CC BY
356
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070_
Вторая особенность применения промежуточного перегрева на ТЭЦ заключается в повышении оптимального его давления. Целесообразность повышения давления промежуточного перегрева пара на ТЭЦ по сравнению с КЭС ясна из рассмотрения теплофикационного потока пара. Очевидно, чем выше конечное давление пара этого потока, тем выше должно быть давление промежуточного перегрева пара по сравнению с оптимальным давлением конденсационного потока.
При сравнении вариантов ТЭЦ с различным давлением промежуточного перегрева пара также необходимо обеспечивать равный отпуск (выработку) электрической и тепловой энергии во всех вариантах. Поскольку оптимальное давление промежуточного перегрева пара (2,5-4,0 МПа) на конденсационных электростанциях значительно выше, чем давление пара для внешних потребителей (0,1-1,5 МПа), как промышленных, так и отопительных, то тем более для ТЭЦ давление промежуточного перегрева пара должно быть выше производственного отбора пара. Таким образом, на ТЭЦ должен осуществляться промежуточный перегрев общего потока пара, как теплофикационного, так и конденсационного [3].
На крупной ТЭЦ Линден (США) применен промежуточный перегрев только конденсационного потока пара, а пар для промышленного потребителя не подвергается промежуточному перегреву. Промежуточный перегрев только конденсационного потока пара мало целесообразен. Малую экономию теплоты (1-2%) дает промежуточный перегрев пара на промышленных ТЭЦ, на которых, кроме того, оптимальное давление промежуточного перегрева пара значительно повышается.
В настоящее время энергоблоки с давлением пара 13 МПа и 23,5 МПа работают с начальной температурой и температурой промежуточного перегрева преимущественно 540°С, что ухудшает их тепловую экономичность, но повышает надежность. В ряде зарубежных стран появились тенденции повышения начальных параметров: новые энергоблоки имеют единичную мощность 800-1300 МВт при начальном давлении пара 24-26 МПа. В отдельных случаях применяются две ступени промежуточного перегрева пара при температурах рабочего тела 566°С [4].
Список использованной литературы:
1. Начальные параметры и промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://vunivere.ru/work20121/page9.
2. Параметры пара. Промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.plysh.narod.ru/3.htm.
3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.
4. Гафуров А.М., Гафуров Н.М. Пути повышения эффективности современных газовых турбин в комбинированном цикле. // Энергетика Татарстана. - 2015. - № 1 (37). - С. 36-43.
© Зайнуллин Р.Р., Галяутдинов А.А., 2016
УДК 621.165
Р.Р. Зайнуллин
ассистент кафедры «Промышленная электроника и светотехника» Казанский государственный энергетический университет
г. Казань, Российская Федерация А.А. Галяутдинов
ученик 10 класса МБОУ «Параньгинская средняя общеобразовательная школа»
Республика Марий Эл, Российская Федерация
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ВАКУУМА В КОНДЕНСАТОРЕ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ
ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Аннотация
Рассматриваются основные особенности определения оптимального вакуума в конденсаторе паровой турбины тепловой электростанции.
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070_
Ключевые слова
Конденсатор паровой турбины, конечное давление, вакуум, охлаждающая вода
Одним из основных источников сбросной низкопотенциальной теплоты на тепловых электростанциях являются конденсаторы паровых турбин. Отработавший пар, поступающий из паровой турбины в паровое пространство конденсатора, конденсируется на поверхности конденсаторных трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода. Конденсация пара сопровождается выделением скрытой теплоты парообразования (около 2100-2200 кДж/кг), которая отводится при помощи нагретой воды в окружающую среду. Образующийся конденсат с помощью конденсатного насоса конденсатора паровой турбины направляют в систему регенерации [1, 2].
Теоретической основой обеспечения низкого давления пара в конденсаторе является однозначная связь между давлением и температурой конденсирующейся среды. Поскольку температура конденсации составляет 24-40°С, то в конденсаторе поддерживается низкое давление, составляющее в зависимости от режима 3-7,5 кПа. Чем ниже температура и больше расход охлаждающей среды, тем более глубокий вакуум можно получить в конденсаторе [3].
Обычно в конденсаторе поддерживается давление 3,5-4 кПа. Давлению 4 кПа соответствует температура в 28,6°С. Дальнейшее снижение давления в конденсаторе, то есть конечного давления, нецелесообразно, так как:
1) При более глубоком вакууме (разрежении) возрастает удельный объем пара, поступающего из турбины в конденсатор. Поэтому размеры конденсатора и последних ступеней турбины увеличиваются [4];
2) При более глубоком разрежении уменьшается температура насыщения в конденсаторе: давлению 3 кПа соответствует температура в 24°С, давлению 2 кПа соответствует температура в 17,2°С. При этом разность температур конденсирующегося пара и охлаждающей воды становится слишком малой, что опять приводит к увеличению размеров конденсатора [5].
Экономичность и надежность работы турбины во многом определяется давлением в конденсаторе (вакуумом). Значение давления (глубина вакуума) зависит от ряда факторов: чистоты трубной системы и трубных досок конденсаторов, присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки, расходов охлаждающей воды и ее температуры [6].
В общем случае для конкретной турбины, чем меньше давление в конденсаторе, тем выше мощность и КПД при неизменном расходе пара на турбину. Повышение давления в конденсаторе снижает надежность работы турбины (кроме ухудшения экономичности). Дело в том, что при повышении давления растет температура выхлопных частей турбины, а это может привести к значительному вертикальному перемещению точки опоры ротора низкого давления, нарушению центровки валопровода турбины и недопустимым относительным перемещениям ротора низкого давления. Для предотвращения аварий, вызванных значительным повышением давления в конденсаторе, турбоагрегаты оснащаются автоматической защитой, отключающей турбину при ухудшении вакуума до определенного значения, указываемого заводом - изготовителем турбины [7].
Уменьшение давления в конденсаторе при данной температуре воды связано с увеличением пропуска циркуляционной воды и расхода энергии на привод циркуляционных насосов. Важно, чтобы прирост мощности турбины из-за углубления вакуума был больше прироста расхода энергии на насосы.
Список использованной литературы:
1. Гафуров А.М. Утилизация сбросной низкопотенциальной теплоты ТЭС в зимний период времени для дополнительной выработки электроэнергии. // Энергетика Татарстана. - 2014. - № 2 (34). - С. 21-25.
2. Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Новые системы охлаждения конденсаторов паровых турбин ТЭС. // Инновационная наука. - 2016. - № 3-3. - С. 100-101.
3. Гафуров А.М. Способ преобразования сбросной низкопотенциальной теплоты ТЭС. // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2015. - №4. - С. 28-32.
4. Гафуров А.М., Усков Д.А., Осипов Б.М. Модернизация энергоблока ГТУ-ТЭЦ с применением теплоутилизирующих установок. // Энергетика Татарстана. - 2012. - № 2. - С. 10-16.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070
5. Гафуров А.М. Возможности повышения выработки электроэнергии на Заинской ГРЭС в зимний период времени. Сборник научных трудов по итогам международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы технических наук в современных условиях». - 2015. - С. 82-85.
6. Калимуллина Д.Д., Гафуров А.М. Потребности в водоснабжении и водоотведении на тепловых электрических станциях. // Инновационная наука. - 2016. - № 3-3. - С. 98-100.
7. При эксплуатации конденсационной установки. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://foraenergy.ru/4-4-18-pri-ekspluatacii-kondensacionnoj-ustanovki-2/.
© Зайнуллин Р.Р., Галяутдинов А.А., 2016
УДК 621.18
Р.Р. Зайнуллин
ассистент кафедры «Промышленная электроника и светотехника» Казанский государственный энергетический университет
г. Казань, Российская Федерация А.А. Галяутдинов
ученик 10 класса МБОУ «Параньгинская средняя общеобразовательная школа»
Республика Марий Эл, Российская Федерация
ПРИМЕНЕНИЕ ПАРОВЫХ КОТЛОВ С ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Аннотация
В статье рассматриваются основные особенности применения паровых котлов с естественной циркуляцией.
Ключевые слова
Паровой котел, барабан котла, естественная циркуляция воды и пара
На современных тепловых электростанциях (ТЭС) электроэнергию вырабатывают c помощью турбогенераторов (паровая турбина и электрогенератор, объединенные в единый агрегат). Для производств пара с требуемыми параметрами служат паровые котлы (парогенераторы). Эти агрегаты являются основными на ТЭС.
В паровых котлах для превращения питательной воды в пар применяются различные схемы циркуляции теплоносителя: естественная, многократная принудительная и прямоточная. Наибольшее распространение получили котлы с естественной циркуляцией.
На рисунке 1 представлена принципиальная схема современной котельной установки с естественной циркуляцией. Топливо (природный газ) и необходимый для его сгорания воздух подаются через форсунки в топку котла. Воздух, необходимый для горения топлива, предварительно нагревается в воздухоподогревателе. Образовавшиеся в результате горения топлива газы следуют по пути, указанному на рисунке 1 пунктирной линией [1].
Питательная вода поступает в подогреватель, а затем в барабан котла, который снабжен необогреваемыми, расположенными вне пределов топки опускными трубами и подъемными, обогреваемыми трубами. Воспринимая теплоту факела, вода в подъемных (обогреваемых) трубах частично превращается в насыщенный пар. Удельный вес пара во много раз меньше веса воды, поэтому образовавшийся в подъемных трубах пар поднимается и заполняет объем барабана над уровнем питательной воды. На место испарившейся воды поступает новая ее порция через опускные трубы. Таким образом, через систему опускных и подъемных труб происходит непрерывная циркуляция воды и пара. Из барабана насыщенный пар проходит дополнительный перегрев в пароперепревателе и направляется в турбину [2].
