Существует несколько способов удаления золы и шлака на золоотвалы:
- Раздельное. Шлак и вода из-под бункеров удаляется с помощью воды. Для удаления золы используют шламовые насосы, а для удаления шлака – багерные. Гидрошлакопроводы и гидрозолопроводы поступают на золо-шлакоотвалы.
- Совместное. При удалении золы и шлака используют только багерные насосы.
- Аппарат Москолькова. Данный аппарат используется для удаления шлака вместо багерного насоса. В нем нет вращающейся части. Шлак удаляется под воздействием мощной струи воды, а отсюда вытекает главный его недостаток: необходимо большое количество воды.
Золоотвалы представляют собой подготовленную выемку с высокими берегами, которая должна быть заполнена водой. Вода с золой поступает в низ бассейна, зола оседает на дно, а с поверхности золоотвала воду забирают обратно в систему золо-, шлакоудаления.
Лекция 22.
Технико-экономические показатели паротурбинных электростанций.
Конденсационные электростанции.
В качестве технико-экономических показателей могут рассматриваться: КПД электростанции, удельный расход топлива, удельный расход теплоты (тепла), удельный расход пара (частично).
КПД
ηКЭС бр = Wэ/Qс – полезная выработка подведенное тепло станции.
В дальнейшем речь пойдет о КПД брутто.
ηКЭС бр = Wэ/Qс= Wэ/(Вгод ∙ Qнр)
[кг/год] ∙ [ккал/кг] = [ккал/год]
Wэ= [ккал/год]
ηКЭС = (860 ∙ Nэ)/ (Вчас ∙ Qнр) = [(кВт ∙ ккал/кВт ч) / кг/час ∙ ккал/кг] = [(ккал/ч) / (ккал/ч)]
ηКЭС = (3600 ∙ Nэ)/ (Вчас ∙ Qнр) = [(кДж/кВт ч ∙ кВт) / кг/час ∙ кДж/кг] = [(кДж/ч) /(кДж/ч)]
КПД станции можно выразить также произведениями КПД.
ηКЭС= ηту ∙ ηтр ∙ ηп/г
ηКЭС= ηту ∙ ηтр ∙ ηп/г = (860 ∙ Nэ)/Qту ∙ Qту/Qп/г ∙ Qп/г/Qст,
ηту – КПД турбинной установки;
ηтр– КПД транспорта тепла;
ηп/г– КПД парогенератора.
ηту = ηмех ∙ ηt ∙ ηген ∙ ηoi = (860 ∙ Nэ)/Qту,
где Qту – тепло, подведенное к турбоустановке.
ηтр= Qту/Qп/г
ηп/г = Qп/г/Qст,
где Qст = В ∙ Qнр
ηКЭС= (860 ∙ Nэ)/ Qст= (860 ∙ Nэ)/ (В ∙ Qнр)
ηп/г = 0,88 ÷ 0,94
ηтр= 0,995
ηту = 0,39 ÷ 0,42
ηКЭС бр = 0,34 ÷ 0,39 (0,35 ÷ 0,40)
ηКЭС бр диктуется ηп/г.
Существуют такие понятия как выработанная электроэнергия и отпущенная с шин станции на шины потребителей электроэнергия.
ηКЭС бр =(860 ∙ Nэбр)/ (В ∙ Qнр)
брутто – выработка.
Nэбр= Nэнетто + Nсн
Nэнетто= Nэбрутто - Nсн
Nэнетто= Nэбрутто – (1 - Nсн)/ Nэбрутто)
kсн = Nсн/ Nэбрутто
kсн= 3÷ 5% = 0,03÷0,05
ηКЭС нетто =(860 ∙ Nэнетто)/ (В ∙ Qнр)
ηКЭС нетто =[860 ∙ Nэбрутто)(1 - kсн)]/ (В ∙ Qнр)
ηКЭС нетто = ηКЭС брутто ∙ (1 - kсн)
ηКЭС нетто < ηКЭС брутто
Удельный расход тепла
qту = Qту / Nэ = 860 / ηту [ккал/кВт ч]
qту = Qту / Nэ = 3600 / ηту [кДж/кВт ч]
ηту= (860 ∙ Nэ)/ qту
ηту= 860/ qту
qКЭС= 860/ ηКЭС
qКЭС= 3600/ ηКЭС
ηКЭС = 0,4
qКЭС= 2150 ккал/кВт ч
qКЭС= 9000 кДж/кВт ч
В отчетности не употребляется КПД, а употребляется удельный расход тепла.
