Soojuselektrijaamad,kordamiskusimuste vastused (0)

1.Eesti kütuse varud ja nende tarbimine
В балансе энергетических ресурсов и первичной энергии Эстонии высока доля собственных источников энергии, в основном сланца. Это дает стратегическую независимость (доля импорта источников энергии не превышает ~1/3, в среднем по ЕС эта доля ~2/3). Основным преимуществом масштабного использования сланца является надежность энергоснабжения страны и слабая зависимость от цен на мировом рынке. Отрицательная сторона – большой ущерб окружающей среде при добыче и использовании сланца и его низкая теплотворная способность. На долю сланца в балансе первичной энергии существенно влияет экспорт электроэнергии – чем выше экспорт, тем эта доля выше.
Сланец. Сланец является важнейшим богатством недр Эстонии.
Природный газ. Природный газ из ископаемых топлив наиболее дружелюбен к
окружающей среде, в эстонской энергетике это наиболее значимая альтернатива
сланцу.
Торф – конкурентоспособное местное топливо, в первую очередь в малой
энергетике (котельные и мелкие ТЭЦ), однако возможно совместное сжигание торфа и
сланца на реновируемых блоках Нарвских ЭС
Каменный уголь. На базе каменного угля в мире вырабатывают до 40%электроэнергии. В Эстонии потребляется только в промышленности, мелкихкотельных и для отопления домов частного сектора.
Жидкое топливо. В 2001 г. его доля в общем импорте составила 3,7% и состояла из
печного и моторного топлива. В будущем ожидается снижение доли тяжелого печного
топлива в топливном балансе.
Возобновляемые источники энергии. Потенциал возобновляемых источников
энергии Эстонии базируется, в первую очередь, на производстве тепла и электроэнергии на ТЭЦ, сжигающих биотопливо. Используется ветро- и гидроэнергия, общий ресурс их оценивается в ~40 МВт.
2.Elektrijaamade areng. Eesti elektrijaamad.Первая электростанция построена в Париже в 1873 г. для обеспечения уличного освещения.
1876 г. – Сормовская ЭС в России.
1882 г. – Электростанция на Кренгольме (освещение).
1882 г. – Thomas Alva Edison , ЭС в Нью-Йорке, продажа электроэнергии, с которой
берет начало масштабное электропотребление. Начало развития электросетей,
поскольку возникла необходимость электроснабжения массового потребителя.
Использовался постоянный ток.
1885 г. – Берлинская ЭС, 3,5 кг топлива на 1 kWh, к.п.д. производства электроэнергии
3,5%, современные ЭС – 0,28 кг топлива на 1 kWh, 44%.
1888 г. – введены в эксплуатацию трехфазные сети.
1892 г. – параллельная работа ЭС, начало развития энергосистем.
1907 г. – первая открытая ЭС в Эстонии.
1918 г. – начато пылевидное сжигание каменного угля в энергетических котлах, резкий
рост единичной мощности энергоблоков
Эстонская ЭС. Котлы ТП-101, 320 т/ч, p0=14 MPa, t0=520/525°C – по проекту, реально
p0 12 MPa, t0 510/510°C. Турбины K-200-130. Потребление на собственные нужды 8%.
Блок №8 реновирован, котлы с кипящим слоем p0=12,74 MPa, t0=535/535°C, 90
kg/s=324 т/ч, турбина K-200-130, мощность 215 MW, к.п.д. 32%.
Балтийская ЭС. Котлы ТП-67, 320 t/h, p0 12 MPa, t0 510/510°C; блок №11
реновирован, котлы с кипящим слоем p0=12,74 MPa, t0=535/535°C, 90 kg/s=324 т/ч,
турбина K-200-130, мощность 215 MW, к.п.д. 32%.
ТЭЦ Иру. Котлы ТГМЕ – 464, 2 шт., p0 14 MPa, t0 560°C, 500 т/ч; КВГМ-100
(водогрейные), 3 шт.; паровой котел ДЕ-25-14. Теплофикационные турбины ПТ-
80/100-130/13, блок №1, электрическая мощность 80 MWe, тепловая 110 MWt; турбина
T-100/120-130/4, блок №2, электрическая мощность 110 MWe, тепловая 130 MWt.
