Глава 2.

СВОЙСТВА И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПАРОВ.

1.1. Процесс парообразования.

Водяной пар используется в качестве рабочего тела в паросиловых установках и в качестве теплоносителя.

Пар не подчиняется законам для идеальных газов, это реальный газ.

Вещество может находиться в твердой, жидкой и газообразной фазе. Промежуточное состояние вещества между жидкостью и газом называется паром.

Процесс превращения воды в водяной пар называется парообразованием.

Этот процесс осуществляется при испарении или кипении воды.

Под испарением понимают парообразование, происходящее на свободной поверхности воды при температуре ниже точки кипения при данном давлении.

Кипение – процесс интенсивного испарения не только свободной поверхности воды, но и внутри образующихся пузырьков пара.

Рассмотрим процесс парообразования при кипении воды.

V'

V_пс

Рис. 2.1. Процесс парообразования в PV – диаграмме.

0 – тройная точка, в которой вещество существует в трех агрегатных состояниях.

Для воды тройной точке соответствует температура 273К и давление 611 Па (менее 0,01 атм.)

Тв. – твердое состояние воды.

Точка а – состояние воды при Т=273К, давлении р=р₀ (атмосферное), удельный объем V.

В изобарном процессе при подводе тепловой энергии температура воды повышается – линия a – b.

Точка b – температура воды Т_в=Т_н – вода закипает; Р_в=Р_н

Т_н – температура насыщения, при которой вода закипает.

Р_н – давление насыщения.

V' – удельный объем.

Параметры кипящей воды при обозначении отмечаются одним верхним штрихом.

Кипение воды сопровождается парообразованием по всему объему. Жидкость и пар находятся в динамическом равновесии: одна часть молекул непрерывно переходит из жидкости в пар, а другая – из пара в жидкость. Температура смеси воды и пара постоянна .

Точка с – соответствует полному выкипанию жидкости, пар сухой насыщенный, объемом V''.

Пар, находящийся при термодинамическом равновесии с водой, называется насыщенным. Пар, не содержащий капелек воды называется сухим насыщенным.

Процесс выкипания – изобарно-изотермический

Точка е – соответствует смеси кипящей воды и пара, называемой влажным насыщенным паром, объемом V_х

или (2.1)

(2.2)

Здесь х – степень сухости пара.

(2.3)

(2.4)

где m'', m' – масса, соответственно, сухого насыщенного пара и жидкости.

- степень влажности пара

К ипящая жидкость 0 ≤ x ≤ 1 сухой насыщенный пар

После т. c температура пара будет возрастать, а удельный объем увеличиваться, изобара и изотерма расходятся.

Точка d – пар перегретый

При большем давлении процесс преобразования представлен линией a' b'c'd' .

Соединив bb' и c'c и т.д., получим:

1. Область II, соответствующую кипящей воде и степени сухости х=0 – 1.

2. Область III, соответствующую жидкости.

3. Область I, соответствующую параметрам сухого насыщенного пара и степени сухости х=1.

Как видно из процесса парообразования если снизить давление в сосуде, то

кипение и испарение будут происходить при меньшей температуре. Это используется в вакуумных деаэраторах в системе подпитки теплосети: достаточно в деаэраторе создать давление 50 кПа (0,5 кгс/см²) и она закипит при температуре 81⁰С. Наоборот, если повысить давление в сосуде, то вода закипит и начнет испаряться при более высокой температуре.

В барабане барабанных котлов давление 140 кгс/см = 13,7 МПа и поэтому в нем генерируется насыщенный пар с температурой 335⁰С. В парогенераторах двухконтурных АЭС нагрев и испарение воды происходит при давлении 6 МПа и поэтому температура образующего насыщенного пара 276⁰С.

100

Рис.2.2. Связь между температурой и давлением кипения (конденсации, испарения) воды с указанием областей работы:

1 – конденсаторы паровых турбин; 2 – сетевые подогреватели; 3 – парогенераторы АЭС; 4 – барабаны современных котлов.

Температура насыщения определяется давлением над ее поверхностью. Плотность сухого насыщенного пара меньше, чем плотность воды и, также как температура насыщения, определяется давлением. Чем выше давление, тем выше плотность. При давлении р_к = 22,1 МПа плотность воды и сухого насыщенного пара совпадают, температура насыщения t_Н=t_к=374⁰С, а теплота парообразования r=0. В критическом состоянии они по существу неразличимы.

Точка К – критическая точка.

Критические параметры воды:

, (2.5)

(647,1 К)

В критической точке разница в свойствах воды и пара исчезает.

Опыт по испарению и образованию сухого насыщенного пара можно провести в обратном порядке.

Рис.2.3. Принцип работы теплообменников тепловых электростанций, использующих теплоту конденсации пара.

В сосуде установлен змеевик, по которому пропускается холодная вода. Пар конденсируется на холодной поверхности змеевика, отдавая теплоту конденсации, равную теплоте парообразования. В результате конденсации пара на дне сосуда образуется конденсат, а над зеркалом конденсата – насыщенный водяной пар. Чем сильнее будет охлажден пар, тем больше образуется конденсата на дне сосуда и тем более глубокий вакуум будет получен. Для удаления конденсата используется насос.

В турбины ТЭС и ТЭЦ, построенных на докритические параметры, поступает перегретый пар, температура которого больше температуры насыщения. Поступивший в турбину пар расширяется в ней и в определенной точке турбины проходит через состояние насыщения, а затем становится влажным, смесью сухого насыщенного пара и капель воды. Содержание влаги на выходе из турбины, за последними вращающимися лопатками для ее надежной работы не должно превышать 10-13%. Влажный пар из турбины поступает в конденсатор, где превращается в воду, имеющую температуру насыщения.

2.2. Таблицы и диаграммы водяного пара.

Уравнение состояния для водяного пара сложно и не получило распространения. Для термодинамических расчетов используют таблицы и диаграммы, составленные на основе теоретических расчетов и экспериментальных исследований.

В России используются hS – диаграммы, разработанные ВТИ и профессором М.П. Вукаловичем, построенные в диапазоне давлений 1 кПа - 30 МПА и интервале температур 20 – 700⁰С по значениям энтальпии h и энтропии S.

С помощью hS – диаграмм можно определить по двум известным параметрам все необходимые термодинамические величины любого состояния пара. На hS – диаграммах могут быть изображены основные термодинамические процессы и определены параметры состояния пара.

h=4000

4

Рис. 2.4. hS – диаграмма водяного пара.

Начальная точка отчета – тройная точка.

а'а'' – изобары – изотермы.

Крутизна изобар – изотерм растет до критических значений до т. К.

После пересечения с верхней пограничной кривой (х=1) изобары устремляются вверх, а изотермы направо стремясь к горизонтам. Это связано с тем, что по мере удаления от области насыщения и падения давления перегретый пар по своим свойствам приближается к идеальному газу, для которого энтальпия является функцией температуры.

С помощью h – S диаграммы можно найти числовые значения параметров: h, S, V, p, t, x. Остальные термодинамические величины: работа, тепловая энергия, изменение внутренней энергии рассчитывается по найденным параметрам.

Количество теплоты, необходимое для процесса парообразования при превращении 1 кг воды в сухой насыщенный пар называется теплотой парообразования r.

С увеличением давления r уменьшается. В т. К r =0.

2.3. Влажный воздух.

Влажным воздухом называется смесь сухого воздуха (не содержащего молекул воды) с водяным паром.

Давление влажного воздуха:

, (2.6)

где P_в , P_n – парциальные давления сухого воздуха и водяного пара.

Водяной пар в смеси с воздухом может находиться в насыщенном и перегретом состояниях.

Если снижать температуру ненасыщенного влажного воздуха, перегретый пар приближается к состоянию насыщения. Дальнейшее уменьшение температуры сопровождается конденсацией пара.

Температура, при которой в изобарном процессе охлаждения ненасыщенного влажного воздуха парциальное давление пара p_n становится равным давлению насыщения p_н , называется температурой точки росы.

Она численно равна температуре насыщения t_н , соответствующей парциальному давлению пара p_н и находится из таблицы термодинамических свойств водяного пара в состоянии насыщения.

Влагосодержание d – это масса водяного пара, содержащегося в 1 кг сухого воздуха.

, (2.7)

где М_в , R_в , М_n , R_n – соответственно, массы и универсальные газовые постоянные сухого воздуха и водяного пара;

R_в=287 Дж/(кг·К) , R_n=462 Дж/(кг·К) d = 0,622 p_n / (p – p_n) (2.8)

Абсолютной влажностью ω_абс называют массу водяного пара, содержащегося в 1м³ влажного воздуха.

Она равна плотности водяного пара ρ_н во влажном воздухе при его парциальном давлении p_н и температуре Т.

Относительной влажностью φ , %, называют отношение парциального давления p_н (или плотности ρ_н) водяного пара, содержащегося во влажном воздухе, к давлению насыщения p_н (или плотности ρ_н) водяного пара при температуре Т.

(2.9)

Энтальпия влажного воздуха определяется как сумма энтальпий сухого воздуха и водяного пара, содержащегося в этом воздухе.

, (2.10)

где с_рв , с_pn – изобарные теплоемкости сухого воздуха и водяного пара кДж/(кг·К); t – температура влажного воздуха, ⁰С.

Для практических расчетов термодинамических процессов влажного воздуха используют h – d – диаграмму. Диаграмма удобна для определения параметров состояния влажного воздуха и построения и анализа изменения его состояния при нагревании, охлаждении, сушке, смешении и других процессах.

Глава третья.

ЦИКЛЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

3.1. Циклы двигателей внутреннего сгорания

Основной частью поршневого двигателя внутреннего сгорания (ДВС) является цилиндр с поршнем (рис. 3.1).

Рис. 3.1. Схема (а) и цикл ДВС с подводом теплоты при постоянном объеме (б).

1 – поршень; 2 – цилиндр; 3 – клапан; 4 – свеча; 5 – шатун; 6 – колено; 7 – вал.

В ДВС возвратно-поступательное движение поршня 1, совершаемое им в цилиндре 2 двигателя, при помощи шатуна 5 и колена 6 вала 7 преобразуется во вращательное движение вала. На крышке цилиндра установлены два клапана 3, через один клапан всасывается рабочее тело, а через другой выбрасываются отработавшие газы по завершении цикла. Горючая смесь сгорает в цилиндре, температура и давление повышается, продукты сгорания воздействуют на поршень, перемещая его. Поршневой принцип осуществляется в двигателях до 30 МВт.

В ДВС реализуются циклы: с подводом теплоты при постоянном объеме (цикл Отто, 1876г.), с подводом теплоты при постоянном давлении (цикл Дизеля, 1892г.) и со смешанным подводом теплоты (цикл Тринклера, 1901г.).

В ДВС, работающих по циклу с подводом теплоты при постоянном объеме, рабочая смесь распыленного топлива и воздуха приготавливается вне цикла – в карбюраторе (отсюда название – карбюраторные двигатели). В таких ДВС используются только легкие сорта топлив, хорошо смешивающиеся с воздухом при низкой температуре и быстро сгорающие при постоянном объеме.

Рассматриваемый цикл состоит из следующих процессов (рис. 3.1, б): 1-2 – адиабатное сжатие рабочего тела (рабочая смесь и газ) в цилиндре; 2-3 – подвод теплоты при постоянном объеме (быстрое сгорание топлива); 3-4 – адиабатное расширение продуктов сгорания; 4-1 – отвод теплоты при постоянном объеме (выпуск отработавших газов).

Цикл с подводом теплоты при постоянном давлении.fh,njhyd000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000е (отсюда название - с подводом теплоты при постоянном объеме, рабочая смесь распыленного топлива и воздуха приготавливается вн

Рис. 3.2 Схема (а) и цикл (б) ДВС с подводом теплоты при постоянном давлении. 1 – форсунка

Цикл ДВС с подводом телпоты при постоянном давлении (рис. 3.2) это цикл компрессорных дизелей, использующих тяжелые топлива (дизельные, солярные масла и др.) с внутренним (в цилиндре) смесеобразованием и самовоспламенением топлива от сжатого до высокой температуры воздуха (800 – 900⁰). Топливо подается в цилиндр через форсунку 1, в которой оно распыляется воздухом (5-9 МПа), поступающим от компрессора (отсюда название – компрессорные двигатели).

