32. За счёт чего в конденсаторе турбин увеличивается кпд тэс

Коэффициент полезного действия турбины можно увеличить, повысив температуру и давление пара, поступающего в турбину, или снизив температуру и давление насыщенного пара на выходе из турбины. Последнее достигается путем конденсации выходящего из турбины пара, которая происходит в установленном для этой цели конденсаторе при подаче в него охлаждающей воды.

33. Какие способы прохождения провалов нагрузки на тэс является экономичными.

При прохождении провалов нагрузки в зимнее время на ТЭЦ целесообразно применять такие способы как уменьшение тепловой нагрузки с увеличением выработки тепла на ПВК (пиковый водогрейный котел) и РОУ (редукционно-охладительная установка), установка дополнительного подогревателя.

Отключение ПВД

Отключение ПВД с дополнительным подводом пара в отключенные отборы

Ограничение тепловой нагрузки с использованием аккумулирующих свойств

34. Как распределяется нагрузка между работающими котлами.

На основе энергетических характеристик и характеристик относительных приростов расходов топлива отдельных котлов строятся одноименные характеристики по котельной в целом, применительно к одновременно находящимся в работе агрегатам. (Имеются в виду котлы, работающие на общую тепловую нагрузку данных параметров).

Для обеспечения минимального расхода топлива промышленной котельной необходимо такое распределение общей тепловой нагрузки между отдельными агрегатами, чтобы в каждый момент времени существовало равенство относительных приростов расхода топлива (условного) по каждому из котлов rкi, т/ГДж

35. Чем ограничено увеличение параметров пара на тэс.

Материалами

36. Основные потери теплоты на пылеугольных тэс.

Потери с дымовыми газами

Хим. недожог

Мех. Недожог

От наружного охлаждения

С теплом шлака

37. Основные критерии повышения кпд за счёт промежуточного перегрева пара.

Значительная экономия топлива может быть достигнута путем применения промежуточного перегрева пара.

Промежуточный перегрев пара используют для уменьшения конечной влажности пара в последних ступенях паровой турбины.

Острый пар совершает работу в ступенях цилиндра высокого давления, после чего уходит в котельный агрегат для повторного перегрева, который производится при постоянном давлении до температуры, обычно сходной с температурой первичного пара. После перегрева пар из котла возвращается в турбину и расширяется в ней до конечного давления.

При начальных параметрах пара 12,75 МПа (130 кгс/см2) и 565°С в турбинах мощностью 150 и 200 МВт промежуточный перегрев до 565°С теоретически дает экономию топлива около 7% по сравнению с установкой при тех же начальных параметрах без промперегрева. С учетом потерь давления в трубопроводах и промежуточном перегревателе эта экономия снижается до 4%.

38. Какие методы сжигания топлива наиболее эффективно снижают выход nox.

Энергетические котлы имеют, как правило, несколько ярусов горелок или, во всяком случае, несколько горелок в одном ярусе. Это позволяет без дополнительных затрат внедрить метод нестехиометрического сжигания.

Нестехиометрическое сжигание — это нетрадиционный способ сжигания топлив с организацией в топочной камере раздельных восстановительной (α < 1) и окислительной (α > 1,2…1,25) зон горения при сохранении традиционных избытков воздуха на выходе из топки.

Снижение температуры горения (цкс как частность этого случая)

39. Типы паровых турбин

Конденсационная (К), теплофикационная с отопительным отбором пара (Т), теплофикационная с производственным отбором пара (П), теплофикационная с производственным и отопительным отбором пара (Пт), с противодавлением (Р). Разновидности: ПР, ТР, ТК, КТ.

40. Условное топливо

Это топливо, имеющее теплоту сгорания 7000ккал/кг (29,3МДж/кг). Используется в повседневной практике как показатель эффективности работы котельного агрегата.

41. Основная потеря тепла на ТЭС

в конденсаторе 50%

42. Способы увеличения КПД ТЭС

43. Основные направления снижения температуры дымовых газов

44. Классификация ТЭС и энергоблоков

По назначению: ГРЭС (конденсационные), ТЭЦ (теплофикационные).

По типу установок: газотурбинные, парогазовые, паротурбинные (конденсационные, теплофикационные).

По давлению: низкого (до 1 МПа), среднего (1-10 Мпа), высокого (до 18 Мпа), сверхвысокого (18-20 Мпа), сверхкритического (более 22,5 Мпа).

По работе в энергосистеме: работающие в энергосистеме, работающие изолированно.

По типу связи «котел-турбина»: блочные структуры (1,2), с параллельными связями (3).

Энергоблоки могут работать в энергосистеме и изолированно. Энергоблоки, работающие в энергосистеме имеют параллельные электрические связи или объединены теплофикационно. Теплофикационные энергоблоки работают в системе теплофикационного энергоснабжения, где они объединены тепловыми сетями и одновременно работают в энергосистеме.

Энергоблоки делятся по типу связи котел–турбина на блочные структуры (котел–турбина – характерны для ГРЭС и мощных ТЭЦ) и структуры с параллельными связями (несколько котлов – общий паропровод – несколько турбин – характерны для ТЭЦ без промежуточного перегрева).

По типу теплового двигателя: с паровыми турбинами, с газовыми турбинами, с парогазовыми установками, с дизельными двигателями.

По типу системы водоснабжения: прямоточная система технического водоснабжения (реки, водохранилища, моря), оборотная система технического водоснабжения (пруды-охладители, градирни, брызгательные бассейны).

45. Т епловая схема ТЭС без промежуточного перегрева пара

1 – паровой котел;

2 – паровая турбина;

3 – электрический генератор;

4 – конденсатор;

5 – конденсатный насос;

6 – подогреватели низкого давления;

7 – деаэратор;

8 – питательный насос;

9 – подогреватели высокого давления;

10 – дренажный насос

46. Тепловая схема ТЭС с промежуточным перегревом пара

1 – паровой котел;

2 – паровая турбина;

3 – электрический генератор;

4 – конденсатор;

5 – конденсатный насос;

6 – подогреватели низкого давления;

7 – деаэратор;

8 – питательный насос;

9 – подогреватели высокого давления;

10 – дренажный насос

47. Тепловая схема конденсационной ТЭС

48. Тепловая схема теплофикационной ТЭС

1 – паровой котел; 2 – РОУ; 3 – турбогенератор; 4 – тепловой потребитель;5 – насос; 6 – регенеративные подогреватели; 7 – питательный насос;8 – конденсатор; 9 – конденсатный насос; 10, 11 – пар из отборов

49. Схема регенеративного подогрева питательной воды

1. С хема станции с регенеративным подогревом питательной воды

ПК- паровой котел

Т- турбина

Г-генератор

КН- конденсационный насос

П-подогреватель

ПН- питательный насос

Регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды котлов осуществляется паром, отработавшим в турбине. Греющий пар, совершив работу в турбине, конденсируется затем в подогревателях. Выделенная этим паром теплота возвращается в котел, как бы регенерируется.