3. EJ liigitus mitmesuguste näitajate järgi.
Классификация ЭС возможна по целому ряду показателей, например:
1) ТЭС с паровыми турбинами:
-сжигающие органическое топливо (каменный уголь, мазут, газ, сланец, торф);
-атомные;
-использующие геотермальную энергию,
-использующие солнечную энергию,,
-использующие тепло океанов.
2) ТЭС с газовыми турбинами (в основном для покрытия пиковых нагрузок):
-сжигающие органическое топливо (природный газ, жидкое топливо);
-атомные.
3) Комбинированные ЭС (комбинированный цикл с использованием газовых и
паровых турбин), к.п.д. достигает 63%. Пар генерируется за счет тепла выходящих из
газовой турбины газов.
4) ЭС с двигателями внутреннего сгорания. К.п.д. 35÷50%. Уходящие газы с
температурой 400÷600°C можно использовать для отопления, в этом случае
суммарный к.п.д. может достигать 80%.
5) ЭС с прямым преобразованием:
- магнитогидродинамический генератор,
-топливные элементы
-фотоэлементы
-термоэлектрогенератор
6)Гидроэлектростанция:
-приливная
-насосная
-деривационный тип
-волновая
7)Ветроэлектростанции
8)Солнечные
Классификация ТЭС по другим параметрам:
По установленной мощности – деление очень относительное, считается, что у более мощных ТЭС к.п.д. выше, однако, например, современные дизельгенераторы показывают те же к.п.д., что и мощные ТЭС.
По производимой продукции: вырабатывается только электроэнергия или еще и
тепло.
-По нагрузке: базовые 6000÷7500 ч/г (высокий коэффициент использования),
полубазовые 4000÷6000 ч/г (специальные станции), полупиковые 2000÷4000 ч/г
и пиковые – до 2000 ч/г.
-Самостоятельные ил входящие в состав промпредприятия.
-По типу котлов: с естественной циркуляцией или прямоточные, докритические,
сверхкритические или суперсверхкритические.
-По типу турбин.
-Включена ЭС в энергосистему или работает на потребителя напрямую.
-По типу технологической схемы:
Блочные – каждая турбина связана с конкретным котлом (котлами).
Секционные – турбина связана с конкретным котлом (котлами), но возможны и
дополнительные связи.
Централизованные – турбины и котлы соединены общей магистралью.
4.Elektritarbimise ööpäevased ja aastased graafikud .
График зимнего потребления характеризуется двумя максимумами, утренним – около 8
утра, и дневным в 16-17. Летом наблюдаются 3 максимума, утренний и дневной от
промышленной нагрузки и более поздний вечерний от осветительной.
Годовой график потребления электроэнергии характеризует длительность годового
использования максимальной нагрузки: tmax = Eaastane / Nmax; tmax – условная длительность
использования максимальной нагрузки.
6. SEJ tehnoloogiline skeem.
1. Моноблок, 1 котел + 1 турбина; 2. Дубльблок – 2 котла + 1 турбина; 3.Секционные 4. Централизованные
7. Kondensatsioonelektrijaama kasutegur. Millistest osalistest kasuteguritest ta koosneb?
Если расход тепла через отборы растет, то тепло, идущее на выработку электроэнергии
уменьшается благодаря тому, что уменьшаются потери тепла в конденсаторе турбины.
Это видно из уравнения теплового баланса:
QKEJ = 3600 Ni + Qk; где Qk потери тепла в конденсаторе КЭС;
QKTJ = 3600 Ni + Qk,kt; где Qk,kt потери тепла в конденсаторе ТЭЦ.
