Курс лекций «Общая энергетика»: тепловые электрические станции (ТЭС)

Раздел 1. Тепловые электрические станции

Тема 1.1. Типы электрических станций

1.1.1. Классификация электрических станций

Электрическая электростанция предназначена для выработки электрической и тепловой энергий для снабжения ею промышленного, сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства, транспорта и т.д. Тепловые электростанции (сокращённо ТЭС), предназначенные только для производства электроэнергии, называются конденсационными (сокращённо КЭС). Эти электростанции, работающие на органическом топливе (угле, мазуте, газе), обычно строятся вблизи мест добычи топлива. Например, Приморская ГРЭС ― вблизи от Лучегорского угольного разреза, Хоронорская ГРЭС в Читинской области ― вблизи Хоронорского месторождения углей, Нерюнгринская ГРЭС ― вблизи Нерюнгринского месторождения углей и т.д. ГРЭС расшифровывается как Государственная районная электрическая станция.

Курс лекций «Общая энергетика»: тепловые электрические станции (ТЭС), альтернативные источники получения электрической энергии

Электростанции, предназначенные для выработки электроэнергии, отпуска пара и горячей воды потребителям, называются теплоэлектроцентралями (сокращённо ТЭЦ). Выработка электроэнергии и тепла с паром и горячей водой называется комбинированной выработкой энергии. Обычно ТЭЦ строят вблизи потребителей тепла: промышленных предприятий или для снабжения теплом и горячей водой жилых массивов, городов, посёлков и т.п.

На атомных электростанциях (сокращённо АЭС), также как и на электростанциях, работающих на органическом топливе (угле, мазуте или газе), осуществляется процесс превращения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электрическую. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС, состоит в том, что на атомных электростанциях используется энергия, выделяющаяся при распаде ядер тяжёлых элементов (урана, плутония и других), применяющихся в качестве топлива, а на тепловых электростанциях ― при сгорании органического топлива. Тепловые схемы АЭС разнообразны, хотя её паротурбинная часть остаётся практически такой же, как и на обычной электростанции.

Электростанции, использующие энергию воды, называются гидроэлектростанциями (сокращённо ГЭС).

Электростанции местного значения располагаются в непосредственной близости от потребителя и снабжают энергией только близлежащий район или город. Тепловые электростанции местного значения работают на местном или привозном топливе в зависимости от места их расположения по отношению к топливным базам. Например, Анадырская ТЭЦ является станцией местного значения, она снабжает электро- и теплоэнергией узкий район ― г. Анадырь и близлежащие населённые пункты, и работает на местном угле. Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 снабжают электроэнергией г. Петропавловск-Камчатский, г. Елизово и другие жилые поселения и теплом г. Петропавловск-Камчатский. В качестве топлива используется привозной мазут, который поставляется морским путём.

Как правило, почти все электростанции (атомные, тепловые, ГЭС и другие) объединяются в энергосистемы.

Совместная работа ТЭС, а также включение их в энергосистемы с ГЭС даёт следующие большие преимущества:

1. Возможность наиболее рационального использования энергетических ресурсов путём соответствующего распределения электрических нагрузок ЭС. Причём основную нагрузку всей системы несут районные станции, которые являются базисными и работающие на местных топливах. Местные ЭС, работающие обычно на привозном топливе, вырабатывают меньшее количество электроэнергии, принимая на себя только колебания нагрузки, и называются пиковыми электростанциями.

2. Уменьшение резервной мощности, т.к. резерв может быть общим для всей системы и сосредоточен на одной или двух электростанциях. Поэтому отпадает необходимость в резервных агрегатах на каждой станции. Это удешевляет стоимость строительства электростанции и себестоимость производства тепло- и электроэнергии.

3. Повышение надёжности тепло- и электроэнергии вследствие больших маневренных возможностей в таких энергосистемах. Имеется возможность проведения ремонтов основного и вспомогательного оборудования на какой-либо электростанции.

При выборе строительной площадки для ТЭС необходимо учитывать ряд требований:

―как можно ближе к месторождению топлива;

―недалеко от теплопотребителей;

―наличие водных источников требуемого расхода воды.

Следует заметить, что АЭС могут строиться вблизи крупных промышленных потребителей электрической энергии, и это выгодно отличает эти электростанции от работающих на органическом топливе, расположение которых напрямую зависит от отдаленности топливного месторождения, которое влияет на затраты транспортировки. Атомные электростанции могут быть конденсационными (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние годы в некоторых странах большое внимание уделяют комбинированным атомным установкам для опреснения морских и солончаковых вод. Вполне очевидно, что такие станции будут строиться в местах, где ощущается недостаток пресной воды.

Основными направлениями развития энергетики РФ являются:

― строительство мощных электростанций, объединяемых в энергосистемы для крупных промышленных районов;

― широкое внедрение теплофикации;

― широкое использование местного топлива и гидроэнергии.

Местное значение могут иметь электростанции, использующие энергию ветра—ветровые электростанции, мощность их обычно мала, несколько МВт; электростанции солнечного излучения (5 МВт в Крыму), приливов и отливов мощностью несколько сотен МВт; энергию подземных горячих источников—геотермальные электростанции. Такие станции работают на Камчатке (Паужетская ГеоЭС, Мутновская ГеоЭС).

Электростанции в отдельных районах объединяются линиями электропередачи высокого напряжения (сокращённо ВЛ) в районные энергосистемы, эти системы между собой ― в объединённые энергосистемы (ОЭС), которые входят в единую энергетическую систему (ЕЭС). В состав энергосистемы входят электростанции, подстанции с повышающими и понижающими трансформаторами, линии электропередач.

К тепловым электростанциям местного значения относятся:

― отопительные, снабжающие теплом и электроэнергией промышленные предприятия города и удовлетворяющие коммунальные и бытовые нужды населения; на таких ТЭС установлены турбоагрегаты типа «Т»;

― промышленно-отопительные, снабжающие теплом и электроэнергией промышленные предприятия города и удовлетворяющие коммунальные и бытовые нужды населения; на таких ТЭС установлены турбоагрегаты типа «Т», «ПТ», «Р»;

― промышленные, снабжающие паром и теплом промышленные предприятия; на таких ТЭС установлены турбоагрегаты типа «П», «Р».

Местные станции, расположенные в районах, охваченных энергосистемами, присоединяются обычно к этим системам. Энергетические системы имеют централизованное диспетчерское управление, распределяющее суммарную электрическую нагрузку между отдельными электростанциями. Таким образом, формируется суточный график электрической нагрузки каждой электростанции, который определяется суточным графиком потребления электроэнергии для энергосистемы. Мощность электростанции должна быть равна потребляемой мощности плюс мощность собственных нужд электростанции. Нарушения этого равенства могут привести к непрерывным колебаниям частоты тока в энергосистеме (50 Гц).

Транспорт электро- и теплоэнергии связан с дополнительными потерями в линиях электропередачи, в тепловых сетях, например, при передачи электроэнергии потребителям по электрическим сетям достигает 89%.

Рассмотрим, какие же требования предъявляются к тепловым электростанциям.

1. Если станция работает изолированно, вне энергосистемы, то она должна иметь мощность, достаточную для покрытия тепловых и электрических нагрузок присоединённых к ней потребителей. При этом должна иметься возможность расширения станции, то есть увеличения её мощности с установкой новых дополнительных турбоустановок и котлов без нарушения её нормальной работы. Если электростанция работает в энергосистеме, то мощность её и возможность расширения устанавливаются, исходя из потребностей всей системы в целом.

2. Тепловая электростанция должна работать безаварийно, для чего она должна иметь надёжное оборудование, резерв в оборудовании, достаточный для производства ремонта и ревизий, а также обслуживающий персонал необходимой квалификации.

3. Надёжность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимом количестве и требуемого качества является обязательным требованием, которое прежде всех других должно предъявляться к любой электростанции. А качество продукции электростанций ― это определённое напряжение и частота электрического тока, давление и температура пара и горячей воды для потребителей.

Тепловая электростанция должна иметь высокую тепловую экономичность, то есть малый расход топлива на единицу отпускаемой тепловой (ГКАЛ) и электрической энергии (КВт) и вместе с тем вырабатывать её с возможно меньшей себестоимостью. Об экономичной работе станции говорит величина, называемая удельным расходом топлива, то есть отношением расхода топлива в граммах на величину вырабатываемой тепловой и электрической энергии. С другой стороны, общая сумма расходов по эксплуатации тем меньше, чем дешевле топливо и чем выше КПД станции.

5. Расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды станции должен быть минимальным.

Таким образом, электростанция должна проектироваться для работы на дешёвом топливе, по возможности на местном, а не на привозном, а оборудование станции должны работать с высоким КПД.

Контрольные вопросы.

1. Какие электростанции называются конденсационными?

2. Какие преимущества даёт объединение электростанций в энергосистемы?

3. Какие электростанции называются теплоэлектроцентралями?

4. Какие ТЭС относятся к электростанциям местного значения?

5. Какие электростанции обычно располагаются вблизи месторождения топлива и гидроресурсов?

6. Какие электростанции обычно располагаются вблизи от потребителей тепло- и электроэнергии?

7. Какие требования должны быть учтены при выборе строительной площадки для ТЭС?

1.1.2. Основные элементы паровых электростанций

Всякая паровая электростанция состоит из следующих основных элементов:

1. Котельный цех, в котором установлены котлы и вспомогательные элементы котлоагрегата (дымососы, дутьевые вентиляторы, насосы различного назначения и др.). В зависимости от местных условий вспомогательное оборудование может быть установлено в других помещениях.

2. Турбинный цех, где установлены паровые турбины, генератор, различные теплообменные подогреватели, насосы (сетевые , циркуляционные, конденсатные, питательные и др. на некоторых электростанциях котельный и турбинный цеха имеют общую администрацию, и называются котлотурбинным цехом.

3. Топливно-транспортный цех, состоящий из сооружений топливоснабжения (вагоноопрокидыватель, топливный склад, местные железнодорожные пути и др.), топливоподачи (ленточные транспортёры, бункеры угля и пыли), угле- и пылеразмолочные устройства (мельницы) и другое вспомогательное оборудование.

4. Цех тепловой автоматики и измерений (ЦТАИ), обслуживающий все приборы, предохранительные устройства, осуществляет поверку приборов и т.д.

5. Электроцех обслуживает электрогенераторы, трансформаторы, распределительные устройства, в том числе и собственных нужд, электрические кабели, связь и т.д.

6. Химический цех, в котором установлены Na- и Н-катионитовые фильтры, различного назначения насосы, обессоливающая установка. В составе химцеха имеется химическая лаборатория, где проводят анализы топлива, воды и т.д.

7. Различные служебные и бытовые помещения (мастерские, лаборатории, кладовые, душевые, административные помещения и другие).

1.1.3. Суточные графики потребления энергии

Потребляемая мощность, как тепловая, так и электрическая, изменяется в течение суток в зависимости от характера потребителей. Основную нагрузку даёт промышленное потребление энергии, транспорт, бытовые нужды.

Общая нагрузка электростанции состоит из нагрузок потребителей и расхода тепло- и электроэнергии на собственные нужды, а также на покрытие потерь в тепловых и электрических сетях. Изменение потребной электрической нагрузки и потребного расхода тепла по часам суток выражается диаграммами, которые называются суточными графиками нагрузок; на этих графиках по оси абсцисс откладывается время от 0 до 24 часов, по оси ординат ― потребление мощности в МВт (или кВт), или тепла в Гкал/час (или ккал/час). График электрической нагрузки базисной районной электростанции выглядит примерно, как на рис.1.

КВт

 

 

 

 

 

 

 

 

0 4 8 12 16 20 24 Часы суток

Рис.1.

Бытовое потребление тепла (отопление, горячее водоснабжение и вентиляция) имеет значительно отличающиеся суточные графики в зависимости от времени года. Летом потребление тепла для отопления и вентиляции практически отсутствует. Суточные графики потребления не остаются постоянными в течение года, а изменяются в большей или меньшей степени в зависимости от рода потребителей. Промышленные потребители практически имеют почти постоянный суточный график потребления электроэнергии в течение всего года.

Как правило, все тепловые электрические станции работают по заданному диспетчерской службой электрическому и тепловому графикам. Диспетчерская служба в случае необходимости вносит определённые изменения в эти графики.

Тема 1.2. Технологическая схема ТЭС

1.2.1. Тепловая схема ТЭС

Принципиальная тепловая схема электростанции (сокращённо ПТС) определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии в электрическую. Схема включает в себя основное и вспомогательное оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса, и входящее в состав пароводяного тракта электростанции. На чертеже, изображающим принципиальную тепловую схему, показывается теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую систему. Принципиальная тепловая схема изображается как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается на схеме условно 1 раз.

Тепловая схема современной электростанции определяется как типами основного оборудования (котельные агрегаты с естественной циркуляцией или прямоточные, турбоагрегаты конденсационные с нерегулируемым отборами пара, теплофикационные с нерегулируемыми и регулируемыми отборами пара, с противодавлением); способом отпуска тепла потребителям (горячей водой, паром непосредственно из отборов или противодавления турбин, через паропреобразователи, паром из регулируемых отборов, от котельного агрегата через редукционно-охладительную установку, сокращённо РОУ); системой регенеративного подогрева питательной воды, сильно зависящей от схемы отпуска тепла и способа приготовления добавочной воды.

Рассмотрим работу тепловой электрической станции (рис.2).

В топке парогенератора (2) сжигается поступающее через горелки (1) топливо. Образующиеся при сжигании топлива газы высокой температуры движутся вдоль кипятильных трубок (3) парогенератора, в нижнюю часть которых поступает вода из барабана (4) парогенератора. Вода подаётся питательным насосом (16) в барабан, из которого котловая вода, перемешанная с питательной, направляется по опускным трубам (на рисунке не показаны) в кипятильные трубы. Проходя по кипятильным трубкам снизу вверх, вода частично превращается в пар. Образовавшаяся пароводяная смесь поступает в верхнюю часть барабана (4), где пар отделяется от воды и затем направляется в пароперегреватель (5), где температура пара повышается до 500÷5500С и более. Перегрев пара происходит за счёт теплоты дымовых газов, покидающих топку парогенератора. Пар из пароперегревателя по паропроводам (7) поступает в паровую турбину (6), приводя её во вращение с частотой, необходимой для электрогенератора тока (11).

После турбины пар поступает в конденсатор (12). По трубкам циркуляционным насосом (13) прокачивается охлаждающая вода. В конденсаторе пар конденсируется, и его конденсат откачивается конденсатным насосом (14) в питательный бак (15), то есть в деаэратор для удаления из питательной воды агрессивных газов. Деаэрированная питательная вода подаётся питательным насосом в парогенератор, и этот цикл повторяется.

Деаэрированной водой называется вода, из которой удалены кислород и углекислота. Удаление этих компонентов производится в специальном теплообменнике ― деаэраторе.

 

Рис.2 Упрощённая схема тепловой электростанции:

1―горелки; 2―парогенератор; 3―кипятильные трубки; 4―барабан; 5―пароперегреватель; 6―паровая турбина; 7―паропроводы; 8―паровпуск; 9―рабочие колёса турбины; 10―вал турбины; 11―генератор; 12―конденсатор; 13―циркуляционный насос; 14―конденсатный насос; 15―питательный бак; 16―питательный насос.

1.2.2. Тепловые нагрузки ТЭЦ

Тепловая энергия требуется для технологических нужд промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха, для горячего водоснабжения (ГВС). Для производственных целей обычно требуется перегретый пар, температура которого на 15÷200С выше температуры насыщения, так как при транспортировке к потребителю часть пара конденсируется и соответственно при этом происходит потеря теплоты. На отопление, вентиляцию от ТЭЦ вода поступает при температуре 95÷1800С, в зависимости от расчётного температурного графика.

Таким образом, централизованная система теплоснабжения включает в себя:

теплоисточник (ТЭЦ или котельная), трубопроводы для транспортирования тепла (пара или воды) и установки теплопотребителей, использующие теплоту для промышленных или бытовых нужд.

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), практически не зависит от температуры наружного воздуха.

Однако летом эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. Ведь летом отопления нет. В то же время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели, в предпраздничные и праздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели.

При небольших изменениях температуры наружного воздуха отопительная и вентиляционная нагрузки жилых помещений в течение суток сохраняются практически постоянными. В тех же условиях отопительная нагрузка общественных зданий и промышленных предприятий может в течение суток заметно изменяться, в нерабочие дни недели ― значительно понижаться. Вентиляционная нагрузка в нерабочее время вообще выключается. Такое изменение расхода теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий и промышленных предприятий приводит к экономии топлива, расходуемого на эти цели.

Рассмотрим суточный график тепловой нагрузки на рис.3 ( ― зима, ―лето).

Отопительная тепловая нагрузка, расход тепла на вентиляцию и кондиционирование воздуха зависят от температуры наружного воздуха и имеют сезонный характер.

Расход теплоты на отопление и вентиляцию ― наибольший зимой и полностью отсутствует в летние месяцы. На кондиционирование воздуха теплота расходуется только летом, поэтому расширение сферы применения кондиционированного воздуха приведёт к повышению эффективности теплофикации.

На кондиционирование воздуха теплота расходуется

Q, только летом, поэтому расширение сферы применения

ГДж/ч кондиционированного воздуха приведёт к повышению

эффективности теплофикации.

ТЭЦ отпускает тепло на отопление по расчётным

графикам в зависимости от температуры наружного

воздуха. Существуют такие расчётные температурные

0 6 12 18 24 ч графики: 95/700С, 130/700С, 150/700С, 180/700С.

Рис. 3. Первая цифра означает температуру прямой сетевой воды, идущей к потребителю на отопление, вторая цифра ― температуру обратной сетевой воды, идущей от потребителя на ТЭЦ. Использование температурного графика от расчётной температуры наружного воздуха на отопление. Температурный график 180/700С используется редко и в основном на Крайнем Севере, где очень холодно. Например, Владивостокская ТЭЦ-1 работает по температурному графику 150/700С при расчётной температуре наружного воздуха –240С, а ВТЭЦ-2 ― по графику 130/700С и в настоящее время является отопительной котельной на мазуте.

Централизованный отпуск тепла ТЭЦ и частично другими источниками (котельными) на отопление, вентиляцию и бытовые нужды составляет около трети всего теплового потребления.

Максимальный расход тепла на отопление соответствует расчётной температуре наружного воздуха tрн, которая принимается равной средней температуре наиболее холодных пятилеток из восьми наиболее холодных зим на пятидесятилетний период.

Температура наружного воздуха зависит от климатических условий местности и в течение года изменяется в широких пределах. Отопительно-вентиляционная нагрузка отключается от потребителей при температуре наружного воздуха +8÷100С, что соответствует продолжительности отопительного сезона около 5000 ч/год при общей продолжительности года 8760 часов.

Приведем несколько примеров продолжительности отопительного сезона некоторых городов при расчётной температуре наружного воздуха для отопления:

г. Анадырь (-400С) 7400 часов г. Благовещенск (-340С) 5088 часов

г. Владивосток (-240С) 4824 часа г. Москва (-260С) 4920 часов

Промышленные предприятия являются круглогодовыми потребителями технологического пара и горячей воды и одновременно сезонными потребителями теплоты с горячей водой для отопления и вентиляции. Пароснабжение таких потребителей должно обеспечиваться с высокой надёжностью, так как перерывы в подаче пара или даже снижение подачи влекут за собой большой материальный ущерб из-за нарушения технологического процесса.

Контрольные вопросы.

1. Из каких основных элементов состоит паровая электростанция?

2. Какая вода называется деаэрированной?

3. Что включает в себя централизованная система теплоснабжения?

4. Что называется теплофикацией?

1.2.3. Отопление и горячее водоснабжение (ГВС)

Как мы уже знаем, отопление действует в холодное время года, и начало отопительного сезона определяется снижением среднесуточной температурой наружного воздуха ниже +8÷100С в течение трёх суток подряд. И наоборот, окончание отопительного сезона определяется той же температурой +8÷100С, но принимается во внимание повышение наружной температуры воздуха.

Согласно санитарно-гигиеническим нормам температура внутри жилых помещений tв должна поддерживаться на уровне +18÷200С, В школах, детских садах, поликлиниках и больницах ― +200С, в административных зданиях ― +180С, в кинотеатрах ― +140С, в магазинах ― +150С, в учебных институтах и техникумах ― +160С и т.д.

Через отопительные приборы потребителей необходимо передавать столько теплоты, сколько теряет здание с тепловыми потерями QТП, которые зависят от кубатуры здания по наружному обмеру, и от разности внутренней и наружной температур. Отопительные характеристики зданий определяются по материалам типовых серий зданий, применённых для застройки данного района.

Потребление теплоты на горячее водоснабжение (сокращённо ГВС) является круглогодичным, однако средняя нагрузка летом снижается относительно зимней на 15÷25%. График нагрузки ГВС в течение суток подобен суточному графику потребления электроэнергии, который мы рассматривали в прошлом году. Суточные графики нагрузки ГВС различны для рабочих и выходных дней недели. Особенно высокий вечерний пик. Эта нагрузка наблюдается в субботу.

Среднесуточный расход тепла на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, предприятий коммунального обслуживания определяется по нормам расхода горячей воды.

Норма потребления горячей воды принимается по СНиПу (Строительные Нормы и Правила ― руководящие документы). Например: жилые дома с ваннами, душами, умывальниками и т.д. на одного жителя ―100 л/сутки:

• общежития с общими душевыми ― 130 л/сутки;

• гостиницы с общими ваннами и душами ― 70 л/сутки;

• больницы и санатории на одного пациента (одна койка) ― 180 л/сутки;

• школы (один учащийся и преподаватель в смену) ― 8 л/сутки.

1.2.4. Системы теплоснабжения

Схемы тепловых сетей зависят от размещения источников тепла (ТЭЦ или котельных) по отношению к району теплового потребления, характера тепловой нагрузки и вида теплоносителя.

При выборе схемы тепловой сети исходят из условий надёжности и экономичности, стремясь к получению наиболее простой конфигурации сети и наименьшей длины теплопроводов.

Для транспортирования тепла в качестве теплоносителя используется вода или водяной пар.

Водяные тепловые сети применяются для удовлетворения отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и промышленной технологической нагрузки низкого потенциала (температура ниже 1000С). Паровые сети применяются для удовлетворения промышленной и технологической нагрузок высокого потенциала (температура выше 1000С).

В зависимости от числа параллельно проложенных трубопроводов, используемых для транспортирования тепла, водяные системы теплоснабжения делятся а однотрубные, двухтрубные, трёхтрубные и многотрубные. Минимальное число трубопроводов в открытой системе теплоснабжения ― один, в закрытой ― два. Многотрубные системы обычно представляют собой комбинацию закрытых и открытых систем теплоснабжения.

Паровые системы теплоснабжения сооружаются двух типов: с возвратом конденсата и без возврата конденсата. В системах с возвратом конденсата конденсат отводится из тепловых приборов потребителей и может использоваться в абонентских установках для ГВС.

По числу параллельно проложенных паропроводов паровые системы делятся на однотрубные, двухтрубные и многотрубные.

В однотрубных паровых системах пар подаётся во все абонентские установки по одному общему трубопроводу. Однотрубные паровые системы применяются тогда, когда всем потребителям требуется пар одного давления, тепловая нагрузка постоянная в течение круглого года допустимы перерывы в подаче пара потребителю. Двухтрубные паровые системы применяются при недопустимости перерывов в подаче пара.

1.2.5. Подпитка тепловой сети

Протяжённость тепловых сетей в городах, особенно в мегаполисах, достигает несколько сотен километров, к тепловым сетям присоединены тысячи потребителей, поэтому утечки теплоносителя неизбежны. Потери тепла в системах теплоснабжения являются внешними потерями, которые характерны именно для ТЭЦ. Потери тепла иногда достигают нескольких сотен тонн в час. Поэтому на ТЭЦ эти потери должны восполняться, причём не сырой водой, а химически обработанной и деаэрированной.

Для восполнения потерь теплоносителя в сетях предусмотрено множество оборудования, собираются схемы подготовки добавочной воды именно для тепловых сетей. К числу оборудования подпитки теплосети можно отнести: подогреватель исходной сырой воды, различные фильтры химической водоочистки, деаэратор подпитки теплосети, причём применяются либо вакуумные деаэраторы, либо деаэраторы атмосферного типа, подпиточный насос и соответствующие соединительные трубопроводы и арматура.

На некоторых электростанциях дополнительно применяются декарбонизаторы, предназначенные для удаления углекислоты из добавочной воды. Декарбонизатор включается, как правило, перед вакуумным деаэратором, и уже насосом подпиточная вода из декарбонизатора направляется в деаэратор. Включение в схему подпитки теплосети декарбонизатора позволяет вместе с вакуумным деаэратором полностью удалить углекислоту из подпиточной воды. Этот способ основан на экспериментально установленном эффекте перераспределения долей углерода, удаляемых из добавочной воды в декарбонизаторах и вакуумных деаэраторах, при изменении температуры исходной воды перед декарбонизатором.

Таким образом, система подпитки добавочной воды для тепловой сети является важнейшим узлом ТЭЦ, к которой предъявляются жёсткие требования.

1.2.6. Основное и вспомогательное оборудование

теплофикационных установок

Вода, подаваемая в тепловую сеть для нужд потребителей, на ТЭЦ подогревается в сетевых подогревателях турбоустановок, в пиковых подогревателях и в пиковых водогрейных котлах, которые относятся к основному теплофикационному оборудованию ТЭЦ. К вспомогательному теплофикационному оборудованию относятся: подпиточная установка теплосети, сетевые насосы, баки-аккумуляторы, рециркуляционные насосы водогрейных котлов и т.д.

Пиковые водогрейные котлы (ПВК) предназначены для установки на ТЭЦ с целью покрытия пиков теплофикационных нагрузок. Пиковые водогрейные котлы обычно устанавливаются в отдельных помещениях на крупных ТЭЦ или в главном корпусе на небольших ТЭЦ. Топливом этих котлов служит большей частью мазут или газ. Ввиду малого использования в течение года пиковые котлы выполняют простыми по конструкции и недорогими. Здание может выполняться лишь для нижней части котлов, верхняя часть их при этом остаётся на открытом воздухе. До ввода в работу ТЭЦ водогрейные котлы можно использовать для временного централизованного теплоснабжения района. Сетевая вода нагревается последовательно в сетевых подогревателях до 110÷1200С, а затем в ПВК до 1500С максимально.

Во избежание коррозии металла котла температура на входе в него должна быть не ниже 50÷600С, что достигается рециркуляцией и смешением горячей и холодной воды. Расчётный КПД водогрейных котлов на газе и мазуте достигает 91÷93%. Выпускаются и используются ПВК на угле. У них своя пылеподготовка, дымососы и другое оборудование.

Пароводяные подогреватели теплоподготовительных установок предназначены для подогрева сетевой воды паром от турбин или от котлов через редукционно-охладительные установки (сокращённо РОУ).

Сетевые насосы служат для подачи горячей воды по теплофикационным сетям и в зависимости от места установки применяются в качестве насосов первого подъёма, подающих воду из обратного трубопровода в сетевые подогреватели; второго подъёма для подачи воды после сетевых подогревателей в теплосеть; рециркуляционных, установленных после пиковых водогрейных котлов.

Сетевые насосы должны обладать повышенной надёжностью, так как перебои или неполадки в работе насосов сказываются на режиме работы ТЭЦ и потребителей.

Основной особенностью работы сетевых насосов являются колебания температуры подаваемой воды в широких пределах, что в свою очередь вызывает изменение давления внутри насоса. Сетевые насосы должны надёжно работать в широком диапазоне подач. Обычно сетевые насосы выполняются центробежными, горизонтальными, с приводом от электродвигателя.

Контрольные вопросы.

1. От чего зависят схемы тепловых сетей?

2. С какой целью на ТЭЦ производится подпитка добавочной водой тепловых сетей?

3. Какое теплофикационное оборудование относится к вспомогательному?

4. Что является основной особенностью работы сетевых насосов и для чего они применяются?

1.2.6. Топливный тракт электростанции

Для создания запаса топлива на случай временных перерывов или снижения его подачи с места добычи а также для возможности разгрузки и хранения топлива, прибывающего на станцию, служат топливные склады. Основные склады обычно рассчитываются на запас топлива месячной потребности при максимальной нагрузке станции. Ёмкость склада в каждом отдельном случае согласовывается с организацией, которая запроектировала станцию, и устанавливается в зависимости от климата районов, по которым проходят железнодорожные пути и может достигать иногда 23-х-месячной потребности топлива. Как правило, топливные склады располагаются вблизи станции и бывают открытого типа (на свежем воздухе). Лишь при расположении складов в городах их иногда во избежание запыления окружающей местности обносят со всех сторон высокими плотными заборами.

Твёрдое топливо (уголь) обычно подаётся вагонами полуоткрытого типа. Если топливо замёрзшее, то его очень трудно разгружать. Поэтому в основном используются вагоноопрокидыватели.

Вагоноопрокидыватель имеется и на ТЭЦ-2. Этот процесс гораздо быстрее ручной разгрузки и автоматизирован.

Твёрдое топливо (уголь) обычно подаётся вагонами полуоткрытого типа. Если топливо замёрзшее, то его очень трудно разгружать. Поэтому в основном используются вагоноопрокидыватели. Вагоноопрокидыватель имеется и на ТЭЦ-2. Этот процесс гораздо быстрее ручной разгрузки и автоматизирован.

При погрузочно-разгрузочных операциях на складах топлива всегда имеются весовые потери топлива вследствие раструски, пыления и т.д. Величина этих потерь зависит от способа и количества погрузочно-разгрузочных операций, а также от свойств самого топлива. Например, потери для каменного угля потери составляют примерно 11,5%, для бурого угля и торфа ― 1,52,5%.

В целях уменьшения этих потерь следует стремиться к уменьшению числа перегрузок и избегать сбрасывания топлива с большой высоты.

Рис.4 Схема топливоподачи пылеугольной ТЭС:

1―размораживающее устройство; 2―электротележка-толкатель; 3―разгрузочное устройство; 4―конвейеры от разгрузочного устройства;

5―узел пересыпки;

6―конвейеры в дробильный корпус; 7―дробильный корпус; 8―конвейеры в главный корпус;

9―главный корпус;

10―конвейер на склад; 11―конвейер со склада; 12―загрузочный бункер;

13―узел пересыпки;

14―конвейер в узел пересыпки; 15―роторная погрузочная машина-штабелёр; 16―склад топлива.

Твёрдое топливо (уголь) обычно подаётся вагонами полуоткрытого типа. Если топливо замёрзшее, то его очень трудно разгружать. Поэтому в основном используются вагоноопрокидыватели. Вагоноопрокидыватель имеется и на ВТЭЦ-2. Этот процесс гораздо быстрее ручной разгрузки и автоматизирован.

При погрузочно-разгрузочных операциях на складах топлива всегда имеются весовые потери топлива вследствие раструски, пыления и т.д. Величина этих потерь зависит от способа и количества погрузочно-разгрузочных операций, а также от свойств самого топлива. Например, потери для каменного угля потери составляют примерно 11,5%, для бурого угля и торфа ― 1,52,5%.

В целях уменьшения этих потерь следует стремиться к уменьшению числа перегрузок и избегать сбрасывания топлива с большой высоты.

Ухудшение качества топлива, вызывающее необходимость расходования некоторого добавочного его количества, происходит вследствие следующих причин:

1. Измельчение при перегрузочных операциях и увеличения при самом хранении количества мелочи, что всегда имеет место и может увеличить содержание мелочи на 35% в месяц. Это явление особенно резко проявляется при углях типа бурых и торфа.

2. Увеличение влажности, которое при длительном хранении может быть очень значительным. Увеличение количества влаги требует добавочного топлива для её испарения.

3. Уменьшения теплотворной способности вследствие постепенного выделения из топлива летучих веществ и его окисления. Окисление является основной причиной ухудшения качества топлива и происходит за счёт кислорода, поглощаемого из воздуха и отчасти из дождевой воды, насыщенной кислородом. Оно сопровождается увеличением температуры слоя топлива, что в свою очередь содействует дальнейшему окислению.

4. Самовозгорание при некоторых сортах угля. Иногда окисление угля происходит настолько интенсивно, что при образующимся количестве тепла температура угля повышается на столько, что начинается его разложение и выделение газообразных продуктов. При доступе к ним воздуха может произойти их воспламенение, то есть явление самовозгорания угля.

Чтобы не вызвать самовозгорание топлива на открытых складах, с помощью бульдозеров производят послойную укладку угля с толщиной слоёв в 0,51,0 м таким образом, чтобы все пустоты между крупными кусками были заполнены мелочью, после чего каждый слой должен уплотняться при помощи тракторов или бульдозеров, производящих эту операцию гусеницами или прицепным катком.

Склад твёрдого топлива не должен устраиваться в низком месте во избежание его затопления дождями и растаявшим снегом.

Современные мощные парогенераторы потребляют огромное количество топлива. Например, для обеспечения полной нагрузки блока мощность 300 МВт требуется до 100250 т/час в зависимости от его качества, блок 800 МВт ― до 1000 т/час.

В парогенераторах всегда сжигают твёрдое топливо в пылевидном состоянии. Для этого поступающая на электростанцию масса топлива подсушивается и размалывается в тонкий угольный порошок (пыль) размером частиц 50300 микрон. Пыль транспортируется по трубопроводам потоком воздуха и вдувается в топочную камеру через горелочное устройство (горелки). Задача горелочных устройств ― обеспечить наиболее полное перемешивание пылевидного топлива с воздухом в объёме топочной камеры.

Способ сжигания топлива во взвешенном состоянии в объёме топочной камеры называется камерным или факельным сжиганием.

