2013 - Автоматизированная информационная система ГУ имени

$$$UMKD_LANG$RU
$$$UMKD_NAME$Название ЭУМКД
$$$UMKD_AVTORS$Автор(-ы) ЭУМКД
$$$UMKD_YEAR$2012
@@@
###000-001#
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ ШАКАРИМА ГОРОДА СЕМЕЙ
ЭЛЕКТРОННЫЙ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ
КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ
«Проектирование ТЭС»
наименование
для специальности «5В071700» – «Теплоэнергетика»
шифр
наименование
Составители:
Алдажуманов Ж.К., ст. преподаватель
Ф.И.О., должность
Семей
2013
&&&
###000-002#Содержание
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Рабочая программа
Глоссарий
Конспект лекций
Практические и семинарские занятия
Лабораторный практикум
Материалы к курсовой работе (проекту), если предусмотрено по учебному плану
Блок контроля знаний
&&&
###000-003#Сведения об авторах ЭУМКД
Сведения об авторах ЭУМКД
Алдажуманов Жан Касенович
Ученая степень: Ученое звание: Должность: Старший преподаватель кафедры «Техническая физика и теплоэнергетика»
Специализация:
Контактные данные:
Рабочий телефон:
Электронная почта:
Skype:
+7 (7222)35-46-02
Jean1974@mail.ru
Общие сведения:
&&&
###002-000#2 Рабочая программа
1. Область применения
2. Нормативные ссылки
3. Общие положения
4. Литература и ресурсы
5. Содержание дисциплины, модульное разбиение дисциплины
6. Перечень тем и содержание СРС
7. Методические рекомендации по изучению дисциплины
8. Формат курса
9. Политика курса
10. Политика выставления оценок
11. Контроль знаний студентов
12. Календарный график учебного процесса и дистанционных консультаций
&&&
###002-001#2.1 Область применения
Электронный учебно-методический комплекс по дисциплине «Проектирование
ТЭС» предназначен для студентов специальности «5В071700» – «Теплоэнергетика»,
обучающихся по дистанционным образовательным технологиям (ДОТ). Он знакомит
студентов с содержанием курса, его актуальностью и необходимостью, политикой курса,
с теми навыками и умениями, которые студенты приобретут в процессе обучения.
ЭУМКД является основным руководством при изучении дисциплины по ДОТ.
&&&
###002-002#2.2 Нормативные ссылки
Настоящий электронный учебно-методический комплекс дисциплины (ЭУМКД)
«Проектирование ТЭС» разработан и устанавливает порядок организации учебного процесса по данной дисциплине с использованием ДОТ в соответствии с требованиями и рекомендациями следующих документов:
ГОСО РК 5.04.019-2011. Государственный общеобязательный стандарт образования Республики Казахстан. Высшее образование. Бакалавриат. Основные положения.
Положение об электронном учебно-методическом комплексе дисциплины ГУ им.
Шакарима города Семей.
&&&
###002-003#2.3 Общие положения

