КОНДЕНСАЦИОННЫЙ ТУРБОАГРЕГАТ

 

1.

,                              (4.2)

где D_mах – максимальный расход пара на турбину; этот показатель является О.У.П.; Di – адиабатический (располагаемый) теплоперепад; h_{О i} – внутренний относительный КПД; h_M – механический КПД (передача на вал).

Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются конструктивные особенности турбины (D_mах, Di, h_{О i}, h_M).

Вторичными факторами, ограничивающими мощность, являются начальные параметры пара, температура воды и воздуха, состояние агрегата.

2. N_min = (0, 1…0, 25) N_mах, от вида топлива не зависит.

Первичными факторами, ограничивающими мощность, является опасность повреждения ступеней низкого давления.

3. а) Ограничена опасностью повреждения из-за частых термических деформаций.

б) Ограничена опасностью повреждения лопаток турбины.

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ГЕНЕРАТОР

 

1.

,                              (4.3)

где S_mах – полная максимальная мощность генератора, U_н – номинальное напряжение генератора (О.У.П.); I_mах – полный максимальный ток генератора.

Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются U_н, опасность износа изоляции статора или ротора при повышении тока.

Вторичными факторами, ограничивающими мощность, являются температура наружного воздуха, коэффициент мощности (cosφ ).

2. Технический минимум практически не ограничен.

3. а) Ограничена опасностью повреждения изоляции статора из-за частых термических деформаций.

б) Ограничена из-за частых термических деформаций.

 

ЯДЕРНЫЙ РЕАКТОР

 

1. N_{я mах} = Q_я · В_{я mах},                                                                         (4.4)

где N_{я mах} – максимальная тепловая мощность реактора; Q_я – теплотворная способность ядерного горючего; В_{я mах} – максимальный расход ядерного топлива (О.У.П.).

Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются конструктивные особенности турбины (В_{я mах}).

2. N_{я min} = (0, 7…0, 8) N_{я mах}

3. а) и б) – ограничены особенностями физического процесса преобразования энергии.

 

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ТУРБИНА

 

1. N_mах = 9, 81 × Q_воды × H_р × h_ГА,                                                         (4.5)

Где Q_воды- расход воды на гидростанции (О.У.П.); H_р – рабочий напор воды (О.У.П.); h_ГА – КПД гидроагрегата.

Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются конструктивные особенности турбины (Q_воды, H_р, h_ГА).

Вторичными факторами, ограничивающими мощность, являются гидрометеорологические условия (недостаточный приток воды, ледовые осложнения), наличие смежных водопользователей.

2. N_min = 0, 3 · N_mах.

3. Нет ограничений (смотри табл.4.1).

 

Эксплуатационные свойства электрических станций и сетей

 

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Эксплуатационные свойства определяются типом котлов, турбин и схемой расположения основного оборудования на ТЭС. Ограничения мощности ТЭС вызваны ограничениями мощности котлов, турбин и генераторов.

Существует три схемы расположения основного оборудования на ТЭС:

1 - блочная схема (для КЭС - моно или дубль-блоки),

2 - с переключательной магистралью,

3 - со сборным паропроводом (или " станции с поперечными связями" ).

Дубль-блоки имеют более широкий регулировочный диапазон мощности по сравнению с моно-блоками. Рекомендуется применять схему " дубль-блока" для низкокалорийного топлива. Схема 2, являясь модификацией схемы 1, еще более повышает маневренные качества блоков. Самой маневренной станцией будет " станции с поперечными связями", где долгий ремонт одного из котлов не ведет к значительному снижению мощности станции. Мощность технического минимума станции увеличивается для более крупных электростанций (300 МВт и выше), для которых внутрисуточные остановки не целесообразны.

ВЫВОД: Высокоманевренными будут электростанции со сборным паропроводом, с котлами на жидком или газообразном топливе и мощностью до 200 МВт.

 

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ

 

Среди тепловых электростанций 30% приходиться на долю ТЭЦ, где установлены теплофикационные турбины " Т", " ПТ", " Р", имеющие отборы тепла. Величина отборов служит причиной изменения мощности турбины. Для ТЭЦ типы котлов и схемы расположения такие же, что и для ТЭС.

Маневренные свойства ТЭЦ определяются тепловой нагрузкой потребителей. Свобода назначения электрического режима ограничена для турбин " Т" и " ПТ", и полностью отсутствует на турбинах с противодавлением (" Р" ).

Для управления оборудованием на ТЭЦ существуют энергетические диаграммы. Диаграммы мощности для теплофикационных турбин могут быть описаны следующим образом:

" Р" N = К_в · Д_о,

" Т" N = N_к + N_т = (К_в + К_н) · Д_н + К_в· Д_о,

" ПТ" N = N_к + N_тп + N_то = (К_в + К_с + К_н)·Д_н + К_в·Д_п + (К_в+К_с)·Д_о,

где N_к, N_т, N_тп, N_то – мощность турбины соответственно по конденсационному циклу, теплофикационному циклу, теплофикационному циклу производственного отбора и теплофикационному циклу отопительного отбора; Д_о, Д_п, Д_н – пропускная способность (т.е. количество пара) соответственно отопительного и производственного отборов, части низкого давления; К_в, К_с, К_н – теплоперепад соответственно части высокого, среднего и низкого давления (это величина определяется перепадом энтальпий и КПД турбины).

 

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

На эксплуатационные свойства АЭС решающее воздействие оказывает реактор. Резкие колебания нагрузок противопоказаны, при снижении нагрузки ниже 70% от номинальной мощности следует " отравление" реактора и его следует отключить.

АЭС бывают одно и двухконтурными. На первых установлены РБМК – реактор большой мощности канальный, на двухконтурных – ВВЭР – водоводяной энергетический реактор.

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться: