Свойства топлив, сжигаемых на тепловых электростанциях

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ 

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Энергообеспечение с.х.»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ ОБУЧАЮЩИХСЯ

ПО ОСВОЕНИЮ ДИСЦИПЛИНЫ

ФТД.В.04 ЭНЕРГОСИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Направление подготовки (специальность)35.03.06 Агроинженерия

Профиль образовательной программы «Электрооборудование и электротехнологии»

Форма обучениязаочная

Оренбург 2015 г.

СОДЕРЖАНИЕ

Конспект лекций

1.1 Лекция № 1Основы энергетики

1.2 Лекция № 2Устройство и функционирование современной ТЭС

1.3 Лекция № 3 Устройство и функционирование современной ТЭС

Методические указания по выполнению лабораторных работ

2.1 Лабораторная работа № ЛР-1Основные определения термодинамики

2.2 Лабораторная работа № ЛР-2Исследование работы тепловой электрической станции

2.3 Лабораторная работа № ЛР-3Исследование работы тепловой электрической централи

КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

Лекция № 1 ( 2 часа).

Тема: «Основы энергетики»                     

1.1.1 Вопросы лекции:

1. О физических величинах, используемых в практике производства и потребления электрической и тепловой энергии.

2. Свойства водяного пара и воды.

3. Свойства топлив, сжигаемых на тепловых электростанциях.

4. Свойства материалов для энергетического оборудования.

5. Энергетика и электрогенерирующие станции.

1.1.2 Краткое содержание вопросов:

1. О физических величинах, используемых в практике производства и потребления электрической и тепловой энергии.

Цель настоящего раздела — напомнить читателю основные и производные от них физические величины, используемые в теплотехнике. Более 40 лет назад была введена обязательная для всех Международная система единиц (СИ), на использование которой давно должен был бы перейти весь мир. Однако до сих пор в силу привычек, а также недостатка на рабочих местах электростанций приборов с соответствующей градуировкой в практике используются и другие многочисленные единицы физических величин и их производные, что часто затрудняет общение, особенно теплоэнергетиков тех стран, в которых используются разные внесистемные единицы. Если при посещении какой-либо ТЭС в Англии на вопрос о начальных параметрах энергоблока вам ответят, что они составляют 3400 psi (3400 фунтов на квадратный дюйм) и 1000 °F (1000 градусов по Фаренгейту), то эти цифры, возможно, вам почти ничего не скажут. Вместе с тем это 239 атмосфер и 538 °С, т.е. параметры, практически совпадающие с параметрами наших энергоблоков на сверхкритические параметры пара. Конечно, использование различных систем единиц неудобно, и выход из этого только один: необходимо иметь под рукой справочник или микрокалькулятор, позволяющие быстро осуществить перевод в привычные для нас единицы.

Этот же раздел преследует еще одну цель. Теплотехника и, в частности, теплоэнергетика — это инженерные науки. Поэтому они «начинаются с цифры» и, имея то или иное отношение к теплоэнергетике, нельзя не знать некоторого набора величин и их значений. Нельзя, например, не знать, что КПД типичного паротурбинного энергоблока находится на уровне 40 %, газотурбинной установки — 36 %, а парогазовой — 50 %. Поэтому, напоминая о физических величинах и единицах их измерения, мы одновременно будем касаться диапазона значений этих величин для объектов теплоэнергетики и энергомашиностроения.

Единицей измерения длины в системе СИ является метр. В метрах, например, измеряются длины турбоагрегатов (например, длина турбины мощностью 1200 МВт составляет около 48 м), размеры машинного зала тепловых электростанций, высотные отметки установки оборудования.

Для измерения размеров деталей обычно используют миллиметры. К примеру, очень редко можно услышать, что длина лопатки последней ступени турбины равна 1,2 м; обычно говорят — 1200 мм. В миллиметрах измеряют зазоры между деталями (например, радиальные зазоры между вращающимся ротором и статором составляют 0,5—1,5 мм), тепловых расширений турбины на фундаменте (они могут достигать 10 мм) и т.д.