Фамилия, имя, отчество преподавателя – Алдажуманов Жан Касенович, ученая степень, звание: старший преподаватель;
 Кафедра – Техническая физика и теплоэнергетика;
 Контактная информация – тел: 35-46-02, учебный корпус № 9, кабинет № 201; email: jean1974@mail.ru
 Место проведения контактных занятий – аудитория № 108;
 Название дисциплины – «Проектирование ТЭС»;
 Количество кредитов – 2;
Выписка из рабочего учебного плана
Курс Семестр Кредиты ЛК, СПЗ, ЛЗ, СРСП, СРС, Всего,
час. час. час. час.
час.
час.
1
1
2
15
15
30
30
90
Таблица 1
Форма итогового
контроля
Экзамен
2.3.1 Краткое описание содержания дисциплины.
2.3.2 Целью данного курса является усвоение студентами вопросов проектирования
ТЭС, выработка навыков анализа вариантов инженерных решений и расчетов тепловых
схем ТЭС и ТЭЦ.
2.3.3 Основная задача изучения дисциплины – формирование знаний с методиками
расчета тепловых сетей, конденсационных блоков и теплоэлектроцентралей, которые являются основой при проектировании ТЭС и тепловых сетей, а также компоновками оборудования ТЭС и выбором промышленной площадки.
2.3.4 В результате изучения дисциплины студент должен:
знать:
 технологию производства пара на ТЭС и ТЭЦ;
 методы расчета принципиальной схемы КЭС и ТЭЦ;
 компоновки главного корпуса станций;
 принципы построения генерального плана ТЭС.
уметь:
 выполнять расчет тепловых схем КЭС и ТЭЦ с различным составом оборудования;
 анализировать технико-экономические показатели ТЭС;
 разрабатывать и выполнять мероприятия по повышению экономичности ТЭС.
2.3.5 Пререквизиты курса:
Теоретические основы теплотехники;
Тепломассообмен;
Технические приборы и измерения в теплоэнергетике;
Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологии;
Системы автоматического управления электростанций;
Котельные установки и парогенераторы;
Нагнетатели и тепловые двигатели;
Спецвопросы сжигания топлива;
Тепловые и атомные электрические станции;
Тепловые сети;
Турбины тепловых и атомных электростанций;
Физико-химические методы подготовки воды.
2.3.6 Постреквизиты курса:
Дипломный проект.
&&&
###002-004#2.4 Литература и ресурсы
2.4.1 Основная литература и ресурсы
2.4.1.1 Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции, -М.: Энергоатомиздат, 1987.
-328 с.
2.4.1.2 Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные
электростанции: Учебник для вузов. – М.: МЭИ, 2000, – 408 с.
2.4.1.3 Купцов И.П., Иоффе Ю.Р. Проектирование и строительство тепловых
электростанций. 3 изд-е. перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 1985.-408 с.
2.4.1.4 Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок
промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1979. - 192 с.
2.4.1.5 Электронная энциклопедия энергетики.
2.4.2 Дополнительная
2.4.2.1 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций
и тепловых сетей - М.: Теплоэнергопроект. 1981. - 123 с.
2.4.2.2 Тепловые и атомные электрические станции: спр-к/под общ. ред. Клименко
А.В. Зорина В.М.- 4-е изд.,перераб. -М.: Энергоатомиздат, 2003, - 609 с.
2.4.2.3 Качан А.Д., Яковлев В.В. Справочное пособие по технико-экономическим
основам ТЭС. - М.: Высшая школа, 1982. - 318 с.
2.4.2.4 Соколов А.И. Вспомогательное оборудование ТЭС. Учебное пособие. –
Алматы: АИЭС, 2004. – 83 с.
2.4.2.5 Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование
тепловых электростанций. М.: Энергомашиздат, 1987, – 216 с.
2.4.2.6 Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС. М.: МЭИ,
2005, – 260 с.
2.4.2.7 Назмеев Ю.Г., Системы топливоподачи и пылеприготовления ТЭС:
Справочное пособие / Ю.Г. Назмеев, Г.Р. Мингалеева.- М.: МЭИ, 2005.- 480с.
2.4.2.8 Буров В.Д., Цанев С.В., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые
установки тепловых электростанций. – М.:МЭИ, 2002, - 458 с.
2.4.2.9 Интернет ресурс www.nst.e-apbe.ru
&&&
###002-005#2.5 Содержание дисциплины, модульное разбиение дисциплины
Содержание дисциплины по модулям
Таблица 2
Наименование темы
Содержание
Литература
1
Введение
2
Задачи проектирования. Проектирование новых
ТЭС, реконструкция. Задачи проектирования.
Стадии и этапы проектирования.
Методика расчета тепло- Методика расчета тепловой схемы конденсацивой схемы КЭС
онного блока, выбор единичной мощности блока
КЭС. Расчетная тепловая схема блока. Параметры пара. Процесс расширения пара в турбине в
h-s диаграмме. Параметры пара и воды в отборах
и подогревателях. Параметры дренажей. Уравнение материального и теплового балансов для
элементов типовой схемы энергетический баланс. Технико- экономические показатели работы блока.
Методика расчета тепло- Методика расчета типовой схемы ТЭЦ. Опредевой схемы ТЭЦ
ление тепловых нагрузок: отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, технологический
пар. График тепловых нагрузок. Температурный
график тепловой сети. Схемы подпитки теплосети. Использование встроенных пучков конденсатора для подпитки теплосети. Схемы подогрева
сетевой воды. Одно-,двух- и трехступенчатый
подогрев сетевой воды. Пиковый подогрев сетевой воды. Тепловая схема ТЭЦ. Расчетные режимы ТЭЦ. Определение расходов пара на подогреватели сырой воды, сетевые подогреватели,
испарители, деаэраторы и др. Утилизация тепла
расширителей продувки, газоохладителей, выпарных установок, охладителей конденсата. Балансы тепла и пара. Баланс питательной воды и
острого пара. Технико-экономические показатели ТЭЦ. Пример расчета отопительной ТЭЦ.
Выбор вспомогательного Выбор вспомогательного оборудования турбиноборудования
ного отделения. Комплектное оборудование.
Выбор вспомогательного оборудования общестанционного назначения.
Трубопроводы и арматура. Трубопроводы ТЭС. Выбор оптимальной скорости потока и диаметра трубопроводов. Трассировка трубопроводов. Опоры трубопроводов.
Арматура ТЭС. Предохранительная арматура.
Регуляторы, задвижки, вентили, краны. РОУ,
БРОУ. Выбор арматуры.
Генеральный план ТЭС
Выбор пром.площадки ТЭС. Генеральный план
ТЭС. Коэффициенты застройки, использование
площади.
Заключение
Перспективы проектирования новых ТЭС и реконструкции старых ТЭС. Тепловые схемы ПГУ.
Типы ПГУ и методы расчета ПГУ. Роль ПГУ в
реконструкции действующих ТЭС.
3
&&&
###002-006#2.6 Перечень тем и содержание СРС
Перечень тем и содержание СРС
№
Тема СРС
Содержание
п/п
СРС
1
2
3
1 Выбор вспомогательного оборудо- Реферат
вания котельного отделения, выбор
системы пылеприготовления: мельниц, сепараторов пыли, питателей
пыли и сырого угля, бункеров сырого
угля, дутьевых вентиляторов, дымососов, багерных насосов, насосов –
дозаторов фосфатирования.
2 Расчет тепловой схемы ПГУ
Реферат
Таблица 3
Срок сдачи Назначаемые
(неделя)
баллы
4
5
10 неделя
15 неделя
&&&
###002-007#2.7 Методические рекомендации по изучению дисциплины
 {советы по планированию и организации времени, необходимого на изучение дисциплины;
Рекомендуется следующим образом организовать время, необходимое для изучения дисциплины:
 изучение конспекта лекции;
 повторение лекции перед следующей лекцией;
 изучение теоретического материала по учебнику и конспекту;
 изучение основной и дополнительной литературы;
 подготовка к практическим и лабораторным занятию
&&&
###002-008#2.8 Формат курса
{Необходимо описать в каком формате будут проводиться занятия, консультации
(групповые и индивидуальные).}
Дистанционный формат обучения осуществляется с применением кейсовой
и сетевой технологий.
Кейсовая модель основана на предоставлении студентам информационнообразовательных ресурсов в виде наборов учебно-методических комплексов (кейсов) с
использованием различных видов носителей информации. От печатных материалов и
информации на аудио- и видео-носителях до обучающих, а также прикладных и тестирующих программ.
Применение сетевой технологии позволяет обеспечить студентам доступ к учебным материалам и другим информационным ресурсам. Материалы по изучаемой дисциплине размещаются на портале дистанционного обучения. Доступ к учебным материалам
обеспечивается через логин м пароль, формируемые при регистрации и зачислении на
курс.
&&&
###002-009#2.9 Политика курса
{Составитель ЭУМКД, желательно в активной форме, излагает свои требования к
студенту в процессе изучения дисциплины.}
Все задания обязательны для выполнения и должны сдаваться в установленные
сроки. Работы, выполненные с опозданием, будут автоматически оцениваться ниже.
Итоги рубежной аттестации проставляются с учетом выполнения самостоятельных
работ студента, в установленные сроки, результатов самого рубежного контроля.
Любое списывание или плагиат (использование, копирование готовых заданий и
решений других студентов) будет пресекаться.
&&&
###002-010#2.10 Политика выставления оценок
Каждый студент для получения положительного рейтинга по дисциплине должен
набрать определенное количество баллов. Максимальное количество баллов:
по итогам 1-рейтинга с 1 по 7 недели включительно – 300 баллов,
по итогам 2-рейтинга с 8 по 15 неделю включительно – 300 баллов.
Итого за семестр по дисциплине максимальное количество баллов – 600.
Баллы выставляются за следующие виды работ:
1. За выполнение заданий по модулям (за 1 модуль максимум 240 баллов, за 2 модуль –
максимум 120 баллов, за 3 модуль 120 баллов)
2. За выполнение рубежных тестов (максимально по 60 баллов)
Курсовая работа оценивается отдельно.
Разбалловка по дисциплине представлена ниже в таблице 5.
Контрольные сроки – конец 8-недели и конец 15-недели. Своевременно не сданные задания и тесты можно сдать на 15-неделе, но если студент не успевал по неуважительной
причине, баллы будут выставляться со штрафными санкциями, 60% от выставленнных
преподавателем баллов.
&&&
###002-011#2.11 Контроль знаний студента
Контроль знаний студента по дисциплине осуществляется в форме:
 текущего контроля (проводится окончании каждого модуля)
 рубежного контроля в виде тестирования (8 и 15 недели)
 итогового контроля – (проводится один раз в конце семестра (экзамен и защита курсовой работы (проекта), в соответствии с ГОСО специальности).
Студент, допускается к итоговому контролю по дисциплине, если за семестр его
суммарный рейтинговый балл больше или равен 50%. Итоговый балл рассчитывается по
результатам 1 и 2 рейтингов и экзамена. Удельный вес указанных форм контроля составляет сумму: 30% от результатов 1-рейтинга+30% от результатов 2-рейтинга студента+ 40% от результатов экзамена по дисциплине.
Итоговая оценка по дисциплине определяется по шкале (Таблица 4).
Оценка по
буквенной
системе
Шкала оценок в буквенном эквиваленте, в баллах и процентах
Таблица 4
Цифрой
Процентное
Оценка по
эквивалент баллов
содержание
традиционной системе
А
А–
В+
В
В–
С+
С
С–
D+
D
F
I
P
4,0
3,67
3,33
3,0
2,67
2,33
2,0
1,67
1.33
1,0
0
NA
-
95 – 100
90 – 94
85 – 89
80 – 84
75 – 79
70 – 74
65 – 69
60 – 64
55 – 59
50 – 54
0 – 49
прошел
Отлично
Хорошо
Удовлетворительно
Неудовлетворительно
Незаконченный
Прошел дисциплину
&&&
###002-012#2.12 Календарный график учебного процесса и дистанционных
консультаций
Календарный график учебного процесса и дистанционных консультаций
по дисциплине «Проектирование ТЭС»
Таблица 5
№
Недели
1
2
3
4
5
6
7
8
Итого
п/п
1рейтинг
1 Вид контроля
ЗМ1 ЗМ1
ЗМ1
ЗМ1
300
(пз1) (лб1)
(пз2)
РК1
баллов
2 Баллы
60
60
60
60
60
3 Консультации
OF
OL
OL OF
OF OL OF
OF
№
Недели
9
10
11
12
13
14
15
Итого
п/п
2рейтинг
1 Вид контроля
ЗМ2 ЗМ2 ЗМ3 ЗМ3 ЗМ3 РК2
300
(реф1)
(пз3) (лб3)
баллов
2 Баллы
60
60
40
40
40
60
3 Консультации
OL OL
OF OF
OL OF OF
Обозначения: ЗМ-задание по модулю; ОС-он-лайн семинар; РК-рубежный контроль; OLон-лайн консультация; OF-офф-лайн консультация
&&&
$$$002-000-000$3.2 Лекции
&&&
$$$002-001-000$3.2.1 Лекция №1. Введение.
{Вопросы лекции}
1 Задачи проектирования.
2 Проектирование новых ТЭС, реконструкция.
3 Стадии и этапы проектирования.
&&&
$$$002-001-001$3.2.1.1 Задачи проектирования.
{Конспект лекции}
Проектирование технического объекта связано с созданием, преобразованиями и
представлением в принятой форме образа этого объекта. Образ объекта или его составных частей может создаваться в воображении человека в результате творческого процесса или генерироваться по некоторым алгоритмам в процессе взаимодействия человека и
ЭВМ. В любом случае проектирование начинается при наличии задания на проектирование. Задание на проектирование-это первичное описание объекта проектирования, представленное в заданной форме. Это задание представляется в виде тех или иных документов и является исходным (первичным) описанием объекта. Результатом проектирования,
как правило, служит полный комплект документации, содержащий достаточные сведения для изготовления объекта в заданных условиях. Эта документация представляет собой окончательное описание объекта. Проектирование-процесс, заключающийся в преобразовании исходного описания объекта в окончательное описание на основе выполнения работ исследовательского, расчетного и конструкторского характера. ГОСТ 22487-77
так дает определение: проектирование - это процесс составления описания, необходимого для создания в заданных условиях еще не существующего объекта, на основе первичного описания этого объекта и (или) алгоритма его функционирования или алгоритма
процесса преобразованием (в ряде случаев неоднократным) первичного описания, оптимизацией заданных характеристик объекта и алгоритма его функционирования или алгоритма процесса, устранением некорректности первичного описания и последовательным
представлением (при необходимости) описаний на различных языках. Промежуточное
или конечное описание объекта проектирования, необходимое и достаточное для рассмотрения и определения дальнейшего направления или окончания проектирования,
называется проектным решением.
Различают: неавтоматизированное проектирование - проектирование, при котором
все преобразования описаний объекта и (или) алгоритма его функционирования или алгоритма процесса, а также представление описаний на различных языках осуществляет
человек;
- автоматизированное проектирование - проектирование при котором отдельные
преобразования описаний объекта и (или) алгоритма его функционирования или алгоритма процесса, а также представление описаний на различных языках осуществляется
взаимодействием человека и ЭВМ;
- автоматическое проектирование - проектирование, при котором все преобразования описаний объекта и (или) алгоритма его функционирования или алгоритма процесса,
а также представление описаний на различных языках осуществляется без участия человека.
Возможности проектирования сложных объектов обусловлены использованием ряда принципов, основными из которых являются декомпозиция, иерархичность описаний
объектов, многоэтапность итерационность проектирования, типизация и унификация
проектных решений и средств проектирования.
&&&
$$$002-001-002$3.2.1.2 Проектирование новых ТЭС, реконструкция действующих.
{Конспект лекции}
В последнее десятилетие ТЭС работали с нагрузками, как правило, ниже номинальных, проектных. Их экологическое воздействие укладывалось в рамки действующих
нормативов (при разработке, утверждении ПДВ и других нормативов воздействия) исходя из условий несения фактических нагрузок за трехлетний предшествующий период.
Увеличение нагрузок ТЭС до уровня проектных, номинальных мощностей зачастую становится невозможным, что, в частности, связано с превышением ПДК создаваемых ими
концентраций вредных выбросов. Это вызвано тем, что характеристики действующего
оборудования, введенного 15-20 лет и более лет потому назад, как правило, уже не соответствуют современным требованиям и нормам экологического воздействия на окружающую среду, в том числе по выбросам вредных веществ в атмосферу. Поэтому первоочередной задачей является улучшение экологических показателей существующего оборудования, которые могут быть достигнуты как при выполнении мало затратных мероприятий, так и за счет проведение масштабных мероприятий по реконструкции, которые
потребуют вывода оборудования из работы на достаточно продолжительное время.
При выполнении проектов строительства и реконструкции энергетических объектов необходимо выполнение требований законодательства и нормативных документов в
области охраны окружающей среды. Процедура экологического обоснования проектов
строительства и реконструкции действующих объектов должна выполняться на всех стадиях проектирования при разработке Декларации о намерениях, проведения обоснования
инвестиций и выполнении оценки воздействия на окружающую природную среду
(ОВОС), разработке раздела проекта охраны окружающей среды (ООС) и подготовке заявления об экологическом воздействии намечаемой деятельности.
В Декларации о намерениях приводятся предварительные, предполагаемые величины воздействия на окружающую среду (по всем значимым видам воздействия) проектируемого объекта. Рассмотрение и согласования в регулирующих, природоохранных
органах намечаемой деятельности должно определить возможные ограничения (требования) по допустимому экологическому воздействию на окружающую среду этой деятельности. Эти экологические ограничения (требования) необходимо учитывать на всех последующих стадиях проведения проектных работ.
На начальных стадиях проектирования энергетических объектов проработка вопросов ОВОС позволяет выявить возможные экологические ограничения по тем или
иным параметрам воздействия оборудования объекта, а так же определить экологические
требования для их учета на последующих этапах проектирования, что, в конечном итоге,
позволит выполнить проект с соблюдением действующих экологических нормативов.
Могут рассматриваться варианты снятия этих ограничений за счет изменения мощности
оборудования и объекта в целом, применения специального оборудования для снижения
воздействия объекта до нормативных уровней (газоочистное оборудование, глушители
шума, защитные экраны и т.д.) или использования других более экологически чистых
технологий и оборудования.
Экологическое воздействие ТЭС при выполнении экологического обоснования
проектов оценивается при работе с номинальными (проектными) нагрузками. При этом
имеет существенное значение вид, характер намечаемой деятельности.
В случае проведения глубокой реконструкции оборудования ТЭС ограничивается
использование установленной мощности на длительный период и, следовательно, необходимы резервы мощности, которых в настоящее время недостаточно. Проведение нового строительства и ввод дополнительных мощностей требует обоснование возможности
расширения ТЭС в соответствии с действующими нормами экологического воздействия,
к примеру, для воздействия с вредными выбросами на атмосферу - по ОНД-86, как от
действующего оборудования, так и от вводимого оборудования на номинальной нагрузке.
Это следует учитывать при формулировке цели намечаемой деятельности для действующих ТЭС с существенным экологическим воздействием. В случае необходимости
строительства новых объектов может возникнуть ограничение по условиям соблюдения
экологических норм, которые могут быть преодолены при условии ограничения возможного воздействия имеющегося оборудования. В частности, может быть формулировка
как "строительство замещающих мощностей с целью проведения масштабной реконструкции" или "ввод новых мощностей для обеспечения условий проведения длительных
реконструкций" при условии не превышении в период проведения реконструкций проектных показателей по мощности и, в том числе, предельно допустимых проектных величин и концентраций вредных выбросов в атмосферу. Вторая формулировка позволяет
рассматривать цели намечаемой деятельности как не превышение утвержденных проектных мощностей оборудования ТЭС и считать его до устанавливаемых сроков окончания
реконструкции действующего оборудования как "строительство нового оборудования
без увеличения мощности воздействия ТЭС на окружающую среду".
Вместе с тем, на стадии разработки ОВОС необходимо также рассматривать воздействие ТЭС на окружающую среду после завершения реконструкции и с учетом расширения мощности. При разработке проекта реконструкции в разделе ООС необходимо
определить изменение воздействия ТЭС на окружающую среду для увеличенной установленной мощности с разработкой необходимых мероприятий по снижению воздействия на окружающую среду.
Проиллюстрируем это на примере намечаемой деятельности по реконструкции одной из ТЭС, работающей на твердом топливе в Европейской части страны. С учетом требований о возрастании в топливном балансе страны доли твердого топлива увеличение
ее мощности является необходимым и целесообразным. На ГРЭС (проектная мощность
2400 МВт) установлено 8 энергоблоков по 300 МВт. Котельные двухкорпусные установки Таганрогского котельного завода типа ТПП-110 и ТПП-210(А) предназначены для
пылевидного сжигания углей марки "АШ" в топке с жидким шлакоудалением. Для этого
топлива наиболее перспективным по экономическим и экологическим соображениям в
настоящее время считается применение технологии сжигания угля в топках котлов с
циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). При проведении реконструкции ГРЭС возможна замена существующих котлов на котлы с ЦКС. Однако проведение такой масштабной
реконструкции потребует вывод из работы каждого энергоблока на срок до полутора лет.
Если ставить целью сохранение величины располагаемой мощности ГРЭС на период
проведения длительной реконструкции котлов энергоблоков, то она может быть достигнута за счет строительства и ввода в эксплуатацию в сжатые сроки нового энергоблока с
ЦКС и поэтапном выводе имеющихся энергоблоков на реконструкцию. При этом должно
быть принято ограничивающее условие. Оно заключается в том, что при несении нагрузок ГРЭС не должно допускаться превышение допустимого экологического воздействия
на природную среду в период проведения реконструкции, так и при эксплуатации ГРЭС
с новым энергоблоком.
Альтернативой такой реконструкции может быть проведение в короткие сроки работ на действующих энергетических котлах с целью доведения их экологических показателей до уровня современных требований, что позволит обеспечить возможность расширения ГРЭС путем строительства новых энергоблоков при соблюдении допустимого
экологического воздействия при увеличении выработки электроэнергии.
Следует отметить, что при реконструкции и модернизации существующего оборудования, как правило, не происходит увеличение количества сжигаемого топлива. По
сравнению с исходным состоянием, будет происходить снижение экологического воздействия за счет того, что оборудование при его реконструкции и модернизации будет
обладать улучшенными экологическими характеристиками и, кроме того, за счет улучшения технико-экономических показателей оборудования произойдет снижение удельных расходов топлива, что в свою очередь дополнительно позволит уменьшить экологическое воздействие.
&&&
$$$002-001-003$3.2.1.3 Стадии и этапы проектирования.
1.1. Инженерные изыскания для проектирования и строительства тепловых электрических станций (ТЭС) следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП
1.02.07-87 «Инженерные изыскания для строительства» и настоящих норм.
Изыскания для проектирования жилищно-гражданских зданий, транспортных и
внеплощадочных коммуникаций, линий электропередачи должны производиться в соответствии с требованиями СНиП 1.02.07-87 и других действующих нормативных документов, утвержденных или согласованных Минстроем РФ и Минтопэнерго РФ.
1.2. Для обоснования проектирования и строительств ТЭС выполняют:
инженерно-геодезические,
инженерно-геологические,
инженерногидрологические и инженерно-метеорологические изыскания;
- сейсмологические исследования;
- изыскания местных грунтовых строительных материалов, источников технического и хозяйственно-питьевого водоснабжения на базе поверхностных и подземных вод;
- научные исследования;
- геодезические, геологические, гидрометеорологические работы в процессе строительства и эксплуатации ТЭС, не входящие в состав инженерных изысканий
1.3. Состав и объем инженерных изысканий для проектирования ТЭС определяются следующими основными факторами:
- этапом предпроектных работ или стадией проектирования;
- степенью изученности и природных условий территории и категорией сложности;
- технической характеристикой ТЭС, включая вид топлива, количество и тип турбоагрегатов по очередям, количество и высоту дымовых груб, источники, системы и варианты схем технического водоснабжения и золоудаления, сведения об основных сооружениях, их классе ответственности, основных размерах, предполагаемых нагрузках на
фундаменты и глубинах их заложения;
- данными о воздействии проектируемых сооружений ТЭС на окружающую среду
и мероприятиями по ее защите.
1.4. Инженерные изыскания проводят для следующих этапов предпроектных и стадий проектных работ:
- технико-экономического обоснования (ТЭО) строительства ТЭС;
- проекта;
- рабочей документации.
В отдельных случаях, предусмотренных СНиП 1.02.01-85 и нормативными документами Минтопэнерго РФ, изыскания выполняют для ТЭО, дорабатываемого до проекта, и рабочей документации, а также для ТЭО и рабочего проекта.
1.5. Инженерные изыскания для ТЭО нового строительства должны обеспечить
изучение природных условий всех намеченных конкурентных вариантов пунктов и площадок строительства ТЭС.
Объем, детальность материалов инженерных изысканий должны быть достаточны
для выбора пункта и площадки строительства с обоснованием расчетной стоимости объекта с учетом мероприятий по охране окружающей среды и содержать сведения:
- по инженерно-геологическим и гидрогеологическим условиям;
- по наличию потребного количества водных ресурсов (поверхностных и подземных вод);
- по метеорологическим условиям;
- по природным факторам, исключающим возможность строительства ТЭС (активные тектонические разломы, сейсмичность более 9 баллов, цунами, сели и др.).
1.6. Инженерные изыскания для ТЭО выполняют в два этапа: для выбора пункта
размещения ТЭС и выбора площадки строительства.
На первом этапе изысканий изучают район размещения ТЭС для выбора конкурентных пунктов с площадками строительства. На втором - конкурентные площадки в
согласованном пункте для выбора площадки строительства, разработки ситуационного
плана и схемы генерального плана ТЭС, мероприятий по защите от опасных геологических и гидрометеорологических процессов, а также оценки возможных изменений природных условий в результате строительства и эксплуатации ТЭС.
Инженерные изыскания для ТЭО расширения, реконструкции и технического перевооружения ТЭС проводят в один этап.
1.7. Инженерные изыскания для проекта выполняют в два этапа для обоснования:
- разработки генерального плана основной промышленной площадки с уточнением
планировочных решений по компоновке ситуационного плана в целом, а также разработки проектных решений по участкам размещения гидротехнических сооружений
(створ плотины, чаша водохранилища, береговая насосная, золоотвал и др.);
- разработки проектных решений по фундаментам главного корпуса и дымовых
труб.
Инженерные изыскания для разработки рабочего проекта выполняются в одни этап
в объеме, достаточном для рабочей документации.
1.8. Инженерно-геологические изыскания для рабочей документации должны
обеспечить разработку рабочих чертежей всех зданий и сооружений ТЭС, а также уточнения новых проектных решений, возникающих в результате экспертного рассмотрения
при утверждении проекта.
1.9. Инженерно-геодезические,
инженерно-геологические
и
инженерногидрометеорологические изыскания, сейсмическое микрорайонирование площадок ТЭС
должны, как правило, производиться изыскательскими подразделениями институтов,
осуществляющих проектирование ТЭС.
Поиски и разведка источников хозяйственно-питьевого водоснабжения на базе
подземных вод осуществляются по отдельному техническому заданию специализированными геологическими организациями.
1.10. Материалы инженерных изысканий для разработки оценки воздействия ТЭС
на окружающую среду (ОВОС) должны выполняться по отдельным программам в соответствии с требованиями нормативно-методических документов Министерства экологии
и природных ресурсов Российской Федерации (Минэкологии РФ).
1.11. Для выполнения научных исследований при решении вопросов, требующих
разработки или применения специальных методик и технических средств, сложных ла-
бораторных и опытных работ, различных видов моделирования следует привлекать специализированные и научно-исследовательские организации.
Поиски и разведка источников хозяйственно-питьевого водоснабжения на базе
подземных вод осуществляются по отдельному техническому заданию, как правило,
специализированными организациями Минэкологии РФ.
1.12. Инженерные изыскания выполняют по техническим заданиям главных инженеров проекта, утвержденных главным инженером института (отделения). Техническое
задание на изыскания должно соответствовать требованиям рекомендуемого приложения
2 настоящих Норм и выдаваться не позднее, чем за 3 месяца до начала изысканий. Принятие к исполнению неполных или неоформленных технических заданий запрещается.
Ответственным за полноту и своевременную выдачу технического задания на изыскания
является главный инженер проекта.
1.13. Инженерные изыскания должны проводиться по программам работ, разрабатываемым изыскательскими организациями, в которых устанавливаются состав и объем
изысканий, отвечающие требованиям настоящих Норм и технического задания на изыскания. Программы изысканий согласовываются с главным инженером проекта и утверждаются главным инженером института.
1.14. При инженерных изысканиях необходимо осуществлять постоянную увязку
получаемых результатов изысканий с проектированием объекта, в том числе путем выдачи предварительных материалов в соответствии с техническим заданием на их выполнение.
1.15. Продолжительность инженерных изысканий должна устанавливаться в соответствии с принятой схемой последовательности проектных и изыскательских работ
(приложение 3), а также сроков разработки предпроектной и проектной документации.
1.16. Инженерные изыскания для зарубежных объектов должны выполняться с
учетом требований настоящих Норм.
1.17. При производстве изысканий в пределах территории согласно «Акту отвода
земель на строительство» и на территориях действующих ТЭС разрешения на выполнение инженерных изысканий не оформляются.
1.18. Производство инженерных изысканий должно выполняться с учетом требований действующих общесоюзных и ведомственных нормативных документов по охране
труда и технике безопасности.
&&&
$$$002-001-100$Лекция №1 Вопросы для самоконтроля
1 Что изучает термодинамика?
2 Что понимается под термодинамической системой?
3 Какое состояние системы называется равновесным и какое – неравновесным?
4 Что называется термодинамическим процессом?
5 Какие процессы называются неравновесными, а какие неравновесными?
6 Какой газ называется идеальным?
7 Какой газ называется реальным?
8 Напишите уравнение состояния идеального газа.
9 Какая разница между универсальной газовой постоянной и газовой постоянной?
10 Перечислите основные параметры состояния, дайте им определения.
11 Напишите уравнение состояния.
12 Что называется диаграммой состояния?
13 Что называется газовой смесью?
14 Что такое нормальные физические условия?
15 Что называется теплотой?
16 Что называется работой?
17 В чем заключается опыт Джоуля?
18 Что такое внутренняя энергия рабочего тела?
19 В чем сущность первого закона термодинамики?
20 Приведите аналитическое выражение первого закона термодинамики.
21 Что такое энтальпия?
22 Дать определение удельной теплоемкости.
23 В чем разница между средней и истинной теплоемкостями?
24 Напишите формулу для определения средней теплоемкости в интервале температур t1 - t 2 .
25 В каких случаях допустимо принимать теплоемкости газов постоянными величинами, не зависящими от температуры?
26 как определить теплоемкость газовой смеси?
27 Напишите уравнение первого закона термодинамики для потока газа (пара).
28 Перечислите виды работ совершаемых потоком газа (пара).
&&&
$$$002-002-000$3.2.2 Лекция №2. Методика расчета тепловой схемы КЭС.
{Вопросы лекции}
1 Методика расчета тепловой схемы конденсационного блока, выбор единичной
мощности блока КЭС.
2 Расчетная тепловая схема блока. Параметры пара.
3 Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме. Параметры пара и воды в
отборах и подогревателях. Параметры дренажей.
4Уравнение материального и теплового балансов для элементов типовой схемы
энергетический баланс.
5 Технико- экономические показатели работы блока.
&&&
$$$002-002-001$3.2.2.1 Методика расчета тепловой схемы конденсационного блока, выбор единичной мощности блока КЭС.
{Конспект лекции}
7.1. Назначение принципиальной тепловой схемы (ПТС)
Назначение ПТС – определить сущность технологического процесса преобразования тепловой энергии в электрическую. В состав ПТС входят основное и вспомогательное оборудование пароводяного тракта, участвующее в процессе преобразования энергии, ПТС устанавливает основные связи по теплоносителю, объединяющие это оборудование в единую установку. Все элементы и связи на ПТС изображаются в одну линию.
При блочной компоновке оборудования станции, имеющей одинаковые турбины и парогенераторы ПТС дается (составляется) как схема одноагрегатной ТЭС. При разнотипном
оборудовании КЭС, например блоки 600 и 800 МВт, ПТС составляется из тепловых схем
этих двух блоков.
Для ТЭЦ с разнотипными турбинами, технологически связанными между собой,
ПТС составляется как единая схема, состоящая из взаимосвязанных схем разнотипных
агрегатов.
В состав ПТС помимо парогенераторов и турбин входят: регенеративные воздухоподогреватели (РВП) с охладителями; деаэраторы; трубопроводы отборов; питательные,
конденсатные, сетевые и дренажные насосы; испарители и паропреобразователи и основные связывающие их линии конденсата, дренажей и добавочной воды. Кроме того,
ПТС включает вспомогательные устройства и теплообменники, расширители непрерывной продувки (РНП) с охладителями, охладители пара эжекторов и уплотнений. Для
блоков от 300 МВт и выше в ПТС включаются турбины питательных насосов, воздуходувок, подогреватели воздуха, трубопроводы подачи пара на сушку топлива, подогрев
мазута и т.д.
На ПТС указывается только часть арматуры, необходимая для нормальной работы
оборудования.
ПТС служит расчетной схемой проектируемой ТЭС и позволяет определить расходы пара и воды для любого участка схемы, она позволяет оценить техническое совершенство и в значительной мере экономичность ТЭС. По ПТС определяют характеристики оборудования, которые служат основой для его выбора и для разработки полной или
развернутой тепловой схемы станции.
7.2. Основные положения по составлению ПТС станции
Составление ПТС связано с решением следующих задач.
1. Выбирается тип станции – КЭС или ТЭЦ.
2. Выбираются начальные параметры теплоносителя и вида цикла (КЭС или ТЭЦ).
Увеличение агрегатной мощности приводит к увеличению начальных параметров пара,
применению промежуточного перегрева. В свою очередь, применение высоких начальных параметров определяется необходимостью использования прямоточных парогенераторов. Поэтому выбор начальных параметров пара определяется технико-экономическим
расчетом.
3. При проектировании ТЭЦ по установленной тепловой и электрической мощности определяются тип и число теплофикационных турбин, производится их уточнение по
результатам расчета ПТС. Выбор оборудования осуществляется на основе имеющейся номенклатуры и в соответствии с ГОСТ, а также с учетом перспектив развития энергетического оборудования.
4. Парогенераторы при докритическом давлении применяются барабанного, реже
прямоточного типа, в случае закритических параметров – прямоточные.
5. Схема регенеративного подогрева питательной воды определяется начальными
параметрами пара, типом турбин (единичной мощностью), видом цикла. Рассматриваются число, тип и место включения регенеративных подогревателей, питательного насоса, деаэратора, схема сбора дренажей.
Для КЭС основой ПТС является схема регенеративного подогрева питательной воды, а для ТЭЦ она сочетается со схемой отпуска тепла внешним потребителям.
6. Выбор способа подготовки добавочной воды (химический или термический)
осуществляется сравнением технико-экономических вариантов. При термическом способе подготовки воды выбирается число испарительных установок, число ступеней, место
их включения в регенеративную схему.
7. Выбор схемы отпуска тепла с ТЭЦ производится в зависимости от типа и параметров отпускаемого теплоносителя, схемы системы теплоснабжения (открытая или закрытая), способа подготовки подпиточной воды, технико-экономического обоснования
принятой схемы системы теплоснабжения.
8. Определяются тип и место включения деаэраторов и питательных насосов, предварительная деаэрация добавочной воды, воды испарителей и паропреобразователей.
9. Предусматривается использование тепла вспомогательных устройств, приводных турбин, эжекторов, лабиринтов уплотнений и т.д.
При составлении ПТС учитывают:
а) современные достижения науки, опыт эксплуатации действующих ТЭС, имеющиеся технические разработки, результаты технико-экономических расчетов;
б) местные условия: характер энергетических нагрузок, вид и стоимость топлива,
качество исходной воды, начальные параметры пара и необходимость вторичного перегрева пара, и его вид, возможность работы с неполной нагрузкой. В случае расширения
ТЭС при составлении ПТС решаются вопросы водного режима вновь устанавливаемого
оборудования, возможность использования действующих парогенераторов, степень развития регенерации и т.д.
7.3. Принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции
В качестве примера ПТС КЭС рассмотрим схему блока К-300-240 (рис. 7.1). В схему входит паровая турбина ЛМЗ мощностью 300 МВт с параметрами пара перед регулирующим клапаном 23,54 МПа и 540 °С и после регулирующего клапана 22,4 МПа и
540 °С. Параметры пара промежуточного перегрева перед стопорным клапаном 3,6 МПа
при температуре 545 °С, давление отработавшего пара 0,0034 МПа. Турбина имеет 8 регенеративных отборов. Привод питательного насоса от паровой турбины мощностью
10,5 МВт при давлении пара на входе 1,45 МВт и на выходе 0,243 МПа.
Расход пара на турбину через стопорный клапан 890 т/ч или 248 кг/с, пропуск пара
в конденсатор 520 т/ч или 145 кг/с. Расход тепла на выработку электроэнергии 2320
МДж/ч, расход питательной воды 930 т/ч. Удельный абсолютный расход тепла на выработку электроэнергии 7715 кДж/(кВт·ч).
В блоке с турбиной устанавливается парогенератор прямоточного типа ТКЗ ТПП21ОА или ЗиО ПК-41-1 производительностью 950 т/ч при давлении пара 25 МПа и температуре 545 °С с промежуточным газовым перегревом при давлении 3,9 МПа и температуре 545 °С, температура питательной воды 240 °С, КПД котла при работе на АШ равен 90,5 %, а при работе на мазуте и газе 92,3÷93,5 %.
Турбина выполнена одновальной, с числом оборотов 3000 об/мин. Трехцилиндровая:
ЦВД имеет не регулируемый отбор на ПВД 1, отбор на ПВД 2 после ЦВД; ЦСД состоит
из ЧСД и ЧНД, через ЧНД в конденсатор пропускается 1/3 часть пара конденсационного
потока и 2/3 части конденсационного потока пара в конденсатор поступает через двухпоточный ЦНД. ЦСД имеет нерегулируемые отборы №№ 3, 4, 5, 6; ЦНД отборы №№ 7; 8.
Регенеративная схема имеет три ПВД и пять ПНД, подогреватель паром уплотнений. Из отборов № 5 и № 6 пар подается на сетевые подогреватели верхней ступени (ВС)
и нижней ступени (НС). Из-за большого расхода питательной воды ПВД включены двумя параллельными нитками. Дополнительно предусмотрены отборы пара для предварительного подогрева дутьевого воздуха.
Турбина питательного насоса получает пар из 3 отбора, выхлоп производится на
отбор № 6 (и на НС). Производительность питательного насоса 1130 м3 /ч при давлении
33 МПа. Пускорезервный насос с электроприводом имеет производительность 50 % от
питательного насоса. Предварительная деаэрация воды производится в конденсаторе
турбины, а затем в деаэраторе давлением 0,7 МПа. Конденсатор имеет запас конденсата
на 5 минут работы блока, кроме того, на каждые два блока устанавливаются два бака ёмкостью 100 м3 с перекачивающими насосами и регуляторами уровня. Общий запас воды
на 11 минут работы блока с полной нагрузкой. Внутренние потери компенсируются введением в баки через регулятор уровня химически обессоленной воды. Конденсатные
насосы устанавливаются в приямке не отметке 5,3 м. Питательный насос работает с подпором на стороне всасывания 1,7 МПа, которой создается бустерным насосом.
ПВД и ПНД 5 имеют охладители пара (пароохладители). Регенеративные ПВД
имеют каскадную схему сбора дренажа со сливом в деаэратор. Из ПНД 8 и ПУ дренаж
самотеком подается в конденсатный бак. ПНД 5, 6, 7 имеют каскадную схему сбора дренажа и из ПНД 7, дренажным насосом конденсат (дренаж) подается на смеситель. Между
ПНД 6 и 7 предусмотрена установка охладителя дренажа.
Из сетевых подогревателей конденсат дренажным сетевым насосом подается через
расширительный бак на дренажный насос и затем между ПНД 6 и 7 в схему основного
конденсата (на схеме – в отбор № 7).
7.4. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
Если ТЭЦ имеет однотипные турбины, то составляют схему одной турбоустановки,
однако чаще устанавливаются турбины различных типов: ПТ, Р, Т, которые связаны технологически. Общими являются линии технологических отборов турбин ПТ и Р обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды и подпиточной воды тепловых
сетей. Сетевые подогреватели выполняются индивидуальными для каждой турбины.
ПТС получается сложной и с разнотипным оборудованием, она включает по одному агрегату каждого типа.
ПТС ТЭЦ с разнотипными турбинами и одинаковыми парогенераторами в ориентировочных расчетах можно представить одним условным, «эквивалентным» турбоагрегатом ПТ, который обеспечивает заданную электрическую мощность, требуемый отпуск
пара и горячей воды (рис. 7.2).
Расчет ПТС должен уточнить состав основного и вспомогательного оборудования,
обеспечивающего тепловую и электрическую нагрузки. Оптимальный состав турбогенераторов определяется на основании расчета ПТС и сравнения технико-экономических
вариантов. Последовательность разработки ПТС ТЭЦ.
1. Произвести выбор типов турбин, обеспечивающих тепловую и электрическую
мощность по заданию.
2. Составить схему отпуска тепла.
3. Для каждого типа турбины разработать схему подготовки питательной воды и
конденсата: регенерация, деаэратор, насосы и т.д.
4. Составить схему подготовки добавочной воды для парогенераторов
и подпиточной воды для тепловой сети.
Для простоты считают, что ТЭЦ имеет одинаковые турбины: ПТ-135-130. Эта турбина имеет мощность 135 МВт при начальных параметрах пара 12,75 МПа и 565°С, рас-
ход пара при номинальной тепловой нагрузке 735 т/ч, 5 нерегулируемых отборов. Отпуск
пара из первого регулируемого отбора составляет 320 т/ч при давлении 1,47
МПа. Отпуск тепла из второго регулируемого отбора - 460 ГДж/ч при давлении пара
0,078 МПа. Пропуск пара в конденсатор - 197 т/ч, давление в конденсаторе 0,0035 МПа.
Тип парогенератора определяется местными условиями: видом топлива, единичной
мощностью парогенератора и т.п. Наиболее часто устанавливаются парогенераторы
ТГМ-84-420-140 или БКЗ-420-140, производительность по 420 т/ч, параметры пара – 13,7
МПа и 565 °С, температура питательной воды 230 °С.
Схема регенеративного подогрева состоит из 3 ПВД, 4 ПНД, подогревателя уплотнений, охладителя пара эжекторов и деаэратора. ПВД имеют охладители дренажа. Отбор
№ 4 регулируемый – пар подается на деаэратор, ПНД 4 и на технологическое потребление. С производства конденсат возвращается ОКН в смеситель на линии основного конденсата между ПНД 5 и ПНД 6. Перед смесителем установлен охладитель дренажа (ОД),
отборы № 6 и № 7 выполнены регулируемыми и отпускают пар на сетевые подогреватели ВС и НС. Пиковая отопительная нагрузка покрывается за счет включения ПВК. Дренаж из сетевых подогревателей сетевыми насосами ДНС возвращается в линию основного конденсата в смесители между ПНД 5 и 6 и ПНД 6 и 7. Дренаж из ПВД 1, 2, 3 самотеком по каскадной схеме направляется в деаэратор, из ПНД 4 самотеком поступает в ПНД
5 и через охладитель дренажа направляется в ПНД 6, откуда дренажным насосом подается в смеситель. Из ПНД7, ПУ, ОЭ дренаж самотеком подается во всасывающую линию
конденсатного насоса. Выпар непрерывной продувки из РНП подается в деаэратор, а
концентрат продувки используется для подогрева добавочной воды, вводимой в конденсатор.
7.5. Методика расчета ПТС КЭС
Задачей расчета ПТС КЭС является определение технических характеристик теплового оборудования, обеспечивающего график электрической нагрузки и требуемые
энергетические и технико-экономические показатели станции. Расчет КЭС выполняется
по максимальной нагрузке в следующей последовательности.
1. На основании процесса расширения в i, S–диаграмме определяется состояние пара в турбине. Линия процесса расширения строится по начальным параметрам пара, параметрам промежуточного перегрева пара, давлению отработавшего пара при заданных
значениях ηоi отдельных цилиндров и отсеков турбины.
Значение КПД определяется по расчету, результатам испытаний или по справочным данным. Давление регенеративных отборов определяется в зависимости от распределения регенеративного подогрева воды между подогревателями. Первый этап расчета
заканчивается построением в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине.
2. По данным процесса расширения пара i, S–диаграмме с учетом регенеративного
распределения подогрева питательной воды составляют таблицу параметров пара.
По температурам конденсата и питательной воды за регенеративными подогревателями (РП) и величинам недогрева θ °С или υ кДж/кг определяют температуру насыщения tн °С и давление греющего пара р'r, МПа в отборах турбины. Точки отборов показывают на i, S - диаграмме процесса расширения пара в турбине.
В таблицу параметров пара включается величина регенеративного подогрева воды τр, кДж/кг, количество тепла, отдаваемого паром при конденсации qp, кДж/кг. При использовании встроенных пароохладителей в величину qр включается количество тепла,
отдаваемое в пароохладителе qпо. Для удобства расчета данные состояния пара и воды в
пароохладителях целесообразно вынести в отдельную таблицу.
В основную таблицу включают давление рв и энтальпию iв питательной воды (конденсата) по ступеням подогрева. Следовательно, в таблицу должны входить: температура, давление, энтальпия пара всех точек процесса расширения от входа в турбину до конденсатора; параметры основного конденсата от выхода из конденсатора до выхода из последней ступени регенеративного подогревателя, параметры конденсата греющего пара.
Параметры пара вспомогательных потоков: охладителей, испарителей, подогревателей и др. целесообразно включать в отдельные таблицы.
Таким образом, задачей второго этапа расчета является определение параметров
основных потоков теплоносителей.
3. Составляется материальный баланс потоков пара и конденсата, с учетом того,
что все утечки теплоносителя сосредоточены на линии пара высокого давления. Материальные балансы составляются:
- для парогенератора;
- для питательной воды;
- для добавочной воды.
Расчет тепловой схемы целесообразно выполнять в относительных единицах a расхода пара и воды.
Исходной величиной для расчета служит электрическая мощность турбогенератора Nэ. Результатом расчета является определение расхода пара на турбину при заданной
электрической мощности и значений потоков пара и воды, (выраженные в абсолютных
величинах), в конденсатор, отборы, на тепловое потребление и т.д.
Расчет может быть выполнен и исходя из заданного расхода пара на турбину. В
этом случае определяемой величиной будет электрическая мощность турбогенератора.
При
такой
методике
расчета
целесообразно
использовать
выполненный прототип турбины и принять удельный расход пара около 3 кг/кВт ч.
4. Составляются и совместно решаются уравнения теплового баланса теплообменников для определения расходов пара на эти теплообменные аппараты, величин отборов
и т.д.
7.6. Методика расчета ПТС ТЭЦ
В отличие от расчета принципиальной тепловой схемы КЭС для ПТС ТЭЦ помимо
электрической нагрузки нужно знать еще и тепловую нагрузку. Расчет ПТС ТЭЦ выполняется при максимальных энергетических нагрузках. Задачей расчета является определение характеристик оборудования и показателей ТЭЦ для нескольких типичных нагрузок
(режимов) за годовой период. Например, по отопительной нагрузке такими режимами
являются следующие.
1. Расчетный режим - соответствует наибольшему отпуску (расходу) тепла на
отопление из отборов при наибольшем отпуске тепла промышленным потребителям и
наибольшей электрической мощности турбогенератора при минимальном пропуске пара
в конденсатор.
2. Режим низшей расчетной температуры.
3. Режим промежуточных температур наружного воздуха и соответствующих этим
температурам расходов тепла на отопление.
4. Режим минимального отпуска тепла на отопление.
5. Режим при пониженной отопительной нагрузке: отпуск тепла производится
только на горячее водоснабжение, при этом электрическая нагрузка на турбогенератор
несколько понижена за счет увеличения нагрузки, например, на конденсационные турбины.
На практике расчет тепловой схемы ТЭЦ может выполняться не по всем приведенным выше вариантам (режимам работы). Наиболее важными является режим работы
ТЭЦ при максимальной тепловой и электрической нагрузке, а также режим, соответствующий низшей расчетной температуре наружного воздуха. Для расчетного режима
расчет тепловой схемы выполняется в следующей последовательности.
1. Производится построение в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине.
2. Составляется сводная таблица параметров пара и воды.
3. Составляются уравнения материального баланса.
4. Из полученных уравнений материального баланса выделяются искомые и исходные величины.
5. Составляются уравнения теплового баланса элементов ПТС и выделяются величины, подлежащие определению. Устанавливается порядок решения уравнений для
определения необходимых величин.
6. Составляется баланс теплофикационной турбоустановки с учетом вспомогательных отборов пара на подогрев воздуха, мазута, на подсушку топлива и др.
7. Вычисляются показатели турбогенератора и ТЭЦ в целом по расходам пара, воды и их параметрам, по электрической мощности и по расходам тепла и топлива.
&&&
$$$002-002-002$3.2.2.2 Расчетная тепловая схема блока. Параметры пара.
{Конспект лекции}
Стремление повысить КПД электростанции привело к росту параметров пара. Повышение параметров пара и применение высокого подогрева воздуха приводит к перераспределению поверхностей нагрева котлоагрегата, ведет к изменению его конструктивных форм.
Все тепло, передаваемое в котлоагрегате, условно можно разбить на 3 части:
1) тепло, идущее на подогрев воды до кипения;
2) тепло, идущее на испарение воды;
3) тепло, расходуемое на перегрев пара.
При увеличении параметров пара доля тепла, идущая на подогрев воды и на перегрев пара, увеличивается, а на испарение - уменьшается. Это хорошо показано на диаграмме Карницкого (рис. 1).
1 - зона подогрева; 2 - зона испарения; 3 – зона перегрева
Рис.1. График изменения расхода тепла на подогрев, испарение воды и перегрев
пара при повышении давления
&&&
$$$002-002-002$3.2.2.3 Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме. Параметры пара и воды в отборах и подогревателях. Параметры дренажей.
{Конспект лекции}
Система регенеративного подогрева питательной воды включает от четырех до пяти ПНД, деаэратор и от одного до трех ПВД. В новых тепловых схемах турбоустановок
АЭС намечен переход к одноступенчатому промежуточному перегреву пара, что упрощает и удешевляет CIIII, но сопровождается энергетической потерей. Для снижения этой
потери дренаж греющего пара из СГ1П вводят в смеситель после ПВД. Повышение давления пара в деаэраторе с 0,7 до 1,3 МПа позволяет сократить число ПВД с трех до одного, а в отдельных случаях и отказаться от них. Первые ПНД по ходу конденсата рекомендуется выполнять смешивающего типа.
&&&
$$$002-002-002$3.2.2.4 Уравнение материального и теплового балансов для элементов типовой схемы энергетический баланс.
{Конспект лекции}
Уравнение материального баланса
- поток питательной воды;
- расход греющего пара деаэратора;
- расходы дренажей пара из регенеративных подогревателей ПВД и ПНД;
- расход пара из уплотнений стопорно-регулирующих клапанов и уплотнений
турбины;
- расход добавочной воды.
Уравнение теплового баланса
Из уравнений материального и теплового балансов определяют
и .
Схемы включения деаэратора
Деаэратор включается как отдельный самостоятельный регенеративный подогреватель
Но при колебаниях нагрузки давление на отборы может меняться:
- при повышении нагрузки давление в отборе повышается, нагрев питательной воды может достичь состояния насыщения → питательные насосы работают в кавитационном режиме;
- при снижении нагрузки давление в отборе понижается и могут удаляться не все
растворенные газы.
Выход: ставят дроссель (экономичность снижается) и отбор делают с давлением
выше, чем надо и дросселируют.
Деаэратор работает как предвключенная ступень одного из регенеративных подогревателей.
Деаэратор присоединяют через дроссельный клапан к регенеративному отбору, питающему паром следующий за деаэратором по ходу питательной воды ПВД.
Схема более надежна и экономична.
Наиболее проработаны и практически применяются технологии газификации угля
в насыпном слое, в кипящем слое и в потоке. В качестве окислителя используется кислород, реже воздух. Применение промышленно освоенных технологий очистки синтезгаза
от соединений серы требует охлаждения газа до 40 °С, которое сопровождается дополнительными потерями давления и работоспособности. Стоимость систем охлаждения и
очистки газа составляет 15-20 % общей стоимости ТЭС. Сейчас активно разрабатываются высокотемпературные (до 540-600 °С) технологии газоочистки, которые позволят снизить стоимость систем и упростить их эксплуатацию, а также уменьшить связанные с
очисткой потери. Единичная мощность блоков (нетто) составляла 250-650 МВт. Были
рассмотрены все три упомянутые выше технологии газификации применительно к
наиболее распространенным углям: бере-зовскому бурому, кузнецкому каменному и
АШ, весьма различным по составу и свойствам. Были получены КПД от 39 до 45% и
очень хорошие экологические показатели. В целом эти проекты вполне соответствовали
тогдашнему мировому уровню. За рубежом аналогичные ПГУ уже реализованы на демонстрационных образцах единичной мощностью 250-300 МВт, а отечественные проекты 10 лет назад были прекращены.
ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины
и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые
теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным
или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
&&&
$$$002-002-002$3.2.2.5 Технико- экономические показатели работы блока.
{Конспект лекции}
1 гр. – показатели совершенства тепловых процессов на станции (тепловой экономичности).
2 гр. – показатели условий, в которых работает станция.
- показатель соотношений выработки;
- стоимость сооружения станции;
- себестоимость выпускаемой электрической энергии;
- КПД;
 сбр 
Э
; где
Qc
Э – выработка электроэнергии,
Qc – затраты теплоты топлива.
 год 
Эгод
; где
Вгод  Qнр
Эгод – годовая выработка электроэнергии,
Вгод – годовой расход топлива,
Qнр – низшая теплота сгорания топлива.
 снетто 
отп
Эгод
Э  Эсн
 год
;
р
Вгод  Qн
Вгод  Qнр
Эсн
;
Эгод
3600 N э
с 
;
В  Qнр
 сн 
 снетто 
3600( N э  N сн )
В  Qнр
  сбр  (1   сн );
1-2 – адиабатное расширение рабочего тела в турбине.
2-3 – конденсация,
3-4 – адиабатное сжатие в насосе,
4-1 – подвод теплоты рабочему телу в ПГ.
Термический КПД станции – отношение полезной работы цикла к затраченной теплоте
t 
l полез q1  q2 (i1  i4 )  (i2  i3 ) H а  H нас Н а




