- •1. Определение топлива. Виды топлива. Формула рабочей массы топлива.
- •2. Характеристики топлива. Определения. Марки (типы) топлива
- •3. Теплота сгорания (высшая и низшая). Определение понятия «Условное топливо».
- •4. Условное топливо. Нефтяной эквивалент. Тепловой эквивалент работы.
- •5. Классификация и свойства теплоносителя. Виды теплоносителя.
- •6. Преимущества и недостатки различных видов теплоносителя.
- •7. Горение топлива (определение). Понятие горючей массы и балласта. Содержание углерода в ископаемом топливе по его видам.
- •8. Цель расчета горения. Основные формулы расчета горения.
- •11. Основные типы котлоагрегатов. Три типа классификации котлов.
- •9. Условия полного сгорания топлива. Способы определение полноты сгорания.
- •12. Паровые котлы. Схемы. Основные отличия.
- •13. Общая схема парового котла. Участки газового тракта и тракта теплоносителя.
- •15. Тепловая схема парового котла. Температурный график теплоносителя.
- •16. Назначение водогрейных котлов. Схемы водогрейных котлов.
- •17. Схемы мазутных форсунок и газовых горелок. Газомазутная горелка.
- •18. Схема парового котла. Тепловой баланс котла. Формула располагаемой теплоты.
- •19. Схема парового котла. Тепловой баланс котла. Формула расходной части баланса.
- •20. Четыре группы источников промышленно используемой энергии. Их характеристики.
- •21. Схемы закрытых систем отопления зданий. Характеристика.
- •22. Схемы открытых систем отопления зданий. Характеристика.
- •23. Расчетная схема, температурный график и уравнение теплового баланса парового теплообменника.
- •24. Обоснование использования температуры воды в тепловых расчетах в системе сгс. Соотношение между единицами удельного теплосодержания и давления (сгс-си).
- •25. Типовые схемы рекуперативных и регенеративных теплообменных установок.
- •26. Схема теплового двигателя. Цикл Карно в координатах p-V и t-s. Формула работы.
- •27. Выражение для термического кпд цикла Карно. Три формулировки 2-го закона термодинамики.
- •28. Термодинамический цикл реального теплового двигателя. Выражение для его кпд.
- •29. Схема паротурбинной установки. Термодинамический цикл Рэнкина. Описание участков t-s диаграммы цикла.
- •30. Схема цикла Рэнкина. Выражение для термодинамического кпд цикла Рэнкина.
- •31. Схема термодинамического цикла карбюраторного двигателя внутреннего сгорания. Выражение для термического кпд двс. Реально достижимое значение.
- •32. Схема термодинамического цикла дизельного двигателя внутреннего сгорания. Выражение для термического кпд двс. Реально достижимое значение.
- •33 Активная паровая турбина Лаваля. Схема и диаграмма изменения давления и скорости в ступенях рабочих колес и направляющих аппаратов.
- •34. Реактивная паровая турбина Парсонса. Схема и диаграмма изменения давления и скорости в ступенях рабочих колес и направляющих аппаратов.
- •36. Кинематическая схема потока пара в ступени паровой турбины.
- •37. Понятие критической скорости вращения ротора.
- •38. Схема конденсатора паровой турбины. Описание его работы. Влияние величины вакуума в конденсаторе на кпд паротурбинной установки (график).
- •39. Теплоэнергетический процесс в конденсаторе турбины (t-s диаграмма). Выражение для теплового баланса конденсатора.
- •40. Расчетная схема редукционной охладительной установки (роу). Выражение для материального и теплового баланса роу.
- •41. Расчетная схема струйного термокомпрессора. Выражение для материального и энергетического балансов термокомпрессора.
- •42. Технологическая схема обработки воды после конденсации пара. Описание процессов. Диаграмма содержания агрессивных газов в воде в функции от температуры и давления.
- •43. Схема колонки деаэратора. Описание ее работы.
- •44. Типовые расчетные схемы деаэраторов. Уравнение материального баланса деаэратора.
- •45. Типовые расчетные схемы деаэраторов. Уравнение теплового баланса деаэратора.
- •46. Схема центробежного питательного насоса. Основное уравнение центробежного насоса.
- •47.Типы компрессоров. Выражение для механической работы политропного сжатия в компрессоре.
- •48.Схема pv- и ts-диаграммы работы поршневого компрессора. Пояснения.
- •50.Схема и ph-диаграмма термодинамического цикла теплового насоса. Описание цикла.
- •51. Схемы газотурбинной установки открытого и закрытого типа. Описание работы.
- •49.Схема и ph-диаграмма термодинамического цикла холодильной машины. Описание цикла.
- •52. Схема и термодинамический цикл газотурбинной установки в pv- и ts-координатах. Описание участков диаграммы цикла.
- •53. Выражения для расчета параметров цикла газотурбинной установки. Схема влияния на кпд турбины начальной температуры газа.
- •54. Схема, термический кпд и базовый показатель расхода топлива на выработку электроэнергии газотурбинной электростанции.
- •55. Схема, термический кпд и базовый показатель расхода топлива на выработку электроэнергии конденсационной электростанции.
- •56. Схема, термический кпд и базовый показатель расхода топлива на выработку электроэнергии парогазотурбинной электростанции бинарного цикла.
- •57. Схема бинарного термодинамического цикла парогазотурбинной электростанции (пгту) в ts-координатах. Описание. Выражение для суммарного кпд пгту.
- •58. Схемы совершенствования действующих котельных и тепловых электростанций за счет привключения газотурбинных установок. Описание схемы. Рост термического кпд.
- •59. Схема гидротурбины. Выражение для расчета электрической мощности.
- •60. Схема турбодетандера. Выражение для расчета электрической мощности.