Удельный расход топлива
ηКЭС =(860 ∙ Nэ)/ (В ∙ Qнр)
вэ = В / Nэ=[кг/кВт ч]
ηКЭС =(860 ∙ Nэ) / (вэ ∙ Qнр) = [ккал/кВт ч]/[ккал/кг]
ηКЭС =(3600 ∙ Nэ) / (вэ ∙ Qнр) = [кДж/кВт ч]/[кДж/кг]
вэ = 860 / (Qнр ∙ ηКЭС)
вэ = 3600 / (Qнр ∙ ηКЭС)
вэут = 860 / (7000 ∙ ηКЭС) = 0,123/ ηКЭС
вэут = 3600 / (29330 ∙ ηКЭС) = 0,123/ ηКЭС
0,123 – удельный расход условного топлива, который требуется для выработки 1 кВт ч в идеальных условиях, при КПД = 100%. Меньше 123 грамм удельный расход условного топлива быть не может.
Удельный расход пара
Чем меньше удельный расход пара, тем больше эффективность.
вэнетто > вэбрутто
qнетто > qбрутто
d = Д / Nэ = [кг/ч] / [кВт ч] = [кг/кВт]
Теплоэлектроцентрали.
КПД
Используется физический метод, в котором:
Qст ТЭЦ = Qэ ТЭЦ + Qт ТЭЦ
Qту = Qэ ту + Qт ту
ηКЭСэ= ηтуэ ∙ ηтр ∙ ηп/г
ηКЭСт= ηту т ∙ ηтр ∙ ηп/г
Лекция 23.
ηтуэ = (860 ∙ Nэ) / Qту э, ηтуэ = 0,39 ÷ 0,97
Qту = Qэ ту + Qт ту
ηтут = Qотпущ / Qту т, ηтут = 0,98 ÷ 0,99
Qту = Wi + Qк + Qт
Wi (Ni) – внутренняя мощность турбины, Qк – потери тепла в конденсаторе.
Wi + Qк = Qэ ту
ηтуэ = (860 ∙ Ni ∙ ηмех ∙ ηген) / Qту э
Nэ = Ni ∙ ηмех ∙ ηген
ηтуКЭС = 0,39 ÷ 0,42
Для конденсационной турбины Qт нет, и тогда ηтуэ = 0,39 ÷ 0,97
Если все турбины на станции противодавленческие (типа Р), то Qтуэ = Wi
860 ∙ Ni = Wi
ηтуэ (для титпа Р) = ηмех ∙ ηген ≈ 0,96 ÷ 0,97
ηтут = ηт ≈ 1
ηТЭЦ т = ηту т ∙ ηтр ∙ ηп/г
ηту т= 0,98 ÷ 0,99
ηтр = 0,995
ηп/г = 0,8 8 ÷ 0,94
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии в основном определяется КПД турбоустановки по выработке электроэнергии. КПД ТЭЦ по выработке тепла в основном определяется КПД парогенератора.
ηТЭЦ э = ηту э ∙ ηтр ∙ ηп/г
ηту э= 0,39 ÷ 0,97
ηтр = 0,99 ÷ 0,995
ηп/г = 0,8 8 ÷ 0,94
Удельный расход топлива
ВТЭЦ э =(860 ∙ Nэ)/ (Вэ ∙ Qнр), где QТЭЦ э = Вэ ∙ Qнр
ВТЭЦ = Вэ + Вт
ВТЭЦ = [т/час]
вэ = Вэ / Nэ=[кг/кВт ч]
ηТЭЦ э =860 / [(Вэ ∙ Nэ) ∙ Qнр] = 860 / (вэ ∙ Qнр)
[(ккал/кВт ч) / кг/кВт ч ∙ ккал/кг] = [ккал/кВт ч]
вэ = 860 / Qнр ∙ ηТЭЦ э
ηТЭЦ т = Qотпущ ∙ 106 / Вт ∙ Qнр
Qотпущ = [Гкал/ч] ∙ 106 [ккал/Гкал]
Вт = [кг/ч]
Qнр = [ккал/кг]
[кг/ч ∙ ккал/кг] = [ккал/ч]
Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии
вт = Вт / Qотпущ = [кг/Гкал]
ηТЭЦ т = 106 / [(Вт / Qнр) ∙ Qотпущ] = 106 / вт ∙ Qнр
вт = 106 / Qнр ∙ ηТЭЦ т
вэут = 860 / 7000 ∙ ηТЭЦ э = 0,123 / ηТЭЦ э
вэут = 3600 / 29330 ∙ ηТЭЦ э = 0,123 / ηТЭЦ э
вэут = [кгут/кВт ч]
втут = 106 / (Qнр ∙ ηТЭЦ т) = 106 / 7000 ∙ ηТЭЦ т = 143 / ηТЭЦ т
143 = [кгут/Гкал]
втут = 106 / (29330 ∙ ηТЭЦ т) = 34,1 / ηТЭЦ т
втут = [кгут/ГДж]
Лекция 24.
Атомные электростанции (АЭС).
Принципиальные тепловые схемы АЭС.
Рисунок 70.
Где ГЦН – главный циркуляционный насос.
Вода под большим давлением поступает в реактор, где не только нагревается, но и начинает кипеть (кипящий реактор, кипящий ядерный котел, реактор кипящего типа). Далее эта пароводяная смесь поступает в барабан-сепаратор, где происходит разделение: вода поступает на всос насоса, в водяной контур, пар поступает в турбину.