; где
qподв
q1
i1  i4
q1
q1
На – располагаемый теплоперепад в турбине (адиаб.),
Ннас – погашение энтальпии в насосе.
Внутренняя характеристика турбины:
 oi 
Нi
;
Ha
li
  i   t  oi ;
qi
ηм – механический КПД (0,97-0,99);
ηг – КПД электрогенератора;
Э 
lЭ
  t  oi  м  г ; - КПД турбоустановки;
q1
 С   t  oi  м  г  ПГ ТР ; где
ηПГ – КПД парогенератора;
ηТР – КПД трубопроводов;
0,6*0,9*0,98*0,98*0,9*0,98=0,46
 tК  1 
T1
273  30
 1
 0.6;
T2
273  545
Показатели тепловой экономичности для ТЭЦ.
- турбина с противодавлением(давление на выходе больше атмосферного). Эта схема
наиболее выгодна с термодинамической точки зрения.
qТП – обеспечение теплопотребителей тепловой нагрузкой.
QТП  DП  (iп  iок ) /  oi ;
N Э  DП  (i0  i П )  ЭГ ;
(i0  i П )  ЭГТП
N Э  QТП 
 ТЭЦ 
i П  iОК
;
3600( N Э  QТ )
;
В  Qнр
ηТЭЦ увеличивается с уменьшением электрической мощности.
 ТЭЦ 
3600 N Э
;
В  Qнр
 ТЭЦТ 
3600QТ
;
В  Qнр
По принятой методике считается, что на выработку тепловой энергии идет расход топлива, как в случае, если бы тепловая энергия отпускалась непосредственно из парогенератора.
 ЭТЭЦ ( Р)   м  Г ;
 ТЭЦ   ПГ  ТП   ПГ  ТР  багер ;
Показатели общей экономичности.
μ – коэффициент использования мощности.
Туст – число часов установленной мощности,
n
чел
 0,2  0,5; Зависит от:
1Мвт
- мощности станции,
- типа станции,
- организации труда,
- степени автоматизации.
куд – удельные капитальные затраты ( стоимость 1 кВт установленной мощности).
к зат
;
N ecn
к уд 
(руб./кВт).
кзат –капитальные затраты на сооружение станции:
60-70% - стоимость оборудования,
40-30% - стоимость монтажа и наладки,
строительство-25%,
котельная-35%,
турбина-30%,
электрогенератор-7-10%,
прочие-3%.
С
V
; - себестоимость энергии.
Эотп
V – годовые издержки.
Vгод  Vтоплива  Vаморт.
отчисления
С  Стоплива  Саморт.
отчисления
 Vэксплуатац. ;
издержек
 С эксплуатац. ;
издержек
Топливная составляющая:
СТ 
Вгод  SТ
;
Эотп
Амортизационная составляющая:
Сам 
Р  кСТ
;
Эотп
Р – коэффициент амортизации,
кСТ – стоимость станции.
Эксплуатационные издержки:
С экс 
П  NУСТ  З  Vвсп
;
Эотп
П – штатный коэффициент,
З – средняя зарплата,
Vвсп – на вспомогательные материалы
&&&
$$$002-002-100$Лекция №2. Вопросы для самоконтроля
1 Дайте определение термодинамического процесса.
2 Какие термодинамические процессы называются основными?
3 Какой процесс называется политропным?
4 При каких значениях показателя политропы n можно получить уравнения основных термодинамических процессов?
5 Изобразите в v  p и s  T диаграммах основные процессы идеального газа.
6 Чему равна теплоемкость политропного процесса?
&&&
$$$002-003-000$3.2.3 Лекция №3. Методика расчета тепловой схемы ТЭЦ.
{Вопросы лекции}
1 Методика расчета типовой схемы ТЭЦ.
2 Определение тепловых нагрузок: отопление, вентиляция, горячее водоснабжение,
технологический пар.
3 График тепловых нагрузок.
4 Температурный график тепловой сети.
5 Схемы подпитки теплосети. Использование встроенных пучков конденсатора для
подпитки теплосети.
6 Схемы подогрева сетевой воды.
7 Одно-, двух- и трехступенчатый подогрев сетевой воды.
8 Пиковый подогрев сетевой воды.
9 Тепловая схема ТЭЦ.
10 Расчетные режимы ТЭЦ.
11 Определение расходов пара на подогреватели сырой воды, сетевые подогреватели, испарители, деаэраторы и др.
12 Балансы тепла и пара. Баланс питательной воды и острого пара.
13 Технико-экономические показатели ТЭЦ. Пример расчета отопительной ТЭЦ.
&&&
$$$002-003-001$3.2.3.1 Методика расчета типовой схемы ТЭЦ.
{Конспект лекции}
Расчет тепловой схемы теплоэлектроцентрали означает расчет режима тепловой
нагрузки серийной теплофикационной турбины, для которой известны нее параметры
расчетного
режима.
Режим
тепловой
нагрузки
задается следующими параметрами:
- по технологическому пару - расход Du, давление рп,
- по отопительному отбору - тепловая нагрузка QT, расход сетевой воды Gс.в, температура обратной сетевой воды tо.с.
Задается также тип режима.
Порядок расчета следующий: сначала определяют давления отопительных отборов,
расходы пара в сетевые подогреватели, расход пара на выходе из ЧВД и расход свежего
пара на турбину D0 по имеющимся характеристикам ЧВД. По характеристике ЧВД типа
находят и внутреннюю мощность ЧВД. Далее определяют внутреннюю мощность ЧСД, промежуточного отсека и ЦНД. Суммируя мощности
отсеков, находим мощность турбины.
После этого следует провести расчет системы регенеративного подогрева воды с
параллельным построением процесса расширения пара в h, S-диаграмме. Давления отборов
подсчитывают
по
формуле
Флюгеля;
для
ЦВД - по формуле
где Dотс - расход пара через соответствующий отсек турбины; индекс 0 относится к
расчетному режиму.
Для уточненных значений потоков пара подсчитывают уточненную суммарную
мощность турбины. При проведении расчетов необходимо учитывать все ограничения по
давлениям и расходам пара.
В качестве примера рассмотрим расчет режима тепловой нагрузки турбины с отопительными
отборами
Т-250-240.
Исходные
данные
к расчету: р0=23,54 МПа; tо=540°С; tп.п=540°С. Режим работы - по тепловому графику с
подачей охлажденного пара верхнего теплофикационного отбора в ЦНД и с подачей
конденсата греющего пара сетевых подогревателей в систему регенеративного подогрева; QT=394 МВт (340 Гкал/ч); Gс.в=2100 кг/с (7560 т/ч); tо.с =55°С.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.2 Определение тепловых нагрузок: отопление, вентиляция,
горячее водоснабжение, технологический пар.
{Конспект лекции}
Максимальные тепловые потоки на отопление Qomax, вентиляцию Qvmax и горячее
водоснабжение Qhmax жилых, общественных и производственных зданий следует принимать при проектировании тепловых сетей по соответствующим проектам. Тепловые потоки при отсутствии проектов отопления, вентиляции и горячего водоснабжения определяются:
Максимальный тепловой поток на отопление
для жилых и общественных зданий:
Qo max  q 0  A  1  K 1  , Вт
(1)
для любых зданий при известных наружных объемах:
Qo max  q oт  V зд (t в  t нрo )  
(2)
Максимальный тепловой поток на вентиляцию
для жилых и общественных зданий:
Qvобщ  q 0  K 1  K 2  A , Вт
для любых зданий при известных наружных объемах:
Qv max  q в  V зд  (t в  t нрv ), Вт
(3)
(4)
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение
для жилых и общественных зданий:
Qhm 
1,2  m  (a  b)  (t гв  t с )
, Вт
24  3,6
(5)
для любых зданий при известных тепловых потоках на горячее водоснабжение на 1 человека:
Q hm  q h  m , Вт
(6)
Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение
Q h max  2,4  q h  m , Вт (7)
где
q 0 , Вт
м2
, qот , Вт
м3
- удельный показатель теплового потока на отопление (опреде-
ляется по приложению №4, №6 и №8 в зависимости от типа отапливаемого здания);
q h , Вт
м2
- удельный показатель теплового потока на горячее водоснабжение
(определяется по приложению №5);
 - поправочный коэффициент к величине qот (определяется по приложению №9)
а- норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре t гв , на одного
человека в сутки, л (при t гв  55 0 С а  85л );
в- норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных
зданиях (при температуре t гв  55 0 С b  25 л сут на 1 человека);
t гв - температура горячей воды в системе горячего водоснабжения;
tc- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 оС);
K 1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий; при отсутствии данных K 1 следует принимать равным 0.25;
K 2 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных
зданий; при отсутствии данных K 2 следует принимать равным: для общественных зданий, построенных до 1985 г.- 0.4, после 1985 г. - 0.6;
A -общая площадь отапливаемых помещений в жилом квартале, м 2 , рассчитываемая по формуле:
(8)
A = f общ m ,
здесь m - количество жителей в квартале, рассчитываемое, как m  P  Fкв , здесь Fкв площадь рассчитываемого квартала, га , Р - плотность населения в рассчитываемом квартале, чел га ;
f общ - общая площадь жилого здания, отводимая на одного человека, м 2 .
Суммарный тепловой поток по кварталам Q, определяем суммированием расчётных тепловых потоков на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:
Q   Q omax  Q v max  Q hm
(9)
Среднечасовой тепловой поток за отопительный период
на отопление:
на вентиляцию:
 t t 
Qoom  Qo max   в н , Вт
t t 
 в нрo 
 t t 
Qvom  Qv max   в н , Вт
t t 
 в нрv 
(10)
(11)
на горячее водоснабжение жилого района в неотопительный период:
 55  t cs
s
Qhm
   Qhm  
 55  t c

, Вт

(12)
где t в - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (определяется по приложению №6);
t н - средняя температура наружного воздуха за период со среднесуточной температурой воздуха 8 оС и менее (отопительный период), 0 С ;
t нро , - расчетная температура наружного воздуха для отопления, 0 С ;
t нрv , - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, 0 С ;
tc- температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период (при отсутствии данных принимается равной 5 оС);
tsc - температура холодной (водопроводной) воды в неотопительный период (при
отсутствии данных принимается равной 15 оС);
 - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период (см. приложение №7).
Величины t н , t нро , t нрv являются климатическими данными для города, в котором
располагается рассчитываемая котельная (определяются по приложению №1).
Для построения часовых графиков расходов теплоты на отопление и вентиляцию
достаточно использовать два значения тепловых потоков: максимальные Qomax и Qvmax ,
определенные при температуре наружного воздуха tн= +8 оС. Среднечасовой расход на
горячее водоснабжение рассчитывается для двух случаев – для отопительного и неотопительного периодов. График среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение
не зависит от температуры наружного воздуха, и будет представлять собой прямую, паs
раллельную оси абсцисс с ординатой Qhm для отопительного периода и с ординатой Qhm
для неотопительного периода.
Суммируя ординаты часовых графиков по отдельным видам теплопотребления,
строят суммарный часовой график расходов теплоты Q, который используют также для
построения годового графика по продолжительности тепловой нагрузки. Для построения
этого графика необходимо иметь данные по продолжительности стояния температур
наружного воздуха, принимаемые для конкретного города по приложению №2 и просуммированные с нарастающим итогом.
Для построения годового графика по месяцам, (см. пример решения), используя
среднемесячные температуры наружного воздуха из приложения №3, определяют по
формулам (10) и (11) тепловые потоки на отопление и вентиляцию для каждого месяца
отопительного периода. Суммарный тепловой поток для каждого месяца отопительного
периода определяется как сумма тепловых потоков на отопление, вентиляцию и
среднечасового теплового потока для данного периода на горячее водоснабжение.
Для неотопительного периода (при t н  8 0С ), суммарный тепловой поток будет
равен среднечасовому тепловому потоку на горячее водоснабжение в данный период, Q
s
hm.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.3 График тепловых нагрузок.
{Конспект лекции}
Основное назначение тепловой (в том числе и атомной) энергетики заключается в
том, чтобы народное хозяйство страны и нужды населения в электроэнергии были удовлетворены. В меньшей мере, чем обычная тепловая энергетика, должна быть удовлетворена потребность обеспечения и теплотой. В настоящее время считается преждевременным сооружение теплофикационных установок на базе атомных электростанций. Теплопотребление от АЭС как обязательное должно удовлетворяться только от нерегулируемых отборов паровых турбин, чтобы была полностью обеспечена потребность электрических нагрузок.
По своим характеристикам промышленная и коммунально-бытовая электрические
нагрузки существенно различаются как по объему, так и по переменности в течение суток. Потребности в электроснабжении характеризуются графиком электрических нагрузок. Зависимость нагрузки от времени суток называется суточным графиком электриче-
ской нагрузки. Он может составляться как для отдельной электростанции, так и для энергетической системы, в которую входит электростанция, или даже для большой объединенной энергетической системы.
Наиболее существенно изменение электрической нагрузки, связанное с коммунально-бытовыми нуждами. На рис. 1.1 представлен такой суточный график, из которого
видно, что электрическая нагрузка зимой больше, чем летом и резко снижается в ночные
часы. Наименьшее ее значение называютминимумом нагрузки. В дневные и вечерние часы наблюдается повышение нагрузки, причем более значительное изменение — зимой.
Имеется два максимума нагрузки — утренний и вечерний. График электрических нагрузок должен обеспечиваться ("покрываться") в обязательном порядке. Поэтому стремятся
провести все необходимые ремонты в летний период, чтобы практически все оборудование ЭС могло использоваться для обеспечения зимнего максимума. Этот максимум
называют пиком нагрузки.
Рис. 1.1. Суточный график коммунально-бытовой электрической нагрузки в рабочие дни
жилого поселка АЭС. Поэтому основой проектирования является именно график
Для характеристики плотности графика нагрузок используют два коэффициента: α
— отношение минимальной нагрузки к максимальной; β — отношение средней нагрузки
к максимальной. Для коммунально-бытовой электрической нагрузки α = 0,45 как летом,
так и зимой; коэффициент β существенно выше: β = 0,88 летом и 0,78 — зимой.
Основная электрическая нагрузка связана с потребностями промышленности. На
рис. 1.2 приведен суточный график промышленной (2) и полной (1) нагрузок. Из графика
видно, что и здесь нагрузка переменна в течение суток — имеются минимумы и максимумы. Однако плотность графика
Рис. 1.2. Суточный график промышленной электрической нагрузки в рабочие дни
на рис. 1.2 выше (α = 0,75 зимой и 0,76 — летом; β = 0,90 зимой и 0,89 — летом) и,
кроме того, различие в коэффициентах α и β для условий зимы и лета практически отсутствует. Это объясняется определяющим влиянием более постоянной в течение суток
промышленной нагрузки, значение которой примерно в шесть раз больше коммунальнобытовой.
Приведенная на рисунке полная электрическая нагрузка больше, чем отпускаемая
потребителям. Часть электрической энергии расходуется самими электростанциями,
Например для электроприводов многочисленных насосов и вентиляторов. Этот расход
на собственные нужды (3) (рис. 1.2) составляет около 7%. Кроме того, в процессе передачи электроэнергии по проводам существуют потери непосредственно в электрических
сетях, составляющие около 10%.
Промышленная электрическая нагрузка более равномерна при обслуживании
предприятий, работающих в три смены; наименее равномерна для предприятий, работающих в одну смену.
Рис. 1.3. Полный суточный график электрической нагрузки крупного промышленного
района в зимний период:
I — потери в сетях и собственные нужды электростанции; II — коммунальнобытовая нагрузка; III — односменные промышленные предприятия; IV — электрифицированный транспорт; V — двухсменные промышленные предприятия; VI — трехсменные промышленные предприятия
Для построения полного суточного графика электрической станции или электрической системы необходимо кроме промышленной и коммунально-бытовой нагрузок
учесть также потребление электроэнергии электрифицированным транспортом, потери
электроэнергии в электрических сетях системы и расход электроэнергии на собственные
нужды. Такой полный суточный график представлен на рис. 1.3.
Графики электрических нагрузок, изображенные на рис. 1.1 — 1.3, соответствуют
рабочим дням недели. Электрическая нагрузка в субботу, воскресенье и праздничные
дни снижается примерно вдвое по сравнению с рабочими. Это может потребовать останова ряда крупных энергетических агрегатов, что снижает их эксплуатационные показатели. Но, с другой стороны, это позволяет энергетическим системам проводить в эти дни
профилактические ремонты оборудования и таким образом повышать надежность его
работы.
Для электростанции или для энергетической системы суточный график электрических нагрузок строят по месяцам года, а затем на основании этих данных — годовой
график электрических нагрузок по продолжительности. Этот график характеризует число часов в год τi, в течение которых нагрузка энергосистемы равна определенному значению Nэi.
Для построения графика нагрузок по продолжительности ломаные линии суточных
графиков нагрузок заменяют ступенчатыми. Кривая Nэ = f(τ), полученная в результате
такой суммарной обработки наиболее характерных суточных графиков нагрузок для годового периода, показана на рис. 1.4. Площадь под кривой N э = f(τ) соответствует годовому производству электроэнергии Эгод (кВт·ч) в рассматриваемой системе.
Нагрузку, характерную для наибольшего числа часов работы, называют базовой (I);
для наименьшего —пиковой (III). Обычно в покрытии годового графика нагрузок системы участвуют агрегаты и станции разной экономичности. Распределяют суммарную
нагрузку по отдельным станциям (агрегатам) так, чтобы обеспечить наиболее экономичную работу системы в целом. Этого можно достичь, если станции, имеющие меньшие затраты на топливо, будут загружаться большее число часов в году, а станции с большими
затратами на топливо — меньшее. Станции, работающие с наибольшей возможной
нагрузкой значительную часть года и тем самым участвующие в покрытии нижней части
графика продолжительности нагрузки, называют базовыми; станции, используемые в течение небольшой части года только для покрытия пиковой нагрузки, — пиковыми. Кроме того, в системе имеется ряд электростанций, несущих промежуточную (II) нагрузку
между базовой и пиковой.
Для покрытия пиковых нагрузок в системах, имеющих в своем составе гидростанции, наиболее целесообразно использовать гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).
Рис. 1.4. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности
В периоды "провала" нагрузки ГАЭС работает в насосном режиме, затрачивая
электроэнергию, вырабатываемую другими ЭС, для закачки воды из нижнего водохранилища в верхнее. Это выравнивает график. В период увеличения нагрузки ГАЭС работает в турбинном режиме, срабатывая уровень воды из верхнего водохранилища и сокращая участие тепловых ЭС в регулировании нагрузки. В качестве пиковых могут сооружаться также установки, специально предназначенные для этой цели и приспособленные для частых пусков и остановов. Тепловая экономичность пиковых электростанций обычно ниже, чем у базовых, из-за работы в переменных режимах, но это несущественно в связи со сравнительно небольшой выработкой ими электроэнергии. К числу
пиковых установок относятся, например, газотурбинные.
Одна из основных характеристик электростанции — установленная мощность,
определяемая как сумма номинальных мощностей электрогенераторов. Номинальная
мощность генератора — это наибольшая мощность, при которой он может работать
длительное время в режимах, оговоренных техническими условиями.
Переменность электрической нагрузки во времени заставляет выбирать мощность
электростанции по максимуму нагрузки в зимнее время. Это означает, что в остальное
время оборудование станции используется неполностью. Для оценки полноты использования установленного оборудования ЭС пользуются коэффициентом использования
установленной мощности станции μуст — это отношение количества выработанной
электроэнергии в течение года Эгод(кВт · ч) к тому количеству, которое могло быть выработано при годовой работе станции с установленной мощностью, т. е. к N уст·8760
(кВт·ч):
μуст = Эгод/(Nуст·8760),
(1.1)
где 8760 — число часов в году.
Работа станции может также характеризоваться годовым числом часов использования установленной мощности
τуст = Эгод/Nуст,
(1.2)
Коэффициент использования установленной мощности и число часов использования установленной мощности связаны между собой соотношением
μуст = τуст/8760
(1.3)
Число часов использования установленной мощности зависит от того, в каком режиме работает станция. Для базовых станций число часов использования установленной
мощности составляет обычно 6000 — 7000 (в среднем около
5500 ч/год), а для специальных пиковых агрегатов τуст может быть 2000 ч/год и менее.
Тепловые электростанции в отличие от гидравлических должны снабжать промышленность и население не только электрической, но и тепловой энергией. Это относится и к атомным электростанциям. Действующие в настоящее время атомные электростанции решают вопросы теплоснабжения практически только жилого поселка АЭС, или
иногда и для близко расположенных предприятий, обеспечивающих занятость трудом
членов семей сотрудников АЭС.
На рис. 1.5 и рис. 1.6 приведен график тепловых нагрузок для обеспечения горячего водоснабжения, отопления и вентиляции в зависимости от времени года.
Рис. 1.5. Годовой график тепловой отопительной нагрузки по месяцам: 1 — максимальные значения; 2 — минимальные значения
Рис. 1.6. Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения: I — отопительный период; II — только горячее водоснабжение
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.4 Температурный график тепловой сети.
{Конспект лекции}
Температурный график тепловых сетей дает возможность поставщикам теплопередающих компаний устанавливать режим соответствия температуры передаваемого и возвратного теплоносителя среднесуточным температурным показателям окружающего
воздуха.
Иначе говоря, в отопительный период для каждого населенного пункта РФ разрабатывается температурный график теплоснабжения (в небольших поселениях – температурный график котельной), который обязывает тепловые станции разного уровня обеспечивать технологические условия поставки теплоносителя (горячей воды) потребителям.
Регулирование температурного графика подачи теплоносителя может осуществляться несколькими способами: количественным (изменение расхода подаваемого в сеть
теплоносителя); качественным (регулировка температуры подводящих потоков); временным (дискретная подача горячей воды в сеть). Методики расчета и построения тем-
пературного графика предполагают специфические подходы при рассмотрении тепловых
сетей по назначению.
Температурный график отопления - нормальный температурный график контуров
отопительных сетевых трубопроводов, работающих исключительно на отопительную
нагрузку и регулируемых централизованно.
Повышенный температурный график – рассчитывается для замкнутой схемы теплоснабжения, обеспечивающей потребности системы отопления и горячего водоснабжения подключенных объектов. В случае открытой системы (потери теплоносителя при водопотреблении) принято говорить о скорректированном температурном графике системы
отопления.
Расчет графика температурного режима отопительных систем по методологии достаточно сложен. Для примера можем порекомендовать методическую разработку «Роскоммунэнерго», получившую согласование Госстроя РФ 10.03.2004 №СК-1638/12. Исходные данные для построения температурного графика конкретной теплогенерирующей
станции: температуры наружного воздуха Tнв; воздуха в здании Tвн; теплоносителя в подающем (T1) и обратном (T2) трубопроводах; на входе в отопительную систему здания
(T3). Значения относительного расхода теплоносителя коэффициенты гидравлической
устойчивости системы при расчете нормируются.
Расчеты системы отопления можно провести для любого температурного графика,
например, для общепринятых графиков крупных теплопередающих организаций (150/70,
130/70, 115/70) и местных (домовых) тепловых пунктов (105/70, 95/70). Числитель графика показывает максимальную температуру воды на входе в систему, знаменатель – на
выходе.
Результаты расчета температурного графика тепловой сети сводятся в таблицу, задающую температурные режимы в узловых точках трубопровода в зависимости от Tнв,
например такую.
Последовательный расчет температурных показателей теплоносителя при уменьшении дискретности Tнв позволяет построить температурный график тепловой сети, на
основании которого по среднесуточной температуре окружающего воздуха и выбранному эксплуатационному графику можно делать минимальный и максимальный температурный срез и определять текущие параметры теплоносителя в системе.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.5 Схемы подпитки теплосети. Использование встроенных
пучков конденсатора для подпитки теплосети.
{Конспект лекции}
6.1 Выбор варианта схемы теплоснабжения объекта: системы централизованного
теплоснабжения от котельных, крупных и малых тепловых и атомных электростанций
(ТЭЦ, ТЭС, АЭС) либо от источников децентрализованного теплоснабжения (ДЦТ) автономных, крышных котельных, от квартирных теплогенераторов производится путем
технико-экономического сравнения вариантов. Принятая к разработке в проекте схема
теплоснабжения должна обеспечивать: нормативный уровень теплоэнергосбережения;
нормативный уровень надежности, определяемый тремя критериями: вероятностью безотказной работы, готовностью (качеством) теплоснабжения и живучестью; требования
экологии; безопасность эксплуатации.
6.2 Функционирование тепловых сетей и СЦТ в целом не должно приводить:
а) к недопустимой концентрации в процессе эксплуатации токсичных и вредных
для населения, ремонтно-эксплуатационного персонала и окружающей среды веществ в
тоннелях, каналах, камерах, помещениях и других сооружениях, в атмосфере, с учетом
способности атмосферы к самоочищению в конкретном жилом квартале, микрорайоне,
населенном пункте и т. д.;
б) к стойкому нарушению естественного (природного) теплового режима растительного покрова (травы, кустарников, деревьев), под которым прокладываются теплопроводы.
6.3 Тепловые сети, независимо от способа прокладки и системы теплоснабжения,
не должны проходить по территории кладбищ, свалок, скотомогильников, мест захоронения радиоактивных отходов, полей орошения, полей фильтрации и других участков,
представляющих опасность химического, биологического и радиоактивного загрязнения
теплоносителя.
Технологические аппараты промышленных предприятий, от которых могут поступать в
тепловые сети вредные вещества, должны присоединяться к тепловым сетям через водоподогреватель с дополнительным промежуточным циркуляционным контуром между таким аппаратом и водоподогревателем при обеспечении давления в промежуточном контуре меньше, чем в тепловой сети. При этом следует предусматривать установку пробоотборных точек для контроля вредных примесей. Системы горячего водоснабжения по-
требителей к паровым сетям должны присоединяться через пароводяные водоподогреватели.
6.4 Безопасная эксплуатация тепловых сетей должна обеспечиваться путем разработки в проектах мер, исключающих: контакт людей непосредственно с горячей водой
или с горячими поверхностями трубопроводов (и оборудования) при температурах теплоносителя более 75 °С; поступление теплоносителя в системы теплоснабжения с температурами выше определяемых нормами безопасности; снижение при отказах СЦТ температуры воздуха в жилых и производственных помещениях потребителей второй и третьей категорий ниже допустимых величин; слив сетевой воды в непредусмотренных проектом местах.
6.5 Температура на поверхности теплоизоляционной конструкции теплопроводов,
арматуры и оборудования не должна превышать: при прокладке теплопроводов в подвалах зданий, технических подпольях, тоннелях и проходных каналах 45 °С; при надземной прокладке, в камерах и других местах, доступных для обслуживания, 60 °С.
6.6 Система теплоснабжения (открытая, закрытая, в том числе с отдельными сетями горячего водоснабжения, смешанная) выбирается на основе представляемого проектной организацией технико-экономического сравнения различных систем с учетом местных экологических, экономических условий и последствий от принятия того или иного
решения.
6.7 Непосредственный водоразбор сетевой воды у потребителей в закрытых системах
теплоснабжения не допускается.
6.8 В открытых системах теплоснабжения подключение части потребителей горячего водоснабжения через водоводяные теплообменники на тепловых пунктах абонентов
(по закрытой системе) допускается как временное при условии обеспечения (сохранения)
качества сетевой воды согласно требованиям действующих нормативных документов.
6.9 С атомными источниками теплоты должны проектироваться, как правило, открытые системы теплоснабжения, исключающие вероятность недопустимых концентраций радионуклидов в сетевой воде, трубопроводах, оборудовании СЦТ и в приёмниках
теплоты потребителей.
6.10 В составе СЦТ должны предусматриваться: аварийно-восстановительные
службы
(ABC),
численность
персонала
и
техническая
оснащенность которых должны обеспечивать полное восстановление теплоснабжения
при отказах на тепловых сетях в сроки, указанные в таблице 2; собственные ремонтноэксплуатационные базы (РЭБ) – для районов тепловых сетей с объёмом эксплуатации
1000 условных единиц и более. Численность персонала и техническая оснащенность РЭБ
определяются с учетом состава оборудования, применяемых конструкций теплопроводов, тепловой изоляции и т.д.; механические мастерские – для участков (цехов) тепловых
сетей
с
объёмом
эксплуатации
менее
1000
условных
единиц;
единые ремонтно-эксплуатационные базы – для тепловых сетей, которые входят в состав
подразделений тепловых электростанций, районных котельных или промышленных
предприятий.
Схемы тепловых сетей
6.11 Водяные тепловые сети надлежит проектировать, как правило, двухтрубными,
подающими одновременно теплоту на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и
технологические
нужды.
Многотрубные и однотрубные тепловые сети допускается применять при техникоэкономическом обосновании. Тепловые сети, транспортирующие в открытых системах
теплоснабжения сетевую воду в одном направлении, при надземной прокладке допуска-
ется проектировать в однотрубном исполнении при длине транзита до 5 км. При большей
протяженности и отсутствии резервной подпитки СЦТ от других источников теплоты
тепловые сети должны выполняться в два (или более) параллельных теплопровода.
Самостоятельные тепловые сети для присоединения технологических потребителей теплоты следует предусматривать, если качество и параметры теплоносителя отличаются от
принятых
в
тепловых
сетях.
6.12 Схема и конфигурация тепловых сетей должны обеспечивать теплоснабжение на
уровне
заданных
показателей
надежности
путем:
применения наиболее прогрессивных конструкций и технических решений; совместной
работы источников теплоты; прокладки резервных теплопроводов; устройства перемычек между тепловыми сетями смежных тепловых районов.
6.13 Тепловые сети могут быть кольцевыми и тупиковыми, резервированными и
нерезервированными. Число и места размещения резервных трубопроводных соединений
между смежными теплопроводами следует определять по критерию вероятности безотказной работы.
6.14 Системы отопления и вентиляции потребителей должны присоединяться к
двухтрубным водяным тепловым сетям непосредственно по зависимой схеме присоединения. По независимой схеме, предусматривающей установку в тепловых пунктах водоподогревателей, допускается присоединять при обосновании системы отопления и вентиляции зданий 12 этажей и выше и других потребителей, если независимое присоединение обусловлено гидравлическим режимом работы системы.
6.15 Качество исходной воды для открытых и закрытых систем теплоснабжения
должно
отвечать
требованиям
СанПиН
2.1.4.1074.
Для закрытых систем теплоснабжения при наличии термической деаэрации допускается
использовать техническую воду.
6.16 Расчётный часовой расход воды для определения производительности водоподготовки и соответствующего оборудования для подпитки системы теплоснабжения
следует принимать: в закрытых системах теплоснабжения – 0,75 % фактического объёма
воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и
вентиляции зданий. При этом для участков тепловых сетей длиной более 5 км от источников теплоты без распределения теплоты расчётный расход воды следует принимать
равным
0,5
%
объёма
воды
в
этих
трубопроводах;
в открытых системах теплоснабжения – равным расчетному среднему расходу воды на
горячее водоснабжение с коэффициентом 1,2 плюс 0,75 % фактического объёма воды в
трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. При этом для участков тепловых сетей длиной
более 5 км от источников теплоты без распределения теплоты расчётный расход воды
следует принимать равным 0,5 % объёма воды в этих трубопроводах;
для отдельных тепловых сетей горячего водоснабжения при наличии баковаккумуляторов – равным расчетному среднему расходу воды на горячее водоснабжение с
коэффициентом 1,2; при отсутствии баков – по максимальному расходу воды на горячее
водоснабжение плюс (в обоих случаях) 0,75 % фактического объёма воды в трубопроводах сетей и присоединенных к ним системах горячего водоснабжения зданий.
6.17 Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться
дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и недеаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2 % объёма воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления, вентиляции и в системах горячего водоснабжения для открытых систем теплоснабжения. При наличии нескольких от-
дельных тепловых сетей, отходящих от коллектора теплоисточника, аварийную подпитку допускается определять только для одной наибольшей по объёму тепловой сети. Для
открытых систем теплоснабжения аварийная подпитка должна обеспечиваться только из
систем хозяйственно-питьевого водоснабжения.
6.18 Объём воды в системах теплоснабжения при отсутствии данных по фактическим объёмам воды допускается принимать равным 65 м3 на 1 МВт расчетной тепловой
нагрузки при закрытой системе теплоснабжения, 70 м3 на 1 МВт – при открытой системе
и 30 м3 на 1 МВт средней нагрузки – при отдельных сетях горячего водоснабжения.
6.19 Размещение баков-аккумуляторов горячей воды возможно как на источнике
теплоты, так и в районах теплопотребления. При этом на источнике теплоты должны
предусматриваться баки-аккумуляторы вместимостью не менее 25 % общей расчетной
вместимости баков. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии,
а вода в них – от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление
воды в баках.
6.20 Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях
на горячее водоснабжение должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически
обработанной и деаэрированной подпиточной воды, расчетной вместимостью равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение.
6.21 В закрытых системах теплоснабжения на источниках теплоты мощностью 100
МВт и более следует предусматривать установку баков запаса химически обработанной
и деаэрированной подпиточной .воды вместимостью 3 % объёма воды в системе теплоснабжения, при этом должно обеспечиваться обновление воды в баках. Число баков
независимо от системы теплоснабжения принимается не менее двух по 50 % рабочего
объёма.
6.22 В СЦТ с теплопроводами любой протяженности от источника теплоты до районов теплопотребления допускается использование теплопроводов в качестве аккумулирующих емкостей.
6.23 При расположении группы баков-аккумуляторов вне территории источников
теплоты она должна быть ограждена общим валом высотой не менее 0,5 м. Обвалованная
территория должна вмещать объём воды в наибольшем баке и иметь отвод воды в канализацию.
6.24 Устанавливать баки-аккумуляторы горячей воды в жилых кварталах не допускается. Расстояние от баков-аккумуляторов горячей воды до границы жилых кварталов
должно быть не менее 30 м. При этом на грунтах 1-го типа просадочности расстояние,
кроме того, должно быть не менее 1,5 толщины слоя просадочного грунта. При размещении баков-аккумуляторов вне территории источников теплоты следует предусматривать
их ограждение высотой не менее 2,5 м для исключения доступа посторонних лиц к бакам.
6.25 Баки-аккумуляторы горячей воды у потребителей должны предусматриваться
в системах горячего водоснабжения промышленных предприятий для выравнивания
сменного графика потребления воды объектами, имеющими сосредоточенные кратковременные расходы воды на горячее водоснабжение. Для объектов промышленных
предприятий, имеющих отношение средней тепловой нагрузки на горячее водоснабжение к максимальной тепловой нагрузке на отопление меньше 0,2, баки-аккумуляторы не
устанавливаются.
6.26 Для уменьшения потерь сетевой воды и соответственно теплоты при плановых
или вынужденных опорожнениях теплопроводов допускается установка в тепловых се-
тях специальных баков-накопителей, вместимость которых определяется объёмом теплопроводов между двумя секционирующими задвижками.
Сбор и возврат конденсата
6.39 Системы сбора и возврата конденсата источнику теплоты следует предусматривать закрытыми, при этом избыточное давление в сборных баках конденсата должно
быть не менее 0,005 МПа. Открытые системы сбора и возврата конденсата допускается
предусматривать при количестве возвращаемого конденсата менее 10 т/ч и расстоянии
до источника теплоты до 0,5 км.6.40 Возврат конденсата от конденсатоотводчиков по
общей сети допускается применять при разнице в давлении пара перед конденсатоотводчиками не более 0,3 МПа. При возврате конденсата насосами число насосов, подающих
конденсат в общую сеть, не ограничивается. Параллельная работа насосов и конденсатоотводчиков, отводящих конденсат от потребителей пара на общую конденсатную сеть,
не допускается.
6.41 Напорные конденсатопроводы следует рассчитывать по максимальному часовому расходу конденсата, исходя из условий работы трубопроводов полным сечением
при всех режимах возврата конденсата и предохранения их от опорожнения при перерывах в подаче конденсата. Давление в сети конденсатопроводов при всех режимах должно
приниматься избыточным. Конденсатопроводы от конденсатоотводчиков до сборных баков конденсата следует рассчитывать с учетом образования пароводяной смеси.
6.42 Удельные потери давления на трение в конденсатопроводах после насосов
надлежит принимать не более 100 Па/м при эквивалентной шероховатости внутренней
поверхности конденсатопроводов 0,001 м.
6.43 Вместимость сборных баков конденсата, устанавливаемых в тепловых сетях,
на тепловых пунктах потребителей должна приниматься не менее 10-минутного максимального расхода конденсата. Число баков при круглогодичной работе следует принимать не менее двух, вместимостью по 50 % каждый. При сезонной работе и менее 3 месяцев в году, а также при максимальном расходе конденсата до 5 т/ч допускается установка одного бака. При контроле качества конденсата число баков следует принимать,
как правило, не менее трех с вместимостью каждого, обеспечивающей по времени проведение анализа конденсата по всем необходимым показателям, но не менее 30минутного максимального поступления конденсата.
6.44 Подача (производительность) насосов для перекачки конденсата должна определяться
по
максимальному
часовому
расходу
конденсата.
Напор насоса должен определяться по величине потери давления в конденсатопроводе с
учетом высоты подъёма конденсата от насосной до сборного бака и величины избыточного
давления
в
сборных
баках.
Напор насосов, подающих конденсат в общую сеть, должен определяться с учетом условий их параллельной работы при всех режимах возврата конденсата. Число насосов в
каждой насосной следует принимать не менее двух, один из которых является резервным.
6.45 Постоянный и аварийный сбросы конденсата в системы дождевой или бытовой канализации допускаются после охлаждения его до температуры 40 °С. При сбросе в
систему производственной канализации с постоянными стоками конденсат допускается
не охлаждать.
6.46 Возвращаемый от потребителей к источнику теплоты конденсат должен отвечать требованиям правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Температура возвращаемого конденсата для открытых и закрытых систем не нормируется.
6.47 В системах сбора и возврата конденсата следует предусматривать использование его теплоты для собственных нужд предприятия.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.6 Схемы подогрева сетевой воды.
{Конспект лекции}
Сетевая подогревательная установка включает в себя сетевые трубопроводы в пределах
главного
корпуса,
сетевые
подогреватели, сетевые насосы I и II ступени, конденсатные насосы сетевых подогревателей, узел
подпитки тепловой сети.
На рис. 8.18 приведена схёма сетевой подогревательной установки теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-240. Схема сетевых трубопроводов ТЭЦ секционная, обеспечивающая возможность связи по сетевой воде с соседним энергоблоком. Сетевая вода из обратной линии / посредством сетевого насоса первого подъема 2 прокачивается
через
сетевые подогреватели 3 и 4. Далее сетевым насосом II ступени подъема 5 сетевая вода
прокачивается
через
пиковый
водогрейный
котел 6 и поступает в тепловую сеть. Предусмотрена рециркуляция сетевой воды насосом
17
для
поддержания
необходимой
температуры перед водогрейным котлом независимо от заданной температуры прямой сетевой воды.
Подпитка
тепловой
сети
осуществляется
подпиточным насосом 7, который получает деаэрированную химически очищенную воду из
аккумуляторного
бака
8.
Сырая
вода
подается насосом сырой воды 9 через подогреватель сырой воды 10 на химическую водоочистку.
Химически очищенная вода последовательно подогревается в водо-водяном теплообменни ке //, подогревателе 12 отборным паром и охладителе выпара 13 деаэратора
подпитки тепловой сети 14 и после деаэратора перекачивающим насосом подается в аккумуляторный бак.
Особенностью данной схемы, обусловленной высокими требованиями к качеству
конденсата, предъявляемыми прямоточным котлом, является подача конденсата сетевых
подогревателей на блочную обессоливающую установку (БОУ) после предварительного
охлаждения в охладителе конденсата 15 (OKI) основным конденсатом турбины и в охладителе конденсата 16 (ОК2) циркуляционной водой до температуры 40-45 °С (в последнее время до 60 °С).
Предусмотрена также возможность подачиконденсата сетевых подогревателей
непосредственно
в
линию
основного
конденсата
турбины перед ПНД1 и ПНД2. В турбоустановках Т-100-130, Т-175-130, Т-180-130, работающих с барабанными котлами, БОУ отсутствует и конденсат сетевых подогревателей подается в линию основного конденсата.
Сетевые подогреватели имеют одинаковую конструкцию и площадь поверхности
нагрева
5000
м 2,
образуемой
прямыми
трубками
из
нержавеющей стали X18H10T с диаметром 025X1 мм. Трубки развальцованы в трубных
досках и обварены, что обеспечивает необходимую плотность соединений.
Подогреватели имеют четыре хода по водяной стороне, что обеспечивается перегородками
в
водяных
камерах.
Для
компенсации
температурных удлинений трубок на корпусе подогревателя предусмотрен линзовый
компенсатор. Подогреватели горизонтального типа и во многом похожи на конденсаторы
паровых
турбин.
Конструкция
подогревателя
ПСГ-5000-2,5-8-1 приведена на рис. 8.19.
Греющий пар поступает в корпус, конденсируется на трубных пучках и подогревает сетевую воду. Конденсат греющего пара стекает в нижнюю часть корпуса и через
сужающиеся трубки сливается в конденсатосборник деаэрационного типа, в верхней части которого расположено устройство для струйно-барботажной деаэрации. Нижняя
часть горизонтального конденсатосборника служит емкостью для регулирования уровня
на
входе конденсатных насосов сетевых подогревателей. Конденсат из подогревателя сливается на верхний перфорированный лист деаэрационного устройства, с которого струями
стекает
на
щелевой
лист
барботера.
Пар
из VI отбора турбины поступает под щелевой лист барботера, проходит охвозь слон конденсата, затем проходит завесу конденсатных струй и поступает в охладитель выпара.
Последний представляет собой горизонтальный теплообменник поверхностного типа,
охлаждаемый сетевой водой. Паровоздушная смесь отводится из центра трубного пучка
в линию отсоса, я конденсат выпара сливается через желоб в конденсатосборник на
верхний перфорированный лист деаэрационного устройства. Подогреватель ПСГ-1
снабжен комплектом контрольно-измерительных приборов, средств автоматики, сигнализации
и
защиты.
Так
контролируются
уровни
конденсата как в корпусе, так и в конденсатосборннке. Локальная зашита при повышении уровня до первого предела дает команду на включение резервного конденсатного
насоса
и
при
повышении
уровня
до
второго
предела дает команды на открытие задвижки на обводе обоих ПСГ, на закрытие задвижки на сетевой воде перед ПСГ-1, на закрытие задвижки на паре к «онденсатосборнику
ПСГ-1.
Для отсоса воздуха из ПСГ-1 предусмотрена эжекторная пароструйная установка.
При хорошей плотности вакуумной системы и нормальном температурном напоре ПСГ-1
эжектор
в
работу
не
включается,
и
отсос
воздуха производится в конденсатор.
Для турбин Т-175-130 и Т-180-130 сетевые подогреватели унифицированы с сетевыми
подогревателями
турбины
Т-250-240,
т.
е.
устанавливаются подогреватели ПСГ-5000-8-3,5, но с латунными трубками.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.7 Одно-,двух- и трехступенчатый подогрев сетевой воды.
{Конспект лекции}
Одноступенчатый подогрев сетевой воды.
При одноступенчатом подогреве сетевой воды пар на сетевой подогреватель подается от регулируемого отбора. Степень подогрева сетевой воды зависит от величины допустимых пределов регулирования давления пара в отборе ( верхнего и нижнего). Нижние и верхние пределы давления в отборе устанавливаются заводами изготовителями исходя из условий обеспечения прочности лопаточного аппарата предотборной ступени,
которая подвергается существенным перегрузкам, при изменении параметров и расходов
пара в отбор в широком диапазоне. Для большинства существующих турбин с одним
теплофикационным отбором нижний предел установлен на уровне Рн=0,05МПа, а верхний, на уровне Рв=0,12МПа. Для некоторых турбин верхний предел увеличен до
Рв=0,18МПа.
Кроме этого необходимо учитывать неравномерность (разверку) температурного
состояния различных участков поверхностей нагрева (особенно при многоходовом ис-
полнении сетевого подогревателя) при нагреве воды в широком диапазоне. Такая разверка снижает надежность работы сетевого подогревателя и может привести к его разгерметизации.
При работе турбины по тепловому графику нагрузки, когда диафрагма полностью
закрыта, увеличение отпуска тепла из отборов с одновременным ростом параметров отпускаемого тепла приводят к снижению эффективности выработки электроэнергии на
тепловом потреблении. Это хорошо видно из анализа изменения процесса расширения
пара представленного на рис.8.8. Рост параметров в отборе приводит к снижению величины срабатываемого теплоперепада в проточной части турбины паром регулируемого
отбора и соответственно к снижению выработки электрической мощности при неизменном расходе пара в голову турбины.
Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в соответствии с температурными графиками
теплосети. При работе по такому температурному графику, первоначально максимально
загружают теплофикационные отборы турбины и только при повышении давления в отборах выше допустимого или при увеличении тепловой нагрузки выше максимально
возможной, включают пиковые источники, которые увеличивают отпуск тепла от станции в целом до заданного уровня. По заданному значению tнв. определяют по температурному графику теплосети температуру обратной и прямой сетевой воды tос и tпр
Давление в отборе определяем следующим образом:
сначала находим температуру насыщения в верхнем сетевом подогревателе:
tsпс=tпр+, 0С
(1)
С учетом потери давления в подводящих трубопроводах находим давление в отборе:
-по tsпс2
находим по таблицам свойств воды и водяного пара P1sпс2, тогда
Pотб=P1sпс+ P
(2)
Суммарная тепловая нагрузка блока определяется по выражению:
QT=Cр*Gсв*(tпр-tОС).
(3)
Если температура прямой сетевой воды по графику выше, чем температура, которую может максимально обеспечить допустимое максимальное давление в отборе, то
дальнейший подогрев производится в пиковых источниках.
В этом случае максимальный подогрев определяется из условия :
Psпс=Pотбмах- P
По Psпс определяют температуру насыщения в сетевом подогревателе, а затем
определяют подогрев сетевой воды за сетевым подогревателем.
tпр сп=tsп - ,
В этом случае тепловая нагрузка отбора составило
QTотб=Cр*Gсв*( tпр сп -t).
Расход пара в отбор составит
Dсп 
h
отб
Qтотб

 hдр   сп
Расход пара в голову турбины в этом случае составит:
D0  DK  Dсп
(14)
Мощность турбины можно определить по выражению:
N  D0  h0  hотб   Dк  hотб  hк 
(15)
Рис.8.8. Рабочий процесс расширения пара в турбине при наличии одного отбора
на теплофикацию.
Для повышения эффективности эксплуатации турбин на современных теплофикационных турбинах используется, в основном, двухступенчатые схемы подогрева сетевой
воды.
Двухступенчатая схема подогрева сетевой воды.
При двухступенчатой схеме подогрева, нагрев сетевой воды производится в двух
последовательно расположенных сетевых подогревателях (рис.8.7.б), которые подключаются к двум отопительным отборам, регулируемым совместно. Камеры отборов пара
на сетевые подогреватели разделены несколькими ступенями давления. Совместное регулирование отборов означает регулирование параметров пара в отборах с помощью одного регулирующего органа, поворотной диафрагмы, расположенной сразу за нижним
отбором. Регулятор давления подключается в этом случае к верхнему отбору, где и поддерживается заданное давление пара ( для обеспечения заданной тепловой нагрузки с соответствующими параметрами) при изменениях электрической нагрузки. В нижнем отборе, в этом случае давление пара устанавливается самопроизвольно, в зависимости от
расхода сетевой воды через сетевые подогреватели и от пропуска пара через отсек между
отборами на теплофикацию. Эффективность такого способа подогрева сетевой воды заключается в том, что при последовательном подогреве сетевой воды в двух сетевых подогревателях, поток пара, идущего на нагрев сетевой воды, делится на две части. Одна
часть, с более высокими параметрами, используется в верхнем сетевом подогревателе, а
вторая - проходит отсек между отборами, вырабатывает при этом дополнительную электрическую мощность и только после этого используется для подогрева сетевой воды. Таким образом, по сравнению с одноступенчатым подогревом сетевой воды ( при одинаково отпуске тепла с одними и теми же параметрами), выработка электрической энергии
увеличивается на величину, вырабатываемую паром, в отсеке между отборами. Рабочий
процесс расширения пара при двухступенчатом подогреве сетевой воды представлен на
рис. 8.9., а расчет мощности при двухступенчатом подогреве приведен ниже.
Рис.8.9. Рабочий процесс расширения пара в турбине при двухступенчатом подогреве воды из отборов турбины и изменение рабочего процесса при включении встроенного пучка.
Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в соответствии с температурными графиками
теплосети. При работе по такому температурному графику, первоначально максимально
загружают теплофикационные отборы турбины и только при повышении давления в отборах выше допустимого или при увеличении тепловой нагрузки выше максимально
возможной, включают пиковые источники, которые увеличивают отпуск тепла от станции в целом до заданного уровня. По заданному значению tнв. определяют по температурному графику теплосети температуру обратной и прямой сетевой воды tос и tпр
Давление в верхнем отборе определяем следующим образом:
сначала находим температуру насыщения в верхнем сетевом подогревателе:
tsпс2=tпр+, 0С
(1)
С учетом потери давления в подводящих трубопроводах находим давление в отборе:
-по tsпс2
находим по таблицам свойств воды и водяного пара P1sпс2, тогда
Pотб2=P1sпс2+ P
(2)
Суммарная тепловая нагрузка блока определяется по выражению:
QT=Cр*Gсв*(tпр-tОС).
(3)
мах
Если QТ меньше QТ
МВт, то нагрука блока равна нагрузке отборов, а если QТ
мах
больше QТ
МВт, то за нагрузку отборов принимается QТ= QТ мах .
В этом случае температура сетевой воды за СП определяется из выражения:
tсп=tос+ QТ мах /(Ср*Gсв)
(4)
Давление в нижнем отопительном отборе и величина подогрева сетевой воды в
СП1 зависит от пропуска пара через промежуточные ступени между верхним и нижним
СП (DОТС=DСП1+DК), а также от конденсирующей способности нижнего СП.
Зависимость между параметрами пара и его расходом через отсек выражается
формулой Стодолы-Флюгеля (здесь используется упрощенная формула)
P22  P12
T00

P202  P102
T1
Dотс

Dотс0
или считая, что

T00
, близка к 1
T1

D

P1  P  P  P   отс
Dотс0 

2
2
2
20
(5)
2
10
2
(6)
где P20, P10, Dотс0 - соответственно давление в верхнем, нижнем отборах и расход
пара через отсек между сетевыми подогревателями в опорном режиме.
P2, P1, Dотс - соответственно давление в верхнем, нижнем отборах и расход пара через отсек для рассчитываемого режима.
С другой стороны давление в нижнем сетевом подогревателе можно определить из
уравнения баланса СП1:
(7)
Qсп1  Dсп1  qсп1  сп  Gсв  Cp  tсп1  tос 
qсп1=2150 кДж/кг - удельная теплота (можно принять в первом приближении), отдаваемая паром при конденсации.
По температуре сетевой воды за СП1 (tсп1) определяем температуру насыщения в
СП1.
(8)
t sсп  t сп1  
По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара находим P1scп1
Тогда давление в камере нижнего отопительного отбора определится по выражению:
1
1
1
Psсп1  Psсп
(9)
1  P  Pscп1  0, 04  Psсп1
Так как сетевой подогреватель работает в системе с турбиной, то после переходного процесса, режим устанавливается и давление в камере нижнего отбора рассчитанное
по формуле Флюгеля и рассчитанное из уравнения теплового баланса в нижнем СП,
должны быть равны друг другу.
Следовательно, цель расчета - найти совместное решение уравнений (6) и (9).
Поиск совместного решения удобно выполнить графоаналитическим способом.
Задаваясь рядом расходов через отсек и расходом пара в конденсатор, находят P отб1
с помощью уравнений (6) и (9).
По полученным данным строят зависимости Pотб1=t(Dсп1), точка пересечения кривых дает искомое решение.
Расход пара во второй отсек определяется по уравнению:
Dсп 2 
Qт  Qсп1
hотб 2  hдр2   сп
(10)
где Qт - тепловая нагрузка турбины,
Qсп1 - тепловая нагрузка СП1,
hотб2, hдр2 - соответственно энтальпия пара в камере второго отбора и энтальпия
дренажа,
сп  0,98 - коэффициент, учитывающий потери тепла в СП.
D0=DСП2+DСП1+DK
(10A)
Мощность турбины определяется по след. выражению:
N  D0  h0  hотб 2   Dотс  hотб 2  hотб 1   Dк  hотб 1  hк  (11)
hK  hОТБ1  hАД  OiЦНД
(12)
Трехступенчатый подогрев сетевой воды
Для повышения эффективности эксплуатации теплофикационных турбин и утилизации тепла пара идущего на охлаждение ЦНД на современных турбинах используют так
называемый встроенный пучок .В этом случае в конденсаторе используется специально
выделенная поверхность нагрева (конденсатный пучок) в который подаётся обратная сетевая вода . При работе встроенного пучка циркуляционная вода в конденсатор, как правило не поступает и конденсация пара происходит на поверхности встроенного пучка в
результате сетевая вода подогревается. Экономия топлива при этом может достигать
1,5% . Встроенные пучки нашли применение только на турбинах Т-110 и меньшей мощности.
Эта проблема объясняется особенностями работы последних ступеней ЦНД. Дело
в том, что с ростом мощности турбины увеличивается высота рабочих лопаток ЦНД, а
особенно последних ступеней . При малых расходах пара через ЦНД, когда турбина работает по тепловому графику, последние ступени, а то и весь цилиндр низкого давления
работает в чисто вентиляционном режиме и мощность не вырабатывается, а наоборот
потребляется.
Величина потребляемой на трение и вентиляцию мощности в значительной мере
определяется высотой лопаток ступени и давлением в конденсаторе (Рк).
С ростом Рк , затраты на трение и вентиляцию возрастают, т.е. при включении
встроенного пучка давление в конденсаторе резко возрастает и потери на трение и вентиляцию растут. Для обеспечения охлаждения последних ступеней возникает необходимость увеличения расхода пара в конденсатор, что в свою очередь приводит к дополнительному подогреву сетевой воды. Поэтому следует учитывать, что эффективность использования трёхступенчатого подогрева является экономической задачей:
1 Т.к. с ростом Рк, растут затраты на трение и вентиляцию и мощность турбины
уменьшается
2 Увеличение подогрева во встроенном пучке приводит к росту давления в камерах
отбора на сетевые подогреватели, а значит перераспределению срабатываемых теплоперепадов турбины, т.е. мощность турбины уменьшается ещё и за счет уменьшения срабатываемого теплоперепада ( в отсеке между отборами на сетевые подогреватели)
Особое внимание необходимо обратить на работу лопаточного аппарата в таких
режимах. Рост давления в конденсаторе увеличивает нагрузку на рабочие лопатки последней ступени. Кроме того из-за существенного снижения объёмного расхода через
последние ступени и вследствие резкого расширения проточной части происходит корневой отрыв потока пара и возникают обратные вихревые течения (см рис ). Эти вихри
неустойчивые, постоянное возникновение и срыв их вызывает низкочастотные колебания лопаток. В этом случае необходимо учитывать надёжность работы лопаточного аппарата.
Обратные потоки со стороны конденсатора (вихревые течения )могут нести капельную влагу , которая приводит к эрозионному износу последних ступеней
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.8 Пиковый подогрев сетевой воды.
{Конспект лекции}
Так как в современной обстановке, характеризующейся крайним дефицитом
средств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод
новых, более экономичных теплоэнергетических мощностей, то одним из путей повышения экономичности теплоснабжения является реконструкция тепловых схем ТЭЦ, существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений. В НИЛ ТЭСУ разработаны технологии
количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки.
Сущность и новизна предложенных технологий заключается в параллельном включении
пиковых водогрейных котлов и сетевых подогревателей (рис. 5).
При количественном регулировании температуру сетевой воды в подающей магистрали поддерживают постоянной. Устанавливают ее исходя из средней температуры
насыщения пара верхних отопительных отборов теплофикационных турбин с учетом
средней величины недогрева воды в верхних сетевых подогревателях. Расход сетевой
воды в базовой части графика регулирования тепловой нагрузки регулируют изменением
количества включенных сетевых подогревателей, а в пиковой части графика, при включенных сетевых подогревателях всех турбин, расход сетевой воды регулируют изменением количества водогрейных котлов, включенных параллельно сетевым подогревателям.
Рис. 5. Схема ТЭЦ с параллельным включением пиковых водогрейных котлов и
основных сетевых подогревателей: 1 - пиковый водогрейный котел; 2, 3 - подающий и
обратный трубопроводы теплосети; 4 - сетевой насос; 5 - узел умягчения; 6 - теплофикационная турбина; 7 - отопительные отборы пара; 8 - сетевые подогреватели; 9 - трубопровод подпиточной воды; 10 - вакуумный деаэратор; 11 - бак-аккумулятор
При качественно-количественном регулировании в базовой части графика Q=f(tн) осуществляют центральное качественное регулирование тепловой нагрузки
путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей только через сетевые подогреватели, а после полной загрузки сетевых подогревателей, в пиковой части графика Q=f(tн), осуществляют качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки,
для чего увеличивают расход сетевой воды за счет подачи ее в водогрейные котлы,
включенные параллельно сетевым подогревателям, и изменение тепловой нагрузки производят путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей через водогрейные котлы.
В обоих случаях регулирование температуры общего потока сетевой воды, подаваемой потребителям, производят по пониженному температурному графику теплосети
110/70°С (вместо традиционно применяемого в известных способах графика 150/70°С) в
первую очередь за счет изменения тепловой нагрузки водогрейных котлов и во вторую
очередь – за счет изменения нагрузки сетевых подогревателей. Утечки воды из теплосети
компенсируются подпиточной водой, которая благодаря пониженному температурному
графику работы теплосети подвергается противонакипной обработке по упрощенной
технологии, например, путем дозирования в воду фосфонатов (вместо необходимого в
известных способах ионообменного умягчения).
За счет понижения максимальной температуры нагрева теплоносителя до 100-110
°С и использования количественного или качественно-количественного регулирования
новые технологии позволяют повысить надежность источников ПТМ и шире использовать преимущества теплофикации. При разделении сетевой воды на параллельные потоки снижается гидравлическое сопротивление в оборудовании ТЭЦ, более полно используется тепловая мощность сетевых подогревателей турбин, а также водогрейных котлов
за счет увеличения температурного перепада на их входе и выходе до 40-50 °С, а также
увеличивается электрическая мощность ТЭЦ и возрастает абсолютная величина комбинированной выработки электрической энергии на величину ΔЕтф, кВт×ч, которую можно
найти по формуле
, (1)
где ΔDотб – разность расходов пара в отопительных отборах при обычном и низкотемпературном теплоснабжении, кг/с; io, iотб – энтальпии свежего и отбираемого из турбины пара, кДж/кг; Кr – коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счет регенеративного подогрева конденсата; hэм – электромеханический КПД турбогенератора; n –
число часов, когда обеспечивается прирост электрической мощности.
Расчеты для ТЭЦ тепловой мощностью 1240 МВт с тремя турбинами Т-100-130 и
тремя водогрейными котлами КВГМ-180 показывают, что увеличение расхода пара в
теплофикационных отборах увеличивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на 19,95 млн. кВт×ч в год. При этом на электростанции сэкономится до 4980 т
условного топлива, что при стоимости условного топлива 2000 руб./т составит 9960 тыс.
рублей в год.
Разработаны методики расчета количественного и качественно-количественного
регулирования тепловой нагрузки. В основу методик расчета положено уравнение гидравлики, связывающее потери напора в теплосети с расходами воды на отопление и горячее водоснабжение. Существенной особенностью предложенных методик является
учет влияния нагрузки горячего водоснабжения на работу систем отопления. В результате расчетного исследования получена зависимость относительного располагаемого напора на коллекторах станции и относительного эквивалента расхода воды (рис. 6), которую
можно использовать в качестве графика количественного регулирования.
Рис. 6. Зависимость относительного располагаемого напора на станции a от относительного эквивалента расхода воды на отопление `W
Использование избытков пара производственных отборов турбин для обеспечения
пиковой тепловой мощности. Кроме пиковых водогрейных котлов для обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения используются также пиковые сетевые подогрева-
тели. Как показывает опыт эксплуатации, пиковые подогреватели являются более надежным оборудованием, чем водогрейные котлы. Максимальная температурная разверка
между некоторыми трубами в водогрейном котле достигает 40-50 °С, чтобы предотвратить пережог труб, необходимо обеспечить достаточно высокое качество противонакипной обработки подпиточной воды теплосети, которое достигается в установках ионообменного умягчения. Пароводяные подогреватели менее подвержены температурным разверкам. Во всем поверхностном пароводяном теплообменнике разверки температур не
превышают 5 °С, поэтому противонакипная обработка подпиточной воды может производиться по упрощенным более дешевым технологиям, например, с помощью ультразвуковых установок или дозирования в тракт подпиточной воды хорошо зарекомендовавших себя антинакипинов (ОЭДФ-Zn, ИОМС-1 и других комплексонов).
На промышленно-отопительных ТЭЦ из-за неравномерности нагрузки имеются избытки пара производственных отборов. Изменение структуры покрытия тепловых нагрузок на ТЭЦ в сторону увеличения использования избытков пара с давлением 0,6-1,3 МПа
для обеспечения пиковой тепловой нагрузки приводит к рационализации режимов работы энергетических паровых котлов, вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению выработки электроэнергии на тепловом
потреблении.
Расчеты, произведенные графо-аналитическим методом для Ульяновской ТЭЦ-1,
показывают, что в результате передачи определенной части тепловой мощности с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы экономия условного топлива составит
около 3340 т в год. Расчет произведен по докризисным данным работы ТЭЦ-1. В условиях экономического кризиса из-за спада или перепрофилирования производства использование технологического пара на большинстве производственных предприятий значительно уменьшилось. Например, на Тольяттинской ТЭЦ отпуск технологического пара
снизился с 2500 т/ч до 450 т/ч, на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с 1500 т/ч до 20 т/ч. В связи
с этим возможность использования технологического пара для обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ и его энергосберегающий потенциал увеличились.
На тех ТЭЦ, где имеются турбины с противодавлением, возможно их совместное
использование с пиковыми сетевыми подогревателями, что позволяет полезно использовать потенциал отработавшего парового потока и повышает теплофикационную выработку электроэнергии.
Получена зависимость срока окупаемости инвестиций в противодавленческую
турбину с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к паропроводу противодавления, которая представлена на рис. 7.
Рис. 7. Зависимость срока окупаемости турбины Р-100-130/15 с пиковыми сетевыми подогревателями ПСВ-500-14-23 от числа часов работы за год
Из графика видно, что использование в качестве источника ПТМ пиковых сетевых
подогревателей, подключенных к паропроводу противодавления, при количестве часов
работы в году свыше 1600 является экономически выгодным техническим решением,
обеспечивающим относительно быструю (около года) окупаемость капиталовложений,
повышающим эффективность теплофикации, маневренность и надежность покрытия
электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.9 Тепловая схема ТЭЦ.
{Конспект лекции}
Если ТЭЦ имеет однотипные турбины, то составляют схему одной турбоустановки,
однако чаще устанавливаются турбины различных типов: ПТ, Р, Т, которые связаны технологически. Общими являются линии технологических отборов турбин ПТ и Р обратного конденсата внешних потребителей, добавочной воды и подпиточной воды тепловых
сетей. Сетевые подогреватели выполняются индивидуальными для каждой турбины.
ПТС получается сложной и с разнотипным оборудованием, она включает по одному агрегату каждого типа.
ПТС ТЭЦ с разнотипными турбинами и одинаковыми парогенераторами в ориентировочных расчетах можно представить одним условным, «эквивалентным» турбоагрегатом ПТ, который обеспечивает заданную электрическую мощность, требуемый отпуск
пара и горячей воды (рис. 7.2).
Расчет ПТС должен уточнить состав основного и вспомогательного оборудования,
обеспечивающего тепловую и электрическую нагрузки. Оптимальный состав турбогенераторов определяется на основании расчета ПТС и сравнения технико-экономических
вариантов. Последовательность разработки ПТС ТЭЦ.
1. Произвести выбор типов турбин, обеспечивающих тепловую и электрическую
мощность по заданию.
2. Составить схему отпуска тепла.
3. Для каждого типа турбины разработать схему подготовки питательной воды и
конденсата: регенерация, деаэратор, насосы и т.д.
4. Составить схему подготовки добавочной воды для парогенераторов
и подпиточной воды для тепловой сети.
Для простоты считают, что ТЭЦ имеет одинаковые турбины: ПТ-135-130. Эта турбина
имеет мощность 135 МВт при начальных
пара при номинальной тепловой нагрузке 735 т/ч, 5 нерегулируемых отборов. Отпуск пара из первого регулируемого отбора составляет 320 т/ч при давлении 1,47 МПа. Отпуск
тепла из второго регулируемого отбора - 460 ГДж/ч при давлении пара 0,078 МПа. Пропуск пара в конденсатор - 197 т/ч, давление в конденсаторе 0,0035 МПа.
Тип парогенератора определяется местными условиями: видом топлива, единичной
мощностью парогенератора и т.п. Наиболее часто устанавливаются парогенераторы
ТГМ-84-420-140 или БКЗ-420-140, производительность по 420 т/ч, параметры пара –
13,7 МПа и 565
Схема регенеративного подогрева состоит из 3 ПВД, 4 ПНД, подогревателя уплотнений, охладителя пара эжекторов и деаэратора. ПВД имеют охладители дренажа. Отбор
№ 4 регулируемый – пар подается на деаэратор, ПНД 4 и на технологическое потребление. С производства конденсат возвращается ОКН в смеситель на линии основного конденсата между ПНД 5 и ПНД 6. Перед смесителем установлен охладитель дренажа (ОД),
отборы № 6 и № 7 выполнены регулируемыми и отпускают пар на сетевые подогреватели ВС и НС. Пиковая отопительная нагрузка покрывается за счет включения ПВК. Дренаж из сетевых подогревателей сетевыми насосами ДНС возвращается в линию основного конденсата в смесители между ПНД 5 и 6 и ПНД 6 и 7. Дренаж из ПВД 1, 2, 3 самотеком по каскадной схеме направляется в деаэратор, из ПНД 4 самотеком поступает в ПНД
5 и через охладитель дренажа направляется в ПНД 6, откуда дренажным насосом подается в смеситель. Из ПНД7, ПУ, ОЭ дренаж самотеком подается во всасывающую линию
конденсатного насоса. Выпар непрерывной продувки из РНП подается в деаэратор, а
концентрат продувки используется для подогрева добавочной воды, вводимой в конденсатор.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.10 Расчетные режимы ТЭЦ.
{Конспект лекции}
В отличие от расчета принципиальной тепловой схемы КЭС для ПТС ТЭЦ помимо электрической нагрузки нужно знать еще и тепловую нагрузку. Расчет ПТС ТЭЦ
выполняется при максимальных энергетических нагрузках. Задачей расчета является
определение характеристик оборудования и показателей ТЭЦ для нескольких типичных нагрузок (режимов) за годовой период. Например, по отопительной нагрузке такими режимами являются следующие.
1. Расчетный режим - соответствует наибольшему отпуску (расходу) тепла на
отопление из отборов при наибольшем отпуске тепла промышленным потребителям и
наибольшей электрической мощности турбогенератора при минимальном пропуске
пара в конденсатор.
2. Режим низшей расчетной температуры.
3. Режим промежуточных температур наружного воздуха и соответствующих
этим температурам расходов тепла на отопление.
4. Режим минимального отпуска тепла на отопление.
5. Режим при пониженной отопительной нагрузке: отпуск тепла производится
только на горячее водоснабжение, при этом электрическая нагрузка на турбогенератор
несколько понижена за счет увеличения нагрузки, например, на конденсационные турбины.
На практике расчет тепловой схемы ТЭЦ может выполняться не по всем приведенным выше вариантам (режимам работы). Наиболее важными является режим работы ТЭЦ при максимальной тепловой и электрической нагрузке, а также режим, соответствующий низшей расчетной температуре наружного воздуха. Для расчетного режима расчет тепловой схемы выполняется в следующей последовательности.
1. Производится построение в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине.
2. Составляется сводная таблица параметров пара и воды.
3. Составляются уравнения материального баланса.
4. Из полученных уравнений материального баланса выделяются искомые и исходные величины.
5. Составляются уравнения теплового баланса элементов ПТС и выделяются величины, подлежащие определению. Устанавливается порядок решения уравнений для
определения необходимых величин.
6. Составляется баланс теплофикационной турбоустановки с учетом вспомогательных отборов пара на подогрев воздуха, мазута, на подсушку топлива и др.
7. Вычисляются показатели турбогенератора и ТЭЦ в целом по расходам пара,
воды и их параметрам, по электрической мощности и по расходам тепла и топлива.
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.11 Определение расходов пара на подогреватели сырой воды,
сетевые подогреватели, испарители, деаэраторы и др.
{Конспект лекции}
По теплофикационной нагрузке и теплофикационному графику теплоносителей
(150/70)˚С определяется расход сетевой воды, т.е. колличество воды, которое проходит в
единицу времени через этот нагреватель:
Qт 
DСВ= Ср(t 2 - t 1 )
где QT´=QT/Z=240/3=80 MW;
CP=4.19- удельная теплоемкость воды.
кg/s,
Далее определяется расход пара из теплофикационного отбора турбины на сетевые
подогреватели. Для этого составляется уравнение теплового баланса:
DCП(hT-h´)·η= DСВ·CP(t2´-t1),
Расход пара на турбину оценивается по диаграммам режимов турбин. Или по
формуле:

N Э
D0  k p 
 J П  DП J Т  DТ ,
 H i   M  Э
где kP=1.12- коэффициент регенеративного тепла при давлении свежего пара;
определяется по давлению пара, подаваемого на турбину.
N´Э=50000 kW;
Hi=h0-hk=3473.55-2440=1033.55- падение энтальпии в ступенях;
ηМ=0,98- механический КПД паровой турбины;
ηЭ=0,995- электрический КПД паровой турбины;
Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ, и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок. Расход конденсата, который возвращается из производства, определяется как:
DК=
Dп 100  k

кг / c ;
z
100
Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара, отбираемого из отбора и
расхода конденсата.
Для определения выше перечисленных расходов составляется система уравнений,
состоящих из уравнений материального и теплового баланса.
Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+ D
ДПВ
4
 D ДПВ к ;
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.12 Балансы тепла и пара. Баланс питательной воды и острого
пара.
{Конспект лекции}
Определим расход воды через сетевой подогреватель из уравнения теплового баланса:
Расход пара на подогрев сетевой воды определяется из уравнения:
.
Откуда:
Расход тепла:
,
Суммарный расход острого пара
на подогрев сырой воды перед химводоочисткой и деаэрацию составит 3 – 11% от Dо.
Общий расход свежего пара:
&&&
$$$002-003-002$3.2.3.13 Технико-экономические показатели ТЭЦ. Пример расчета
отопительной ТЭЦ.
{Конспект лекции}
В отличие от расчета принципиальной тепловой схемы КЭС для ПТС ТЭЦ помимо электрической нагрузки нужно знать еще и тепловую нагрузку. Расчет ПТС ТЭЦ
выполняется при максимальных энергетических нагрузках. Задачей расчета является
определение характеристик оборудования и показателей ТЭЦ для нескольких типичных нагрузок (режимов) за годовой период. Например, по отопительной нагрузке такими режимами являются следующие.
1. Расчетный режим - соответствует наибольшему отпуску (расходу) тепла на
отопление из отборов при наибольшем отпуске тепла промышленным потребителям и
наибольшей электрической мощности турбогенератора при минимальном пропуске
пара в конденсатор.
2. Режим низшей расчетной температуры.
3. Режим промежуточных температур наружного воздуха и соответствующих
этим температурам расходов тепла на отопление.
4. Режим минимального отпуска тепла на отопление.
5. Режим при пониженной отопительной нагрузке: отпуск тепла производится
только на горячее водоснабжение, при этом электрическая нагрузка на турбогенератор
несколько понижена за счет увеличения нагрузки, например, на конденсационные турбины.
На практике расчет тепловой схемы ТЭЦ может выполняться не по всем приведенным выше вариантам (режимам работы). Наиболее важными является режим работы ТЭЦ при максимальной тепловой и электрической нагрузке, а также режим, соответствующий низшей расчетной температуре наружного воздуха. Для расчетного режима расчет тепловой схемы выполняется в следующей последовательности.
1. Производится построение в i, S–диаграмме процесса расширения пара в турбине.
2. Составляется сводная таблица параметров пара и воды.
3. Составляются уравнения материального баланса.
4. Из полученных уравнений материального баланса выделяются искомые и исходные величины.
5. Составляются уравнения теплового баланса элементов ПТС и выделяются величины, подлежащие определению. Устанавливается порядок решения уравнений для
определения необходимых величин.
6. Составляется баланс теплофикационной турбоустановки с учетом вспомогательных отборов пара на подогрев воздуха, мазута, на подсушку топлива и др.
7. Вычисляются показатели турбогенератора и ТЭЦ в целом по расходам пара,
воды и их параметрам, по электрической мощности и по расходам тепла и топлива.
&&&
$$$002-003-100$Лекция №3.Вопросы для самоконтроля
1 Как называется термодинамический процесс, в котором вся подведенная теплота
идет на увеличение внутренней энергии?
2 Как называется процесс, в котором вся подведенная теплота идет на совершение
работы?
3 Как называется процесс, в котором работа совершается лишь за счет уменьшения
внутренней энергии?
4 Как называется процесс, в котором подведенная к рабочему телу теплота численно равна изменению энтальпии?
&&&
$$$002-004-000$3.2.4 Лекция №4. Выбор вспомогательного оборудования.
{Вопросы лекции}
1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения. Комплектное
оборудование. Выбор вспомогательного оборудования общестанционного назначения.
2 Развернутая тепловая схема, ее элементы.
&&&
$$$002-004-001$3.2.4.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения. Комплектное оборудование. Выбор вспомогательного оборудования общестанционного назначения.
{Конспект лекции}
Питательные насосы являются важнейшими из вспомогательных машин паротурбинной
электростанции;
их
рассчитывают
на
подачу
питательной воды при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5 %.
В отечественных энергоблоках с давлением пара 13,0 МПа, мощностью 150/160 и
200/210 МВт применяют питательные электронасосы; ранее применяли по два рабочих и
один
резервный
в
энергоблоке
с
подачей
по
50%
полного расхода воды каждый, в настоящее время - один рабочий и один резервный (в
запасе на складе) в энергоблоке, каждый на 100 % полного расхода воды, или 2 по 50 %
без резерва. Соответственно выбирают и бустерные (предвключенные) насосы, также с
электроприводом.
Для энергоблоков 500, 800 и 1200 МВт устанавливают с целью разгрузки выхлопных частей главных турбин питательные насосы с конденсационной приводной турбиной, по два рабочих турбонасоса, каждый на 50 % полной подачи с резервированием
подвода пара к приводной турбине. Бустерные насосы в этих энергоблоках, а также в новых энергоблоках 300 МВт имеют общий с главным питательным насосом привод от
турбины через редуктор.
Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, паропреобразователн, сетевые подогреватели) выбирают преимущественно централизованно
на всю электростанцию или часть ее секций в возможно наименьшем числе (один-два
рабочих насоса) с одним резервным, имеющим подачу рабочего насоса (при четырех сетевых насосах резервный не устанавливают).
Нодпиточных насосов тепловой сети при закрытой системе горячего водоснабжения устанавливают два, при открытой системе три, включая в обоих случаях резервный
насос.
Дренажные (сливные) насосы конденсата на регенеративных подогревателей устанавливают без резерва, при этом выполняют резервную линию каскадного слива дренажа
в соседний регенеративный подогреватель более низкого давления.
Конденсатные насосы сетевых подогревателей (и паропреобразователей) выбирают
индивидуально. один или два рабочих на турбину, с резервным у сетевого подогревателя
нижней ступени^ имеющим подачу рабочего насоса (конденсат из этих теплообменников
составляет основную часть всего потока питательной воды паровых котлов).
Давление насосов определяют с учетом давления и гидравлических сопротивлений
в элементах оборудования и системе трубопроводов.
Регенеративные подогреватели ТЭС устанавливают индивидуально у каждой турбины, без резерва.
Сетевые подогреватели ТЭЦ устанавливают индивидуально у турбин, без резервных корпусов, поскольку они работают только во время отопительного сезона и лишь
часть их работает в летнее время, неся битовую нагрузку горячего водоснабжения. Сетевые подогреватели .применяют также на первом и одном из последующих энергоблоков
КЭС с пропускной способностью каждой 80% максимальной тепловой нагрузки.
Пылеприготовительные установки выполняют преимущественно по индивидуальной системе, обычно с замкнутой, иногда с разомкнутой схемой сушки топлива.
&&&
$$$002-004-001$3.2.4.2 Развернутая тепловая схема, ее элементы.
{Конспект лекции}
Полная (развернутая) тепловая схема (РТС) включает тепловое оборудование пароводяного
тракта
электростанции
и
трактов
других основных теплоносителей и объединяющие его трубопроводы с арматурой. В отличие
от
принципиальной
тепловой
схемы
(IITC)
РТС включает все агрегаты электростанции или энергоблока - рабочие и резервные, трубопроводы в полном объеме, со всеми параллельными их линиями («нитками») и арматурой.
Развернутая тепловая схема составляется на основе произведенного перед этим
выбора оборудования электростанции; чертеж ее дает наглядное представление о типе и
числе
агрегатов
электростанции,
о
способах
соединения оборудования трубопроводами, о типе и расстановке арматуры.
Чертеж РТС сопровождается спецификацией с данными о типах, числе и основных
технических характеристиках оборудования. Развернутая тепловая схема и ее спецификация характеризуют уровень технического совершенства электростанции, ее тепловую
экономичность и возможную надежность, вероятные режимы работы, включения и отключения
элементов оборудования.
Развернутая тепловая схема включает следующее оборудование и трубопроводы.
Турбоустановки, включающие паровые турбины, конденсаторы, электрогенераторы.
Паровые котлы. Прямоточные паровые котлы показывают в развернутом виде,
включая
экономайзерную,
испарительную
(при
докритическом давлении) и пароперегревательную части, встроенные сепараторы, насосы рециркуляции (если имеются), арматуру (разделительные, переключающие задвижки) и др.
Теплообменники - подогреватели регенеративные и сетевые, испарители и паропреобразователи
(если
они
имеются),
деаэраторы
с
баками, вспомогательные подогреватели и охладители пара из уплотнений и эжекторов,
масло- и газоохладителн и др.
Насосы - питательные, испарителей, конденсатные турбин и сетевых подогревателей, бустерные (предвключенные), дренажные.
Приводные турбины - питательных насосов, воздуходувок и др.
Пиковые водогрейные котлы (на ТЭЦ).
Бани - чистого и загрязненного конденсата, добавочной обессоленной воды, дренажные, сливные и др.
Установки химического обессоливания - добавочной воды, конденсата турбин и
др.
Трубопроводы - паропроводы свежего пара от паровых котлов к турбинам; пара
промежуточного перегрева: питательные и конденсатные, а также паропроводы регенеративных отборов, конденсатные, а также паропроводы регенеративных отборов, конденсатопроводы; вспомогательные трубопроводы собственного расхода, дренажные, добавочной (подпиточной) воды; трубопроводы охлаждающей воды конденсаторов турбин,
масло-, газовоздухоохладителей.
На ТЭЦ должны быть показаны линии отвода пара и горячей (сетевой) воды потребителям, линии обратного конденсата и обратной сетевой воды.
Пусковые устройства - обводные БРОУ и РОУ, сепараторы встроенные, выносные), растопочные расширители, насосы рециркуляции и др., соответствующие трубопроводы с арматурой. Независимо от включения пусковых устройств в РТС в сложных
случаях выполняют отдельно пусковую схему энергоблока.
Арматура, входящая в систему трубопроводов: запорная, регулирующая, защитная
(предохранительная), дросселирующая (редукционно-охладительные установки), обводная п др.
В схему включают дополнительные элементы, соответствующие требованиям работы установок на насыщенном водяном паре и особенностям АЭС с различными типами реакторов.
Сепараторы-пароперегреватели - сепараторы влаги с конденсатосборниками и
насосами отвода с сепарата в линию основного конденсата. одно- или двухступенчатые
промежуточные пароперегреватели на свежем и отборном паре с конденсатосборниками
и насосами отвода дренажа греющего пара на систему регенерации.
Технический конденсатор для отвода пилоты пара из реакторной установки после
останова турбины.
Испарительную установку для питания «чистым» нерадиоактивным паром уплотнения ротора турбины, эжекторов, потребителей собственных нужд одноконтурной АЭС.
Компенсаторы объема, емкости запаса сбора аварийной защиты реакторов и другие
элементы схемы самой реакторной установки с
учетом специфики эксплуатации различных типов энергетических реакторов.
&&&
$$$002-004-100$Лекция №4.Вопросы для самоконтроля
1 Какие циклы называются круговыми?
2 Какой цикл называется прямым? Чем оценивается эффективность прямого цикла?
3 Какой цикл называется обратным? Чем оценивается эффективность обратного
цикла?
4 Как осуществляется прямой и обратный цикл Карно?
5 Изобразите цикл Карно в термодинамических координатах.
6 Что называется энтропией?
7 В чем сущность второго закона термодинамики? Приведите основные формулировки второго закона термодинамики?
8 Приведите аналитическое выражение второго закона термодинамики для обратимых и необратимых процессов.
9 Что называется эксергией?
&&&
$$$002-005-000$3.2.5 Лекция №5. Трубопроводы и арматура.
{Вопросы лекции}
1 Трубопроводы ТЭС.
2 Выбор оптимальной скорости потока и диаметра трубопроводов.
3 Рекомендуемые скорости потока.
4 Трассировка трубопроводов.
5 Опоры трубопроводов.
6 Арматура ТЭС. Предохранительная арматура.
&&&
$$$002-005-001$3.2.5.1 Трубопроводы ТЭС.
{Конспект лекции}
По виду протекающей среды трубопроводы разделяются на паропроводы и водопроводы, воздухопроводы (воздуховоды) и газопроводы (газоходы), мазутопроводы и
маслопроводы, пылепроводы и др.
По назначению станционные трубопроводы классифицируются по следующим
группам:
Главные паропроводы – подают пар от котельных агрегатов к турбинам, турбонасосам, РОУ и другим потребителям пара. К главным паропроводам также относятся паропроводы от турбин к вторичным пароперегревателям и от них к части низкого давления турбин.
Питательные трубопроводы служат для подачи воды питательным насосам от деаэраторных блоков к котлам. В эту группу входят трубопроводы от питательных баков
деаэрированной воды до питательных насосов; напорные трубопроводы от питательных
насосов до регенеративных подогревателей высокого давления и обводная линия "холодного" питания ПВД.
Трубопроводы регенеративного цикла включают в себя паропроводы, подводящие пар из отборов турбин и от паровых приводов вспомогательных механизмов к подогревателям, деаэраторам, испарителям, водопроводы конденсата турбин, трубопроводы
слива конденсата из подогревателей, а также трубопроводы испарительных установок.
Циркуляционные трубопроводы предназначены для подачи и отвода охлаждающей воды, прокачиваемой циркуляционными насосами через конденсаторы, маслоохладители турбин и газоохладители или воздухоохладители генераторов.
Выхлопные трубопроводы служат для отвода пара в атмосферу от арматуры,
предохраняющей котлы, турбины и аппараты при чрезмерном повышении давления, от
баков, где может происходить испарение воды, а также от эпизодически работающих механизмов с паровым приводом.
Маслопроводы используются для подачи масла на смазку и охлаждение подшипников турбин и механизмов и для отвода масла с подшипников. Кроме того, маслопроводы связывают маслохозяйство электростанции с маслеными баками у агрегатов.
Трубопроводы химводоочистки предназначены для соединения аппаратуры, насосов и баков химводоочистки между собой и для транспортирования воды от химводоочистки к главному корпусу.
Мазутопроводы включают в себя трубопроводы для соединения мазутных баков с
насосами, аппаратуры мазутонасосной и подачи мазута от мазутонасосной к форсункам
котлов.
Газопроводы природного газа служат для подачи природного газа от газораспределительного пункта (ГРП) к горелкам котлов.
Теплофикационные трубопроводы включают в себя паропроводы для подачи пара
к сетевым подогревателям, паропреобразователям и внешним потребителям; водопроводы тепловых сетей, находящиеся как внутри главного здания, так и внешние, конденсатопроводы от потребителей, а также трубопроводы отвода конденсата из сетевых подогревателей, паропреобразователей и охладителей в систему регенерации.
Прочие трубопроводы состоят из трубопроводов золоудаления, технической воды,
пожарные, сжатого воздуха, водорода, хозяйственные, паропроводы обдувки, продувочные и спускные трубопроводы.
Трубопроводы для ТЭС комплектуются следующим образом: станционные трубопроводы повышенного, высокого и сверхвысокого давлений, т.е. с рабочим давлением
свыше 2,2 МПа, изготовляются специальными котлостроительными заводами; трубопроводы в пределах котельного агрегата и турбины, включая маслопроводы, поставляются
совместно с котлами или турбинами (в комплекте); станционные трубопроводы с давлением меньше 2,2 МПа в пределах главного корпуса, химводоочистки, береговой насосной и мазутонасосной, поставляются монтажными организациями, которые изготовляют
их на своих заводах или непосредственно на монтажной площадке; трубопроводы отопления, водопровода, канализации в пределах всех производственных помещений, внешние циркуляционные трубопроводы, трубопроводы гидрозолоудаления выполняются
строительной организацией непосредственно на электростанции.
Все трубопроводные сооружения должны соответствовать техническим требованиям, содержащимся в "Правилах устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов
пара и горячей воды", утвержденных Госгортехнадзором РФ. Никаких отступлений от
правил при проектировании, изготовлении и эксплуатации трубопроводов, подведомственных Госгортехнадзору, без согласования не допускается.
В соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды», все трубопроводы, транспортирующие водяной
пар с рабочим давлением более 0,07 МПа или горячую воду с температурой свыше
115°С, делятся на четыре категории (табл. 1).
Правила Госгортехнадзора не распространяются на:
1) трубопроводы, расположенные в пределах парогенератора;
2) сосуды, входящие в систему трубопроводов и являющиеся их неотъемлемой частью;
3) трубопроводы первой категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы остальных категорий с наружным диаметром менее 76 мм;
4) сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы;
5) пароперепускные трубопроводы в пределах паровых турбин и отбора пара от турбины до задвижки;
6) трубопроводы атомных электростанций и реакторов;
7) трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.
При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать для:
1) паропроводов от парогенераторов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из парогенератора (за пароперегревателем);
2) паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, - максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при
работе турбины на холостом ходу;
3) паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара от турбины - максимально возможные давление и температуру пара в отборе;
4) паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимальное давление и температуру редуцированного пара, принятые в проекте установки;
5) трубопроводов питательной воды после деаэраторов - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в
деаэраторе;
6) трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей
высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе
питательными насосами при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насосов, и максимальную расчетную температуру воды за последним подогревателем высокого давления. При применении питательных насосов с турбоприводом
и электронасосов с гидромуфтой -1,05 номинального давления насоса, поршневых насосов - 1,2 номинального давления в парогенераторе;
7) подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей - наибольшее давление воды с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе.
Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу
независимо от его протяженности.
Таблица 1. Категории
трубопроводов по Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара
и горячей воды Госгортехнадзора
Категория
трубопроводов
1
2
3
Среда
Рабочие параметры среды
температура, 0С
давление, МПа
а) Перегретый пар
б) Перегретый пар
в) Перегретый пар
г) Перегретый пар
д) Горячая вода,
насыщенный пар
>580
540-580
450-540
450
>115
Не ограничено
а) Перегретый пар
б) Перегретый пар
в) Горячая вода,
насыщенный пар
а) Перегретый пар
б) Перегретый пар
в) Горячая вода,
насыщенный пар
>350-450
350
>115
<3,9
>2,2-3,9
>250-350
250
>115
<2,2
>1,6-2,2
>1,6-3,9
Не ограничено
Не ограничено
>3,9
>8,0
>3,9-8,0
115-250
а) Перегретый и
насыщенный пар
б) Горячая вода
4
>0,07-1,6
<1,6
>115
При определении категории трубопроводов в случаях, когда давление и температура
протекающей среды отличны от приведенных в таблице 1, исходят из наибольшего параметра.
Трубопроводы горючих газов и жидкостей также подразделяются на четыре категории, приведенные в таблице 2.
Трубопроводы, транспортирующие сжиженные газы, классифицируются с отнесением на одну категорию выше категории, приведенной в таблице 2.
Таблица 2. Категории трубопроводов горючих газов и жидкостей
Рабочие параметры среды
Категория
трубопроводов
1
давление, МПа
Температура, °С
350—700
Независимо
2
3
4
2,5—6,4
1,6—2,5
<1,6
250—350
120—250
<120
&&&
$$$002-005-002$3.2.5.2 Выбор оптимальной скорости потока и диаметра трубопроводов
{Конспект лекции}
При проектировании трубопроводных систем важно правильно выбрать диаметр
трубопроводов. Отклонение диаметра от оптимального значения, соответствующего минимальным приведенным затратам, приводит к увеличению капитальных затрат или эксплуатационных расходов. Анализ стоимости трубопроводов по прейскурантам и ценникам (табл. 13.4) показывает, что при изменении диаметра трубопровода на один типоразмер его общая стоимость в среднем возрастает на 30 %.
Таблица 13.4 - Изменение стоимости трубопроводов при увеличении
диаметра на один типоразмер
Элементы трубопроводов
Изменение стоимости трубопроводов, %
Трубы из углеродистой стали марки:
20
Вст3
19-38
33-100
Трубы из лигированной или коррозионностойкой стали
26-58
Трубопроводная арматура
30-100
Тепловая изоляция
20-40
Покровный слой тепловой изоляции
15-30
При проектировании диаметр трубопровода определяют поэтапно: сначало выбирают условный диаметр, затем выполняют монтажно-технологическую схему, гидравлический (или теплогидравлический) и прочностной расчеты. При этом на каждом этапе
диаметр уточняют, в отдельных случаях при уменьшении диаметра можно сократить
длину трубопровода на 10-40 % путем изменения трассировки, уменьшения числа отводов, П-образных компенсаторов температурного расширения и т.д.
Таблица 13.5 - Рекомендуемые скорости газов и паров в технологических трубопроводах
Транспортируемая среда
Давление (абс.), МПа
Скорость газа
и пара, м/с
Пар водяной:
сухой насыщенный диаметр трубопровода до 200 мм
свыше 200 мм
перегретый диаметр трубопровода до 200 мм
свыше 200 мм
отработанный
Независимо
35
60
50
80
10-15
Водород
Независимо
15
Кислород
До 1,6
1,6-4
4-10
10-25
30
16
6
3
Пары углеводородов
5-20 кПа
20-50 кПа
50-100 кПа
Свыше 0,1 МПа
60-75
40-60
20-40
10-25
Хладоносители:
пропан, пропилен, этан, этилен,
аммиак
фреоны (Р-12, 22, 30)
до 2,0
10-25
8-18
Другие газы и пары
До 0,3
0,3-0,6
0,6-10
Свыше 10
5-20
10-30
10-35
40
Для выбора условного диаметра часто используют номограммы, связывающие расход потока, его скорость и диаметр трубопровода или расход, скорость, диаметр трубопровода и удельные потери давления потока.
&&&
$$$002-005-003$3.2.5.3 Рекомендуемые скорости потока.
{Конспект лекции}
Рекомендуемые скорости в технологических трубопроводах для газов и паров приведены в табл. 13.5. Скорость движения смеси газов определяют с учетом объемной доли
каждого из компонентов.
Таблица 13.6 - Рекомендуемые скорости газов и паров в технологических трубопроводах.
Среда
ская
106м2/с
Жидкие
хладоносители
(табл. 3.2.), этиленглюколь и рас-
КинематичеСкорость во
Скорость в
вязкость, всасывающих трубо- наг-нетательных
проводах, м/с
тру-бопроводах,
м/с
Независимо
-/-
0,6
1,0
1,2
2,0
творы солей:
диаметр до 200 мм вкл.
свыше 200 мм
Сжиженные газы
Жидкости при температуре кипения и горячая вода
прочие жидкости
-/-/До 11
11-28
1,2
0,9
1,5
1,3
3,0
0,9
2,5
2,0
28-74
74-128
148-445
445-889
1,2
1,0
1,0
0,8
1,5
1,2
1,1
1,0
и
свыше
Данные для кислорода приведены в табл. 12.5 применительно к трубам из углеродистых и легированных сталей. В трубах из коррозионно-стойких сталей или сплавов
алюминия рекомендуется повышенные скорости потока: 50, 30, 16 и 6 м/с соответственно для указанных в табл. 13.5 диапазонов давления; в трубах из меди и ее сплавов - 50
м/с независимо от давления. В местных гидравлических сопротивлениях допускается
максимальная скорость 60 м/с. При объемном содержании кислорода в смеси более 23 %
скорость принимают как для чистого кислорода.
Таблица 13.7 - Допустимые скорости движения органических жидкостей при их
электризации
Жидкости
Удельное
электрическое
ние
Электропроводящие
объемное
сопротивле-
Максимально допустимая
скорость в трубопроводе, м/с
, Ом.м
до 105
10
105 - 109
5
Свыше 109
Определяют расчетом
Рекомендуемые скорости движения жидкостей в технологических трубопроводах в
зависимости от ее вязкости дана в табл. 13.6.
Скорость движения органических жидкостей в заземленных стальных трубопроводах выбирают с учетом ее ограничения по предельно допустимой плотности электрического заряда, образующегося в движущемся потоке при трении, для того, чтобы исключить возможность возникновения искровых разрядов и воспламенения потока. Допустимую скорость движения жидкости определяют по удельному объемному электрическому
сопротивлению
(табл. 13.7)
&&&
$$$002-005-003$3.2.5.4 Трассировка трубопроводов.
{Конспект лекции}
Подземная прокладка трубопроводов в проходных и полу проходных каналах наиболее дорогостоящая из всех видов прокладки. Сложной является и эксплуатация
трубопроводов в подземных, каналах из-за постоянного наличия в них грунтовых вод.
Обеспечение надежной гидроизоляции приводит к еще большему удорожанию этих сооружений. Бесканальная прокладка допускается для трубопроводов с Т <150 °С. Все виды подземной прокладки требуют дополнительных затрат при ремонте. Поэтому всюду,
где только можно, рекомендуется использовать надземную прокладку. В непроходных
каналах допускается прокладка трубопроводов, транспортирующих вязкие легкозастывающие и горючие жидкости группы Б (мазут, масла и т.п.).
Способы прокладки внутрицеховых трубопроводов. Наиболее широкое распространение в химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производствах
получила надземная прокладка на эстакадах несгораемой конструкции и отдельно стоящих высоких опорах. Рекомендации по способам прокладки внутрицеховых трубопроводов на основании опыта эксплуатации нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических заводов. При этом использованы следующие условные обозначения: не применять;
- применять без изоляции;
- применять с тепловой изоляцией;
- применять с тепловой изоляцией и обогревом.
С целью сокращения тепловых потерь и предохранения обслуживающего персонала от ожогов трубопроводы изолируются. При прокладке трубопроводов для вязких и
легко застывающих продуктов на открытом воздухе или в не отапливаемых каналах
применяется дополнительный обогрев с помощью обогревающих рубашек или трубопроводов спутников. Трассировка трубопроводов тесно связана с компоновкой оборудования, в процессе которой учитывается и расположение трубопроводов. Выбранная трассировка трубопроводов должна обеспечивать надежное и безопасное функционирование
технологического процесса, хорошую компенсацию температурных расширений, простоту и удобство креплений, удобство монтажа, обслуживания и ремонта, минимальную
стоимость.
Необходимо придерживаться следующих основных принципов трассировки трубопроводов.
1) Как правило, все внутрицеховые трубопроводы прокладываются вдоль и поперек цеха параллельно строительным осям. Это не только облегчает решение компоновочных задач, но и соответствует архитектурно-эстетическим критериям удачной компоновки. Прокладка трубопроводов вдоль и поперек цеха на одинаковой высоте; на разной высоте.
&&&
$$$002-005-003$3.2.5.5 Опоры трубопроводов.
{Конспект лекции}
Надежная работа трубопровода во многом зависит от правильности выбора конструкции опор и подвесок и размещения их на трубопроводе.
Расстояние между опорами и подвесками определяется в проекте в зависимости от
массы трубопровода и находящейся в нем среды, а также от жесткости трубы. Опоры и
подвески должны воспринимать нагрузку от массы трубопровода, среды, находящейся в
нем, тепловой изоляции, усилия от теплового удлинения трубопровода, вибрации и гидравлических ударов, которые могут возникать в процессе эксплуатации.
Опоры подразделяются на два основных типа: неподвижные и подвижные.
Неподвижные опоры предназначаются для жесткого закрепления трубопровода к строительным элементам зданий или к иным жестким точкам и воспринимают на себя усилия,
возникающие в трубопроводе от теплового расширения, гидравлических ударов и вибрации. Опоры данного типа должны удерживать трубопровод от продольного перемещения
и воспринимать скручивающие усилия. Неподвижные опоры (рис. 12) выполняются хомутовыми в приварными.
В хомутовых опорах труба закрепляется путем затяжки гаек на хомуте, в приварных
трубах она приваривается к опоре. Хомутовые опоры включают в себя корпус 1 и хомут
2. Корпус приваривается к опорной конструкции 3. Удержание трубопровода от перемещения в продольном направлении обеспечивается затяжкой хомутов и приваркой к трубе
упоров 4, устанавливаемых вплотную к корпусу опоры.
Подвижные опоры (рис. 13), поддерживая трубопровод, в то же время позволяют
ему перемещаться в случае удлинения трубопровода при его нагреве.
а)
б)
в)
Рис. 12. Неподвижные опоры:
а - хомутовая с корпусом; б - приварная; в - хомутовая бескорпусная.
Опоры разделяются на горизонтальные и вертикальные в зависимости от расположения в пространстве соответствующих участков трубопровода.
Подвижные опоры разделяются также по признаку видов перемещений, которые
допускаются конструктивными особенностями опор. По этому признаку возможна следующая классификация: скользящие опоры, обеспечивающие, перемещение трубопровода в горизонтальной плоскости, катковые, обеспечивающие перемещение трубопровода
вдоль оси и шариковые пружинные опоры, обеспечивающие перемещение в горизонтальной плоскости и в вертикальном направлении.
При помощи опор трубопровод разбивают на несколько участков, причем на концах
каждого из этих участков устанавливают неподвижные опоры, а между последними –
подвижные. Применение такой схемы дает ясное представление о величинах и направлениях расширения отдельных участков, благодаря чему появляется возможность выбрать
и рассчитать компенсационное устройство, воспринимающее температурное удлинение.
Подвижные опоры рассчитывают на соответствующую весовую нагрузку, а также на
усилия, создаваемые трением при перемещении опоры. Неподвижные опоры рассчитывают на весовую нагрузку и на те усилия,
б)
в)
Рис. 13. Подвижные опоры:
а - хомутовая скользящая; б - катковая; в – шариковая пружинная;
1 - корпус; 2 - хомут; 3 - опорная плита; 4 - обойма с катками, перемещающимися вдоль
трубы; 5 - обойма шариковая; 6 - пружина.
которые в них возникают при компенсации температурных расширений соответствующих участков. Кроме того, при расчетах необходимо учитывать усилия, возникающие от
трения в подвижных опорах горизонтальных трубопроводов, либо в вертикальных
участках трубопроводов в связи со сжатием или расширением пружин, широко используемых в подвижных опорах.
Подвески трубопроводов подразделяются, на два основных типа: жесткие н пружинные. Длина тяг подвесок регулируется при монтаже с помощью гаек 1 (рис. 14, а)
или талрепа 2 (рис. 14, б).
Подвески могут крепиться к трубе через косынку 5, приваренную непосредственно к
трубе (рис. 14, б), или через накладку 4 (рис. 14, а).
На трубопроводах для горячей среды применяются пружинные подвески, на трубопроводах для, холодной среды - жесткие. Если трубопровод имеет большую массу, ставятся две пружины 5 на одном уровне (рис. 14, б). Для того чтобы подвеска не препятствовала перемещению трубопровода в горизонтальной плоскости при тепловом удлинении, на ней имеются шарнирные узлы 6.
На рисунке 15 изображены два типа подвесок для вертикальных трубопроводов. Тяги подвесок крепятся к трубам с помощью плавников или с помощью лап. В остальном
устройство этих подвесок такое же, как и подвесок для горизонтальных трубопроводов.
Выбор пружин для опор и подвесок производится по двум характеристикам: величине компенсирующей способности и допускаемой нагрузке. По величине компенсирующей способности пружины подразделяются на две группы с максимальной величиной сжатия 140 и 70 мм.
Рис. 14. Подвески для горизонтальных трубопроводов:
а - жесткая с гайкой; б - жесткая с талрепом; в - пружинная.
На рисунке 16 изображены блоки пружин, применяемые в опорах и подвесках. В
нижней опорной плите 1 имеются отверстия с резьбой, а в верхней плите 2 - гладкие
(рис. 16, а) для установки монтажных шпилек, применяемых для предварительной стяжки пружин. К опорным плитам приварены направляющие стаканы 3, не допускающие
прогиба пружин в поперечном направлении. Регулирование высоты пружины производится с помощью гаек 4.
а)
б)
Рис. 15. Подвески для вертикальных трубопроводов:
а – жесткая; б – пружинная с блоками пружин.
а)
б)
в)
Рис. 16. Блоки пружин:
а – для опор; б – одинарный для подвесок; в – двойной для подвесок.
&&&
$$$002-005-003$3.2.5.5 Арматура ТЭС. Предохранительная арматура.
{Конспект лекции}
Арматура представляет собой органы управления и служит для перекрытия или
регулирования параметров потока среды в трубопроводах. Конструкция арматуры зависит от параметров среды, для которой она предназначена, и диаметра трубопровода.
В зависимости от назначения арматура подразделяется на: запорную, регулирующую,
предохранительную, контрольную и группируется в следующие четыре класса.
Первый класс - арматура запорная, служит для периодического включения или
отключения потока среды. Запорная арматура предназначена только для полного закрытия или открытия потока среды и может находиться только в полностью закрытом
или открытом положении. К запорной арматуре относятся вентили, задвижки, краны,
поворотные затворы.
Второй класс - арматура регулирующая и дросселирующая, служит для изменения или поддержания в трубопроводе или резервуаре параметров среды и ее расхода.
Регулирующая арматура предназначена только для регулирования количества среды,
протекающей через нее, и в качестве запорной арматуры служить не может. В качестве
регулирующей и дросселирующей арматуры применяют регулирующие вентили, клапаны игольчатые, дросселирующие устройства, регуляторы питания, регуляторы
уровня, конденсатоотводчики.
Третий класс - арматура предохранительная, служит для защиты резервуара
или трубопровода от чрезмерного повышения давления, а также для предотвращения
обратного потока среды. Типичные представители предохранительной арматуры предохранительные клапаны, аварийные клапаны, импульсно-предохранительные
устройства, состоящие из импульсного вспомогательного и предохранительного главного клапана, обратные клапаны, предназначенные для автоматического прекращения
прохода среды в обратном направлении.
Четвертый класс - арматура контрольная, служит для контроля наличия среды
или уровня среды в трубопроводах, сосудах и оборудовании. Типичные представители
контрольной арматуры - пробные и спускные вентили (или краны), указатели уровня.
Каждый класс в зависимости от принципа действия арматуры подразделяется на
две группы: приводная арматура, приводимая в действие при помощи привода (ручного, механического, электрического, электромагнитного, гидравлического, пневматического и др.), и автоматическая арматура, приводимая в действие автоматически, непосредственно потоком рабочей среды или изменением ее параметров. Классы и группы
арматуры подразделяются на типы согласно таблице 4.
По роду рабочей среды арматура делится на паровую, водяную, газовую и воздушную. Рабочая среда существенно влияет на конструкцию арматуры и на марки металла,
из которого она изготовляется.
По направлению потока среды арматура делится на проходную, в которой направление потока, выходящего из арматуры, совпадает с направлением входящего потока, и
на угловую, в которой указанные направления не совпадают (обычно угол между ними
составляет 90°). Предохранительные клапаны выполняются обычно угловыми.
По способу изготовления основных частей (корпуса и крышки) арматура делится
на литую, штампованную (или кованую) и сварную. Литая арматура в свою очередь делится на стальную, чугунную и из цветных металлов.
Штампованная (кованая) арматура применяется при малых диаметрах прохода, когда производство литых корпусов из-за малых размеров и фасонного характера литья отличается исключительно большим процентом брака. Литая арматура для теплосиловых
установок изготовляется в основном стальной.
Чугунная арматура для трубопроводов на электростанции применяется в соответствии с правилами Госгортехнадзора согласно таблице 5. Соединение чугунной арматуры с элементами трубопровода должно выполняться на фланцах.
Сварная арматура (точнее сварные корпуса) находит применение в отдельных
случаях при сверхвысоких параметрах, когда нет уверенности в качестве литья. В этом
случае части корпуса изготовляются штамповкой или ковкой и свариваются между собой.
По способу присоединения арматуры к трубам и оборудованию арматура делится на фланцевую, муфтовую, цапковую и приварную.
Таблица
4. Классификация арматуры
Класс
I. Запорная арматура
II.Арматура
рующая
регули-
Группа
Тип арматуры
Приводная
Краны
Вентили
Задвижки
Приводная Автоматическая
Поворотные затворы
Регулирующие вентили
Регулирующие клапаны
Регуляторы уровня
Конденсатоотводчики
III.Арматура предохранительная и
защитная
IV.Арматура
трольная
кон-
Автоматическая
Предохранительные клапаны
Обратные клапаны
Приводная Автоматическая
Пробные и спускные вентили
Указатели уровня
Таблица 5. Область применения чугунной арматуры
среды
МПа
Давление
Температура
(условное), среды (не выше), 0С
Условный
проход (не более), мм
ГОСТ и марка чугуна
1,6
300
80
ГОСТ 1215-59 (не ниже марки кч-ЗО-б)
1,0
200
300
ГОСТ 1412-70 (не ниже марки 4-15-32)
0,6
120
600
0,25
120
1600
Фланцевая арматура характеризуется наличием фланцев на входе среды в арматуру
и на выходе из нее.
Муфтовая арматура имеет внутреннюю резьбу на входном и выходном патрубках,
при помощи которой арматура присоединяется к нарезанному на наружной поверхности
концу трубы.
В цапковой арматуре имеется наружная резьба на входном патрубке, с помощью
которого арматура вворачивается в резьбу на конце трубы.
Приварная арматура характерна тем, что торцы обоих ее патрубков обрабатываются под сварку с трубами.
Резьбовая (муфтовая и цапковая) арматура применяется при низких параметрах
среды и малых диаметрах прохода.
Таким образом, в современных энергетических установках используются только
приварная и фланцевая арматура.
Приварная арматура в области высокого давления среды почти полностью вытеснила фланцевую по той причине, что в сварных стыках появление неплотных мест является весьма редким явлением, а как известно, неплотность фланцевых соединений - их
основной недостаток. Для ремонта арматуры достаточно часто приходится вынимать ее
из трубопровода. Эта операция при использовании приварной арматуры вызывает необходимость ее вырезки, что, естественно, является отрицательной особенностью. Очевидно, что к качеству конструкции, изготовления и эксплуатации приварной арматуры следует предъявлять особо строгие требования.
В зависимости от материала корпуса арматуры наружные необработанные поверхности (корпус, крышка, сальник) окрашиваются в отличительные цвета:
Сталь углеродистая ……………………… Серый
Сталь легированная………………………..Синий
Сталь кислотостойкая и нержавеющая … Голубой
Чугун серый, ковкий и др…………………Черный
В зависимости от материала уплотнительных поверхностей деталей затвора арматура имеет следующую дополнительную окраску маховика или рычага:
Бронза или латунь ....…………………………Красный
Сталь кислотостойкая и нержавеющая ……. Голубой
Сталь нитрированная или твердые сплавы ...Фиолетовый
Баббит .........…………………………………. Желтый
Алюминий……………………………………Алюминиевый
Резина…………………………………………Коричневый
Эбонит .........………………………………… Зеленый
Пластмасса .......…………………Серый с синими полосками по периметру
Без колец.......……………………Цвет окраски корпуса и крышки
Каждому типоразмеру арматуры присваивается шифр, состоящий из буквенных
и цифровых обозначений.
Согласно принятому обозначению арматура имеет следующие четыре условные
характеристики:
Первая характеристика в обозначении изделия указывает наименование арматуры в виде двух следующих цифр:
Спускной кран .........……………………………………..…………10
Кран для трубопровода……………………………………………. 11
Указатель уровня……………………………………………………12
Вентиль………………………………………………………………14 и 15
Обратный подъемный и приемный клапаны………………………16
Предохранительный клапан………………………………………...17
Редукционный клапан .………………………………………......... 18
Обратный поворотный клапан ......……………………………….. 19
Клапан, регулирующий давление или уровень………………….. 25
Задвижка .................………………………………………………... 30 и 31
Затвор ………………………………………………………………. 32
Инжектор ……………………………………………………………40
Конденсатоотводчик ……………………………………………… 45
Вторая характеристика в обозначении арматуры указывается в зависимости от
материала, применяемого для изготовления корпуса, а именно:
Сталь углеродистая……………………………… с
Сталь легированная и нержавеющая ………….. нж
Чугун серый ……………………………………… ч
Чугун ковкий ……………………………………..кч
Бронза, латунь ...............…………………………. б
Алюминий…………………………………………а
Винипласт…………………………………………вп
Пластмассы (кроме винипласта)…………………п
Третья характеристика в обозначении - цифры, помещенные после букв, указывают на конструктивные особенности привода, в частности:
Механический привод с червячной передачей … 3
Привод с цилиндрической передачей ……………4
Привод с конической передачей ………………… 5
Пневматический привод …………………………. 6
Гидравлический привод ………………………….. 7
Электромагнитный привод ………………………..8
Электрический привод …………………………….9
Четвертая характеристика в обозначении арматуры указывает материал, из которого выполнены уплотнительные поверхности:
Бронза, латунь …………………………………….бр
Кислотостойкая и нержавеющая сталь………….нж
Нитрированная сталь …………………………….нт
Арматура с уплотнительными кольцами, выполненными непосредственно на самом корпусе или затворе, имеет обозначения «бк» (без колец).
Если арматура имеет внутреннее покрытие, материал внутреннего покрытия обозначается: эмалирование - эм, освинцование - cв, футерование пластмассой - п.
Условное обозначение изделия дополняется римской цифрой, указывающей различные варианты конструктивного исполнения основного вида изделия, а также выполнение его из другого материала.
Пример условного обозначения арматуры: 15кч22нж. Здесь 15 - вентиль, кч - корпус выполнен из ковкого чугуна, 22 - конструкция вентиля, нж -уплотнительные поверхности выполнены из нержавеющей кислотостойкой стали.
&&&
$$$002-005-100$Лекция №5.Вопросы для самоконтроля
1 Какие свойства вещества относятся к термическим и калорическим?
2 Запишите уравнение реального газа – уравнение Ван-дер-Ваальса.
3 Что называется испарением?
4 Что называется кипением?
&&&
$$$002-006-000$3.2.6 Лекция №6. Генеральный план ТЭС.
{Вопросы лекции}
1 Выбор пром.площадки ТЭС.
2 Генеральный план ТЭС. Коэффициенты застройки, использование площади.
&&&
$$$002-006-001$3.2.6.1 Выбор пром. площадки ТЭС.
{Конспект лекции}
Основные сооружения ТЭС подразделяются на несколько групп, каждая из которых
в
зависимости
от
местных
условий
размешается
в
соответствии с требованиями технологического процесса, правилами санитарии и противопожарными нормами в отдельных зонах.
На территории промплощадки ТЭС (в пределах ограды) размещены:
- главный корпус с дымовыми трубами; топливоподача;
- объединенный вспомогательный корпус (ОВК), в котором расположены бытовые
помещения и помещения инженерных служб; химводоочистка;
- центральные ремонтные мастерские; инженерный корпус;
- центральный склад и склад реактивов химводоочистки; общестанционная компрессорная;
- ацетилено-генераторная и азотнокислородные станции, а также экипировочноремонтный блок;
- служебно-техническое здание железнодорожного транспорта; мазуто-масляное
хозяйство (при угольном топливе); насосные станции технического водоснабжения;
- проходная.
Основная площадка ТЭС включает:
- промплощадку ТЭС,
- ОРУ всех напряжений,
- склад топлива, очистные сооружения.
Водохранилище
или
градирни
размещаются
обычно
рядом
с промплощадкон или на ее территории (градирни).
Строительная база размещается на территории основной площадки около главного
корпуса или на небольшом отдалении от него.
Произдотвенная комплектовочная (шлакоотвалы) располагаются вне основной
площадки.
Взаимное расположение на карте сооружений ТЭС со всеми коммуникациями носит
название
ситуационного
плана
электростанции.
Взаимное расположение объектов основной площадки носит название генерального плана.
Первые компоновки генеральных планов электростанций с блоками большой мощности по существу повторяли принципиальные решения компоновок генпланов ТЭС с
блокам»: средней мощности, которые имели ряд существенных недостатков: недостаточную блоки жил поселок и золоотвалы ровку зданий, что требовало большей площади
для их размещения; размещение трубопроводов разного назначения в туннелях и каналах, усложнявшее производство строительно-монтажных работ и увеличивающее площадь промплощадки; удаленность главного корпуса от водохранилища; малую техническую оснащенность железнодорожного транспорта электрической централизацией стрелок, отсутствие мощных вагонотолкателей и вибрационночастотных весов, что также
приводило к увеличению промплощадок.
С увеличением единичной мощности блоков и электростанций потребовался пересмотр основных компоновочных решений. Улучшение компоновочных решений генерального плана электростанции осуществляется совершенствованием компоновок главных
корпусов
и
внедрением новых проектных решений, а также созданием и применением нового, прогрессивного
оборудования
с
меньшими
габаритами
и лучшими технико-экономическими показателями. Такие решения в совокупности с совершенствованием
компоновок
главных
корпусов
обеспечивают более эффективное использование площади генерального плана.
При проектировании генеральных планов и транспортных коммуникаций ТЭС
должны соблюдаться следующие основные принципы:
- применение совершенного и высокопроизводительного технологического оборудования и рациональных технологических схем, позволяющих резко сократить площади
зданий и сооружений;
- максимальная, технически обоснованная и оправданная улучшением условий
эксплуатации
и
повышением
надежности
блокировка
зданий и сооружений с сокращением количества их площадей и объемов, что позволяет
уменьшить площадь занимаемой территории на 9-12%;
- сокращение числа и протяженности автомобильных и железных ’дорог и других
коммуникаций и расположение их в единых коридорах;
- прокладка коммуникаций на эстакадах;
- использование конвейерного транспорта для доставки твердого топлива и трубопроводного для подачи жидкого и газообразного топлива;
- использование золы и шлаков для нужд строительной промышленности, что позволит в 2-3 раза сократить площадь под золошлакоотвалами, так как при этом можно
ограничиться созданием аварийно-резервных емкостей, рассчитанных на прием золы и
шлаков
в
аварийных ситуациях или в случае временных перебоев в отгрузке золошлаковой смеси;
- сооружение мазутных складов с применением баков большой емкости (30-50 тыс.
т);
- замена по возможности надземных баков хранения мазута подземными той же
емкости, что сокращает занимаемую площадь на 26 %;
- учет при выборе площадок дальности транспортирования топлива, от которой зависит емкость резервных складов и, следовательно, занимаемая ими площадь;
- сооружение размораживающих устройств проходного типа с расположением их
на путях подачи вагонов к вагоноопрокидывателям;
- создание централизованных ремонтных баз и заводов и исключение локальных
для
каждой
электростанции
ремонтной
и
складской
баз;
- применение вместо стационарных пусковых котельных инвентарных передвижных малогабаритных котлов радиационного типа;
- сооружение открытых сбросных каналов технического водоснабжения с вертикальными железобетонными стенками;
- сооружение круглых оград первой охранной зоны артезианских скважин, что позволяет уменьшить занимаемую ими площадь на 20%.
Одним из путей уменьшения площадей, отводимых под строительство электростанций, является также сокращение площадей стройбаз, которые в настоящее время все
еще велики.
&&&
$$$002-006-002$3.2.6.2 Генеральный план ТЭС. Коэффициенты застройки, использование площади.
{Конспект лекции}
При разработке генеральных планов электростанций необходимо предусматривать:
- функциональное зонирование территории с учетом технологических связей, санитарногигиенических и противопожарных требований, видов транспорта, грузооборота
и очередности строительства;
- рациональное устройство производственных, транспортных и инженерных связей
на промышленной площадке, а также с населенным пунктом;
- оптимальный выбор подъездных и пешеходных путей, обеспечивающих безопасное и с наименьшими затратами времени передвижение персонала между строительством и жилпоселком;
- возможность расширения и реконструкции электростанции;
- организацию единой системы обслуживания: культурно-бытового, коммунального, медицинского и др.;
- создание единого архитектурного комплекса.
&&&
$$$002-006-100$Лекция №6.Вопросы для самоконтроля
1 Какой пар называется сухим насыщенным?
2 Какой пар называют влажным насыщенным и что такое степень сухости?
3 Какой пар называется перегретым и что такое степень перегрева?
4 Каков физический смысл пограничных кривых?
5 Чем характерна критическая точка?
6 Какими параметрами можно охарактеризовать состояние влажного, сухого и перегретого пара?
7 Изобразите pv  и Ts  диаграммы водяного пара и покажите в них характерные
области и линии фазовых переходов.
8 Изобразите основные термодинамические процессы водяного пара в pv  , Ts  и
is  диаграммах.
9 Дайте определение влажного воздуха.
10 Что такое насыщенный и ненасыщенный влажный воздух?
11 Что называется абсолютной влажностью?
12 Что называется относительной влажностью?
13 Что называется влагосодержанием?
14 Что такое температура точки росы?
15 Какие линии нанесены на id - диаграмме влажного воздуха?
16 Как изображаются основные процессы влажного воздуха в id - диаграмме?
&&&
$$$002-007-000$3.2.7 Лекция №7. Заключение.
{Вопросы лекции}
1 Перспективы проектирование новых ТЭС и реконструкция действующих ТЭС.
2 Тепловые схемы ПГУ. Типы ПГУ и методы расчета ПГУ. Роль ПГУ в реконструкции действующих ТЭС.
&&&
$$$002-007-001$3.2.7.1 Перспективы проектирование новых ТЭС и реконструкция
действующих ТЭС.
{Конспект лекции}
В последнее десятилетие ТЭС работали с нагрузками, как правило, ниже номинальных, проектных. Их экологическое воздействие укладывалось в рамки действующих
нормативов (при разработке, утверждении ПДВ и других нормативов воздействия) исходя из условий несения фактических нагрузок за трехлетний предшествующий период.
Увеличение нагрузок ТЭС до уровня проектных, номинальных мощностей зачастую становится невозможным, что, в частности, связано с превышением ПДК создаваемых ими
концентраций вредных выбросов. Это вызвано тем, что характеристики действующего
оборудования, введенного 15-20 лет и более лет потому назад, как правило, уже не соответствуют современным требованиям и нормам экологического воздействия на окружающую среду, в том числе по выбросам вредных веществ в атмосферу. Поэтому первоочередной задачей является улучшение экологических показателей существующего оборудования, которые могут быть достигнуты как при выполнении мало затратных мероприятий, так и за счет проведение масштабных мероприятий по реконструкции, которые
потребуют вывода оборудования из работы на достаточно продолжительное время.
При выполнении проектов строительства и реконструкции энергетических объектов необходимо выполнение требований законодательства и нормативных документов в
области охраны окружающей среды. Процедура экологического обоснования проектов
строительства и реконструкции действующих объектов должна выполняться на всех стадиях проектирования при разработке Декларации о намерениях, проведения обоснования
инвестиций и выполнении оценки воздействия на окружающую природную среду
(ОВОС), разработке раздела проекта охраны окружающей среды (ООС) и подготовке заявления об экологическом воздействии намечаемой деятельности.
В Декларации о намерениях приводятся предварительные, предполагаемые величины воздействия на окружающую среду (по всем значимым видам воздействия) проектируемого объекта. Рассмотрение и согласования в регулирующих, природоохранных
органах намечаемой деятельности должно определить возможные ограничения (требования) по допустимому экологическому воздействию на окружающую среду этой деятельности. Эти экологические ограничения (требования) необходимо учитывать на всех последующих стадиях проведения проектных работ.
На начальных стадиях проектирования энергетических объектов проработка вопросов ОВОС позволяет выявить возможные экологические ограничения по тем или
иным параметрам воздействия оборудования объекта, а так же определить экологические
требования для их учета на последующих этапах проектирования, что, в конечном итоге,
позволит выполнить проект с соблюдением действующих экологических нормативов.
Могут рассматриваться варианты снятия этих ограничений за счет изменения мощности
оборудования и объекта в целом, применения специального оборудования для снижения
воздействия объекта до нормативных уровней (газоочистное оборудование, глушители
шума, защитные экраны и т.д.) или использования других более экологически чистых
технологий и оборудования.
Экологическое воздействие ТЭС при выполнении экологического обоснования
проектов оценивается при работе с номинальными (проектными) нагрузками. При этом
имеет существенное значение вид, характер намечаемой деятельности.
В случае проведения глубокой реконструкции оборудования ТЭС ограничивается
использование установленной мощности на длительный период и, следовательно, необходимы резервы мощности, которых в настоящее время недостаточно. Проведение нового строительства и ввод дополнительных мощностей требует обоснование возможности
расширения ТЭС в соответствии с действующими нормами экологического воздействия,
к примеру, для воздействия с вредными выбросами на атмосферу - по ОНД-86, как от
действующего оборудования, так и от вводимого оборудования на номинальной нагрузке.
Это следует учитывать при формулировке цели намечаемой деятельности для действующих ТЭС с существенным экологическим воздействием. В случае необходимости
строительства новых объектов может возникнуть ограничение по условиям соблюдения
экологических норм, которые могут быть преодолены при условии ограничения возмож-
ного воздействия имеющегося оборудования. В частности, может быть формулировка
как "строительство замещающих мощностей с целью проведения масштабной реконструкции" или "ввод новых мощностей для обеспечения условий проведения длительных
реконструкций" при условии не превышении в период проведения реконструкций проектных показателей по мощности и, в том числе, предельно допустимых проектных величин и концентраций вредных выбросов в атмосферу. Вторая формулировка позволяет
рассматривать цели намечаемой деятельности как не превышение утвержденных проектных мощностей оборудования ТЭС и считать его до устанавливаемых сроков окончания
реконструкции действующего оборудования как "строительство нового оборудования
без увеличения мощности воздействия ТЭС на окружающую среду".
Вместе с тем, на стадии разработки ОВОС необходимо также рассматривать воздействие ТЭС на окружающую среду после завершения реконструкции и с учетом расширения мощности. При разработке проекта реконструкции в разделе ООС необходимо
определить изменение воздействия ТЭС на окружающую среду для увеличенной установленной мощности с разработкой необходимых мероприятий по снижению воздействия на окружающую среду.
Проиллюстрируем это на примере намечаемой деятельности по реконструкции одной из ТЭС, работающей на твердом топливе в Европейской части страны. С учетом требований о возрастании в топливном балансе страны доли твердого топлива увеличение
ее мощности является необходимым и целесообразным. На ГРЭС (проектная мощность
2400 МВт) установлено 8 энергоблоков по 300 МВт. Котельные двухкорпусные установки Таганрогского котельного завода типа ТПП-110 и ТПП-210(А) предназначены для
пылевидного сжигания углей марки "АШ" в топке с жидким шлакоудалением. Для этого
топлива наиболее перспективным по экономическим и экологическим соображениям в
настоящее время считается применение технологии сжигания угля в топках котлов с
циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). При проведении реконструкции ГРЭС возможна замена существующих котлов на котлы с ЦКС. Однако проведение такой масштабной
реконструкции потребует вывод из работы каждого энергоблока на срок до полутора лет.
Если ставить целью сохранение величины располагаемой мощности ГРЭС на период
проведения длительной реконструкции котлов энергоблоков, то она может быть достигнута за счет строительства и ввода в эксплуатацию в сжатые сроки нового энергоблока с
ЦКС и поэтапном выводе имеющихся энергоблоков на реконструкцию. При этом должно
быть принято ограничивающее условие. Оно заключается в том, что при несении нагрузок ГРЭС не должно допускаться превышение допустимого экологического воздействия
на природную среду в период проведения реконструкции, так и при эксплуатации ГРЭС
с новым энергоблоком.
Альтернативой такой реконструкции может быть проведение в короткие сроки работ на действующих энергетических котлах с целью доведения их экологических показателей до уровня современных требований, что позволит обеспечить возможность расширения ГРЭС путем строительства новых энергоблоков при соблюдении допустимого
экологического воздействия при увеличении выработки электроэнергии.
Следует отметить, что при реконструкции и модернизации существующего оборудования, как правило, не происходит увеличение количества сжигаемого топлива. По
сравнению с исходным состоянием, будет происходить снижение экологического воздействия за счет того, что оборудование при его реконструкции и модернизации будет
обладать улучшенными экологическими характеристиками и, кроме того, за счет улучшения технико-экономических показателей оборудования произойдет снижение удель-
ных расходов топлива, что в свою очередь дополнительно позволит уменьшить экологическое воздействие.
&&&
$$$002-007-002$3.2.7.2 Тепловые схемы ПГУ. Типы ПГУ и методы расчета ПГУ.
Роль ПГУ в реконструкции действующих ТЭС
{Конспект лекции}
Парогазовая установка с котлом утилизатором (ПГУ с КУ) - наиболее перспективная и широко распространённая в энергетике парогазовая установка, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПТУ единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном
режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55 - 60%.
Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже по сравнению
с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при
поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных
тепловых электростанций других видов.
Одной из главных причин перспективности ПГУ является использование природного газа - топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ - это лучшее топливо
для энергетических ГТУ - основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальни расстояния по магистральным газопроводам. Его можно поставлять и в жидком виде, как сжиженный газ. Таким топливом, например, пользуются для
ПГУ в Японии и Южной Кореи.
Парогазовые установки могут также работать при использовании в ГТУ тяжёлого
нефтяного топлива, сырой нефти, побочных продуктов переработки нефти, синтетического газа, получаемого при газификации углей.
Простейшая тепловая схема ПГУ представлена на рис. 1, а термодинамический
цикл Брайтона - Ренкина изображён на рис. 2. Выходные газы энергетической ГТУ поступают в КУ, где большая часть их теплоты передаётся пароводяному рабочему телу.
Генерируемый в КУ пар направляется в паротурбинную установку (ПГУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине
(ПТ) пар конденсируется в конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подаётся в
КУ.
Тепловая схема генерации пара в КУ с использованием теплового потенциала выходных газов ГТУ представлена на рис. 3 вместе с Q, T - диаграммой передачи теплоты
от газов к пароводяному рабочему телу. Для КУ принимают минимальные значения температурного напора Θ (pinch point - «пинч поинт») на холодном конце испарителя, используют в качестве поверхностей нагрева трубы с наружным оребрением и обеспечивают глубокое охлаждение выходных газов ГТУ до уровня 80-130°С, что значительно
повышает экономичность ПГУ. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ приведена на рис. 4,
где выделены отдельные её элементы и существующие технологические связи.
парогазовый установка теплообмен утилизатор
Рис. 1. Простейшая тепловая схема ПГУ с КУ: ЭГ - электрогенератор, К - компрессор, ГТ - газовая турбина; КС - камера сгорания; ПТ - паровая турбина; КУ - котелутилизатор; К-р - конденсатор; Н - насос
Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром питания деаэратора
Рис. 7. Принципиальная тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ и не картельным контуром питания деаэратора: 1 - ГТУ; 2 - котел-утилизатор; 3 - паротурбинная
установка; 4 - компрессор; 5 - камера сгорания; 6 - газовая турбина; 7 - электрогенератор
ГТУ; 5 - байпасная заслонка; 9 - к байпасной дымовой трубе; 10 - деаэратор; 11 - питательный насос контура деаэратора; 12 - испарительный контур деаэратора; 13 - питательный насос; 14 - экономайзер; 15 - барабан; 16 - насос рециркуляции; 17 - испаритель; 18 пароперегреватель; 19 - автоматический стопорный клапан паровой турбины, 20 - паровая турбина; 21 - электрогенератор ПТУ; 22 - конденсатор; 23 - охлаждающая вода; 24 конденсатный насос; 25 - сброс пара из деаэратора; 26 - сброс пара из паровой магистрали котлов-утилизаторов
Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ
Рис. 8. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ: ПЕ ВД, ПЕ НД
- пароперегреватели высокого и низкого давления, И ВД, И НД - испарительные поверхности высокого и низкого давления, ЭК ВД - экономайзер высокого давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата, ДПВ - деаэратор питательной воды; ЧВД, ЧНД - части
высокого и низкого давления паровой турбины, К-р - конденсатор; КИ - конденсатный
насос; ПИ ВД, ПИ ИД - питательные насосы соответственно высокого и низкого давления, НРц - насос рециркуляции; РК - регулирующий клапан
Рис. 9. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ
. Q, T - диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе ПГУ
Рис. 10. Q, T - диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе ПГУ
Добавлен насос рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в котел. Вместо него в схеме ПТУ можно использовать один подогреватель низкого давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости.
Питание контуров высокого и низкого давления осуществляется деаэрированной
водой с массовой концентрацией кислорода 02 не более 10 мкг/кг Деаэрацию можно
осуществить в конденсаторе, деаэраторе питательной воды или в обоих этих элементах
тепловой схемы. Возможны несколько технических решений:
а) создается водяной деаэраторный контур (испаритель деаэратора), в котором вырабатывается определенное количество пара. Давление в контуре определяется тепловой
нагрузкой этого испарителя в зависимости от расхода и температуры газов перед ним.
Работа деаэратора на пароводяной смеси может создать определенные трудности, что
отражается на его конструкции (рис. 7);
б) деаэратор снабжается паром из магистрали пара низкого давления (рис 8.);
в) питание деаэратора производится паром из отбора паровой турбины (рис 9), при
этом может снизиться экономичность ПГУ.
Усовершенствованный вариант тепловой схемы ПГУ с двухконтурным КУ-ПГУ320 приведен на рис. 11. В ней использована ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ), спроектированная на базе ГТУ типа ГТЭ-150. Установка выполнена одновальной с двухконтурным КУ.
В КУ есть восемь участков теплообмена, включая промежуточный пароперегреватель,
газовый подогреватель конденсата и испаритель деаэратора повышенного скользящего
давления (1,3-1,4 МПа).
Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ
типа ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором
Рис. 11. Принципиальная схема ПГУ-320 с использованием тепла воздухоохладителя ГТУ типа ГТЭ-200 (ЛМЗ) для подогрева конденсата перед деаэратором: ВО - воздухоохладитель; ПТ - паровая турбина; КПУ - конденсатор пара уплотнений ПТ; ПНД - подогреватель низкого давления; ППВД и ППНД - пароперегреватели высокого и низкого
давления; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ПЭН - питательный электронасос;
КН и РН - конденсатный и рециркуляционный насосы; ВПТ - водяной подогреватель
топлива; РК - регулирующие клапаны; ЭГ - электрогенератор; Д - деаэратор; 1 - испаритель деаэратора, 2 - испаритель высокого давления; 3 - испаритель низкого давления; 4 экономайзер высокого давления: 5 - барабан высокого давления; 6 - барабан низкого давления; 7 - сцепная муфта, / - пар высокого давления; // - пар низкого давления; III - подпитка из ХВО; IV - топливо; V - непрерывная продувка
В ПГУ-320 использованы питательный электронасос и насос рециркуляции для
поддержания температуры конденсата на входе в котел не ниже 60°С. В схеме предусмотрен регенеративный подогрев природного газа до 140°С в водяном подогревателе,
обогреваемом питательной водой из деаэратора. Коэффициент полезного действия производства электроэнергии брутто рассматриваемой ПГУ составляет 54,9%.
Для ПГУ с КУ двух давлений (рис. 9) выполнен расчет характеристик пароводяного контура (табл. 3). В ПГУ использована та же энергетическая ГТУ, что и в ПГУ с одноконтурным котлом (табл. 1). Выполненный расчет показывает, что использование в схеме ПГУ КУ двух давлений приводит к усложнению тепловой схемы, но повышает экономичность установки по сравнению с использованием котла-утилизатора одного давления на
Э
 ПГУ
= [(0,5219 - 0,4995)/0,4995] 100 = 4,48%.
&&&
$$$002-007-100$Лекция №7.Вопросы для самоконтроля
1 Что такое сопло и диффузор?
2 Изобразите процесс обратимого адиабатного истечения.
3 Изобразите процесс необратимого адиабатного истечения.
4 Что называется процессом дросселирования?
5 Как изменяются параметры идеального газа при дросселировании?
6 Как изменяются параметры реального газа при дросселировании?
7 Изобразите процесс дросселирования.
8 Что называется процессом смешения?
&&&
$$$003-000-000$3.3 Практические занятия
&&&
$$$003-001-000$3.3.1 Практическое занятие №1
{Тема, план занятия}
Идеальный газ, законы идеальных газов, смеси газов
&&&
$$$003-001-001$3.3.1.1 Методические указания к практическому занятию №1
{Цель занятия, методические указания к выполнению практического задания, примеры расчетов и задач}
Цель занятия. Усвоить понятия: термодинамическая система; рабочее тело и
внешняя среда; параметры состояния; универсальная газовая постоянная; газовая постоянная. Усвоить в каких единицах измеряются рассматриваемые величины.
Методические рекомендации. При изучении темы студент должен уделить особое
внимание такому вопросу как отличие идеального газа от реального. Студент должен
внимательно разобрать и уяснить такие понятия как термодинамическая система; рабочее тело и внешняя среда; параметры состояния; универсальная газовая постоянная; газовая постоянная. Усвоить в каких единицах измеряются рассматриваемые величины.
&&&
$$$003-001-002$3.3.1.2 Задания или тестовые вопросы для самоконтроля к занятию
№1
{Задания или тесты (при необходимости указать ключ для выбора варианта)}
Задача 1
В камере холодильника находится воздух при температуре t и давлении p . Определить удельный объем воздуха в камере, объем камеры, если известно, что масса воздуха, находящегося в ней M .
Данные для решения задачи принять по таблице 1.
Таблица 1. Данные для решения задачи
Последняя
цифра шифра
1
2
3
4
5
6
о
t,
С
p,
кПа
Предпоследняя
цифра шифра
M,
кг
-5
-3
0
-5
-3
0
100
101
102
105
100
101
1
2
3
4
5
6
500
514
520
525
536
540
7
8
9
0
-5
-3
0
0
102
105
102
100
7
8
9
0
550
562
568
600
Задача 2
В ресивере находится газ в количестве M , плотность его составляет  . Определить вместимость ресивера и удельный объём газа.
Данные для решения задачи принять по таблице 2.
Таблица 2. Данные для решения задачи
Предпоследняя цифра
M,
,
шифра
кг
кг/м3
1
100
15
2
115
18
3
120
22
4
126
26
5
130
30
6
138
35
7
142
42
8
150
50
9
155
56
0
160
62
Последняя цифра
шифра
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
Газ
воздух
аммиак
кислород
метан
пропан
воздух
аммиак
кислород
метан
пропан
Методические рекомендации. При изучении темы студент должен уделить особое
внимание такому вопросу как отличие идеального газа от реального. Студент должен
внимательно разобрать и уяснить такие понятия как термодинамическая система; рабочее тело и внешняя среда; параметры состояния; универсальная газовая постоянная; газовая постоянная. Усвоить в каких единицах измеряются рассматриваемые величины.
&&&
$$$003-002-000$3.3.2 Практическое занятие №2
{Тема, план занятия}
Термодинамические процессы изменения состояния идеального газа
&&&
$$$003-002-001$3.3.2.1 Методические указания к практическому занятию №2
{Цель занятия, методические указания к выполнению практического задания, примеры расчетов и задач}
Цель занятия. Научиться рассчитывать термодинамические процессы и изображать их в термодинамических диаграммах.
Методические рекомендации. При изучении темы студент должен уяснить, что в
термодинамике переход рабочего тела из одного равновесного состояния в другое совершается в обратимом термодинамическом процессе. Задание начального и конечного
состояний рабочего тела означает знание всех термодинамических параметров состояния
начальной и конечной точек процесса. Основная задача исследования термодинамического процесса - определение теплоты, участвующей в процессе, и работы изменения
объема рабочего тела. Такие величины, как изменение внутренней энергии, энтальпии и
энтропии, являются вспомогательными, служащими для решения основной задачи. Общий метод исследования термодинамических процессов является универсальным и не
зависящим от природы рабочего тела. Метод базируется на применении первого начала
термодинамики.
&&&
$$$003-002-002$3.3.2.2 Задания или тестовые вопросы для контроля к занятию №2
{Задания или тесты (при необходимости указать ключ для выбора варианта)}
Задача 1
Газ массой M изотермически расширяется так, что изменение энтропии S .
Определить во сколько раз уменьшилось давление газа, если известно, что температура в
процессе расширения t .
Данные для решения задачи принять по таблице 6.
Таблица 6. Данные для решения задачи
M,
Предпоследняя
Газ
цифра шифра
кг
1
кислород
1,5
2
водород
2,0
3
воздух
2,6
4
метан
2,8
5
азот
3,5
6
аммиак
4,0
сернистый
7
4,4
газ
8
водяной пар
5,0
диоксид
9
5,2
углерода
окись
0
5,6
углерода
Последняя
цифра шифра
1
2
3
4
5
6
t,
ºС
10
15
18
20
25
22
S ,
Дж/К
1,50
1,88
1,90
1,94
2,16
2,00
7
17
2,20
8
12
2,25
9
14
2,36
0
16
2,50
Задача 7
Газ массой M при постоянном давлении p нагревается от температуры t1 до температуры t 2 . Определить количество теплоты и работу. Теплоемкость газа принять постоянной.
Данные для решения задачи принять по таблице 7.
Таблица 7. Данные для решения задачи
Предпоследняя
Газ
t1 ,
p , кПа
цифра шифра
ºС
1
425
O2
130
2
426
H2
132
3
427
N2
134
4
428
воздух
136
Последняя
цифра шифра
1
2
3
4
t2 ,
ºС
420
422
424
426
M,
кг
1,5
1,7
1,9
2,1
5
6
7
8
9
0
429
425
426
427
428
429
O2
H2
N2
воздух
O2
H2
138
130
132
134
136
138
5
6
7
8
9
0
428
420
422
424
426
428
1,3
1,5
1,7
1,9
2,1
1,3
&&&
$$$003-003-000$3.3.3 Практическое занятие №3
{Тема, план занятия}
Теплопроводность при стационарном режиме
&&&
$$$003-003-001$3.3.3.1 Методические указания к практическому занятию №3
{Цель занятия, методические указания к выполнению практического задания, примеры расчетов и задач}
Цель занятия. Усвоить методику расчета граничных условий первого рода.
Методические рекомендации. При изучении этой темы надо понять значение закона Фурье для решения задач стационарной теплопроводности. Необходимо усвоить, что
физически теплопроводность представляет собой процесс распространения теплоты путем теплового движения микрочастиц вещества без визуально наблюдаемого перемещения самих частиц. Теплопроводность наблюдается в твердых телах, неподвижных жидких и газообразных веществах. Требуется уяснить назначение и состав условий однозначности при решении задач теплообмена, понять влияние рода граничных условий на
решение уравнения теплопроводности при стационарном режиме. Надо понять разницу
между линейной и поверхностной плотностью теплового потока.
&&&
$$$003-003-002$3.3.3.2 Задания или тестовые вопросы для контроля к занятию №3
{Задания или тесты (при необходимости указать ключ для выбора варианта)}
Задача 1
Через плоскую стенку поверхностью F проходит тепловой поток Q . При этом
температура снижается на величину t на каждом 1 мм толщины стенки. Определить
теплопроводность материала стенки.
Данные для решения задачи принять по таблице 11.
Таблица 11. Данные для решения задачи
Q,
Последняя цифF,
ра шифра
м2
кВт
1
1,50
600
2
2,65
760
3
1,60
640
4
2,00
690
5
1,70
655
6
2,30
710
7
1,85
660
8
2,40
720
Предпоследняя
цифра шифра
1
2
3
4
5
6
7
8
t ,
о
С
20
10
15
20
10
15
20
10
9
0
1,90
2,25
685
700
9
0
15
20
&&&
$$$004-000-000$3.4 Лабораторный практикум
&&&
$$$004-001-000$3.4.1 Тема лабораторного занятия №1
Общие положения термодинамики
&&&
$$$004-001-001$3.4.1.1 Методические указания к лабораторному занятию №1
{Цель занятия, методические указания к выполнению лабораторной работы или задания}
Цель работы. Изучение основных положений термодинамики.
&&&
$$$004-001-002$3.4.1.2 Задания для выполнения к занятию №1
{Задания (при необходимости указать ключ для выбора варианта)}
Необходимо изучить теоретические сведения и ответить на контрольные вопросы
Теоретические сведения
1 Классификация видов энергии
Энергия – единая скалярная мера различных форм движения материи.
Ядерная энергия – энергия связи нуклонов в ядре, освобождающаяся в различных видах при делении тяжелых и синтезе легких ядер (термоядерная при синтезе легких).
Химическая энергия – энергия системы из двух или более реагентов, освобождающаяся в результате перестройки электронных оболочек атомов и молекул при химических реакциях.
Электромагнитная энергия – энергия излучений, переносимая фотонами электромагнитного поля.
Гравистатическая энергия – потенциальная энергия ультраслабого взаимодействия всех тел, пропорциональная их массам и обратно пропорциональная квадрату расстояния между ними. Практическое
значение имеет энергия, накапливаемая телами в процессе преодоления силы земного притяжения.
Упругостная энергия – потенциальная энергия механически упруго измененных тел (твердых,
жидких, газообразных), освобождающаяся при снятии нагрузки чаще в форме механической энергии.
Электростатическая энергия – потенциальная энергия взаимодействия электрических зарядов,
т.е. запас энергии электрически зараженного тела, накапливаемый в процессе преодоления им сил электрического поля.
Магнитостатическая энергия – потенциальная энергия взаимодействия «магнитных зарядов», т.е.
запас энергии, накапливаемый телом, способным преодолевать силы магнитного поля.
Электрическая энергия – энергия электрического тока во всех его формах.
Тепловая энергия – часть энергии хаотического теплового движения частиц тел – теплоты, которая освобождается при наличии разности температур между данным телом и телами окружающей среды; количество тепловой энергии эквивалентно количеству теплоты, заключенному в освобождающейся
части энергии.
Механическая энергия – кинетическая энергия свободнодвижущихся макро- и микротел.
2 Основные понятия и определения
Термодинамика – это наука, в которой изучаются законы превращения в различных процессах,
происходящие в макроскопических системах и сопровождающихся тепловыми эффектами.
Макроскопическая система – это любой материальный объект, состоящий из большого числа частиц. Размеры макроскопических систем много больше размеров молекул и атомов.
В зависимости от задач исследования термодинамика может быть разделена на общую (физическую), химическую и техническую.
Общая (физическая) термодинамика изучает процессы превращения энергии в твердых, жидких
и газообразных телах, излучение различных тел, магнитные и электрические явления, устанавливает
математическую зависимость между термодинамическими величинами.
Химическая термодинамика на основе законов общей термодинамики изучает химические, тепловые, физико-химические процессы, равновесие и влияние на равновесие внешних условий.
Техническая термодинамика рассматривает закономерности взаимного превращения теплоты в
работу, устанавливает взаимосвязь между тепловыми, механическими и химическими процессами, которые совершаются в тепловых и холодильных машинах, изучает процессы, происходящие в газах и парах, а также свойства этих тел при различных физических условиях.
Техническая термодинамика вместе с теорией теплообмена является теоретической основой теплотехники. На ее основе осуществляют расчет и проектирование всех тепловых двигателей и технологического оборудования.
Физические свойства макроскопических систем изучаются феноменологическими и статистическими методами. Феноменологический метод исследования изучает явления с макроскопических позиций, статистический метод изучает закономерности молекулярных внутримолекулярных процессов.
Термодинамический метод исследования не требует привлечения модельных представлений о структуре вещества и является феноменологическим. При этом все основные выводы термодинамики можно
получить методом дедукции, используя два основных эмпирических закона (начала) термодинамики.
Одним из основных понятий в технической термодинамике является понятие термодинамической системы. Термодинамическая система – совокупность материальных тел, находящихся в механическом и тепловом взаимодействии друг с другом и с окружающими систему внешними телами (внешней средой). Выбор системы произволен и диктуется условиями решаемой задачи. Окружающая среда –
это тела, не входящие в термодинамическую систему. Систему отделяют от окружающей среды контрольной оболочкой. Например, простейшая система - газ, заключенный в цилиндре под поршнем, в
этом случае внешняя среда – это окружающий воздух, контрольная поверхность – стенки цилиндра и
поршень.
Открытая система – это система, которая обменивается и энергией, и веществом с окружающей
средой.
Закрытая система – это система, которая не обменивается веществом с окружающей средой.
Адиабатная (теплоизолированная) система – это система, которая не обменивается теплотой с
окружающей средой.
Изолированная система – это система, которая не обменивается ни энергией, ни веществом с
окружающей средой.
Простейшей термодинамической системой является рабочее тело, осуществляющее взаимное
превращение теплоты и работы.
Гомогенные (однородные) системы имеют одинаковые или непрерывно изменяющиеся в своих
границах химический состав и физические свойства (например, воздух над поверхностью Земли). Гетерогенная система состоит из двух или более гомогенных областей, которые называются фазами. На границах фаз скачкообразно изменяются химический состав или физические свойства вещества (например,
гетерогенная система из воды и льда имеет одинаковый химический состав, но разные физические
свойства).
Вещества обычно находятся в одном из четырех состояний: твердом, жидком, газообразном и
ионизированном (плазменном).
Основные единицы СИ, используемые в термодинамике, представлены в таблице 1.
Таблица 1.1. Основные единицы СИ, используемые в термодинамике
Наименование
Единица измерения
Длина
метр
Масса
килограмм
Время
секунда
Температура термодинамическая
кельвин
Количество вещества
моль
Все остальные единицы являются производными от основных единиц.
Обозначение
м
кг
с
К
моль
3 Параметры состояния, уравнение состояния
Состояние термодинамической системы определяется совокупностью независимых макроскопических среднестатистических величин – параметров состояния.
Параметрами состояния может быть ряд величин: удельный объем, абсолютное давление, абсолютная температура, внутренняя энергия, энтальпия, энтропия, концентрация, изохорноизотермический потенциал и т.д. Но при отсутствии силовых полей (гравитационного, электромагнитного и др.) состояние однородного тела может быть однозначно определено тремя параметрами, в качестве которых в технической термодинамике принимают: удельный объем, абсолютное давление, абсолютную температуру. Эти три параметра являются основными.
Удельный объем – это объем единицы массы вещества. Удельный объем v , м3/кг определяют:
v
V
,
M
(
1)
где V - объем произвольного количества вещества, м3;
M - масса вещества, кг.
В системе СИ единица удельного объема м3/кг.
Единица обратная удельному объему называется плотностью.
Связь между единицами объема представлена в таблице 2. Связь между единицами массы представлена в таблице 3.
Таблица 1.2. Связь между единицами объема
Единица
м3
л (дм3 )
3
1м
1
103
1 л (дм3 )
10-3
1
3
-6
1 см
10
10-3
1 мм3
10-9
10-6
Таблица 1.3. Связь между единицами массы
Единица
кг
1т
103
1 кг
1
1г
10-3
cм3
106
103
1
10-3
г
106
103
1
мм3
109
106
103
1
т
1
10-3
10-6
Абсолютное давление – это величина, характеризующая среднюю по времени силу, с которой
частицы системы действуют на единицу площади стенки сосуда, в котором заключена система. В общем случае абсолютное давление определяют по показаниям двух приборов – барометра и манометра
(или вакуумметра).
Если абсолютное давление p в сосуде больше барометрического pбар , то его определяют по
формуле:
p  pбар  pман ,
(2)
где p ман - избыточное давление, измеренное манометром.
Если абсолютное давление p в сосуде меньше барометрического pбар , то его определяют по
формуле:
p  pбар  pвак ,
(3)
где p вак - разряжение, измеренное вакуумметром.
В системе СИ давление выражается в паскалях (Па).
Десятичные кратные и дольные единицы СИ образуют с помощью множителей и приставок,
приведенных в таблице 4.
Таблица 1.4. Образование кратных и дольных единиц
Множитель
Приставка
Сокращенное обозначение
русское
латинское
экса
пета
тера
гига
мега
кило
гекто
дека
деци
санти
милли
микро
нано
пико
фемто
атто
1018
1015
1012
109
106
103
102
10
10-1
10-2
10-3
10-6
10-9
10-12
10-15
10-18
Э
П
Т
Г
М
к
г
да
д
с
м
мк
н
п
ф
а
Е
P
Т
G
М
к
h
da
d
с
m