Газ и мазут также сжигаются в камерных топках. Мазут предварительно распыливается с помощью форсунок до мельчайших капель и горит, перемешиваясь с воздухом. Газ не требует какой-либо предварительной механической подготовки. В этом случае вся задача заключается в хорошем перемешивании его с воздухом.

На электростанцию поступает топливо с размером кусков от долей миллиметра до 150200 мм. Превращение кускового топлива в угольную пыль производится в два этапа. Сначала сырое топливо подвергается дроблению в специальном дробильном отделении до размера, не превышающего 1525 мм. Затем дроблёнка поступает в бункеры сырого угля, после чего подвергается размолу в углеразмольных мельницах до окончательного продукта ― угольной пыли с размерами частиц до 500 микрон. Одновременно с размолом топливо подсушивается до необходимой влажности, обеспечивающей хорошую текучесть пыли. В то же время нельзя пересушить пыль во избежание её взрывоопасности.

Размер фракций топлива после дробления оказывает влияние на работу системы пылеприготовления: с увеличением размера фракций дроблёнки снижается производительность пылесистемы и эффективность сушки, растёт износ мелющих органов и расход электроэнергии. С другой стороны при уменьшении размеров фракций дроблёнки происходит потеря сыпучести топлива, налипание его на рабочие органы дробильного и углетранспортного оборудования ввиду влажности топлива. Поэтому максимальный размер кусочков после дробления сильновлажных топлив должен составлять 2025 мм, а для умеренно влажных и сухих ― около 15 мм.

Чтобы не перегружать дробилку, топливо сначала пропускают через вибрационный грохот, представляющий собой наклонную решётку с отверстиями 1920 мм, которая постоянно встряхивается и более крупные фракции угля проваливаются в отверстия и вновь поступают на дробилку.

Затем мелкие фракции угля на ленточных транспортёрах поступают в мельницы, в которых уголь размельчается до состояния пыли (ШБМ ― шаровая барабанная мельница, ММ ― молотковая мельница, валковая мельница и т.д.)

Размол огромного количества топлива, сушка и доставка его к горелочным устройствам парогенераторов требует специальной системы пылеприготовления. Она может быть центральной и индивидуальной. В центральной пылесистеме подготовка пыли производится в отдельном центральном пылезаводе (ЦПЗ), откуда она распределяется по всем работающим парогенераторам станции. Индивидуальная пылесистема размещается у каждого парогенератора и обеспечивает его пылью. В этом случае предусматривается также возможность передачи пыли на другие агрегаты.

Индивидуальные пылесистемы получили более широкое распространение. Воздух для сушки дроблёнки называется первичным. После отделения грубых фракций в сепараторе готовая пыль вместе с увлажнённым после сушки топлива воздухом при температуре от 70 до 900С поступает в горелки.

Оставшаяся часть горячего воздуха, так называемый вторичный воздух, также вводится в горелки.

К основным элементам системы пылеприготовления относятся: мельницы, сепараторы, циклоны, питатели сырого угля и пыли и бункеры. Сепаратор служит для регулирования тонкости пыли, выдаваемый мельницей. Чаще всего применяются центробежные сепараторы. Циклон применяется в схеме с промежуточным бункером пыли для отделения готовой пыли от транспортирующего воздуха. Транспортирующий воздух циркулирует по замкнутому контуру: мельница—сепаратор—циклон—вентилятор—мельница.

1.2.7. Сжигание жидкого топлива на электростанции

Как мы уже знаем, электростанции, работающие на жидком топливе, используют в основном мазут и очень редко сырую нефть. Мазут доставляют на электростанции железнодорожным, водным, трубопроводным транспортом. Трубопроводный транспорт применяется в случаях, когда электростанция расположена вблизи нефтеперерабатывающих заводов или магистральных мазутопроводов. Жидкое топливо по своей природе приспособлено для факельного сжигания в камерных топках парогенераторов. Для этого они требуют достаточно несложной подготовки.

Подготовка мазута перед его сжиганием заключается в отделении влаги, удалении распыливанием.

Отделение воды от мазута происходит в баках-хранилищах за счёт разности плотностей мазута и воды (мазут несколько легче воды). Вода отстаивается в нижней части баков и удаляется дренажными насосами. Отделение мазута от механических примесей происходит в фильтрах. Если на электростанцию мазут подаётся в железнодорожных цистернах, то на станции имеется приёмно-сливное устройство (как на ВТЭЦ-1). Приёмно-сливное устройство предназначено для приёма, разогрева, слива и перекачки мазута в резервуары-хранилища. Для слива мазута из цистерн требуется предварительный разогрев его в цистернах до температуры +60÷700С.

При открытой разгрузке (как на ВТЭЦ-1) разогрев мазута осуществляется прямо в железнодорожных цистернах паром. При закрытой разгрузке разогрев мазута в цистернах осуществляется в тепляке.

Рис.5 Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции:

1―цистерна; 2―лоток приёмно-сливного устройства; 3―фильтр-сетка; 4―приёмный резервуар; 5―перекачивающий насос (погружного типа); 6―основной резервуар; 7―насос первого подъёма; 8―основной подогреватель мазута; 9―фильтр тонкой очистки мазута; 10―насос второго подъёма; 11―регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12―насос рециркуляции; 13―фильтр очистки резервуара; 14―подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15―подогревательмазута на рециркуляцию приёмного резервуара и лотка.

При открытой разгрузке (как на ВТЭЦ-1) разогрев мазута осуществляется прямо в железнодорожных цистернах паром. При закрытой разгрузке разогрев мазута в цистернах осуществляется в тепляке. Продолжительность полного цикла при разогреве цистерн «открытым паром» в зимнее время составляет 10 часов, в том числе время слива ― 8 часов. При разогреве цистерн в тепляке этот цикл составляет 6÷7 часов, в том числе время слива ― 4 часа. Разогрев цистерн в закрытом тепляке осуществляется излучением трубных экранов, обогреваемых паром, и конвенцией циркулирующего подогретого воздуха.

Разогрев цистерн в закрытом тепляке имеет существенные эксплуатационные преимущества перед открытым разогревом мазута:

1. Уменьшается загазованность и загрязнение территории мазутослива;

2. Улучшаются условия работы и сокращается количество обслуживающего персонала;

3. Отсутствует обводнение мазута;

4. Уменьшается время разогрева цистерн и увеличивается оборачиваемость парка цистерн;

5. Сводятся до минимума потери пара.

Для подготовки мазута к сжиганию и подачи его к парогенераторам сооружается мазутонасосная, в которой размещается оборудование для разогрева и подачи мазута в котельный цех. Мазутонасосная для подачи мазута представляет собой одноэтажное здание, включающее в себя: насосное отделение, помещение щита управления, распределительный электрический щит, камеры трансформаторов, вентиляционные установки и бытовые помещения.

1.2.8. Сжигание газа на электростанции

Газ поступает на электростанцию от магистрального газопровода или от газораспределительной станции с давлением 0,7÷1,3 МПа по одной линии подземного трубопровода. Для снижения давления газа у форсунок парогенераторов до 0,13÷0,20 МПа предусматривается его дросселирование в газорегулирующем пункте.

Подготовка газа к его сжиганию в топке парогенератора заключается в фильтровании (отделении взвешенных твёрдых частиц) и поддержании необходимого избыточного давления 10÷20 кПа. Основные операции по очистке газа и регулированию давления производятся в газорегуляторной станции. Для очистки газа от механических примесей применяются фильтры.

Рис.6 Схема газового хозяйства ТЭС:

1―запорная задвижка; 2―расходомер;

3―фильтр;4―регулятор давления; 5―предохранительный клапан; 6―байпасная линия; 7―регулятор расхода газов; 8―импульсный отсечной быстродействующий клапан; 9―пробковый кран.

При эксплуатации газового хозяйства необходим тщательный контроль за утечками газа, так как газовоздушная смесь взрывоопасна. Кроме того, газ может содержать компоненты, вредные для человека, такие как СО, Н2S.

На газопроводе к каждому парогенератору имеются: запорная задвижка, шайба, регулятор расхода газа, быстродействующий импульсный отсекающий клапан, работающий автоматически в зависимости от падения давления воздуха у горелок до заданного Газопровод покрывается теплоизоляцией.

Контрольные вопросы.

1. Каковы причины ухудшения качества топлива на тепловых электростанциях?

2. Какое оборудование относится к основным элементам системы пылеприготовления?

3. В чём заключается подготовка мазута перед его сжиганием в котле?

4. В чём заключается подготовка газа перед его сжиганием в котле?

1.2.9. Газовоздушный тракт

Газовоздушный тракт является важной составной частью тепловой электрической станции, сооружение которого связано с большими трудностями и большим расходом материалов. Этот тракт в значительной мере определяют размеры ТЭС, и на транспортировку по нему дымовых газов и воздуха тратится большое количество энергии, от его работы зависит надёжность работы ТЭС в целом.

Тепловая электрическая станция, потребляя огромное количество топлива и воздуха, выбрасывает полученные в результате сгорания вредные вещества в окружающую среду. Поэтому в газовоздушном тракте наряду с парогенератором, тягодутьевыми машинами и газовоздухопроводами всё большее значение приобретают газоочистные устройства и дымовые трубы, которые рассеивают дымовые газы в атмосфере.

Принципиальная схема газовоздушного тракта зависит от вида топлива, от принятой по проекту схемы топливоприготовления, от типа топочного устройства котлов, от способа подогрева воздуха и т.д.

Через дымовые трубы электростанции в атмосферу поступают: летучая зола и частицы несгоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангидрид, окислы азота и газообразные продукты неполного сгорания. При сжигании мазута, кроме перечисленных, ― соединения ванадия, соли натрия, частицы сажи. В золе некоторых видов топлива содержатся также мышьяк, свободная двуокись кремния, свободная окись кальция и другие. При сжигании природного газа выброс окислов азота является единственным, но весьма существенным загрязнителем атмосферы.

Примеси, содержащиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферу, оказывают вредное влияние на организм человека, растительный и животный мир. Для защиты населения от вредных выбросов по правилам, предписываемым санитарными нормами, при проектировании электростанций должно предусматриваться отделение их от жилых районов санитарно-защитными зонами, протяжённость которых определяется количеством выбросов золы, окислов серы и азота и розой ветров так, чтобы концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе не превышала предельно допустимой концентрации (ПДК).

Это обеспечивается на электростанциях, сжигающих пылевидное топливо, установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб большой высоты, создающих более благоприятные условия для рассеивания дымовых газов, включая и рассеивание окислов серы и азота. На электростанциях, работающих на жидком топливе, основным мероприятием является сооружение высоких дымовых труб.

Тип золоуловителей и высоту дымовых труб выбирают в соответствии с расчётом рассеивания в атмосфере выбросов из дымовых труб.

На работу золоулавливающих установок оказывают влияние следующие характеристики золы: слипаемость, то есть способность золы слипаться и налипать на стенки золоулавливающих аппаратов и газоходов; сыпучесть; плотность; абразивность; удельное электрическое сопротивление и т.д.

Рассмотрим некоторые типы золоуловителей.

Мокропрутковые золоуловители. Процессу улавливания золы в золоуловителях этой группы способствует укрупнение частиц вследствие увлажнения их тончайшими фракциями воды, подаваемой в запылённый поток газов. Осаждение улавливаемых частиц происходит на плёнку жидкости, стекающей по внутренней стенке аппарата, чем предотвращается вторичный унос уловленной золы, нередко происходящий в сухих золоуловителях.

Для защиты от коррозии и золового износа внутренние поверхности корпуса и входного патрубка облицованы кислотоупорными керамическими плитами.

Рис.7 Мокрый золоуловитель с коагулятором Вентури:

1―вход запылённых газов; 2―выход очищенных газов; 3―сопла для подачи воды в горловину трубы Вентури; 4-6―конфузор, горловина и диффузор коагулятора Вентури; 7―корпус каплеуловителя; 8―подача воды для орошения стенок каплеуловителя; 9―бункер каплеуловителя; 10―гидрозатвор; 11―подача пульпы в канал гидрозолоудаления.

При проходе запылённых дымовых газов через прутковую решётку содержащиеся в них частицы золы осаждаются на смоченных прутках и выносятся водой в нижнюю часть аппарата, где под действием центробежной силы отжимаются к орошаемой стенке цилиндра, осаждаются на ней, а затем уносятся стекающей водой в коническое днище, затем через гидрозатвор образовавшаяся пульпа направляется в канал гидрозолоудаления.

В цилиндрической части аппарата под действием центробежной силы также происходит осаждение на стенках мелких частиц золы, которые не были уловлены на прутковой решётке. Очищенные дымовые газы выходят из аппарата и направляются к дымососу.

Степень очистки мокропруткового золоуловителя зависит от скорости газов во входном патрубке, плотности золы, её фракционного и химического состава и т.д. С увеличением крупности частиц золы степень очистки возрастает.

Положительные стороны мокропруткового золоуловителя такие: высокая эффективность, относительно невысокая стоимость, умеренные габариты, простота обслуживания.

Недостатки следующие: при значительном содержании в топливе окиси калия весьма затрудняется их эксплуатация вследствие образования во входных патрубка, на прутковых решётках твёрдых отложений сульфатов и карбонатов железа; при большой слипаемости золы происходит налипание шлака на прутки (это явление происходит на Приморской ГРЭС, где используются бурые местные угли с большим содержанием глины).

КПД мокропрутковых золоуловителей колеблется от 88 до 94%.

Электрофильтры. Установка электрической очистки дымовых газов включает собственно электрофильтр и агрегат его питания. Электрофильтр представляет собой металлический или железобетонный корпус, внутри которого размещены осадительные и коронирующие (излучающие) электроды, оборудованные механизмами для удаления с них уловленной золы.

Очистка дымовых газов от уноса в электрофильтре основана на создании неравномерного электрического поля высокого напряжения и образовании коронного разряда при атмосферном давлении между электродами, расположенными в корпусе (проще говоря, создаётся что-то похожее на местную молнию). Коронным называется самостоятельный электрический разряд в газе, характерный для системы электродов с резко неоднородным полем.

На излучающие электроды подаётся от агрегата электропитания выпрямленный пульсирующий электрический ток высокого напряжения (до 80 кВ) отрицательного знака, так как отрицательные ионы более подвижны, чем положительные.

Рис.8 Горизонтальный трёхпольный электрофильтр:

1―вход запылённого газа; 2―выход очищенного газа; 3―газораспределительная решётка;

4―защитная решётка для подвода электрического тока высокого напряжения; 5―рама коронирующих электродов; 6―осадительный электрод; 7―механизм встряхивания коронирующих электродов; 8―механизм встряхивания осадительных электродов; 9―корпус электрофильтра; 10―золовой бункер; 11―газоотражательные перегородки бункеров; 12―подъёмная шахта; 13―газораспределительные подъёмные элементы; 14―конфузор за электрофильтром.

Частицы золы, встречая на своём пути ионы, поглощают их, заряжаются и под действием сил поля также двигаются к осадительным электродам, где осаждаются под действием сил электрического поля. Периодически автоматически осадительные электроды встряхиваются, и частицы золы выпадают вниз в специальный бункер, а затем удаляются.

Степень очистки электрофильтров достигает 99÷99,8%.

Достоинствами электрофильтров являются: малый расход электроэнергии и малое аэродинамическое их сопротивление, высокая степень очистки. Недостатки этих аппаратов ― громоздкость, высокая стоимость, снижение степени очистки в эксплуатации при неудовлетворительном отряхивании уловленной пыли с осадительных электродов и т.д.

Дымовые трубы. Одним из основных средств уменьшения загрязнения атмосферы вредными примесями, выбрасываемыми через дымовые трубы тепловых электрических станций, является улучшение рассеивания дымовых газов. Этому способствует уменьшение числа дымовых труб на электростанции как источников выброса и увеличение их высоты, а также скорости газов на выходе из устья трубы, что препятствует отклонению потока дымовых газов вниз. При большой высоте трубы дымовые газы, вынесенные в высокие слои атмосферы, продолжают распространяться в них, вследствие чего резко снижается концентрация вредных примесей в приземном слое воздуха.

Авария или выход из работы дымовых труб для ремонта вызывает существенный экономический ущерб, вследствие чего резко возросли требования к повышению надёжности и долговечности труб большой высоты. В РФ дымовые трубы стандартизированы. Высота дымовых труб выбирается с шагом 30 м из следующего ряда: 120, 150, 180, 210, 240, 300, 330, 360, 390, 420, 450, 500 м. Внутренние диаметры устья дымовых труб D0 имеют следующие значения: 6,0; 7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8 м.

Дымовые трубы работают в тяжёлых условиях. Как высотные сооружения, они подвержены мощному воздействию ветровой нагрузки и собственного веса. Кроме того, они являются замыкающим звеном газовоздушного технологического тракта ТЭС и подвергаются воздействию агрессивных нагретых дымовых газов, содержащих влагу, остаточную золу и т.д.

Для надёжной длительной работы современные конструкции дымовых труб состоят из оболочки, воспринимающей ветровые и весовые нагрузки и передающей их на фундамент. Оболочка дымовой трубы ― это монолитный железобетонный ствол (кольцевой) конической формы с уменьшающейся снизу вверх толщиной стенки. Опирается дымовая труба на железобетонный фундамент.

Число труб на тепловой электрической станции должно быть минимальным, но по условиям надёжности работы ― не менее двух. Исключение составляют многоствольные трубы (обычно 3÷4), которые могут устанавливаться по одной на ТЭС.

В железобетонной оболочке дымовой трубы могут устанавливаться несколько отделённых от футеровки металлических стволов, покрытых тепловой изоляцией. Такие трубы называются многоствольными.

Стволы выполняются из обычной или слаболегированной стали 10ХНДП толщиной 10÷12 мм. Стволы разделяют по высоте на участки и подвешиваются к оболочке металлическими тягами. Каждый ствол обслуживает свою группу паровых или водогрейных котлов. Между трубами и оболочкой образуется большое обслуживаемое пространство, где установлены лестницы и площадки. В этом пространстве могут свободно перемещаться люди, осуществляя осмотр или ремонт отключённого ствола.

1.2.10. Тракт шлакозолоудаления

Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных электростанций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс. Её назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределы территории электростанции и организация их складирования на золошлакоотвалах.

На действующих электростанциях РФ в основном осуществлено гидравлическое золошлакоудаление. Иногда применяются комбинированные системы, например, для сбора золы ― пневматическая, а для удаления шлака и золы за пределы территории электростанции ― гидравлическая.

 

Рис.9 Пневмогидрозолоудаление на пылеугольной ТЭС:

1―система шлакоудаления котла; 2―шлакодробилка; 3―канал; 4―приёмная ёмкость; 5―мокрый золоуловитель; 6―сухой золоуловитель; 7―аэрожёлоб; 8―промбункер сухой золы; 9―водоструйный смеситель золы; 10―возможная выдача золы потребителю или на склад; 11―металлоуловитель; 12―багерный насос; 13―дренажный электронасос; 14―дренажный водоструйный насос; 15―золошлакоотвал; 16―бассейн осветлённой воды; 17―насос осветлённой воды; 18―фильтр; 19―насос орошающей воды; 20―насос смывной воды; 21―осветлённая вода на промывку пульпопроводов; 22―побудительные сопла; 23―подпитка системы гидрозолоудаления; 24―сбросы сточных вод; 25―напорный бак.

Наиболее универсальной и экономичной является система гидрозолоудаления с багерными насосами, транспортирующими совместно золовую и шлаковую пульпу. Пульпа ― это смесь воды и золы и шлака.

Багерные насосы, которые перекачивают пульпу от котлов до золоотвала, могут размещаться в главном корпусе ТЭС или на некотором удалении от него.

Багерные насосы изготавливаются из износостойких материалов. На всасе багерных насосов устанавливаются приёмные ёмкости для пульпы. Поступление золы и шлака к багерным насосам осуществляется по самотечным золовым и шлаковым каналам, которые в пределах котельного цеха выполняются раздельными. Движение золы и шлака по этим каналам осуществляется под действием потока воды, поступающей из сопл, которые располагаются в торцах каналов, по их длине.

Скорость движения пульпы принимается 1,5÷1,9 м/с в зависимости от вида золошлаков и диаметра пульпопровода.

Площади, выделяемые для организации золошлакоотвалов, должны обеспечивать работу электростанции в течение не менее 25 лет. Максимальная высота золошлакоотвала должна быть 35÷40 м.

Требования, предъявляемые к системе золоудаления, в основном сводятся к следующим:

1. Удобство и безопасность обслуживания.

2. Гигиеничность, то есть невысокая температура в помещениях, в которых находится обслуживающий персонал, и отсутствие в них облаков пыли и паров воды, применяющейся для заливки горячих шлаков и золы.

3. Надёжность действия и небольшие расходы на ремонт.

4. Возможно меньший расход электроэнергии, а при гидравлических способах также и минимальный расход воды.

5. Обеспеченность местами свалки.

Системы золоудаления являются полностью механизированными.

Контрольные вопросы.

1. Чем может быть вызвано ухудшение качества топлива на открытых складах?

2. В чём заключается подготовка мазута перед его сжиганием в котле?

3. В чём заключается подготовка газа перед его сжиганием в котле?

4. От чего зависит принципиальная схема газовоздушного тракта?

5. Для чего служат дымовые трубы?

6. Что такое пульпа?

7. Какие требования предъявляются к системе золоудаления?

Тема 1.3. Органическое топливо

1.3.1. Виды органического топлива

К основным видам органического энергетического топлива относятся бурые и каменные угли, полуантрацит и антрацит, торф, горючие сланцы, мазут, природный, доменный и другие газы.

К энергетическим топливам относятся вещества, которые целесообразно использовать для получения тепла в больших количествах. Из общего потребления топлива в нашей стране примерно 30% приходится на долю тепловых электрических станций. Около 50% топлива, сжигаемого электростанциями, составляют ископаемые твёрдые топлива, которые разделяются на следующие виды: торф, бурые угли, каменные угли, антрацит, горючие сланцы.

Все ископаемые твёрдые топлива, кроме сланцев, произошли в основном из растительности древних лесов и болот, покрывавших землю, с участием некоторого количества белковых и жировых веществ животного происхождения. В течение тысячелетий находясь под слоем воды или земли без доступа воздуха, исходное органическое вещество под воздействием окружающей среды постепенно подвергалось химическим преобразованиям. Более «активные» химические элементы и соединения вступали в реакцию с окружающей средой и частично покидали залежь, превращаясь в газообразные продукты.

Процесс преобразования исходной органической массы идёт, таким образом, в направлении постепенного обуглероживании (углефикации) топлива, то есть повышения в нём содержания углерода и уменьшение количества кислорода и водорода.

Органическим топливом называются вещества, способные активно соединяться с кислородом и образовывать продукты сгорания, нагретые до высокой температуры за счет содержащейся в нем химически связанной энергии. Углерод является основным горючим элементом органического топлива. Второе место занимает водород, которого хотя сравнительно немного, но удельное тепловыделение его большое. Сера, являющаяся третьим горючим элементом, дает тепловыделение, но наносит вред котельному оборудованию и окружающей среде. В состав органического топлива входят также влага и негорючие минеральные примеси, из которых в ходе горения образуется зола и шлак.

По происхождению топлива можно разделить на естественные, добытые в природных условиях, и искусственные, полученные в. итоге переработки природного топлива. По сфере потребления топлива подразделяются тоже на две группы: энергетические — идущие для сжигания при выработке электроэнергии и теплоты и технологические — на переработку для получения необходимых промышленных продуктов.

По агрегатному состоянию все используемые в энергетике органические топлива делятся на три группы: твердые, жидкие и газообразные. К твердым топливам относятся ископаемые угли, торф и сланцы; к жидким — мазут, являющийся продуктом переработки добываемой из-под земли нефти; к газообразным — горючий газ. На газ приходится немного больше 5% теплоты, содержащейся во всех разведанных мировых запасах органических топлив, на нефть 7% и на уголь около 80% — таким образом, ископаемые угли являются основным органическим топливом.

Процесс преобразования исходной органической массы идёт, таким образом, в направлении постепенного обуглероживании (углефикации) топлива, то есть повышения в нём содержания углерода и уменьшение количества кислорода и водорода.

Начальная стадия разложения растительной масс в заболоченных местах называется оторфенением.

Торф — это тёмно-бурая масса, в которой ещё встречаются остатки неразложившихся частей растений (листьев, стеблей). Торф является самым молодым из сжигаемых топлив. Электростанции сжигают преимущественно фрезерный торф, получаемый путём срезания с поверхности пласта тонкого слоя фрезами. Его, как и уголь сжигают в пылевидном состоянии. В бурых углях уже невозможно обнаружить структуру клетчатки растений. Дальнейшее обуглероживание приводит к образованию плотного глянцевочёрного каменного угля и антрацита.

Горючие сланцы представляют собой минеральные породы, пропитанные органическими веществами животного происхождения. Они образовались на дне лагун древних морей.

Газообразные и жидкие топлива в последние 20 лет получили всё большее применение. Использование газообразных и жидких топлив по сравнению с углем не только повышает общую культуру эксплуатации электростанций, но и приводит к ощутимому снижению стоимости основного оборудования и увеличению КПД установок. Например, КПД парогенераторов возрастает на 13% по сравнению с КПД при сжигании каменных углей и на 35% ― при сжигании торфа, сланцев и влажных бурых углей.

Естественным жидким топливом является сырая нефть, но как энергетическое топливо используется чрезвычайно редко (в основном на небольших котельных). После извлечения (отгонки) лёгких фракций (светлых нефтепродуктов — бензина, лигроина, керосина, газойля) остаётся 4060% сильновязких тяжёлых фракций ― мазута, который и используется как энергетическое жидкое топливо.

Газовые топлива могут быть природными и искусственными. Природные газы имеют «нефтяное» происхождение. Как и нефть, они либо являются продуктом длительного химического преобразования органических веществ (остатков живых организмов), скопившихся в осадочных породах, либо образовались в результате синтеза в присутствии воды и карбидов металлов на больших глубинах под воздействием высокого давления и температуры. Во многих случаях выход газов сопутствует добыче нефти. Это так называемые попутные газы. Искусственные газы, сжигаемые в топках парогенераторов, ― это, как правило, побочный продукт металлургической промышленности, получаемый в большом количестве. Из искусственных чаще всего сжигаются в смеси с другими топливами газ коксовых печей и доменный газ.

1.3.2. Элементарный состав топлива

Для анализа тепловых характеристик топлив, определения состава газов, полученных в процессе горения, для других тепловых расчётов необходимо знать химическую структуру каждого вида топлива.

В состав органической части топлива входят пять химических элементов: углерод С, водород Н, кислород О, сера S и азот N. Кроме того, топливо содержит минеральные примеси А, попавшие извне в исходную залежь, и влагу W, представляющие вместе внешний балласт топлива.

Горючими элементами топлива являются углерод, водород и сера. Наличие окислов серы в продуктах сгорания при определённых концентрациях опасно для всего живого, в том числе и для человека, и поэтому требует принятия мер для рассеяния их в атмосферу.

Углерод — С является главной горючей составляющей топлива. Содержание углерода в различных топливах различно. Например, в древесине и торфе содержание углерода составляет 50÷60%, в каменных углях и мазуте 75÷90%. При полном сгорании 1 кг углерода выделяется около 33,5 МДж теплоты. Содержание углерода в твердом топливе определяет степень обуглероживания растительных и животных остатков. Большое количество углерода увеличивает тепловую ценность топлива.

Водород — Н является второй важнейшей составляющей топлива. В различных видах топлива водорода содержится от 1 до 25%. При сгорании водорода образуется вода. При этом в зависимости от условий она может находиться в жидком или парообразном состоянии; при сжигании 1 кг водорода соответственно выделяется 142÷119,5 МДж теплоты. С увеличением степени обуглероживания твердого топлива (возраста топлива) содержание водорода уменьшается.

Кислород — О относится к балластной составляющей топлива, так как содержание его уменьшает горючую часть, вследствие чего снижается тепловая ценность топлива. Содержание кислорода в различных, топливах изменяется в пределах от 0,5 до 40%.

Азот — N также относится к внутреннему балласту топлива, содержание которого уменьшает горючую часть. Азот содержится в топливах в связанном состоянии. Содержание азота в твердом топливе составляет 0,5—3,0%. Однако в некоторых газообразных топливах (например, доменный и генераторный газы) азот содержится в большом количестве, что значительно снижает их тепловую ценность; часть его может быть превращена в аммиак. Последний является ценным сырьем для производства минеральных удобрений (сульфат аммония и другие аммонийные и азотные соли).

Сера — S в твердом топливе содержится в виде органических соединений (органическая сера SО), сернистых соединений с железом (колчеданная сера SК) и сернокислых соединений в виде сульфатов (сульфатная сера SС).

Органическая и колчеданная сера при сгорании топлива окисляется, образуя SO2 и SO3.

Поэтому органическая и колчеданная сера называется горючей или летучей серой, т.е. SЛ=S0+SК,%.

При полном сгорании 1 кг горючей серы выделяется около 9,05 МДж теплоты.

Сульфатная сера при сгорании топлива переходит в состав золы, практически не участвуя в горении. Поэтому сульфатная сера называется негорючей или нелетучей серой.

Содержание серы в твердом топливе достигает 8% и более.

Сера в жидком топливе содержится в виде сернистых соединений, а также в свободном состоянии. Содержание её достигает 3,5%.

Сера в газообразном топливе находится в виде сероводорода H2S и сернистого газа SO2.

Сера в составе топлива является нежелательной составляющей. Это объясняется тем, что продукты сгорания серы SО2 и SO3 в присутствии влаги могут образовать сернистую и серную кислоты, а последние вызывают интенсивную коррозию металлов парогенераторов, двигателей внутреннего сгорания, строительных конструкций в др. Кроме того, сернистый и серный газы, выбрасываемые с продуктами сгорания топлива в атмосферу, оказывают вредное действие на здоровье людей, а также на окружающий животный и растительный мир.

Зола — А представляет собой минеральный остаток, получаемый при полном сгорании топлива. Она является результатом разложения и частичного окисления минеральных примесей топлива. К таким примесям относятся сульфаты, карбонаты, силикаты, фосфаты, хлориды, пирита и другие соединения. В состав золы входят окислы MgO, CaO, Na2О, К2О, SiО2, FеO, Fе2О3, Аl2О3 и др.

Различают первичную, вторичную и третичную золу. Первичная зола образуется из минеральных примесей, входящих в состав веществ топливообразователей; вторичная зола — из минеральных примесей, попадающих в топливо в процессе топливообразования; и третичная — в момент добычи.

Влага ― W также является внешним балластом, так как она уменьшает тепловую ценность топлива. На испарение влаги тратится часть теплоты, выделяемой при сгорании топлива. Кроме того, испарившаяся влага, являясь составной частью газообразных продуктов сгорания, снижает их температуру, что уменьшает количество теплоты, передаваемой к поверхностям нагрева. Различают внешнюю и внутреннюю влагу.

Внешняя влага в топливе является результатом попадания влаги в топливо из окружающей среды в процессе добычи топлива, его транспортирования и хранения.

Содержание внешней влаги в топливах колеблется в широких пределах и достигает в отдельных случаях нескольких десятков процентов. При сушке топлива внешняя влага может быть удалена.

Внутренняя влага связана с органическим веществом топлива и его минеральными примесями. Часть этой влаги (гигроскопическая) в коллоидально связанном состоянии равномерно распределена в массе топлива. Другая часть (гидратная влага) представляет собой влагу, входящую в состав молекул некоторых соединений, содержащихся в минеральных примесях топлива. В газообразном топливе влага находится в виде паров, максимальное содержание которых определяется температурой насыщения при данном парциальном давлении. Понижение температуры газа приводит к конденсации водяных паров из газа.

Контрольные вопросы.

1. Какое топливо называется органическим?

2. Какое топливо относится к органическому энергетическому?

3. Какие химические элементы входят в состав органической части топлива?

4. Что, кроме химических элементов, содержит топливо?

5. Какие элементы топлива являются горючими?

6. С чем связаны внешняя и внутренняя влага топлива?

1.3.3. Характеристики топлива.

Основными техническими характеристиками топлив являются: теплота сгорания, выход газообразных горючих веществ при нагреве (выход летучих веществ), зольность топлива, свойства золового остатка, влажность и сернистость топлива, выход летучих и кокса.

Теплота сгорания является наиболее важной основной технической характеристикой топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Высшей теплотой сгорания QВ называют количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг твёрдого (жидкого) или 1 м3 газообразного топлива. Низшая теплота сгорания QН отличается от высшей на теплоту испарения влаги топлива и влаги, образующейся при горении водорода. Чем больше влажность топлива, тем меньше будет величина QН. Низшая теплота сгорания рабочей массы определяется как результат разности высшей теплоты сгорания горючих элементов топлива и теплоты, затраченной на испарение всей влаги. Размерность теплоты сгорания Q выражается в кДж/кг или кДж/м3. С увеличением возраста топлива его высшая теплота сгорания увеличивается, так как растёт доля углерода в топливе. Высшая теплота сгорания топлива является наиболее постоянной величиной, поэтому она используется для сравнения различных топлив.

Твёрдый горючий продукт, остающийся после выхода летучих, называется коксом. Масса несгоревшего остатка топлива называется золой. Свойства золы играют большую роль при сжигании топлив. Образовавшаяся после сгорания топлива зола представляет собой смесь минералов, а их сплавы, возникшие в зоне высоких температур, называются шлаками. Суммарное количество шлаков и золы принято называть зольностью топлива. Высокая зольность топлива требует установки более дорогих золоулавливающих устройств после парогенератора. Наиболее зольным топливом являются бурые угли, горючие сланцы, менее зольным ― каменный уголь, антрациты и полуантрациты.