Очень малые линейные величины измеряют в микрометрах (микронах): 1 мкм = 10^{-6 м. В микрометрах измеряют, например, размах вибраций корпусов подшипников турбины, толщину масляной пленки в опорных подшипниках, на вкладышах которых вращается ротор (обычно это 20—30 мкм).}

В теплоэнергетической практике нашей страны для измерения длин никогда не используются сантиметры, ангстремы, километры, световые года и парсеки, не говоря уже о милях, ярдах, саженях и т.д. Сказать, что длина рабочей лопатки равна 96 см, можно, но это плохой тон.

Для измерения массы и в системе СИ, и на практике, чаще всего ис­пользуют килограмм и кратные ему величины: грамм и тонну. В килограммах измеряют массы отдельных деталей (например, масса упомянутой рабочей лопатки последней ступени длиной 960 мм равна примерно 12 кг), в граммах — например, значения масс балансировочных грузов, в тоннах — массу крупных объектов (например, полная масса турбины мощностью 500 МВт составляет 1000 т, а ее наиболее тяжелая часть — 100 т). Однако в практике теплоэнергетики для измерения массы никогда не используют центнеры, пуды и тем более фунты.

Единицей времени в системе СИ является секунда. Секундами пользуются для анализа быстропротекающих процессов в системах автоматического регулирования турбин (и даже сотыми ее долями), в проточных частях турбин, насосов, в паропроводах и трубопроводах. Минутами и часами обычно пользуются для описания менее быстрых процессов, например, длительности этапов пуска, нагружения, разгружения и остановки турбины, протекающих от нескольких минут до нескольких часов. Например, пуск паровой турбины после ночного простоя занимает 30—40 мин, а длительность пуска энергоблока после ремонта может достигать 3—5 ч.

В часах обычно измеряется наработка турбины и ресурсы различного типа.

Например, назначенный ресурс составных частей оборудования энергоблоков за редким исключением должен быть не менее 200 тыс. ч, парковый ресурс большинства турбин составляет 170—220 тыс. ч, наработка турбины на отказ работоспособности (он должен быть не менее 5000 ч для паровых турбин и 3000 ч для газовых турбин).

Днями или сутками измеряются продолжительность ремонтов (например, продолжительность плановых ремонтов для энергоблока мощностью 800 МВт: капитального — 72—73 дня, среднего — 37—42 дня, текущего — 10 дней). Годами измеряются межремонтный срок службы турбины (он должен быть не менее 4 лет), срок службы турбины до списания (не менее 40 лет).

Очень полезно запомнить, что 1 год = 8760 ч.

Температура в системе СИ измеряется в Кельвинах (К) (но не в градусах Кельвина!). Численно 1 °С = 1 К, а температуры в Кельвинах Т и градусах Цельсия t связаны соотношением: Т= t + 273,15

В практике стационарной теплоэнергетики, в отличие, например, от авиадвигателестроения, пользуются исключительно стоградусной шкалой (градусами Цельсия).

Рассмотренные единицы — длины, массы, времени и температуры (в Кельвинах) входят в состав основных единиц СИ. Все остальные единицы являются производными от основных.

Площадь и объем обычно измеряются соответственно в м² и м³. Гектары и литры в практике теплоэнергетики не используются.

Особо необходимо сказать о единицах измерения количества природного газа. Проще всего для этой цели было бы использовать единицы массы (кг или т). Однако исторические и технические причины привели к тому, что количество природного газа измеряется в единицах объема (м³). Это очень неудобно, так как в равных объемах при разных давлениях содержится разная масса природного газа, содержащая различную тепловую энергию. Поэтому количество природного газа измеряют в так называемых нормальных кубометрах, т.е. приведенных к «нормальным» условиям (отсутствию влаги, температуре 0 °С и давлению 1 атм — см. ниже). В большинстве случаев слово «нормальный» перед кубометром опускают, но при проведении расчетов всегда следует помнить, что речь идет именно о них.

