из охладителя; 7 — регулирующий клапан питательной воды; S — охладитель выпара; 9 — кольцеобразное рас­пределительное устройство; 10 — деаэраторная колонка; И — распределитель пара; 12 — клапан; 13 — гидравлический затвор

патрубка для отвода воды из деаэратора. Вода, вы­ходящая из барботажного устройства, поступает в подъ­емную шахту. Вскипание объясняется наличием неболь­шого перегрева воды относительно температуры насыщения, которая соответствует давлению в паровом пространстве бака-аккумулятора. Перегрев определяется высотой столба жидкости над барботажным листом.

Пар, проходящий через барботажное устройство и столб воды, попадая в паровое пространство, движется над поверхностью воды в сторону колонки. Размещение колонки на противоположной стороне от барботажного устройства обеспечивает четко выраженное противоточное движение потоков воды и пара и хорошую вентиляцию парового пространства бака.

Пар, необходимый для деаэрации, подается в барбо­тажное устройство от регулятора давления: давления пара перед регулятором 0,6—0,7 МПа (6—7 кгс/см2), после регулятора — 0,05—0,07 МПа (0,5—0,7 кгс/см2). На деаэраторах производительностью более 50 т/ч пре­дусмотрен патрубок для подвода низкотемпературного пара с давлением 0,02—0,03 МПа (0,2—0,3 кгс/см2) (от расширителей непрерывной продувки, от поршневых па­ровых насосов, турбонасосов) непосредственно в паро­вое пространство деаэратора для лучшей вентиляции па­рового объема деаэратора и на первую ступень деаэра­ции в деаэрационной колонке.

Выпар из деаэрационной колонки отводится в охлади­тель выпара и из него в канализацию, а газы — через воздушник в атмосферу. Деаэраторы комплектуются гид­розатворами для защиты от превышения давления.

Деаэраторы атмосферного типа рассчитаны на ра­боту при давлении 0,01—0,02 МПа (0,1—0,2 кгс/см2) и температуре воды 102—104 °С. Согласно ГОСТ 16860-71 «Деаэраторы термические» изменение подогрева воды в деаэраторах должно быть не более 10—40 °С.

Разработана новая конструкция двухсту­пенчатых барботажных деаэраторов (типа ДА) атмос­ферного типа. Эти деаэраторы отличаются тем, что барботажное устройство в них располагается в нижней час­ти деаэрационной колонки. Колонка устанавливается на деаэрационный бак старой конструкции. Подвод хими­чески очищенной воды и конденсата осуществляется в верхнюю часть колонки, пар подводится в паровое про­странство деаэраторного бака со стороны, противопо­ложной колонке. Такой подвод пара обеспечивает на­дежную вентиляцию парового объема бака. Отвод воды из деаэратора осуществляется со стороны, противопо­ложной колонке.

Преимущества новых деаэраторов сравнительно с де­аэраторами типа ДСА: повышенная заводская готов­ность, снижение металлоемкости, упрощение монтажа, повышение эксплуатационной надежности, уменьшение коррозии деаэраторных баков. Общая высота по срав­нению с ДСА увеличилась на 600—700 мм.

Вакуумные деаэраторы применяются в основном в во­догрейных котельных.

Вакуумная деаэрационная установка представляет собой вакуумную колонку (деаэратор) и аккумулятор­ный бак, находящийся под атмосферным давлением.

Вакуумная колонка имеет две ступени дегазации: струйную и барботажную.

Подогретая вода поступает на верхнюю тарелку, ко­торая секционирована с таким расчетом, что при мини­мальных нагрузках работает только часть отверстий во внутреннем секторе. При увеличении нагрузки в работу включаются дополнительные ряды отверстий, это позво­ляет избежать гидравлических перекосов по воде и пару при колебаниях нагрузки. Под барботажный лист по­дается пар или перегретая вода (120—140°С), при вски­пании которой образуется паровая подушка и происхо­дит процесс парового барботажа.

Вакуумные деаэраторы укомплектованы охладителя­ми выпара, водо-водяными эжекторами, системой авто­матического регулирования и контроля и соответствую­щими регулирующими клапанами.

Дегазация воды химическим способом осуществляет­ся путем сульфигирования, т. е. введения в нагретую (до 80°С) питательную воду раствора сульфита натрия Na2S0.5. Этот способ по сравнению с термической дега­зацией более дорогой и поэтому не получил широкого распространения.