Влажность топлива бывает внешней, капиллярной и внутренней. Внутренняя влага связана с органическим и минеральным составом топлива. Капиллярная влага находится в капиллярах и порах (трещинах) топлива. Внешняя влага образуется при добыче, транспортировке и хранении топлива на открытых складах при соприкосновении с окружающей средой, например, повышенная влажность воздуха, атмосферные осадки и т.д.

Самым влажным топливом является торф (до 50%) и бурые угли (2842%), низкую влажность имеют антрациты и полуантрациты.

К техническим характеристикам жидкого топлива — мазута относятся вязкость и температура вспышки. Вязкость мазута положена в основу его маркировки. Маловязким является топочный мазут марки 40, используемый для растопки котлоагрегата.

К сильновязким относятся топочные мазуты марок 100 и 200. С повышением температуры вязкость мазута уменьшается. Температура вспышки мазутов составляет 1352400С. Во избежание пожарной опасности высокий подогрев мазута требует повышенной герметизации мазутопроводов. Перед подачей мазута в топку котлоагрегата его предварительно разогревают до 1001200С чтобы уменьшить его вязкость и для тонкого распыливания в форсунках горелок котла.

Газовое топливо представляет собой механическую смесь горючих и негорючих газов: метан, пропан, этан, бутан ― горючие газы, и негорючие ― это азот и двуокись углерода. К основным характеристикам природного газа относятся: теплота сгорания и плотность. Искусственные газы содержат больше негорючих компонентов, так называемого балласта, к которому относятся азот и кислород.

 

Рис. 10 Схема элементарного состава твёрдого топлива.

1.3.4. Выход летучих и кокса, твёрдость топлива

и коэффициент размолоспособности

Выход летучих является одной из важнейших характеристик твердого топлива, от него зависят условия воспламенения и характер горения топлива.

При нагревании из каменного угля выходят летучие VГ, включающие горючие газы и влагу, а из углерода и минеральной части образуется коксовый остаток различного вида — спекшийся, слабоспекшийся и порошкообразный. Интервал температуры в котором происходит переход угольной массы в пластическое состояние и затем в спекание, —+300-600°С.

Каменные жирные угли с большим содержанием битума при нагревании дают плотный, спекшийся, крупнопористый остаток, называемый коксом,― используемый в металлургических печах. Такие угли называются коксующимися.

С уменьшением выхода летучих веществ топливо загорается труднее, так как уменьшается количество горючих газов, таких как окись углерода СО, водород Н2, различные углеводороды, например, метан. Выход летучих веществ используется для технической классификации углей. Наиболее молодые топлива имеют более высокий выход летучих веществ и меньше содержат углерода. И наоборот, с увеличением возраста топлива уменьшается выход летучих веществ и увеличивается содержание углерода.

Твердость и сопротивляемость измельчению твердого, топлива характеризуются коэффициентом размолоспособности kЛО, под которым понимают отношение удельного расхода электроэнергии на помол эталонного твердого топлива (антрацита), принимаемого за единицу, к удельному расходу энергии на помол испытуемого топлива до того же размера, что и антрацит. Очевидно, чем мягче уголь, тем больше единицы будет kЛО.

Определение коэффициента размолоспособности производят размолом пробы топлива в лабораторной, мельнице и получаемый при этом коэффициент размолоспособности называют лабораторным относительным и обозначают kЛО.

1.3.5. Свойства топлива

К свойствам твёрдого топлива относятся плотность, механическая прочность, термическая устойчивость, укрупнённость кусков и т.д.

Различают истинную, кажущуюся и объёмную плотность. Истинная плотность характеризует атомную плотность топлива, взятого в объёме плотности массы без пор. Кажущаяся плотность определяется в объёме массы топлива с включением пор. Объёмная (или насыпная) плотность определяет степень пористости топливной массы в насыпанном виде и степень заполнения объёма.

Объёмная плотность топлива зависит от влажности, размера кусков и уплотнённости.

Механическая прочность топлива определяет степень его измельчения, зависит от физической структуры угля, наличия и характера минеральных включений. При длительном хранении топлива на открытом воздухе прочность углей уменьшается и уголь измельчается. Изменение механической прочности углей определяется изменением температуры, влажности, атмосферного давления и другими факторами. Окисление и выветривание углей также уменьшают их прочность, а, следовательно, и влияют на состав топлива по крупности кусков.

Термическая устойчивость топлива ― это способность его выдерживать высокие температуры без растрескивания. Термическая устойчивость зависит от химического состава топлива, зольности, влажности, скорости нагрева кусков и других факторов.

К свойствам жидкого нефтяного топлива относятся: плотность, испаряемость, вязкость, температуры застывания, вспышки, воспламенения и самовоспламенения и т.д.

Вязкость является характеристикой текучести топлива и изменяется в зависимости от температуры (повышение температуры уменьшает вязкость). Увеличение вязкости топлива вызывает увеличение гидравлического сопротивления движению топлива по трубопроводу, ухудшает условия распыливания топлива в камере сгорания. Для использования жидких топлив с высокой вязкостью предусматривается его подогрев в хранилищах.

К основным свойствам газообразных топлив относятся: цвет, запах, плотность, токсичность, взрываемость. Содержание водяных паров в газообразном топливе незначительно. Наиболее опасными компонентами газообразных топлив являются окись углерода СО, сероводород Н2S и другие.

В энергетике есть понятие условного топлива. Приведённую влажность и зольность топлива мы рассматривать не будем.

При сравнении работающих установок по экономичности и другим показателям удобно пользоваться относительными характеристиками топлива, такими, например, как условное топливо и приведенные влажность и зольность.

Теплота сгорания в разных книгах колеблется в широких пределах, что часто затрудняет проведение расчетов, например, при сравнении удельных расходов топлива и норм расхода на 1 кВт·ч, на единицу продукции и т.п.

Для облегчения таких задач введено понятие условного топлива с низшей теплотой сгорания 29,33 МДж/кг (7000 ккал/кг), что отвечает теплоценности хорошего каменного угля. Для перевода любого топлива в условное необходимо рабочую низшую теплоту сгорания разделить на 29,33 (или 7000); частное от деления называют тепловым эквивалентом топлива.

Контрольные вопросы.

1. Какие основные технические характеристики твёрдого топлива Вы знаете?

2. Что называется высшей и низшей теплотой сгорания топлива?

3. Какие основные технические характеристики жидкого (мазута) топлива Вы знаете?

Тема 1.4. Элементы теории термодинамики

1.4.1. Общие определения в технической термодинамике и теплопередаче

Историческое развитие термодинамики связано с именами выдающихся учёных, таких, как Ломоносов, который сформулировал закон сохранения энергии. Этот закон позволил получить первое начало термодинамики, создателями которого считаются Майер, Джоуль, Гельмгольц, и другие. Открытие второго начала термодинамики, указывающего направленность термодинамических процессов, связано с такими именами, как Карно, Томсон, Больцман и другими.

Термодинамика является наукой, в которой изучаются энергия и законы превращения её из одних видов в другие. Раздел этой науки, в котором рассматриваются взаимопревращения тепловой и механической энергии, называется технической термодинамикой. Техническая термодинамика ограничивается рассмотрением преимущественно тех частей общей термодинамики, которые необходимы для изучения основных принципов работы тепловых машин и теплообменных аппаратов как в идеальных, так и реальных условиях. Наиболее подробно в технической термодинамике изучается превращение тепла в механическую работу.

Теплота и работа представляют собой различные формы движения материи, причём теплота является результатом молекулярного и внутримолекулярного хаотического движения частиц материи, а работа предполагает наличие направленного движения тела, происходящего под действием внешних сил. Работа, совершаемая в единицу времени, называется мощностью.

Тепловое движение ― это особая форма движения материи, качественно отличная от обычного механического движения, при котором все части тела движутся упорядоченно, а теплота ― форма теплового движения.

В Международной системе единиц СИ единицей работы является Джоуль, а мощности ― Ватт. Ещё применяются внесистемные единицы. Соотношения между ними будут следующие:

Работа, энергия…………………….1 кгс·м=9,80665 Дж

Мощность…………………………..1 кгс·м/с=9,80665 Вт.

Основой термодинамики как науки являются два закона, полученных на основе опыта. Это первый и второй законы термодинамики. Первый устанавливает количественную меру при переходе одного вида энергии в другой и является частным случаем всеобщего закона сохранения и превращения энергии. Второй имеет более ограниченный характер и применим к телам, которые имеют конечные размеры, но состоят из большого числа атомов и молекул. Второй закон термодинамики устанавливает направление тепловых процессов, протекающих в природе, и условия преобразования теплоты в работу.

Применяя основные законы, техническая термодинамика исследует процессы, протекающие в тепловых двигателях, и устанавливают наиболее экономичные условия их работы.

Одним из основных в технической термодинамике является понятие о термодинамической системе, представляющей собой совокупность тел, находящихся во взаимодействии как между собой, так и с окружающей средой. Простым примером термодинамической системы может служить газ, расширяющийся или сжимающийся в цилиндре с движущимся поршнем.

Взаимодействие термодинамической системы с окружающей средой может быть различного рода: механическим, тепловым, химическим, электрическим и т.д.

Из всех возможных видов взаимодействия между системой и окружающей средой в технической термодинамике рассматриваются механическое и тепловое. Для удобства изучения того или иного вида взаимодействия между системой средой термодинамическую систему условно представляют заключённой в воображаемую оболочку, отделяющую её от окружающей среды. Оболочку в зависимости от того, под каким углом зрения изучается такое взаимодействие, считают способной передавать или не передавать от системы к окружающей среде или, наоборот, от среды к системе механическое или тепловое воздействие. Другими словами, система может быть или не быть механически или термически изолированной.

Если термодинамическая система представляет собой газообразное тело, то при наличии одного лишь механического взаимодействия объём системы под влиянием разности давлений и среды изменяется: он либо уменьшается, либо увеличивается. При одном лишь термическом взаимодействии между системой и средой вследствие их разности температур сообщается системе из окружающей среды или происходит обратное явление.

В результате взаимодействия термодинамической системы с окружающей средой состояние системы изменяется. Применительно к газу, используемому в тепловом двигателе в качестве рабочего тела, изменение состояния газа будет в общем случае проявляться в изменении его температуры, удельного объёма и давления. Эти характерные для данной системы величины называются основными термодинамическими параметрами её состояния. Таким образом, результатом взаимодействия системы с окружающей средой будет также и изменение параметров состояния системы.

Непрерывно протекающее состояния системы, происходящее в результате её механического, теплового или в общем случае тепломеханического взаимодействия с окружающей средой, называют термодинамическим процессом.

Когда вследствие взаимодействия с окружающей средой объём термодинамической системы уменьшается, то происходит процесс сжатия системы, и наоборот, при увеличении её объёма происходит процесс расширения системы. Основным признаком процесса является изменение хотя бы одного из параметров состояния.

Теплопередача является сравнительно молодой наукой. Особенно бурно она начала развиваться с 50-х годов прошлого века. Большой вклад в развитие учения о теплообмене сделаны многими российским учёными: Кирпичёвым, Михеевым и т.д. Особенно бурное развитие теплопередачи происходило в 70—80-х годах прошлого века в связи с внедрением интенсивных способов переноса теплоты в тепловой и атомной энергетике.

Рассмотрим общие понятия и термины из области теплопередачи.

Теплопередача ― это учение о процессах распространения тепла. Распространение тепла осуществляется различными способами: теплопроводностью, конвекцией и тепловым излучением.

Теплопроводность представляет собой процесс распространения тепловой энергии при непосредственном соприкосновении отдельных частей тела, имеющих различные температуры. Теплопроводность обусловлена движением микрочастиц тела.

Конвекция возможна только в текучей среде. Под конвекцией тепла понимают процесс переноса тепловой энергии при перемещении объёмов жидкости или газа в пространстве из области с одной температурой в область с другой. При этом перенос тепла неразрывно связан с переносом самой среды.

Тепловое излучение ― это процесс распространения тепловой энергии с помощью электромагнитных волн. При тепловом излучении происходит двойное превращение энергии: тепловая энергия излучающего тела переходит в лучистую и обратно ― лучистая энергия, поглощаясь телом, переходит в тепловую. В природе и технике элементарные процессы распространения тепла ― теплопроводность, конвекция и тепловое излучение ― очень часто происходят совместно. Теплопроводность в чистом виде большей частью имеет место лишь в твёрдых телах.

Конвекция тепла всегда сопровождается теплопроводностью, так как при движении жидкости или газа неизбежно соприкосновение отдельных частиц, имеющих различные температуры. Совместный процесс конвекции и теплопроводности называется конвективным теплообменом. Обычно при инженерных расчётах определяют конвективный теплообмен между потоком жидкости или газа и поверхностью твёрдого тела; этот процесс конвективного теплообмена называется конвективной теплоотдачей. Конвективная теплоотдача часто сопровождается теплоотдачей излучения.

В технике и быту часто происходят процессы теплообмена между различными жидкостями, разделёнными твёрдой стенкой. Процесс передачи тепла от горячей жидкости к холодной через разделяющую их стенку называется теплопередачей.

В качестве стенки может быть труба: внутри её протекает вода, а пар снаружи греет эту воду. Процесс теплопередачи осуществляется различными элементарными процессами теплопереноса, происходящими одновременно.

Например, парообразующие трубы котельного агрегата получают тепло от продуктов сгорания топлива тремя способами: теплопроводностью с, конвекцией и тепловым излучением. Через слой наружного загрязнения, металлическую стенку и слой накипи тепло передаётся теплопроводностью. От внутренней поверхности трубы к омывающей её жидкости тепло отдаётся конвекцией и теплопроводностью. Таким образом, в общем случае процесс теплопередачи может осуществляться всеми тремя способами переноса тепла.

Процессы теплообмена могут происходить в различных средах: чистых веществах и разных смесях, при изменении и без изменения фазового состояния рабочих сред и тому подобное. В зависимости от этого теплообмен протекает по-особому и описывается различными уравнениями.

В природе и технике многие процессы переноса тепловой энергии сопровождается переносом вещества. Например, при испарении воды в воздух, кроме теплообмена, имеет место и перенос образовавшегося пара в паровоздушной смеси. В общем случае перенос пара осуществляется как молекулярным, так и конвективным путём. Совместный молекулярный и конвективный перенос массы называется конвективным массообменном. При наличии массообмена процесс теплообмена усложняется. Теплота дополнительно может переноситься вместе с массой диффундирующих веществ.

1.4.2. Основные термодинамические параметры рабочего тела

В термодинамике в качестве рабочих тел используются газы и пары, так как они имеют большой коэффициент объёмного расширения.

Молекулы всякого тела находятся в непрерывном и быстром движении, интенсивность которого определяет степень нагретости этого тела, то есть его температуру. Во всяком реальном теле между молекулами действуют в той или иной мере силы сцепления, величина которых определяется агрегатным состоянием тела. При твёрдом состоянии тела силы взаимного притяжения молекул велики, вследствие чего тело имеет определённую форму и изменение её связано с необходимостью приложить к телу достаточно большое усилие для нарушения межмолекулярных связей. В жидком состоянии межмолекулярные силы ослаблены. Поэтому тело неспособно сохранять определённую форму, а принимает форму сосуда, в котором оно находится. В газообразном состоянии молекулы находятся на столь больших расстояниях друг от друга, что межмолекулярные силы весьма малы, и поэтому газ стремится к беспредельному расширению. Величина сил межмолекулярного воздействия у газа определяется степенью удаления газ от жидкой фазы: чем больше перегрет газ, тем силы слабее. Малоперегретые газы, сравнительно недалеко отстоящие от жидкого состояния, называются парами. Молекулы газа движутся хаотически с огромными скоростями, непрерывно соударяясь, их движение одинаково возможно в любом направлении.

Беспорядочно движущиеся молекулы газа, находящегося в замкнутом сосуде, ударяются о стенки этого сосуда. Совокупность таких ударов воспринимается стенками сосуда как некоторое непрерывное действующее на них усилий. Величину такого среднего результирующего усилия, приходящегося на единицу поверхности сосуда и действующего перпендикулярно к ней, называют давлением газа.

Итак, мы уже знаем, что для превращения тепла в работу требуется определённая совокупность источников тепла и материальных тел (например, газов, паров, жидкостей), находящихся между собой в тепловом и механическом взаимодействии. Источники тепла и материальные тела образуют так называемую термодинамическую систему. Материальные тела, входящие в термодинамическую систему, разделяют на источники тепла и рабочие тела, которые под воздействием источника тепла совершают механическую работу.

Для определения конкретных физических условий, в которых находится термодинамическая система, используется ряд показателей, называемых параметрами состояния. В число основных параметров входят: абсолютная температура Т, абсолютное давление р и удельный объём v или величина. Обратная удельному объёму – плотность ρ).

Напомню вам, что различают следующие виды давлений:

Атмосферное давление рб создаётся массой воздушного столба земной атмосферы. Оно имеет переменное значение, которое зависит от высоты местности над уровнем моря, географической широты и метеорологических условий, то есть от погоды.

Избыточное давление р выражает превышение давления среды над атмосферным давлением.

Вакуумметрическое давление рв среды характеризует давление (вакуум), которое ниже атмосферного давления. Иногда вакуумметрическое давление выражается в виде относительной величины V процентах атмосферного давления:

%.

Абсолютное давление ра среды ― это полное давление , которое равно сумме атмосферного и избыточного давлений:

Абсолютное давление может быть больше ра=р+рб или меньше атмосферного на величину вакуумметрического давления ра=рб-рв. В частном случае, когда избыточное давление р или вакуумметрическое давление рв равно нулю, абсолютное давление равно атмосферному.

Последовательность изменения состояния рабочего тела в термодинамической системе называется термодинамическим процессом. Основным признаком процесса является изменение хотя бы одного из параметров состояния.

Абсолютная температура является одним из основных параметров, характеризующих тепловое состояние тела. Для измерения абсолютной температуры применяется шкала Кельвина. Единица деления этой шкалы (кельвин) равна градусу шкалы Цельсия, в которой интервал температур от точки таяния льда до кипения воды при атмосферном давлении разбит на 100 равных частей (градусов). В шкале Кельвина за температуру таяния льда принята величина 273,15 К, а в шкале Цельсия принят 00С. Таким образом, Т,К=t,0С+273,15.

Удельный объём рабочего вещества – это объём, занимаемый массой в 1 кг этого тела. Так, если G кг занимает объём V м3, то удельный объём будет равен:

, м3/кг.

Под плотностью рабочего тела понимают величину, обратную удельному объёму, то есть массу вещества в 1 м3 рабочего тела.

, кг/м3.

И поэтому,.

Из определения понятия основных термодинамических параметров состояния рабочего тела следует, что их значения не зависят от того, каким путём рабочее тело пришло в рассматриваемое состояние. Это свойство параметров состояния является одной из их специфических особенностей.

Состояние термодинамической системы может быть равновесным и неравновесным.

Равновесное состояние изолированной термодинамической системы характеризуется постоянством по всему объёму, занимаемому системой, и таких параметров, как давление и температура. Это есть термическое равновесие. В неизолированной системе равновесное состояние однозначно определяется внешними условиями, то есть давлением и температурой внешней среды.

В равновесных термодинамических системах отсутствуют стационарные потоки, например, теплоты или вещества. Всякая изолированная система с течением времени приходит в равновесное состояние, которое и остаётся затем неизменным, пока система не будет выведена из него внешним воздействием.

Если в разных частях объёма, занимаемого рабочим телом, нарушается постоянство давления, то система приходит в неравновесное механическое состояние. Если нарушается постоянство температур, то система приходит в неравновесное термическое состояние. Короче говоря, все три основных параметра связаны между собой определёнными законами.

В тепловых двигателях в качестве рабочего тела применяют реально существующие газы, но для упрощения в технической термодинамике широко применяется понятие об идеальном газе.

Под идеальным газом понимают совокупность материальных вполне упругих молекул, обладающих очень малыми объёмами, находящихся в состоянии хаотического движения и лишённых сил взаимодействия. Под взаимодействием молекул нужно понимать силы взаимного притяжения и отталкивания. Отличие реального газа от идеального заключается в том, что в реальном газе в той или иной мере проявляются силы молекулярного взаимодействия, и в том, что фактически молекулы его занимают хотя и очень малые, но, тем не менее, вполне конкретные конечные по величине объёмы. Чем дальше отстоят молекулы газа друг от друга и чем меньше их линейные размеры по сравнению с расстояниями, отделяющими их друг от друга, тем меньше становятся силы взаимодействия между ними и тем меньше реальный газ будет отличаться от идеального.

Ко многим применяемым в технике газам (кислороду, водороду, азоту, воздуху, двуокиси углерода, газообразным продуктам сгорания топлива) в определённом диапазоне температур и давлений можно без существенных погрешностей применять законы, справедливые для идеальных газов. Однако за пределами этого диапазона к этим газам указанные законы не применимы. Свойства и поведение паров в технической термодинамике рассматриваются особо. Свойства пара мы будем рассматривать позднее, во втором семестре.

1.4.3. Первый закон термодинамики

В технической термодинамике рассматривают частный случай общего закона сохранения и превращения энергии, устанавливающий эквивалентность между теплотой и механической работой. Закон сохранения и превращения энергии устанавливает, что энергия не уничтожается и не создаётся вновь, а лишь переходит из одной формы в другую в различных физических, химических и других процессах. Переход энергии одного вида в другой происходит по закону эквивалентности, то есть определённому количеству энергии данного вида всегда соответствует одно и то же количество энергии другого вида. И ещё: по закону эквивалентности теплота может превращаться в механическую работу или, наоборот, работа в теплоту в строго эквивалентных количествах. Это означает, что из данного количества теплоты в случае её полного превращения в работу получается строго определённое и всегда одно и то же количество работы, точно также, как и из данного количества работы при её полном превращении в тепло получается строго определённое и всегда одно и то же количество теплоты.

Эквивалентность между работой и теплотой выражается следующим уравнением:

Q=AL или L=EQ, где:

L ― работа, перешедшая в теплоту, кгс·м;

Q ― теплота, полученная за счёт работы, ккал;

А ― коэффициент пропорциональности, который называется термическим эквивалентом работы;

Е ― механический эквивалент теплоты.

Значение механического эквивалента принимается равным: Е=427 кгс·м/ккал, а А=1/427 ккал/(кгс·м).

Однако при применении системы СИ, в которой работа и количество теплоты выражаются в одних и тех же единицах ― джоулях, эквиваленты А=Е=1, а уравнение закона сохранения энергии будет выглядеть так: Q=L.

Первый закон термодинамики имеет огромное теоретическое значение. Он находит широкое практическое применение для расчётов процессов изменения состояния рабочего тела. Этот закон устанавливает взаимосвязь между количеством сообщённого рабочему телу или отведённого от него тепла, величиной изменения его внутренней энергии и совершённой рабочим телом работы изменения объёма.

Из первого закона термодинамики следует, что полная энергия термодинамической системы в конце любого термодинамического процесса равна алгебраической сумме энергий её в начале процесса и количества энергий, подведённых к системе и отведённых от неё в ходе процесса.

Контрольные вопросы.

1. Что такое мощность? Должно быть известно из школьной программы.

2. Какой параметр не входит в число основных параметров термодинамической системы?

А. Температура. В. Удельный объём. С. Удельный вес. D. Давление.

3. Какое давление выражает превышение давления среды над атмосферным давлением.

А. Вакуумметрическое. В. Абсолютное. С. Избыточное.

4. Какая единица давления входит в систему СИ?

А. Бар. В. кг/см2 С. мм рт ст. D. Н/м2 (Па)

5. По какой шкале измеряется температура по Кельвину?

А. По стоградусной шкале. В. По термодинамической. С. по 180-градусной.

6. Какими способами происходит распространение тепла от одного тела к другому?

7. Что такое теплопроводность?

8. Что такое конвекция?

9. Что такое тепловое излучение?

1.4.4. Термодинамический процесс

Рассмотрим более подробно, как совершается термодинамический процесс. Всякое изменение параметров состояния рабочего тела называется термодинамическим процессом. Каждый процесс совершается при тепловом и механическом взаимодействии рабочего тела с внешней окружающей средой, состояние которой также изменяется. При бесконечно медленном изменении состояния окружающей среды термодинамический процесс будет совершаться с бесконечно малой скоростью. Поэтому давление и температура окружающей среды и также рабочего тела в каждый момент будут различаться на бесконечно малую величину.

При осуществлении такого процесса температура и давление по всей массе рабочего тела будут иметь одно и то же значение, и поэтому рабочее тело будет находиться в равновесном состоянии. В технической термодинамике рабочим телом обычно бывает газ и пары.

Термодинамический процесс, состоящий из непрерывного ряда равновесных состояний, называется равновесным.

Равенство давлений по всей массе рабочего тела характеризует его механическое равновесие, а равенство температур ― термическое равновесие. Отсюда можно сделать вывод: необходимым условием протекания равновесных процессов является существование механического и термического равновесия рабочего тела.

р

р1 1 Рис. 11.

а

b 2

р2 v

v1 v2

 

v1 v2 v

 

Обычно в термодинамике используется графическое

изображение термодинамических процессов в

различных координатах, например, в системе

координат давления р и удельного объёма v, которое

называется р, v-диаграммой.

По оси ординат откладываются абсолютные

V1 V2 давления, а по оси абсцисс ― удельные объёмы газа.

При заданных значениях р (давления) и удельного

объёма v равновесное состояние изображается точкой, а равновесный процесс – кривой линией.

Изобразим на р, v—диаграмме произвольный равновесный термодинамический процесс 1—2 (рис.11).

Из диаграммы видно, что при переходе газа из начального 1 в конечное 2 состояние происходит уменьшение давления и увеличение удельного объёма газа. Этот процесс расширения газа является прямым процессом, а обратным процессом является процесс сжатия при переходе из состояния 2 в первоначальное состояние 1. При этом происходит увеличение давления и уменьшение удельного объёма газа.

Характерным свойством равновесных термодинамических процессов является их обратимость.

Это значит, что если газ при расширении проходит промежуточные равновесные состояния а и b, то при обратном процессе сжатия из состояния 2 газ пройдёт те же состояния, но в обратной последовательности b и а и возвратится в первоначальное состояние 1. Поэтому такие равновесные процессы называются обратимыми.

На основании всего изложенного можно сделать вывод: в результате протекания сначала прямого, а затем обратного равновесных процессов в термодинамической системе «рабочее тело — окружающая среда» никаких изменений не произойдёт.

Однако, равновесные обратимые процессы применимы только к идеальному газу. Все реальные процессы протекают с большей скоростью и при наличии конечной разности температур и давлений между газом и окружающей средой. Поэтому термическое и механическое равновесие газа не соблюдается, и эти процессы являются неравновесными, а, следовательно, и необратимыми.

Наличие трения является характерным признаком необратимых процессов и сопровождается потерей внешней работы.

Изучать реальные необратимые процессы весьма трудно, и поэтому техническая термодинамика изучает только теоретические обратимые процессы, так как чаще всего на практике отклонение реальных процессов от идеальных незначительно и не принимается во внимание. Если отклонения велики, то переход от идеальных процессов к реальным осуществляется путём введения поправочных коэффициентов, полученных на основании опытов.

1.4.5. Энтальпия

В технической термодинамике подводимое к телу тепло является положительным, а отводимое ― отрицательным. Изменение внутренней энергии газа является положительным при возрастании температуры газа и отрицательным при её уменьшении.

В технической термодинамике важную роль играет величина суммы внутренней энергии системы u и произведение давления системы р на величину удельного объёма системы v. Эта величина называется удельной энтальпией, или теплосодержанием h: h=u+pv. В общем виде энтальпия равна: H=U+PV и измеряется в джоулях (Дж).

Удельная энтальпия представляет собой энтальпию системы, содержащей 1 кг вещества, и измеряется в кДж/кг. Энтальпия также является функцией состояния. То есть параметром состояния. Так как энтальпия является функцией состояния, то изменение энтальпии в любом термодинамическом процессе определяется только начальным и конечным состоянием вещества и не зависит от характера процесса.

По международному соглашению за начало отсчёта энтальпии для воды и водяного пара принята так называемая тройная точка (Т=273,16 К и Р=0,0006 Па), в которой возможно одновременное существование трёх фаз: льда, жидкости и пара.

За начало отсчёта энтальпии для газов может быть принята температура Т=0 К.

В заключение этого вопроса хочется сказать следующее. Экспериментальное подтверждение закона сохранения энергии было получено в работах русских и зарубежных учёных. В 1840 году русский академик Гесс впервые после Ломоносова сформулировал закон сохранения энергии. В середине ХIХ века английский физик Джоуль опытным путём установил, что при совершении одной какой-либо работы выделяется одно и то же количество тепла. Понятно, что справедливо и обратное явление, когда за счёт затраты тепла получается всегда одно и то же количество работы.

Также Джоуль установил, что такая эквивалентность тепла и работы не зависит от способа получения тепла, вида работы, температуры тела и тому подобное. Эквивалентность тепла и работы является опытным подтверждением всеобщего закона сохранения и превращения энергии, который в применении к понятиям термодинамики носит название первого закона термодинамики.

1.4.6. Основные термодинамические процессы в газах

Основными термодинамическими процессами, которые имеют большое значение в технике, являются такие:

1. Изохорный, при котором остаётся постоянным объём газа (v=const).

2. Изобарный, при котором остаётся постоянным давление газа (р=const).

3. Изотермический, при котором остаётся постоянной температура газа (T=const).

4. Адиабатный или изоэнтропный, при котором отсутствует теплообмен газа с окружающей средой и при этом остаётся постоянной энтропия).

Кроме того, техническая термодинамика изучает такой процесс, при котором изменение состояния газа характеризуется изменением всех основных параметров газа (давлением, температурой, удельным объёмом), и при этом теплота либо подводится к газу, либо отводится от него. Такие процессы называются политропными. Все основные процессы технической термодинамики (изохорный, изобарный, изотермический и адиабатный) являются частными случаями политропного процесса.

1.4.7. Политропный процесс

Политропными называются процессы, происходящие при постоянной теплоёмкости и вызываемые подводом тепла к рабочему телу или отводу тепла от него. Политропный процесс подчиняется уравнению: , где показатель n может иметь любое значение от - до +, а в зависимости от значения n будет изменяться и характер протекания процессов. Для каждого политропного процесса показатель n ― величина постоянная.

р р n=1 n=k n=

n= 0> n >-1

n=0

n=0 (с=ср)

n= n=0 (c=)

n=k n=

v v

n=0 (c=) 0> n >-

n=

(c=cv) n=k (c=0) n=

v v

Политропный процесс расширения. Политропный процесс сжатия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 12.

 

 

к= ― показатель адиабаты.

Так как изохорный, изобарный, изотермический и адиабатные процессы являются частным случаем политропного процесса, то докажем это. Уравнение политропного процесса имеет вид: .

При n=0 получаем р=const, так как v0=1, а это – уравнение изобарного процесса.

При n=1 получаем рv=const, а это уравнение изотермического процесса.

При n=k получаем рvk=сonst, а это – уравнение адиабатного процесса.

При n=уравнение политропы превращается в уравнение v=const, а это уравнение изохорного процесса.

1.4.8. Изохорный процесс

Изохорным процессом называется процесс, протекающий при постоянном объёме, и выражен уравнением v=const.

р

1 р1, v1, Т1

 

2 р2, v2, T2 v

Рис. 13

 

 

1 р1, v1, T1

v

Изохора представляет собой прямую, параллельную оси ординат (рис. 13).

Устройством, удобным для иллюстрации изохорного процесса, может

служить сосуд, в котором нагреваемый или охлаждаемый газ

находится под неподвижно укреплённым поршнем. Газ нагревают или

охлаждают, температура газа уменьшается или увеличивается, а объём

остаётся постоянным (на р, v-диаграмме v1=v2), то есть работа

расширения равна нулю. А поэтому согласно первому закону

термодинамики в изохорном процессе всё подведённое тепло

расходуется на изменение внутренней энергии газа.

Работа в р,v-диаграмме изображается площадью под кривой 1-2, которая в данном случае является прямой, поэтому работа равна нулю.

1.4.9. Изобарный процесс

Процесс, протекающий при постоянном давлении, называется изобарным. Этот процесс можно представить как процесс расширения или сжатия 1 кг газа в цилиндре, закрытом поршнем, на который давит груз, создающий постоянное давление (рис.14а). В этом случае подвод тепла qр приведёт не только к росту температуры газа от Т1 к Т2, но и к перемещению поршня, то есть к совершению работы расширения.

Изобарный процесс выражается уравнением: р=const.

На р, v-диаграмме этот процесс изображается прямой линией 1-2,

Р=const параллельной оси абсцисс (рис.14б).

Рис. 14а Работа расширения на р, v-диаграмме изображается

заштрихованной площадью под линией 1—2.

р Разность энтальпий газа в состояниях 1 и 2 (в р,v-диаграмме)

lР

 

соответствует тому количеству тепла, которое нужно подвести к

газу или отвести от него для того, чтобы его температура в ходе

v изобарного процесса изменилась (повысилась или понизилась) от

p,v1,T1 p,v2,T2 Т1 до Т2.

Рис. 14б

1.4.10. Изотермический процесс

П

р Рис.15.

р1 1 Т

 

р2 2 Т

 

v1 v2 v

роцесс, протекающий при постоянной температуре, называется изотермическим. Уравнение этого процесса имеет вид: T=const.

Линия 1—2 ― это изотермический процесс в р,v-диаграмме.

Согласно закону Бойля—Мариотта рv=const ― уравнение изотермы.

В р, v-диаграмме изотермический процесс изображается гиперболой,

то есть линией, которая симметрично располагается относительно

l

координатных осей.

В изотермическом процессе вся теплота, сообщаемая газу

расходуется полностью на работу расширения.

В р, v-диаграмме при изотермическом процессе работа ― это площадь под гиперболой.

Итак, основные положения пройденного материала.

Изобарный процесс ― это термодинамический процесс, проходящий при постоянном давлении в системе.

Изохорный процесс ―это термодинамический процесс, проходящий при постоянном объёме системы.

Изотермический процесс ― это термодинамический процесс, проходящий при постоянном температуре системы.

Политропный процесс ― это термодинамический процесс, проходящий при постоянной теплоёмкости газа.

Теплота ― это часть изменения полной энергии системы в термодинамической системе, обусловленная разностью температур с другими системами и наличием трения.

Работа ― это часть изменения полной энергии системы в термодинамичесом процессе, обусловленная действием её против внешних сил.

Теплоёмкостью называется количество теплоты, которое необходимо подвести к телу, чтобы нагреть его на 10С или 1 К.

Контрольные вопросы.

1. Что является характерным признаком необратимых процессов и сопровождается потерей внешней работы?

А. Окружающая среда. В. Трение. С. Теплота. D. Работа.

2. Какой процесс называется политропным?

А. При постоянном объёме. В. При постоянном давлении.

С. При постоянной температуре. D. При постоянной теплоёмкости.

3. Что такое K=СР/СV?

А. Показатель политропы. В. Показатель изотермы.

C. Показатель адиабаты. D. Показатель изобары.

4. Что такое ?

А. Показатель политропы. В. Показатель изотермы.

C. Показатель адиабаты. D. Показатель изохоры.

5

р

v

. Какой процесс изображён в р, v-диаграмме?

А. Изохорный. В. Изобарный.

С. Изотермический. D. Политропный.

6. Закончите фразу: для каждого политропного процесса показатель политропы n ― величина………….

А. Величина переменная. В. Величина бесконечная.

С. Величина постоянная. D. Величина бесконечно малая.

1

Р Рис.15а

р1 1 Т1 q=0

 

р2 2 Т2

 

v1 v2 v

.4.11. Адиабатный процесс

А

l

 

диабатным называется процесс, который осуществляется без теплообмена между газом и окружающей средой. Или ещё одно определение: адиабатный, или изоэнторпный ― это процесс изменения состояния рабочего тела без подвода и отвода теплоты.

В р,v-диаграмме адиабатный процесс 1—2. Внешнее

тепло в адиабатном процессе не участвует, то есть q=0.

Такой процесс соответствует случаю, когда сосуд, вмещающий в себя газ, изолирован в тепловом отношении от окружающей среды.

В адиабатном процессе работа расширения совершается только за счёт внутренней энергии газа и при сжатии, происходящем за счёт действия внешних сил, вся совершаемая ими работа идёт на увеличение внутренней энергии газа. На р, v-диаграмме внутренняя работа газа ― это площадь фигуры 1-v1-v2-2.

Уравнение кривой адиабатного процесса имеет вид: рvk=сonst. В этом выражении k называется показателем адиабаты, или коэффициентом Пуассона.

На р,v-диаграмме при расширении газа направление процесса от точки 1 к точке 2 и величина внутренней работы газа ℓ положительна. И, наоборот, при сжатии газа (от точки 2 к точке 1) величина внутренней работы газа ℓ отрицательна.

Адиабатному расширению газа, когда его внутренняя энергия уменьшается, соответствует понижению его температуры, и наоборот, адиабатному сжатию газа, когда его внутренняя энергия увеличивается, соответствует повышение его температуры.

Проведённое выше рассмотрение политропного и основных термодинамических процессов позволяет сделать следующие выводы:

1. Основные термодинамические процессы ― изохорный, изобарный, изотермический и адиабатный ― являются частными случаями политропных процессов, охватывающих совокупность процессов, определяемых уравнением рvn=const, с различными значениями показателя степени (политропы) n: от - до +.

2. В политропном процессе в общем случае подводимое к газу тепло расходуется на изменение внутренней энергии и на совершение внешней работы.

3. В изотермическом процессе всё подводимое к газу тепло расходуется на совершение работы увеличения его объёма, а внутренняя энергия газа остаётся при этом неизменной. При изотермическом сжатии всё тепло, в которое превращается работа внешних сил при неизменной внутренней энергии газа, отводится от него.

4. В изохорном процессе всё подводимое к рабочему телу тепло расходуется на увеличение внутренней энергии рабочего тела.

5. В изобарном процессе только часть подводимого тепла расходуется на изменение внутренней энергии, а остальная часть его расходуется на работу расширения рабочего тела.

1.4.12. Круговые процессы или циклы

Круговые процессы или циклы ― это процессы, в которых рабочее тело, пройдя ряд различных состояний, возвращается в исходное состояние. При непрерывной работе машины цикл постоянно повторяется.

Р Рис.16.

1 а

 

b

2

V1 V2 V

Как мы уже знаем, величины работы и количества тепла в

каком-либо произвольном политропном термодинамическом

ℓ

процессе зависят от характера процесса (показателя политропы).

Знак работы (положительный или отрицательный) зависит от

направления процесса (сжатия или расширения).

Если между точками 1 и 2 рабочее тело осуществляет

последовательно ряд процессов расширения на пути 1-а-2,

а затем также последовательно ― ряд процессов сжатия на пути

2-b-1, то в итоге рабочее тело совершит круговой процесс, или термодинамический цикл. Этот цикл описывает изменение термодинамических параметров рабочего тела и преобразование тепла в работу в тепловых машинах.

Суммарная работа цикла будет измеряться заштрихованной площадью 1-а-2-b и эта площадь выражает полезную работу.

Циклы бывают прямые и обратные. Прямые циклы осуществляются в тепловых машинах, в которых теплота переходит в работу, а обратные ― в холодильных установках, где работа переходит в теплоту. Если процессы, входящие в цикл, являются равновесными и обратимыми, то и цикл является обратимым. Если какой-либо процесс, входящий в цикл, неравновесный, то и весь цикл будет неравновесным и, следовательно, необратимым.

Полезная работа цикла равна разности количеств тепла, подведённого и отведённого при совершении цикла. В круговых процессах начальное и конечное состояния рабочего тела совпадают, поэтому изменение его внутренней энергии равно нулю.

Степень термодинамического совершенства прямого цикла характеризуется термическим коэффициентом полезного действия (КПД), который представляет собой отношение полезно использованного в цикле тепла qпол ко всему подведённому в нём тепла.

Обозначим через q1 всё подведённое в цикле тепло, а через q2 ― всё отведённое, то, согласно второму закону термодинамики, которое мы изучим в следующем разделе, qпол=q1-q2 и, следовательно, термический КПД цикла можно выразить следующим образом:

.

Из этого выражения следует:

1. В рассматриваемом цикле всегда ηt<1, так как по второму закону термодинамики q2 всегда больше нуля.(q2>0).

2. В данном интервале температур цикл тем эффективнее, чем меньше величина , то есть чем больше в цикле подводится и меньше отводится тепла или, иначе говоря, чем больше подводимое тепло используется на совершение работы.

1.4.13. Второй закон термодинамики

Вспомним, что первым законом термодинамики устанавливаются:

1. Эквивалентность взаимных превращений тепла и работы и, следовательно, количественные отношения между теплом и работой при этих превращениях.

2. Постоянство энергии изолированной термодинамической системы.

3. Взаимная связь между теплом, внутренней энергии системы и работой изменения объёма, совершаемой ею или совершаемой над ней окружающей средой.

Этих закономерностей недостаточно для того, чтобы на их основе можно было решать целый ряд практических вопросов, таких как установление факторов, определяющих условия возникновения термодинамических процессов, направления и границы их развития, условия превращения тепловой энергии в механическую.

Хаотическое движение молекул, являющееся своеобразной особенностью внутренней энергии идеального газа, отличает энергию этого вида движений от энергий направленного движений.

В отличие от неорганизованного характера внутренней энергии идеального газа, каждая молекула которого движется в своём направлении и со своей скоростью, при энергии направленного характера движение молекул или электронов происходит в определённом направлении. Энергия направленного характера свойственна механической, электрической и другим видам энергии.

Например, энергией направленного характера являются: механическое вращение вала турбины или насоса, движение рабочей среды по трубе, движение электрического тока по проводам (проводнику) и т.д.

Характерная особенность тепловой энергии идеального газа, то есть ненаправленного движения, проявляется и в том, что она в отличие от энергии направленного движения не может полностью превращаться в энергию другого вида.

Наблюдения за явлениями природы показывают, что:

1. Возникновение и развитие самопроизвольно протекающих в ней естественных процессов, работа которых может быть использована для нужд человека, возможно лишь при отсутствии равновесия между участвующей в процессе термодинамической системой и окружающей средой.

2. Самопроизвольно протекающие процессы всегда характеризуются односторонним их протеканием от более высокого потенциала к более низкому (например, от более высокой температуры к более низкой, или от более высокого давления к более низкому).

3. При протекании самопроизвольных процессов термодинамическая система стремится к тому, чтобы прийти в равновесие с окружающей средой, например, равенством давления и температуры системы и окружающей среды. Как вы поняли, что самопроизвольное протекание процессов в природе происходит без участия человека.

Односторонность протекания термодинамических процессов и то, что тепловая энергия направленного движения проявляется в хаотическом движении молекул, находят отражение в особенностях взаимного превращения тепла и работы. Если работа может быть превращена в тепловую энергию полностью, то при обратном превращении в работу возможно превратить лишь часть тепловой энергии, теряя безвозвратно всю другую её часть.

Многие тысячелетия потребовалось человечеству, с тех пор как были установлены способы превращения механической энергии в тепловую, чтобы решить обратную задачу: превращение тепла в работу и создать непрерывно работающий тепловой двигатель. Лишь в ХVIII веке появились паровые машины, назначение которых состоит в превращении тепла в работу.

Из наблюдений за явлениями природы следует также, что для того чтобы заставить процесс протекать в направлении, обратном направлению протекания самопроизвольного процесса, необходимо затратить взятую из внешней среды энергию.

При соответствующей затрате энергии, получаемой из внешней среды, можно сжимать рабочее тело, способное самопроизвольно лишь расширяться, при этом можно также осуществить перенос тепла от менее нагретого тела к более нагретому.

Формулировки второго закона термодинамики, данные различными учёными, вылились в форму постулатов, полученных в результате развития положений, высказанных французским учёным Сади Карно.

Постулат ― это утверждение, принимаемое за истинное, хотя и недоказуемое, поэтому аксиоматичное.

В частности, постулат немецкого учёного Клазиуса состоит в том, что тепло не может переходить от холодного тела к тёплому без компенсации. Сущность постулата английского учёного Томпсона заключается в том, что невозможно осуществить цикл теплового двигателя без переноса некоторого количества тепла с более высокой температурой к источнику с более низкой температурой.

Эту формулировку надо понимать так, что для того чтобы работала периодически действующая машина, необходимо, чтобы были минимум два источника тепла различной температуры.

При этом в работу может быть превращена лишь часть тепла, забираемого из высокотемпературного источника, в то время как другая часть тепла должна быть передана низкотемпературному источнику. Высокотемпературный источник иногда называют теплоотдатчиком, а низкотемпературный ― холодильником.

Таким образом, второй закон термодинамики показал на основании наблюдений за рабочими машинами, какие условия должны выполняться для превращения теплоты в работу:

1. Должно быть два источника тепла: горячий и холодный.

2. Тепло переходит от тел более нагретых к менее нагретым телам.

3. В круговом процессе подводимая теплота не может быть полностью превращена в работу.

4 Самопроизвольное протекание естественных процессов возникает и развивается при отсутствии равновесия между участвующей в процессе термодинамической системой и окружающей средой.

5. Ход самопроизвольно протекающих процессов происходит в направлении, приводящим к установлению равновесия термодинамической системы с окружающей средой, и по достижении этого равновесия, процессы прекращаются.

6. Процесс может протекать в направлении, обратном самопроизвольному процессу, если энергия для этого заимствуется из внешней среды.

Наглядно суть второго закона термодинамики можно представить, если рассмотреть работу простейшей паротурбинной установки.

И

Рис.17.

 

з этой схемы (рис.17) следует, что конденсационная паровая турбина может непрерывно работать при условии превращения пара в жидкость (конденсат). Это связано с тем, что часть тепла рабочего тела должна быть безвозвратно поглощена в конденсаторе. Аналогично этой схеме паротурбинной установки можно во всякой другой теплосиловой установке всегда установить наличие двух разнотемпературных источников тепла.

1.4.14. Цикл Карно

При исследовании свойств обратимых процессов особое значение имеет цикл, который был исследован в 1824 году французским учёным Карно.

Этот простейший цикл состоит из двух изотерм и двух адиабат. Цикл Карно состоит в преобразовании тепла в работу при наличии только двух источников тепла: горячего с температурой Т1 и холодильника с температурой Т2, температура которого меньше температуры Т1. В изотерме 1—2 Т1=const, в изотерме 3—4 Т2= const.

И

p 1 q1

T1

2

4

T2 3

v

Рис.18

так, в прямом цикле Карно рабочее тело расширяется сначала при Т1=const с подводом тепла q1 на участке 1—2, затем в адиабатном процессе 2—3 до точки 3, охлаждаясь до температуры Т2, после чего сжимается сначала при Т2= const до точки 4 с отводом тепла q2, а затем по адиабате 4—1 до восстановления первоначальных параметров в точке 1.

При адиабатном сжатии (4—1) происходит увеличение внутренней энергии газа и температура его повышается от Т2 до Т1. Таким образом, в цикле Карно работа адиабатных процессов расширения и сжатия равна по абсолютной величине и обратна по знаку, поэтому на результирующую работу цикла не оказывают влияния. Это значит, что работа газа за цикл будет равна разности работ, которую он совершает при изотермическом расширении и сжатии.

Это ― прямой цикл Карно. Обратный цикл Карно состоит из тех же процессов, что

и прямой, но изменение состояния газа происходит в направлении против часовой стрелки. Сначала происходит адиабатное расширение 1—4 и температура рабочего тела понижается от температуры Т1 до Т2. При последующем расширении газа по изотерме 4—3 газ получает теплоту от холодильника в количестве q2 при постоянной температуре Т2. Затем газ сжимается по адиабате 3—2 и по изотерме 2—1 газ возвращается в исходное состояние. При адиабатном сжатии температура газа повышается от температуры Т2 до Т1, а при изотермическом сжатии газ отдаёт горячему источнику теплоту в количестве q1 при постоянной температуре Т1.

На осуществление обратного цикла Карно затрачивается внешняя работа цикла lц, которая на р,v-диаграмме изображается площадью 1—2—3—4.

Термический КПД прямого цикла Карно, как и любого другого цикла, равен:

или через температуры, которое является окончательным КПД цикла Карно: .

Последняя формула КПД позволяет сделать следующие выводы:

1. Термический КПД цикла Карно зависит только от температуры горячего источника Т1 и температуры холодильника Т2.

2. Чем выше температура горячего источника и чем ниже температура холодильника, тем выше термический КПД цикла Карно.

3. Так как температура холодильника Т2 всегда положительна, то термический КПД цикла Карно всегда меньше единицы. Это значит, что теплоту q1, подводимую в цикле к рабочему телу, невозможно полностью превратить в работу, часть её в количестве q2 отдаётся холодильнику.

4. Термический КПД цикла Карно не зависит от природы рабочего тела, так как в формулу КПД входят только температуры, а не такие параметры, которые характеризуют свойства рабочего тела (газовая постоянная, показатель адиабаты и другие).

5. Цикл Карно ― это термодинамический цикл, который нельзя осуществить в действительной установке, так как невозможно подвести тепло при постоянной температуре (Т=const).

Для обратного цикла Карно критерием эффективности служит холодильный коэффициент: , где q2 ― тепло, подведённое к рабочему телу от холодильника.

Общим для прямого и обратного циклов Карно является то, что в соответствии со вторым законом термодинамики они могут быть осуществлены только при наличии разности температур между горячим источником и холодильником, то есть до тех пор, пока рассматриваемая термодинамическая система не придёт в состояние термического равновесия.

Итак, основные положения пройденного материала.

Адиабатный процесс совершается в физической системе, не получающей теплоту извне и не отдающей её, то есть отсутствует теплообмен рабочего тела с внешней средой.

Цикл Карно ― это обратимый круговой процесс, в котором совершается наиболее полное превращение теплоты в работу или работы в теплоту.

Круговые процессы или циклы ― это процессы, в которых рабочее тело, пройдя ряд различных состояний, возвращается в исходное состояние

Степень термодинамического совершенства прямого цикла характеризуется термическим коэффициентом полезного действия (КПД), который представляет собой отношение полезно использованного в цикле тепла qпол ко всему подведённому в нём количеству тепла.

Для обратного цикла Карно критерием эффективности служит холодильный коэффициент.

Контрольные вопросы.

1. Как оценивается степень совершенства прямого цикла Карно?

А. Температурой. В. Энтальпией. С. Коэффициентом полезного действия.

2. Что соответствует адиабатному расширению газа, когда его внутренняя энергия уменьшается?

А. Понижение температуры. В. Повышение температуры. С. Постоянство температуры.

1.4.15. Энтропия как параметр термодинамической системы.

В 1850 году немецкий учёный Клаузиус впервые предложил для установления связи между количеством тепла и температурой особую функцию, названную энтропией, которая в отличие от теплоёмкости обладает свойствами параметра состояния:

кДж/(кг·К).

При рассмотрении термодинамических процессов в качестве параметров состояния рабочего тела использовались его температура, давление, удельный объём, внутренняя энергия и энтальпия. Однако с их помощью нельзя графически изображать количества тепла, участвующее в том или ином процессе, как это делалось применительно к работе, изображавшейся в р, v-диаграмме. В связи с этим в термодинамике пользуются ещё одним параметром состояния рабочего тела ― энтропией.

Эта величина обладает особыми свойствами и является мерой необратимости процессов, а также мерой снижения работоспособности изолированной системы.

Термический КПД обратимого цикла Карно равен: , откуда:

или и

Однако нам известно, что подводимая теплота q1 ― величина положительная, а отводимая q2 ― величина отрицательная. Тогда: .

Отношение теплоты к абсолютной температуре, при которой она подводится к телу или от него отводится, называется приведённой теплотой. Поэтому для обратимого цикла Карно алгебраическая сумма приведённых теплот равна нулю. Это будет справедливо для любого обратимого процесса.

Одним из особых свойств энтропии является то, что изменение энтропии системы, которая состоит из горячего источника, рабочего тела и холодильника, в результате прохождения обратимого цикла равно нулю. Энтропия изолированной системы остаётся постоянной.

Таким образом, чтобы вычислить изменение энтропии в каком-либо процессе, нужно из значения энтропии в конечном состоянии вычесть значение энтропии в начальном состоянии вещества. Введение нового параметра состояния ― энтропии позволяет упростить многие расчёты, ввести Т, s-диаграмму, которая является весьма удобной для анализа процессов и циклов.

На основании вышесказанного можно сделать следующие выводы:

1. Когда в изолированной системе протекают обратимые процессы, то общее изменение её энтропии равно нулю.

2. Когда в изолированной системе протекают наряду с обратимыми и необратимые процессы, то общее изменение энтропии её больше нуля.

Неправильно распространив эти положения на всю Вселенную, Клаузиус пришёл к выводу о том, что в результате постоянно происходящих в природе необратимых термодинамических процессов, сопровождающихся непрерывным возрастанием энтропии, должна наступить «тепловая смерть», которая выразится в прекращении протекания всех процессов. Это утверждение Клаузиуса было опровергнуто другими учёными, которые показали, что во Вселенной происходили до сих пор и продолжают происходить процессы возрождения и концентрации энергии. Примером может служить образования в нашей астральной системе новых звёзд.

1.4.16. Регенеративный цикл

В технической термодинамике широко применяется при исследовании процессов Т,s-диаграмма, на которой по оси ординат откладываются значения абсолютных температур, а по оси абсцисс ― значения энтропии.

На прошлом занятии мы определили, что наиболее экономичным циклом, который совершается в заданном интервале температур, является цикл Карно. Можно показать, что эффективность любого обратимого цикла может быть равной эффективности цикла Карно при условии, что хотя бы один процесс расширения и один процесс сжатия являются изотермическими. Что же касается других процессов расширения и сжатия, то они могут быть любыми другими политропными процессами, удовлетворяющими условию: у этих политропных процессов одинаковые температуры Т и отношение изменения энтропии ds к температуре Т ().

Такие кривые, удовлетворяющие этим условиям (одинаковости Т и ) называются эквидистантными.

Рассмотрим пример такого обратимого цикла (рис.19), где процессы 1—а и 2—b представляют собой соответственно изотермы Т1=const и Т2=const, а политропные процессы а—2 (расширение) и b—1 (сжатие) ― эквидистантны.

Вследствие этого тепло, отведённое в процессе расширения а—2 и изображаемое площадью s2―2―a―sa, равно теплу, подведённому в эквидистантном процессе сжатия b―1 (площадь sb―b―1―s1).

Для возможности обратимого выполнения процесса а―2 требуется непрерывный ряд источников тепла с температурами от Т1 до Т2,воспринимающих отводимое тепло и такой же ряд источников вдоль процесса b―1, отдающих тепло. Такие вспомогательные источники тепла называются регенераторами.

Так как процессы а―2 и а―1 эквидистантны, то в любых соответствующих точках политропных процессов температура рабочего тела будут одинаковы, то есть для любых соответственных элементарных процессов расширения и сжатия отводимое тепло будет равно подводимому. Более того, если обеспечить непосредственный тепловой контакт рабочего тела в процессах а―2 и b―1, то можно вообще обойтись без вспомогательных источников тепла ― регенераторов. Такую передачу тепла внутри одного и того же цикла называют регенерацией тепла, а циклы с использованием части тепла, отводимого на одних участках, для подогрева рабочего тела на других эквидистантных им участках того же цикла называются регенеративными циклами или же обобщёнными циклами Карно.

Т

1 а

Т1

Тi

Т2

b 2

 

Sb S1 S2 Sа S

Пар сконденсировался в конденсаторе и превратился в

конденсат (воду), затем он последовательно проходит

ряд подогревателей низкого и высокого давлений и

поступает в котёл. Перед котлом вода, которая

называется питательной, подогревается до 210÷2700С.

Чем она подогревается? А тем же рабочим телом ―

паром из отборов турбины, который пройдя оставшиеся

ступени, превращается в конденсат. То есть одно и то же

рабочее тело ― пар (газообразное рабочее тело) греет

самого себя в жидком состоянии, тем самым

восстанавливая некоторую часть тепла, то есть

происходит регенерация тепла рабочего тела.

Рис.19. Из этого примера работы паротурбинной установки

следует, что конденсационная паровая турбина может непрерывно работать при условии превращения пара в жидкость (конденсат). Это связано с тем, что часть тепла рабочего тела должна быть безвозвратно поглощена в конденсаторе. Аналогично этому в любой другой теплосиловой установке можно всегда установить наличие двух разнотемпературных источников тепла.

Всё это относится к обратимым термодинамическим процессам. Но, как известно, все реальные процессы необратимы. Если осуществить какой-либо цикл в условиях внутренней необратимости отдельных процессов, например, с трением, то результатом необратимости будет уменьшение полезной работы. Так, в частности, если в цикле Карно использовать необратимость процессов, то эти процессы уже не будут адиабатными (изоэнтропными), а это значит, что внутренняя необратимость процесса вызывает дополнительный прирост энтропии.

1.4.17. Термодинамические процессы водяного пара

При расчётах связанных с термодинамическими процессами, совершаемыми парами, ставятся задачи по определению начальных и конечных параметров пара, изменения его внутренней энергии и энтальпии, количества подведённой или отведённой теплоты и работы изменения объёма и изменения давления.

Термодинамические процессы газов рассчитываются аналитическим методом, при котором все искомые величины ― параметры газа, работа и количество теплоты ― определяются по формулам. Такой метод для расчётов с парами неудобен, и вот почему. В термодинамическом процессе пар может переходить из одного состояния в другое, например, из влажного насыщенного в перегретый или из перегретого во влажный насыщенный пар. А так как процессы влажного насыщенного и перегретого паров имеют свои особенности, то, прежде чем рассчитать их, следует выяснить, в каком состоянии находится пар в начале и в конце процесса.

Расчёты с парами производятся либо графически с использованием диаграмм pv, Ts и hs, в особенности hs-диаграммы, либо аналитически по формулам с применением таблиц параметров сухого насыщенного и перегретого паров. Графический метод удобен тем, что по диаграммам легко установить, пересекает ли линия данного процесса пограничную кривую, то есть изменяется ли состояние пара. Однако не всегда возможно и не всегда удобно пользоваться графическим методом, например, при вычислении работы или внутренней энергии. В связи с этим при решении задач на изменение состояния паров применяется графоаналитический метод с использованием как расчётных уравнений, так и диаграмм и таблиц.

В термодинамике паров рассматривают четыре основных процесса: изохорный (при v=const), изобарный (р=const), изотермический (t=const) и адиабатный (dq=0). Каждый из этих процессов может протекать полностью в области влажного или перегретого пара, то есть без изменения агрегатного состояния. Но процесс может протекать и так, что, например, в начальном состоянии пар будет влажный, а в конечном состоянии ― перегретый или наоборот.

При расчёте влажного насыщенного пара должны быть заданы два начальных параметра пара и один конечный или один начальный и два конечных. Такими параметрами обычно бывают давления (начальное и конечное) и степень сухости, а для расчётов с перегретыми парами ― давление (начальное и конечное) и температура пара.

Порядок графоаналитического исследования термодинамических паров может быть следующий:

1. По заданным параметрам состояния находят на h,s-диаграмме точки, характеризующие начальное и конечное состояние пара (например, давлении р, температура t и степень сухости х), по которым устанавливаются остальные искомые параметры пара в начале и в конце процесса (например, удельный объём v, энтальпия h и энтропия s).

2. Удельную теплоту q1,2, подведённую к рабочему телу или отведённую от него находят по формулам:

а) для изобарного процесса ― q1,2=h2-h1,

б) для адиабатного процесса ― q1,2=0,

в) для изотермического процесса ― q1,2=Т(s2-s1),

г) для изохорного процесса ― q1,2=u2-u1.

3. Удельную внутреннюю энергию u1 и u2 независимо от вида процесса вычисляют по формуле: u=h-pv.

4. При решении задач по h,s-диаграмме состояние рабочего тела определяют как точку пересечения любых двух линий и находят необходимые параметры пара.

1.4.18. Водяной пар

К реальным газам в технической термодинамике принято относить перегретые пары некоторых жидкостей. В отличие от воображаемого идеального газа реальный газ пи соответствующих условиях может быть сжижен, то есть сконденсирован, или же переведён в твёрдое состояние. В технике широко применяют пары различных веществ: воды, аммиака, хлористого метила, сернистого ангидрида и другие. Наибольшее применение имеет водяной пар, являющийся рабочим телом паровых турбин, которые являются основными тепловыми двигателями на тепловых электрических станциях, и как теплоноситель — в теплообменных аппаратах.

Водяной пар применяется в различных состояниях в весьма широком диапазоне давлений и температур и часто переходит в жидкое состояние (в конденсат). В этих условиях нельзя пренебрегать в расчётах силами сцепления и объёмом молекул, так как это привело бы к значительным погрешностям. Поэтому к водяному пару нельзя применять законы идеальных газов и соответственно, нельзя применять к нему характеристическое уравнение идеального газа рv=RT. В этих состояниях водяной пар рассматривают как реальный газ.

При различных расчётах и изучении процессов, протекающих в водяном паре, используются таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара.

Разделение вещества на газ и пар условно, так как между ними не существует какой-либо границы. Паром называется всякий реальный газ, который в условиях его применения способен переходить в жидкость. Пар можно получать двумя способами: при испарении и при кипении. В процессе испарения молекулы жидкости у её поверхности, имеющие большую скорость, чем другие молекулы, преодолевают силы молекулярного сцепления и вылетают в окружающее пространство. Чем выше температура жидкости, тем более интенсивно происходит испарение. При кипении пар образуется во всей массе жидкости и, имея меньшую плотность, чем жидкость, устремляется вверх, соединяясь при этом с другими частицами пара и образуя, таким образом, клубки. Такие клубки, достигая поверхности жидкости, преодолевают силы поверхностного натяжения и вылетают в окружающее пространство. Процесс кипения может происходить лишь при вполне определённой для данного давления температуре жидкости, которая называется температурой кипения или насыщения и обозначается либо ts или tн. В практических условиях пар обычно получают при постоянном давлении. Для всех жидкостей температура кипения tн повышается с увеличением давления.

Пар, образующийся из кипящей жидкости, называется насыщенным. Это значит, что в закрытом сосуде число молекул пара, поступающих в пространство над кипящей жидкостью, равно числу молекул, возвращающихся обратно в жидкость.

Смесь пара и жидкости (двухфазовая система) называется влажным насыщенным паром.

Состояние влажного насыщенного пара определяется давлением р и степенью сухости х или температурой кипения tн и степенью сухости х. Степенью сухости называется массовая доля сухого пара, содержащегося во влажном паре. Для сухого пара х=1, для кипящей жидкости х=0.

Массовая доля жидкости, содержащейся во влажном паре, называется степенью влажности и обозначается 1-х.

Если при постоянном давлении к кипящей жидкости подвести необходимое количество теплоты для испарения всей жидкости, то в момент исчезновения последних капель жидкости (воды) получим сухой насыщенный пар при температуре кипения (насыщения) tн. Состояние сухого насыщенного пара определяется одним параметром: давлением или температурой насыщения tн. Все параметры сухого насыщенного пара обозначаются соответствующими буквами с двумя штрихами, например, удельный объём v//, энтальпии h// и т.д.

Если к сухому насыщенному пару подводить теплоту, то он становится перегретым. Перегрев является третьей стадией процесса парообразования, сопровождающейся повышением температуры пара и увеличением его удельного объёма.

Таким образом, перегретым называется пар, имеющий температуру выше температуры кипения жидкости, из которой он получился. Разность между температурой перегретого пара и температурой его насыщения, называется степенью перегрева: t-tн. Чем выше при данном давлении температура перегретого пара, тем больше степень перегрева и его удельный объём v. Отнятие теплоты от перегретого пара при постоянном давлении связано с уменьшением его температуры. Если она не понижается до температуры кипения, то пар остаётся перегретым. Это свойство перегретого пара позволяет доставлять его потребителям в перегретом состоянии. Более высокая работоспособность перегретого водяного пара по сравнению с насыщенным является основной причиной его широкого использования в паровых турбинах.

Фазовый переход вещества из жидкого состояния в состояние пара называется парообразованием, а из парового состояния в жидкое ― конденсацией.

Парообразование, происходящее только на свободной поверхности жидкости, называется испарением, а парообразование, происходящее не только на поверхности жидкости, но и внутри, во всей её толще, ― кипением.

Состояние сухого насыщенного пара крайне неустойчиво, так как даже при самом

незначительном подводе или отводе теплоты он превращается либо в перегретый, либо во влажный насыщенный пар. В присутствии жидкости пар может быть только влажным насыщенным. При подводе к нему теплоты без присутствия жидкости он подсушивается и, только после того как степень сухости становится равной единице, начинается его перегрев.

Итак, основные положения пройденного материала.

Термический КПД ― это отношение полезно использованной в цикле теплоты или полученной работы ко всему количеству теплоты, затраченной на цикл.

Цикл Карно ― это обратимый круговой процесс, в котором совершается наиболее полное превращение теплоты в работу или работы в теплоту.

Энтальпия ― это пятый параметр состояния, характеризующий потенциальную энергию связи данного рабочего тела с внешней средой и введён для сокращения теплотехнических расчётов.

Р,v-диаграмма ― это система координат, в которой состояние газа изображается точкой, процесс изменения какой-либо линией.

Работа в р,v-диаграмме изображается площадью, ограниченной сверху линией процесса, ординатами крайних точек и осью абсцисс.

Контрольные вопросы.

1. Что такое энтропия?

А. Внутренняя работа цикла Карно. В. Параметр состояния рабочего тела.

С. Характеристика необратимого термодинамического процесса.

2. Из каких процессов состоит цикл Карно?

А. Из двух изохор и двух изотерм. В. Из двух изотерм и двух адиабат.

С. Из двух изобар и двух адиабат. D. Из двух изобар и двух изохор.

1.4.19. Процесс парообразования и его изображение в р,v-диаграмме.

П

пар называется парообразованием, этот процесс может происходить путём испарения и кипения.

В процессе образования из холодной воды при 00С перегретого пара выделяются три важнейшие стадии:

1. Подогрев холодной воды до температуры кипения tн.

2. Парообразование.

3. Перегрев пара.

олучение пара в парогенераторах на тепловых электростанциях происходит при постоянном давлении, независимо от назначения котлов. Мы уже знаем, что процесс перехода жидкости в

р

I II К III

р2 а3 b3 с3 d3

обл. перегретого пара

р1 обл. а2 b2 обл. с2 d2

жидкости насыщенного d1

р а1 b1 пара c1 х=1

х=0

0 V0 V/ V// V

Рис.20

 

0 v0 v/ v//

 

 

рения и

 

 

Рис. 20.

Рассмотрим процесс парообразования в р,v-диаграмме.

Трём важнейшим стадиям парообразования соответствуют четыре состояния рабочего тела:

1. Холодная вода при температуре 00С ― точки ɑ1, ɑ2, ɑ3.

Рассмотрим процесс парообразования в р,v-диаграмме.

Трём важнейшим стадиям парообразования соответствуют четыре состояния рабочего тела:

1. Холодная вода при температуре 00С ― точки ɑ1, ɑ2, ɑ3.

2. Кипящая вода при температуре кипения (насыщения) tн ― начало парообразования – точки b1, b2, b3.

3. Сухой насыщенный пар (конец парообразования) ― точки с1, с2, с3.

4. Перегретый пар ― d1, d2, d3.

Характерная кривая I ― это линия, определяющая состояние воды при 00С и различных давлениях.

