Что является установленной мощностью пгу. Парогазовые установки электростанций. ПГУ с циклом тройного давления

Выше рассмотрена ПГУ самого простого и самого распространенного типа - утилизационного. Однако многообразие ПГУ столь велико, что нет возможности рассмотреть их в полном объеме. Поэтому ниже рассмотрим основные типы ПГУ, интересные для нас либо с принципиальной, либо с практической точки зрения. Одновременно попытаемся выполнить их классификацию, которая, как и всякая классификация, будет условной.

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые - служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара.

Схема монарной ПГУ показана на рис. 9.4. Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5 . Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания 2 , смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать - в парогазовую турбину 3 . Смысл этого понятен: часть воздуха, идущего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа.

Рис. 9.4. Принципиальная схема монарной ПГУ

За рубежом описанная монарная установка получила название STIG (от Steam Iniected Gas Turbine). Их строит в основном фирма General Electric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 9.1 приведены данные фирмы General Electric, иллюстрирующие увеличение мощности и КПД двигателей при использовании впрыска пара.

Таблица 9.1

Изменение мощности и экономичности при вводе пара в камеру сгорания монарной ПГУ

Видно, что при впрыске пара и мощность, и КПД растут.

Отмеченные выше недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС.

На Южно-турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт.

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на пять типов:

Утилизационные ПГУ . В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Как показано выше, утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.

ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными» , или ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. 9.5).

Рис. 9.5. Схема сбросной ПГУ

В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив.

В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 9.5), причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел - на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел - как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно

т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.

Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.

Основная литература:

Ваш собственный конспект;

Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. ISBN 5-7046-0889-2. Часть 1. Современная теплоэнергетика / Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 368 с., ил. ISBN 5-7046-0890-6 (ч. 1). Часть 2. Современная электроэнергетика / Под ред. профессоров А.П. Бурмана и В.А. Строева. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 454 с., ил. ISBN 5-7046-0923-6 (ч. 2)

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ), в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 2.1 показана принципиальная схема простейшей ПГУ так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилиза-

Рис. 2.1.

/ - пароперегреватель; 2 - испаритель; 3 - экономайзер; 4 - барабан; 5 - конденсатор паровой турбины; 6 - питательный насос; 7 - опускная труба испарителя; 8 - подъемные трубы испарителя

тор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет теплоты горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных груб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара Г 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов 0 р поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой когла-утилизатора на рис. 2.1 показано изменение температур газов и рабочего тела (пара, воды) при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения 0 Г на входе до значения 0 ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -/;). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения / 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный нар поступает в конденсатор 5, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ 0 Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (1.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 1.2, температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды 1 п в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура уходящих газов 0 ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t n в. Реально она находится на уровне 0 ух « 100 °С, следовательно, КПД котла-утилизатора (КУ) составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел- утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки (ПТУ) рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t n в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.2, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер б. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда

Рис. 2.2. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens):

1 - комбинированное воздухообрабатывающее устройство (КВОУ); 2 - блочный трансформатор; 3 - генератор ГТУ; 4 - ГТУ типа У94.2; 5 - переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 - шиберная задвижка; 7 - деаэратор; 8 - котел-утилизатор вертикального типа; 9 - генератор паровой турбины; 10 - паровая турбина; 11 - дождевая заслонка котла-уги- лизатора; 12 - байпасная труба; 13 - помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 - баки жидкого топлива

ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

Что такое устройство ПГУ КамАЗа-5320? Этот вопрос интересует многих новичков. Данная аббревиатура может привести в недоумение несведущего человека. На самом деле ПГУ - это пневматический Рассмотрим особенности этого устройства, его принцип работы и типы обслуживания, включая ремонт.

1 - гайка сферическая с контргайкой.
2 - поршневой толкатель деактиватора сцепления.
3 - предохранительный чехол.
4 - поршень выключения сцепления.
5 - задняя часть остова.
6 - комплексный уплотнитель.
7 - следящий поршень.
8 - клапан перепускной с колпаком.
9 - диафрагма.
10 - клапан впускной.
11 - выпускной аналог.
12 - поршень пневматического типа.
13 - сливная пробка (для конденсата).
14 - фронтальная часть корпуса.
«А» - подвод рабочей жидкости.
«Б» - поступление сжатого воздуха.