- •61.Схема вихревого насоса. График рабочих характеристик. Выражение для расчета мощности.
- •График рабочих характеристик
- •Выражение для расчета мощности.
- •62.Тепловые схемы тэс блочного исполнения и с параллельными связями. Выражения для основных энергетических показателей их работы.
- •63.Влияние начального давления пара перед турбиной на кпд тэс. Is-диаграмма. Выражение для расчета кпд. Обоснование используемого значения.
- •64.Влияние начальной температуры пара перед турбиной на кпд тэс. Is-диаграмма. Обоснование используемого значения.
- •65.Снижение давления отработавшего пара в конденсаторе . Тs-диаграмма процесса. Обоснование используемого значения.
- •66. Схема промежуточного перегрева пара между ступенями. Тs-диаграмма процесса. Выражение для расчета суммарного кпд. Обоснование используемого значения.
- •67. Схема регенеративного подогрева питательной воды. Выражение для расчета кпд. Обоснование используемого значения.
- •68. Схема теплофикационной тэс. Определение. Ts-диаграмма термодинамического цикла теплофикационной тэс. Выражение для коэффициента использования теплоты.
- •69. Схема теплофикационной тэс с регулируемым отбором пара на производство. Ts-диаграмма цикла. Выражение для коэффициента использования теплоты.
- •71. Понятие теплофикации, сверхприбыли, перекрестного субсидирования. Определения. Причины. Текущие значения.
- •72. Охрана труда и вопросы эксплуатации тэс.
63.Влияние начального давления пара перед турбиной на кпд тэс. Is-диаграмма. Выражение для расчета кпд. Обоснование используемого значения.
Начальное
давление пара влияет на к.п.д. электростанции
и в первую очередь, через термический
к.п.д. цикла паротурбинной установки,
который при определении к.п.д. электростанции
имеет минимальное значение (ηt
= 0,42…0,46):
(11)
Д
ля
определения термического к.п.д. можно
использовать iS
– диаграмму водяного пара:
где:
Над – адиабатное тепло падение пара (для идеального цикла);
qподв – количество теплоты, подведенной к циклу;
i1, i2 – энтальпия пара соответственно до и после турбины;
i2' – энтальпия конденсата отработавшего в турбине пара (i2' = cpt2).
Результаты расчета по формуле (12) дают следующие значения к.п.д.:
Здесь 3,4…23,5 МПа стандартные давления пара, принятые для паротурбинных электростанций. Из результатов расчета следует, что с увеличением начального давления пара, значение к.п.д. возрастает.
64.Влияние начальной температуры пара перед турбиной на кпд тэс. Is-диаграмма. Обоснование используемого значения.
При
повышении начального давления пара
возрастает влажность пара на выходе из
турбины, что иллюстрируется графиками
на iS – диаграмме
(см. рисунок).
Наличие влажности пара увеличивает потери от трения, снижает внутренний относительный к.п.д. и вызывает капельную эрозию лопаток и других элементов проточной части турбины, что приводит к их разрушению.
Поэтому для снижения влажности пара следует вместе с увеличением давления пара увеличить и его температуру.
Но увеличение температура пара ограничивается термостойкостью стали, из которой изготавливается пароперегреватель, трубопроводы, элементы турбины.
Поэтому на современном этапе с экономической точки зрения целесообразно применение стали перлитного класса с рабочей температурой tр ≤ 540°С (565°С).
Стали мартенсито-ферритного и аустенитного класса приводят к резкому увеличению стоимости оборудования.
Следует также отметить влияние начальной температуры пара на термический к.п.д. цикла паротурбинной установки. Увеличение температуры пара приводит к увеличению термического к.п.д.:
Таким образом, увеличение температуры пара приводит к снижению влажности пара на выходе из турбины и увеличению термического к.п.д.
При этом значение начальной температуры ограничивается по экономическим соображениям применением перлитных марок стали.
Поэтому для промышленных ТЭС высокого давления обычно принимают:
Р=13 МПа, Т=545оС
65.Снижение давления отработавшего пара в конденсаторе . Тs-диаграмма процесса. Обоснование используемого значения.
Снижение давления отработавшего пара Р2.
Конечные параметры пара представляют собой: давление (Р2), температуру (t) и степень сухости пара (xк) на выходе пара из турбины или на входе в конденсатор.
Допустимая степень сухости пара изменяется в пределах х доп ≥ 87…92%, а допустимая влажность, соответственно, у доп ≤ 8…13% (см. рисунок).
Для увеличения к.п.д. следует добиваться минимальных значений давлений пара на выходе из турбины.
Например, снижение давления в конденсаторе на 1кПа обеспечивает увеличение к.п.д. для турбин высокого давления на 0,5%, а среднего – на 1%.
Отрицательное влияние снижения давления отработавшего пара.
- при снижении конечного давления резко увеличиваются объемы пара, например, при снижении давления от 4 до 2 кПа объем пара возрастает в 2 раза, что приводит к увеличению хвостовой части турбины, конденсатной установки, увеличиваются потери энергии на выходе пара из турбины на трение о развитые поверхности лопастей рабочего колеса и направляющего аппарата, т.е. в целом приводит к росту затрат и снижению к.п.д. турбины;
- для создания вакуума при низких давлениях пара необходимо использовать воду, охлаждающую конденсатор, с температурой, не соответствующей техническим и климатическим условиям, т.е. вода сама нуждается в дополнительном охлаждении, что неэкономично;
- увеличивается удельный расход воды на охлаждение конденсатора, что приводит к дополнительному расходу электроэнергии на привод циркуляционных насосов. Оптимальные характеристики, связанные с конечными параметрами пара: давление пара Р2 = 3,5…5 кПа; температура пара t2 = 27…33°С;