Характерная линия II ― это линия, определяющая состояние кипящей жидкости при температуре насыщения tн и соответствующем давлении. Эта линия называется нижней пограничной кривой, где степень сухости равна нулю (х=0).

Характерная кривая III ― это линия, определяющая состояние сухого насыщенного пара при различных давлениях. Эта линия называется верхней пограничной кривой, где степень сухости равна единице (х=1).

Между линиями I и II находится область жидкости (воды), между линиями II и III (пограничными кривыми) находится область влажного насыщенного пара, линия III соответствует точкам сухого насыщенного пара при соответствующих давлениях. Вправо от линии III лежит область перегретого пара.

Нижняя и верхняя пограничные кривые сливаются в точке К, которая называется критической. Критическая точка К определяет критическое состояние воды и водяного пара. Все параметры этой точки называются критическими.

Все параметры жидкости принято обозначать соответствующей буквой с одним штрихом: удельный объём v/, энтальпия h/, энтропия s/ и т.д. Все параметры пара принято обозначать соответствующей буквой с двумя штрихами: удельный объём v//, энтальпия h//, энтропия s// и т.д.

Насыщенный ― это такой пар, который находится в термическом и динамическом равновесии с жидкостью, из которой он образуется. Динамическое равновесие заключается в том, что количество молекул, вылетающих из воды в паровое пространство, равно количеству молекул, конденсирующихся на её поверхности. При увеличении температуры количество молекул, обладающих энергией, достаточной для вылета в паровое пространство, увеличивается. Равновесие восстанавливается за счёт возрастания давления.

Состояние сухого насыщенного пара определяется одним параметром: давлением или температурой насыщения tн. Состояние влажного насыщенного пара определяется двумя параметрами: давлением и степенью сухости. Состояние перегретого пара также определяется двумя параметрами: давлением и температурой.

Количество тепла, необходимое для превращения воды, нагретой до насыщения при данном давлении в сухой насыщенный пар, называется скрытой теплотой парообразования и обозначается буквой r.

1.4.20. Основные параметры воды и водяного пара

Сначала рассмотрим параметры для воды. Удельный объём воды при 00С и любом давлении равен =0,001 м3/кг, следовательно, плотность воды в этих состояниях будет равен кг/м3. Для всех остальных параметров состояние воды при 00С и при не очень высоких давлениях внутренняя энергия, энтропия и энтальпия равны нулю, то есть .

Буквы, обозначающие параметры жидкости, имеют индекс штрих (/), а нижний индекс указывает, что температура воды 00С. Значения параметров воды при других температурах определяют по таблицам Ривкина. В таблицах термодинамических свойств воды у Ривкина имеются три таблицы: таблицы I и II относятся к насыщенному пару. Разница между этими двумя таблицами состоит в том, они построены по разным независимым переменным: таблица I построена по параметру температура, а таблица II ― по параметру давление.

Во втором вертикальном столбце таблицы I стоят значения давления насыщения, то есть того давления, при котором вода при данной температуре начинает превращаться в пар.

Например, для воды при 600С процесс парообразования начнётся, если давление воды будет 0,02 МПа. Для воды при температуре 1250С процесс парообразования начнётся, если давление будет 0,232 МПа.

Во втором столбце таблицы II указаны значения температуры кипения (насыщения), то есть температуры при которой начинается кипение, если вода находится при соответствующем ей давлении, значение которого находится в первом столбце.

Температура сухого насыщенного пара однозначно определяется его давлением и наоборот. Значения параметров такого пара обозначаются двумя штрихами. Буквой r обозначается скрытая теплота парообразования, или теплота фазового перехода, то есть количество тепла, необходимое для превращения воды, нагретой до температуры насыщения при данном давлении, в сухой насыщенный пар.

Когда к жидкости, находящейся в состоянии кипения, подводится при постоянном давлении количество тепла, равное скрытой теплоте парообразования, это не вызывает увеличения температуры. Подведённое количество тепла в этом случае идёт на преодоление сил сцепления между молекулами и на работу расширения.

Обозначим r=d+w, где d называется внутренней теплотой парообразования. Это то количество тепла, которое идёт на преодоление сил сцепления между молекулами жидкости; w ― это работа, производимая при увеличении объёма во время перехода из состояния жидкости в состояние сухого насыщенного пара, и называется внешней теплотой парообразования.

Значение внутренней энергии сухого насыщенного пара можно получить из уравнения u+pv=h. Тогда u//=h//-pv//. Здесь все величины, стоящие в правой части уравнения известны и могут быть взяты из таблиц Ривкина.

Мы уже знаем, что влажный насыщенный пар представляет собой смесь кипящей воды и сухого насыщенного пара. Объём v 1 кг влажного пара состоит из объёма х кг сухого пара и (1-х) кг воды, где х – массовая доля сухого пара, содержащегося во влажном паре; (1-х) ― массовая доля воды во влажном паре. Так как удельный объём сухого пара v//, а удельный объём кипящей воды v/, то удельный объём влажного пара составит: v=v//x+v/(1-x). Величина v/(1-x) часто оказывается очень малой по сравнению с v//x, поэтому для влажного пара приближённо, но достаточно точно для большинства технически важных расчётов можно принять: v=v//x.

Из сказанного видно, что удельный объём влажного пара меньше удельного объёма сухого пара. Внутренняя энергия влажного пара находится по уравнению:

u=h-pv, где все величины относятся к тому состоянию влажного пара, для которого определяется внутренняя энергия u.

Перегретый пар по своим свойствам соответствует идеальному газу в том смысле, что его состояние определяется, если заданы два параметра: давление и температура и сильно отличается от свойств насыщенного пара. Чем выше температура перегретого пара и чем ниже его давление, тем меньше отклоняется перегретый пар от свойств идеального газа. При высоких давлениях и при температурах, близких к состоянию насыщения, перегретый пар будет значительно отклоняться от свойств идеального газа.

Однако удельный объём перегретого пара при заданных давлении и температуры не может быть найден по уравнению идеального газа. Для водяного пара было предложено большое число характеристических уравнений (то есть уравнений состояния). При этом чем точнее какое-либо из них описывает определённые экспериментально свойства водяного пара, тем оно более сложно и менее удобно для расчётов. Поэтому для вычисления удельного объёма и других параметров перегретого пара удобнее всего пользоваться таблицами, составленными по экспериментальным данным с использованием уравнения состояния, например, таблицами по Ривкину.

Количество теплоты, которое подводится к 1 кг сухого насыщенного пара при превращении его в перегретый, называется теплотой перегрева и обозначается qпе. Эту теплоту можно найти их уравнения: qпе=сpm(t-tн), где:

t ― температура перегретого пара;

сpm ― средняя массовая изобарная теплоёмкость перегретого пара.

Теплоёмкость перегретого пара сpm зависит от давления и температуры.

1.4.21. h,s-диаграмма водяного пара

Кроме табличного метода расчётов тепловых процессов, на практике широко применяется графический метод с использованием h,s-диаграммы.

Эта диаграмма впервые была предложена в 1904 году немецким физиком Молье. В настоящее время в системе СИ пользуются диаграммой Вукаловича и Ривкина. Строится диаграмма по данным таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара.

Практически h,s-диаграмма вся не изображается. Часть её, соответствующую очень влажному пару, опускают, что даёт возможность выполнить рабочую часть диаграммы в более крупном масштабе. А это повышает точность определения параметров пара и, следовательно, расчёта всех процессов при помощи этой диаграммы.

Повторю основные положения пройденного материала.

Паром называется всякий реальный газ, который в условиях его применения способен переходить в жидкость.

Скрытая теплота парообразования, или теплота фазового перехода ― это количество тепла, необходимое для превращения воды, нагретой до температуры насыщения при данном давлении, в сухой насыщенный пар.

Теплотой перегрева называется количество теплоты, которое подводится к 1 кг сухого насыщенного пара при превращении его в перегретый.

Контрольные вопросы.

1. Какая температура называется температурой насыщения?

А. Температура, при которой происходит перегрев пара.

В. Температура, при которой жидкость перестаёт испаряться.

С. Температура, при которой происходит кипение жидкости при постоянном давлении.

2. Какую величину следует вычислять по формуле, а не по h,s-диаграмме?

А. Внутреннюю энергию пара. С. Температуру пара.

В. Давление пара. D. Энтальпию пара.

3. Что обозначает на h,s-диаграмме буква х?

А. Энтальпию пара. С. Удельный объём пара.

В. Энтропию пара. D. Степень сухости пара.

4. В какой области р,v-диаграммы находится область насыщенного пара?

A. В области I. В. В области II. С. В области III.

Тема 1.5. Основное тепловое оборудование ТЭС

1.5.1. Общие сведения о паровых котлах

Теплоэлектростанции большой мощности являются паротурбинными установками, основными агрегатами которых являются парогенератор и паровая турбина с электрогенератором.

Современный энергетический котлоагрегат большой мощности представляет собой очень большое и сложное сооружение. Так, например, котлоагрегат, обслуживающий турбину мощностью 300 МВт, производит в час более 900 т пара давлением до 24 МПа и температурой до 5650С. Такой котёл потребляет примерно от 150 до 300 т/ч угля в зависимости от его качества и более 900 т/ч воды.

Все технологические процессы такого котлоагрегата механизированы и автоматизированы. Котлоагрегат обслуживается многочисленным вспомогательными механизмами, приводимыми в движение десятками электродвигателей, причём мощность их достигает несколько тысяч кВт.

Габариты такого котла весьма внушительны: высота около 45 метров. Вес только металлических частей агрегата доходит до 4500 тонн. Ещё более крупными являются котлоагрегаты, обслуживающие турбины мощностью 500, 800 и 1200 МВт.

Таким образом, паровой котёл является основным агрегатом тепловой электростанции. Паровым котлом называется устройство для выработки пара с давлением выше атмосферного за счёт теплоты сжигаемого топлива. Необходимая тепловая мощность парогенератора определяется его паропроизводительностью при обеспечении установленных рабочих температуры и давления перегретого пара. При этом в топке котла сжигается расчётное количество топлива.

По назначению паровые котлы делятся на несколько групп: энергетические, промышленные, отопительные, утилизационные, энерготехнологические и специальные.

Энергетические котлы отличаются высокой единичной паропроизводительностью, повышенными параметрами пара, высокими требованиями к надёжности и экономичности и т.д.

Промышленные паровые котлы вырабатывают пар для технологических нужд промышленности.

Отопительные котлы производят горячую воду для отопления промышленных, жилых и общественных зданий.

Водогрейный котёл служит для получения горячей воды с давлением выше атмосферного. Они могут использоваться как пиковые для выдачи сетевой воды на отопление от 100 до 1500С.

Котлы-утилизаторы и энерготехнологические используют резервы вторичных энергетических ресурсов при переработке отходов химических производств, бытового мусора как на мусоросжигательном заводе в г. Владивосток и т.д.

Мы с вами в основном будем изучать энергетические парогенераторы.

По давлению пара на выходе из котла они делятся на котлы низкого давления (до 1 МПа), среднего (1÷10 МПа), высокого (14 МПа), сверхвысокого (18÷20 МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа).

Энергетические парогенераторы по производительности различаются как котлы малой, средней и большой производительности.

По способу циркуляции воды все котлы сводятся к трём типам: с естественной циркуляцией (рис. 21а), с многократной принудительной циркуляцией (рис. 21б), прямоточные (рис 21в).

 

Рис 21.

В парогенераторах с естественной циркуляцией движение рабочего тела по испарительному контуру осуществляется за счёт разности плотностей столбов рабочей среды: воды ρв в опускной питательной системе и пароводяной смеси ρсм в подъёмной испарительной части циркуляционного контура (рис.21а).

На практике естественная циркуляция применяется только в парогенераторах до сверхвысоких давлений (не выше 18,5 МПа), так как плотность при таких давлениях в опускных и подъёмных системах практически одинаковы, и движущий напор циркуляции будет очень мал. Циркуляцией в парогенераторе называется явление многократного обращения испаряемой воды в экранных и кипятильных трубах барабанных котлов.

Парогенератор с многократной принудительной циркуляцией (рис.21б) отличается наличием в контуре специальных циркуляционных насосов. В этом случае движение воды и пароводяной смеси осуществляется принудительно. Недостатком системы многократной принудительной циркуляции является наличие специальных циркуляционных насосов сложной конструкции, которые нужно обслуживать и ремонтировать, а также увеличиваются собственные нужды электростанции. В Российской Федерации такие парогенераторы не выпускаются и широкого применения они не нашли.

Прямоточные парогенераторы принципиально отличаются тем, что поступающая в испарительный тракт вода на выходе из него полностью превращается в пар, и движение рабочего тела от входа воды в экономайзер до выхода из котла пара осуществляется принудительно питательным насосом. Дорогой элемент ― барабан в прямоточных парогенераторах отсутствует. Кратность циркуляции в таких котлах равна единице. Надёжная работа трубной системы обеспечивается повышением скорости рабочей среды в трубах.

Ввиду полного испарения воды в тракте особые требования предъявляются в прямоточных парогенераторах к качеству питательной воды. Во избежание отложений солей на стенках труб и связанного с этим перегрева металла поступающая в прямоточный парогенератор вода предварительно проходит химическое обессоливание.

Прямоточный принцип движения рабочей среды по всему тракту позволяет использовать этот тип парогенератора и при сверхкритическом давлении, что невозможно в агрегатах барабанного типа. Принудительная циркуляция позволяет использовать испарительные трубы меньшего диаметра.

1.5.2. Устройство парового котла

Рассмотрим устройство парового котла с естественной циркуляцией (рис.22). Основными рабочими элементами парового котла являются поверхности нагрева, которые представляют собой металлические трубчатые поверхности, омываемые с одной стороны горячими дымовыми газами, а с другой стороны ― водой, пароводяной смесью, паром, воздухом.

Экономайзер (11, 12) ― это трубчатая поверхность нагрева, которая служит для подогрева горячими дымовыми газами питательной воды, подаваемой в котёл питательным насосом. Фактически экономайзер является теплообменным аппаратом.

Питательная вода по трубопроводу (13) подаётся из экономайзера в барабан котла (1), из которого котловая вода, перемешанная с питательной, направляется по опускным трубам (9) на питание испарительных поверхностей нагрева, которые называются топочными настенными экранами (7).

В экранных трубах происходит частичное испарение воды, а в барабане пароводяная смесь разделяется на воду и пар. Таким образом, в барабане имеется водяное (2) и паровое (3) пространства.

Рис.22 Схема устройства парового котла с естественной циркуляцией.

В экранных трубах происходит частичное испарение воды, а в барабане пароводяная смесь разделяется на воду и пар. Таким образом, в барабане имеется водяное (2) и паровое (3) пространства.

Условная поверхность, отделяющая паровое пространство от водяного, называется зеркалом испарения.

Уровень воды в барабане котла измеряется системой водоуказательных приборов, который поддерживается постоянным при данной нагрузке. Различают два крайних по высоте уровня воды в барабане: низший и высший. Низший уровень воды определяется опасением оставить опускные трубы и их экраны без воды, а высший уровень устанавливается так, чтобы влажность пара не превышала допустимых значений, то есть пар не содержал большого количества капель воды.

Объём воды между предельными уровнями называется запасом питания.

Вода в барабане, замыкая цикл, снова поступает в опускные трубы (9) и нижние коллекторы (10). В барабане пар является насыщенным. Насыщенный пар проходит внутрибарабанные сепарационные устройства, оставляя в барабане часть влаги с примесями, и направляется по паропроводу (14) на перегрев в пароперегреватель.

Барабан котла является самым сложным, металлоёмким и дорогим узлом. В барабане осуществляются сбор и раздача рабочей среды, обеспечение запаса воды в котле, разделение пароводяной смеси на воду и пар, а также поддержание концентрации примесей в котловой воде, а, следовательно, качество пара.

Испарительная поверхность парогенератора ― это трубчатая поверхность нагрева, в которой осуществляется испарение воды за счёт теплоты дымовых газов. Дымовые газы передают теплоту поверхностям нагрева за счёт лучеиспускания газов (в этом случае поверхности нагрева называются радиационными) и конвекцией, то есть непосредственного контакта с газами (в этом случае поверхности нагрева называются конвективными).

Все энергетические парогенераторы оборудуются экранами, то есть поверхностями нагрева, которые располагаются на стенах топочной камеры (4), конвективных газоходов (24). Топочные экраны ограждают стены парогенератора от воздействия высоких температур в топке.

Пароперегреватель ― это трубчатая поверхность нагрева, которая служит для подогрева пара выше температуры насыщения за счёт теплоты, переданной конвекцией или комбинированно: радиацией в топке и конвекцией в газоходах в зависимости от их места размещения в котле. Пар в перегревателе проходит последовательно потолочный перегреватель (29), ширмы (30), затем первый контур конвективного перегревателя (15) и второй контур конвективного перегревателя (17). Между ними расположен пароохладитель (16), впрыскивающий питательную воду для поддержания необходимой постоянной температуры перегрева пара. После пароохладителя перегретый пар поступает по паропроводам в турбину.

Ширмы представляют собой плоские трубчатые полурадиационные поверхности, а почему полурадиационные, так они же расположены в верхней части топки, где теплопередача идёт лучеиспусканием и одновременно конвекцией. А правая часть котла называется конвективной шахтой, где тепло передаётся только за счёт конвекции.

Конвекцией называется распространение теплоты в среде с неоднородным распределением температуры, осуществляемое макроскопическими элементами жидкости при её перемещении. Такое распространение теплоты может происходить только в жидкостях и газах, частицы которых легко перемещаются в пространстве. Распространение теплоты конвекцией всегда сопровождается теплопроводностью, то есть молекулярным переносом теплоты.

Теплообмен, обусловленный совместным действием конвективного и молекулярного переноса теплоты, называется конвективным теплообменом. Конвективный теплообмен между движущейся жидкостью и поверхностью её раздела с другой жидкостью называется теплоотдачей.

В данной схеме парогенератора имеется вторичный промежуточный перегрев пара, осуществляющийся во вторичном промежуточном пароперегревателе (31), который служит для повышения температуры пара, отработавшего в корпусе высокого давления турбины. Перед пароперегревателем установлен фестон (8), который является испарительной поверхностью, образованный из разрежённого в верхней части топки котла заднего экрана.

Фестон предназначен для организации свободного выхода из топки (4) топочных газов в поворотный горизонтальный газоход (23).

Топочная камера парогенератора предназначена для сжигания органического топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания за счёт передачи теплоты топочным экранам и выделения из продуктов сгорания золы. Топочная камера (4) имеет на фронтовой стене ряд круглых пылеугольных горелок (5), к которым из системы пылеприготовления подведено топливо с первичным воздухом (6) и вторичным горячим воздухом (20).

Первичный и вторичный воздух нагреваются в воздухоподогревателе (18, 19), и по воздуховоду (21) часть воздуха , который называется первичным, направляется на сушку и транспорт пыли.

Дутьевой вентилятор (28) забирает тёплый воздух из-под крыши котельной (27) и подаёт его на подогрев в воздухоподогреватель.

В нижней части топки предусмотрена система твёрдого золошлакоудаления, которая состоит из холодной воронки (32), шлаковой шахты (25) и канала гидрозолошлакоудаления (26).

Дымовые газы после воздухоподогревателя направляются в золоуловитель, а от него к дымососу, затем через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу при температуре уходящих газов 120÷1600С.

Данный парогенератор имеет со стороны дымовых газов систему под разрежением (или ещё её называют системой с уравновешенной тягой), которую создают совместным действием дымосос и дутьевой вентилятор. При этом дутьевой вентилятор (28) создаёт разрежение (0,001÷0,003 МПа) в воздушном подогревателе, в воздуховодах (20) и горелках (5).

Так как частички золы, содержащихся в уходящих газах обладают абразивным свойством, то дымосос из соображения уменьшения эрозии лопаток устанавливается после золоуловителей и создаёт разрежение, начиная с топки и кончая самим дымососом (до 0,004 МПа). Однако имеется и более простая система под наддувом 0,002÷0,006 МПа, создаваемый работой только дутьевой установки от всаса (27) и вплоть до дымовой трубы.

Дутьевой вентилятор, дымососов, питательный насос, устройства пылеприготовления, золоулавливания, шлакозолоудаления и золоочистки являются вспомогательным оборудованием, обеспечивающим работу парогенератора.

Котёл с внешней стороны имеет наружное ограждение, которое называется обмуровкой (22) и включает в себя обшивку из стального листа толщиной 3÷4 мм со стороны помещения котельной, вспомогательный каркас, огнеупорную обмуровку, тепловую изоляцию толщиной 50÷200 мм. Основное назначение обмуровки и обшивки заключается в уменьшении тепловых потерь в окружающую среду и обеспечения газовой плотности.

Каждый парогенератор снабжается гарнитурой и арматурой. К гарнитуре относятся все приспособления и устройства ― лючки, лазы, гляделки, шиберы, обдувочные устройства и т.д. К арматуре ― все приборы и устройства, связанные с измерением и регулированием воды и пара (манометры, термопары, водоуказатели, задвижки, вентили, предохранительные и обратные клапаны и т. д. Конструкция котла опирается на стальной несущий каркас, основными элементами которого являются стальные балки и колонны.

Контрольные вопросы.

1. Как делятся котлы по назначению?

2. Какие имеются типы котлов по способу циркуляции воды?

3. Для чего служит экономайзер котла?

4. Для чего служит пароперегреватель котла?

5. Для чего служит воздухоподогреватель котла?

6. Что называется зеркалом испарения котла?

1.5.3. Основные параметры и обозначения паровых котлов

К основным параметрам паровых котлов государственный стандарт (ГОСТ) относит номинальную паропроизводительность, номинальное давление пара, номинальную температуру первичного и промежуточного перегрева пара, номинальную температуру питательной воды.

Номинальная производительность котла D (кг/с) ― это наибольшая паропроизводительность, которую должен обеспечить котёл при длительной эксплуатации, при сжигании основного топлива, при соблюдении номинальных параметров пара и питательной воды, с учётом допускаемых отклонений.

Номинальное давление пара р (МПа) ― это принятое при проектировании котла абсолютное давление пара, которое должно обеспечиваться за пароперегревателем. Напомню, что абсолютное давление ра среды ― это полное давление, которое равно сумме атмосферного и избыточного давлений:

Номинальные температуры пара tп и tпп (0С) – это температуры пара, которые должны обеспечиваться котлом непосредственно за пароперегревателями (первичным и промежуточным) при номинальных значениях основных параметров, с учётом допускаемых отклонений.

Номинальная температура питательной воды tпв (0С) ― это температура воды, принятая при проектировании котла и обеспечиваемая для его номинальной паропроизводительности перед входом в экономайзер.

Тепловое совершенство работы парогенератора характеризуется коэффициентом полезного действия брутто (ηбрк), который представляет собой отношение теплоты, переданное рабочему телу (воде—пару), к теплоте, полученной при сжигании топлива. Для современных мощных парогенераторов тепловые потери небольшие и КПД брутто равен 93÷94%.

Типоразмер парового котла включает: вид циркуляции воды, номинальную производительность и давление. Например, Е-420-140 означает ― котёл с естественной циркуляцией паропроизводительностью 420 т/ч и абсолютным давлением пара 140 кг/см2 (или 13,7 МПа). Пп-950-255 означает ― котёл прямоточный с промперегревом пара паропроизводительностью 950 т/ч и абсолютным давлением 255 кг/см2 (25 МПа). Пр-1-9 означает ― котёл с принудительной циркуляцией паропроизводительностью 1 т/ч и абсолютным давлением 9 кг/cм2 (0,9 МПа). Для других условий к этим обозначениям добавляется индекс: Ж ― топка с жидким шлакоудалением; В ― вихревая топка; Ц ― циклонная топка; Г ― газ; М ― мазут; Н ― котёл под наддувом.

Параллельно с маркировкой ГОСТ существует заводская маркировка парогенераторов. Заводы-изготовители применяют сокращённую маркировку: сначала ставятся первые буквы наименование завода ― Т или ТКЗ (Таганрогский котлостроительный завод), БКЗ (Барнаульский котельный завод), затем буква для характеристики топлива: П ― пылеугольный, М ― мазутный, Г ― газовый, например, БКЗ-420-140ГМ ― паровой котёл Барнаульского котельного завода производительностью 420 т/ч, давлением 140 кг/см2, работает на газе и мазуте; ТПП-110 означает, что он «Таганрогский пылеугольный прямоточный, а цифра указывает номер серии котлов; ТГМП-314 ― Таганрогский газомазутный прямоточный котёл, а цифры также означают номер серии котлов.

1.5.4. Поверхности нагрева паровых котлов

В паровых котлах имеются следующие поверхности нагрева: экономайзеры, испарительные элементы, пароперегреватели и воздухоподогреватели.в

Все эти элементы подвержены воздействиям высоких температур и агрессивных сред (котловая вода и пар при высоких давлениях, с одной стороны и дымовые газы, с другой стороны).

1.5.4.1. Экономайзеры

Экономайзеры представляют собой обычные подогреватели питательной воды, использующие теплоту уходящих дымовых газов. Вода как рабочее тело паросиловой установки поступает в змеевики экономайзера под действием давления, создаваемого питательным насосом. Конструктивными деталями экономайзера являются трубы и коллекторы, изготовленные из качественной углеродистой стали (рис.23).

 

Рис.23 Конструкция трубного пакета, узлов и деталей стального экономайзера:

1―ввод питательной воды; 2―ввод подогретой воды; 3―змеевики; 4―опорные стойки; 5―лазы в газоходы; 6―обмуровка боковой стенки; 7―предохранительные прутки; 8―вид износа трубы без прутков; 9―защитная накладка; 10―соединительный патрубок.

Питательная вода движется снизу вверх, против направления движения дымовых газов. Так как в топке имеется некоторое разряжение, то через неплотности обмуровки могут наблюдаться присосы воздуха. Для снижения присосов при монтаже стараются резко сократить количество проходов труб через обмуровку установкой соединительных патрубков (10) между змеевиками и коллекторами.

Так как частицы золы, уносимые дымовыми газами, обладают абразивным свойством, то наружные поверхности труб экономайзера, особенно первые ряды, подвержены износу. Для уменьшения износа приваривают стальные прутки (7), которые изменяют аэродинамику набегающего газового потока.

К скорости воды в экономайзерных трубках предъявляются следующие требования: при номинальной мощности котла скорость воды должна лежать в пределах 0,4÷2,0 м/с, так как при таких скоростях будет равномерная раздача воды по трубам и из-за повышенных гидравлических сопротивлений экономайзера и перерасхода электроэнергии на привод питательного насоса.

1.5.4.2. Испарительные поверхности нагрева

Испарительные поверхности ― это поверхности парового котла, в которых происходит испарение воды до температуры кипения. Это котельные пучки труб, омываемые горячими топочными газами, фестон на выходе газов из топки, настенные топочные экраны с радиационным обогревом.

Испарительные радиационные поверхности нагрева котла размещаются в топочной камере в радиационной шахте, а конвективные ― в послетопочных газоходах агрегата, то есть в конвективной шахте.

1.5.4.3. Пароперегреватели

Рис.25 Основные конструктивные элементы пароперегревателей:

1―барабан; 2―двухходовая панель радиационного настенного топочного перегревателя; 3―подвесные вертикальные полурадиационные перегревательные ширмы на выходе из топки; 4―конвективный змеевиковый вертикальный перегреватель; 5―конвективный змеевиковый выходной перегреватель; 6―потолочная трубная панель перегревателя; 7―впрыскивающий пароохладитель; 8―выходной коллектор перегретого пара; 9―входной коллектор подвесных труб; 10―выходной коллектор подвесных труб; 11―подвысные трубы перегревателя; 12―опорная планка; 13―змеевики горизонтального перегревателя; 14―горелка.

В

1 2 3 4 5 6 Рис. 24.

пароперегревателях перегрев пара выше температуры насыщения необходим для повышения термического КПД электростанций и предупреждения эрозии лопаточного аппарата проточной части турбины . Перегрев пара осуществляется в трубчатых поверхностях, которые из способа передачи теплоты от дымовых газов можно классифицировать так: радиационные поверхности (передача тепла радиацией), конвективные поверхности (передача тепла конвекцией) и радиационно-конвективные поверхности (рис.25).

Радиационная поверхность нагрева (2) пароперегревателя обычно размещается на стенах топки. Поверхность радиационно-конвективная выполняется в виде U-образных ширм (3) и потолочных панелей (6), а конвективные поверхности в виде змеевиковых пакетов (4 и 5).

Различают перегреватели по способу крепления змеевиков: вертикальные (4) ― первичного перегревателя и горизонтальные (5) ― вторичного.

1.5.4.4. Воздухоподогреватели

По принципу действия воздухоподогреватели делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном типе воздухоподогревателей передача теплоты от газов к воздуху осуществляется непосредственно через разделяющую их стенку, а в регенеративном ― через промежуточное тело (например, через стенку трубок). Регенеративный подогреватель, как правило, эксплуатируется только как вращающийся, а рекуперативный ― как неподвижный.

Основным видом рекуперативных воздухоподогревателей является трубчатый воздухоподогреватель с вертикально расположенной трубной системой (рис.26).

Рис.26 Трубчатый воздухоподогреватель:

1―стальные трубы 40×1,5 мм;

2, 6―верхняя и нижняя трубные доски толщиной 20÷25 мм; 3―компенсатор тепловых расширений; 4―воздухоперепускной короб; 5―промежуточная трубная доска;

7, 8―опорная рама и колонны.

Трубы прямые и вертикальные, концы которых приварены к трубным доскам и расположены в шахматном порядке. Воздухоподогреватель выполняется в виде отдельных кубов (секций), которые очень удобны для транспорта и монтажа. Секции подобраны для каждого котла так, что они заполняют всё сечение газохода. Трубная система от температуры газов расширяется в основном вверх, поэтому для возможности её перемещения и для обеспечения плотности газохода применяются компенсаторы. Трубные доски секций также уплотняют линзовыми компенсаторами.

Преимущества трубчатых воздухоподогревателей заключаются в том, что они просты по конструкции, надёжны в работе, значительно более плотны по сравнению с воздухоподогревателями других систем, требуют сравнительно небольших расходов металла.

Однако имеются и недостатки: они в большей мере подвергаются коррозии, в результате чего в трубах появляются свищи, через которые воздух утекает в газоход котла. Поэтому рекуперативные воздухоподогреватели применяются на котлах производительностью до 130 кг/с.

Основным типом регенеративного воздухоподогревателя электростанций являются вращающиеся воздухоподогреватели, у которых поверхностью теплообмена служит набивка из тонких гофрированных и плоских стальных листов, которые образуют небольшой диаметр (8÷10 мм) для прохода продуктов сгорания и воздуха (рис.27).

Металлическая набивка в виде секций заполняет цилиндрический пустотелый ротор, который разделён перегородками на изолированные друг от друга секций.

Рис.27 Схема работы регенеративного воздухоподогревателя:

а―общий вид аппарата; б―пластины металлической набивки; 1―вал; 2 и 3―верхняя и нижняя опоры; 4―секция ротора; 5―верхнее переферийное уплотнение; 6―зубья привода; 7―наружная металлическая обшивка (кожух).

Движение газового и воздушного потоков непрерывное и раздельное, а набивка ротора попеременно проходит эти потоки. В газовой части воздухоподогревателя металлическая набивка секторов аккумулирует теплоту, полученную от дымовых газов, а затем отдаёт её воздушному потоку. В конечном счёте происходит непрерывный нагрев воздуха переносом теплоты, которая аккумулирована в газовом потоке. Движение дымовых газов и воздуха – противоточное.

К набивкам предъявляются такие требования, как возможно большая интенсивность теплообмена между воздухом и дымовыми газами и минимальное аэродинамическое сопротивление с той и с другой стороны.

Применение гофрированных листов (рис.27б) обеспечивает интенсивный конвективный теплообмен и соответственно более быстрый нагрев металлической набивки, а затем более глубокое её охлаждение.

В отличие от рекуперативных в регенеративных подогревателях в условиях вращающегося ротора имеют место перетоки воздуха по радиусу ротора, потери воздуха в воздушной части ротора и присосы воздуха в газовый поток. Утечки воздуха и присосы его в газовый поток примерно одинаковы, поэтому их можно рассматривать как перетоки.

Защита от перетоков достигается установкой в верхней и нижней частях ротора кольцевых и радиальных уплотнений.

Регенеративные воздухоподогреватели нашли широкое применение в энергетике на крупных энергоблоках. По конструкции эти подогреватели сложнее рекуперативных, но они компактны, требуют меньшего расхода металла, имеют невысокое аэродинамическое сопротивление и устойчивость к коррозии.

Контрольные вопросы.

1. Чем характеризуется тепловое совершенство работы парогенератора?

2. Какие поверхности нагрева имеются в паровых котлах?

3. Для чего служат испарительные поверхности котла?

4. По какому принципу делятся воздухоподогреватели котла?

5. В чём заключаются преимущества трубчатых воздухоподогревателей и их основной недостаток?

1.5.5. Паровые турбины

Развитие паротурбиностроения в настоящее время характеризуется увеличением единичных мощностей паровых турбин, повышением их надежности, экономичности и маневренности. Отечественная промышленность располагает большими производственными мощностями, квалифицированными кадрами и выпускает паровые турбины, зачастую превышающие по своим показателям лучшие мировые образцы.

Турбинами (от латинского слова turbo — вихрь, вращение) называют лопастные машины, не имеющие поршня и кривошипно-шатунного механизма и преобразующие кинетическую и потенциальную энергию потока рабочего тела в механическую энергию вращения вала. В зависимости от типа рабочего тела турбины разделяют на паровые, газовые и гидравлические.