Цикл (рис. 3.2, б) состоит из адиабаты сжатия до 4-6 МПа воздуха 1-2, а не горючей смеси; изобары 2-3, по которой происходит постепенное горение по мере подачи топлива, давлением 25-30 МПа и выше и подвод теплоты; адиабаты расширения продуктов сгорания 3-4; изохоры 4-1 отвода теплоты к холодному источнику, выпуск отработавших газов.

Цикл со смешанным подводом теплоты (рис. 3.3) реализуется в безкомпрессорных дизелях с предварительным распылением воздуха, внутренним смесеобразованием и самовоспламенением от сжатого в цилиндре до высокой температуры воздуха.

Р ис. 3.3. Схема (а) и цикл (б) ДВС со смешанным подводом теплоты.

1 – форсунка;

2 – предкамера

Топливо под давлением 30-40 МПа через форсунку 1 подается в предкамеру 2, где происходит его быстрее сгорание при постоянном объеме. Окончательное догорание смеси происходит в цилиндре при постоянном давлении как и в компрессорных двигателях. Цикл (рис. 3.3, б) состоит из процессов: 1-2 – адиабатное сжатие воздуха; 2-3 – изохорный подвод теплоты (q_1V – быстрое сгорание топлива в предкамере); 3-4 – изобарный подвод теплоты q_1P (горение рабочей смеси в цилиндре); 4-5 – адиабатное расширение продуктов сгорания; 5-1 – изохорный отвод теплоты q₂ (выпуск газов).

Применяются двухтактные и четырехтактные ДВС. В двухтактных двигателях рабочий процесс осуществляется за один оборот коленчатого вала в четырехтактных за два (1-й и 4-й такты – продувка и наполнение цилиндра соответственно). Термический КПД цикла Дизеля выше цикла Тринклера и цикла Отто:

Таким образом, по экономичности цикл Тринклера занимает промежуточное положение между циклами Отто и Дизеля.

2. Циклы газотурбинных установок.

Рис. 3.4. Схема ГТУ (а) и движения газов в ней (б).

1 – вал; 2 – диск; 3 – лопатки; 4 – камера сгорания; 5 – сопло.

На рис. 3.4 дана схема газотурбинной установки (ГТУ). В камеру сгорания 4 поступают воздух из компрессора и жидкое топливо. Продукты сгорания топлива поступают в сопло 5 газовой турбины, состоящей из вала 1, диска 2, лопаток 3, где энергия продуктов сгорания расходуется на вращение диска 2 турбины. Каждая соседняя пара лопаток образует криволинейный канал, в котором энергия газа преобразуется в энергию турбины (рис. 3.4, б).

Принципиальная схема и цикл газотурбинной установки приведены на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Принципиальная схема (а) и цикл (б) ГТУ.

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – генератор.

Основным для ГТУ является цикл с подводом теплоты при постоянном давлении. Компрессор 1 адиабатно повышает давление атмосферного воздуха (процесс 1-2) и подает его в камеру сгорания (КС) 2, где изобарно сгорает поступающее туда топливо (процесс 2-3). Воздух в КС поступает с избытком и обеспечивает ее охлаждение и снижение температуры газов по условиям жаропрочности материалов камеры сгорания и лопаток. Далее в турбине 3 в процессе адиабатного расширения продуктов сгорания (линия 3-4) производится работа. Отработавшие в турбине газы выбрасываются в атмосферу, процесс отдачи теплоты рабочим телом изображается линией 4-1. ГТУ имеют мощность до 150-250 МВт.

2. Циклы паротурбинных установок.

На паротурбинных установках (ПТУ) электростанций реализуется цикл Ренкина.

Рис. 3.6. Принципиальная схема (а) и цикл (б) паротурбинной установки.

1 – турбина; 2 – генератор; 3 – конденсатор; 4 – охлаждающая вода; 5 – питательный насос; 6 – паровой котел; 7 – пароперегреватель.

Из парового котла 6 пар с параметрами P₀, t₀ подводится к турбине 1 (рис. 3.6). В турбине происходит адиабатное расширение пара до конечного давления P₂, в процессе которого совершается работа, передаваемая генератору 2. Отработавший пар направляется в конденсатор 3, где он отдает воде 4 теплоту и конденсируется при постоянных температуре и давлении. Температура пара в конденсаторе 30-35⁰С, что соответствует давлению 4-6 кПа. Из конденсатора конденсат поступает в насос 5, где его давление повышается до P₀. Полученная вода высокого давления, питательная вода подается в паровой котел 6, где она, получая теплоту сгорания топлива, превращается сначала в сухой насыщенный пар, а затем в пароперегревателе 7 в перегретый пар. Перегретый пар поступает в турбину.

Цикл Ренкина состоит из процессов (рис. 3.6, б): 0-1t – адиабатное расширение пара в турбине; 1t-2 – конденсация пара при P₂=const; 2-3 – адиабатное повышение давления воды в насосе; 3-4 – подвод теплоты к воде при давлении Р₀ в паровом котле до соответствующей температуры кипения; 4-5 – парообразование в котле при Р₀=const; 5-0 – перегрев насыщенного пара в пароперегревателе.

Процесс нагрева и испарения воды, а также перегрева водяного пара в котле происходят при постоянном давлении и поэтому теплота, передаваемая воде и пару идет на повышение энтальпии. Для 1кг рабочего тела количество подведенной теплоты определяется по выражению:

, (3.1)

uде h₀, h₃ – энтальпии, соответственно, в конечной и начальной точках процесса.

Удельная работа паротурбинной установки равна разности работы турбины и насоса. Термический КПД цикла Ренкина определяется по выражению:

(3.2)

где h₀ – h_1t=H₀ – располагаемый теплоперепад турбины.

В действительности процесс расширения пара в турбине является необратимым и изображается линией 0-1. Для характеристики паротурбинных установок используются показатели удельного расхода теплоты q₀, кДж/(кВт·ч) и удельный расход пара d₀, кг/(кВт·ч) на единицу работы

; .

Термический КПД цикла Ренкина увеличивается с повышением начальных параметров пара Р₀, t₀ и уменьшение конечного давления Р₂. Понижение давления Р₂ менее чем 3,5 – 4 кПа ограничено температурой охлаждаюшей воды, колеблющейся в зависимости от климатических условий от 0 до 30⁰С. Увеличение начальной температуры пара t₀ ограничено удержанием металла. Соотношение стоимости сталей следующее: углеродистая обыкновенного качества к теплоустойчивой легированной и к жаропрочной легированной, а также к сплаву на никелевой основе, соответственно, 1:5:20:100. Поэтому температура пара t₀ ограничена применением теплоустойчивых сталей и составляет 540-565⁰С.

Повышение начального давления приводит к повышению влажности пара, что вызывает эррозию элементов турбины. Допустимая влажность 10-12%. Чтобы не превысить предельную влажность необходимо увеличивать температуру пара перед турбиной. При температуре t₀=560⁰С начальные давления пара 16 и 24 МПа без превышения допустимой влажности пара.

Для паровых турбин мощностью более 100 МВт применяется вторичный или промежуточный перегрев пара (рис. 3.7).

а)

Рис. 3.7. Принципиальная схема (а) и цикл паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара (б).

1 – турбина высокого давления; 2 – турбина низкого давления; 3 – конденсатор; 4 – насос; 5 – котел; 6 – промежуточный перегреватель; 7 – пароперегреватель; 8 – генератор.

Конденсат насосом 4 подается в котел 5, где получая теплоту сгорания топлива, превращается в насыщенный пар, который после нагрева в пароперегревателе 7 поступает в турбину ТВД 1. В ТВД 1 пар адиабатно расширяется до давления p_nn и совершает работу. Затем пар направляется для повторного нагрева в промперегреватель 6, где получает теплоту q_ne и после этого поступает в ТНД 2, в которой адиабатно расширяется до давления p_к в конденсаторе 3, совершая работу.

Промперегрев пара позволяет избежать повышенной влажности пара в конце процесса расширения, которая снижает КПД турбины и вызывает коррозионный износ её элементов, и повысить КПД цикла Ренкина.

3.4. Теплофикационный цикл ПТУ.

Цикл ПТУ, при котором подведенная энергия топлива используется для одновременного получения работы и теплоты, называется теплофикационным. Электростанцию теплофикационного цикла называют теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), конденсационного цикла конденсационной электростанцией (КЭС).

На ТЭЦ давление пара на выходе из турбины определяется тепловым потребителем (рис. 3.8, а).

Рис. 3.8. Принципиальная схема (а) и цикл (б) паротурбинной установки, работающей по теплофикационному циклу.

1 – турбина; 2 – тепловой потребитель; 3 – насос; 4 – котел; 5 – пароперегреватель; 6 – генератор.

После турбины 1 пар направляется к тепловому потребителю 2, где отдает теплоту и конденсируется. Конденсат насосом 3 направляется в котел 4, где превращается в насыщенный пар, который перегревается пароперегревателе 5 и поступает в турбину 1.

На рис. 3.8,б приведены два цикла: 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 1 – конденсационный; 1 – 6 – 7 – 4 – 5 – 1 – теплофикационный. В первом цикле конечное давление пара р₂; удельная работа l пропорциональна площади 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 1, а количество теплоты, отданной холодному источнику q₂ , пропорционально площади 2 – 10 – 8 – 3 – 2.

В теплофикационном цикле конечное давление , удельная работа l^/ пропорциональна площади 1 – 6 – 7 – 4 – 5 – 1, а количество теплоты, отдаваемой потребителю, – площади 6 – 10 – 9 – 7 – 6. Из рис. 3.8,б видно, что . Таким образом, в теплофикационном цикле удельная полезная работа турбины уменьшается по сравнению с конденсационным циклом на величину, соответствующую площади 6 – 2 – 3 – 7 – 6. При этом возросло количество теплоты, отдаваемое холодному источнику ( ). Теплота используется на технологические нужды промышленности, отопление.

В связи с использованием теплоты отработавшего пара величина теряет свой смысл и перестает быть КПД, так как полезной является и та теплота, которая отдается холодному источнику. Поэтому эффективность теплофикационного цикла оценивают коэффициентом использования теплоты , представляющим собой отношение общего количества получаемой работы l' и теплоты к подведенной теплоте q₁:

(3.3)

На современных ТЭЦ = 60 – 80%.

3.5. Регенеративный цикл ПТУ.

Под регенерацией понимают использование теплоты рабочего тела, совершившего в цикле механическую работу, на другом участке цикла. Принципиальная схема паротурбинной установки с двумя отборами на регенеративный подогрев питательной воды приведена на рис. 3.9.

Рис. 3.9. Принципиальная схема ПТУ с регенеративным подогревом питательной воды (а) и изображение процесса пара в hS – диаграмме (б)

1 – котел; 2 – пароперегреватель; 3, 4, 5 – соответственно первая, вторая и третья части турбины; 6 – конденсатор; 7, 9 – насосы; 8 – смешивающий подогреватель; 10, 11 – регенеративные подогреватели.

Из котла 1 пар поступает в парогреватель 2, затем в турбину 3. Через первую часть 3 турбины проходит весь пар. Расширяясь до давления p₁ пар совершает работу . После расширения некоторое количество пара α₁ отбирается от первой части турбины 3 к подогревателю 11, где отдает свою теплоту питательной воде и конденсируется. Остальное количество пара (1 - α₁) кг, расширяется во второй части турбины 4 до давления Р₂ и совершает удельную работу .

После расширения от него отбирается в подогреватель α₂ кг пара с энтальпией h₂. Оставшиеся кг пара расширяются в третьей 5 части турбины до конечного давления р_к и совершают удельную работу и поступают в конденсатор 6. Далее с помощью насосов 7 и 9 вода, пройдя через смешивающий 8 и регенеративные 10, 11 подогреватели, подается в котел.

Полная удельная работа цикла равна сумме работ, совершаемых паром во всех частях турбины: (3.4)

Расход теплоты на турбоустановку с регенерацией равен разности начальной энтальпии пара h₀ и питательной воды h_пв :

(3.5)

Термический КПД цикла Ренкина с регенерацией:

(3.6)

Если число подогревателей n, то удельная работа цикла составляет:

, (3.6)

где h₀ – начальная энтальпия пара; α_p , h_p – соответственно доля отбираемого пара и его энтальпия; α_k , h_k – соответственно доля пара, поступающего в конденсатор, и его энтальпия.

Число регенеративных отборов в ПТУ составляет от 4 до 13, общее повышение КПД благодаря генерации составляет 10-13%.