Скорость среды (пара, воды) и линейная скорость перемещения деталей турбины измеряется в м/с, но никогда в км/ч. Например, скорость течения пара в элементах турбины составляет 50—500 м/с. Как правило, интенсивность вибрации измеряется так называемой виброскоростью, измеряемой в мм/с непосредственно прибором. Каждый машинист турбины знает, что нормальный уровень вибрации составляет 2,8 мм/с, а при возрастании вибрации до 7,1 мм/с он должен немедленно остановить турбину.

Частота вращения измеряется числом оборотов в секунду или минуту. Поскольку частота сети в нашей стране равна 50 Гц, то частота вращения турбоагрегатов, включенных в электрическую сеть составляет 50 или 25 об/с (соответственно 3000 и 1500 об/мин).

Сила и вес тел в системе СИ измеряется в ньютонах (Н). Однако на практике часто пользуются внесистемной единицей — килограмм-силой (кгс). Легко запомнить, что 1 кгс = 9,8 Н » 10 Н.

Давление и механическое напряжение (возникающее в теле под воздействием приложенных к нему сил) в системе СИ измеряются в паскалях (1 Па = 1 Н/м²). Паскаль — это очень малая величина, поэтому используют кратные величины: килопаскаль (кПа) и мегапаскаль (МПа). Иногда используют бары:

1 бар = 10⁵ Па = 100 кПа

Что примерно соответствует атмосферному давлению.

Полезно запомнить, что атмосферное давление равно примерно 100 кПа, а давление за конденсационной паровой турбиной составляет всего 3—8 кПа. Давление пара перед современными паровыми турбинами 12—30 МПа, перед газовыми турбинами 1,0—1,8 МПа. Рассмотренные единицы измерения давления в условиях эксплуатации оборудования электростанций не прижились, главным образом, по причине отсутствия на ТЭС приборов с градуировкой в паскалях. Эксплуатационный персонал ТЭС обычно пользуется техническими атмосферами (ат):

1 ат = 1 кгс/см² = 9,8*10⁴ Па = 98 кПа = 0,098МПа

Кроме технических атмосфер, применяемых в технике, используют физические атмосферы (атм):

1 атм ≈ 1,033 ат ≈ 1,013⁵Па

В ряде случаев давление в сосудах измеряют с помощью ртутных приборов — высотой ртурного столба (мм рт. ст.). Например, упомянутое выше нормальное давление 1 атм = 760 мм рт. ст. и соответственно 1 мм рт. ст. = 133,3 Па.

Многочисленное оборудование тепловых электростанций работает при давлении р меньшем, чем атмосферное давление В. Их разность

H=B-p

называется разрежением, и оно измеряется непосредственно прибором. Отношение

V=(H/B)*100%

называется вакуумом, и этот термин чаще всего используется на ТЭС, когда речь идет о разрежении. Если вакуум в конденсаторе составляет 95 %, а атмосферное давление 100 кПа, то значит, разрежение в конденсаторе составляет 95 кПа, а давление — 5 кПа.

Электрическая и тепловая энергия в системе СИ измеряется в джоулях (Дж), а мощность — в ваттах (Вт): 1 Вт = 1 Дж/с.

Электрическую мощность турбоагрегатов и электростанций обычно представляют в мегаваттах (1 МВт = 10⁶ Вт) или миллионах киловатт (1 МВт = 10³ кВт). Реже, когда речь идет о мощности энергосистем, используют гигаватты (1 ГВт = 10³ МВт).

Электрическую энергию в практике теплоэнергетики обычно измеряют в киловатт-часах (кВт·ч). Очевидно,

1 кВт*ч=3600 кДж

Мощность на электростанциях никогда не измеряют в лошадиных силах.