Совмещен теплоноситель (то тело, которое проходит через реактор) – вода, рабочее тело – пар. Этот контур радиоактивен, что доставляет трудности пи ремонтных и монтажных работах.
Рисунок 71.
В двухконтурной схеме разделяем контур теплоносителя и контур рабочего тела. Первый контур – контур теплоносителя, в данном случае, вода; она находится под большим давлением, нагревается, проходя через реактор, но не кипит. На выходе из реактора вода имеет температуру примерно 330 ÷ 350° С, а на входе – 285 ÷ 290° С. Эта вода нагнетается в реактор главным циркуляционным насосом, проходит через сердечник реактора, забирает тепло и передает его рабочему телу (воде), но с меньшим давлением. Поэтому, поступая в парогенератор вода второго контура, вскипает и насыщенный пар поступает в турбину.
Если первый контур, контур теплоносителя радиоактивен, то второй контур нерадиоактивен (с маленькой радиацией). Работы, связанные с ремонтом и монтажом облегчены. Через реактор протекает вода под большим давлением, воды практически несжимаема, следовательно, имеется компенсатор объема (регулятор давления). Он компенсирует температурное расширение. Парогенератор по сути теплообменник, здесь реактор некипящего типа.
Рисунок 72.
В качестве теплоносителя в первом контуре (контур, где имеется реактор) применяется жидкий металл, в данном случае натрий, здесь он тоже радиоактивен. Во втором контуре, в промежуточном, тоже циркулирует натрий, но уже нерадиоактивный, а в третьем – вода-пар.
Реакторы, работающие на быстрых нейтронах, реакторы-размножители. Первоначальная загрузка больше, чем в первых двух реакторах. Промежуточный контур в целях безопасности. Из первого контура жидкий натрий поступает в теплообменник, где тепло радиоактивного натрия передается нерадиоактивному натрию. И уже в парогенераторе тепло жидкого натрия передается воде, воде вскипает и подается пар в паровую турбину. По первому и по второму контуру циркулируют некипящие жидкости, следовательно, присутствует компенсатор объема.
В России имеются АЭС всех трех типов.
Рассмотрим КПД электростанций.
В России АЭС существуют только для выработки электроэнергии.
КПД для одноконтурной схемы:
ηАЭСI = ηту ∙ ηтр ∙ ηр
где ηту – КПД турбоустановки, ηтр – КПД транспорта тепла, ηр – КПД реактора.
ηту = 0,39÷ 0,42
ηтр = 0,99 ÷ 0,995
ηр = 0,98
ηАЭСIII = ηту ∙ ηтрII ∙ ηп/г ∙ ηтрI ∙ ηр
ηАЭСIII = ηту ∙ ηтрIII ∙ ηп/г ∙ ηтрII ∙ ηт/о ∙ ηтрI ∙ ηр
Атомные реакторы
Реакторные установки.
В систему реакторной установки входит:
- атомный реактор;
- циркуляционный контур охлаждения реактора;
- системы очистки теплоносителя;
- системы расхолаживания реактора;
- системы подпитки;
- бассейн выдержки и перегрузки топлива;
- система дезактивации;
- системы компенсации давления и др. системы.
Реакторы классифицируются:
- по назначению;
- по энергии нейтронов;
- по структуре активной зоны;
- по конструкции;
- по виду ядерного топлива;
- по виду замедлителя;
- по виду теплоносителя.
По назначению бывают:
- энергетические;
- исследовательские;
- для опреснения;
- для получения горючего;
- смешанные.
По энергии нейтронов:
- реакторы на тепловых (медленных) нейтронах;
- реакторы на быстрых нейтронах.
По структуре активной зоны:
- гомогенные;
- гетерогенные.
По конструкции:
- корпусные;
- канальные.
По виду топлива:
- уран 235;
- плутоний 239;
- торий 232.
По теплоносителю:
- вода;
- жидкий натрий;
- жидкий калий.
По замедлителю:
- графит;
- вода обычная;
- дейтерий («тяжелая» вода).
Реактор РБМК – реактор большой мощности, канальный.
ВВЭР – водоводяные реакторы.
РБН – реактор на быстрых нейтронах.
РБМК – водографитовый реактор канального типа, охлаждается кипящей водой, замедлителем служит графит. Оболочка ТВЭЛов изготавливается из циркониевых сплавов, топливом служит двуокись урана UO2, до U235 обогащение 2-3%. Перегрузка топлива может осуществляться без остановки реактора. Единичная мощность такого реактора практически неограниченна.
ВВЭР – водоводяной энергетический реактор. Вода выступает в роли и замедлителя, и теплоносителя, применяются в двухконтурных установках, обогащение до 4%.
Реакторы имеют единый корпус. Давление в корпусе реактора до 160 атм.
Лекция 25.
Реактор на быстрых нейтронах.
