11.Внутренний кпд цикла. Относительный внутренний кпд турбины и питательного насоса.

П роцесс расширения пара является адиабатным,но в реальности не является изоэнтропным. В реальности процесс расширения пара является необратимым и связан с потерей кинетической энергии пара на преодоление сил трения.

Адиабатный процесс расширения очень быстрый,идущий со скоростью около сверхзвуковой, проходящий при возрастании энтропии.

Т.к. ход процесса1-2 в действительности не известен, то точки 1 и 2д соединяются штрихпунктирной линией. Действительная идеальная работа турбины снижается.

Для каждой ступени турбины, для каждого цилиндра и для турбины в целом вводят понятие внутренний относительный КПД .

Для различных турбин внутренний относительный КПД изменяется от 50 до 90%.

Для расчета точки 2д используем систему уравнений:

12. Принципиальная схема. Основные поверхности нагрева парогенератора барабанного типа.

С помощью питательного насоса(п/н) поступает питат. Вода в водяной экономайзер (в/э).В/э располагается в шахте выпускного газохода(t =300-700 C).Питат.вода нагревается до состояния насыщения,но на практике недогрев до состояния насыщения составляет около 20град.С. Подогретая вода после водяного экономайзера поступает в барабан котла под уровень поверхностей нагрева воды и пара. При этом соединение солей в паре будет не высоким. С нижней части барабана котла по опускным трубам вода подается в коллекторы в нижней части котла. Опускные трубы располагаются за задней стенкой котла. Из коллекторов вода движется по экранным трубам расположенным в топке котла. Движение происходит самотеком за счет теплогидравлических сил. Часть воды за счет подвода теплоты от сжижаемого в топке топлива переходит в пар так, что на выходе из экранов пароводяная смесь поступает в барабан котла. Пузырьки пара барботируют(разделение газовых паров и жидкостных) через слой воды в барабане котла и выходят в паровой части пространства барабана.Основное назначение барабана (толстостенный цилиндр) сепарация (разделение) воды и пара(сух. насыщ.) поступает в пароперегреватель, расположенный как правило в горизонтальном переходе котла. Пароперегреватель находится в области высоких температур. В п/п пар прегреваетсяи переходит из состояния сухого насыщенного в состояние перегретого пара, кот.поступает в турбину для выработки механической энергии. Самые высокие температуры имеются в топке(в ядре факела). Темпер. ядра факела=2300градС. Факел излучает энергию на холодные стенки экрана, поэтому в топке имеет место лучистый теплообмен между газами и поверхностями стенок экранных труб. На выходе из топки темпер. уходящих газов от 900 до 1200 град.С. Для различных видов котлоагрегатов хвостовой частью нагрева является регенеративный воздухоподогреватель. Он служит для подогрева воздуха подаваемого в топку и участвующего в процессе горения с целью повышения эффективности и устойчивости процесса.

13.Уравнение прямого теплового баланса котлоагрегата по воде и пару без учета постоянной продувки. Тепловой баланс котла, как и любого теплотехнического агрегата, характери­зуется равенством между количествами подведенной (располагаемой) и расходу­емой теплоты: Q_прих = Q_расх, Q_прих~Q_i. Часть теплоты, затрачиваемая на подогрев, испарение воды и перегрев пара, составляет использованную теплоту остальное — потери. В итоге уравнение теплового баланса котла будет иметь вид:. где Q₂, Q₃, Q₄, Q₅ — потери теплоты со­ответственно с уходящими газами, от хи­мической неполноты сгорания топлива, от механического недожога, через ограждения топки и конвективных газо­ходов. В процентах от располагаемой теплоты Q тепловой баланс может быть записан так: 100 = q₁+q₂+q₃+q₄+Q_5. Доля теплоты, использованной в ко­тельном агрегате (переданной воде и па­ру) , есть коэффициент полезно­го действия котла: или Теплота Q₁ воспринятая водой и па­ром в котле, может быть определена из уравнения: , где и - энтальпии перегретого пара и питательной воды.