3.6. Циклы ядерных энергетических установок.

В ядерных энергетических установок (ЯЭУ) используется теплота цепных реакций деления ядер урана. ЯЭУ бывают одноконтурные (рис. 3.10,а) и двухконтурные (рис. 3.10, б).

Рис. 3.10. Принципиальная схема одноконтурной (а) и двухконтурной (б) ядерных энергетических установок.

1 – реактор; 2 – турбина; 3 – конденсатор; 4, 6 – насос; 5 – биологическая защита; 7 – парогенератор – теплообменник.

Реакция деления ядерного топлива происходит в реакторе 1. В одноконтурной ЯЭУ выделившиеся при делении ядер теплота передается воде, которая нагревается и превращается в пар. Из реактора пар направляется в турбину 2, где расширяется и совершает работу. Отработавший пар поступает в конденсатор, где конденсируется, конденсат насосом 4 подается в реактор. По такой схеме работают Ленинградская, Курская, Чернобыльская и другие АЭС.

В двухконтурной ЯЭУ используются два теплоносителя (рис. 3.10,б). В первом контуре с помощью насоса 6 циркулирует промежуточный теплоноситель (органические вещества, вода), который нагревается в ядерном реакторе 1 и отдает теплоту воде в парогенераторе – теплообменнике 7. Образовавшийся водяной пар совершает процессы, характерные для ПТУ. Реактор отделен биологической защитой 5. При определенных упрощениях цикл ЯЭУ можно рассматривать как цикл Ренкина.

3.7. Цикл парогазовых установок.

Представляет собой цикл с двумя рабочими телами: паром и газом (рис. 3.11).

Рис. 3.11. Принципиальная схема (а) и цикл парогазовой установки (б).

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – теплообменник; 5 – паровая турбина; 6 – конденсатор; 7 – генератор; 8 – котел-утилизатор; 9 – пароперегреватель.

Компрессор 1 повышает давление воздуха и подает его в камеру сгорания (КС) 2. Продукты сгорания поступают из КС в газовую турбину (ГТ) 3, совершают там работу и температурой 500-600⁰С газ из ГТ поступает в котел-утилизатор (КУ) 8. Газ в КУ отдает теплоту воде, превращая ее в пар, поступающий в пароперегреватель 9, а затем в паровую турбину 5, механически связанную с генератором 7. После турбины пар поступает в конденсатор 6, конденсат подается в теплообменник 4, где нагревается газом из котла-утилизатора. Нагретая вода поступает в КУ 8.

Парогазовый цикл установки (рис. 3.11,б) состоит из двух контуров: 0 – 1 – 3 – 4 – 5 – 0 – газовый цикл; 6 – 7 – 8 – 9 – 10 – 11 – 6 – пароводяной цикл. Газовый цикл состоит из процессов: 0 – 1 – адиабатное сжатие воздуха в компрессоре; 1 – 2 – подвод теплоты в КС при p=const; 3 – 4 – адиабатное расширение рабочего тела в ГТ; 4 – 5 – изобарный отвод теплоты в теплообменнике; 5 – 0 – отвод теплоты в окружающую среду.

Пароводяной цикл включает следующие процессы: 10 – 11 – адиабатное расширение пара в турбине; 11 – 6 – конденсация пара в конденсаторе; 6 – 7 – подвод теплоты к воде в теплообменнике; 7 – 8 – 9 – нагрев и парообразование воды в КУ; 9 – 10 – перегрев пара в пароперегревателе.

В цикле ГТУ подводимая теплота равна площади 3 – a – b – 1 – 3, а в цикле ПТУ площади 6 – 8 – 9 – 10 – d – c – 6. Полезная работа определяется суммой работ ГЦ и ПЦ - l_Г и l_П – пропорциональных площадям 01340 и 101168910.

Работу парового и газового циклов можно определить из выражения:

(3.7)

Количество подведенной в цикле теплоты

(3.8)

Термический КПД цикла ПГУ

(3.9)

Термический КПД ПГУ 45-60%. Первые отечественные ПГУ начали работать в 1956-58 г.г. Мощность современных ПГУ доходит до 500 МВт.

3.8. Циклы холодильных машин и тепловых насосов.

В холодильных машинах роль холодного источника выполняют воздух и содержание холодильной камеры, а в тепловых насосах – вода водоемов, окружающий воздух и т.п. Горячим источником теплоты у холодильных машин служит окружающая среда, а у тепловых насосов – отапливаемое помещение. За счет затраты энергии теплота отнимается от холодного источника и передается горячему. В зависимости от потребности можно использовать или охлаждающий или нагревающий эффекты. Установки, позволяющие переходить с режима охлаждения на режим нагрева помещения и наоборот называются кондиционерами воздуха.

Разработан ряд типов холодильных и теплонасосных установок: паровых, воздушных компрессорных, эжекционных, абсорбционных, электрических, магнитных. Рассмотрим принцип работы парокомпрессорной холодильной установки (рис. 3.12).

Рис. 3.12. Принципиальная схема (а) и цикл парокомпрессорной холодильной установки.

1 – комрессор; 2 – конденсатор; 3 – дроссельный вентиль; 4 – испаритель; 5 – охлаждаемое помещение.

Насыщенный пар хладоагента сжимается компрессором 1 и подается в конденсатор 2, где он теряет теплоту q₁ в окружающую среду и частично конденсируется. Из конденсатора 2 парожидкостная смесь направляется в дроссельный вентиль 3, где давление и температура смеси падает. После дросселя влажный пар поступает в испаритель 4, расположенный в охлаждаемом помещении 5, где за счет теплоты помещения q₂ хладоагент испаряется, забирая из помещения теплоту парообразования.

Термодинамический цикл установки включает следующие процессы: 1-2 – адиабатное сжатие хладоагента в компрессоре; 2-3-4 – отвод теплоты q₁ в окружающую среду и конденсация; 4-5 – дросселирование; 5-1 – испарение хладоагента за счет теплоты q₂, отбираемой в испарителе.

Холодильный коэффициент парокомрессорной установки определяется по выражению:

, (3.10)

где l₁ – работа, затрачиваемая на привод комрессора; h₁, h₂ – энтальпия парахладоагента на входе и выходе из компрессора; h₅ – энтальпия хладоагента, поступающего в испаритель.

Холодильный цикл может использоваться для нагревания теплоносителя, применяемого в системе отопления помещения. Холодильная установка, используемая для подвода теплоты к нагреваемому объекту, называется тепловым насосом. В таких установках теплота перекачивается от холодного источника (вода водоемов, окружающий воздух) к горячему. Работа теплового насоса аналогична работа паровой компрессорной установки.

Из холодного источника воздух (вода) подается в испаритель 4 (рис.3.12), где происходит процесс парообразования хладоагента. Пар хладоагента высокой степени сухости из испарителя направляется в компрессор 1, где адиабатно сжимается. Затем пар поступает в конденсатор, в котором за счет отдачи теплоты воде, циркулирующей в отопительной системе, происходит его конденсация. После конденсатора хладоагент в состоянии насыщения направляется в дроссельный вентиль 3, где дросселируется до малой степени сухости и затем поступает в испаритель 4.

За счет теплоты q₂, отбираемой у воды, содержащаяся во влажном паре жидкость испаряется, степень его сухости возрастает.

В рассматриваемом цикле теплота холодного источника (вода из водоема) посредством затраты работы передается горячему источнику (воде отопительной системы). При этом в отопительную систему поступает теплота q₁, равная сумме теплоты q₂, отбираемой у холодного источника, и работы l₁, затраченной для осуществления цикла. Эффективность цикла теплового насоса оценивается коэффициентом использования теплоты

(3.11)

В реальных теплонасосных установках .

3.9. Истечение, дросселирование газов и паров.

Истечение – движение рабочего тела через каналы с изменяющимся профилем.

Каналы, в которых происходит увеличение скорости потока, называется соплами.

Каналы, в которых происходит торможение потока называются диффузорами.

Рассмотрим процесс истечения газа из емкости через сужающееся сопло (рис. 3.13)

Рис. 3.13. Истечение газа из емкости (а) и изображение процесса истечения в h-S – диаграмме (б)

Параметры газа в емкости p₁, V₁, T₁, а на выходе из сопла: p₂, V₂, T₂. Начальная скорость с₁. Из уравнения 1-го закона термодинамики имеем:

(3.12)

Из уравнения видно, что увеличение кинетической энергии (dc>0) в сопле происходит при уменьшении давления в нем (dр<0) и падении энтальпии (dh<0).

Процесс истечения характеризуют скорость с₂, м/с и расход G кг/с. Из (3.12) скорость истечения:

(3.13)

В h-S диаграмме адиабатный процесс истечения через сопло изображается отрезком 1-2t, где разность энтальпий перед соплом и за соплом называют располагаемым теплоперепадом.

Для идеального газа справедливо:

(3.14)

,

Расход газа при истечении через сопло определяется из уравнения:

(3.15)

Из-за трения действительная скорость истечения газа меньше расчетной на 3-10%. Действительное состояние газа изображается прямой 1-2 (рис. 3.13, б).

При прохождении газа через участок с гидравлическим сопротивлением (клапаны, вентили) давление его падает. Процесс понижения давления рабочего тела при прохождении через сужение в каналах называют дросселированием. Падение давления при дросселировании объясняется потерей части кинетической энергии потока из-за трения и вихреобразования в месте сужения канала. Процесс происходит адиабатно и необратимо, работа расширения расходуется на преодоление сил трения и вихреобразование. Схема течения газа в канале с диафрагмой приведена на рис. 3.14.

Рис. 3.14. Схема дросселирования газа (а), диаграммы изменения давления (б), скорости (в), энтальпии (г) и изображение процесса дросселирования в h-S – диаграмме.

Из-за сопротивления и трения при дросселировании давление уменьшается (рис. 3.14, б). Этот процесс необратимый, сопровождается увеличением энтропии (S₂>S₁). При одинаковых сечениях канала до и после сужения скорости С₁ и С₂ одинаковы. При адиабатном дросселировании энтальпия газа не меняется (h₁=h₂) и дросселирование является изоэнтальпийным процессом. На h-s – диаграмме дросселирование изображается линией 1-2. В процессе дросселирования температура идеального газа не меняется. В реальных газах она либо повышается либо понижается. Дросселирование используют для охлаждения и сжижения газов.

3.10. Процессы в компрессорных машинах.

В компрессорах, вентиляторах, насосах осуществляется повышение давления рабочего тела за счет совершения работы. Рассмотрим процессы в поршневом компрессоре (рис. 3.15).

Рис. 3.15. Схема (а) и PV – диаграмма поршневого компрессора (б).

1, 2 – клапаны; 3 – поршень; 4 – цилиндр.

При движении поршня 3 слева направо через всасывающий клапан 2 происходит заполнение цилиндра 4 газом (линия 4-1 рис.3.15, б). При закрытых клапанах 1 и 2 и движении поршня справа налево происходит сжатие газа от Р₁ до Р₂, чему соответствует линия 1-2. В точке 2 открывается нагнетательный клапан 1 и газ выталкивается в резервуар или сеть высокого давления (линия 2-3). Далее клапан 1 закрывается и процесс повторяется.

Процесс сжатия сопровождается повышением температуры газа, что может вызвать возгорание смазки. Поэтому компрессор имеет систему водяного охлаждения.

Глава четвертая.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕОРИИ ТЕПЛООБМЕНА

4.1. Распространение теплоты, виды теплообмена.

Процесс переноса теплоты в пространстве называется теплообменом. Перенос теплоты осуществляется теплопроводностью, конвекцией и тепловым излучением.

Теплопроводность – молекулярный перенос теплоты между соприкасающимися частями тела с различными температурами. Теплопроводность наблюдается в твердых телах, а также в жидкостях и газах, если последние во всем своем объеме находятся в неподвижном состоянии.

Конвекция – перенос теплоты при перемещении в пространстве частиц жидкостей и газов из области с одной температурой в область с другой температурой. В этом случае эффект теплопроводности второстепенный. Свободная конвекция возникает в жидкости или газе, имеющем неоднородную плотность. Более нагретые элементы среды под действием архимедовой силы всплывают вверх, на их место подтекают более холодные элементы. Вынужденная конвекция происходит в потоке, создаваемом вентилятором, насосом или в неподвижной среде относительно которой перемещается тело.

Тепловое излучение – перенос энергии от одного тела к другому посредством электромагнитных волн.