Топливом служит высокообогащенный уран 20-30% или может быть плутоний. У РБН большой коэффициент воспроизводства топлива, КВ ≈ 1,5÷2. Глубина выгорания 10%. В качестве теплоносителя используется жидкий натрий. РБН-350, РБН-600.
Физические основы действия атомных реакторов.
В реакторе происходит цепная реакция, и чтобы она была возможна, необходимо соблюдать следующие условия – отношение числа нейтронов любого поколения к числу нейтронов предыдущего поколения должно равно единице.
K∞ = n2 / n1
K - коэффициент размножения нейтронов, n1 – предыдущие поколения, n2 – последующие поколения.
Это отношение n2 / n1 = ν μ ∙ φ ∙ θ – формула четырех сомножителей, где:
ν – характеризует число вновь рождаемых быстрых нейтронов от каждого полезно захваченного ядром теплового нейтрона. Величина этого коэффициента колеблется от 2 до 3; зависит ν от рода топлива: у урана 235 – 2, у плутония 239 – 3.
μ – некоторые быстрые нейтроны вызывают деление урана 238 (на тепловых нейтронах U238 не делится); учитывается дополнительное количество вновь рождаемых быстрых нейтронов. μ = 1,03.
φ – так называемый коэффициент, характеризующий резонансный захват. Он поглощает приблизительно 20-30% нейтронов в процессе замедления φ характеризует ту часть нейтронов, которая избежит резонансного захвата, т.е. часть нейтронов, которые превратятся в тепловые нейтроны. И даже из этой части тепловых нейтронов примерно 10% будет захвачено не ядерным топливом, а другими частями активной зоны.
θ – доля захваченных ядрами горючего характеризуется именно θ. То есть количество вновь рожденных нейтронов будет n2 = ν μ ∙ φ ∙ θ ∙ n1.
n2 / n1= 1 - для бесконечной системы.
В конечной системе надо учитывать конечное активной зоны.
1 = Kэф = K∞ ∙ α,
где α – коэффициент, характеризующий конечную систему. Этот коэффициент α учитывает утечку нейтронов 0,97÷0,99
В начальный момент времени Kэф должен быть немного больше единицы. Реакция будет развиваться лавинообразно, следовательно, неизбежен взрыв. Поэтому в реакторе имеются регулирующие стержни, аварийные стержни, компенсирующие стержни (ТВЭЛ), топливные стержни. Они все находятся в сердечнике, но аварийные выведены из активной зоны. Реактор должен обладать запасом реактивности.
ρ = (Kэф - 1) / Kэф, ρ ≈ Kэф – 1.
Разгрузка и загрузка реакторов топлива производится по мере выгорания топлива. Глубина выгорания ядерного горючего определяется показателем размерность которого МВт ∙ сут / Т урана, иногда измеряется в процентах.
Τк = В / Э = [год]
В – глубина выгорания, определяется степенью обогащения горючего, прочностью ТВЭЛов, накоплением продуктов деления, степенью отравления реакторов. Э = [МВт / т]. T – время компании. Имеет глубину выгорания от (20÷30) ∙ 103 МВт ∙ сут / т. B = 20000÷30000. Э изменяется в пределах от 20 до 49 МВт/т. Τк = 2÷5 лет.
Основные программы регулирования ядерной энергетической установки.
Энергетическая мощность ядерной энергетической установки пропорциональна теплоте, вырабатываемой в реакторе и связана с параметрами теплоносителя уравнением теплового баланса, а также уравнением теплопередачи в парогенераторе (рассматривается двухконтурная схема).
Рисунок 73.
Nэ ~ Gт ∙ Ст ∙ (tТ2 – tТ1) ∙ ηАЭС
Nэ ~ Fп/г ∙ k ∙ (tТср – ts) ∙ ηАЭС,
где tТср = (tТ2 – tТ1)/2, Gт – расход теплоносителя, Ст – удельная теплоемкость теплоносителя, tТ1 – температура теплоносителя на входе в реактор, tТ2 –температура теплоносителя на выходе из реактора, ηАЭС – коэффициент полезного действия АЭС, Fп/г – поверхность теплообмена в парогенераторе, k – коэффициент теплопередачи в парогенераторе. Какое количество тепла снимается с 1 м2 поверхности в единицу времени, при изменении температуры на 1 °С. k = [ккал / м2 ∙ ч ∙°С]. tТср – средняя температура теплоносителя, ts – температура насыщения генерируемого пара.
Программы регулирования.
1). Программа с постоянной tТср, т.е. при любой мощности установки у нас величина tТср всегда будет одной и той же.
Рисунок 74. График изменения параметров теплоносителей на входе и выходе из реактора (первая программа регулирования).
Эта программа удобна с точки зрения реактора, но не очень удобна для работы турбины.
2). Программа с постоянным давлением пара.
Ps = const, ts = const
Если tТср повышается, то tТ1 и tТ2 будут увеличиваться.
Рисунок 75. График изменения параметров теплоносителей на входе и выходе из реактора (вторая программа регулирования).
Эта программа благоприятна для турбины и парогенератора.
3). Комбинированную схему регулирования применяют, когда достаточно в широком диапазоне применение мощности работает по одной программе (благоприятной для турбины), а в области, близкой к малой мощности работает по программе, которая благоприятна для реактора.
Особенности АЭС.
Повышенное внимание к безопасности эксплуатации, к вентиляционным установкам и применениям установок для дезактивации, а также для перегрузки ядерного топлива.
Лекция 26.
Гидростанции (ГЭС).
Рисунок 76.
P = P0 + ρgh, где P0 - давление внешних сил, ρgh – давление столба жидкости, g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2 [кг/м3 ∙ м/c2 ∙ м] = [Н/ м2] = [Па]
h = z0 – z
P = P0 + ρg (z0 – z) = P0 + ρgz0 – ρgz
P + ρgz = P0 + ρgz0
P0 / ρg + z0 = P / ρg + z = Hc = const – статический напор
z = [м], Hc = [Дж/Н]
(P / ρg + z) – удельная потенциальная энергия.
P / ρg – энергия давления, z – энергия положения.
1. Уравнение неразрывности.
Основано на определении средней скорости.
Q = v ∙ w = const
[м3/c] = [м/с] ∙ [м2]
Где Q – объемный расход, v – скорость, w – площадь поперечного сечения.
Рисунок 77.
v1 ∙ w1 = v2 ∙ w2 - отношение скоростей
v2 / v1 = w1 / w2 – обратно пропорционально отношение площадей поперечного сечения.
2. Уравнение Бернулли.
P / ρg + z + v2 / 2g = Hg = const
P / ρg + z – потенциальная энергия
v2 / 2g – кинетическая энергия
Hg – полная удельная энергия
P / ρg – пьезометрическая высота, энергия давления
z1 + P1 / ρg + v 1 2 / 2g = z2 + P2 / ρg + v 2 2 / 2g + δH = const
δH – гидравлические потери, потери напора при движении в жидкости, индексы 1 и индексы 2 вход и выход.
Рисунок 78.
Потери напора возникают в результате гидравлических сопротивлений. Гидравлические сопротивления подразделяются на сопротивления по длине потока и на местное сопротивление.
Сопротивление по длине потока обусловлено потерей энергии по длине потока в основном в результате трения.
Местное сопротивление обусловлено местными потерями, они в основном связаны с изменениями направления движения.
Все эти потери пропорциональны квадрату скорости.
δH = h1-2 – полные потери
h = ξ v2 / 2g
где ξ – обобщенный коэффициент сопротивления.
Σh = h l + hμ
Где h l – потери по длине, hμ - местные потери.
Гидравлической основой гидротехники являются данные о режиме стока, определяемом соответствующими характеристиками.
1). Расход воды – количество воды, протекающее в одну секунду через данное поперечное сечение.
Q = [м3/c]
Хронологический график изменения расходов воды по времени в каком-либо створе реки носит название гидрографа. Он строится по результатам гидрометрических измерений. Формы гидрографа определяется типом питания рек (снег, дождь, родник и т.д.)
Рисунок 79.
2). Сток – суммарный объем воды, прошедший через данное поперечное сечение водотока от начального до конечного.
W = [м3] = [км3]
При известном гидрографе сток может быть определен как непрерывная функция или дискретная функция, следовательно, интеграл от данного расхода по времени.
W = 
Лекция 27.
Норма стока.
w0 – норма стока
- средний многолетний годовой сток реки, который выражается в м3 или км3
где wj – сток за j-ый год, n – число лет за рассматриваемый период.
Аналогично имеется такой же показатель как норма расхода – средний многолетний расход, который измеряется в м3/с.
, где 
- средний расход j-го года, 31,54 ∙ 106 – секунд в году.
Работа водного потока и схема концентрации напора.
Мощность водного потока.
N = ρ ∙ g ∙ H ∙ Q
где Q – расход, H – напор, перепад высот с геометрической точки зрения.
[Вт] = [кг/м3 ∙ м/с2 ∙ м ∙ м3/с] = [Н/ м3 ∙ м ∙ м3/с] = [Дж/ м3 ∙ м3/с] = [Дж/с] = [Вт]
N = 9810 ∙ H ∙ Q (9810 в Н/м3)
N = 9,81 ∙ H ∙ Q (9810 в кН/м3)
NГЭС = 9, 81 ∙ H ∙ Q ηГЭС
Энергия водотока определяется, используя формулу мощности так:
Э = N ∙ t/3600 = [кВт ∙ ч] = [кВт] [с]
Э = (9,81 H ∙ Q ∙ η ∙ t) / 3600 = (9,81 ∙ w ∙ H ∙ η) / 3600 = (w ∙ H ∙ η) / 367
Q ∙ t = w
В естественных условиях концентрирования напоры (Н) в определенном месте встречаются крайне редко (водопад). Равнинные реки обычно имеют уклон свободной поверхности воды 5-10 см/км; горные – 5-10 м/км.
Концентрация напора.
Концентрация напора в каком-либо удобном месте осуществляется с помощью гидротехнических сооружений по плотинной схеме или деривационной.
Деривация – отклонение от основного пути. Деривация бывает напорная и безнапорная.
Плотинная схема предусматривает сооружение плотины, которая перегораживает русло реки в выбранном створе. В результате сооружения плотины создается разность уровней верховой и низовой стороны плотины. Создающееся при этом с верховой стороны водохранилище носит название верхнего бьефа, а часть реки, примыкающей к плотине с низовой стороны, называется нижний бьеф.
Разность уровней нижнего и верхнего бьефа – напор. ZВБ – ZНБ = Н
На ГАЭС имеется верхний бассейн (водохранилище) и нижний бассейн (водохранилище), и здесь уже будет разность уровней верхнего и нижнего бассейна. В период ночного провала в суточном графике нагрузки энергосистемы ГАЭС работает в насосном режиме (заряд ГАЭС), потребляя из сети электроэнергию для перекачки воды из нижнего бассейна в верхний. В период наступления утреннего и вечернего максимума нагрузки энергосистемы ГАЭС работает в генераторном режиме (разряд ГАЭС), производя электроэнергию благодаря перетоку воды из верхнего бассейна в нижний.
Обратимые машины – электрогенератор и двигатель, гидромашины – и в режиме генерации, и в режиме насоса гидротурбина, электрогенератор. На ГАЭС стоят две обратимые машины.
Гидравлические турбины.
Гидравлической турбиной называется агрегат, преобразующей энергию движущейся воды в механическую энергию вращения рабочего колеса турбины. На основании закона Бернулли мы можем определить какой напор получается на данной гидростанции или какой напор срабатывает та или иная гидротурбина.
H1 = z1 + P1 / ρg + v 1 2 / 2g
Н2 = z2 + P2 / ρg + v 2 2 / 2g
H1 - Н2 = Н = (z1 - z2) + (P1 / ρg - P2 / ρg) + (v 1 2 / 2g - v 2 2 / 2g),
где [(z1 - z2) + (P1 / ρg - P2 / ρg)] – потенциальная энергия, (v 1 2 / 2g - v 2 2 / 2g) – кинетическая энергия. Таким образом, энергия потока состоит из энергии положения (z1 - z2), энергии давления ((P1 - P2) / ρg), кинетической энергии (v 1 2 / 2g - v 2 2 / 2g).
Если турбина хотя бы частично использует потенциальную энергию, то такие турбины называются реактивными:
[(z1 - z2) + (P1 - P2) / ρg] > 0, следовательно, процесс преобразования энергии на рабочем колесе происходит с избытком давления. И, кроме того, в реактивных турбинах используется кинетическая энергия.
Если в гидротурбинах используется только кинетическая энергия, то такие турбины называются активными:
[(z1 - z2) + (P1 - P2) / ρg] = 0.
Турбина активного типа не срабатывает перепад давления, примером турбины активного типа является ковшовая турбина.
Лекция 28.
Классификация гидротурбин.
Ковшовая турбина – давление и с той, и с другой стороны равно атмосферному, используется только кинетическая энергия.
Реактивная турбина.
К ним относятся пропеллерные, поворотно-лопастные, которые также являются и осевыми турбинами, диагональные турбины, радиально-осевые. Лопасти пропеллерной турбины неподвижны. Поворотно-лопастные – лопасти турбины поворачиваются. Поток воды идет параллельно оси - осевые турбины. Поток воды поступает по радиусу, а затем по оси – радиально-осевые.
Турбины подразделяются на малые, средние и крупные. Такое разделение связано с диаметром рабочего колеса и мощностью. Малые мощности до 1000 кВт, турбины средней мощности до 15 МВт, крупные турбины – более 15 МВт.
Различаются турбины также по напору до 25 м, до 80 м и более 80 м малонапорные. Средненапорные и высоконапорные.
Для реактивных турбин характерны следующие основные признаки:
1) рабочее колесо расположено полностью в воде, поэтому поток воды отдает энергию одновременно всем лопастям рабочего колеса;
2) перед рабочим колесом только часть энергии воды находится в кинетической форме, остальная же часть – потенциальная энергия, соответствующие разности давлений до и после рабочего колеса;
3) избыточное давление, то есть P / ρg по мере протекания воды по проточному тракту рабочего колеса расходуется на увеличение относительной скорости, то есть на создание реактивного давления потока на лопасти турбины. Изменение направления потока за счет кривизны лопастей приводит к возникновению активного давления потока. Таким образом, действие потока на лопасти рабочего колеса складывается из реактивного воздействия, возникающего из-за увеличения относительной скорости и активного давления, возникающего из-за изменения направления потока, за счет кривизны лопастей.