Количество тепловой энергии измеряется либо в джоулях, либо в калориях (кал): 1 кал = 4,1868 Дж. Чаще используются величины, кратные калории — килокалория (ккал), мегакалория (Мкал) и, особенно, гигакалория (Гкал):

1Гкал=10³Мкал=10⁶ккал=10⁹кал

Тепловая мощность (теплопроизводительность) обычно измеряется в Гкал/ч, но иногда и в менее привычных единицах — мегаваттах. Полезно запомнить, что 1 Гкал/ч = 1,16 МВт. Например, теплопроизводительность мощной ТЭЦ с 5 энергоблоками 250 МВт составляет 1650 Гкал/ч = 1914 МВт.

Плотность или обратная ей величина — удельный объем измеряются соответственно в кг/м³ или м³/кг.

В заключение приведем несколько полезных таблиц, содержащих соотношения между различными единицами, часто используемыми в практике (табл. 1.1—1.3).

Таблица 1.1 Соотношения между единицами давления

Таблица 1.2 Соотношения между единицами энергии

Таблица 1.3 Соотношения между единицами мощности

2. Свойства водяного пара и воды.

Для того чтобы понять, как работает конденсатор, регенеративные и сетевые подогреватели, ядерные реакторы и многие другие элементы ТЭС, ТЭЦ и АЭС, необходимо знать некоторые свойства воды и водяного пара, которые являются рабочим телом паротурбинных установок (ПТУ). Их свойства в значительной степени определяют конструкцию паровой турбины и других элементов ПТУ.

Вода — это практически несжимаемая жидкость: при изменении давления в широких пределах ее плотность изменяется очень мало.

Если воду нагреть в открытом сосуде,то при определенной температуре начинается ее кипение и образование над ее поверхностью пара. Температура кипящей воды и образующегося при кипении пара одинаковы и неизменны в процессе всего выкипания жидкости. Если описанный выше опыт поставить при атмосферном давлении (760 мм рт. ст.), то кипение и испарение будут происходить при 100 °С.

Эту температуру называют температурой кипения, или температурой насыщения и обозначают t_н. Последнее название связано с тем, что при спокойном кипении над поверхностью воды образуется сухой насыщенный пар — пар, в котором отсутствуют капельки воды. Если температуру сухого насыщенного пара снизить (а это можно сделать только путем одновременного снижения давления), то часть пара сконденсируется и в нем появятся капельки воды. Такой пар называется влажным. Если, наоборот, сухой насыщенный пар нагреть, то он окажется перегретым по отношению к состоянию насыщения.

Если снизить давление в сосуде, то кипение и испарение будут происходить при меньшей температуре. Это используется в так называемых вакуумных деаэраторах, установленных в системах подпитки теплосети: достаточно в сосуде (деаэраторе) создать давление в 0,5 кгс/см²  50 кПа, и она закипит всего при температуре 81 °С.

Наоборот, если повысить давление в сосуде, то она закипит и начнет испаряться при более высокой температуре. Это свойство широко используют в больницах для стерилизации мединструментов при повышенной температуре в автоклавах, для быстрого приготовления пищи и т.д. Оно очень широко используется в различном оборудовании ТЭС. Например, в стандартном деаэраторе поддерживается давление 6 кгс/см²  0,6 МПа, и вода в нем закипает при нагреве до 159 °С.

В барабане барабанных котлов поддерживается давление 140 кгс/см² = 13,7 МПа, и поэтому в нем генерируется насыщенный пар с температурой примерно 335 °С. В парогенераторах двухконтурных АЭС нагрев и испарение воды происходит при давлении 6 МПа, и поэтому температура образующегося насыщенного пара составляет 275,6 °С.

Важно четко усвоить, что температура насыщения однозначно определяется давлением над ее поверхностью.

Тепловая энергия, расходуемая на поддержание кипения в сосуде, затрачивается на разрыв связей между молекулами воды, т.е. на ее испарение. Молекулы испарившейся жидкости обладают большей энергией на величину удельной теплоты парообразования r, представляющей собой количество тепловой энергии, необходимой для испарения 1 кг кипящей жидкости. Измеряется величина r в кДж/кг или ккал/кг.