Предназначение и устройство

Грузовой автомобиль - достаточно массивная и крупногабаритная техника. Для ее управления требуется недюжинная физическая сила и выносливость. Устройство ПГУ КамАЗа-5320 позволяет облегчить регулировку транспортного средства. Это небольшое, но полезное устройство. Оно дает возможность не только упростить труд водителя, но и повышает производительность работ.

Рассматриваемый узел состоит из следующих элементов:

Поршневого толкателя и регулировочной гайки.
Пневматического и гидравлического поршня.
Пружинного механизма, редуктора с крышкой и клапаном.
Седла диафрагмы, контрольного винта.
и поршневого следящего приспособления.

Особенности

Корпусная система усилителя состоит из двух элементов. Фронтальная часть изготавливается из алюминия, а задний аналог - из чугуна. Между деталями предусмотрена специальная прокладка, которая играет роль уплотнителя и диафрагмы. Следящий механизм регулирует изменение давления воздуха на пневмопоршень в автоматическом режиме. В данное приспособление также входит уплотнительная манжета, пружины с диафрагмами, а также клапаны на впуск и выпуск.

Принцип действия

При нажатии педали сцепления под давлением жидкости устройство ПГУ КамАЗа-5320 давит на шток и поршень следящего приспособления, после чего конструкция вместе с диафрагмой смещается до момента открытия впускного клапана. Затем воздушная смесь из пневматической системы автомобиля подается к пневмопоршню. В результате суммируются усилия обоих элементов, что позволяет отвести вилку и выключить сцепление.

После того, как нога убирается с педали сцепления, давление подводящей магистральной жидкости падает до нулевого показателя. Вследствие этого ослабевает нагрузка на гидравлические поршни исполнительного и следящего механизма. По этой причине поршень гидравлического типа начинает перемещаться в обратном направлении, закрывая впускной клапан и блокируя поступление давления из ресивера. Нажимная пружина, воздействуя на следящий поршень, отводит его в исходную позицию. Воздух, изначально реагирующий с пневматическим поршнем, выводится в атмосферу. Шток с обоими поршнями возвращается в начальное положение.

Производство

Устройство ПГУ КамАЗа-5320 подходит для многих модельных модификаций этого производителя. Большинство старых и новых тягачей, самосвалов, военных вариантов оснащается пневмогидравлическим усилителем руля. Современные модификации, производимые различными компаниями, имеют следующие обозначения:

Запчасти КамАЗ (ПГУ) производства ОАО «КамАЗ» (номер по каталогу 5320) с вертикальным размещением следящего приспособления. Устройство над корпусом цилиндра используется на вариациях под индексом 4310, 5320, 4318 и некоторых других.
WABCO. ПГУ под этой маркой производятся в США, отличаются надежностью и компактными габаритами. Эта комплектация оборудована системой слежения за состоянием накладок, уровень износа которых доступно определить без демонтажа силового агрегата. Большинство грузовиков с серии 154 оснащаются именно этим пневмогидравлическим оборудованием.
Пневмогидроусилитель сцепления «ВАБКО» для моделей с КПП типа ZF.
Аналоги, выпускаемые на заводе в Украине (Волчанск) или Турции (Yumak).

В плане выбора усилителя специалисты рекомендуют приобретать такую же марку и модель, которая была изначально установлена на машине. Это позволит обеспечить максимально правильное взаимодействие между усилителем и механизмом сцепления. Прежде чем менять узел на новую вариацию, проконсультируйтесь со специалистом.

Обслуживание

Для поддержания рабочего состояния узла осуществляют следующие работы:

Визуальный осмотр, позволяющий обнаружить видимые утечки воздуха и жидкости.
Подтягивание фиксирующих болтов.
Регулировку свободного хода толкателя при помощи сферической гайки.
Доливку рабочей жидкости в баке системы.

Стоит отметить, что при регулировке ПГУ КамАЗа-5320 модификации Wabco, износ накладок сцепления легко просматривается на специальном указателе, выдвигаемом под воздействием поршня.