8. Osalisi kasutegureid mõjutavad tegurid. Osaliste kasutegurite ligikaudsed väärtused.
9. Koostootmisjaamade ökonoomsus võrreldes elektrienergia ja soojuse eraldi tootmisega.
10. Auru algparameetrid soojuselektrijaamas . Algparameetrite arvulised väärtused.
Под начальными параметрами пара понимают температуру и давление перед
стопорным клапаном турбины. От начальных параметров существенно зависит
относительный внутренний к.п.д. турбины и термический к.п.д. цикла. Увеличение
начальных параметров увеличивает термический к.п.д. цикла и перепад энтальпии.
По начальным параметрам пара блоки можно классифицировать таким образом
(США): докритические – p 593÷621°C
11. Algparameetrite mõju üksikute seadmete kasuteguritele ja seadmete maksumusele.
Благодаря снижению влажности пара ППП(промежуточный перегрев пара), кроме термического к.п.д., повышает внутренний относительный к.п.д. последних ступеней турбины и их надежность. Большой объем паропроводов ППП приводит к неконтролируемому увеличению оборотов турбины при неожиданном сбросе нагрузки и срабатывании стопорного клапана на свежем паре.
С подъемом температуры растет удельный объем пара, высота лопаток, снижаются
потери на трение, на вентиляцию (протечки через лабиринтовые уплотнения),
снижается конечная влажность пара. Таким образом увеличение начальной
температуры увеличивает внутренний относительный к.п.д. турбины. Исключение
составляет область вблизи критических параметров, где может наблюдаться обратная
зависимость.
Как правило наибольший эффект дает одновременное повышение давления и
температуры свежего пара. Если увеличить только давление, это приводит к
уменьшению удельного объема пара, росту вентиляционных потерь, увеличению
конечной влажности пара
12. Auru lõppparameetrid ja nende mõju elektrijaama ökonoomsusenäitlejatele.
Изменение давления p1 на выходе из турбины (при t0= const и p0=const) меняет
температуру конденсации пара t1, а значит среднюю температуру отвода тепла в
круговом процессе. При снижении p1 работа процесса увеличивается. Увеличивается термический к.п.д. Таким образом, при эксплуатации необходимо строго следить за глубиной вакуума в конденсаторе.
13. Auru algparameetrid ja teraste suhteline maksumus.
Увеличение температуры сдерживает прочность материалов, их технологические
показатели и высокая стоимость. Переход от одного класса к более высокому
повышает стоимость в разы. Углеродистые стали применимы до 450°C,
малолегированные перлитного класса – до 550°C, феррит-мартенситные и аустенитные
– до 650°C. Удорожание блока вызвано в первую очередь удорожанием поверхностей
нагрева и магистральных паропроводов.
14. Rankine `i ringprotsessi termilise kasuteguri sõltuvus algparameetritest.
В паровой турбине реализован круговой процесс Ренкина. Увеличение давления при t0=const снижает энтальпию свежего пара, и,следовательно, подводимое в круговом процессе тепло. При этом вначале с увеличением p0 при постоянной t0 к.п.д. процесса интенсивно возрастает, затемприрост к.п.д. замедляется.
Увеличение начальной температуры пара при p0=const увеличивает термический к.п.д.
цикла Ренкина, поскольку увеличивается средняя температура подвода тепла в цикле. Благодаря снижению конечной влажности пара при этом увеличивается и внутренний относительный к.п.д. турбины.
15. Auru vaheülekuumendus: miks kasutatakse.
Промежуточный перегрев пара (ППП) начали использовать в 30-е годы прошлого века
для снижения конечной влажности пара, когда давление свежего пара превысило p0=8
MPa. Дальнейшему повышению препятствовало именно увеличение влажности
отработанного пара. Используют, в основном, подогрев дымовыми газами.
16. Auru vaheülekuumendus: rõhu optimeerimine.
Потери давления в паропроводе и ППП обычно достаточно велики, до 10%. Благодаря снижению влажности пара ППП, кроме термического к.п.д., повышает внутренний относительный к.п.д. последних ступеней турбины и их надежность.
17. Auru vaheülekuumendus: võimalikud skeemid .
ППП осуществляется в теплообменнике, установленном рядом с турбиной. Эта схема использована на некоторых ТЭС Германии и на всех АЭС. Экономия
топлива невелика, 2-3%, поскольку температура ППП низкая, и достигается, в
основном, за счет увеличения внутреннего относительного к.п.д. noi.