В паровых турбинах рабочим телом, как правило, служит водяной пар. Паровая турбина является одним из основных элементов тепловой (ТЭС) и атомной (АЭС) электрических станций. Тепловые электрические станции, предназначенные для производства электроэнергии, называют конденсационными электростанциями (КЭС). Если на ТЭС водяной пар используется не только для выработки электроэнергии, но и для теплоснабжения, такую электростанцию называют теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Преобразование тепловой энергии в электрическую на ТЭС происходит в паротурбинной установке (ПТУ), основными элементами которой являются котел, турбина, конденсатор и электрический генератор.

В зависимости от назначения и характера теплового процесса паротурбинной установки различают несколько типов паровых турбин. Основные параметры и характеристики стационарных паровых турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, ТЭС и АЭС для привода электрических генераторов, регламентируются Государственными стандартами. Электрические генераторы, которые приводятся во вращение турбиной, называют турбогенераторами.

Так, ГОСТ 3618—82 «Турбины паровые стационарные для привода турбогенераторов» распространяется на паровые турбины мощностью от 2,5 до 1600 МВт, имеющие следующие начальные параметры пара: абсолютное давление от 3,4 до 23,5 МПа и температуру от 435 до 565°С. Номинальная частота вращения ротора турбин, предназначенных для привода турбогенераторов ТЭС, составляет 50 с-1. В зависимости от характера теплового процесса различают следующие типы паровых турбин.

Тип К — конденсационные паровые турбины, в которых весь пар, за исключением отборов на регенерацию, проходит через турбину и расширяется в ней до давления ниже атмосферного. Затем пар поступает в конденсатор, где теплота конденсации отдается охлаждающей воде и полезно не используется.

Тип П или Т — теплофикационные турбины с одним производственным (П) или теплофикационным (Т) отбором пара. В таких турбинах часть пара отбирается из промежуточной ступени и направляется к тепловому потребителю при автоматически поддерживаемом постоянном давлении. Остальной пар продолжает расширяться в последующих ступенях турбины, после чего направляется в конденсатор.

Тип ПТ — теплофикационные турбины с двумя регулируемыми отборами пара: производственным и отопительным. В этих турбинах часть пара отбирается при двух разных давлениях, а остальная его часть продолжает работать в последующих ступенях и поступает в конденсатор.

Тип Р — турбины с противодавлением без регулируемого отбора пара. В этих турбинах весь пар, за исключением отборов на регенерацию, расширяется до давления, необходимого тепловому потребителю. Причем это давление выше атмосферного. Конденсатор в ПТУ с турбинами типа Р отсутствует.

Тип ПР или TP — теплофикационные турбины с противодавлением и одним производственным (ПР) или теплофикационным (TP) регулируемым отбором пара. В этих турбинах часть пара отбирается из промежуточной ступени, а остальная его часть расширяется в последующих ступенях до давления выше атмосферного. Конденсатор в ПТУ с турбинами типа ПР или TP также отсутствует.

В обозначении турбин входят буквы и цифры. Буквы указывают тип турбины, а следующие после них группы цифр ― её мощность, начальное давление пара, давление отбираемого пара или её противодавление. Для конденсационных турбин указывается номинальная мощность, а для остальных ― номинальная и максимальная.

Как и парогенератор, турбинная установка имеет вспомогательное оборудование: конденсатор, циркуляционные насосы, масляную систему, питательные и конденсатные насосы, паровые или водяные эжекторы. Турбинная установка имеет множество автоматических систем управления и защиты.

Номинальной мощностью конденсационных турбин называют мощность, которую они развивают на зажимах турбогенератора при номинальных значениях основных параметров и использовании нерегулируемых отборов для постоянных собственных нужд ТЭС. Номинальная мощность турбин других типов —это наибольшая мощность, развиваемая на зажимах турбогенератора при номинальных значениях основных параметров. Максимальной мощностью этих турбин является мощность, развиваемая на зажимах турбогенератора при работе в конденсационном режиме, т.е. при отключенных регулируемых отборах пара.

Рассмотрим примеры обозначений паровых турбин:

К-210-130 — турбина типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2);

К-800-240 ― турбина типа К, номинальной мощностью 800 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 23,7 МПа (240 кгс/см2);

T-110/120-130 — турбина типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2);

ПТ-25/30-90/10 — турбина типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением 8,8 МПа (9 кгс/см2) и абсолютным давлением отбираемого пара 1,0 МПа (10 кгс/см2);

Р-100/105-130/15 — турбина типа Р, номинальной мощностью 100 МВт и максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2) и абсолютным давлением пара за турбиной (противодавлением) 1,45 МПа (15 кгс/см2).

Первый прототип аксиальной одноступенчатой активной турбины с расширяющимися соплами (рис.28) был предложен в 1883 г. шведским инженером Густавом Лавалем. В этой турбине расширение пара происходило только в сопловой решетке одной ступени от начального до конечного давления, что обусловливало очень высокие скорости истечения пара из сопловых каналов.

 

Рис.28 Схематический разрез одноступенчатой активной турбины:

1―вал; 2―диск; 3―рабочие лопатки; 4―сопловая решётка; 5―корпус; 6―выпускной патрубок.

В 1884 г. английский инженер Чарльз Парсонс предложил многоступенчатую реактивную турбину, расширение пара в которой происходило не в одной, а в ряде следующих друг за другом ступеней, причем не только в сопловых (неподвижных), но и в рабочих (вращающихся) решетках (рис.29), благодаря чему стала возможна работа машины со значительно меньшими, чем в турбине Лаваля, скоростями пара на выходе из сопловых решеток и соответственно с меньшими окружными скоростями рабочих лопаток.

В конце XIX в. в связи с развитием электрических машин и широким внедрением электроэнергии развитие паротурбостроения пошло быстрыми темпами. Первые паровые турбины в России начали выпускать в 1907 г. на Металлическом заводе в Петербурге.

Первая советская паровая турбина построена в 1924 г. на ЛМЗ. Она была рассчитана на начальные параметры пара 1,1 МПа (11 кгс/см2 ), 300°С и имела мощность 2000 кВт. В 1926 г. ЛМЗ была выпущена турбина мощностью 10 тыс. кВт при частоте вращения 50 с-1, в 1930 г. — турбина мощностью 24 тыс. кВт при частоте вращения 50 с-1 на начальные параметры пара 2,55 МПа (26 кгс/см2) и 375°С.

В 1978 г. ЛМЗ изготовил уникальную одновальную турбину типа К-1200-240 мощностью 1200 МВт, при частоте вращения 50 с-1 на начальные параметры пара 23,5 МПа (240 кгс/см ), 540°С с промежуточным перегревом до 540°С, которая при отключении подогревателей высокого давления была рассчитана на повышение мощности до 1400 МВт и являлась самой крупной одновальной турбиной в мире.

Рис.29 Многоступенчатая реактивная турбина:

1―корпус; 2―барабан; 3―подшипник; 4―сопловые лопатки одной из ступеней; 5―рабочие лопатки одной из ступеней.

1.5.6. Основные узлы и конструкция паровой турбины

Паровая турбина является двигателем, в котором потенциальная энергия пара превращается в механическую работу вращающегося ротора по преодолению сил сопротивления приводимой машины (электрического генератора, питательного насоса, компрессора, вентилятора и др.).

Всякая турбина состоит из неподвижных и вращающихся частей. Совокупность всех неподвижных частей принято называть статором, турбины, а вращающихся ― ротором. Рассмотрим типичную мощностью 50 МВт с начальными параметрами пара 8,8 МПа, 535°С (рис.30). В этой турбине применен комбинированный ротор. Первые 19 дисков, работающих в зоне высокой температуры, откованы как одно целое с валом турбины, последние три диска ― насадные. Применение насадных дисков в зоне высокой температуры, как правило, не допускается во избежание ослабления натяга их на валу из-за ползучести. Выполнение же трех последних дисков цельноковаными потребовало бы увеличения диаметра поковки ротора.

Совокупность неподвижной сопловой решетки, закрепленной в сопловых коробках или диафрагмах, со своей вращающейся рабочей решеткой, закрепленной на следующем по ходу пара диске, принято называть ступенью турбины. Проточная часть рассматриваемой одноцилиндровой турбины состоит из 22 ступеней, из которых первая называется регулирующей, вторая ― первой нерегулируемой, а все остальные, кроме последней, ― промежуточными.

В каждой сопловой решетке поток пара ускоряется в сопловых каналах специально выбранного профиля и приобретает необходимое направление для безударного входа в каналы между рабочими лопатками. Усилия, развиваемые потоком пара на рабочих лопатках, вращают диски и связанный с ними вал, который передает вращающий момент ротора турбины на приводимую машину (генератор, воздуходувку и др.).

По мере понижения давления пара при прохождении от первой к последней ступени удельный объем его сильно растет, что требует увеличения проходных сечений сопловых и рабочих решеток и соответственно высоты лопаток и среднего диаметра ступеней.

К переднему торцу ротора прикреплен приставной конец вала, на котором установлены бойки двух предохранительных выключателей (датчики автомата безопасности 22), воздействующие на стопорный и регулирующие клапаны, которые прекращают доступ пара в турбину при повышении частоты вращения ротора на 10÷12 % по сравнению с расчетной.

Рис.30 Конструкция одноцилиндровой конденсационной турбины

К-50-90:

 

1―ротор турбины; 2―корпус турбины; 3―опорно-упорный подшипник; 4―опорный подшипник; 5―регулирующий клапан; 6―сопловая коробка; 7―кулачковый вал; 8―сервомотор; 9―главный масляный насос; 10―регулятор скорости; 11―следящий золотник; 12―картер переднего подшипника; 13―валоповоротное устройство; 14―соединительная муфта; 15―выхлопной патрубок турбины; 16―насадные диски; 17―рабочие лопатки; 18―диафрагмы; 19―обоймы диафрагм; 20―обоймы переднего концевого уплотнения; 21―перепускная труба (от стопорного к регулирующему клапану); 22―датчики автомата безопасности; 23―фундаментная плита; 24―патрубки отбора пара на регенерацию.

Приставной конец вала с помощью гибкой муфты соединен с валом главного масляного насоса, корпус которого своим всасывающим патрубком прикреплен к приливу картера переднего подшипника.

Главный масляный насос предназначен для подачи масла в систему смазки подшипников турбины и генератора (при давлении 0,15 МПа) и в систему регулирования (при давлении 2 МПа), обеспечивающую автоматическое поддержание заданной частоты вращения ротора турбины. Датчиком частоты вращения является быстроходный упругий регулятор скорости, установленный на конце вала насоса. Со стороны выхода пара ротор турбины соединен полугибкой муфтой с ротором генератора.

Рис.31 (продолжение рис. 30)

Статор турбины состоит из корпуса, в который вварены сопловые коробки, соединенные с помощью сварки с клапанными коробками, установлены обоймы концевых уплотнений, обоймы диафрагм, сами диафрагмы и их уплотнения. Корпус этой турбины кроме обычного горизонтального разъема имеет два вертикальных разъема, разделяющих его на переднюю, среднюю части и выходной патрубок. Передняя часть корпуса ― литая, средняя и выходной патрубок ― сварные.

К неподвижным частям турбины относятся также картеры се подшипников. В переднем картере расположен опорно-упорный подшипник, в заднем ― опорные подшипники роторов турбины и генератора.

1.5.7. Принципиальная схема конденсационной установки,

устройство конденсатора

Основными потребителями технической воды на электростанциях являются конденсаторы паровых турбин. Необходимый вакуум в конденсаторе создаётся при конденсации пара охлаждающей водой и отсоса воздуха пароводяными или водоводяными эжекторами. Глубина вакуума в конденсаторах турбин зависит от количества и температуры подаваемой в них охлаждающей воды. При эксплуатации турбоагрегатов, кроме того, на глубину вакуума оказывает влияние степень и характер загрязнение трубок конденсаторов, плотность вакуумной системы, работа эжекторов и т.д. Расчётный вакуум, на который запроектирована турбоустановка в комплексе с конденсатором, выбирается с учётом конструкции и технических характеристик последней ступени турбины. Расчётный вакуум в принципе должен учитывать также стоимость топлива, сжигаемого на электростанции. Например, на турбоагрегате типа К-300-240 ухудшение вакуума на 1% при постоянном расходе пара на турбину вызывает снижение её мощности на 0,8÷1,0% её номинального значения.

При вакуумах ниже расчётного наряду со значительным ухудшением экономичности уменьшается также располагаемая мощность турбины, так как расход пара через неё ограничен конструкцией проточной части.

Температура воды перед конденсаторами турбин зависит от системы технического водоснабжения и района расположения станции, а также от технической характеристики искусственных охладителей, если они применяются. Основная потеря теплоты в турбинной установке происходит в её конденсаторе.

Конденсатор в цикле Карно является холодильником (по второму закону термодинамики).

В состав конденсационной установки турбины входит следующее оборудование: собственно конденсатор, конденсатный и циркуляционный насосы, эжектор, циркуляционные трубопроводы с арматурой и т.д.

Конденсатор — теплообменный аппарат, предназначенный для конденсации отработавшего в турбине пара при низком давлении. Конденсация пара происходит при соприкосновении его с поверхностью, температура которой ниже, чем температура насыщения при данном давлении в конденсаторе. Конденсация пара сопровождается выделением теп­лоты, затраченной ранее на испарение жидкости, ко­торая отводится при помощи охлаждающей среды. В зависимости от вида охлаждающей среды конденсаторы разделяются на водяные (охлаждающая среда — вода) и воздушные (охлаждающая среда — воздух). Современные паротурбинные установки снабжены водяными конденсаторами. Воздушные конденсаторы имеют по сравнению с водяными более сложную конструкцию и не получили в настоящее время широкого распространения. Водяные конденсаторы делятся на два типа: смешивающие и поверхностные. В смешивающих конденсаторах пар конденсируется на поверхности капель охлаждающей воды. В поверхностных конденсаторах пар и охлаждающая вода разделены стенками металлических трубок. Пока на ТЭС России используются только поверхностные конденсаторы.

Конденсационная установка паровой турбины состоит из собственно конденсатора и дополнительных устройств, обеспечивающих его работу (рис.32). Подача охлаждающей воды в конденсатор осуществляется циркуляционным насосом. Конденсатные насосы служат для откачки из нижней части конденсатора (1) конденсата и подачи его в систему регенеративного подогрева питательной воды. Воздухоотсасывающие устройства предназначены для удаления воздуха, поступающего в турбину и конденсатор вместе с паром и через неплотности фланцевых соединений, концевые уплотнения и др.

Схема простейшего поверхностного конденсатора приведена на рис.33. Он состоит из корпуса, торцевые стороны которого закрыты трубными досками. В эти доски завальцованы конденсаторные трубки, сообщающиеся с водяными камерами. Передняя водяная камера разделяется горизонтальной перегородкой, которая делит все конденсаторные трубки на две секции, образующие так называемые «ходы» воды (на схеме два хода). Вода поступает в водяную камеру через патрубок и проходит по трубкам, расположенным ниже перегородки. В задней камере вода переходит во вторую (верхнюю) секцию трубок. По трубкам этой секции вода идет в обратном направлении, совершая второй «ход», попадает в переднюю камеру и через выходной патрубок удаляется из конденсатора. Число ходов воды бывает от одного до четырех, в соответствии с чем устанавливается число разделительных перегородок в водяных камерах. В современных конденсаторах турбин большой единичной мощности число ходов охлаждающей воды редко превышает два.

Пар, поступающий из турбины в паровое пространство конденсатора, конденсируется на поверхности конденсаторных трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода. Теоретической основой обеспечения низкого давления пара в конденсаторе является однозначная связь между давлением и температурой конденсирующейся среды. Поскольку температура конденсации определяется климатическими условиями и составляет 25÷45°С, то в конденсаторе поддерживается низкое давление, составляющее в зависимости от режима 3÷10 кПа.

Рис.32 Принципиальная схема конденсационной установки:

1―конденсатор;

2―циркуляционный насос;

3―конденсатный насос;

4―воздухоотсасывающее устройство.

Рис.33 Схема двухходового поверхностного конденсатора:

1―корпус; 2, 3―крышки водяных камер; 4―трубные доски; 5―конденсаторные трубки; 6―приёмный паровой патрубок; 7―конденсатосборник; 8―патрубок отсоса паровоздушной смеси; 9―воздухоохладитель; 10―паронаправляющий щит; 11, 12―входной и выходной патрубки для воды; 13―разделительная перегородка; 14―паровое пространство конденсатора; 15÷17―соответственно входная, поворотная и выходная камеры охлаждающей воды; А―вход пара; Б―отсос паровоздушной смеси; В, Г―вход и выход охлаждающей воды; Д―отвод конденсата.

 

Чем ниже температура и больше расход охлаждающей среды, тем более глубокий вакуум можно получить в конденсаторе. Образующийся конденсат стекает в нижнюю часть корпуса конденсатора, а затем в конденсатосборник.

Пар, поступающий в конденсатор из выходного патрубка турбины, всегда содержит воздух, попадающий в турбину через неплотности фланцевых соединений, через концевые уплотнения ЦНД и т.п. Наличие воздуха уменьшает теплоотдачу от пара к поверхности охлаждения. Удаление воздуха (точнее, паровоздушной смеси) из конденсатора производится воздухоотсасывающим устройством через патрубок (8). В целях уменьшения объема отсасываемой паровоздушной смеси се охлаждают в специально выделенном с помощью перегородки (10) отсеке конденсатора — воздухоохладителе (9).

Конденсатор в современных турбинах выполняет и другие функции. Например, при пусках и остановках, когда котел вырабатывает большее количество пара, чем требуется турбине, или когда параметры пара не соответствуют необходимым, его направляют (после предварительного охлаждения) в конденсатор, не допуская потерь дорогостоящего рабочего тела путем его выброса в атмосферу. Для возможности приема такого «сбросного» пара конденсатор оборудуется специальным приемно-сбросным устройством.

Кроме того, в конденсатор обычно направляют конденсат из коллекторов дренажей паропроводов, уплотнений, некоторых подогревателей и вводят добавку химически очищенной воды для восполнения потерь конденсата в цикле.

1.5.8. Воздухоотсасывающие устройства

Воздухоотсасываюшие устройства предназначены для удаления паровоздушной смеси из конденсатора и циркуляционной системы и поддержания необходимого вакуума. В паротурбинных установках применяют следующие типы воздухоотсасывающих устройств: пароструйные и водоструйные эжекторы и воздушные насосы.

Принципиальная схема эжектора изображена на рис.34. Рабочее тело (пар — в пароструйном эжекторе, вода — в водоструйном) подается под давлением в приемную камеру, откуда через сопло (или несколько сопл) с большой скоростью направляется в камеру смешения, соединенную с паровым пространством конденсатора. Струя пара или воды, обладая большой кинетической энергией, увлекает за собой паровоздушную смесь из камеры в суживающуюся часть канала переменного сечения и далее поступает в диффузор, в котором происходит торможение потока и преобразование кинетической энергии в потенциальную. Вследствие этого давление на выходе из диффузора превышает давление во внешней среде и происходит постоянное удаление паровоздушной смеси из конденсатора.

Рис.34 Принципиальная схема эжектора:

1―приемная камера;

2―сопло;

3―камера смешения; 4―суживающаяся часть канала; 5―диффузор.

Самое широкое распространение в паротурбинных установках получили пароструйные эжекторы, которые выполняются одно-, двух- и трехступенчатыми. Одноступенчатые эжекторы создают разрежение до 0,073÷0,08 МПа и применяются в качестве пусковых (для быстрого отсоса воздуха из конденсатора при пусках турбины). Двух- и трехступенчатые эжекторы создают более глубокое разрежение и применяются в качестве рабочих, обеспечивая устойчивую и надежную работу турбины при глубоком вакууме.

1.5.9 Питательные и циркуляционные насосы

Питательные насосы в теплосиловых установках являются весьма ответственным элементом технологиче6ской схемы электростанции. Современные питательные насосы выполняются многоступенчатыми с числом ступеней, зависящим от частоты вращения, диаметра ступеней и напора, создаваемого насосом.

Современный питательный насос имеет весьма развитую систему защиты, блокировок, сигнализации и контроля. Это позволяет обеспечивать безопасность работы питательного агрегата и бесперебойную подачу воды в парогенератор.

Все питательные насосы должны иметь на напорной линии обратный клапан, который предохраняет насос от появления обратного тока воды при его аварийном останове.

Циркуляционные насосы предназначены для снабжения электростанции охлаждающей и технической водой. Основная часть подаваемой воды направляется в конденсатор турбин, а остальная часть расходуется на следующие цели:

1. Охлаждение масла в маслоохладителях турбогенератора и питательного насоса.

2. Охлаждение водорода в газоохладителях генератора.

3. Охлаждение воздуха в воздухоохладителях возбудителей генератора, электродвигателях питательных насосов.

4.Охлаждение масла в подшипниках всех прочих вращающихся механизмов электростанции.

5. На прочие нужды, например, на гидрозолоудаление, химическую водоочистку, подпитку тепловой сети и т.д.

Контрольные вопросы.

1. Какое оборудование входит в состав конденсационной установки?

2. Для чего предназначен конденсатор турбины?

3. Для чего предназначено воздухоотсасывающее устройство конденсатора?

4. Куда подаётся на электростанцию охлаждающая и техническая вода?

Тема 1.6. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

1.6.1. Общие положения.

Тепловая энергия требуется для технологических нужд промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха, для горячего водоснабжения (ГВС). Для производственных целей обычно требуется перегретый пар, температура которого на 15÷200С выше температуры насыщения, так как при транспортировке к потребителю часть пара конденсируется и соответственно при этом происходит потеря теплоты. На отопление, вентиляцию от ТЭЦ вода поступает при температуре 95÷1800С, в зависимости от расчётного температурного графика.

Таким образом, централизованная система теплоснабжения включает в себя:

теплоисточник (ТЭЦ или котельная), трубопроводы для транспортирования тепла (пара или воды) и установки теплопотребителей, использующие теплоту для промышленных или бытовых нужд.

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), практически не зависит от температуры наружного воздуха. Однако летом эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. Ведь летом отопления нет. В то же время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели, в предпразничные и праздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели.

Электростанции, предназначенные для выработки электроэнергии, отпуска пара и горячей воды потребителям, называются теплоэлектроцентралями (сокращённо ТЭЦ). Выработка электронергии и тепла с паром и горячей водой называется комбинированной выработкой энергии.

Теплоцентрали могут

иметь турбины с

противодавлением или

РОУ или конденсационные с

регулируемыми отборами

пара, или те и другие.

В схемах с турбинами с

противодавлением типа Р

Система регенерации весь отработавший пар

подаётся тепловому

Рис. 35. потребителю, поэтому

существует прямая зависимость между вырабатываемой электроэнергией и расходом этого пара.

При пониженных электрических нагрузках часть пара необходимо пропускать помимо турбины через редукционно-охладительную установку (РОУ).

При высоких электрических нагрузках небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающая электроэнергия должна вырабатываться на электростанциях с турбинами конденсационного типа, или на этой же станции при наличии разнотипных турбин. Таким образом, установка будет использоваться достаточно эффективно только в том случае, если она рассчитана на ту часть тепловой нагрузки, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть выбрано таким, какое требуется потребителю.

На электростанциях с турбинами, имеющими регулируемые отборы, выработка электроэнергии и отпуск теплоты могут изменяться в достаточно широких пределах независимо друг от друга. При этом полная номинальная электрическая мощность, если это требуется может быть достигнута в отсутствии тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют один, два или три регулируемых отборов. При одном регулируемом отборе отводимый от турбины пар может поступать на производственные нужды (турбины типа П) или на теплофикацию (турбины типа Т). При двух регулируемых отборах либо оба отбора являются теплофикационными (турбины типа Т), либо один из них является производственным, а другой теплофикационным (турбины типа ПТ). Как мы знаем, имеются также турбоустановки с одним производственным и двумя теплофикационными отборами (например, ПТ-80-130/13).

Так общими являются линии промышленного отбора пара турбин типа ПТ и Р, линии обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды, подпиточной воды тепловых сетей. Однако сетевые подогревательные установки выполняют обычно индивидуальными у каждого турбоагрегата типа Т или ПТ. На такой сложной ТЭЦ с разнотипными турбоагрегатами принципиальная тепловая схема включает по одному турбоагрегату каждого типа. ПТС такой ТЭЦ включает схемы отпуска пара и горячей воды, а также регенеративного подогрева питательной воды для каждого турбоагрегата, подготовки добавочной и подпиточной воды.

 

 

 

РОУ

 

 

 

 

Система регенерации

 

 

 

Рис.36.

1.6.2. Регулирование тепловой нагрузки

Как мы уже знаем, тепло для отопления, ГВС и бытовых нужд теплоэлектроцентраль отпускает с горячей водой.

Сетевую воду подогревают в теплообменниках поверхностного типа паром из отборов или противодавления теплофикационных турбин и подают насосами по трубопроводам горячей воды к потребителям. После отдачи тепла (охлаждения)в отопительных установках потребителей вода вновь возвращается на ТЭЦ. Система трубопроводов горячей и охлаждённой воды образует тепловую сеть. Соответственно воду, циркулирующую по тепловой сети, называют сетевой водой, насосы – сетевыми насосами, а теплообменники на ТЭЦ ― сетевыми подогревателями. Трубопроводы, по которым подаётся к потребителям горячая вода, называют подающими, а те, по которым охлаждённая вода возвращается на ТЭЦ ― обратными.

Мы же знаем, что отопительная и вентиляционная тепловые нагрузки зависят от температуры наружного воздуха. Поэтому необходимо регулировать отпуск теплоты в соответствии с изменением нагрузки.

Применяется преимущественно центральное регулирование, осуществляемое на ТЭЦ и дополняемое местными автоматическими регуляторами. При центральном регулировании применяется либо количественное регулирование, сводящееся к изменению расхода сетевой воды в подающем трубопроводе при неизменной её температуре, либо качественное, при котором расход воды остаётся постоянным, а меняется её температура.

Качественное регулирование позволяет поддерживать давление греющего пара из отборов турбины на сетевые подогреватели в соответствии с требуемой температурой сетевой воды, понижая или повышая это давление путём уменьшения или увеличения расхода пара на сетевые подогреватели. Меньше давление и температура пара в теплофикационном отборе турбины, на меньшую температуру нагреют сетевую воду в соответствии с наружной температурой воздуха, то есть в соответствии с расчётным температурным графиком. Такой метод регулирования отпуска тепла энергетически наиболее выгоден и получил преимущественное распространение.

Приведу пример температурного графика 150/700С. При температуре наружного воздуха –100С и расчётной температуре по г. Владивостоку –240С температура прямой сетевой воды должна быть 109,60С, а обратной 56,30С. При –200С температура прямой сетевой воды должна быть 138,60С, а обратной –66,20С.

1.6.3. Покрытие основной и пиковой отопительной нагрузок

На крупных ТЭЦ для повышения температуры прямой сетевой воды, идущей на отопление, применяются пиковые водогрейные котлы (ПВК).

На ТЭЦ с отопительной нагрузкой можно применять турбины с противодавлением или с конденсацией и отбором пара. Однако применение на ТЭЦ турбин с противодавлением очень ограничено, так как сезонная отопительная нагрузка не обеспечивает круглогодичного производства электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому возможная мощность турбин с противодавлением, отпускающих тепло на отопление и бытовых нужд, не превышает 5÷10% общей мощности теплофикационных турбин отопительного назначения. Выбор давления пара в отопительных отборах турбин зависит от графиков температуры сетевой воды и отопительной нагрузки, а также от способа покрытия пиков нагрузки: от пиковых сетевых подогревателей или от пиковых водогрейных котлов.

Для удешевления пиковые водогрейные котлы устанавливают частично на открытом воздухе, а дымовые газы из них отводят или в относительно невысокие металлические трубы, устанавливаемые на перекрытии над ними, или часто ― в основные железобетонные дымовые трубы ТЭЦ, около которых в этом случае устанавливают водогрейные котлы. Пиковые водогрейные котлы можно одновременно рассматривать как некоторой тепловой резерв вне периодов пиковой отопительной нагрузки.

Давление пара в отопительном отборе теплофикационных турбин типа Т принято регулируемым в пределах от 0,12 до 0,25 МПа, то есть выше атмосферного, чтобы исключить возможный присос воздуха. ухудшающего теплообмен в сетевых подогревателях. Пар из отбора турбины направлялся в основные сетевые подогреватели, а пиковые сетевые подогреватели обогревались паром из парогенераторов через РОУ. А РОУ всегда в этом случае неэкономичны.

В дальнейшем, особенно на современных мощных турбоагрегатах, пиковые сетевые подогреватели были заменены пиковыми водогрейными котлами, а основной подогрев сетевой воды стали осуществлять в двух последовательно включённых сетевых подогревателях, питаемых паром из двух регулируемых теплофикационных отборов турбины. Давление пара в верхнем отборе регулируется обычно в пределах 0,06÷0,25 МПа, в нижнем изменяется ― в пределах 0,05÷0,20 МПа. Давление верхнего отбора регулируют поворотной диафрагмой, устанавливаемой за камерой нижнего отбора.

Если нижний теплофикационный отбор осуществляется на отводе пара из цилиндра среднего давления турбины, то регулирующую диафрагму устанавливают перед входом пара в первую ступень ЦНД. Ступени турбины между двумя теплофикационными отборами образуют так называемый промежуточный, или теплофикационный отсек.

Теплофикационные турбины с промышленным и отопительным отбором (типа ПТ), изготовленные на УТМЗ, имеют два отопительных отбора, кроме промышленного. Часто в конденсаторе крупных турбин встроен теплофикационный пучок для подогрева сетевой воды.

В холодные дни отопительного сезона теплота к сетевой воде в сетевых подогревателях подводится из отборов турбины и от ПВК или пиковых сетевых подогревателей. ПВК или пиковые сетевые подогреватели включаются в работу, когда расходы пара в отборах достигают максимума. Это происходит при определённой температуре наружного воздуха , которая, как мы знаем, называется расчётной температурой отбора.

1.6.3. Схемы включения сетевых подогревателей

Обычно пар к сетевым подогревателям подводится из нерегулируемых отборов, поэтому тепловые режимы их существенно зависят от давления в отборах, а следовательно, от электрической мощности турбин. На крупных теплоэлектроцентралях сетевая установка подключается к регулируемому теплофикационному отбору пара (основные подогреватели), а пиковые ― через РОУ или от общей магистрали 1,27 МПа.

Современные турбоагрегаты ТЭЦ имеют двухступенчатые сетевые подогревательные установки, к которым подаётся пар из верхнего и нижнего теплофикационных отборов турбины.

Вода из обратной тепломагистрали теплосети поступает на ТЭЦ с давлением в зависимости от местных условий, обычно до 0,4 МПа. При наличии в конденсаторах турбин встроенных теплофикационных пучков сетевая вода предварительно нагревается в них и затем сетевым насосом первого подъёма прокачивается через сетевые подогреватели.

После сетевых подогревателей насосами второго подъёма вода подаётся при низких температурах наружного воздуха через ПВК или пиковые сетевые подогреватели, а при повышенных температурах наружного воздуха – помимо них в тепловую сеть.

Давление воды после сетевых насосов второго подъёма зависит от протяжённости тепловой сети, рельефа местности, гидравлических сопротивлений сети и пиковых водогрейных котлов и составляет примерно 2 МПа.

Давление за насосами первого подъёма определяется гидравлическими сопротивлениями сетевых подогревателей и трубопроводов, а также условиями предотвращения вскипания подогретой воды перед насосами второго подъёма.

У каждой ступени сетевых подогревателей устраивают обводы воды, которые можно использовать для регулирования её температуры за ступенями. Конденсат греющего пара из каждого сетевого подогревателя насосом отводится в деаэратор питательной воды или непосредственно в линию основного конденсата.

При сверхкритическом начальном давлении пара в прямоточных парогенераторах необходимо очищать конденсат греющего пара сетевых подогревателей от солей, которые могут попасть в конденсат из-за присоса сетевой воды. В этих случаях конденсат греющего пара верхней ступени сетевых подогревателей целесообразно сливать каскадно в нижнюю ступень, а общий поток конденсата после охлаждения направляется на глубокое химическое обессоливание.

При включённых пиковых подогревателях их конденсат греющего пара обычно направляют в паровое пространство основных подогревателей. Температура после пиковых подогревателей лежит в пределах 130÷1500С.

1.6.4. Основное и вспомогательное оборудование

теплофикационных установок

Вода, подаваемая в тепловую сеть для нужд потребителей, на ТЭЦ подогревается в сетевых подогревателях турбоустановок, в пиковых подогревателях и в пиковых водогрейных котлах, которые относятся к основному теплофикационному оборудованию ТЭЦ. К вспомогательному теплофикационному оборудованию относятся: подпиточная установка теплосети, сетевые насосы I-ой и II-ой ступеней, баки-аккумуляторы, рециркуляционные насосы водогрейных котов и т. д.

Пиковые водогрейные котлы предназначены для установки на ТЭЦ с целью покрытия пиков теплофикационных нагрузок. Пиковые водогрейные котлы обычно устанавливаются в отдельных помещениях на крупных ТЭЦ или в главном корпусе на небольших ТЭЦ. Топливом этих котлов служит большей частью мазут или газ. Ввиду малого использования в течение года пиковые котлы выполняют простыми по конструкции и недорогими. Здание может выполняться лишь для нижней части котлов, верхняя часть их при этом остаётся на открытом воздухе. До ввода в работу ТЭЦ водогрейные котлы можно использовать для временного централизованного теплоснабжения района. Сетевая вода нагревается последовательно в сетевых подогревателях до 110÷1200С, а затем в ПВК до 1500С максимально.

Во избежание коррозии металла котла температура на входе в него должна быть не ниже 50÷600С, что достигается рециркуляцией и смешением горячей и холодной воды. Расчётный КПД водогрейных котлов на газе и мазуте достигает 91÷93%. Выпускаются и используются ПВК на угле. У них своя пылеподготовка, дымососы и т.д.