Разборка

Данная процедура при необходимости выполняется в следующем порядке:

Задняя часть корпуса зажимается в тисках.
Откручиваются болты. Снимаются шайбы и крышка.
Изымается клапан из корпусной части.
Демонтируется фронтальный остов вместе с пневматическим поршнем и его мембраной.
Снимаются: диафрагма, следящий поршень, стопорное кольцо, элемент выключения сцепления и корпус уплотнителя.
Удаляется перепускной клапанный механизм и люк с выпускным уплотнителем.
Остов вынимается из тисов.
Демонтируется упорное кольцо задней части корпуса.
Стержень клапана освобождается от всех конусов, шайб и седла.
Следящий поршень снимается (предварительно необходимо убрать стопор и прочие сопутствующие элементы).
Из фронтальной части корпуса извлекается пневматический поршень, манжета и стопорное кольцо.
Затем все детали промываются в бензине (керосине), обдаются сжатым воздухом и проходят этап дефектации.

ПГУ КамАза-5320: неисправности

Чаще всего в рассматриваемом узле возникают неполадки следующего характера:

Сжатый воздушный поток поступает в недостаточном количестве либо совсем отсутствует. Причина неисправности - разбухание впускного клапана пневматического усилителя.
Заклинивание следящего поршня на пневмоусилителе. Вероятнее всего, причина кроется в деформации уплотнительного кольца или манжеты.
Наблюдается «провал» педали, что не позволяет полностью выключить сцепление. Эта неполадка свидетельствует о попадании воздуха в гидравлический привод.

Ремонт ПГУ КамАЗа-5320

Проводя дефектовку элементов узла, особое внимание следует обратить на такие моменты:

Проверку уплотнительных деталей. Не допускается наличие на них деформаций, разбухания и трещин. В случае нарушения эластичности материала, элемент подлежит замене.
Состояние рабочих поверхностей цилиндров. Контролируется внутренний зазор диаметра цилиндров, который по факту должен соответствовать нормативу. На деталях не должно быть вмятин или трещин.

В ремонтный комплект ПГУ входят такие запчасти КамАЗа:

Защитный чехол заднего корпуса.
Конус и диафрагма редуктора.
Манжеты для пневматического и следящего поршня.
Колпак перепускного клапана.
Стопорные и уплотнительные кольца.

Замена и установка

Для замены рассматриваемого узла выполняют следующие манипуляции:

Проводится стравливание воздуха из ПГУ КамАЗа-5320.
Сливается рабочая жидкость либо перекрывается слив при помощи пробки.
Демонтируется прижимная пружина вилки рычага включения сцепления.
От устройства отсоединяются подводящие воду и воздух трубы.
Откручиваются финты крепления к картеру, после чего агрегат демонтируется.

После замены деформированных и негодных элементов, система проверяется на герметичность в гидравлической и пневматической части. Сборка производится следующим образом:

Совмещают все фиксирующие отверстия с гнездами в картере, после чего закрепляется усилитель при помощи пары болтов с пружинными шайбами.
Подсоединяется гидравлический шланг и воздушный трубопровод.
Монтируется оттяжный пружинный механизм вилки выключения узла сцепления.
В компенсационный резервуар наливают тормозную жидкость, после чего прокачивают систему гидравлического привода.
Проверяют повторно герметичность соединений на предмет подтекания рабочей жидкости.
Регулируется, при необходимости, величина зазора между торцевой частью крышки и ограничителем хода активатора делителя передач.

Принципиальная схема подсоединения и размещения элементов узла

Принцип работы ПГУ КамАЗа-5320 проще понять, изучив представленную ниже схему с пояснениями.

а - стандартная схема взаимодействия частей привода.
б - расположение и фиксация элементов узла.
1 - педаль блока сцепления.
2 - основной цилиндр.
3 - цилиндрическая часть пневматического усилителя.
4 - следящий механизм пневматической части.
5 - воздухопровод.
6 - основной гидроцилиндр.
7 - выключающая муфта с подшипником.
8 - рычаг.
9 - шток.
10 - шланги и трубы привода.

Рассматриваемый узел имеет довольно понятное и простое устройство. Тем не менее его роль при управлении грузовым автомобилем очень значительна. Использование ПГУ позволяет существенно облегчить управление машиной и повысить эффективность работы транспортного средства.