Способ обработки воды для конкретной котельной установки должен определяться специализированной (проектной, наладочной) организацией. Согласно требо­ваниям Правил по котлам все котлы паропроизводитель­ностью 0,7 т/ч и более должны быть оборудованы уста­новками для докотловой обработки воды.

В котельных с котлами паропроизводительностью ме­нее 0,7 т/ч установка водоподготовительных устройств не обязательна, но периодичность проведения очистки котлов должна быть такой, чтобы к моменту остановки котла на очистку толщина отложений на наиболее тея – лонапряженных участках его поверхности нагрева не превышала 0,5 мм.

Для каждой котельной с котлами паропроизводи­тельностью 0,7 т/ч и выше должна быть разработана про­ектной, наладочной или другой специализированной ор­ганизацией и утверждена администрацией предприятия инструкция (режимные карты) по водоподготовке. В ин­струкции должны быть указаны нормы качества пита­тельной и котловой воды для данной котельной уста­новки, режим непрерывной и периодической продувок, порядок выполнения анализов котловой и питательной воды и обслуживания водоподготовительного оборудо­вания, сроки остановки котла на очистку и промывку и порядок осмотра остановленных котлов. В необходимых случаях в инструкции следует предусматривать также проверку агрессивности котловой воды.

Чтобы исключить случаи питания котла сырой водой, на резервных линиях сырой воды, присоединенных к ли­ниям питательной воды, должны устанавливаться два запорных органа и контрольный кран между ними. За­порные органы следует опломбировать в закрытом поло­жении (контрольный кран открыт), а каждый случай питания котла сырой водой записывать в журнал по во – доподготовке с указанием причин.

Билет 24.

1. Прямой баланс.Из прямого баланса, как правило, определяется расход топлива. Прямой баланс определяет, какое количество тепла мы должны затратить на образование пара в необходимых количествах. Например, i_пе – энтальпия перегретого пара на входе в парогенератор, зависит от условий питательной воды: либо подогрета, либо нет. Питательная вода подогрета за счет пара из турбины.

i’_к – энтальпия воды. Тогда количество тепла, требуемое для нагрева одного килограмма воды (пара) равно (i_пе – i’_к)D₀. Энтальпия воды не будет равна 30 ккал. Учет регенеративного подогрева (i_пе – i_пв) D₀.Если имеется продувка: от температуры питательной воды до температуры насыщения котла:

D₀ (i_пе – i’_пв) + D_пр (i’_кот – i_пв)

Промежуточный перегрев для прямоточного котла:

D₀ (i_пе – i’_пв) + D_пп (i_пп^вых – i_пп^вх)

Количество тепла за счет сжигания топлива:

D₀ (i_пе – i’_пв) + D_пп (i_пп^вых – i_пп^вх)=B ∙ Q^p_р η_п/г

Отсюда определяем В:

В _{расх топлива} = [D₀ (i_пе – i’_пв) + D_пп (i_пп^вых – i_пп^вх)]/ Q^p_р η_п/г (в относительных единицах) – прямой тепловой баланс парогенератора.

Обратный баланс.

Q^p_р·= Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅+Q₆

Q₁ – полезно используемое тепло, а Q₁, Q₂,Q₃,Q₄,Q₅, Q₆ – тепловые потери или потери тепла;

Q₂ – потери с уходящего газа;

Q₃ – потери от химического недожога;

Q₄ – потери от физического недожога;

Q₅ – потери тепла в окружающую среду;

Q₆ – потери при жидком шлакоудалении.

Эти величины рассмотрим в относительном значении:

Q^p_р/ Q^p_р ∙ 100 = 100% = Q₁/ Q^p_р ∙ 100 + Q_j/ Q^p_р∙ 100.

100% = q₁+q₂+q₃+q₄+q₅+q₆

1=q₁+ q_j

Из этого теплового баланса можно определить КПД парогенератора, q₁=η_п/г

Таком образом, КПД парогенератора равно η_п/г = 100% - q_j (в процентах) η_п/г = 1 - q_j (относительных единицах).

Определение КПД из обратного баланса: сумма потерь примерно 6-12%, поэтому КПД равно 88-94%.