Широко применяются водогрейные котлы типов ПТВМ-100 и ПТВМ-180 на газе и мазуте с номинальной теплопроизводительностью 419 и 760 ГДж/ч при подогреве 2140 и 3840 т/ч воды соответственно от 104 до 1500С.

Пароводяные подогреватели теплоподготовительных установок предназначены для подогрева сетевой воды паром от турбин или от котлов через РОУ. До 1967 г. выпускались вертикальные пароводяные подогреватели сетевой воды типов БО и БП, которые установлены на многих ТЭЦ и котельных. В зависимости от характера покрываемых нагрузок подогревателям присваивали обозначение БО ― для основной нагрузки и БП ― для пиковой. Число после буквенного обозначения соответствует площади поверхности нагрева в м2, например, БО-350.

В настоящее время вместо подогревателей типа БО и БП выпускаются вертикальные подогреватели сетевой воды типа ПСВ и горизонтальные типа ПСГ. Например, ПСВ-500-3-23, где ПСВ ― подогреватель сетевой воды, 500 ― площадь поверхности нагрева, м2, 3 ― допустимое избыточное давление по пару, кг/см2, 23 ― допустимое избыточное давление по воде, кг/см2. Цифра 3 говорит, что этот подогреватель является основным, так как давление пара невелико. В качестве пиковых применяются подогреватели типа ПСВ-315-14-23, ПСВ-500-14-23 и т.д. Горизонтальные ― ПСГ-2300-3-8-II, ПСГ-2300-2-8-I и другие. Все обозначения в цифрах те же, а римские I и II обозначают номер регулируемого теплофикационного отбора турбины (верхний и нижний).

Вода в пароводяных сетевых подогревателях подаётся внутрь трубок, изготовленных из латуни Л-68. Наружный диаметр трубок у вертикальных подогревателей составляет 19 мм при толщине стенки 0,75 мм, а в подогревателях типа ПСГ наружный диаметр трубки ― 24 мм при толщине её в 1 мм.

При использовании пароводяных сетевых подогревателей первой ступенью нагрева служат охладители конденсата типа ОГ-6, ОГ-35, ОГ-130 и т.д., где цифра обозначает площадь поверхности охлаждения в м2.

Деаэраторы подпитки теплосети относятся к вспомогательному оборудованию теплофикационной установки.

Для подпитки тепловых сетей с открытой системой горячего водоснабжения (ГВС) используется вода только вода питьевого качества. При закрытых системах ГВС, при установке у потребителей местных подогревателей воды. Также должна использоваться питьевая вода. Деаэрация подпиточной воды производится в атмосферных и вакуумных деаэраторах. Количество и производительность деаэраторов подпиточной воды выбирается по её расходу. Резервных деаэраторов не устанавливается.

Баки-аккумуляторы устанавливаются на ТЭЦ при схемах теплоснабжения с непосредственным водозабором на ГВС для выравнивания неравномерности потребления горячей воды в течение суток. Баки выбирают на основании почасового графика расхода воды за сутки наибольшего водопотребления. При отсутствии суточного графика водозабора вместимость баков-аккумуляторов разрешается принимать равной 10-кратному среднему расходу горячей воды за отопительный период.

Сетевые насосы служат для подачи горячей воды по теплофикационным сетям и в зависимости от места установки применяются в качестве насосов первого подъёма, подающих воду из обратного трубопровода в сетевые подогреватели; второго подъёма для подачи воды после сетевых подогревателей в теплосеть; рециркуляционных, установленных после пиковых водогрейных котлов.

Сетевые насосы могут работать как на ТЭЦ, так и на промежуточных насосных станциях теплофикационных систем (на протяжённых теплосетях, когда напора сетевых насосов, установленных на ТЭЦ, не достаточно для преодоления гидравлических сопротивлений сети). Сетевые насосы должны обладать повышенной надёжностью, так как перебои или неполадки в работе насосов сказываются на режиме работы ТЭЦ и потребителей. Основной особенностью работы сетевых насосов являются колебания температуры подаваемой воды в широких пределах, что в свою очередь вызывает изменение давления внутри насоса. Сетевые насосы должны надёжно работать в широком диапазоне подач.

Сетевые насосы предназначены для работы на чистой воде с содержанием твёрдых включений не более 5 мг/кг с размером частичек до 0,2 мм. Обычно сетевые насосы ― центробежные, горизонтальные, с приводом от электродвигателя.

В качестве сетевых насосов применяются такие: СЭ-3200-160 (подача ― 3200 м3/ч, напор ― 160 м вод. ст. или 1,57 МПа), СЭ-5000-160 (подача ― 5000 м3/ч, напор ― 160 м вод. ст. или 1,57 МПа) и другие.

Основным отличительным признаком сетевых насосов является количество ступеней, по которому сетевые насосы делятся на одно- и двухступенчатые.

Трубопроводы и арматура тепловых сетей при рабочей температуре сетевой воды выше 1150С независимо от давления должны соответствовать требованиям «Правил устройств и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды».

Контрольные вопросы.

1. Что включает в себя централизованная система теплоснабжения?

2. Для чего предназначена ТЭЦ?

3. Какое регулирование тепловой сети в основном применяется на ТЭЦ и почему?

4. Для чего предназначен пиковый водогрейный котёл (ПВК)?

5. Для чего предназначен пароводяной подогреватель на ТЭЦ?

6. Для чего предназначен сетевой насос на ТЭЦ?

7. Какова особенность работы сетевого насоса?

Тема 1.7. Компоновка главного корпуса и генеральный план ТЭС

1.7.1. Основные требования, предъявляемые к компоновке

тепловых электрических станций

Под термином «компоновка» понимается взаимное расположение основных производственных цехов и прочих цехов электростанции, а также расположение в них основного и вспомогательного оборудования. Компоновка помещений и оборудования электростанции является одним из наиболее трудных и ответственных этапов проектирования. Необходимо иметь в виду, что проектирование и постройка электростанции продолжается 3÷4 года, эксплуатируется же она несколько десятков лет. Поэтому ошибки, допущенные в компоновке, будут сказываться в течение всего времени существования электростанции.

К компоновке электростанции предъявляются следующие основные требования:

1. Надёжность и бесперебойность эксплуатации. Компоновка должна соответствовать наиболее простой технологической схеме производства. Опасное в отношении взрывов и пожаров оборудование не должно располагаться внутри здания электростанции или должно быть выполнено в пожарозащищённой и взрывозащищённой оболочке. Расположение в здании оборудования должно быть таково, чтобы все коммуникации между его элементами (паропроводы, питательные и другие трубопроводы, газоводы и воздуховоды) имели простые и наглядные схемы и конфигурацию и возможно меньшую длину. Как основное, так и вспомогательное оборудование должно быть доступно для удобного и правильного обслуживания как при нормальной работе, так и в аварийных условиях. Расположение оборудования должно давать возможность удобного и быстрого производства ремонтов и ревизий оборудования (например, возможность замены труб парогенераторов, замены электродвигателей и т.д.). Водяные баки не следует без принятия специальных мер предосторожности (например, двойные перекрытия, гидроизоляция) размещать в следующем по высоте этаже над электротехническими сооружениями. Паропроводы и водопроводы не должны располагаться вблизи электротехнических сооружений и электрические кабели вблизи от горячих трубопроводов.

Необходимо обеспечить возможность создания хороших санитарно-гигиенических условий для обслуживающего персонала и выполнения требований техники безопасности. Желательно, чтобы всё оборудование, и особенно рабочие места и площадки, имело хорошее естественное освещение. Полное отсутствие естественного освещения допускается в электрических распределительных устройствах и сооружениях, не имеющих постоянного обслуживания. Должна иметься возможность устройства хорошей вентиляции и аэрации помещений.

2. Минимальная стоимость сооружений. Необходимо стремиться к тому, чтобы выбранное оборудование было размещено в минимально возможном объёме и на минимальной площади зданий и сооружений, с соблюдением, однако, всех требований технологического процесса производства энергии и правил техники безопасности, которые играют первенствующую роль и не должны приноситься в жертву строительным, архитектурным или каким-либо другим соображениям.

3. Минимальные эксплуатационные расходы. Расположение оборудования должно давать возможность обслуживания его минимальным количеством персонала и обеспечить минимальный расход электроэнергии на собственные нужды, в особенности на тягу и дутьё, перекачку воды и подачу топлива.

4. Возможность расширения станции. Устройства топливоподачи, водоснабжения конденсаторов и золоудаления не должны препятствовать расширению станции. Ввод топливоподачи в здание станции должен быть со стороны её постоянного торца, но не со стороны расширения. Расположение оборудования в цехах и взаимное расположение их должны давать возможность увеличения мощности станции без нарушения её эксплуатации в период строительных работ и установки добавочных агрегатов. Распределительное устройство собственных нужд должно быть расположено вблизи центра электрической нагрузки и иметь возможность расширения при увеличении мощности станции.

Перечисленные выше требования, предъявляемые к компоновке электростанции, в известной мере противоречат одно другому. Поэтому очень часто не удаётся удовлетворить всем этим требованиям, взятым вместе, и станцию приходится компоновать, ориентируясь на те из этих условий, которые в данном конкретном случае представляются наиболее важными.

1.7.2. Компоновка главного корпуса электростанции. Общие положения.

Главным корпусом тепловой электростанции называют главное её здание, внутри которого размещается основное и связанное с ним вспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющее главный технологический процесс преобразования теплоты сгорания топлива в электрическую энергию.

Среди производственных установок и сооружений электростанции главный корпус занимает особое, центральное место, к которому стекаются и от которого отходят разнообразные технологические потоки. Так, в главный корпус подаётся топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбин и т. д. Из главного корпуса отводятся охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов, шлак и зола при использовании твёрдых топлив и т. д. Из главного корпуса выводится конечная продукция электростанции ― электрическая энергия, а на теплоцентралях, кроме того, и тепловая энергия с паром или горячей водой.

В соответствии с установкой в главном корпусе основных энергетических агрегатов ― парогенераторов и турбоагрегатов ― в состав главного корпуса входят два основных помещения (или отделения): парогенераторное и турбинное (машинный зал) и, кроме того, так называемое промежуточное помещение между парогенераторным и турбинным помещениями для различного вспомогательного оборудования турбоагрегатов и парогенераторов. Промежуточное помещение выполняют многоэтажным в виде этажерки. Наличие его способствует устойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих, в частности, колонны наружных фасадных стен машинного зала и отделения парогенераторов.

В промежуточном помещении находятся деаэраторы с баками, иногда бункеры топлива и оборудование пылеприготовления. Оно выполняется двухпролётным, состоящим из деаэраторного и бункерного отделений, или однопролётным в виде совмещённого бункерно-деаэраторного помещения.

Кроме того, в нём размещают РОУ и БРОУ, трубопроводы, электрическое распределительное устройство собственного расхода и тепловые щиты, в том числе блочные щиты управления. Эти щиты размещают на основном уровне обслуживания, составляющем 9÷11 м и совпадающим с помещениями турбоагрегатов и парогенераторов.

Бункерное и совмещённое бункерно-деаэраторное отделения входят в состав парогенераторного отделения. Отдельно выполненное деаэраторное помещение относят к машинному залу.

В отдельных случаях, например, на некоторых газомазутных ТЭС, промежуточное отделение отсутствует, что удешевляет здание, но затрудняет размещение вспомогательного оборудования.

Как мы уже знаем, парогенераторное помещение электростанции на твёрдом топливе включает бункерное отделение с бункерами, в которых обеспечивается запас топлива. На пылеугольных электростанциях с индивидуальным пылеприготовлением оборудование пылеприготовления размещают в бункерном отделении, но быстроходные угольные мельницы располагают в основном помещении парогенераторов.

В случае централизованной сушки и размола топлива вне главного корпуса оборудование пылеприготовления размещают в отдельном здании центрального пылезавода (ЦПЗ). Там же размещают бункеры сырого угля и промежуточные бункеры угольной пыли. При индивидуальном и центральном пылеприготовлении расходные бункеры угольной пыли размещают в главном корпусе, близ топочных камер парогенераторов.

Часть вспомогательного оборудования парогенераторов ― золоуловители, дымососы на пылеугольных электростанциях ― размещают, как правило, вне главного корпуса, рядом с ним, на открытом воздухе.

Сухие золоуловители, как правило, во всех климатических районах устанавливают на открытом воздухе, нижние части обычно закрыты. Мокрые золоуловители при расчётной температуре ниже минус 150С устанавливают в закрытом помещении. Сопла и нижнюю часть мокрых золоуловителей закрывают во всех климатических районах. Дымососы и дутьевые вентиляторы устанавливают на открытом воздухе при использовании газа и мазута во всех климатических районах при расчётной температуре отопления выше минус 280С. Дымовые трубы сооружают вблизи главного корпуса со стороны парогенераторного отделения.

При благоприятных условиях, в районах с тёплым климатом, на открытом воздухе возможно расположить также и основное оборудование: парогенераторы, специально выполняемые, и турбоагрегаты, защищаемые при этом лёгкими укрытиями. Конденсационное помещение с конденсаторами турбин, теплообменниками и насосами выполняют закрытыми.

Проведение монтажных и ремонтных работ должно обеспечиваться необходимыми грузоподъёмными механизмами. Обязательна установка в машинном зале одного-двух мостовых электрических кранов грузоподъёмностью, рассчитанной на наиболее тяжёлые детали турбоагрегатов. Самыми тяжёлыми являются статоры электрогенераторов, конденсаторы турбин и т.д.

В помещении парогенераторов устанавливают также один-два мостовых электрических крана. Вспомогательное оборудование обслуживают грузоподъёмными механизмами. На электростанции устанавливают, кроме того, пассажирские и грузовые лифты. Монтажно-ремонтные площадки с железнодорожным въездом нормальной колеи выполняются в машинном отделении со стороны постоянного и временного торцов здания.

На ТЭЦ допускается въезд только со стороны временного торца. При поперечном расположении шести и более турбоагрегатов допускается устройство промежуточной ремонтной площадки. Устраивают железнодорожный въезд нормальной колеи в парогенераторное отделение, в которое предусматривают и въезд автотранспортом, электрокарами и тягачами.

Боковые въезды автотранспорта предусматривают примерно через каждые 200 м длины помещения парогенераторов со стороны дымососной. Для защиты от загрязнений открытых производственных установок, например, электрические распределительные устройства, трансформаторы и т.д., для сохранения здоровья персонала и населения, для охраны природы района электростанции при компоновке главного корпуса предусматривают возможно полную очистку дымовых газов от твёрдых примесей.

1.7.3. Типы компоновок главного корпуса

Тип компоновки главного корпуса электростанции зависит от многих факторов, из которых нужно выделить следующие:

1. Вид топлива (уголь, газ, мазут), способы его подачи (железнодорожным, морским или иным путём) и подготовки (предварительная подсушка влажных твёрдых топлив, замкнутая или разомкнутая схема сушки топлива, индивидуальная или центральная система пылеприготовления).

2. Энергетический тип электростанции (КЭС или ТЭЦ), тип и число турбоагрегатов и парогенераторов, технологическая структура электростанции (блочная или неблочная). В настоящее время сооружаются преимущественно крупные конденсационные электростанции с шестью—восемью энергоблоками. Большое распространение имеют также теплоэлектроцентрали докритических параметров пара с неблочной структурой. Наиболее крупные ТЭЦ отопительного типа выполняют с агрегатами сверкритических параметров пара с блочной структурой. На электростанциях с одинаковыми энергоблоками главный корпус составляется из одинаковых частей, включающих блок, состоящий из турбоагрегата, парогенератора и вспомогательного оборудования. Отводят место, кроме всего, для общестанционного оборудования (баки, насосы и т.д.). Как правило, устанавливают одновальные турбоагрегаты. В виде исключения на одной из электростанций установлен двухвальный турбоагрегат 800 МВт. Парогенераторы, изготовляемые в Российской Федерации, имеют обычно П-образную компоновку. На электростанциях неблочной структуры нет прямой связи между турбинами и котлами. Котлы размещают в парогенераторном отделении почти независимо от размещения турбоагрегатов в машинном зале.

Компоновки главного корпуса электростанции разделяются на:

I. Степень закрытия основных агрегатов (турбин и котлов). По этому признаку компоновки главного корпуса разделяются на:

1. Закрытые компоновки, при которых турбоагрегаты находятся внутри соответствующих помещений. Этот тип является основным.

2. Полузакрытые компоновки, которые характеризуются закрытым размещением турбоагрегатов и частично открытием парогенераторов, а именно задней стенки их конвективной шахты, заменяющей часть стены помещения парогенераторов. В промежутках между парогенераторами стена этого помещения выполняется. Перекрытие помещения парогенераторов при этом опирается обычно на выведенный вверх и усиленный каркас парогенераторов. Полузакрытые компоновки в России применять перестали ввиду трудностей, возникающих при монтаже и строительстве электростанции, в особенности в условиях холодного климата, а также необходимости специального выполнения конвективной шахты парогенератора.

3. Полуоткрытые компоновки, которые имеют закрытый машинный зал и открытое размещение парогенераторов, над которыми для защиты от осадков устраивают навесы. Галереи обслуживания парогенераторов на различных уровнях при этом также закрыты. Такие компоновки встречаются редко. Полуоткрытая компоновка есть на Сумгаитской ТЭЦ близ г. Баку.

4. Открытая компоновка, характеризующаяся открытой верхней частью машинного зала и котельного отделения. Турбоагрегаты при этом защищают лёгкими укрытиями типа ангара, внутри которого может находиться персонал для контроля работы оборудования и выполнения мелкого ремонта оборудования с использованием небольшого передвижного крана. В настоящее время электростанции открытого типа не сооружаются ввиду необходимости специального выполнения оборудования, размещаемого на открытом воздухе, неудобств работы персонала при неблагоприятных атмосферных условиях (осадки, ветер, солнечная радиация и т.д.). Такие станции имеются на Кавказе, В Средней Азии и в США.

II. Взаимное расположение помещений для турбогенераторов и парогенераторов. Этот признак характеризует в основном компоновки закрытого типа. По этому признаку различают следующие варианты:

1. Помещения турбоагрегатов и парогенераторов примыкают друг к другу или к промежуточному деаэраторному помещению с двух сторон, образуя вместе единое здание. Такая компоновка называется сомкнутой. Это ― основной тип компоновок главного корпуса. Сомкнутые компоновки могут быть следующих видов: продольные оси машинного зала и помещения парогенераторов перпендикулярны. Такие перпендикулярные компоновки с двумя или тремя помещениями парогенераторов применялись на районных электростанциях,

Т ПГ использующих низкосортные топлива. Эти компоновки дороги и

неудобны в эксплуатации, поэтому в настоящее время не применяются.

Продольные оси машинного зала и помещения парогенераторов

параллельны.

Такая параллельная компоновка является основным видом сомкнутой

ПГ Рис. 37. компоновки главного корпуса.

Т При этом общая длина машинного зала

и помещения парогенераторов должна по

ПГ возможности совпадать, но не всегда удается.

2. Турбоагрегаты и парогенераторы размещаются в двух отдельных параллельных зданиях, находящихся на небольшом расстоянии друг от друга и соединенных переходными

мостиками для персонала, прокладки трубопроводов,

электрокабелей и т. д. Такая компоновка называется разомкнутой

и в настоящее время не применяется из-за неудобства обслуживания

оборудования, удорожания строительства главного корпуса.

Рассмотрим типы компоновок главного корпуса по расположению

бункерного и совмещённого бункерно-деаэраторного отделений.

К ним относятся следующие типы компоновок:

Рис. 38. 1. С наружным бункерным отделением (рис. 39).

2. С внутренним бункерным отделением (рис. 40).

3. С совмещённым бункерно-деаэраторным отделением (рис. 41).

4. С центральным пылезаводом (рис. 42):

1―машинное отделение; 2―котельное отделение; 3―деаэраторное отделение; 4―бункерное отделение; 5―центральный пылезавод.

 

1 3 2 4 1 3 4 2 1 3,4 2 1 3 2 5

Рис.39. Рис.40. Рис.41. Рис.42.

Наиболее часто встречающаяся компоновка ― с совмещенным бункерно-деаэраторным отделением.

Контрольные вопросы.

1. Что такое компоновка главного корпуса электростанции?

2. Какие требования предъявляются к компоновке главного корпуса электростанции?

3. Что называется главным корпусом электростанции?

4. От чего зависит тип компоновки главного корпуса электростанции?

5. Какие компоновки главного корпуса по степени закрытия основных агрегатов применяются на электростанциях?

6. Какие типы компоновок главного корпуса по расположению бункерного и бункерно-деаэраторного отделения применяются на электростанциях?

1.7.3. Строительная компоновка главного корпуса ТЭС

Агрегаты на электростанции нумеруются в порядке их установки. Торцевая стена главного корпуса со стороны первых турбин и котла называется постоянным торцом. Противоположный торец называется временным. Он переносится по мере установки новых агрегатов. Продольные ряды колонн обозначаются буквами А, Б, В, Г, Д, а поперечные ― цифрами 1,2,3,4 и т.д.

Для основных геометрических размеров приняты следующие названия:

― пролёт ― это расстояние между осями колонн в поперечном направлении;

― шаг по колоннам ― это расстояние между осями колонн в продольном направлении;

― шаг по котлам или турбинам ― это расстояние в продольном направлении между осями смежных котлов или турбин;

― ячейка котла или турбины ― это часть котельного или турбинного отделения, занятая одним котлом или турбиной с относящимся к нему вспомогательным оборудованием.

На блочных ТЭС шаг по котлам и турбинам одинаковый, поэтому он называется шагом по блокам. Благодаря единому шагу всё оборудование блока компонуется в единой блочной ячейке. Иначе бы происходил сдвиг котлов относительно турбин и соответственно ― удлинение коммуникаций блока, нарушение единообразия компоновки. Всё это усложнило бы проектирование, монтаж, ремонт, эксплуатацию оборудования. Равенство шагов по котлам и турбинам достигается путём изменения поперечных и высотных размеров главного корпуса электростанции и перекомпоновки всего оборудования. Например, деаэраторы питательной воды могут быть расположены либо вдоль цеха, либо поперёк цеха. При поперечном расположении деаэраторов требуется меньший шаг, но больший пролёт.

Во всех случаях, то есть при блочной компоновке и с поперечными связями, стремятся к тому, чтобы длина машинного зала была близка к длине котельного отделения. Для этого часто применяют продольное расположение турбоагрегатов.

Оборудование главного корпуса располагают в соответствии с технологической последовательностью, что сокращает протяжённость коммуникаций.

Одной из основных задач, возникающих при создании типов компоновок электростанций на повышенные и сверхкритические начальные параметры пара с применением промежуточного перегрева пара, является требование максимального приближения турбоагрегата к парогенератору, с тем, чтобы паровые коммуникации, соединяющие котлоагрегат с турбиной, были по возможности короткими. Например, увеличение расстояния между котельным агрегатом и турбиной на 1 м приводит к дополнительному расходу стали на паропроводы, соединяющие котёл с турбиной, в 1,5÷2 раза, в зависимости от мощности котла и турбины.

Кроме того, увеличение длины коммуникаций, связывающих котлоагрегат с турбиной, приводит к ухудшению экономичности блока за счёт увеличения падения давления в паропроводах. Особенно большое значение имеют потери давления в паропроводах промежуточного перегрева пара, для которых дополнительное падение давления ухудшает экономичность блока на 0,2÷0,3%.

При продольном расположении турбоагрегатов в машинном зале однотипное расположение по отношению друг к другу котельного и турбинного оборудования можно получить только в том случае, когда размер котельной ячейки, определяемый шириной устанавливаемого котлоагрегата, совпадает с шагом турбоагрегатов, определяемым их длиной.

Однако во всех случаях размер котельной ячейки заметно отличается от шага турбоагрегатов в их длину и при их продольном расположении возможны два решения: или выравнивание размеров ячеек, что приведёт к неоправданному увеличению строительных объёмов главного корпуса, или при сохранении минимальных размеров ― к увеличению длины соединительных коммуникаций для каждого последующего блока. А это недопустимо при применении повышенных и сверхкритических параметров и промежуточного перегрева пара.

Необходимо отметить, что даже в случае соответствия размеров котельной ячейки и шага турбоагрегатов друг другу при продольном расположении турбоагрегатов трассы паропроводов удлиняются и усложняются из-за необходимости подвода пара к стопорным клапанам, которые расположены у турбоагрегатов большой мощности по обе стороны агрегата.

Помимо взаимного расположения котлов и турбин, на длину коммуникаций, связывающих их, оказывает непосредственное влияние пролёт бункерно-деаэраторного отделения при центральном его расположении. Для электростанций с блочной схемой за счёт отсутствия поперечных связей деаэраторы блока при установке шаровых мельниц удаётся вписать в промежутки между бункерами котлоагрегатов. При установке шахтных мельниц вследствие их большого количества, вызванного отсутствием конструкций мельниц больших производительностей, места в бункерном отделении не остаётся. В этом случае деаэраторы располагаются либо над конвейерами топливоподачи, либо на специальных площадках, переброшенных со строительных конструкций бункерного отделения на каркасы котлоагрегатов.

Благодаря этому, вместо самостоятельных бункерного и деаэраторного отделений, неизбежных для электростанций с поперечными связями, для блочных электростанций принято совмещённое бункерно-деаэраторное отделение уменьшенного пролёта.

На электростанциях с поперечными связями по пару и воде требуется большое количество трубопроводов между котлами и турбинами. Необходимость трассировки этих трубопроводов вдоль главного корпуса и отсутствия места для них в бункерном отделении, а также в машинном зале и котельном помещении вызвали появление в составе главного корпуса второго специального отделения, в основном предназначенного для размещения трубопроводов. На высоких отметках этого отделения располагались деаэраторы для деаэрации питательной воды, вследствие чего это второе отделение получило название деаэраторного.

На КЭС с блочными схемами, для которых характерно отсутствие поперечных связей, от сооружения специального деаэраторного отделения удалось отказаться. В этом случае деаэраторы чаще всего устанавливаются в бункерном отделении между угольными бункерами.

На газомазутных электростанциях и на станциях с центральным вынесенным пылезаводом деаэраторы устанавливаются в котельном отделении.

1.7.4. Компоновка помещения парогенераторов

На современных электростанциях принято однорядное размещение парогенераторов. Тип компоновки парогенераторной установки определяется следующим: типом и размещением котлов, видом и подготовкой топлива, взаимным размещением бункеров и пылеприготовительного оборудования, размещением золоуловителей и дымососной установки.

На ТЭС применяются парогенераторы различного типа. С парогенераторами Т-образного типа встречаются двухярусное бункерное отделение, которое размещается по обе стороны парогенератора. Размеры бункеров сырого угля принимают такими, чтобы обеспечивать для каменных углей и антрацитового штыба запас не менее чем на 8 часов, для бурых углей ― не менее чем на 5 часов работы парогенератора с полной нагрузкой.

Полезную ёмкость промежуточных бункеров пыли парогенераторов принимают исходя из запаса не менее 2÷2,5-часового номинального расхода пыли. При установке одной мельницы на парогенератор полезная ёмкость бункера должна обеспечивать 4-часовой запас пыли.

Шаровые барабанные мельницы устанавливают в бункерном отделении. Быстроходные мельницы устанавливают непосредственно у фронта парогенератора в основной части парогенераторного помещения. Электрофильтры и другие золоуловители, дымососы и дымовые трубы располагают на уровне земли вблизи наружной стены парогенераторного помещения.

Резко упрощается компоновка парогенераторного отделения при газомазутном топливе. При этом фронт парогенераторов естественно располагать со стороны машинного зала или промежуточного отделения, например, деаэраторного. При сжигании пылевидного твёрдого топлива фронт парогенераторов также обращён к машинному залу.

1.7.5. Компоновка машинного зала и деаэраторного отделения

Машинный зал разделяется по высоте на два помещения: в верхнем устанавливается турбоагрегат, а в нижнем, конденсационном, размещают фундамент турбоагрегата, конденсаторы и вспомогательное оборудование, регенеративные и сетевые подогреватели, питательные, конденсатные, дренажные и другие насосы. Под полом конденсационного помещения возможно устройство подвала глубиной 3÷4 м, в котором размещают трубопроводы охлаждающей воды, электрокабели и другие линии коммуникаций. Между верхним помещением турбоагрегатов и нижним конденсационным сплошного перекрытия не выполняют. Это позволяет обслуживать мостовым краном, находящимся вверху машинного зала, не только турбоагрегаты, но и вспомогательное оборудование в конденсационном отделении. Такое общепринятое расположение турбоагрегатов в машинном зале называют островным. Освещение конденсационного помещения при этом улучшается, а главный корпус удешевляется.

Вокруг турбоагрегатов устраивают площадки обслуживания, соединяемые переходами с галереями, идущими вдоль колонн и стен машинного зала.

Здание машинного зала имеет колонны, верхнее перекрытие с кровлей, продольные и торцевые стены. Одну из торцевых стен, со стороны основного подъёзда к главному корпусу, выполняют постоянной, другую обычно временной. Расстояние между колоннами (продольный их шаг) для крупных электростанций принято 12 м.

Возможны два способа расположения турбоагрегатов в машинном зале:

― продольное, при котором продольная ось турбоагрегата параллельна продольной оси машинного зала;

― поперечное, когда эти оси перпендикулярны.

Продольное размещение турбоагрегатов можно выполнить, устанавливая все турбоагрегаты одинаково, турбинами в одну и генераторами в противоположную сторону. Такое размещение называют последовательным (цугом или гуськом). При такой компоновке одинаковые турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование имеют одинаковое размещение, что удобно для эксплуатации, монтажа и строительства.

При последовательном расположении турбоагрегатов предпочтительная установка их турбинами к постоянной торцевой стене. При этом для выемки ротора электрогенератора крайнего агрегата не требуется специального места, так как со стороны временного торца имеется монтажная площадка.

Реже применяют продольную, так называемую встречную установку турбоагрегатов попарно, турбинами друг против друга. Продольное размещение турбоагрегатов характерно преимущественно для электростанций неблочной структуры.

На электростанциях блочной структуры в РФ широко применяется поперечное размещение турбоагрегатов в машинном зале. При таком размещении продольные размеры здания, требуемые для одной турбоустановки и парогенератора данного энергоблока, практически совпадают, в отличие от продольного размещения турбоагрегатов, при котором размер ячейки турбоустановки значительно больше, чем для парогенератора.

Турбоагрегаты устанавливают поперёк машинного зала турбиной со стороны парогенераторов, электрогенератором ― со стороны наружной стены машинного зала. Такая компоновка применена на Литовской ГРЭС с энергоблоками 300 МВт. Благодаря этому сокращаются длины трубопроводов пара свежего и промежуточного перегрева, а также выводов электрического тока от генераторов к повышающим трансформаторам, устанавливаемым у фасадной стены машинного зала на открытом воздухе.

Например, при мощности энергоблоков 200÷300 МВт длина пролёта (ячейки) машинного зала составляет 45 м, при мощности 500 МВт ― 51 м, для 800 МВт ― 75 м, для 1200 МВт ― 90 м.

Учитывая необходимость создания наиболее коротких трасс циркуляционного водоснабжения и наиболее коротких коммуникаций питательной воды, турбоагрегат при его продольном расположении в машинном зале должен располагаться регенеративной установкой в сторону котельного отделения. При этом патрубки охлаждающей воды конденсаторов обращены в сторону фасадной стены машинного зала. В этом случае пролёт машинного зала уменьшится на 6 м.

Однако, несмотря на уменьшение пролёта ферм кровельного перекрытия, общий объём строительных работ не уменьшается, а увеличивается из-за необходимости сооружения дополнительного ряда колонн высотой 19 м для пристройки распределительного устройства собственных нужд (РУСН).

Единственным способом уменьшения пролёта машинного зала при поперечной установке турбоагрегатов и его длины при продольной установке турбоагрегатов следует считать создание более компактных конструкций как самих турбоагрегатов, так и их вспомогательного оборудования. Турбостроительные заводы и заводы, производящие электрогенераторы, добились в этом направлении некоторых успехов, однако возможности дальнейшего сокращения габаритов турбин и генераторов пока ещё не исчерпаны.

В деаэраторном отделении на газомазутных и неблочных пылеугольных электростанциях размещаются также трубопроводы с арматурой, РОУ, БРОУ, щиты управления и распределительное устройство собственных нужд. В объединённом бункерно-деаэраторном отделении пылеугольных блочных электростанциях размещается ещё и оборудование и бункера системы пылеприготовления.

1.7.6. Генеральный план электростанции

Генеральный план электростанции (генплан) представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции её основных и вспомогательных сооружений. Генплан ― это важнейшая составная часть ситуационного плана электростанции, включающего кроме производственной площадки источник и систему водоснабжения, жилой посёлок, золошлакоотвалы, примыкающие железнодорожные пути и автодороги, выводы линии электропередачи, электрических кабелей и теплопроводов, топливный склад (если он размещён вне ограды основной производственной площадки), шлакозолопроводы.

Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе золоуловителями, дымососами, дымовыми трубами, повышающими трансформаторами; электрический щит управления, электрические распределительные устройства закрытые и открытые; устройства водоснабжения, топливного хозяйства, и золоудаления; химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения и другие.

В генплане электростанции рядом с основной территорией предусматривают место для строительно-монтажного полигона, на котором выполняют сборку железобетонных и стальных конструкций зданий. Целесообразно иметь свободное место для расширения главного корпуса в случае увеличения мощности электростанции сверх проектной ввиду постоянного роста электрической и тепловой нагрузок района электростанции.

Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусматривают необходимые пожарные разрывы и проезды.

К помещениям машинного зала и парогенераторов, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к приёмно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования должен быть обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог.