Теплоотдача – конвективный теплообмен между твердой стенкой и движущейся средой.

Теплопередача – процесс теплообмена между двумя средами (жидкостью, газами или сыпучими телами) через разделяющую их стенку.

Температурное поле – совокупность температур во всех точках области в текущий момент времени.

Стационарность процесса теплообмена – неизменяемость температур во времени.

Тепловой поток – количество теплоты, переносимое в единицу времени с поверхности теплообъема в нормальном направлении:

, (4.1)

где q – плотность теплового потока Вт/м²; F – площадь поверхности теплообмена, м².

4.2. Теплопроводность.

Основным законом теплопроводности является закон Фурье (1822г.):

, (4.2)

где dt/dn – градиент температур; λ – коэффициент теплопроводимости Вт/ (м·k).

Знак минус в уравнении Фурье показывает, что удельный тепловой поток является векторной величиной, направление этого вектора противоположно направлению вектора температурного градиента:

Рис. 4.1. Направление градиента температур и вектора плотности теплового потока в температурном поле.

Коэффициент теплопроводности тела зависит от температуры и определяется по уравнению:

(4.3)

где λ₀ – коэффициент теплопроводности при 0 ⁰С; b – постоянная, определяемая для каждого материала опытным путем.

Частные особенности процесса теплопроводности определяются условиями однозначности. Условия однозначности определяют изменение температуры в теле, форму, размеры тела, его теплофизические постоянные.

Начальные условия характеризуют распределение температуры внутри тела в начальный момент времени.

Граничные условия характеризуют условия теплообмена на границах тела с внешней средой. Краевые условия – это совокупность начальных и граничных условий.

Рассмотрим теплопроводность через плоскую стенку (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Теплопроводность через однослойную плоскую стенку.

На рис. 4.2, t_ст1, t_ст2 – температура, соответственно, внутренней и наружной поверхности стенки; δ – толщина стенки. Для слоя толщиной dx на основании закона Фурье можно записать:

или (4.4)

Проинтегрировав последнее уравнение получим:

(4.5)

Из (4.5) следует, что температура по толщине стенки изменяется по линейному закону. При х=0, t=t_ст1 и C=t_ст1. При х=δ, t=t_ст2 уравнение (4.5) принимает вид:

или (4.6)

Общее количество теплоты, которое проходит через стенку, площадью F_ст , определяется по выражению:

(4.7)

4.3. Теплопередача.

Граничные условия на поверхности тела задаются: 1) распределением температур на поверхности тела (граничные условия 1-го разряда);

2) плотностью теплового потока для любой точки поверхности (граничные условия 2-го рода);

3) температурой окружающей среды и законом теплообмена между поверхностью тела и окружающей средой (граничные условия 3-го рода).

Процесс теплопередачи понимается как теплопроводность стенки при граничных условиях 3-го рода. Рассмотрим задачу о теплопроводности стенки, разделяющей две среды с температурами t_ж1, t_ж2 (t_ж1> t_ж2) и коэффициентами теплоотдачи α₁ и α₂. Коэффициент теплоотдачи α характеризует интенсивность теплообмена между поверхностью тела и окружающей средой Вт/(м²·k)

Рис. 4.3. Теплопередача через плоскую стенку.

Плотность теплового потока, передаваемого от горячей среды к стенке, проходящего через стенку и отдаваемого от стенки к холодной среде, одна и та же и определяется по выражению:

(4.8)

Из (4.8) запишем:

; ; (4.9)

Сложив правые и левые части уравнений (4.9) получим выражение для плотности теплового потока:

(4.10)

где - коэффициент теплопередачи, Вт/(м²·К).

При известных температурах сред t_ж1 и t_ж2 из выражений (4.9) находятся температуры на внешних поверхностях стенки:

(4.11)

Интенсификация теплопередачи осуществляется следующими путями:

1. Увеличение площади поверхности стен за счет оребрения.

2. Турбулизация потока за счет шероховатостей, вставок.

Для снижения теплопередачи, уменьшения теплового потока используют тепловую

изоляцию.

4.4. Нестационарная теплопроводность.

Нестационарная теплопроводность – теплопроводность в температурном поле тела переменном как в пространстве так и во времени.

Пример нестационарной теплопроводности – нагрев слитка в факельной печи (рис. 4.4)

Рис. 4.4. Изменение температуры в теле в процессе нестационарной теплопроводности.

t_ф – температура факела; t_задан - заданная температура; t_пов , t_ц – температура, соответственно, поверхности и центра слитка; τ – время.

Решение задачи нестационарной теплопроводности заключается в отыскании функции

(4.12)

Задачи нестационарной теплопроводности решаются как точными аналитическими, так и приближенными методами. При аналитическом способе решение уравнения (4.12) представляют в виде зависимости ряда безразмерных комплексов:

(4.13)

где θ – безразмерная температура тела; B_i – критерий Био, характеризующий связь температурного поля в теле с условиями внешней теплоотдачи; F₀ – критерий Фурье, представляющий безразмерное время; x – безразмерная координата.

(4.14)

где l₀ – размер тела.

Выражение (4.13) представляют в виде номограмм. Пользуясь этими номограммами определяют время F₀ охлаждения и нагрева до заданной температуры по известным условиям теплоотдачи на поверхностях; находят температуру тела для времени θ; определяют интенсивность теплоотдачи на поверхностях тела B_i при заданных θ и F₀. Функция рассчитана и приводится в литературе в виде программ для различных тел.

4.5. Конвективный теплообмен.

Конвективный теплообмен – это теплообмен между жидкостью (газом) и твердым телом при их непосредственном соприкосновении.

Процесс происходит при совместном действии теплопроводности и конвекции.

Тепловой поток при конвективном теплообмене определяется по формуле Ньютона:

(4.15)

где α – коэффициент теплоотдачи, [Вт/(м²·К]; t_c , t_ж – температура, соответственно, стенки и жидкости; F – площадь поверхности стенки.

Удельный тепловой поток определяется по формуле

(4.16)

Определение коэффициента теплоотдачи является сложной, труднорешаемой задачей. Экспериментальными исследованиями было установлено, что коэффициент теплоотдачи зависит от параметров жидкости, (газа): коэффициентов теплопроводности λ, кинематической вязкости ν, теплоемкости с, скорости w потока, его температуры t_ж , а также от параметров поверхности: температуры t_c , формы Ф, размеров l₁ , l₂ , l₃ и т.д.

(4.17)

Из-за большого количества переменных трудно разработать формулы для расчета коэффициента теплоотдачи. Чаще всего α определяют по экспериментальным данным и формулам. Для этих целей используется теория подобия и теория теплового моделирования. Теория подобия исходит из подобия физических процессов. Например, течение воды в ручье подобно течению воды в полноводной реке при определенных условиях. При моделировании соблюдается геометрическое, тепловое, кинематическое подобие – модель в масштабе подобна объекту. Под тепловым подобием понимается подобие температурных полей и тепловых потоков. Кинематическое подобие это подобие в модели и образце сил инерции, вязкости, тяжести. В теории подобия определяют критерии подобия, используя которые в расчетах получают результаты, являющимися действительными за пределами проведенного эксперимента (т.е. ручьем при определенных условиях можно моделировать полноводную реку).

Коэффициент теплоотдачи определяют с помощью экспериментов на моделях и, используя теорию подобия, переносят результаты на объект.

Основные критерии подобия. Критерий Рейнольдса:

(4.18)

где w – скорость потока, м/с; d – эквивалентный диаметр канала, м; ν – коэффициент кинематической вязкости, м²/с.

Критерий Рейнольдса Re характеризует режим движения жидкости. При малых силах инерции (w, d) и больших силах вязкости ν движение ламинарное, при малой вязкости и больших силах инерции движение турбулентное. Чем больше Re, тем больше турбулентность. Критерий Грасгофа:

(4.19)

где β_р – коэффициент объемного расширения, k^-1; g – ускорение силы тяжести; β_р=1/Т – для идеального газа; l – размер тела; Δt – разность температур потока и стенки, k.

Критерий Грасгофа или критерий подъемной силы характеризует подобие при свободном движении жидкости.

Свободная или естественная конвекция, теплообмен при этом виде конвекции возникает за счет разности плотностей неравномерно нагретых жидкости или газа, находящихся в поле тяжести. Критерий Грасгофа отражает соотношение между подъемной силой, заставляющей частицы всплывать (архимедова сила) и силой вязкого трения, препятствующей подъемной силе. Чем G_r больше, тем свободное движение интенсивное. Критерий Нуссельта:

(4.20)

где α – коэффициент теплоотдачи Вт/(м²·k); l – размер, м.

Критерий Нуссельта N_u характеризует отношение между интенсивностью теплоотдачи и температурным полем в пограничном слое потока. Чем N_u больше, тем интенсивнее конвективный теплообмен. Критерий Прандтля:

(4.21)

где с_р – теплоемкость жидкости при постоянном давлении, Вт·ч/(кг·К), - коэффициент температуропроводности, м²/с; λ – коэффициент теплопроводности жидкости Вт/(м·К), ρ – плотность кг/м³.

Критерий Прандтля Pr характеризует физические свойства жидкости и способность распространения теплоты в жидкости. Для газов Pr =0,67÷1,0, для жидкости Pr = 1÷2500; для жидких металлов Pr = 0,005 – 0,05. Критерий Пекле:

(4.22)

Критерий Пекле Pe характеризует отношение теплопроводного и конвективного переноса теплоты в потоке.

Коэффициент теплоотдачи α, Вт/(м²·К), для газов имеет следующее значение: 1) при естественной конвекции 6÷100; 2) при движении в трубах или между ними 12÷300; для воды 1) при естественной конвекции 100÷1000; 2) при движении в трубах 1000÷1200; 3) при кипении в трубах 580÷52000 и выше; 4) при пленочной конденсации водяного пара 4650÷17500; 5) при капельной конденсации 46500÷140000.

Коэффициент теплоотдачи определяют с помощью экспериментов на моделях и, используя теорию подобия, переносят полученные результаты на объекты. Для этого на основе опытов составляют критериальные уравнения

(4.23)

При вынужденном движении жидкости свободная конвекция незначительна и критерий Гросгофа не учитывается:

(4.24)

При свободном движении жидкости из (4.23) исключается критерий Re:

(4.25)

4.6. Теплоотдача при естественной конвекции.

Естественная конвекция наблюдается при отоплении помещений, теплоотдаче от теплообменников, при нагревании жидкости в сосудах.

Рис. 4.5. Движение жидкости при естественной конвекции в неограниченном пространстве, нагрев стенки (а), горизонтальной трубы изнутри (б), вертикальной стенки (в).

1 – ламинарный участок; 2 – локонообразный; 3 – турбулентный участок.

Для определения коэффициента теплоотдачи используют следующие уравнения:

(4.26)

где c, m – константы, определяемые экспериментально; l – геометрический размер (для труб – диаметр; для стен – высота).

При расчете теплообмена в замкнутом пространстве сложный процесс теплообмена заменяют теплопроводностью.

4.7. Теплоотдача при вынужденной конвекции.

Теплоотдача при вынужденной конвекции используется в теплообменных устройствах. Вынужденное движение рабочего тела осуществляется с помощью насосов, вентиляторов, компрессоров.

Рис. 4.6. Вынужденное ламинарное (а) и турбулентное (б) движение жидкости.

Характер движения жидкости ламинарный (спокойный) или турбулентный, с перемешиванием слоев определяется числом Рейнольдса (рис. 4.6). Ламинарный режим при Re<2300, переходный при 2300<Re<10000, стабильный турбулентный режим при Re>10000.

При турбулентном движении у стенки есть ламинарный пограничный слой, ограничивающий теплоотдачу от жидкости к стенке.

При вынужденной конвекции передача тепла от тела в жидкость и наоборот определяется скоростью движения жидкости. Передается не только тепло, но и количество движения.

Для теплообменных устройств интенсивность теплового переноса (коэффициент теплоотдачи) повышают, увеличивая скорость потока жидкости.

Коэффициент теплоотдачи при вынужденном движении жидкости определяют по выражению:

(4.27)

где c, m, n определяются по опытным данным эксперимента.

4.8. Теплоотдача при кипении жидкости.

Механизм парообразования и интенсивность теплообмена зависят от разности температур стенки и жидкости (рис. 4.7)

Рис. 4.7. Зависимость плотности теплового потока q и коэффициента теплоотдачи α от перегрева стенки ( в логарифмических координатах).