n
p
f
a
Связь между единицами давления представлена в таблице 5.
Абсолютная температура – это величина пропорциональная средней кинетической энергии частиц (молекул газа), из которых состоит система.
Температура характеризует степень нагретости тела.
Термодинамическая температурная шкала установлена при температуре, при которой лед, вода и
пар находятся в равновесии друг с другом (тройная точка). Температуре тройной точке химически чистой воды присвоено значение абсолютной температуры 273,16 К. Так как эта температура одновременно составляет 0,01 оС, а один Кельвин равен градусу Цельсия, то начало отсчета по термодинамической температурной шкале соответствует –273,15 оС. Поэтому температура T , выраженная в Кельвинах, связана с температурой t , оС, соотношением:
(4)
T  t  273,15 .
Перевод температурных шкал представлен в таблице 6.
Таблица 1.5. Связь между единицами давления
Единица
Па
мм рт. мм вод.
бар
ст.
ст.
Паскаль (Па)
1
Миллиметр
ртутного
столба
(мм рт. ст.)
Миллиметр
водяного
столба
(мм вод. ст.)
Бар
Атмосфера
техническая,
кгс/см2
Атмосфера
физическая
Килограммсила на квадратный метр,
кгс/м2
133,322
10-5
атм
(техническая)
кгс/см2
1,01972
10-5
1,35951
10-3
атм
(физическая)
кгс/м2
дин/см2
0,986923
10-5
1,31579
10-3
1,01972
10-1
13,595
10
1333,2
7,5024
10-3
1
1,01972
10-1
13,595
9,80665
7,3556
10-2
1
0,980665
10-4
10-4
0,96784
10-4
1
98,0665
105
9,80665
104
750,24
735,55
9
10197,2
104
1
0,980665
1,01972
1
0,986923
0,96784
10197,2
104
106
980,665
103
1,01325
105
9,80665
760
1
10332,27
0,96784
10-4
1
101,325
104
98,0665
7,3556
10-2
1,33322
10-3
103332,2 1,01325 1,033227
7
1
0,980665
10-4