Отдельные здания, сооружения и установки размещают по возможности в соответствии с основным технологическим процессом преобразования энергии на электростанции. Так, целесообразно топливное хозяйство располагать со стороны помещения парогенераторов, а устройства водоснабжения ― со стороны машинного зала. Повышающие трансформаторы устанавливают обычно у фасадной стены машинного зала, дымовые трубы сооружают близ помещения парогенераторов.

Это требование не всегда удаётся выполнить. Так при размещении открытого распределительного устройства (ОРУ) со стороны фасадной стены машинного зала приходится удалять от источника водоснабжения (реки или пруда-охладителя), из-за чего удорожается система водоснабжения электростанции. Поэтому применяют и другие варианты расположения ОРУ в генеральном плане.

Важным фактором для правильного размещения сооружений электростанции на генплане является господствующее направление и сила ветра, характеризуемое «розой ветров». Под «розой ветров» в метеорологии понимают графическое изображение относительного распределения повторяемости или значений средних (или максимальных) скоростей ветра за многолетний период наблюдений, по восьми направлениям (румбам).

Розу ветров изображают в виде восьми векторов-радиусов, направленных к одной общей центральной точке по странам света: с севера на юг, с востока на запад, с северо-востока на юго-запад и т.д. На чертежах генплана изображение розы ветров является обязательным.

С учётом розы ветров открытый угольный склад размещают с подветренной стороны по отношению к главному корпусу, открытому распределительному устройству, линиям электропередачи, градирням и брызгальному устройству, если таковые имеются. Аналогично градирни или брызгальные устройства также надо располагать с подветренной стороны по отношению к ОРУ и линиям электропередачи во избежание осаждения капель влаги на изоляторах и перекрытия их электрическим током.

Генеральные планы ТЭЦ имеют обычно следующие отличительные особенности от КЭС: наличие закрытого электрического распределительного устройства генераторного напряжения (ЗРУ), вывод электроэнергии не только воздушными линиями электропередачи высокого напряжения из ОРУ, но и подземными электрическими кабелями генераторного напряжения, применение оборотного водоснабжения с градирнями, вывод теплопроводов к потребителям.

Градирни размещают обычно со стороны постоянного торца главного корпуса. Циркуляционные насосы устанавливают большей частью в машинном зале по два на одну турбину (пример ― Артёмовская ТЭЦ), иногда в центральной насосной, между градирнями и главным корпусом электростанции (пример ― Южно-Сахалинская ТЭЦ).

Планировка и компоновка сооружений электростанции на генеральном плане в основном определяется системой и схемой технического водоснабжения, схемой топливного хозяйства, схемой распределения электроэнергии и до некоторой степени рельефом и грунтовыми условиями выбранной площадки.

Основным требованием к планировке генерального плана является возможно более компактное расположение сооружений на площадке. Компактное расположение сооружений даёт заметный эффект в снижении стоимости строительства. Основным средством для повышения компактности застройки площадки электростанции является объединение отдельных цехов, главным образом вспомогательных, в единые здания.

Компоновка генерального плана должна всегда предусматривать возможность будущего расширения электростанции, в связи с чем обязательно соблюдение следующих требований:

1. В воротах главного корпуса со стороны его временного торца не должно быть никаких сооружений, особенно подземных, препятствующих его расширению.

2. Площадки у временных торцов прочих основных сооружений производственного характера (химводоочистка, распределительные устройства

высоких напряжений и другие) также не должны застраиваться.

3. Топливоподача, распределительные устройства, пристанционный узел и насосные станции технического водоснабжения во избежание излишних капиталовложений должны проектироваться и строиться на проектную мощность электростанции.

Компоновка генерального плана должна обеспечивать также наиболее рациональное расположение и наиболее удобные и короткие транспортные связи основных объектов строительства электростанции с укрупнительными и монтажными площадками, складами оборудования и сборных железобетонных деталей, мастерскими и прочими временными предприятиями, сооружаемыми на территории электростанции для обеспечения производства строительно-монтажных работ.

Таким образом, объёмы строительных работ зависят от компоновочных и технических решений генерального плана.

Рассмотрим в качестве примера основные показатели застройки промплощадки конденсационной электростанции ГРЭС-1200 с шестью энергоблоками по 200 МВт:

Площадь участка в ограде……………………………………………….16,2 га.

Площадь под зданиями и сооружениями……………………………….11,3 га.

Площадь только под зданиями…………………………………………...4,8 га.

Коэффициент использования территории……………………………….69,5%.

Коэффициент застройки………………………………………………......29,5%.

Площадь открытого распределительного устройства (ОРУ)…………..11,6 га.

Длина ограждения площадки ГРЭС………………………………………1,21 км.

По типовому проекту ГРЭС-2400 с восемью энергоблоками по 300 МВт занимает территорию в ограде (без ОРУ) 21 га. Коэффициент использования территории составляет 66%.

Для ГРЭС-4000 с восемью энергоблоками по 500 МВт площадь отводимой земли без водохранилища, золоотвала, строительной базы и подъездных путей составляет около 100 га, а площадь промплощадки (без ОРУ и строительной базы) равна 26 га. Только площадь топливного склада составляет 16 га.

Площадь участка в ограде действующей современной пылеугольной ТЭЦ мощностью 250 МВт составляет 25,6 га.

Контрольные вопросы.

1. Какие названия приняты для основных геометрических размеров главного корпуса электростанции?

2. Чем определяется тип компоновки парогенераторной установки?

3. Как можно расположить турбоагрегаты в машинном зале?

4. Что из себя представляет генеральный план и что он в себя включает?

5. Что такое «Роза ветров»?

6. Чем отличается генеральный план ТЭЦ от генерального плана КЭС?

Тема 1.8. Газотурбинные, парогазовые и атомные

электрические станции

1.8.1. Газотурбинные электростанции

Газотурбинная установка ― это тепловой двигатель, рабочее тело в котором является газом, полученным при сгорании органического топлива.

Газотурбинные электростанции как самостоятельный источник энергоснабжения в крупной энергетике распространения не получил. На Дальнем Востоке имеется только одна газотурбинная электростанция, это ― Якутская ГРЭС.

Мощность газовой турбины значительно меньше мощности паровой турбины и доходит до 200 МВт. Газотурбинные электростанции имеют КПД не выше 35÷40%, то есть ниже, чем у современных паротурбинных электростанций. По капитальным затратам газотурбинные электростанции на газовом топливе проще и дешевле паротурбинных, однако использование сернистого мазута и твёрдого топлива на газотурбинных электростанциях имеет значительные технические трудности и экономически пока не оправдываются.

В зависимости от вида применяемого топлива газотурбинные станции работают по открытому (или разомкнутому) или по закрытому (замкнутому) циклу.

воздух топливо продукты сгорания

 

камера

сгорания электрогенератор

 

компрессор газовая турбина

Рис.43.

Рассмотрим простейшую газотурбинную установку (рис.43). Она состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины с электрогенератором.

Принцип работы газотурбинной установки (ГТУ) следующий: атмосферный воздух в компрессоре сжимается и под давлением поступает в камеру сгорания, куда подаётся также газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются из камеры сгорания в газовую турбину, для которой они служат рабочим телом. Отработавшие в турбине продукты сгорания выбрасываются в атмосферу. Большая часть мощности газовой турбины (до 65%) передаётся электрическому генератору, остальная потребляется воздушным компрессором.

Теперь разберём работу газотурбинной электростанции открытого типа.

Газотурбинная установка открытого типа ― это ГТУ, в которой рабочее тело поступает из атмосферы, однократно проходит через все элементы ГТУ и выбрасывается в атмосферу. ГТУ открытого типа выполняются по простому циклу (мы уже рассмотрели эту схему) и по сложным циклам.

Газотурбинные установки по сложным циклам включают одну или несколько ступеней промежуточного охлаждения воздуха при сжатии в компрессоре. Рассмотрим одну из таких открытых схем ГТУ.

5 1―электрогенератор;

2―компрессор низкого

2 4 6 1 давления;

8 3―воздухоохладитель;

4―компрессор высокого

давления; 5―регенератор;

воздух t0=7000С 6―газовая турбина;

3 7 7―камера сгорания;

Рис.44. 8―пусковой двигатель.

Температура отработавших газов при атмосферном давлении очень высока (380÷4400С). По этой причине велика потеря с физическим теплом уходящих газов. Тепло это можно частично использовать в регенераторе дл подогрева воздуха перед камерой сгорания. Регенератор (поверхностный теплообменник) служит для утилизации теплоты (охлаждения выхлопных газов) путём подогрева воздуха перед его подачей в камеру сгорания. Коэффициент теплопередачи от газа к воздуху через металлическую стенку невысок, поэтому поверхность нагрева, габариты и стоимость регенератора велики. Разместить регенератор можно на открытом воздухе, около здания электростанции или в пристройке к нему.

Первоначально газотурбинные установки предназначались для покрытия основной нагрузки, и их оборудовали, как правило, регенераторами.

В настоящее время признано, что газотурбинные установки должны служить для покрытия пиковой части нагрузки, регулирования частоты электрического тока, поэтому должны быть простыми и мобильными. На таких ГТУ с невысоким использованием мощности устанавливать регенератор нецелесообразно.

Мощность ГТУ открытого типа ограничена. При двух — трёх последовательно включённых компрессорах начальное давление газа перед турбиной не превышает 1,0÷1,5 МПа. А объём газа велик, что затрудняет повышение мощности такой установки.

На отечественных электростанциях с газовыми турбинами таких типов как ГТ-25-700, ГТУ-50-800, ГТ-100-750-2 принята начальная температура газов 700÷8000С, а на ГТУ-200-1000 ― 10000С.

Компоновка газотурбинных электростанций существенно отличается от компоновок паротурбинных электростанций. Газотурбинные агрегаты обычно устанавливаются поперечно в машинном зале с пролётом 36 м и ячейкой блока в 24 м. Дымовые газы отводятся в дымовую трубу высотой 120 м с тремя металлическими газоотводящими стволами.

1. 8.2. Область применения ГТУ

По назначению ГТУ разделяются на энергетические ― для привода электрогенератора, приводные ― для привода компрессоров газоперекачивающих станций, металлургических и химических производств, насосов пожаротушения и перекачки нефти и т.д., транспортные ― в качестве двигателей в авиации, водном, железнодорожном и автомобильном транспорте.

Нас интересуют только энергетические ГТУ, которые в зависимости от продолжительности работы под нагрузкой в течение года разделяются на базовые, полупиковые, пиковые и ГТУ аварийного резерва.

Важной особенностью энергетических ГТУ является зависимость их показателей от параметров наружного воздуха, и в первую очередь от его температуры. Под её влиянием изменяется расход воздуха через компрессор, соотношение внутренних мощностей компрессора и газовой турбины, и в итоге – электрическая мощность ГТУ и её КПД.

Изменение электрического КПД ГТУ в сторону его уменьшения особенно значительно при температуре наружного воздуха выше +5÷100С. С повышением температуры наружного воздуха до +15÷400С этот КПД уменьшается на 13÷27% в зависимости от температуры газов перед газовой турбиной и вида сжигаемого топлива.

1.8.3. Парогазовые установки электростанции

Сочетание паротурбинной и газотурбинной установок, объединяемых общим технологическим циклом, называется парогазовой электростанцией. Смысл объединения этих установок в единое целое заключается в снижении потерь отработавшего тепла газовых турбин или тепла уходящих газов парогенераторов и, следовательно, в повышении КПД парогазовой электростанции по сравнению с отдельно взятыми паротурбинной или газотурбинной электростанциями.

Практическое применение нашли ПГУ:

1. С низконапорной паропроизводящей установкой (ННППУ).

2. С высоконапорной паропроизводящей установкой (ВНППУ).

3. С подогревом питательной воды паропроизводящей установке теплотой уходящих газов ГТУ.

4. С котлами-утилизаторами без промежуточного перегрева в паросиловой части цикла.

В основном применение в России получили парогазовые установки с высоконапорными парогенераторами и ПГУ со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенераторов.

 

Рис.45:

топливо 6 1 2 1―паровая турбина;

2―электрогенератор;

3―конденсатор;

4―питательный насос;

5 7 2 3 5―компрессор;

6―высоконапорный

парогенератор;

воздух продукты сгорания 4 7―газовая турбина.

Высоконапорный парогенератор работает на газовом или очищенном жидком топливе с давлением в топочной камере и газоходах 0,45÷0,55 МПа. Дымовые газы, выходящие из парогенератора с высокой температурой и избыточным давлением, направляются в газовую турбину. На одном валу с газовой турбиной находится воздушный компрессор, нагнетающий воздух в топочную камеру парогенератора.

Особенностью такой парогазовой установки заключается в том, что не требуется дымосос для удаления уходящих газов высоконапорного парогенератора. Уходящие газы являются рабочим телом газовой турбины, которая используется для привода электрогенератора, и, кроме того, воздушного компрессора, замещающего дутьевой вентилятор.

Пар из высоконапорного парогенератора направляется к конденсационной паровой турбине, имеющей обычную тепловую схему, то есть с регенеративным подогревом, деаэрацией и т.д.

Благодаря использованию уходящих газов парогенератора в турбине и дополнительному использованию отработавшего тепла газовой турбины в экономайзерах для подогрева питательной воды парогенератора, КПД такой парогазовой электростанции с высоконапорным парогенератором выше, чем КПД паротурбинной, а тем более газотурбинной электростанции, и может достичь 42÷43%.

Применение схемы со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру парогенератора основано на том, что в камере сгорания топливо в газообразном состоянии сжигают с большим избытком воздуха. По этой причине содержание кислорода в отработавших газах турбины достаточное (16÷18%) для сжигания основной массы топлива в парогенераторе.

Парогазовые электростанции со сбросом отработавших газов в топочную камеру парогенератора имеют те преимущества, что при этом используется парогенератор обычной конструкции и возможно использование в нём любого вида топлива (твёрдого, жидкого, газового). В камере сгорания газотурбинной установки сжигают при этом в относительно меньшем количестве газ или жидкое топливо.

Парогазовая установка может состоять из паротурбинного и газотурбинного энергоблоков обычного типа. Примером может служить сочетание серийного паротурбинного энергоблока 300 МВт с газотурбинной установкой ГТ-100-750-2.

Такое объединение двух установок в общий парогазовый энергоблок имеет целью быстрое увеличение мощности паротурбинным блоком на 40÷45 МВт при отключении регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) в периоды пиковых нагрузок и быстрого их роста. Чтобы сохранить нормальный режим работы парогенератора, питательную воду подогревают отработавшими газами газотурбинной установки, например, в двух последовательно включённых дополнительных экономайзерах. При этом температура отработавших газов ГТУ снижается примерно до 1900С, КПД комбинированного парогазового энергоблока достигает примерно 40% при значении КПД паротурбинного энергоблока около 39%.

К парогазовым относятся также установки с парогазовыми турбинами, работающими на парогазовой смеси. В такой установке в камеру сгорания для снижения температуры продуктов сгорания топлива до требуемого значения впрыскивают воду. Испаряясь, вода с газами в виде парогазовой смеси направляется в турбину. Использование воды в камере сгорания позволяет снизить избыток воздуха для горения по сравнению с обычной газотурбинной установкой и, следовательно, несколько повысить КПД установки. Отработавшая парогазовая смесь удаляется в атмосферу непосредственно или через регенератор, в котором подогревается вода перед камерой сгорания.

Все схемы парогазовой установки предполагают частичное или полное использование высококачественного органического топлива (природного газа или жидкого газотурбинного топлива), что тормозит их широкое внедрение. В качестве примера: ПГУ мощностью 250 МВт установлена на Молдавской ГРЭС. За рубежом парогазовые установки получили широкое распространение: США, Англия, Япония, Германия, Франция. Лучшие зарубежные ПГУ работают с КПД нетто 46÷49%, они полностью автоматизированы.

Большое разнообразие существующих схем парогазовых установок и сложные связи между основным оборудованием ПГУ ― газовой турбиной, паровым котлом, паровой турбиной ― вызывают определённые трудности при расчёте энергетических показателей ПГУ. Эти трудности возрастают при комбинированной выработке в ПГУ электрической и тепловой энергии.

Парогазовые установки характеризуются сложным распределением теплоты топлива между видами отпускаемой энергии, что необходимо учитывать при определении энергетических показателей.

Парогазовые установки со сбросом газов газовой турбины в топку парового котла характеризуются тем, что уходящие газы газовой турбины являются высокоподогретыми (до 450÷5500С) окислителем с содержанием кислорода 14÷16%. По этой причине их целесообразно использовать для сжигания основной массы топлива в паровом котле.

Парогазовые установки с котлами-утилизаторами почти нигде не применяется из-за небольшой мощности установки и низкого КПД, так как пар в таком котле можно нагреть лишь до начальных параметров пара: давление ―4,0÷4,4 МПа и температура 400÷4600С.

1.8.2. Атомные электростанции. Общие сведения

В 50-х годах 20-го века тепловые электростанции пополнились новым видом ― атомными электростанциями (АЭС), на которых энергия деления ядра атома, выделяемая в виде тепловой энергии, преобразуется в электрическую. Вещество, выделяющее энергию деления ядра атома, называют условно ядерным горючим (топливом). В настоящее время имеются два класса тепловых электростанций – на органическом и ядерном топливе (горючем).

Ядерным горючим служит большей частью природный уран U-238, обогащённый ураном U-235, содержание которого в природном уране составляет менее 1%. Ядра урана U-235 обладают способностью самопроизвольного деления, сопровождающегося выделением «быстрых» нейтронов и большого количества тепла.

Скорость быстрых нейтронов составляет 10000 км/с. Главная особенность ядерного горючего, используемого на атомных электростанциях, состоит в его высокой « калорийности», что позволяет свести к минимуму транспортные расходы, связанные с доставкой топлива. Из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при сжигании примерно 3000 т каменного угля.

Атомные электростанции имеют большое преимущество перед тепловыми в отношении сохранения чистоты атмосферного воздуха, так как они работают без выброса золы, вредных сернистых газов и окислов азота. Быстрое развитие атомной энергетики стало возможным благодаря большому размаху работ по ядерной физике.

Ядерная энергетика обязана своим появлением в первую очередь природе открытого в 1932 году нейтрона. Нейтроны входят в состав всех ядер, кроме ядра водорода. Связанные нейтроны в ядре существуют бесконечно долго. В свободном виде они недолговечны, так как или распадаются с периодом полураспада 11,7 минут, превращаясь в протон и испуская при этом электрон и нейтрино, или быстро захватываются ядрами атомов. По значению энергии нейтронов их подразделяют на тепловые, промежуточные и быстрые.

Тепловыми называют такие нейтроны, скорость которых равна скорости их теплового движения, устанавливающейся при тепловом равновесии со средой.

Самоподдерживающаяся цепная реакция деления ядер тяжёлых элементов состоит в том, что при присоединении нейтрона к ядру образуется возбуждённое ядро, которое может оказаться столь неустойчивым, что распадается на два осколка, то есть ядра более мелких элементов. При этом испускается два или три новых нейтронов, вызывающих деление следующих ядер. Осколки деления ― это изотопы элементов, расположенных в средней части периодической системы Менделеева.

Устройство, в котором энергия деления ядер атома используется в виде тепловой энергии, называется ядерным реактором. В настоящее время на атомных электростанциях используют преимущественно реакторы на тепловых нейтронах. В этих реакторах первоначальную скорость нейтронов при выделении из ядра атомов снижают, применяя замедлители, которыми служат вещества, с небольшим молекулярным весом: обычная вода Н2О, тяжёлая вода D2О, углерод С в виде графита и другие. Тяжёлую воду добывают из обычной, в которой она содержится в очень небольшом количестве, путём сложного процесса, связанного с большими затратами энергии. Поэтому стоимость тяжёлой воды очень высока.

Недостатком ядерных реакторов на тепловых нейтронах является недостаточно полное использование ядерного топлива. Поэтому более широкое применение на атомных электростанциях получат ядерные реакторы на быстрых нейтронах, так называемые реакторы-размножители, в которых неактивные природные элементы преобразуются в активные изотопы, например, U-238 в плутоний Рu-239, торий Th-232, уран U-233, при одновременном выделении энергии, преобразуемой в электрическую. Недостатком ядерных реакторов на тепловых нейтронах является недостаточно полное использование ядерного топлива.

Рассмотрим схему реакции деления ядер урана.

Медленный нейтрон

 

2 235U

 

 

Осколок деления Деление Осколок деления

Быстрые нейтроны

Замедлитель

 

 

 

 

Медленные нейтроны

 

238U 235U

 

239U

 

Деление Осколок

Осколок деления Быстрые нейтроны деления

 

2

Замедлитель

 

39Np нептуний

 

 

 

239Pu плутоний 235U Медленные нейтроны

Рис.46.

Естественным и немаловажным представляется вопрос о ресурсах самого ядерного топлива. Достаточны ли его запасы, чтобы обеспечить широкое развитие ядерной энергетики оценочным данным, на всём земном шаре в месторождениях, пригодных для разработки, имеется несколько миллионов тонн урана. Вообще говоря, это не мало, однако нужно учесть, что в получивших ныне широкое распространение АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, практически лишь очень небольшая часть урана (около 1%) может быть использована для выработки энергии. Остальные 99% добываемого урана должны уходить в отвал. Поэтому оказывается, что при ориентации только на реакторы на тепловых нейтронах ядерная энергетика по соотношению ресурсов не так уж много может добавить к обычной энергетике ― всего лишь около 11%. Глобального решения надвигающейся проблемы энергетического голода не получается.

Совсем иная картина, иные перспективы появляются в случае применения АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, в которых используется практически весь добываемый уран. Это означает, что потенциальные ресурсы ядерной энергетики с реакторами на быстрых нейтронах примерно в 10 раз выше по сравнению с традиционной тепловой электростанцией на органическом топливе.

Основными элементами реактора на тепловых нейтронах являются тепловыделяющие элементы (ТВЭЛы) и замедлитель, которые образуют так называемую активную зону. ТВЭЛ представляет собой заполненную ядерным топливом коррозионноустойчивую защитную трубку, то есть оболочку небольшого диаметра из специальных сплавов. Для уменьшения утечки нейтронов из активной зоны её окружают отражателем, выполненным из того же материала, что и замедлитель. Рабочим телом на АЭС служит водяной пар, работающий в паровой турбине. На АЭС с реакторами на тепловых нейтронах применяют перегретый или насыщенный пар. Для работы на водяном паре применяются турбины большой мощности (500 МВт и выше), специально сконструированные на пониженное число оборотов ― 1500 об/мин.

На АЭС с реакторами на быстрых нейтронах применяются серийные турбины на перегретом паре с докритическим или сверхкритическим начальным давлением пара. В энергоблоке атомной электростанции обычно работает один ядерный реактор на одну-две турбины.

Массивные ограждения вокруг реакторов необходимы поглощения различных излучений, например, гамма-лучей, вредных для жизни обслуживающего персонала, и представляющие собой жёсткое рентгеновское излучение. Такая защита от излучений называется биологической. Её выполняют из бетона или металла (стали, чугуну, свинца) толщиной 3÷4,5 м.

Ядерные реакторы на тепловых нейтронах выполняют двух основных типов: корпусные, в которых замедлителем служит вода, и канальные, в которых замедлителем является обычно графит, а теплоносителем может быть вода или газ (углекислый или гелий).

Тепловыделяющие элементы состоят из урановых стержней в оболочках, охлаждаемых водой или газом, поддерживающими температуру стержней не выше допустимой: у оболочки +3000С, в центре +20000С. Включение в работу и выключение реактора, изменение его мощности осуществляются специальными регулирующими стержнями из вещества с большим сечением захвата нейтронов, вводимыми в каналы или выводимыми из них. Положение регулирующих стержней в каналах реактора определяет его мощность.

Корпусные реакторы, в которых замедлителем и теплоносителем служит вода, называют водоводяными энергетическими (ВВЭР); канальные, в которых замедлителем является графит, называются уран-графитовыми. Водоводяные реакторы, производящие водяной пар, то есть являющиеся одновременно парогенераторами, называют реакторами кипящего типа.

Вода или другая жидкость, проходящая через реактор, в особенности содержащая твёрдые примеси (продукты коррозии и другие), приобретает радиоактивность, вредную для человека. В связи с этим помещения ядерных реакторов и другие, через которые проходят носители радиоактивных веществ, ограждаются бетонными стенами.

Управление работой ядерных реакторов и прочего оборудования ведётся дистанционно, со щитов, находящихся в специальных изолированных и безопасных помещениях.

Всё оборудование и трубопроводы, через которые проходят радиоактивные вещества, выполняют строго герметичными. Воздух из помещений ядерных реакторов и других отсасывается вентиляционными установками и после очистки и выдержки выбрасывается в верхние слои атмосферы через высокие вентиляционные трубы. При превышении допустимой радиоактивности воздуха в помещениях начинают действовать специальные сигнальные устройства.

Существующие нормы строительства атомных электростанций предусматривают специальные меры защиты, нейтрализующие потенциальную опасность крупных аварий: герметические оболочки реакторного помещения, выбор места строительства атомной электростанции и другие. Доза излучения в районах, прилегающих к атомной электростанции, по сравнению с естественным фоном, не увеличивается. При соблюдении необходимых условий здоровье персонала и населения в районе действия атомной электростанции не подвергается никакой опасности.

1.8.3. Принципиальные тепловые схемы АЭС

В настоящее время строятся АЭС, работающие по различным схемам. В зависимости от типа реактора, вида теплоносителя и по числу замкнутых контуров теплоносителя и рабочего тела различают три типа тепловой схемы АЭС: одноконтурную, двухконтурную и трёхконтурную. Но всё же наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС с водяным теплоносителем и одноконтурные с реактором кипящего типа.

Первая отечественная АЭС была построена и пущена в эксплуатацию в июне 1954 года. Эта станция положила начало использованию атомной энергии для производства электроэнергии. На станции необходимо было проверить работу основных элементов и показать возможность в промышленных установках преобразовать энергию деления ядер в электрическую. Параметры установки были низкими, тепловая схема сильно упрощена, а электрическая мощность составляла всего 5 МВт. Электростанция была спроектирована для работы по двухконтурной схеме. Опыт эксплуатации её показал, что двухконтурные АЭС вполне надёжны, а работа их не оказывает вредного влияния на окружающую среду и здоровье обслуживающего персонала.

Работы, проведённые в последующие годы на установках электрической мощностью 210, 365, 440 МВт (на Нововоронежской АЭС), позволили создать серии крупных энергетических блоков, эксплуатирующихся сейчас на ряде отечественных электростанций. Одновременно были разработаны и построены блоки конденсационных АЭС большой мощности, работающие по одноконтурной схеме.

Рассмотрим принципиальную схему одноконтурной АЭС (рис.47).

Одноконтурная схема связана с применением кипящего

реактора, производящего пар для работы в паровой

турбине. Такая схема является наиболее простой и

Ядерный

реактор

дешёвой.

Недостатками её являются усложнение работы ядерного

реактора на двухфазной пароводяной среде и работа

турбин на радиоактивном паре.

Возможна в принципе, одноконтурная схема с газовым

теплоносителем, являющимся одновременно и рабочим

Рис.47. телом, совершающем работу в газовой турбине.

В двухконтурной схеме АЭС теплоносителем в первом контуре, включающем ядерный реактор и другое оборудование, служит вода или газ, циркулирующие в этом контуре под давлением, создаваемым насосом или газодувкой.

В парогенераторе поверхностного типа теплоноситель, нагретый в ядерном реакторе, передаёт тепло воде, превращая её в пар, направляемый в турбину. Таким образом, парогенератор является промежуточным звеном, входящим в первый и второй контуры.

В двухконтурной схеме АЭС ядерный реактор работает большей частью на однофазной среде ― воде, или газе, что повышает надёжность его действия. Турбина работает на чистом практически нерадиоактивном паре. Двухконтурные схемы атомных электростанций получили наибольшее распространение.

Рис.48

Турбина работает на чистом практически

нерадиоактивном паре. Двухконтурные схемы

ПГ атомных электростанций получили наибольшее

распространение.

Рис.48 Использование реакторов-размножителей

Цирк. насос I контура Конд. насос на быстрых нейтронах позволяет воспроизводить

ядерное горючее в количестве, превышающем на 25÷40% затраченное топливо, то есть обеспечивать горючим ввод новых АЭС в соответствии с потребностями энергетики страны. Их достоинством является также высокий КПД и возможность применения обычных турбоустановок.

На одно- и двухконтурных АЭС турбины обычно работают на насыщенном паре. Все атомные электростанции являются блочными: один ядерный реактор на две турбины. На блоках могут устанавливаться сетевые подогревательные установки, служащие для покрытия тепловых нагрузок (на отопление, вентиляцию и бытовые нужды) АЭС и жилого посёлка.

Тепловая нагрузка установки при нагреве воды от 70 до 1300С составляет около 105 ГДж/ч. В нашей стране имеется несколько электростанций с такими блоками. Имеются они и в ряде зарубежных стран: Болгарии, Финляндии, Германии и т.д.

Как я уже говорил, в настоящее время наибольшее распространение имеют крупные промышленные АЭС, работающие на насыщенном паре. Однако уже имеется несколько АЭС, на которых используется перегретый пар.

В России на перегретом паре, получаемым в уран-графитовом реакторе канального типа, работают установки первой и второй очередей Белоярской АЭС имени Курчатова. Перегретый пар из каналов реактора поступает непосредственно на турбину. При такой схеме АЭС на такой электростанции могут применяться серийные турбины, не отличающиеся от тех, которые работают на обычных паротурбинных установках на органическом топливе.

Атомная электростанция с реакторами на быстрых нейтронах построена в городе Шевченко. Она работает по трёхконтурной схеме. Теплоносителем в первом и промежуточном контурах является жидкий натрий.

На Дальнем Востоке ещё в 1974-1976 годах была введена в эксплуатацию Билибинская АТЭЦ электрической мощностью 48 МВт. Теплофикационная нагрузка электростанции составляет 420 ГДж/ч. Билибинская АТЭЦ состоит из четырёх блоков. Мощность блока равна 12 МВт, тепловая мощность реактора 62,5 МВт. Начальное давление пара составляет около 6 МПа. Реактор ― канального типа. Все реакторы размещены в одном зале.

Блок Билибинской АТЭЦ конечно не является прототипом будущих крупных атомных ТЭЦ, но в отдалённых районах России, глее не требуются большие электрические и тепловые мощности, подобные электростанции, возможно, будут строиться.

На крупных атомных ТЭЦ, включая Белоярскую, для того, чтобы устранить возможность попадания радиоактивных веществ в поток горячей воды для тепловых потребителей, все эти электростанции выполняются по трёхконтурной схеме. На таких блоках имеется система обнаружения межконтурной негерметичности. При появлении радиоактивности во втором (промежуточном) контуре дефектная секция в реакторе немедленно отключается.

1.8.4. Сооружения, системы хранения и транспортировки топлива на АЭС

Топливом для АЭС служит уран U-238 c обогащением до 4% изотопом U-235 для реакторов типа ВВЭР или до 2% ― для реакторов типа РБМК. На АЭС это топливо доставляется в виде сложных промышленных изделий ― тепловыделяющих элементов (твэлов) и комбинаций их ― тепловыделяющих сборок (ТВС). Доставляются твэлы в герметичной упаковке по железной дороге в специальных вагонах.

Для АЭС с реакторами типа ВВЭР они поставляются в виде кассет из нескольких десятков твэлов, для реактора канального типа поставляются технологические каналы, включающие несколько твэлов в каждом.

Склад хранения свежего топлива располагается в центральном зале обслуживания реактора или вблизи него. На складе предусматриваются специальные стенды для сборки и ревизии тепловыделяющих сборок. Вместимость склада для хранения свежего топлива выбирается исходя из одновременного размещения одного полного комплекта для загрузки активной зоны реактора с запасом 10%.

Кроме того, в зоне обслуживания реактора выделяется место для размещения топлива, предназначенного для перезарядки реактора в предстоящую кампанию. На АЭС с реакторами типа ВВЭР склады для свежего топлива размещаются в реакторном отделении и обслуживаются мостовым краном и другими подъёмно-транспортными средствами, имеющимся в центральном зале.

На АЭС с канальными реакторами склады свежего топлива размещаются в отдельных зданиях. Сборка и ревизия ТВС производятся в реакторном отделении. В центральном зале для таких АЭС оборудуются специальные места для развески готовых к установке в реактор ТВС. Все устройства на складах свежего топлива, на стендах для развески и хранения ТВС, а также транспортные ёмкости, чехлы и стеллажи выполняются так, чтобы полностью исключить возможность образования локальных критических масс.

Выемка отработавших кассет и сборок, а также загрузка свежих производится перегрузочной машиной либо под защитным слоем воды (для ВВЭР), либо специальных защитных скафандрах (для РБКМ), которые создают необходимую биологическую защиту для обслуживающего персонала. При транспортировании отработавших твэлов их непрерывно охлаждают, чтобы исключить саморазогревание за счёт сильного остаточного излучения.

Перегрузочные машины оснащают специальными оборудованными телевизионными устройствами и приспособлениями для осмотра места установки кассет и контроля за перегрузкой и другими приспособлениями. Работая по заданной программе и автоматически выполняя все необходимые операции, машина может производить перегрузку твэлов без останова реактора.

Хранение отработавшего топлива производится в специальных бассейнах выдержки, которые размещаются в реакторном отделении или в отдельных зданиях. Эти бассейны выполняются с надёжной герметичностью и оборудованы системами надёжного теплоотвода, контроля за уровнем воды, её температурой и радиоактивностью. Вместимость бассейнов выдержки выбирается из условия размещения в одном бассейне не менее двух полных комплектов отработавшего в реакторе топлива. Это обеспечивает длительность хранения отработавшего топлива в течение 3÷4 лет, после чего топливо отправляется на перерабатывающие заводы в контейнерах с водяным охлаждением.