При Δt<5⁰C – конвективный теплообмен. При увеличении Δt возникают пузырьки и идет пузырьковое кипение, при котором коэффициент теплоотдачи и тепловая нагрузка возрастают.

При дальнейшем увеличении Δt пузырьки пара соединяются и образуют паровую пленку, что соответствует Δt_кр. Пленка периодически отрывается от стенки, но образуется на её месте новая пленка. Такое кипение называется пленочным.

Т.к. теплопроводность пара значительно меньше теплопроводности жидкости, то коэффициент теплоотдачи резко уменьшается. Величина Δt_кр, q_кр, α_кр, соответствующие переходу пузырькового режима кипения в пленочное называются критическими. Для воды Δt_кр=25⁰С, α_кр =46500 Вт/(м²·К); q_кр =1,16·10⁶ Вт/м².

В технике работают в режиме естественной конвекции и пузырькового кипения, стараясь не приближаться к критической тепловой нагрузке.

4.9. Теплоотдача при конденсации.

Переход из газообразного состояния в жидкое называют конденсацией. На практике часто встречается конденсация на поверхности твердого тела – поверхностная конденсация. Конденсат выпадает на поверхности в виде капель или сплошной пленки. Освобождающаяся при конденсации теплота передается холодной поверхности.

При капельной конденсации есть контакт пара со стенкой, теплообмен протекает интенсивно. При пленочной конденсации пар отделен от стенки пленкой со значительным термическим сопротивлением, теплообмен протекает в 5-10 раз слабее чем при капельной конденсации (рис. 4.8).

Рис. 4.8. Течение конденсата по вертикальной поверхности (а), изменение коэффициента теплоотдачи по высоте стенки (б), изменение температуры по толщине пленки δ (в).

На коэффициент теплоотдачи оказывает влияние направление движения пара. Наибольшее значение α имеет при ромбическом расположении труб под углом 60⁰.

4.10. Теплообмен излучением.

Теплообмен излучением осуществляется посредством электромагнитных волн. Количество энергии, излучаемое телом в единицу времени, называется потоком излучения Q; количество энергии, излучаемое телом в единицу времени с единицы площади, называется плотностью потока излучения q:

; (4.28)

Различают собственный поток излучения Q_соб тела, падающий на тело поток излучения Q_пад, отраженный телом поток излучения Q_отр, поглощенный телом поток излучения Q_погл, результирующий поток излучения Q_рез, как разница поглощенного и собственного потоков, эффективный поток излучения Q_эф – общий поток излучения тела, Q_пр – поток излучения, прошедший сквозь тело.

Взаимодействие излучений и тел характеризуется коэффициентами поглощения А, отражения R, пропускания D:

; ; (4.29)

При А=1, R=0, D=0 имеем абсолютно черное тело (АЧТ), то есть тело которое поглощает все падающее на него излучение.

Закон теплового излучения Планка устанавливает распределение интенсивности излучения тела по длинам волн в зависимости от температуры:

, (4.30)

где с₁, с₂ – постоянные излучения; λ – длина волны излучения; Т – температура тела.

Из закона излучения Планка следует, что чем выше температура тела, тем больше смещение максимума излучения в сторону коротких волн (рис. 4.9).

Рис. 4.9. Зависимость плотности потока излучения АЧТ от длины волны.

Закон Стефана-Больцмана устанавливает зависимость плотности потока излучения АЧТ от температуры:

(4.31)

где с₀=5,67 Вт/(м²·К) – излучательная способность АЧТ; Т₀ – температура АЧТ.

Излучательная способность реальных тел меньше чем у АЧТ и характеризуется коэффициентом теплового излучения ε:

(4.32)

где q_соб – плотность потока излучения тела.

Из (4.32) и (4.31) имеем:

(4.33)

Закон Кирхгофа устанавливает взаимосвязь между коэффициентами излучения и поглощения тел:

(4.34)

Коэффициент излучения тела равен его коэффициенту поглощения при той же температуре ε=А.

Закон Ламберта устанавливает зависимость плотности потока излучения тела от направления излучения:

(4.35)

Рис. 4.10. Излучение тела в направлении нормали N и под углом φ (а) и изменение плотности излучения тела в зависимости от угла φ.

Рассмотрим теплообмен излучением между двумя телами в замкнутом пространстве (рис. 4.11).

Рис. 4.11. Теплообмен между двумя телами.

Тело 1 с температурой Т₁ излучает на тело 2 с температурой Т₂. Результирующий тепловой поток с тела 1 на тело 2 определяется по выражению:

, (4.36)

где φ₁₂ – средний угловой коэффициент излучения тела 1 на тело 2; ε_пр12 – приведенный коэффициент излучения тела 1 на тело 2; F₁ – площадь поверхности тела 1.

Приведенный коэффициент излучения определяется по выражению:

(4.37)

Угловые коэффициенты излучения одного тела на другое определяют по таблицам или аналитически по расчетным формулам.

Плотность результирующего потока излучения газа в печах и топках на поверхность нагрева определяется по выражению:

(4.38)

Приведенный коэффициент излучения определяется по следующему выражению:

(4.39)

где - коэффициенты излучения, соответственно, газа и поверхности.

Глава пятая.

ТОПЛИВО И ПРОЦЕССЫ ГОРЕНИЯ.

5.1. Характеристики топлива.

Топливо – вещество для получения теплоты. В настоящее время используют два вида топлив: органическое и ядерное.

Топливо органическое – выделяющее энергию в результате химических реакций при окислении горючих компонентов, входящих в состав топлива.

Ядерное топливо – выделяющее энергию в результате ядерных преобразований.

Природное органическое топливо: твердое – уголь, торф, сланцы, древесина; жидкое – нефть и продукты её переработки (бензин, керосин, мазут и др.); газообразное – природный и искусственный газ. Состав топлива: углерод С, водород Н, кислород О, в небольших количествах сера S и азот N, а также минеральные соединения и влага W.

В жидком топливе различают рабочую и сухую массы, в твердом рабочую, сухую, сухую беззольную, массы.

Сухая беззольная – это горючая масса, состоящая из С, Н, О, S. Влага и минеральные соединения это балласт. Сухая беззольная и минеральные соединения составляют сухую массу топлива. Сухая масса и влага образуют рабочую массу топлива (индекс р).

Состав топлив принято представлять в виде суммы масс химических элементов:

(5.1)

где - летучая сера, состоящая из органической и колчеданной; А_р – минеральные соединения.

Горючая масса – масса веществ в составе топлива, которые могут принять участие в процессе горения (индекс г):

(5.2)

Сухая масса – масса топлива без влаги (индекс с):

(5.3)

Твердые природные топлива выделяют при нагревании газообразные и жидкие продукты термического разложения (летучие V_л), остается твердый остаток – кокс, содержащий углерод и золу.

В горючую смесь входят горючее, окислитель, балластные вещества. В качестве окислителя топлива используется кислород двух сортов: сорт А с чистотой 99,2%, сорт Б с чистотой 98,5%.

Состав газообразного топлива может быть представлен в виде суммы объёмов компонентов:

(5.4)

Здесь СН₄ – метан; - высшие углеводородные соединения; H₂S – сероводород.

Количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы объема или массы топлива называется теплотой сгорания. Высшей теплотой сгорания называют количество теплоты, полученное при сгорании 1кг твердого, жидкого топлива или 1м³ газообразного топлива (при 0⁰С и 0,1МПа) и конденсации водяных паров продуктов сгорания.

Низшая теплота сгорания топлива - количество теплоты, выделившееся при полном сгорании единицы топлива и испарении влаги, содержащейся в топливе.

Низшая теплота сгорания отличается от высшей количеством теплоты, расходуемой на испарение влаги топлива. На испарение 1кг влаги расходуется 0,7 кВт·ч энергии. Влага находится в топливе, а также образуется при сгорании находящегося в топливе водорода. Теплотехнические расчеты обычно производятся по низшей теплоте сгорания так как температура газоотводящих трактов превышает 100⁰С и конденсации водяных паров не происходит.

Несгоревший остаток, образующийся после сгорания топлива и состоящий из минеральных примесей, называется золой. Часть золы в процессе горения оплавляется и превращается в шлак. Отношение массы золы к массе топлива называют зольностью А. Влажность W – количество влаги в топливе.

5.2. Горение топлива.

Горение – экзотермическая окислительно-восстановительная реакция топлива с окислителем. Максимальное тепловыделение в процессе горения происходит при определенных соотношениях масс исходных веществ, вступающих в реакцию горения. Эти соотношения называют стехиометрическими.

Материальный баланс для твердого и жидкого топлива стехиометрической реакции окисления следующий:

С + О₂ = СО₂ + Q₁ (5.4)

12кг + 32кг = 44кг

Реакция (5.4) происходит при полном сгорании углерода с выделением тепловой энергии Q₁. При неполном сгорании углерода реакция протекает следующим образом:

2С + О₂ = 2СО + Q₂ (5.5)

24кг + 32кг = 56кг

2Н₂ + О₂ = 2Н₂О + Q₃ (5.6)

4кг + 32кг = 36кг

Из реакции горения углерода следует, что для полного сгорания 1кг углерода необходимо 32/12 = 2,67кг кислорода и при этом образуется 3,67кг углекислого газа СО₂.

В реальных условиях для полного сгорания топлива требуется несколько больший объем воздуха. Содержание кислорода в воздухе 21% по объему. Отношение объема воздуха, необходимого для полного сгорания топлива, к теоретически необходимому объему воздуха называется коэффициентом избытка воздуха α_в:

(5.7)

Для газообразных топлив для твердых .

При сжигании топлива с избытком воздуха объем продуктов сгорания, газов определяется по выражению:

(5.8)

где - объем сухих газов; - объем водяного пара.

Отношение выделившегося тепла Q после сгорания топлива к теплу Q_п, которое должно выделиться при полном сжигании всех горючих веществ топлива называется коэффициентом химической неполноты сгорания:

(5.9)

Гомогенное горение – топливо и окислитель находятся в одинаковом фазовом состоянии. При гетерогенном горении топливо и окислитель находятся в различном агрегатном состоянии.

Скорость горения W_г зависит от концентрации веществ, температуры и давления.

, (5.10)

где k – константа; с_Ас_В – концентрация веществ; р^п – давление; Т – температура.

Зависимость скорости реакции от температуры имеет следующий вид:

Рис. 5.1. Зависимость W_r = f (T)

Повышение температуры с 500 до 1000К ведет к возрастанию скорости химической реакции в 500 млн. раз. Полное время сгорания топлива τ_п складывается из времени контакта топлива с окислителем (физическая стадия процесса) τ_ф и времени протекания химической реакции τ_х:

(5.11)

Если τ_ф>> τ_х – горение называется диффузным при котором время подвода окислителя к топливу больше времени химической реакции. Если τ_ф<< τ_х , то горение называется кинетическим, происходит при предварительном смешении газа с воздухом до подачи смеси в камеру сгорания.

Температура горения – температура газообразных продуктов сгорания.

Для одного вида топлива и любого режима его горения – кинетического, диффузного, ламинарного, турбулентного при одинаковой полноте сгорания температура горения Т_г будет одна и та же.

Температура горения Т_г определяется по выражению:

, (5.12)

где Q_ф - теплосодержание воздуха и топлива до реакции горения; Q_т – тепло, воспринятое средой камеры; Q_д – тепло, затраченное на диссоциацию; Q_х – тепловые потери от химической и физической неполноты сгорания; ΣV – объем продуктов сгорания; с_р – теплоемкость продуктов сгорания.

Максимальная, адиабатическая температура горения достигается при полном адиабатическом (отсутствие теплообмена со средой) сжигании топлива:

(5.13)

При определении калориметрической температуры учитывается тепло свежей горючей смеси:

(5.14)

Адиабатическую температуру называют также жаропроизводительностью топлива.

Температура, рассчитанная с учетом эндотермических реакций диссоциации углекислого газа и воды, называется теоретической:

(5.15)

Диссоциация по своему эффекту эквивалентна процессу неполного сгорания. До температуры 1773 К диссоциацией пренебрегают. Диссоциация водяного пара и углекислоты объясняется наступлением равновесия:

(5.16)

Температура горения некоторых газов в кислороде: водород 2760⁰С; пропан 3049⁰С; ацетилен 3210⁰С. При подогреве горючей смеси температура горения увеличивается на 0,5 градуса на каждый градус температуры смеси.