Преимущества: отсутствуют длинные и объемные паропроводы. Теплообменники
благодаря высокой интенсивности теплообмена очень компактны. Возможно
использование пара из отборов, что может дать дополнительно 1-2% экономии.
18. Miks kasutatakse toitevee regeneratiivse eelsoojendust?
Экономия топлива достигается за счет уменьшения отвода тепла с охлаждающей водой в
конденсаторе.
Дешевле становятся:
-конденсатор (расход пара ниже), упрощается техническое водоснабжение;
-топливное хозяйство (расход топлива ниже);
-дымовая труба (расход дымовых газов ниже).
19. Toitevee regeneratiivse eelsoojenduse skeemid.
Поверхностные подогреватели различаются по схеме отвода конденсата. Схемы, где
конденсат отводится самотеком, называют каскадными, рис. 8.4a. Самая простая и
неэкономичная схема: конденсат отводится в состоянии насыщения h´1,
соответствующем давлению первого отбора, во второй подогреватель, работающий
при более низком давлении второго отбора p2. Происходит его частичное испарение с
последующей конденсацией при давлении p2, что вытесняет пар второго отбора.
Высокий потенциал тепла первого отбора используется не полностью, что снижает
тепловую экономичность установки.
20. Miks kasutatakse toitevee regeneratiivsetes soojusvahetites auru- ja kondensaadijahuteid?
Повысить эффективность схемы регенеративного подогрева можно, снижая перегрев
пара перед подогревателем в пароохладителе. Это увеличивает отбор пара и снижает перепад температур за подогревателем, повышая тем самым к.п.д. Повышение к.п.д. при этом невелико, десятые процента, однако для больших турбин может дать экономический эффект.
21. Regeneratiivsete soojusvahetite tüübid ja lülitusskeemid.
Схемы включения пароохладителей.

– последовательное, b) – параллельное (схема Рикара), c) – схема Виолена.
Пароохладители и охладители конденсата могут изготавливаться встроенными в
общий корпус с собственно подогревателем, рис. 8.7, или располагаться отдельно.
В пароохладителе можно подогревать воду, взятую сразу за PRSV (последовательное включение,, параллельное – схема Рикара,или при более
высокой температуре (схема Виолена). При использовании схем a и b достижимо более глубокое охлаждение пара и больший подогрев питательной воды.
22. Pind- ja segunemistüüpi soojusvahetid. Konstruktsioonid.
Подогреватели низкого давления обычно изготавливают с вертикальным цилиндрическим корпусом.
Смешивающие:вертикальный и горизонтальный
23. Optimaalne toitevee regeneratiivse eelsoojenduse temperatuur.
24.Toitevee deaereerimine. Deaeraatorite liigitus. Konstruktsioonid.
Под деаэрацией воды понимают удаление растворенных в ней газов нагревом воды до
температуры кипения. Термическая деаэрация – наиболее универсальный и чаще всего
используемый метод. Базируется на законе Генри-Дальтона. Парциальное давление
удаляемого газа у поверхности воды снижают продувкой паром, при этом вода
нагревается до температуры кипения.
Классификация деаэраторов
Термические деаэраторы классифицируют:
I. По назначению:
1. Деаэрация питательной воды;
2. Деаэрация конденсата, возвращаемого от внешних потребителей;
3. Деаэрация добавочной воды для теплосетей (при отпуске горячей воды и для
покрытия потерь теплосети).
II. По способу подогрева деаэрируемой воды:
1. Смешивающие деаэраторы, деаэрируемую воду смешивают с греющим паром;
2. Деаэрация перегретой воды, вода заранее подогревается вне деаэратора и в
деаэраторе вскипает.
III. По давлению греющего пара:
1. Деаэраторы высокого давления, p=0,6÷0,8 MPa;
2. Атмосферные деаэраторы, p=0,1÷0,12 MPa;
3. Вакуумные деаэраторы, p