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ) , в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 4.10 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки, так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котёл-утилизатор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов получают пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Рисунок 4.10. Принципиальная схема простейшей парогазовой установки

Котёл-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения , в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребрёнными трубами, внутрь которых подаётся рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трёх элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель , состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции . Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котёл-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией .

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения . Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара t 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов q Г , поступающих из газовой турбины (обычно на 25 - 30 °С).

Под схемой котла-утилизатора на рис. 4.10 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения q Г на входе до значения q ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а ). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нём происходит испарение воды. При этом её температура не изменяется (процесс a - b ). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6 , повышающего давление питательной воды, направляется снова в котёл-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берётся от уходящих газов ГТУ. Общий вид котла – утилизатора приведен на рис.4.11.

Рисунок 4.11. Общий вид котла – утилизатора

Электростанция с ПГУ показана на рис. 4.12, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens , каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котёл-утилизатор 8 . Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 установлена байпасная (обводная) дымовая труба 12 и газоплотный шибер 6 .

Рисунок 4.12. Электростанция с ПГУ

Основные преимущества ПГУ.

1. Парогазовая установка - в настоящее время самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии.

2. Парогазовая установка - самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД - ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит её тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов ПГУ по сравнению с паросиловой примерно соответствует уменьшению расхода топлива на производство электроэнергии.

3. Парогазовая установка - очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально высокая маневренность ПТУ обеспечивается наличием в её схеме ГТУ, изменение нагрузки которой происходит в течение нескольких минут.

4. При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.

5. ПГУ имеет более низкую стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объёмом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главным недостатком всех тепловых электростанций является то, что все виды применяемого топлива являются невосполнимыми природными ресурсами, которые постепенно заканчиваются. Кроме того, ТЭС потребляют значительное количество топлива (ежедневно одна ГРЭС мощностью 2000 МВт сжигает за сутки два железнодорожных состава угля) и являются самыми экологически «грязными» источниками электроэнергии, особенно если они работают на высокозольных сернистых топливах. Именно поэтому в настоящее время, наряду с использованием атомных и гидравлических электростанций, ведутся разработки электрических станций, использующих восполняемые или другие альтернативные источники энергии. Однако, несмотря ни на что ТЭС являются основными производителями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, как минимум в ближайшие 50 лет.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ К ЛЕКЦИИ 4

1. Тепловая схема ТЭЦ – 3 балла.

2. Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС – 3 балла.

3. Компоновка современных ТЭС – 3 балла.

4. Особенности ГТУ. Структурная схема ГТУ. КПД ГТУ – 3 балла.

5. Тепловая схема ГТУ – 3 балла.

6. Особенности ПГУ. Структурная схема ПГУУ. КПД ПГУ – 3 балла.

7. Тепловая схема ПГУ – 3 балла.

ЛЕКЦИЯ 5

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ. ТОПЛИВО ДЛЯ АЭС. ПРИНЦИП РАБОТЫ ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА. ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА АЭС С ТЕПЛОВЫМИ РЕАКТОРАМИ. РЕАКТОРЫ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ. ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ СОВРЕМЕННЫХ АЭС

Основные понятия

Атомная электростанция (АЭС) это электростанция, вырабатывающая электрическую энергию путём преобразования тепловой энергии, выделяющейся в ядерном реакторе (реакторах) в результате управляемой цепной реакции деления (расщепления) ядер атомов урана. Принципиальное отличие АЭС от ТЭС только в том, что вместо парогенератора используется ядерный реактор - устройство, в котором осуществляется управляемая цепная ядерная реакция, сопровождающаяся выделением энергии.

Радиоактивные свойства у урана впервые обнаружил французский физик Антуан Беккерель в 1896 году. Английский физик Эрнест Резерфорд впервые осуществил искусственную ядерную реакцию под действием – частиц в 1919 году. Немецкие физики Отто Ган и Фриц Штрасман открыли в 1938 году, чтоделение тяжёлых ядер уранапри бомбардировке нейтронами сопровождается выделением энергии. Реальное использование этой энергии стало делом времени.