14.Величины и процессы влияющие на повышение экономичности тепловых и электрических станций. Основной тенденцией развития энергетики является непрерывное увеличение единичных мощностей агрегатов (котлов, турбин, энергоблоков) и электростанций, что определяет непрерывное совершенствование удельных технико-экономических показателей, каковыми являются: удельный расход условного топлива на 1 кВт*ч, отпущенный потребителю,кг/(кВт*ч); удельные капиталовложения в ТЭС на 1 кВт установленной мощности k, руб/кВт (даются нормативами ТЭП); штатный коэффициент, т.е. число обслуживающего персонала на 1000 кВт установленной мощности П, чел/МВт. Только при условии снижения этих показателей параллельно с ростом энергетики могут быть обеспечены необходимые для этого роста материальные и человеческие ресурсы. Снижение удельного расхода топлива достигается за счет применения новой техники, что связано с дополнительными капиталовложениями К. Снижение удельного расхода топлива достигается за счет применения новой техники, что связано с дополнительными капиталовложениями К. Годовые издержки на эксплуатацию ТЭС равны: ; где первая составляющая представляет собой стоимость годового расхода топлива Bгод; — цена топлива в пересчете на условное, руб/т; вторая составляющая — это текущие расходы на эксплуатацию оборудования (амортизация, текущий ремонт и прочие расходы); для ТЭС Еотч = 0,100,12; третья составляющая — расходы на оплату персонала: удельные затраты на зарплату а = 12001400 руб/(челгод); 1,4 — коэффициент, учитывающий социальное страхование и другие накладные расходы. Себестоимость отпущенной электроэнергии равна: . Дополнительные капиталовложения считаются эффективными, если выполняется условие 𝞓 Игод/𝞓К≤; -нормативный коэффициент эффективности капиталовложений(=0,12). При сопоставлении вариантов ТЭС или их элементов критерием оптимальности является значение расчетных годовых затрат: . Выбор экономически наивыгоднейшего варианта ТЭС при проектировании ведется по минимуму расчетных затрат путем сопоставления конкурирующих вариантов.

15.Классификация тепловых электрических станций по различным признакам. В настоящее время применяется разделение электростанций на КЭС, ТЭЦ, ПГУ, газотурбинные электростанции (ГТЭС), АЭС, ГЭС. Для более полной характеристики электростанции можно классифицировать по следующим основным признакам:1) по видам использованных первичных энергоресурсов( органическое топливо — ТЭС; ядерное топливо — АЭС; гидроэнергию — ГЭС, ГАЭС и приливные; солнечную энергию — солнечные электростанции (СЭС); энергию ветра — ВЭС; подземное тепло — геотермальные - ГЕОЭС). 2) Процессам преобразования энергии (тепловая энергия пре­образуется в механическую, а затем в электрическую энергию — ТЭС, АЭС; тепловая энергия непосредственно превращается в элек­трическую — электростанции с МГД-генераторами (МГД-ЭС), СЭС с фотоэлементами и др.; энергия воды и воздуха превращается в механическую энергию вращения, затем в электрическую — ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ветроэлектрические (ВЭС), воздушно-аккумулиру­ющие газотурбинные электростанции); 3)Числу и виду энергоносителей (с одним энергоносителем — КЭС и ТЭЦ, атомные КЭС и ТЭЦ на паре, АЭС с газовым энергоносителем, ГТЭС; с двумя разными по фазовому состоянию энергоносителями — парогазовые (ПГ) электростанции, в том числе ПГ-КЭС и