5.3. Способы сжигания топлива и горелочные устройства.

Для сжигания твердого топлива используют следующие способы: слоевой, факельный, вихревой, в кипящем слое. Для сжигания жидких и газообразных топлив применяется факельный способ сжигания.

При слоевом процессе горения поток воздуха проходит сквозь неподвижный или медленно движущийся слой топлива и, взаимодействия с ним, превращается в поток топочных газов (рис. 5.2)

Рис. 5.2. Сжигание твердого топлива в плотном слое.

Слоевые топки применяются в котлах средней и малой мощности. При факельном сжигании твердое топливо предварительно размельчается и в виде пыли вдувается в топку, где сгорает во взвешенном состоянии (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Топка с факельным сжиганием пылевидного топлива.

1 – горелка; 2 – камера топки; 3 – трубы и барабан; 4 – трубы заднего экрана; 5 – шлаковая воронка; 6 – устройство для удаления шлака и золы; 7 – факел.

Размол топлива увеличивает поверхность химической реакции горения и способствует лучшему сгоранию топлива. Размол топлива осуществляется в дробилках и мельницах. Длительность пребывания частиц топлива в топочном пространстве не превышает времени пребывания продуктов сгорания в топке 1,5÷3 с.

Вихревой способ сжигания топлива реализуется в циклонных топках (рис. 5.4).

Рис.5.4. Сжигание твердого топлива в циклонной топке.

Циклонные топки предназначены для сжигания мелкодробленого топлива и грубой пыли. Крупные частицы угля находятся во взвешенном состоянии длительное время до полного их выгорания. В топках сжигают частицы угля до 5,5 мм, воздух подают со скоростью до 100 м/с по касательной к образующей циклона создавая мощный вихрь. Температура в топке около 2000⁰С, зола плавится, жидкий шлак стекает в шлакоприемник.

Сжигание топлива в кипящем (псевдоожиженном) слое является промежуточным между слоевым и факельным (рис.5.5).

Рис. 5.5. Сжигание твердого топлива в кипящем слое.

В камере сжигают топливо размером 5÷10 мм при скорости воздуха 0,1 – 0,5 м/с. Частицы топлива находятся во взвешенном состоянии, циркулируют в объеме камеры, что создает впечатление кипящей жидкости.

В котельных установках в качестве топлива используют мазут. Его применяют также как растопочное топливо для пылеугольных топок и дополнительное при комбинированном сжигании газа. Мазут сжигают в распыленном состоянии, для дробления топлива на отдельные капли используются форсунки (рис. 5.6, а).

Рис. 5.6. Мазутная форсунка (а) и газовая горелка (б).

При дроблении топлива увеличивается площадь соприкосновения мазута с воздухом и скорость реакции горения возрастает.

На рис. 5.6, б изображена диффузная газовая горелка. Газ и воздух движутся в горелке параллельными струями и вводятся в топочную камеру раздельно где, смешиваясь, образуют факел. Для создания факела используются также горелки предварительного смешения или кинетические горелки. Горючая смесь образуется в смесителе горелки, а в топочной камере происходит кинетическое горение.

Мощность или тепловой поток факела определяется по выражению:

(5.17)

где В – расход топлива м³/ч; - теплота сгорания топлива кВт·ч/м³.

Глава шестая.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ, ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ

6.1. Котельные установки.

Котельная установка состоит из котельного агрегата и вспомогательного оборудования (рис. 6.1). Котельным агрегатом называется энергетическое устройство для получения пара с заданным давлением р, МПа и температурой t, ⁰С или горячей воды повышенного давления.

Рис. 6.1. Принципиальная схема котельной установки.

1 – бункер топлива; 2 – мельница; 3 – вентилятор; 4 – горелка; 5 – топка; 6 – экраны топки; 7 – барабан; 8 – пароперегреватель; 9 – водяной экономайзер; 10 – воздухоподогреватель; 11 – бак воды; 12 – питательный насос; 13 – вентилятор; 14 – контур здания котельной; 15 – золоулавливающее устройство; 16 – дымосос; 17 – труба; 18 – насосная для откачки золошлаковой пульпы; 19 – факел.

Топливо со склада после дробления подается конвейером в бункер 1 далее поступает в мельницу 2. После размельчения пылеугольное топливо вентилятором 3 подается к горелкам 4 топки 5. К горелкам вентилятором 13 через воздухонагреватель 10 подается воздух. Топливо и воздух, вступая в реакцию горения, образуют факел 19.

Вода для питания котла подается из бака 11 насосом 12 через водяной экономайзер 9 в барабан 7. Испарение воды происходит в экранах 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8, а затем направляется к турбине или потребителю пара.

Температура факела 1500-1700⁰С, под действием тепла факела вода в экранах испаряется. Отдав тепло воде, температура газов в верхнее части топки снижается до 1000⁰С. Газы омывают пароперегреватель, температура их снижается, далее по газовому тракту они отдают тепловую энергию воде, воздуху и покидают котел с температурой около 100⁰С. Уходящие газы очищаются в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17. Зола и шлак из топки удаляются насосом 18 по трубопроводам в золоотвалы.

По характеру движения воды, пароводяной смеси и пара паровые котлы подразделяются на: барабанные с естественной циркуляцией; прямоточные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией движение воды в опускных трубах и пароводяной смеси в экранных трубах осуществляется вследствие разности плотностей: пароводяная смесь в экранных трубах вверх, вода в опускных трубах вниз.

В прямоточных котлах отсутствует барабан, вода прокачивается насосом через экономайзер, экраны, пароперегреватель, включенные последовательно. Вся вода, поступающая в тракт, превращается в пар.

По паропроизводительности выпускают котлы от 20 до 250 т/ч, по давлению от 1,4 МПа до 35 МПа, температура пара от 250 до 570⁰С. Температура питательной воды от 50 до 260⁰С.

Тепловой баланс котельного агрегата имеет вид:

(5.18)

- количество тепловой энергии, поступившее в котел; Q₁ – использованная, полезная тепловая энергия, которая идет на нагрев воды, преобразование воды в пар, передается рабочему телу в конвективных поверхностях газохода; Q₂, Q₃, Q₄, Q₅, Q₆, ΣQ_пот - потери тепловой энергии, соответственно, с уходящими газами; от химической неполноты сгорания топлива; от механической неполноты сгорания; в окружающую среду через ограждение котла; с физической теплотой шлака; сумма потерь тепловой энергии.

Количество тепловой энергии, поступившей в топку парового котла или располагаемая теплота определяется по выражению:

(5.19)

где - низшая теплота сгорания топлива; - физическая теплота соответственно, топлива, воздуха при его подогреве вне котла, пара, при его использовании для распыливания топлива в форсунке.

Коэффициент полезного действия котла находится по выражению:

(5.20)

где Q_пол, Q – соответственно, полезная и полная энергия котла.

Различают КПД котла брутто (5.20) и нетто, когда из полезной энергии вычитается

энергия на собственные нужды котла: на привод вентиляторов, насосов и результат делится на полную энергию котла.

6.2. Паровые турбины.

Паровая турбина это двигатель, в котором энергия пар преобразуется в механическую работу. На рис. 6.2 приведен принцип действия струи пара на лопатку.

Рис. 6.2. Воздействие струи пара на лопатки в виде прямоугольной пластины (а), полусферы (б), изогнутые под углом 10 – 30⁰ (в).

1 – сопло; 2 – струя пара; 3 – лопатка; Р – сила.

От формы лопаток зависит усилие, развиваемое турбиной. При изготовлении лопаток в виде полусфер сила воздействия струи возрастает в 2 раза по сравнению с силой, воздействующей на лопатку в виде прямоугольного параллелепипеда. Случай, изображенный на рис. 6.2, б трудно реализуем на практике. Поэтому струя пара, вытекающая из сопла подается на лопатки, изогнутые под некоторым углом к плоскости вращения (рис. 6.2, в) при этом сила струи в 1,7 раза большем, чем в случае, изображенном на рис. 6.2,а.

Современные турбины выполняются многоступенчатыми с числом ступеней от 3 до 30 и более (рис. 6.3).

Пар

Рис. 6.3. Паровая турбина с 3-мя ступенями (а) и изменение скорости и давления потока по ступеням (б).

1 – корпус; 2 – патрубик; 3 – диафрагма; 4 – рабочее колесо; 5 – сопло; 6 – лопатка.

На общем валу турбины закреплены три рабочих колеса 4 с рабочими лопатками. Сопло 5 расположены в корпусе и диафрагмах, отделяющих одну ступень от другой (на рис. не показаны). Пар через сопла поступает на криволинейные лопатки, закрепленные на рабочем колесе и создает окружную силу, вращающую рабочее колесо. В турбине сухой пар расширяется, проходит через состояние насыщения и становится влажным: смесью сухого насыщенного и капель воды. Содержание влаги на выходе из турбины для её надежной работы не должно превышать 10 – 13%. Влажный пар из турбины поступает в конденсатор, где превращаются в воду, имеющую температуру насыщения.

Мощность на валу турбины Р_в меньше внутренней мощности Р_т на значение потерь механических (в подшипниках и т.д.) и потерь от трения и завихрения потока в каналах, перетечек пара в зазорах и т.д. Коэффициент полезного действия турбины определяется по выражению:

(5.21)

КПД турбин .

Паровые турбины для привода турбогенераторов выпускают мощностью от 2,5 МВт до 1600 МВт на параметры свежего пара р₀=3,4 – 30 МПа, t₀=435÷570⁰С. Типы турбин: конденсационные с отоплением (теплофикационные); конденсационные с производственным отбором пара; с противодавлением; теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара.

Конденсационные турбины характеризуются тем, что пар, пройдя через турбину, направляется в конденсатор, где конденсируется, теряя теплоту. Из промежуточных ступеней часть пара отбирается для подогрева питательной воды.

В конденсационных турбинах, предназначенных для совместной выработки электроэнергии и пара, пар отбирается на теплофикацию, а оставшийся, пройдя последние ступени турбины, направляется в конденсатор. При производственном отборе пара он имеет более высокие параметры.

Турбины с противодавлением отличаются от предыдущих типов тем, что после них отсутствует конденсатор и весь пар идет на отопление и производственные нужды.

Конденсационная установка предназначена для создания за паровой турбиной вакуума с целью увеличения теплоперепада и повышения термического КПД установки. Отработавший пар поступает в конденсатор сверху и соприкасаясь с поверхностью трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода, конденсируется. Конденсат стекает вниз и из сборника насосом подается через регенеративные подогреватели в паровой котел. При конденсации пара давление в конденсаторе падает и поддерживается в пределах 3 – 7 кПа.

6.3. Газотурбинные установки.

Рис. 6.4. Газотурбинная установка.

1 – генератор; 2 – устройство топливоподачи; 3 – камера сгорания; 4 – воздух из компрессора; 5 – горелка; 6 – факел; 7 – газоход; 8 – вспомогательный двигатель; 9 – газовая турбина; 10 – компрессор.

Газотурбинная установка (ГТУ) работает следующим образом (рис. 6.4). Компрессор 10 засасывает из атмосферы воздух, сжимает его и подает в камеру сгорания (КС) 3, куда из горелки 5 поступает через устройство топливоподачи 2 топливо. Топливо смешивается с воздухом и сгорает, продукты сгорания поступают в газовую турбину (ГТ) 9. В газовой турбине потенциальная энергия газов преобразуется в механическую энергию, а затем в электрическую энергию в генераторе 1. Запуск ГТУ производится пусковым электродвигателем 8.

Степень сжатия компрессора определяется по выражению:

, (5.22)

где - давление, соответственно, перед компрессором и за компрессором.

Давление в тракте ГТУ 1,3 – 1,7 МПа, это в 10 – 15 раз меньше чем в ПТУ. Прогрев и пуск ПТУ занимает от часа до нескольких часов, ПТУ – 10 – 15 минут.

Воздух при сжатии нагревается, температура воздуха после сжатия Т_в определяется по выражению:

, (5.23)

Где Т_а – температура воздуха перед компрессором. Например, если Т_а – 300К (Т_а=27⁰С), то Т_в=600К, т.е. воздух нагревается на 300⁰С.

Давление воздуха в КС 1,3 – 1,7 МПа, давление топливного газа должно быть больше давления воздуха. Расход газа составляет 1 – 1,5% от расхода воздуха. Температура газов на выходе из КС 1350 – 1400⁰С. В проточной части ГТ газы расширяются до атмосферного давления.