Водохранилища.
Основным назначением водохранилища ГЭС является трансформация естественного, обычно неравномерного, режима речного стока в режим, необходимый для отдельных отраслей промышленности, сельского хозяйства и в частности энергетики. Кроме того, в некоторых случаях назначение водохранилища является борьба с наводнениями в нижнем бьефе во время половодья. В этих случаях определенное количество воды задерживается в водохранилище, благодаря чему расход воды в нижнем бьефе существенно становится меньше естественных расходов половодья.
Водохранилища создаются путем устранения на реках потерь, плотины, повышающие уровень воды и образование необходимой емкости водоемов.
Рисунок 80.
НПУ – нормальный подпорный уровень.
УМО – уровень мертвого объема. Вода, находящаяся в УМО, не используется.
ФПУ – форсированный подпорный уровень, полезный объем. ФПУ во время половодий и наводнений.
НПУ и УМО – водохранилища.
Vполезн = Vполн – VУМО
Полезный объем равен разности полезного объема и уровня мертвого объема.
Полезный объем используется для регулирования стока. В вводно-энергетических расчетах часто используются различные характеристики водохранилища, т.е. функциональные зависимости между уровнем водохранилища и объемом, топографические характеристики – статические и динамические.
Статическая характеристика водохранилищ или верхнего бьефа включает в себя две кривые – одна является зависимостью отметок уровней водохранилища от объема.
Рисунок 81.
Где F – поверхность.
Рисунок 82. Уровень нижнего бьефа и расхода воды.
Уравнение водного баланса водохранилища без холостых сбросов.
Wзарег = Wестеств ± V – Wзабор + Wвозвр – Wпотерь
Где Wзарег – зарегулированный сток, Wестеств – естественный сток в реке, Wзабор – который забираем, Wвозвр – который возвращаем, Wпотерь – потери (испарение, парообразование).
Зарегулированный сток (Wзарег) – тот объем воды, который прошел за время t через створ гидроузла, так называемая отдача.
Естественный приток реки (Wестеств) – приток воды в водохранилище за время t, так называемый бытовой приток.
± V (±∆V) – использованный объем водохранилища за данный период t. При чем знак «+» - когда срабатывает водохранилище, «-» - когда идет наполнение водохранилища.
Для каких-то нужд забираем (Wзабор) и какое-то количество возвращаем (Wвозвр).
Регулирование речного стока.
Регулированием стока называется процесс перераспределения его в водохранилище, естественный или бытовой режим речного стока в подавляющем большинстве отличается крайней неравномерностью. Так, например, на равнинных реках в периоды весеннего половодья, от 1,5 до 3 месяцев проходит обычно до 70% годового стока. Существенно различается и сам годовой сток в многолетнем разрезе.
Такое распределение стока находится в резком противоречии с режимом его потребления большинством водопотребителей и водопользователей. Водопотребители используют воду как вещество и изымают ее из данного источника. Может быть, конечно, возврат, но уже в другом створе, бассейне, и она будет уже другого качества. Водопользователи используют воду как вещество и возвращают полностью или почти полностью того же качества, что и брали. Например, ГЭС. Или водопользователи, которые совсем не изымают воду из водотока (водный транспорт).
Степень зарегулируемости стока определяется относительной емкостью водохранилища (коэффициент емкости) есть отношение полезного объема водохранилища к среднему за многолетний период объем годового стока в створе плотины.
β = Vполезн / W0
При любом виде регулирования потребители воды в некоторые периоды времени работают с расходом воды, превышающем приток, а в другой период времени с расходом воды меньше приток. Таким образом, в первом случае происходит сработка водохранилища, а в о втором – пополнение водохранилища. Промежуток времени от начала какого-либо одного периода сработки водохранилища до начала следующего после очередного его пополнения, называется циклом регулирования. Различают кратковременное регулирование и длительное регулирование. К кратковременному регулированию относится суточное регулирование, недельное регулирование, а к длительному – годовое и многолетнее.
Суточное регулирование.
Основная задача суточного регулирования заключается в том, чтобы в часы малой нагрузки ГЭС запасти водохранилище избыточный приток, а часы повышенной нагрузки его сработать. Для того чтобы осуществить суточное регулирование объем водохранилища должен быть не менее 0,5 суточного стока расчетного маловодного года.
Недельное регулирование.
В рабочие дни идет сработка водохранилища, а в выходные – заполнение объема водохранилища, равное приблизительно суточному стоку.
Общие для краткосрочного регулирования является перераспределение сравнительного равномерного суточного и недельного режима приточности в неравномерный режим расходов ГЭС.
Годичное регулирование.
Основная задача годового регулирования является сработка водохранилища в маловодный период и наполнение его в многоводный. Для выполнения данной задачи водохранилище должно быть достаточно большим, его объем должен составить порядка от 2 до 20% годового стока.
Многолетнее регулирование.