10-4
Дин на квадратный сантиметр,
дин/см2
0,1
7,5024
10-4
1,0197
10-2
10-6
1,0197
10-6
0,98692
10-6
1,0197
10-2
1
Для сравнения величин, характеризующих системы в одинаковых состояниях, введено понятие
«нормальные физические условия»: p = 101325 Па (760 мм рт.ст.), T = 273,15 К ( t = 0 оС).
Параметры, не зависящие от размеров системы (ее протяженности, массы), например температура, давление, называются интенсивными. Параметры, которые зависят от размеров системы, например, объем
– экстенсивными.
Параметры разделяют на внутренние параметры системы, например энергия и давление, и внешние параметры, оцениваемы через состояние среды, например, объем, занимаемый системой.
Если параметры с течением времени не меняются, то состояние системы называется стационарным. Если в дополнение к этому нет никаких стационарных потоков за счет действия каких-либо внешних источников, то такое состояние называется равновесным (состояние термодинамического равновесия).
Если между различными точками в системе существуют разности температур, давлений и других параметров, то она называется неравновесной.
Уравнение состояния - функциональная связь между параметрами состояния для равновесной
термодинамической системы. Параметры состояния p , v , T связаны термическим уравнением состояния:
(5)
f  p; v;T   0 .
Уравнению состояния можно придать вид:
p  f p v;T  ; v  f v  p;T  ; T  fT  p; v  .
(6)
Уравнения (6) показывают, что из трех основных параметров, определяющих состояние системы,
независимыми являются два любых.
Таблица 1.6. перевод температурных шкал
Температура в
Кельвин
Цельсий
градусах
TK
t C + 273,15
Кельвин, TK
Цельсий, t C
Ренкин, TR
Фаренгейт, t F
Соотношение
единиц
температур
Соотношение
разностей температур
TK - 273,15
tC
1,8 TK
1,8( t C + 273,15)
1,8 TK - 459,67
1,8 t C + 32
5
1o R  K  0,556 K ;
9
o
1 F  0,556 o C
t F 9

tC 5
Ренкин
Фаренгейт
TR /1,8
( t F + 459,67)/1,8
( TR - 491,67)/1,8
( t F - 32)/1,8
TR
t F +459,67
tF
TR - 459,67
9o
R  1,8o R ;
5
o
1 С  1,8o F
tС 5

t F 9
1K 
Для решения задач методами термодинамики необходимо знать уравнение состояние. Но оно не
может быть получено в рамках термодинамики, и должно быть найдено экспериментально или методами статистической физики. Конкретный вид уравнения состояния зависит от индивидуальных свойств
вещества.
Идеальный газ – это теоретическая модель газа, в которой не учитываются взаимодействия частиц – молекул, представляющих собой материальные точки, не имеющие объема и сил межмолекулярного сцепления. Уравнение состояния идеального газа – уравнение Клапейрона:
(7)
pV  MRT ,
где p - давление, Па;
V - объем, м3;
M - масса, кг;
R - газовая постоянная, Дж/(кгК);
T - абсолютная температура, К.
В реальных газах, в отличие от идеальных, существенны силы межмолекулярных взаимодействий, к тому же нельзя пренебречь собственным объемом молекул. Качественные особенности реальных газов показывает уравнение Ван-дер-Ваальса:
a

 p  2 v  b   RT ,
v 

(8)
где a - коэффициент пропорциональности, зависящий от природы газа, (Нм4)/кг2;
b - наименьший объем, до которого можно сжать газ, м3/кг;
a
- внутренне давление, Па;
v2
v  b  - свободный объем для движения молекул, м3/кг.
Контрольные вопросы
1 Дать определение основных видов энергии.
2 Какие вопросы рассматриваются в технической термодинамике?
3 Что называется термодинамической системой?
4 Основные единицы СИ, используемые в термодинамике?
5 Какие величины называются термодинамическими параметрами?
6 Уравнение состояния.
&&&
$$$004-002-000$3.4.2 Тема лабораторного занятия №3
Общие положения теплообмена (часть 1)
&&&
$$$004-002-001$3.4.2.1 Методические указания к лабораторному занятию №3
{Цель занятия, методические указания к выполнению лабораторной работы или задания}
Цель работы. Изучение основных положений теплообмена.
&&&
$$$004-002-002$3.4.2.2 Задания для выполнения к занятию №3
{Задания (при необходимости указать ключ для выбора варианта)}
Необходимо изучить теоретические сведения и ответить на контрольные вопросы
Теоретические сведения
1 Способы передачи теплоты
Обмен энергией между телами (или областями одного тела), имеющими различную температуру,
называют теплообменом (теплопередачей). Теплопередача – это часть общего учения о теплоте.
Техническая термодинамика и теплообмен составляют теоретические основы теплотехники.
По второму закону термодинамики теплота самопроизвольным процессом переходит от области
высокой температуры к области с более низкой температурой.
Перенос теплоты может осуществляться следующими способами: теплопроводностью,
конвекцией, тепловым излучением.
Теплопроводность – это теплообмен, обусловленный взаимодействием микрочастиц
соприкасающихся тел или частей одного тела, имеющих разную температуру.
Теплопроводность осуществляется молекулярным механизмом переноса теплоты: в зоне нагрева
возрастает интенсивность движения молекул, энергия движения передается соседним молекулам,
распространяясь в форме упругих волн к областям, имеющим меньшую температуру. Примером
является процесс переноса теплоты через стену здания при наличии разности температур внутренней и
наружной поверхностей.
Такой механизм теплопроводности характерен для жидкостей и твердых тел – диэлектриков. В
металлах к нему добавляется интенсивный перенос энергии свободным потоком электронов. Поэтому
теплопроводность металлов всегда выше. В жидкостях и в газах теплопроводность в чистом виде может
проявляться только в том случае, если они во всем своем объеме находятся в неподвижности.
Вследствие относительно малой плотности теплопроводность газов, обусловленная соударением
соседних молекул, была бы несущественной, но здесь к основному механизму процесса добавляется
перенос энергии в результате диффузии молекул в объеме газа.
Конвекция – это перенос теплоты при перемещении объемов газа или жидкости в пространстве.
Конвекция происходит только в текучей среде (жидкостях или газах). Перенос теплоты
осуществляется при перемешивании и перемещении всей массы неравномерно нагретого вещества.
Конвекция обычно сопровождается теплопроводностью.
Тепловое излучение – электромагнитное излучение в инфракрасном диапазоне частот,
испускаемое веществом за счет внутренней энергии.
Такая форма переноса теплоты характеризуется отсутствием непосредственного контакта между
телами, обменивающимися теплотой. Теплообмен излучением происходит только в том случае, когда
разделяющее тела пространство заполнено прозрачной для излучения средой, и в том случае, когда оно
не заполнено каким-либо веществом.
Механизм теплообмена излучением характеризуется двойной трансформацией энергии: на
поверхности тела-излучателя его внутренняя энергия трансформируется в энергию электромагнитных
колебаний, которые распространяются в пространстве, и на поверхности воспринимающего излучение
тела энергия электромагнитных колебаний вновь трансформируется в теплоту.
Конвективный теплообмен – это процесс теплообмена между твердой поверхностью и
жидкостью или газом путем теплопроводности и конвекции одновременно.
Конвекция может быть вынужденной и естественной (свободной). При вынужденной конвекции
среда перемещается внешним побудителем (насос, вентилятор, ветер). Пример свободной конвекции –
это самопроизвольное перемещение слоев жидкости или газа возле поверхности охлаждающих или
нагревательных устройств. Например, слой воздуха, нагревающийся при соприкосновении с
поверхностью отопительной батареи в помещении, поднимается вверх, освобождая место для
опускающегося рядом более плотного холодного слоя того же воздуха. Постепенно формируется
медленное относительное перемещение всех слоев воздуха по сложным траекториям, обеспечивающее
выравнивание температуры по всему объему помещения. Интенсивность теплообмена при свободной
конвекции небольшая. Для ее повышения во всех случаях, когда это, возможно, прибегают к
вынужденному перемещению среды.
Теплопередача – это процесс передачи теплоты от одной жидкой среды к другой через
разделяющую твердую стенку.
Процесс теплопередачи включает в себя перенос теплоты теплоотдачей (в ряде случаев и
излучением) от одной среды к поверхности стенки, теплопроводностью сквозь стенку и снова
теплоотдачей (и излучением) от противоположной поверхности стенки к другой среде.
Многие процессы теплообмена сопровождаются переносом вещества, такие совместные
процессы называются конвективным массообменом.
2 Метод исследования процессов переноса теплоты
Явления переноса теплоты могут быть рассмотрены с двух точек зрения: на основе
феноменологического и статистического методов. Оба эти метода имеют свои достоинства и
недостатки.
Феноменологический
метод
рассматривает
соотношения
между
параметрами,
характеризующими явление в целом, без учета особенностей микроструктуры участвующего в процессе
вещества. Свойства вещества учитываются коэффициентами, определяемыми из опыта. Точность
экспериментальных данных определяет и точность самого метода. В этом заключается достоинство
использования такого подхода при изучении явления. Но сам факт проведения опытов для выявления
характеристики физической среды является одновременно и недостатком метода, так как этим
ограничиваются пределы применения феноменологических законов.
Статистический метод основан на изучении внутреннего строения вещества, что в принципе
исключает необходимость в эксперименте и позволяет получить более полные и точные расчетные
соотношения. Достоинство метода заключается в
возможности получить феноменологические
соотношения на основании заданных свойств микроскопической структуры среды без дополнительного
проведения эксперимента. Недостатком же является его сложность, в силу чего получить конечные
расчетные соотношения возможно лишь для простейших физических моделей вещества, а для
реализации метода требуется знание ряда параметров, определение которых является предметом
исследования специальных разделов физики.
В основу исследований процессов теплообмена положен феноменологический метод.
3 Основные понятия и определения
Температурное поле – совокупность значений температур во всех точках рассматриваемого
пространства (тела). Температурное поле скалярно, так как сама температура - скаляр.
Аналитически температурное поле может быть выражено в форме уравнения:
T  f  x; y; z;  ,
(1)
где x , y , z - координаты точки;
 - время.
Различают стационарное и нестационарное температурные поля. Если температура тела является
функцией координат и времени (1), то оно называется нестационарным. Такое поле отвечает
неустановившемуся тепловому режиму теплопроводности. Если температура тела является функцией
координат и остается постоянной с течением времени, то такое поле называется стационарным:
T  f  x; y; z ;
T
 0.

(2)
Температурное поле, соответствующее уравнениям (1) и (2), является пространственным, в этих
случаях температура - функция трех координат.
Уравнение двухмерного температурного поля для стационарного теплового режима:
T  f x; y ;
T
T
 0;
0.
z

(3)
Уравнение двухмерного температурного поля для нестационарного теплового режима:
T  f  x; y; ;
T
 0.
z
(4)
Уравнение одномерного температурного поля для стационарного теплового режима:
T  f x ;
T T
T

 0;
 0.
y z

(5)
Уравнение одномерного температурного поля для нестационарного теплового режима:
T  f x; ;
T T

 0.
y z
(6)
Изотермическая поверхность – геометрическое место точек, имеющих одинаковую температуру.
Изотермические поверхности никогда не пересекаются друг с другом, так как в данной точке
пространства в данный момент времени, возможно, только одно значение температуры.
Изотермические поверхности или оканчиваются на поверхности тела, или целиком располагаются
внутри самого тела. Пересечение изотермических поверхностей плоскостью дает на этой плоскости
семейство изотерм (рисунок 1). Изотермы обладают теми же свойствами, что и изотермические
поверхности.
Изотермические поверхности
n
x
T+

T
x
n
T
T-
T
q
Рисунок 1
Изменение температуры в теле может наблюдаться только в направлениях пересекающих
изотермические поверхности, например на рисунке 1 направление x , а наиболее резкое изменение
температуры будет в направлении нормали n к изотермическим поверхностям. Предел отношения
изменения температуры T к расстоянию между изотермами по нормали n при условии, что
n  0 , называется градиентом температуры:
T
 T 
lim  

 gradT .
 n  n0 n
(7)
Применяется частная производная, потому что в общем случае температура может изменяться не
только в пространстве, но и во времени при нестационарном режиме.
Градиент температуры gradT – это вектор, направленный по нормали к изотермической
поверхности в сторону возрастания температуры и численно равный производной от температуры по
этому направлению. Единица измерения градиента температуры К/м. Значение температурного
градиента не одинаково для различных точек изотермической поверхности. Оно больше там, где
расстояние n между изотермическими поверхностями меньше. Скалярная величина температурного
T
также называется температурным градиентом.
n
Тепловой поток (мощность теплового потока) Q - это количество теплоты, переносимое в
градиента
единицу времени через рассматриваемую поверхность, единица измерения Дж/с (Вт).
Тепловой поток отнесенный к единице поверхности тела называется плотностью теплового
потока или удельным тепловым потоком, или тепловой нагрузкой поверхности q . Единица измерения
q Вт/м2. Для теплового потока и плотности теплового потока можно записать соотношение:
q
Q
,
F
(8)
где F - поверхность теплообмена, м2.
Величины теплового потока и плотности теплового потока являются векторными, векторы
направлены по нормали к изотермической поверхности в сторону понижения температуры (рисунок 1).
Тепловой поток и плотность теплового потока постоянны в стационарных процессах и изменяются во
времени в нестационарных тепловых процессах.
Соотношения между единицами мощности представлены в таблице 1.
Таблица 3.1. Соотношение между единицами мощности
Единица
Вт
эрг/с
кВт
л.с.
1
107
10-3
Ватт
1,359610-3
Эрг в секун107
1
10-10
1,359610-10
ду
103
1010
1
1,3596
Киловатт
кгсм/с
кал/с
ккал/с
0,10197
0,23884
0,8598
1,019710-8
101,97
0,2388410-7
238,84
0,859810-7
859,84
Лошадиная
сила
Килограммсила-метр в
секунду
Калория в
секунду
Килокалория
в секунду
735,499
0,73551010
0,7355
1
75
175,7
632,42
9,80665
9,80665107
9,806510-3
13,33310-3
1
2,3423
8,4324
4,1868
4,1868107
4,186810-3
0,569210-2
0,42693
1
3,6
1,163
1,163107
1,16310-3
1,581110-3
0,11859
0,2778
1
Контрольные вопросы
1 Способы передачи теплоты.
2 Что называется изотермической поверхностью?
3 Что называется температурным полем?
4 Что называется градиентом температуры?
&&&
$$$007-000-000$3.7 Блок контроля знаний
...
&&&
$$$007-001-000$3.7.1 Задание по 1-модулю
{Методические указания к выполнению, задание}
Контрольная работа 1 (модуль 1)
Ответить на вопросы:
1 Какие термодинамические параметры относятся к основным?
2 Дать определение газовой постоянной.
3 Записать аналитическое выражение первого начала термодинамики.
4 Записать аналитическое выражение второго закона термодинамики для обратимых процессов.
&&&
$$$007-001-001$3.7.2 Задание по 2-модулю
{Методические указания к выполнению, задание}
Контрольная работа 2 (модуль 2)
Ответить на вопросы:
1 В каком процессе отводится теплота в цикле двигателя внутреннего сгорания с
изохорным подводом теплоты?
2 Как определяют термический кпд цикла Дизеля?
3 Какой цикл двигателя внутреннего сгорания называется циклом Тринклера?
4 В каком процессе подводится теплота в двигателе внутреннего сгорания, работающего по циклу Отто?
&&&
$$$007-001-002$3.7.3 Задание по 3-модулю
{Методические указания к выполнению, задание}
Контрольная работа 3 (модуль 3)
Ответить на вопросы:
1 Основной закон теплопроводности закон Фурье.
2 Что называется конвективным теплообменом?
3 От чего зависит коэффициент теплоотдачи?
4 Что определяет коэффициент теплопередачи?
&&&
$$$007-001-004$3.7.5 Тесты для 1 рубежного контроля
$$$ 1
Единица измерения универсальной газовой постоянной
А. Дж/(кгК)
B. Дж/кг
С. Дж
D. Дж/м3
Е. Дж/(кмольК)
$$$ 2
Единица измерения удельной газовой постоянной
А. Дж
B. Дж/кг
С. Дж/(кмольК)
D. Дж/(кгК)
Е. Дж/(м3К)
$$$ 3
Единица измерения давления
А. бар
B. Па
С. мм.рт.ст.
D. мм.вод.ст.
Е. атм
$$$ 4
Единица измерения плотности
А. кг/м3
B. г
С. %
D. г/кг
Е. м3/кг
p
R?
в системе СИ?
?
$$$ 5
Единица измерения удельного объема
А. кг/м3
B. г
С. %
D. г/кг
Е. м3/кг
v?
$$$ 6
Единица измерения количества теплоты
А. Дж/кг
B. Дж/м3
С. Дж/(кгК)
D. Дж/(м3К)
Е. Дж
Q?
$$$ 7
Единица измерения удельного количества теплоты
А. Дж/кг
B. Дж/м3
С. Дж/(кгК)
D. Дж/(м3К)
q?
R ?
Е. Дж
$$$ 8
Единица измерения удельной энтальпии i ?
А. Дж/К
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(м3К)
D. Дж/кг
Е. Дж/(кмольК)
$$$ 9
Единица измерения энтальпии
А. Дж
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(м3К)
D. Дж/кг
Е. Дж/(кмольК)
I?
$$$ 10
Единица измерения внутренней энергии U ?
А. Дж
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(кмольК)
D. Дж/(м3К)
Е. Дж/м3
$$$ 11
Единица измерения удельной внутренней энергии
А. Дж
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(кмольК)
D. Дж/(м3К)
Е. Дж/кг
u?
$$$ 12
Единица измерения удельной работы l ?
А. Дж/кг
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(м3К)
D. Дж/К
Е. Дж/(кмольК)
$$$ 13
Единица измерения работы
А. Дж/кг
B. Дж/(кгК)
С. Дж/(м3К)
D. Дж
Е. Дж/(кмольК)
L?
$$$ 14
Единица измерения удельной мольной изохорной теплоемкости
А. Дж/(кгК)
B. Дж/кг
С. Дж/(м3К)
D. Дж
Е. Дж/(кмольК)
$$$ 15
 сv ?
Единица измерения удельной мольной изобарной теплоемкости
с p ?
А. Дж/(кгК)
B. Дж/кг
С. Дж/(м3К)
D. Дж
Е. Дж/(кмольК)
$$$ 16
Абсолютное давление – это
А. избыточное давление
В. манометрическое давление
С. давление разрежения
D. барометрическое давление
Е. сумма барометрического и манометрического давлений
$$$ 17
Если термодинамическая система не обменивается с внешней средой ни энергией, ни веществом, то она называется?
А. Изолированной
В. Адиабатной
С. Теплоизолированной
D. Закрытой
Е. Открытой
$$$ 18
Если термодинамическая система не обменивается с внешней средой веществом, то она называется?
А. Изолированной
В. Адиабатной
С. Теплоизолированной
D. Закрытой
Е. Открытой
$$$ 19
Какой закон устанавливает связь между парциальными давлениями компонентов смеси идеальных газов и ее общим давлением?
А. Дальтона
В. Гей-Люссака
С. Шарля
D. Авогадро
Е. Бойля-Мариотта
$$$ 20
Нормальные физические условия (в системе СИ) - это
А. давление 101325 Па, температура 293 К
В. давление 101,325 Па, температура 293,15 К
С. давление 101325 Па, температура 273,15 К
D. давление 101,325 Па, температура 273,15 К
Е. давление 101325 кПа, температура 293 К
$$$ 21
Закономерности взаимного превращения теплоты в работу, взаимосвязь между тепловыми, механическими и химическими процессами, которые совершаются в тепловых и холодильных машинах, процессы, происходящие в
газах и парах, а также свойства этих тел при различных физических условиях изучает
А. химическая термодинамика
В. техническая термодинамика
С. теория теплообмена
D. теплопередача
Е. физическая термодинамика
$$$ 22
Какая из перечисленных величин является параметром состояния?
А. Теплота
В. Работа
С. Абсолютное давление
D. Манометрическое давление
Е. Избыточное давление
$$$ 23
Как изменяется газовая постоянная газовой смеси Rcм при увеличении молекулярной массы смеси
А. Не зависит от молекулярной массы газовой смеси
В. Всегда увеличивается
С. Зависит от вида процесса, в котором участвует газовая смесь
D. Нет определенной зависимости от молекулярной массы смеси
Е. Всегда уменьшается
 см ?
$$$ 24
Термодинамический процесс изменения состояния называется изотермическим, если
А. протекает без теплообмена с окружающей средой
B. протекает при постоянном объеме
С. протекает при постоянном давлении
D. протекает при постоянной температуре
Е. теплоемкость равна нулю
$$$ 25
В каком из процессов теплота равна изменению энтальпии?
А. Адиабатном
В. Изохорном
С. Изотермическом
D. Изобарном
Е. При постоянном объеме
$$$ 26
От чего зависит внутренняя энергия идеального газа?
А. Давления и объема
В. Объема и температуры
С. Давления и температуры
D. Температуры
Е. Давления
$$$ 27
Какое определение можно отнести к понятию «прямой цикл»?
А. Цикл, в котором линия расширения расположена ниже линии сжатия
В. Цикл, в котором линия расширения расположена выше линии сжатия
С. Цикл, в котором линии расширения и сжатия совпадают
D. Цикл, в котором линия подвода теплоты расположена ниже линии отвода
Е. Цикл, на осуществление которого затрачивается работа
$$$ 28
Дросселирование - это
А. обратимый круговой процесс, в котором совершается наиболее полное превращение теплоты в работу
B. процесс понижения давления в потоке без совершения внешней работы и без подвода и отвода теплоты при
прохождении через местное гидравлическое сопротивление
С. совокупность термодинамических процессов, в результате осуществления которых рабочее тело возвращается
в исходное состояние
D. процесс, происходящий при постоянном давлении
Е. процесс, происходящий при постоянном объеме
$$$ 29
В выражении для определения удельной теплоты парообразования
А. энтальпия насыщенной жидкости
В. энтальпия сухого насыщенного пара
r  i   i  , величина i  - это
С. энтальпия влажного насыщенного пара
D. энтропия сухого насыщенного пара
Е. энтропия насыщенной жидкости
$$$ 30
В выражении для определения удельной теплоты парообразования
А. энтальпия насыщенной жидкости
В. энтальпия сухого насыщенного пара
С. энтальпия влажного насыщенного пара
D. энтропия сухого насыщенного пара
Е. энтропия насыщенной жидкости
r  i   i  , величина i  - это
&&&
$$$007-001-005$3.7.6 Тесты для 2 рубежного контроля
$$$ 1
Единица измерения линейной плотности теплового потока
А. Вт/м2
B. Вт/м
С. Вт
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
$$$ 2
Единица измерения мощности теплового потока
А. Вт
B. Вт/м2
С. Вт/(м2К)
D. Вт/м
Е. Вт/(мК)
$$$ 3
Единица измерения плотности теплового потока
А. Вт/м2
B. Вт/м
С. Вт
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
Q?
q?
$$$ 4
Единица измерения коэффициента теплопроводности
А. Вт/м2
B. Вт/м
С. Вт
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
$$$ 5
Единица измерения коэффициента теплоотдачи  ?
А. Вт
B. Вт/м
С. Вт/(мК)
D. Вт/(м2К)
Е. Вт/м2
$$$ 6
Единица измерения
А. м/К
gradT ?
?
ql ?
В. К
С. К/м
D. Вт/м
Е. Вт/(мК)
$$$ 7
Единица измерения линейного коэффициента теплопередачи
kl ?
А. Вт/м2
B. Вт/м
С. Вт
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
$$$ 8
Единица измерения коэффициента теплопередачи
А. Вт/м2
B. Вт/м
С. Вт
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
k?
$$$ 9
Единица измерения коэффициента температуропроводности
А. Вт/м2
B. м2/с
С. м/с
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
$$$ 10
Единица измерения теплового сопротивления теплоотдачи
А. Вт/м2
В. (м2К)/Вт
С. (мК)/Вт
D. Вт
Е. Вт/(мК)
$$$ 11
Единица измерения удельной теплоты парообразования
А. Дж/кг
B. Дж/м3
С. Дж/(кгК)
D. Дж/(м3К)
Е. Дж
a?
R ?
r?
$$$ 12
Единица измерения теплового сопротивления теплопроводности
R ?
А. Вт/м2
В. (м2К)/Вт
С. (мК)/Вт
D. Вт
Е. Вт/(мК)
$$$ 13
Единица измерения теплового сопротивления теплопередачи
А. Вт/м
В. (м2К)/Вт
2
Rk ?
С. (мК)/Вт
D. Вт
Е. Вт/(мК)
$$$ 14
Единица измерения коэффициента кинематической вязкости  ?
А. Вт/м2
B. м2/с
С. м/с
D. Вт/(мК)
Е. Вт/(м2К)
$$$ 15
Цикл двигателя внутреннего сгорания со смешанным подводом теплоты – это цикл
А. Отто
В. Майера
С. Тринклера
D. Ренкина
Е. Дизеля
$$$ 49
Цикл двигателя внутреннего сгорания с подводом теплоты по изохоре – это цикл
А. Отто
В. Майера
С. Тринклера
D. Ренкина
Е. Дизеля
$$$ 16
Цикл двигателя внутреннего сгорания с подводом теплоты по изобаре – это цикл
А. Отто
В. Майера
С. Тринклера
D. Ренкина
Е. Дизеля
$$$ 17
По формуле  t
 1
1
 k 1
определяют термический к.п.д.:
А. двигателя внутреннего сгорания с подводом теплоты при v  const
В. двигателя внутреннего сгорания с подводом теплоты при p  const
С. паросиловой установки
D. двигателя внутреннего сгорания с подводом теплоты при v  const и
Е. паросиловой установки с промежуточным перегревом пара
p  const
$$$ 18
Плотностью теплового потока называется?
А. Количество теплоты, переданное через произвольную поверхность в единицу времени
B. Количество теплоты, переданное в единицу времени через единичную площадь поверхности
С. Количество теплоты, переданное в единицу времени через 1 м поверхности
D. Отношение плотности потока излучения, испускаемого в бесконечно малом интервале длин волн к величине
этого интервала
Е. Количество энергии излучения, проходящее в единицу времени через единицу площади поверхности в пределах полусферического телесного угла
$$$ 19
Линейной плотностью теплового потока называется?
А. Количество теплоты, переданное через произвольную поверхность в единицу времени
B. Количество теплоты, переданное в единицу времени через единичную площадь поверхности
С. Количество теплоты, переданное в единицу времени через 1 м поверхности
D. Отношение плотности потока излучения, испускаемого в бесконечно малом интервале длин волн, к величине
этого интервала
Е. Количество энергии излучения, проходящее в единицу времени через единицу площади поверхности в пределах полусферического телесного угла
$$$ 20
Теплопроводностью называется?
А. Процесс переноса теплоты при перемещении объемов жидкости или газа в пространстве
B. Процесс переноса теплоты, возникающей при непосредственном соприкосновении между частицами тела
С. Процесс переноса теплоты с помощью электромагнитных волн
D. Процесс теплообмена между жидкостями, разделенными твердой стенкой
Е. Теплообмен между жидкостью и поверхностью твердого тела
$$$ 21
Коэффициент теплопроводности определяет?
А. Мощность теплового потока, проходящего от одного теплоносителя к другому через единицу поверхности
стенки, разделяющей эти теплоносители при разности температур между ними один градус
B. Мощность теплового потока, проходящего от жидкости к стенке (или обратно) через единицу поверхности (1
м2) при разности температур между жидкостью и стенкой один градус
С. Мощность теплового потока, проходящего через 1 м2 поверхности при градиенте температур 1 К/м
D. Мощность теплового потока, проходящего от одного теплоносителя к другому через 1 м длины трубы при
разности температур между теплоносителями, один градус
Е. Отношение потока излучения первого тела, падающего на второе тело, к потоку полного полусферического
излучения первого тела
$$$ 22
Наибольший коэффициент теплопроводности
А. Серебро
B. Воздух
С. Вода
D. Дерево
Е. Лед
$$$ 23
Наименьший коэффициент теплопроводности
А. Лед
B. Вода
С. Сталь
D. Серебро
Е. Воздух

имеет?

имеет?
$$$ 24
Процесс переноса теплоты при перемещении объемов жидкости или газа в пространстве называется?
А. Теплопередачей
B. Теплопроводностью
С. Тепловым излучением
D. Конвекцией
Е. Теплоотдачей
$$$ 25
Конвекцией называется?
А. Процесс переноса теплоты при перемещении объемов жидкости или газа в пространстве
B. Процесс переноса теплоты, возникающей при непосредственном соприкосновении между частицами тела
С. Процесс переноса теплоты с помощью электромагнитных волн
D. Процесс теплообмена между жидкостями, разделенными твердой стенкой
Е. Теплообмен между жидкостью и поверхностью твердого тела
$$$ 26
Коэффициент теплоотдачи определяет?
А. Мощность теплового потока, проходящего от одного теплоносителя к другому через 1 м длины трубы при
разности температур между теплоносителями, равной 1 С
B. Мощность теплового потока, проходящего от одного теплоносителя к другому через единицу поверхности
стенки, разделяющей эти теплоносители при разности температур между ними 1 С
С. Мощность теплового потока, проходящего от жидкости к стенке (или обратно) через единицу поверхности (1
м2) при разности температур между жидкостью и стенкой 1 С
D. Мощность теплового потока, проходящего через 1 м2 поверхности при градиенте температуры 1 К/м
Е. Отношение потока излучения первого тела, падающего на второе тело, к потоку полного полусферического
излучения первого тела
$$$ 27
Процесс переноса теплоты с помощью электромагнитных волн называется?
А. Конвекцией
B. Тепловым излучением
С. Теплопроводностью
D. Теплопередачей
Е. Теплоотдачей
$$$ 28
Основной закон теплопроводности?
А. Фурье
B. Ньютона-Рихмана
С. Планка
D. Стефана-Больцмана
Е. Кирхгофа
$$$ 29
Основной закон конвективного теплообмена?
А. Планка
B. Фурье
С. Стефана-Больцмана
D. Кирхгофа
Е. Ньютона-Рихмана
$$$ 30
Критерий Нуссельта Nu - это критерий, который характеризует?
А. Отношение сил инерции к силам вязкости
B. Соотношение между силой тяжести и силой инерции
С. Теплофизические свойства теплоносителя
D. Интенсивность конвективного теплообмена между жидкостью и поверхностью твердого тела
Е. Относительную эффективность подъемной силы, обуславливающей свободно-конвективное движение жидкости
&&&
$$$007-001-007$3.7.7 Вопросы к экзамену или примеры экзаменационных тестов
1 Предмет и метод термодинамики. Задача технической термодинамики.
2 Термодинамическая система, способы взаимодействия с окружающей средой.
Равновесное состояние и процесс.
3 Идеальный газ. Законы идеальных газов.
4 Параметры состояния.
5 Уравнение состояния идеального газа.
6 Газовые смеси.
7 Теплота и работа.
8 Первый закон термодинамики.
9 Прямые циклы.
10 Обратные циклы.
11 Прямой цикл Карно.
12 Обратный цикл Карно.
13 Второй закон термодинамики.
14 Водяной пар.
15 Процессы водяного пара.
16 is-диаграмма водяного пара.
17 Влажный воздух.
18 id-диаграмма влажного воздуха.
19 Истечение газов и паров.
20 Дросселирование.
21 Цикл Отто.
22 Цикл Дизеля.
23 Цикл Тринклера.
24 Цикл газотурбинной установки с изобарным подводом теплоты.
25 Цикл Ренкина.
26 Теплопроводность. Закон Фурье.
27 Конвективный теплообмен. Закон Ньютона-Рихмана.
28 Коэффициент теплоотдачи.
29 Теория подобия.
30 Тепловое излучение.
31 Теплопередача. Коэффициент теплопередачи.
32 Теплообменные аппараты.
33 Тепловой расчет теплообменных аппаратов.
&&&