Визначенняоптимального вакууму в конденсаторі парової турбіни теплової електростанції – тема
Розглядаються основні особливості визначення оптимального вакууму у конденсаторі парової турбіни теплової електростанції.
Текст наукової роботи на тему "Визначення оптимального вакууму в конденсаторі парової турбіни теплової електростанції"
_МІЖНАРОДНИЙ НАУКОВИЙ ЖУРНАЛ «ІННОВАЦІЙНА НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070_
Друга особливість застосування проміжного перегріву на ТЕЦ полягає у підвищенні оптимального тиску. Доцільність підвищення тиску проміжного перегріву пари на ТЕЦ проти КЕС зрозуміла з розгляду теплофікаційного потоку пари. Очевидно, що вищий кінцевий тиск пари цього потоку, то вище має бути тиск проміжного перегріву пари порівняно з оптимальним тиском конденсаційного потоку.
При порівнянні варіантів ТЕЦ з різним тиском проміжного перегріву пари також необхідно забезпечувати рівну відпустку (вироблення) електричної та теплової енергії у всіх варіантах. Оскільки оптимальний тиск проміжного перегріву пари (2,5-4,0 МПа) на конденсаційних електростанціях значно вищий, ніж тиск пари для зовнішніх споживачів (0,1-1,5 МПа), як промислових, так і опалювальних, тим більше для ТЕЦ тиск проміжного перегріву пари має бути вищим за виробничий відбір пари. Таким чином, на ТЕЦ має здійснюватися проміжне перегрів загального потоку пари, як теплофікаційного, так і конденсаційного [3].
На великій ТЕЦ Лінден (США) застосовано проміжне перегрів тільки конденсаційного потоку пари, а пара для промислового споживача не піддається проміжному перегріву.Проміжний перегрів тільки конденсаційного потоку пари мало доцільний. Малу економію теплоти (1-2%) дає проміжний перегрів пари на промислових ТЕЦ, на яких, крім того, оптимальний тиск проміжного перегріву пари значно підвищується.
В даний час енергоблоки з тиском пари 13 МПа та 23,5 МПа працюють з початковою температурою та температурою проміжного перегріву переважно 540°С, що погіршує їх теплову економічність, але підвищує надійність. У зарубіжних країнах з'явилися тенденції підвищення початкових параметрів: нові енергоблоки мають одиничну потужність 800-1300 МВт при початковому тиску пари 24-26 МПа. В окремих випадках застосовують два ступені проміжного перегріву пари при температурах робочого тіла 566°С [4].
Список використаної литературы:
1. Початкові параметри та проміжне перегрів пари. [Електронний ресурс]/Режим доступу: http://vunivere.ru/work20121/page9.
2. Параметри пари. Проміжний перегрів пара. [Електронний ресурс]/Режим доступу: http://www.plysh.narod.ru/3.htm.
3. Рижкін В.Я. Теплові електростанції. Підручник для вишів. - М.: Вища школа, 1987. - 328 с.
4. Гафур А.М., Гафур Н.М. Шляхи підвищення ефективності сучасних газових турбін у комбінованому циклі. // Енергетика Татарстану. – 2015. – № 1 (37). – С. 36-43.
асистент кафедри «Промислова електроніка та світлотехніка» Казанський державний енергетичний університет
м. Казань, Україна О.О. Галяутдінов
учень 10 класу МБОУ «Параньгінська середня загальноосвітня школа»
Республіка Марій Ел, Україна
ВИЗНАЧЕННЯ ОПТИМАЛЬНОГО ВАКУУМУ В КОНДЕНСАТОРІ ПАРОВОЇ ТУРБИНИ
Розглядаються основні особливості визначення оптимальноговакууму в конденсаторі парової турбіни теплової електростанції
_МІЖНАРОДНИЙ НАУКОВИЙ ЖУРНАЛ «ІННОВАЦІЙНА НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070_
Конденсатор парової турбіни, кінцевий тиск, вакуум, вода, що охолоджує
Одним із основних джерел скидної низькопотенційної теплоти на теплових електростанціях є конденсатори парових турбін. Відпрацьована пара, що надходить з парової турбіни в паровий простір конденсатора, конденсується на поверхні конденсаторних трубок, всередині яких протікає вода, що охолоджує. Конденсація пари супроводжується виділенням прихованої теплоти пароутворення (близько 2100-2200 кДж/кг), яка відводиться за допомогою нагрітої води в довкілля. конденсат, Що Утворюється, за допомогою конденсатного насоса конденсатора парової турбіни направляють в систему регенерації [1, 2].
Теоретичною основою забезпечення низького тиску пари в конденсаторі є однозначний зв'язок між тиском і температурою середовища, що конденсується. Оскільки температура конденсації становить 24-40°С, то конденсаторі підтримується низький тиск, що становить залежно від режиму 3-7,5 кПа. Чим нижча температура і більше витрата охолоджуючого середовища, тим глибший вакуум можна отримати в конденсаторі [3].
Зазвичай у конденсаторі підтримується тиск 3,5-4 кПа. Тиску 4 кПа відповідає температура 28,6°С. Подальше зниження тиску в конденсаторі, тобто кінцевого тиску, недоцільно, оскільки:
1) При глибшому вакуумі (розрідженні) зростає питомий обсяг пари, що надходить з турбіни в конденсатор. Тому розміри конденсатора та останніх щаблів турбіни збільшуються [4];
2) При глибшому розрідженні зменшується температура насичення в конденсаторі: тиску 3 кПавідповідає температура 24°С, тиску 2 кПа відповідає температура 17,2°С. При цьому різниця температур пари, що конденсується, і охолоджуючої води стає занадто малою, що знову призводить до збільшення розмірів конденсатора [5].
Економічність та надійність роботи турбіни багато в чому визначається тиском у конденсаторі (вакуумом). Значення тиску (глибина вакууму) залежить від ряду факторів: чистоти трубної системи та трубних дощок конденсаторів, присосів повітря у вакуумну систему турбоустановки, витрат охолоджувальної води та її температури [6].
У загальному випадку для конкретної турбіни, чим менший тиск у конденсаторі, тим вище потужність і ККД при незмінному витраті пари на турбіну. Підвищення тиску в конденсаторі знижує надійність роботи турбіни (крім погіршення економічності). Справа в тому, що при підвищенні тиску зростає температура вихлопних частин турбіни, а це може призвести до значного вертикального переміщення точки опори низького тиску ротора, порушення центрування валопроводу турбіни і недопустимим відносним переміщенням ротора низького тиску. Для запобігання аваріям, викликаним значним підвищенням тиску в конденсаторі, турбоагрегати оснащуються автоматичним захистом, що відключає турбіну при погіршенні вакууму до певного значення, що вказується заводом - виробником турбіни [7].
Зменшення тиску в конденсаторі при цій температурі води пов'язане зі збільшенням пропуску циркуляційної води та витрати енергії на привід циркуляційних насосів. Важливо, щоб приріст потужності турбіни через поглиблення вакууму був більшим за приріст витрати енергії на насоси.
Список використаної литературы:
1. Гафур А.М. Утилізація скидної низькопотенційної теплоти ТЕС у зимовий період длядодаткового вироблення електроенергії. // Енергетика Татарстану. – 2014. – № 2 (34). – С. 21-25.
2. Калімулліна Д.Д., Гафуров А.М. Нові системи охолодження парових конденсаторів турбін ТЕС. //Інноваційна наука. – 2016. – № 3-3. – С. 100-101.
3. Гафур А.М. Спосіб перетворення скидної низькопотенційної теплоти ТЕС. // Вісник Казанського державного енергетичного університету. – 2015. – №4. – С. 28-32.
4. Гафуров А.М., Усков Д.А., Осипов Б.М. Модернізація енергоблоку ГТУ-ТЕЦ із застосуванням теплоутилізуючих установок. // Енергетика Татарстану. – 2012. – № 2. – С. 10-16.
МІЖНАРОДНИЙ НАУКОВИЙ ЖУРНАЛ «ІННОВАЦІЙНА НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070
5. Гафур А.М. Можливості підвищення вироблення електроенергії на Заїнській ДРЕС у зимовий період. Збірник наукових праць за підсумками міжнародної науково-практичної конференції «Актуальні питання технічних наук у сучасних умовах». – 2015. – С. 82-85.
6. Калімулін Д.Д., Гафуров А.М. Потреби у водопостачанні та водовідведенні на теплових електричних станціях. //Інноваційна наука. – 2016. – № 3-3. – С. 98-100.
7. Під час експлуатації конденсаційної установки. [Електронний ресурс] / Режим доступу: http://foraenergy.ru/4-4-18-pri-ekspluatacii-kondensacionnoj-ustanovki-2/.
асистент кафедри «Промислова електроніка та світлотехніка» Казанський державний енергетичний університет
м. Казань, Україна О.О. Галяутдінов
учень 10 класу МБОУ «Параньгінська середня загальноосвітня школа»
Республіка Марій Ел, Україна
ЗАСТОСУВАННЯ ПАРОВИХ КОТЛІВ З ПРИРОДНОЮ ЦИРКУЛЯЦІЄЮ
У статті розглядаються основні особливості застосування парових казанів з природною циркуляцією.
Паровий котел, барабанкотла, природна циркуляція води та пари
На сучасних теплових електростанціях (ТЕС) електроенергію виробляють за допомогою турбогенераторів (парова турбіна та електрогенератор, об'єднані в єдиний агрегат). Для виробництв пари з потрібними параметрами служать парові котли (парогенератори). Ці агрегати є основними на ТЕС.
У парових котлах для перетворення поживної води на пару застосовуються різні схеми циркуляції теплоносія: природна, багаторазова примусова і прямоточна. Найбільшого поширення набули котли з природною циркуляцією.
На малюнку 1 представлена важлива схема сучасної котельної установки з природною циркуляцією. Паливо (природний газ) і необхідне його згоряння повітря подаються через форсунки в топку котла. Повітря, необхідне для горіння палива, попередньо нагрівається в повітропідігрівачі. Гази, що утворилися в результаті горіння палива, прямують шляхом, зазначеним на малюнку 1 пунктирною лінією [1].
Поживна вода надходить у підігрівач, а потім у барабан котла, який забезпечений необігріваються, розташованими поза межами топки опускними трубами і підйомними, обігріваються трубами. Сприймаючи теплоту смолоскипа, вода в підйомних (обігріваються) трубах частково перетворюється на насичену пару. Питома вага пари в багато разів менше ваги води, тому пара, що утворилася в підйомних трубах, піднімається і заповнює об'єм барабана над рівнем поживної води. На місце води, що випарувалася надходить нова її порція через опускні труби. Таким чином, через систему опускних та підйомних труб відбувається безперервна циркуляція води та пари. З барабана насичена пара проходить додатковий перегрів у пароперепріватель і направляється в турбіну [2].