Первый ядерный реактор построен в декабре 1942 года в США группой физиков Чикагского университета под руководством итальянского физика Энрико Ферми . Впервые была реализована незатухающая реакция деления ядер урана. Ядерный реактор, названный СР-1, состоял из графитовых блоков, между которыми были расположены шары из природного урана и его двуокиси. Быстрые нейтроны, появляющиеся после деления ядер 235 U , замедлялись графитом до тепловых энергий, а затем вызывали новые деления ядер. Реакторы, в которых основная доля делений происходит под действием тепловых нейтронов, называют реакторами на тепловых (медленных) нейтронах; в таких реакторах замедлителя значительно больше чем урана.

В Европе первый ядерный реактор Ф-1 был изготовлен и запущен в декабре 1946 года в Москве группой физиков и инженеров во главе с академиком Игорем Васильевичем Курчатовым . Реактор Ф-1 был набран из графитовых блоков и имел форму шара диаметром примерно 7,5 м. В центральной части шара диаметром 6 м в отверстиях графитовых блоков были размещены урановые стержни. Реактор Ф-1, как и СР-1, не имел системы охлаждения, поэтому работал на малых уровнях мощности: от долей до единиц ватта.

Результаты исследований на реакторе Ф-1 послужили основой проектов для промышленных реакторов. В 1948 году под руководством И. В. Курчатова начались работы по практическому применению энергии атома для получения электроэнергии.

Первая в мире промышленная атомная электростанция мощностью 5 МВт была запущена 27 июня 1954 года в г. Обнинске Калужской области . В 1958 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт (полная проектная мощность 600 МВт). В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а в апреле 1964 г. генератор 1-й очереди дал электроэнергию потребителям. В сентябре 1964 года был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 МВт. Второй блок мощностью 350 МВт запущен в декабре 1969 года. В 1973 году запущена Ленинградская АЭС.

В Великобритании первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 году в Колдер-Холле. Через год вступила в строй АЭС мощностью 60 МВт в Шиппингпорте (США).

Мировыми лидерами по производству ядерной электроэнергии являются:США (788,6 млрд. кВт ч/год), Франция (426,8 млрд. кВт ч/год), Япония (273,8 млрд. кВт ч/год), Германия (158,4 млрд. кВт ч/год) и Россия (154,7 млрд. кВт ч/год). На начало 2004 года в мире действовал 441 энергетический ядерный реактор, российское ОАО «ТВЭЛ» поставляет топливо для 75 из них.

Крупнейшая АЭС в Европе - Запорожская АЭС г. Энергодар (Украина) - 6 атомных реакторов суммарной мощностью 6 ГВт. Крупнейшая в мире АЭС - Касивадзаки-Карива (Япония) - пять кипящих ядерных реакторов (BWR ) и два продвинутых кипящих ядерных реактора (ABWR ), суммарная мощность которых составляет 8,2 ГВт.

В настоящее время в России работают АЭС: Балаковская, Белоярская, Билибинская, Ростовская, Калининская, Кольская, Курская, Ленинградская, Нововоронежская, Смоленская.

В разработках проекта Энергетической стратегии России на период до 2030 года предусмотрено увеличение производства электроэнергии на атомных электростанциях в 4 раза.

Атомные электростанции классифицируются в соответствии с установленными на них реакторами:

l реакторы на тепловых нейтронах , использующие специальные замедлители для увеличения вероятности поглощения нейтрона ядрами атомов топлива;

l реакторы на быстрых нейтронах .

По виду отпускаемой энергии атомные станции делятся на:

l атомные электростанции (АЭС), предназначенные для выработки только электроэнергии;

l атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию.

В настоящее только в России рассматриваются варианты строительства атомных станций теплоснабжения.

АЭС не использует воздух для окисления топлива, не даёт выбросов золы, оксидов серы, углерода и т.д. в атмосферу, имеет радиоактивный фон ниже, чем на ТЭС, но, как и ТЭС, потребляет огромное количество воды для охлаждения конденсаторов.

Топливо для АЭС

Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего вместо органического топлива . Ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах (Нигер, Франция, ЮАР), либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подземного выщелачивания (Канада, Россия, США). Уран широко распространён в природе, но богатых по содержанию залежей урановых руд нет. Уран содержится в различных горных породах и воде в рассеянном состоянии. Природный уран это смесь в основном неделящегося изотопа урана 238 U (более 99%) и делящегося изотопа 235 U (примерно 0,71%) , который и представляет собой ядерное горючее (1 кг 235 U выделяет энергию равную теплоте сгорания примерно 3000 т каменного угля).

Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана . Для этого природный уран направляется на обогатительный завод, после переработки, на котором 90% природного обеднённого урана направляется на хранение, а 10% обогащается до 3,3 - 4,4 %.

Из обогащённого урана (точнее диоксида урана UO 2 или окиси-закиси урана U 2 O 2 ) изготавливают тепловыделяющие элементы - ТВЭЛы - цилиндрические таблетки диаметром 9 мм и высотой 15-30 мм. Эти таблетки помещают в герметические циркониевые (поглощение нейтронов цирконием в 32,5 раза меньше чем сталью) тонкостенные трубки длиной около 4 м. ТВЭЛы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук.

Все дальнейшие процессы расщепления ядер 235 U с образованием осколков деления, радиоактивных газов и т.д. происходят внутри герметичных трубок ТВЭЛов .

После постепенного расщепления 235 U и уменьшения его концентрации до 1,26%, когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора , некоторое время хранят в бассейне выдержки, а затем направляют на радиохимический завод для переработки.

Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо стремятся сжигать полностью, на АЭС невозможно расщепить ядерное топливо на 100%. Поэтому на АЭС нельзя рассчитать КПД по удельному расходу условного топлива. Для оценки эффективности работы энергоблока АЭС используется КПД нетто

где - выработанная энергия, - выделившееся в реакторе тепло заодно и тоже время.

Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет 30 - 32 %, но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37 - 40 %, не вполне правомочно.

Кроме изотопа урана 235 в качестве ядерного топлива также используются:

изотоп урана 233 ( 233 U ) ;
изотоп плутония 239 ( 239 Pu );
изотоп тория 232 ( 232 Th ) (посредством преобразования в 233 U ).

Пневмогидроусилитель привода сцепления служит для уменьшения усилия, прикладываемого к педали сцепления водителем.

Он состоит из:

гидравлического цилиндра с поршнем, штоком и пружиной;
пневматического цилиндра с поршнем, штоком (общий с поршнем гидроцилиндра) и возвратной пружиной;
следящего механизма, состоящего из следящего поршня с манжетой, диафрагмы (зажата между двумя частями корпуса), в центре которой крепится седло выпускного клапана, возвратной пружины диафрагмы;
выпускного и впускного клапанов (крепятся на одном штоке) с возвратной пружиной;
седла впускного клапана;
отверстия, закрытого уплотнителем от попадания грязи, соединяющего надпоршневую полость пневмоцилиндра с окружающей средой.

При включенном сцеплении общий шток прижат к поршням гидроцилиндра и пневмоцилиндра. Поршень следящего механизма занимает положение, соответствующее открытому выпускному клапану, соединяющему надпоршневое пространство пневмоцилиндра с окружающей средой и закрытому впускному клапану.

При выключении сцепления рабочая жидкость из главного цилиндра поступает в гидроцилиндр пневмогидроусилителя, и одновременно по каналу к поршню следящего механизма. Давление жидкости перемещает поршень в сторону седла выпускного клапана. Диафрагма, прогибаясь, перемещает седло к выпускному клапану, который садится в седло, изолируя надпоршневое пространство пневмоцилиндра от окружающей среды.

Далее усилие от выпускного клапана через шток передается на впускной клапан, который открывается, и сжатый воздух по каналу поступает в надпоршневое пространство пневмоцилиндра. Поршень пневмоцилиндра, перемешаясь, воздействует на шток поршня гидроцилиндра. Поршень передает усилие на толкатель, который воздействует на рычаг вилки выключения сцепления. Часть сжатого воздуха поступает в полость диафрагмы.

Таким образом, следящий поршень находится под действием двух противоположно направленных сил: действие рабочей жидкости с одной стороны и сжатого воздуха с другой. Поршни следящего механизма и пневмоцилиндра подобраны так, чтобы обеспечить необходимое снижение усилия на педаль сцепления.

При отпускании педали сцепления давление рабочей жидкости падает, и все детали под действием возвратных пружин возвращаются в исходное положение, надпоршневое пространство пневмоцилиндра через открытый выпускной клапан сообщается с окружающей средой.

При выходе из строя пневмосистемы перемещение поршня гидроцилиндра осуществляется только под давлением рабочей жидкости.

КАТЕГОРИИ