Схема турбодетандера. Выражение для расчета электрической мощности
Схема турбодетандера:
Здесь: 1 — первая ступень турбодетандера;
2 — сепаратор (пропан + бутан + вода) — газ;
3 — вторая ступень турбодетандера;
4 — электрогенератор;
5, 6 — теплообменники-холодильники;
7 — сепаратор (пропан + бутан) — вода;
8 — разделительная перегородка турбодетандера.
Выражение для расчета электрической мощности:
Здесь М - массовый расход газа в кг/с
Q - подводимая тепловая мощность Дж
∆Р – перепад давлений, срабатываемый на турбодетандере Па
61.Схема вихревого насоса. График рабочих характеристик. Выражение для расчета мощности.
1. рабочая зона
2. корпус насоса
3. рабочее колесо насоса
4. лопасти рабочего колеса
5. выходной патрубок
6. разделительная зона
7. приемный патрубок.
Вихревые насосы относятся к машинам трения.
Рабочее колесо вихревого насоса аналогично колесу центробежного насоса, засасывает жидкость из внутренней части канала и нагнетает ее во внешнюю, в результате чего возникает продольный вихрь.
При прохождении жидкости через рабочее колесо в вихревом насосе, как и в центробежном, увеличиваются кинетическая энергия жидкости (увеличивается ее скорость) и потенциальная энергия давления.
Вихревой насос по сравнению с центробежным обладает следующими достоинствами:
- создаваемое им давление в 3-7 раз больше при одинаковых размерах и частоте вращения рабочего колеса;
- конструкция проще и дешевле; обладает самовсасывающей способностью;
- может работать на смеси жидкости и газа; подача меньше зависит от противодавления сети.
Недостатками насоса являются:
- низкий КПД, не превышающий в рабочем режиме 45%,
- непригодность для подачи жидкости, содержащей абразивные частицы (так как это приводит к быстрому изнашиванию стенок торцовых и радиальных зазоров и уплотнений).
График рабочих характеристик
Выражение для расчета мощности.
Где:
∆Р - перепад давлений,
V - объемный расход,
ρ - плотность перекачиваемой среды,
μ - коэффициент, учитывающий отличие теоретического напора от реального,
η - КПД насоса, учитывающий трение и протоки среды через уплотнения и зазоры.
62.Тепловые схемы ТЭС блочного исполнения и с параллельными связями. Выражения для основных энергетических показателей их работы.
1. блочные ТЭС, в которых каждый из установленных парогенераторов присоединен к определенному турбогенератору
2. ТЭС с параллельными связями, в которых пар от всех котлов поступает в один центральный паропровод, а затем распределяется по турбогенераторам
Энергетические показатели работы ТЭС.
Основные энергетические показатели ТЭС включают:
- к.п.д. электростанции,
- удельный расход теплоты,
- удельный расход топлива на выработку электроэнергии.
Эти показатели называют показателями тепловой экономичности станции.
По результатам фактической работы электростанции, к.п.д. определяется соотношениями:
(1)
(2)
где Эвыр – количество выработанной электроэнергии;
Эотп – количество электроэнергии отпущенной с шин;
Вc – количество топлива, сожженного на станции;
Qнр– нормативная теплота сжигания топлива.
Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии определяется отношением:
[кДж/кВт·ч];
где Qтопл– теплота, получаемая от сжигания топлива
[кДж/кВт·ч];
Удельный расход топлива определяется соотношением:
[кг/кВт·ч], [м3/кВт·ч],
Qотп – количество теплоты отпущенной с шин;
а с учетом перерасчета на условное топливо:
где Qу.т.= 29310 кДж/т = 7000 ккал/т – теплота сгорания условного топлива.
При ηснетто= 0,28…0,38 удельный расход топлива на тепловой станции соответственно составит bс= 0,392…0,439 кг у.т./кВт·ч
63.Влияние начального давления пара перед турбиной на КПД ТЭС. IS-диаграмма. Выражение для расчета КПД. Обоснование используемого значения.