ПГ-ТЭЦ; с двумя разными энергоносителями одинакового фазового состояния — бинарные электростанции).4) Видам отпускаемой энергии (отпускающие только или в основном электрическую энергию — ГЭС, ГАЭС, КЭС, атомные КЭС, ГТЭС, ПГ-КЭС и др.; электрическую и тепловую энергию — ТЭЦ, атомные ТЭЦ, ГТ-ТЭЦ и др. Если отработавший пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции промышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. При использовании тепла для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов ТЭЦ называются коммунальными (отопительными). 5) Кругу охватываемых потребителей (районные электростанции — ГРЭС (государственная районная электрическая станция); местные электростанции для электроснабжения отдельных населенных пунктов; блок-станции для электроснабжения отдельных потребителей).6) Режиму работы (базовые; маневренные, или полупиковые; пиковые. К первой группе относятся крупные, наиболее экономичные КЭС, АЭС, ТЭЦ на теплофикационном режиме и частично ГЭС, ко второй — маневренные конденсационные электростанции, пи­ковые КЭС и ТЭЦ, а к третьей — пиковые ГЭС, пиковые ТЭС. Частично в пиковом режиме работают ТЭЦ и менее экономичные КЭС).

16.Бинарные циклы тепловых электрических станций. Бинарный ртутно-водяной цикл. Водо-фреоновый цикл. Циклы с двумя рабочими телами получили название бинарных циклов. Бинарный ртутно-водяной цикл:

По линии1 –2 идет нагрев жидкой ртути в реакторе; линия 2–3 изображает процесс парообразования ртутного пара, линия3–4 соответствует расширению ртутного пара в турбине. По линии4–1 происходит процесс конденсации ртутного пара и одновременно нагрев и испарение водяного пара. На производство1 кг водяного пара требуется примерно 10 кг ртутного пара. Ртутный цикл работает при достаточно низких давлениях. Применение ртутной надстройки над пароводяным циклом позволяет существенно повысить термический КПД цикла. Ртутный пар, образующий в котле, поступает из котла в турбину, и после расширения в турбине направляется в так называемый конденсатор-испаритель, где конденсируется, причем выделяющаяся при конденсации теплота используется для образования водяного пара. Жидкая ртуть из конденсатора-испарителя вновь направляется в ртутный котел, а водяной пар поступает в пароперегреватель, после чего идет в паровую турбину, где и производит полезную работу. Отработавший водяной пар отдает теплоту охлаждающей воде в конденсаторе, а получившаяся при конденсации пара вода вновь направляется в конденсатор-испаритель.

Применение низкокипящих жидкостей, имеющих существенно меньшие объемы в зоне низких температур, нежели водяной пар, позволяет значительно сократить габариты низкотемпературной части энергетической установки за счет уменьшения числа выхлопов турбины низкого давления и уменьшения их торцевой площади.

Поскольку в рассматриваемом цикле для фреона или другого низкокипящего вещества выбрано докритическое начальное давление, то этот цикл

не может дать значительного эффекта из-за формы кривой нагрева (линия а ,в ,с ,д). Изотермический участок «в–с» забирает значительную долю подводимого тепла и заставляет сохранять большую среднюю разность температур между участками «6–3» газового цикла и участком «в–с» фреонового цикла. Это приводит к значительной потере в к.п.д. фреонового цикла. Значительное уменьшение средней разности температур теплообменаможно осуществить, если паровой (фреоновый) цикл не будет иметь изотермических участков подогрева. Это возможно только в том случае, если начальное давление для нижнего цикла будет выбрано сверхкритическим.

Подвод тепла от внешнего источника осуществляется в верхнем газотурбинном цикле (1–2–3–4–1 ) по линии 4–1 , если этот цикл не имеет регенерации. Нижний паровой цикл может быть осуществлен или как цикл с двухкратным перегревом пара (а–б–в–г–д–е–а ) или, например, как цикл с однократным перегревом пара (з–б–в–г–д–е–з ) или, например, отсутствием подогрева пита-тельной воды за счет отбора пара из турбины (а–б–в–ж–а ). В качестве рабочего тела в нижнем паровом цикле могут быть выбраны вода, фреон и др. При высоких температурах в газотурбинном цикле () в нижнем цикле может применяться водяной пар. Такие установки могут иметь к.п.д.50%, но требуют охлаждаемых газовых турбин.