Для крупных станций пруды могут достигать нескольких квадратных километров.
Для отопления и ГВС пар из отборов турбин поступает в сетевой подогреватель(32), а нагретая сетевая вода , с помощью сетевого насоса(34), поступает к потребитеям(33). Электроэнергия, вырабатываемая генератором, через повышающюю подстанцию поступает к потребителям по ЛЭП.
После Конденсатора основной конденсат, с помощью конденсационного насоса, подаётся в ПНД(28), д(29) и далее питательным насосом(30), через ПВД(31), поступает в экономайзер котла(12).
Технологичческая схема ГЭС на жидком и газообразном топливе
В качестве жидкого топлива используется мазут. Может применяться в качестве основного или резервного топлива. На станциях работающих на пылевидном топливе его используют для растопки и поддержания факела при малых нагрузках котла.
Марки – 40, 60, 100 и 200 (в зависимости от предельно допустимой вязкости при t=50 С)
Мазут – малосернистый(S≤0,5), сернистый(S≤2), и высокосернистый(S>2).
Природный газ применяется на станциях большой и средней мощности и используют для растопки и поддержания факела на пылеугольных станциях. Он состоит , в основном, из метана(от 80 до 90 %).
Природный газ и мазут по условиям сжигания имеют много общего, что позволяет для них использовать котлы одинаковой конструкции.
Близость характеристик выражается в следующих показателях:
При сжигании образуются одинаковые объёмы продуктов сгорания, что позволяет использовать тягодутьевые машины;
Горение мазута и газа происходит в парогазовом состоянии.
Максимально допустимые тепловые напряжения топочного объёма имеют близкие значения:
Для мазута – 300 кВт/м3
Для газа - 350 кВт/м3
При одинаковой паропроизводительности котла для этих топлив могут быть приняты одинаковые размеры топочных камер.
Практически отсутствует зола при сигани этих топлив:
Мазут – А<0,3%
Исключает необходимость применения шлакоудаления , что влияет на конструкцию топки.
Более лёгкие условия перемешивания воздуха с топливом, что обеспечивает почти полное сжигание топлива с низким избытком воздуха.
КПД газомазутных котлов выше на 1-2%, t подогрева – 250-300C.
Даёт возможность выполнить комбинирование газомазутные горелки с близкими объёмами.
Технологические схемы ТЭС на газе и мазуте отличаются только в частности оборудования подготовки топлива для сжигания, а парогенераторные и турбинные части у них одинаковые.
Тракт включает в себя приёмно- сливные устройства (основные резервуары, мазуто-насосную станцию, систему трубопроводов, фильтры)
Подготовка – удаление механических примесей повышение давления мазута и его подогрев.
T вбаках поддерживается – 60-80С в любое время года за счёт циркуляции, подогрева, путём возврата в бак части разогретого во внешних подогревателях мазута.
Применяется 2-х ступенчатая схема подачи топлива, при которой подогрев, перемешивание в резервуарах, фильтрация осуществляется при низких давлениях.
Насосы 2-го подъёма перекачивают мазут при более высоком давлении, равном 3-4 МПа.
1 – цистерна с мазутом,
2 – сливное устройство,
3- филбтр грубой очистки,
4- сливной резервуар с подогревом,
5- перекачивающий насос,
6-основной резервуар,
7-насос 1-го подъёма,
8-подогреватель мазута,
На КЭС устанавливаются моноблоки на 150, 200 МВт с параметрами пара перед турбиной РО=13 МПа и t=540/540 оС , а также блоки 300, 500, 800 МВт с параметрами Ро=24 МПа и t=540/540 оС.
Схема ТЭЦ
Используются турбины четырёх типов: Т, П, ТП, Р.
Тип Т - с регулируемым отопительным отбором (теплофикационные).
Тип П – конденсационная с регулируемым производственным отбором (технический пар).
Тип ПТ – конденсационная турбина с регулируемым производственным и отопительным отборами.
Тип Р – с противодавлением.
Схема ТЭЦ с турбиной типа Р (противодавление)
ПК
П
П
РОУ
1 12345
2
3 4 5 ТП
(тепл. потребитель)
КН
ПНД
Весь отработавший пар подаётся тепловому потребителю. Существует прямая зависимость между вырабатываемой энергией и количеством теплоты, отданному потребителю. При пониженных нагрузках и повышенном потреблении часть пара пропускается через РОУ.
Схема используется в случае круглогодичной тепловой нагрузки.
Гораздо чаще на ТЭЦ применяются турбины с регулируемым отбором. На таких ТЭЦ выработка электрической и тепловой энергии может изменятся в широких пределах. Но номинальная электрическая мощность может быть достигнута при полностью отключенных тепловых отборах.
ПК
П
П
ЦВД
ЦНД
1 2
345
ПВД 1
К
2
СП ТП
КН
ТН
ПН ТП – тепловой потребитель
Ц икл Ренкина для конденсационной турбины
T
Pk
S
Потери
в конденсаторе
T
Pn
Pk
S
Мощность 100, 135, 175 МВт,
Ро=13 МПа, to=555 оС
В крупных городах применяются турбоагрегаты с мощностью 250 МВт,
Ро=24 МПа, to=540/540 оС
Атомные электростанции
По способу использования теплоноситель бывают одноконтурные, двухконтурные и трёхконтурные.
Одноконтурные (Ленинская, Смоленская)
6
7
2
1
4
11
9
10 5
Двухконтурные (Нововоронежская)
8
1
6
3
2
4
11
5 9
10 2-ой контур
1-ый контур
-
работа насоса, адиабатное сжатие воды
-
нагревание воды в котле
-
парообразование (подводится тепло)
Количество подведенной теплоты на 1 кг пара:
площадь
(812345678)
Количество отведенной теплоты:
площадь
(81678)
Термический КПД цикла:
Цикл Карно:
h, S – диаграмма – диаграмма Нолье
отработанный
теплоперепад
располагаемый
теплопередад
-
h
за счет работы пн – (работа
р воды в пн)
идеального
цикла оценивает эффективность данного
цикла, когда используется весь
располагаемый перепад.
В
реальных условиях используется только
часть
.
использованный теплоперепад
.
Это происходит из-за потерь в турбине
(на стопорных и регулирующих клапанах,
в проточной части турбины, с выходной
скоростью пара) .
Отношение
- отношение внутренего КПД турбины
- определяет совершенство проточной
части турбины, а также
вход. И выход. устройств.
Доли тепла, превращенные в работу, называются абсолютным КПД турбины:
где
Существуют
также механические потери (потери в
связи с трением в подшипниках)
потери в генераторе
Затраченное
тепло
идет на выработку электроэнергии
.
Отношение
называется электрическим КПД турбины:
КПД
котла оценивается
.
На
транспорт тепла:
.
Тогда
.
Примем
,
тогда
Если
принять
то
Также важен показатель расхода пара на конденсационную турбину:
,
где
.
Паротурбинные энергоблоки мощностью 100 кВт и более имеют промышленный перегрев пара, причем температура перегрева и пара, полученного при перегреве, обычно равны.
Промышленный перегрев применяется для:
- КПД;
- для ограничения конечной влажности пара в турбине.
Влажность пара не должна превышать 12-13%.
Схема с промежуточным перегревом пара.
Диаграмма с промышленным перегревом пара.
Расход пара на турбину в случае промежуточного перегрева
где
=
,
=
.
Есть и другие показатели эффективности:
удельный
расход пара на турбину
.