Компрессор потребляет примерно половину или чуть больше мощности ГТ. Например, Р_гт=180МВт, Р_комп=196 МВт, где Р_гт – полезная мощность газовой турбины.

Температуру газов за турбиной можно определить по выражению:

, (5.24)

где -соответственно температура газов перед турбиной и за турбиной.

Например при П_к=16, Т_с=1400⁰С, Т_d=563⁰С. КПД газотурбинных установок .

При уменьшении нагрузки газовой турбины для уменьшения подачи воздуха от компрессора его лопатки выполняются поворотными вокруг вертикальной оси на 25 – 30⁰. Это позволяет регулировать мощность на 50 – 100%. Схема ГТУ приведена на рис. 6.5.

Рис. 6.5. Схема ГТУ.

К – компрессор; В – воздух; Т – топливо; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; УГ – уходящие газы; Г – генератор.

6.4. Принципиальные схемы паротурбинных электрических станций, теплоснабжение.

Тепловые электрические станции (ТЭС) по технологической схеме паропроводов делятся на блочные и с поперечные связями. Блочные состоят из энергоблоков, в которых котел подает пар только для своей турбины, из которой он после конденсации возвращается в свой котел.

На ТЭС с поперечными связями все котлы подают пар в общий паропривод (коллектор) и от него питаются все турбины ТЭС. Это ТЭС на докритических параметрах пара и конденсационные электрические станции (КЭС) без промперегрева.

По давлению ТЭС классифицируются: а) докритического; б) сверхкритического давления.

На ТЭС вырабатывают электрическую энергию и тепловую энергию (тепло). Рассмотрим схему раздельной выработки электроэнергии и тепловой энергии (рис. 6.6).

Рис. 6.6. Принципиальные схемы раздельной выработки электроэнергии (а) и тепловой энергии (б).

ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПН – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла.

По схеме, изображенной на рис. 6.6,а работают конденсационные электростанции (КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, по схеме рис. 6.6,б – котельные, снабжающие потребители теплом. Наиболее часто применяются схемы ТЭС с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (рис. 6.7).

а)

Рис. 6.7. Принципиальная схема (а) и TS-диаграмма комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (б).

СП – сетевой подогреватель, ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПН – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла.

При комбинированной выработке тепловой и электрической энергии турбина называется «турбиной с противодавлением», так как давление за турбиной выше атмосферного.

Регулирование выработки тепловой энергии, в зависимости от сезона года, увеличение зимой и снижение летом, осуществляется по схеме отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной (рис. 6.8).

Рис. 6.8. Схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной.

РК-1, РК-2 – регулировочный клапан, соответственно, первый и второй, ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПТ – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла, СП – сетевой подогреватель, ЦВД, ЦНД – соответственно, цилиндры турбины высокого и низкого давления.

Зимой, когда необходимо вырабатывать большое количество тепловой энергии, РК-2 закрывают, пар в ЦНД не поступает, а весь после ЦВД подается в сетевой подогреватель и выработка ТЭЦ тепловой энергии увеличивается. Летом РК-2 открыт пар из ЦВД поступает в ЦНД и не поступает в сетевой подогреватель, выработка тепловой энергии прекращается, а электрической энергии увеличивается.

Для работы конденсатора ТЭЦ требуется большое количество холодной воды. В конденсаторе с температуры окружающей среды она нагревается на 8 – 10⁰С и покидает его. Один энергоблок 300 МВт за 1с расходует 10 м³ охлаждающей воды . Мощность электродвигателей насосов энергоблока 300 МВт составляет 2,5 МВт.

Газомазутные ТЭС можно строить в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев, пылеугольные ТЭС строят вблизи добычи угля.

6.5. Принципиальные схемы газотурбинных, парогазовых и атомных тепловых электростанций.

Принципиальная схема газотурбинной (ГТ) ТЭС приведена на рис. 6.9.

а)

Рис. 6.9. Схема (а) и цикл ГТ ТЭС (б).

КВД – компрессор высокого давления; ТВД – турбина высокого давления; КСВД – камера сгорания высокого давления; КНД – компрессор низкого давления; ТНД – турбина низкого давления; КСНД – камера сгорания низкого давления; Г – генератор; ВО – воздухоохладитель.

Газотурбинная установка выполнена двухвальной (рис. 6.9). На одном валу расположена КВД и турбина ТВД , этот вал имеет переменную частоту вращения. На втором валу расположены турбина ТНД, приводящая компрессор КНД и генератор Г, частота вращения вала 50с^-1. Воздух поступает в компрессор КНД и сжимается в нем до 430 – 450 кПа (4,3 – 4,5 ат). Затем подается в воздухоохладитель ВО, где охлаждается водой с 176 до 35⁰С. Это позволяет уменьшить работу сжатия в компрессоре КВД. Из него воздух поступает в камеру КС ВД и продукты сгорания из КСВД с температурой 750⁰С поступают в ТВД. Из ТВД газы, содержащие большое количество кислорода, поступают в камеру КСНД, в которой сжигается дополнительное топливо, а из нее – в ТНД. Отработавшие газы температурой 390⁰С выходят в дымовую трубу. КПД ГТУ 28 – 34 %.

Уходящие газы обладают значительным теплосодержанием. Для повышения КПД ТЭС разработаны парогазовые тепловые электростанции (ПГ ТЭС), схема ПГ ТЭС изображена на рис. 6.10. В ПГ ТЭС теплота уходящих газов ГТУ используются для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

а)

Рис. 6.10. Схема (а) и цикл парогазовой ТЭС с бинарной ПГУ утилизационного типа (б)

К_о – компрессор; Т – топливо; В – воздух; П – пар; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; КУ – котел – утилизатор; ПП – пароперегреватель; Б – барабан; ОТ_р – опускные трубы; ПТ_р – подъемные трубы; Э – экономайзер; ПН – питательный насос; К – конденсатор; ПТ – паровая турбина; Г – генератор; УГ – уходящие газы.

Уходящие газы ГТ поступают в котел-утилизатор КУ – теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар П высоких параметров, направляемый в паровую турбину ПТ, где расширяясь совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и питательным насосом ПН направляется снова в котел-утилизатор. КПД ПГУ составляет 58-60%.

На рис. 6.10 изображена ПГУ бинарная, в которой рабочие тела газотурбинного и паротурбинных циклов разделены. Кроме бинарных ГТУ используются монарные ПГУ в которых рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара (рис. 6.11).

а)

Рис. 6.11. Принципиальная схема (а) и цикл монарной парогазовой установки (б).

Выходные газы из парогазовой турбины ПГТ направляется в котел-утилизатор КУ, сюда же подается вода питательным насосом ПН. Получаемый в КУ пар поступает в камеру сгорания КС, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь поступает в парогазовую турбину ПГТ, где расширяясь, преобразуется в механическую работу.

Бинарные ПГУ классифицируются следующим образом.

1. Утилизационные с утилизацией тепла газов в КУ.

2. Со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. В них используются выходные газы в качестве окислителя для топлива ПТУ. Имеют высокотемпературный кислород, отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Соотношение мощностей ПТУ и ГТУ и КПД следующие: Р_ПТУ – 2/3; Р_ГТУ – 1/3; η_ПТУ=44%.

3. ПГУ с вытеснением регенерации в которых регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды котла используется тепло уходящих газов ГТУ.

4. ПГУ с высоконапорным парогенератором.

В парогенератор подается воздух из компрессора ГТУ, поэтому котел (парогенератор) находится под высоким давлением. Газ из ГТУ идет в газовый подогреватель конденсата ПТУ.

Вследствие высоких температур и для повышения срока службы лопатки и пламенные трубы ГТУ покрывают термобарьерным покрытием из диоксида циркония.

Ядерный реактор атомной электростанции (АЭС) это аналог парового котла в ПТУ ТЭС. Сама ПТУ АЭС принципиально не отличается от ПТУ ТЭС: она содержит паровую турбину, конденсатор, питательный насос (рис. 6.12). Так же как и ТЭС, АЭС потребляет громадное количество воды для конденсации пара. Двухконтурная АЭС состоит из двух контуров, расположенных в реакторном и паротурбинном отделениях. Реакторный контур включает в себя реактор, через который с помощью ГЦН прокачивается вода под давлением 160 ат. Вода может закипеть только при температуре 346⁰С, следовательно вода циркулирует без образования пара.

Из ядерного реактора вода поступает в парогенератор – кипятильник, выпаривающий воду при повышенном давлении. Давление в парогенераторе р₀=60 ат, поэтому вода закипает при температуре 275⁰С. Свежий пар из парогенератора направляется в ЦВД паровой турбины, где расширяется до давления 10 ат.

а)

Рис. 6.12. Схема (а) и TS-диаграмма двухконтурной АЭС с водно-водяным реактором (цифры относятся к ВВЭР – 1000).

ЯР – ядерный реактор; ПГ – парогенератор; ГЦН – главный циркуляционный насос; ПН – питательный насос; С-ПП – сепаратор-пароперегреватель; ЦВД – цилиндр высокого давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; Д – деаэратор; ПНД, ПВД – подогреватели низкого и высокого давления.

Влажность пара достигает 10-12% поэтому пар из ЦВД направляется в сепаратор-пароперегреватель С-ПП. В сепараторе влага отделяется от пара и он поступает в пароперегреватель. Из пароперегревателя пар параметрами 10ат, 250⁰С поступает в ЦНД, откуда, расширившись, поступает в конденсатор. Во втором контуре циркулирует нерадиоактивная среда, что упрощает эксплуатацию и повышает безопасность АЭС.

6.6. Технико-экономические показатели ТЭС.

Конденсационные ТЭС характеризуются следующими технико-экономическими показателями (ТЭП). КПД η_с КЭС определяется по выражению:

, (2.25)

где Р_Г – мощность, поступающая от генератора в сеть, МВт; Р_ф – мощность факела, тепловая мощность, выделяющаяся при сгорании топлива, МВт, - теплота сгорания топлива, МВт·ч/т; В – расход топлива, т/ч.

При известных КПД котла η_К, турбоустановки η_ТУ, теплового потока η_ТП, учитывающего потери теплоты при движении пара от котла к турбине (η_ТП=0,98-0,99), КПД КЭС определяется следующим образом:

η_С= η_К η_ТУ η_ТП (2.26)

По выражению (2.26) определяют КПД ТЭС брутто, в котором не учитывается расход энергии на собственные нужды. КПД ТЭС нетто рассчитывается с учетом расхода энергии на собственные нужды. Энергобаланс конденсационной ТЭС имеет следующий вид (рис. 6.13).

Рис. 6.13. Энергобаланс ТЭС по электроэнергии.

Как видно из рис. 6.13 около 50% подведенной тепловой энергии теряется в конденсаторе, 6 – 8% уносят дымовые газы. Полезная энергия составляет 36 – 38%.

Удельный расход топлива, кг на выработку 1 кВт·ч электроэнергии определяется по выражению:

, (2.27)

где W_э – количество электроэнергии, произведенное генератором, МВт·ч.

Удельный расход условного топлива, кг/МДж ( условного топлива равен 29,3 МДж/кг) определяется по выражению:

В настоящее время в_у = 310÷320 г/кВт·ч на лучших ТЭС.

Для ТЭЦ, производящих электрическую и тепловую энергии в качестве технико-экономических показателей используются КПД по выработке электрической η_сэ и тепловой энергии:

; , (2.28)

где Q_отп – отпущенный потребителю тепловой поток, МВт; В_э, В_т – расход топлива, соответственно, на производство электроэнергии и тепловой энергии:

КПД станции определяется по выражению:

(2.29)

6.7. Теплообменники.

Теплообменники широко распространены в энергоснабжении. По принципу действия различают рекуперативные, регенеративные и смесительные теплообменники.

В рекуперативных теплообменниках греющий и нагреваемый теплоносители протекают одновременно с разных сторон разделяющей их стенки (рис. 6.14).

Рис. 6.14. Рекуперативный теплообменник «труба в трубе».

1 – выход 1-го теплоносителя; 2 – вход 2-го теплоносителя; 3 – вход 1-го теплоносителя; 4 – выход 2-го теплоносителя; 5 – внешняя труба; 6 – внутренняя труба.

Теплообмен осуществляется через стенку внутренней трубы от жидкости (пара, газа), протекающей внутри этой трубы, к жидкости, омывающей наружную её поверхность и протекающей в противоположном направлении внутри внешней трубы. Таким образом осуществляется нагрев одной и охлаждение другой жидкости.