Начальное давление пара влияет на к.п.д. электростанции и в первую очередь, через термический к.п.д. цикла паротурбинной установки, который при определении к.п.д. электростанции имеет минимальное значение (ηt= 0,42…0,46):
(11)
Для определения термического к.п.д. можно использовать iS – диаграмму водяного пара:
где:
Над– адиабатное тепло падение пара (для идеального цикла);
qподв– количество теплоты, подведенной к циклу;
i1, i2– энтальпия пара соответственно до и после турбины;
i2' – энтальпия конденсата отработавшего в турбине пара (i2' = cpt2).
Результаты расчета по формуле (12) дают следующие значения к.п.д.:
Здесь 3,4…23,5 МПа стандартные давления пара, принятые для паротурбинных электростанций. Из результатов расчета следует, что с увеличением начального давления пара, значение к.п.д. возрастает.
64.Влияние начальной температуры пара перед турбиной на КПД ТЭС. IS-диаграмма. Обоснование используемого значения.
При повышении начального давления пара возрастает влажность пара на выходе из турбины, что иллюстрируется графиками на iS – диаграмме
(см. рисунок).
Наличие влажности пара увеличивает потери от трения, снижает внутренний относительный к.п.д. и вызывает капельную эрозию лопаток и других элементов проточной части турбины, что приводит к их разрушению.
Поэтому для снижения влажности пара следует вместе с увеличением давления пара увеличить и его температуру.
Но увеличение температура пара ограничивается термостойкостью стали, из которой изготавливается пароперегреватель, трубопроводы, элементы турбины.
Поэтому на современном этапе с экономической точки зрения целесообразно применение стали перлитного класса с рабочей температурой tр ≤ 540°С (565°С).
Стали мартенсито-ферритного и аустенитного класса приводят к резкому увеличению стоимости оборудования.
Следует также отметить влияние начальной температуры пара на термический к.п.д. цикла паротурбинной установки. Увеличение температуры пара приводит к увеличению термического к.п.д.:
Таким образом, увеличение температуры пара приводит к снижению влажности пара на выходе из турбины и увеличению термического к.п.д.
При этом значение начальной температуры ограничивается по экономическим соображениям применением перлитных марок стали.
Поэтому для промышленных ТЭС высокого давления обычно принимают:
Р=13 МПа, Т=545оС
65.Снижение давления отработавшего пара в конденсаторе . ТS-диаграмма процесса. Обоснование используемого значения.
Снижение давления отработавшего пара Р2.
Конечные параметры пара представляют собой: давление (Р2), температуру (t) и степень сухости пара (xк) на выходе пара из турбины или на входе в конденсатор.
Допустимая степень сухости пара изменяется в пределах х доп ≥ 87…92%, а допустимая влажность, соответственно, у доп ≤ 8…13% (см. рисунок).
Для увеличения к.п.д. следует добиваться минимальных значений давлений пара на выходе из турбины.
Например, снижение давления в конденсаторе на 1кПа обеспечивает увеличение к.п.д. для турбин высокого давления на 0,5%, а среднего – на 1%.
Отрицательное влияние снижения давления отработавшего пара.
- при снижении конечного давления резко увеличиваются объемы пара, например, при снижении давления от 4 до 2 кПа объем пара возрастает в 2 раза, что приводит к увеличению хвостовой части турбины, конденсатной установки, увеличиваются потери энергии на выходе пара из турбины на трение о развитые поверхности лопастей рабочего колеса и направляющего аппарата, т.е. в целом приводит к росту затрат и снижению к.п.д. турбины;
- для создания вакуума при низких давлениях пара необходимо использовать воду, охлаждающую конденсатор, с температурой, не соответствующей техническим и климатическим условиям, т.е. вода сама нуждается в дополнительном охлаждении, что неэкономично;
- увеличивается удельный расход воды на охлаждение конденсатора, что приводит к дополнительному расходу электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Оптимальные характеристики, связанные с конечными параметрами пара: давление пара Р2 = 3,5…5 кПа; температура пара t2 = 27…33°С;