Цикл регулирования длится несколько лет. Водохранилище наполняется избыточным стоком одного или нескольких многоводных лет и опорожняется в течение ряда маловодных вод. Многолетнее регулирование сводится к увеличению стока маловодных лет. Для выполнения данной функции объем водохранилища должен составлять не менее 50% среднего многолетнего объема годового стока реки.
Режимы работы ГЭС в энергосистеме.
Режим работы ГЭС в энергосистеме определяется, прежде всего, водностью рассматриваемого периода и условий достижения в системе наилучших экономических показателей.
ГЭС без регулирования.
Объем водохранилища, которое имеет ГЭС, не позволяет осуществить даже суточное регулирование, следовательно, ГЭС работает в режиме водотока. Поэтому мощность подобных ГЭС в любой момент времени определяется значениями бытовых расходов. ГЭС без регулирования работает в базовой части графика нагрузки.
ГЭС с суточным регулированием.
Ее целесообразно размещать в пиковой части графика нагрузки данной системы.
ГЭС с годичным регулированием.
Здесь ГЭС необходимо размещать в зависимости от периода сработки и от периода наполнения. В периоды сработки такую ГЭС целесообразно размещать в пиковой части графика нагрузки. Во время заполнения хранилища такую ГЭС можно размещать как в пиковой, так и в базовой части, все зависит от полезного объема водохранилища. Чем меньше полезный объем водохранилища, тем больше ее роль для покрытия базы. И чем Польше полезный объем водохранилища, тем целесообразнее ее применять в пиковой части графика нагрузки.
ГЭС с многолетним регулированием.
Одновременно может пополнять как суточное, так и годичное регулирование. В общем случае ее место в верхней части графика нагрузки. И только в многоводные периоды, а также, чтобы не делать холостые сбросы ГЭС может опускаться в базовую часть графика нагрузки.
Газотурбинные установки (ГТУ).
Принцип работы газовой турбины аналогичен принципу работы паровой турбины и конструктивно они примерно такие же. ГТУ могут быть открытого и закрытого типа. На ГТУ открытого типа используют газ и жидкое топливо, на ГТУ закрытого типа используют любой газ и тепло передается через стенку.
ГТУ открытого типа.
Основное оборудование ГТУ открытого типа:
- газовые турбины;
- воздушный компрессор;
- электрогенератор.
Рисунок 83.
ВК – воздушный компрессор, КСГ – камера сгорания, ГТ – газовая турбина.
Воздух поступает в воздушный компрессор, сжимается, повышается давление; с повышенным давлением поступает в камеру сгорания, где происходит сгорание топлива. Продукты сгорания идут на лопатки газовой турбины, здесь происходит превращение тепловой энергии в механическую. Компрессор находится на одном валу с турбиной. 50-60% вырабатываемой мощности турбиной потребляет компрессор, привод компрессора. Воздух забирает часть тепла продуктов сгорания в регенераторе.
ГТ – 100 – 750, где число 100 означает 100 МВт полезной мощности (электрической мощности в данном случае), а 750 – температура продуктов сгорания перед турбиной.
Рисунок 84. Идеальный цикл ГТУ. Цикл Брайтона.
Рисунок 85. Реальный цикл.
2а – 3 подвод тепла
4а – 1 отвод тепла
1 - 2а - 3 – 4а – 1 полезная работа
Лекция 29.
Эффективность ГТУ.
ηГТУ = [αTад. ∙ ηoi ∙ ηм – αкад / (ηкад ∙ ηм)] / Qподв ∙ ηксг ∙ ηг
абсолютный электрический КТД ГТУ
Qподв – подведенное тепло, ηксг – КПД камеры сгорания.
Рисунок 86.
Способы увеличения эффективности ГТУ
1. осуществление регенерации
Теоретически степень регенерации может изменяться от 0 до 1, а практически до 0,7.
σ = 0 ÷ 1, а практически σ = 0 ÷ 0,7
регенерация равна нулю, следовательно, регенерации нет.
2. промежуточный подвод и отвод тепла
Рисунок 87.
Рисунок 88.
Рисунок 89.
Процесс с изотермическим подводом и отводом тепла, при бесконечном подводе пи отводе тепла + регенерация =Цикл Карно.
Оценка КПД.
КПД компрессора адиабатичекий изменяется 0,75 ÷ 0,85. КПД турбины адиабатический выше, чем у паровой турбины, 0,85 ÷ 0,9. ηмех = 0,97 ÷ 0,98
Парогазовые установки (ПГУ).
Увеличить верхнюю температуру подвода (750 и выше) и уменьшается температура отвода.
Теплота уходящих газов используется для подогрева питательной воды паровой части установки, что приводит к вытеснению регенеративного подогрева питательной воды.
Рисунок 90.
Рисунок 91.
ВНПГ – высоконапорный парогенератор
Отсутствует камера сгорания у ПГУ с высоконапорным парогенератором. КПД не падает, мощность растет, так как есть регенерация.