В регенеративных теплообменниках теплообмен происходит в процессе непосредственного соприкосновения и смешивания горячего и холодного теплоносителей.

7. ЗАДАНИЕ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ.

   0. Основные требования к проекту.

Курсовой проект является самостоятельной работой студента. Выполнение его

способствует углублению, закреплению и обобщению знаний, полученных в процессе изучения дисциплины «Энергоснабжение». Проект оформляется в виде пояснительной записки.

Пояснительная записка содержит описание ответов на вопросы задания, оформляется по требованиям ЕС КД. Вопросы следует брать из табл. 7.2 в соответствии с своим вариантом. Номер варианта задания, которое должен выполнить студент, определяется номером, под которым студент числится в журнале успеваемости студентов, имеющемся у преподавателя. Записка пишется чернилами или пастой четким, разборчивым почерком или печатается на принтере персонального компьютера. Сокращение слов, за исключением общепринятых, не допускается. Ответы на вопросы состоят из текста, сопровождаются формулами и рисунками, схемами. Рисунки, схемы выполняются по тексту, формат А4, должны иметь подрисуночную надпись и сквозную нумерацию. В конце пояснительной записки необходимо привести список использованной литературы. Пояснительную записку курсового проекта вместе с заданием следует сброшуровать в папку и снабдить титульным листом (приложение), пронумировать. Курсовой проект защищается студентом перед комиссией.

Таблица 7.2. Задание для выполнения курсового проекта.

Вопросы Вариант	Глава 1	Глава 2	Глава 3	Глава 4	Глава 5	Глава 6
1	2	3	4	5	6	7
1	1.1	2.2	3.4	4.4	5.1	6.4
2	1.2	2.3	3.1	4.1	5.2	6.1
3	1.4	2.1	3.2	4.2	5.3	6.3
4	1.3	2.4	3.3	4.3	5.4	6.7
5	1.5	2.5	3.9	4.5	5.5	6.8
6	1.6	2.1	3.11	4.11	5.1	6.9
7	1.13	2.2	3.8	4.10	5.2	6.11
8	1.12	2.3	3.7	4.8	5.3	6.5
9	1.11	2.4	3.5	4.7	5.4	6.6
10	1.7	2.5	3.10	4.9	5.5	6.10
11	1.8	2.5	3.6	4.6	5.5	6.12
12	1.9	2.4	3.9	4.2	5.4	6.13
13	1.10	2.3	3.13	4.1	5.3	6.1
14	1.1	2.2	3.14	4.10	5.2	6.2
15	1.2	2.1	3.12	4.4	5.1	6.1
16	1.3	2.1	3.1	4.8	5.4	6.14
17	1.4	2.2	3.2	4.3	5.1	6.11
18	1.13	2.5	3.14	4.11	5.1	6.10
19	1.12	2.3	3.3	4.9	5.3	6.3
20	1.11	2.1	3.4	4.7	5.5	6.2
21	1.10	2.2	3.5	4.9	5.1	6.4
22	1.9	2.3	3.10	4.6	5.5	6.5
23	1.8	2.4	3.8	4.5	5.2	6.9
24	1.5	2.1	3.6	4.7	5.5	6.8
25	1.6	2.2	3.7	4.1	5.4	6.6
1	2	3	4	5	6	7
26	1.7	2.3	3.14	4.2	5.3	6.7
27	1.1	2.1	3.1	4.1	5.1	6.1
28	1.2	2.2	3.2	4.2	5.2	6.2
29	1.3	2.3	3.3	4.3	5.3	6.3
30	1.4	2.4	3.4	4.4	5.4	6.5
31	1.5	2.5	3.5	4.5	5.5	6.4
32	1.6	2.5	3.6	4.6	5.1	6.6
33	1.7	2.4	3.7	4.7	5.2	6.7
34	1.8	2.3	3.8	4.8	5.3	6.8
35	1.9	2.2	3.9	4.9	5.4	6.9
36	1.10	2.1	3.10	4.10	5.5	6.10
37	1.11	2.1	3.11	4.11	5.1	6.11
38	1.12	2.5	3.12	4.1	5.2	6.12
39	1.13	2.4	3.13	4.2	5.3	6.13

7.3. Контрольные вопросы.

К главе 1 «Техническая термодимнамика».

1.1. Описание изопроцессов в PV-диаграмме.

1.2. Уравнение состояния идеального газа Клапейрона, давление смеси газов, парциальное давление.

1.3. Уравнение Менделеева-Клапейрона для реальных газов.

1.4. Перемещение поршня и изменение давления, объема рабочего тела, первый закон термодинамики.

1.5. Изохорный процесс идеального газа в PV-диаграмме, уравнение 1-го закона термодинамики для изохорного процесса.

1.6. Изобарный процесс идеального газа в PV-диаграмме, уравнение 1-го закона термодинамики для изобарного процесса.

1.7. Изотермический процесс идеального газа в PV-диаграмме, уравнение 1-го закона термодинамики для изотермического процесса.

1.8. Адиабатный процесс идеального газа в PV-диаграмме, уравнение 1-го закона термодинамики для адиабатного процесса, показатель адиабаты.

1.9. Политропный процесс идеального газа, уравнение политропных процессов, показатель политропы.

1.10. Круговой цикл в PV-диаграмме, прямой и обратный циклы, принцип работы тепловых двигателей и холодильных установок, тепловых насосов.

1.11. Перемещение поршня и изменение параметров рабочего тела в цикле Карно в PV-диаграмме, термический КПД цикла Карно, второй закон термодинамики.

1.12. Произвольный обратимый процесс в PV-диаграмме, энтропия газа.

1.13. Термодинамические процессы в TS-диаграмме: изохорный, изобарный, изотермический, адиабатный процессы.

К главе 2 «Свойства и термодинамические процессы паров».

2.1. Процесс парообразный в PV-диаграмме: испарение, кипение воды, пар насыщенный, сухой насыщенный, степень сухости, влажности пара, критические параметры воды.

2.2. График, характеризующий связь между температурой и давлением кипения, конденсации, испарения воды, параметры пара в конденсаторах паровых турбин, сетевых подогревателях, парогенераторах АЭС, барабанах современных котлов.

2.3. Принцип работы теплообменников тепловых электростанций, использующих теплоту конденсации пара.

2.4. hS-диаграмма водяного пара, изобары, изотермы в hS-диаграмме, теплота парообразования.

2.5. Влажный воздух и его параметры: давление, влагосодержание, абсолютная и относительная влажности, энтальпия, температура точки росы.

К главе 3 «Циклы энергетических установок».

3.1. Схема и PV-диаграмма ДВС с подводом теплоты при постоянном объеме.

3.2. Схема и PV-диаграмма ДВС с подводом теплоты при постоянном давлении.

3.3. Схема и PV-диаграмма ДВС со смешанным подводом теплоты.

3.4. Схема и TS-диаграмма газотурбинной установки.

3.5. Схема и PV-диаграмма паротурбинной установки, цикл Ренкина.

3.6. Схема паротурбинной установки с промежуточным перегревом пара.

3.7. Схема и TS-диаграмма ПТУ, работающей по теплофикационному циклу.

3.8. Схема и hS-диаграмма ПТУ с регенеративным подогревом питательной воды.

3.9. Схемы одноконтурной и двухконтурной ядерных энергетических установок.

3.10. Схема и TS-диаграмма парогазовой установки.

3.11. Схема и TS-диаграмма парокомпрессорной холодильной установки.

3.12. hS-диаграмма истечения газа из емкости, уравнения, характеризующие процесс истечения.

3.13. Схема течения газа в канале с диафрагмой и hS-диаграмма процесса дросселирования.

3.14. Схема и PV-диаграмма поршневого компрессора.

К главе 4 «Основные положения теории теплообмена».

4.1. Теплопроводность через однослойную плоскую стенку, закон Фурье, условие однозначности, начальные, граничные, краевые.

4.2. Теплопередача через плоскую стенку, аналитическое выражение для расчета плотности теплового потока от среды к стенке, проходящего через стенку, отдаваемого к холодной среде.

4.3. Нестационарная теплопроводность, решение задачи нестационарной теплопроводности, критерии Фурье, Био, безразмерная температура тела.

4.4. Конвективный теплообмен, уравнение для определения теплового потока при конвективном теплообмене, критерии подобия: Рейнольдса, Грасгофа, Нуссельта, Прандтля, Пекле.

4.5. Теплоотдача при естественной конвекции: нагрев стенки, трубы, уравнения для определения коэффициента теплоотдачи.

4.6. Теплоотдача при вынужденной конвекции: ламинарное и турбинное движение жидкости, коэффициент теплоотдачи при вынужденной конвекции.

4.7. Теплоотдача при кипении жидкости, зависимость плотности теплового потока и коэффициента теплоотдачи от перегрева стенки.

4.8. Теплоотдача при конденсации, капельная, пленочная конденсация, изменение коэффициента теплоотдачи по высоте стенки, температуры по толщине пленки.

4.9. Закон излучения Планка, зависимость плотности потока излучения АЧТ от длины волны.

4.10. Теплообмен излучением, законы Стефана-Больцмана, Кирхгофа, Ламберта.

4.11. Теплообмен излучением между двумя телами, выражение для расчета результирующего потока с одного тела на другое.

К главе 5 «Топливо и процессы горения»

5.1. Характеристики топлива: рабочая, горючая, сухая масса, состав, высшая, низшая теплота сгорания, зольность, влажность топлива.

5.2. Горение топлива: стехиометрическое, гомогенное, гетерогенное, материальный баланс, коэффициент избытка воздуха, неполнота сгорания, скорость горения, температура горения, адиабатическая, калориметрическая, теоретическая.

5.3. Сжигание кускового твердого топлива в плотном слое и факельное сжигание пылевидного топлива.

5.4. Сжигание твердого топлива в циклонной топке и в кипящем слое.

5.5. Устройство мазутной форсунки и газовой горелки, мощность факела.

К главе 6 «Энергетические установки, теплоснабжение».

6.1. Принципиальная схема котельной установки.

6.2. Тепловой баланс и КПД котельного агрегата.

6.3. Устройство паровой турбины с 3-мя ступенями, КПД турбины, конденсационные турбины, турбины с противодавлением.

6.4. Принцип действия газотурбинной установки (рисунок и описание); степень сжатия компрессора, температура воздуха после сжатия, температура газов перед и за турбиной.

6.5. Принципиальные схемы раздельной выработки электрической и тепловой энергии, их описание.

6.6. Принципиальная схема комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, её описание.

6.7. Принципиальная схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной, её описание.

6.8. Принципиальная схема газотурбинной ТЭС, её описание.

6.9. Принципиальная схема бинарной парогазовой установки, её описание.

6.10. Принципиальная схема монарной парогазовой установки, её описание.

6.11. Принципиальная схема двухконтурной АЭС с водно-водяным реактором, её описание.

6.12. Энергобаланс ТЭС по электроэнергии, КПД КЭС, удельный расход топлива.

6.13. КПД ТЭЦ общий, по выработке электрической, тепловой энергии.

6.14. Теплообменники, рекуперативный теплообменник «труба в трубе».

7.4. Приложение: форма титульного листа расчетно-пояснительной записки курсового проекта.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Тверской государственный технический университет

Кафедра электроснабжения и электротехники

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Энергоснабжение»

РАСЧЕТЫ ТЕРМОДИНАМИКИ И ТЕПЛООБМЕНА И УСТРОЙСТВО ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК СИСТЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Расчетно-пояснительная записка

Вариант 1.

Выполнил: студент гр. ЭС-0704 Иванов И.И.

Проверил: профессор, д.т.н. Макаров А.Н.

«____»_____________ 200 г.

Тверь 2008

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Арсеньев Г.В. Энергетические установки: Учебник для вузов по специальности «Электроснабжение». М.: Высшая школа, 1991. 336 с.

2. Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий. М.: Академия, 2003. 304 с.

3. Аметистов Е.В. Основы теории теплообмена. М.: МЭИ, 2000. 247 с.

4. Теплотехника/ Под редакцией А.М.Архарова, В.Н.Афанасьева. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2004. 712 с.

5. Исаев С.И. Термодинамика. М.: Изд-во МГТУ им. Н,Э.Баумана, 2000. 414 с.

ОГЛАВЛЕНИЕ