Плотность сухого насыщенного пара, естественно, меньше, чем воды, и так же, как температура насыщения, она однозначно определяется давлением. Чем выше давление, тем больше плотность. При давлении p_кр = 22,115 МПа плотность воды и сухого насыщенного пара совпадают, температура насыщения t_н = t_кр = 374,12 °С, а теплота парообразования r = 0. Столь своеобразное состояние, характеризуемое отмеченными параметрами, называется критическим, а они сами — критическими. В критическом состоянии плотность воды и пара совпадают и они по существу неразличимы.

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

Представим себе, что в сосуд, некоторое время подается насыщенный пар при открытом в атмосферу вентиле 1, после чего вентили 1 и 2 закрываются и сосуд оказывается под некоторым давлением пара. Если теперь этот сосуд начать охлаждать, поместив его в среду с достаточно низкой температурой, то пар будет конденсироваться, отдавая тепловую энергию через стенку сосуда окружающей среде. При этом давление пара над зеркалом воды в сосуде будет уменьшаться и всегда совпадать с давлением насыщения, соответствующем температуре образующейся жидкости. Это соответствие определяется связью между давлением и температурой насыщения, представленной на Если, например, изначально через сосуд протекал сухой насыщенный пар с температурой 100 °С (и соответственно с давлением 1 кгс/см²  100 кПа), а затем сосуд вместе с содержащимся в нем паром охладили до 81 °С, то часть пара сконденсируется и в сосуде установится давление 0,5 кгс/см² = 50 кПа, т.е. вакуум.

Пар превращается в воду потому, что от него отбирается теплота конденсации, равная теплоте парообразования r. В результате конденсации пара на дне сосуда образуется конденсат, а над зеркалом конденсата — насыщенный водяной пар. Чем сильнее будет охлажден пар в сосуде, тем больше образуется конденсата на его дне и тем более глубокий вакуум будет получен.

На показана принципиальная схема установки для непрерывной конденсации постоянного поступающего пара. Если в сосуде установить змеевик, по которому пропускать относительно холодную воду, то пар, поступающий в сосуд, будет встречать на своем пути холодную поверхность змеевика и конденсироваться на ней. Если для удаления образующегося конденсата имеется какое-либо устройство, например насос, то будет происходить непрерывная конденсация поступающего пара, а внутри сосуда будет поддерживаться давление, соответствующее температуре образующегося конденсата, примерно равной температуре охлаждающей воды. На описанном принципе основана работа конденсатора, сетевых и регенеративных подогревателей, парогенераторов АЭС и многих других устройств, области работы которых показаны на рис. 1.2.

В турбины ТЭС и ТЭЦ, построенных на докритические параметры, поступает перегретый пар, температура которого больше температуры насыщения (при этом же давлении) на значение t_п.

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 (точнее — за ее 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.

Свойства топлив, сжигаемых на тепловых электростанциях

На ТЭС сжигают три вида топлива: газообразное, жидкое и твердое.

Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, получаемый из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ (свыше 60 % в топливном балансе России и 70—80 % в ее европейской части). Природный газ в основном состоит из метана СН₄, который при правильной организации процесса горения сжигается полностью, превращаясь в воду и двуокись углерода.

Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности: при его сжигании, не возникает вредных выбросов, если не считать образования ядовитых оксидов азота, с которыми можно бороться соответствующей организацией процесса горения. Поэтому его используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Дополнительное преимущество — легкость транспортировки по газопроводам с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. Организация сжигания природного газа на электростанциях также сравнительно проста: перед подачей в топки котлов ТЭС необходимо снизить его давление до 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) в газораспределительном пункте ТЭС или, наоборот, если давление в газовой магистрали недостаточно, повысить его давление до 2—2,5 МПа (20—25 ат) с помощью газовых компрессоров, если газ подается в камеры сгорания ГТУ.

Еще несколько лет назад считалось, что в России возникла «газовая пауза», когда газ можно использовать на ТЭС в необходимом количестве.

С твердого топлива на природный газ было переведено много ТЭС, особенно в европейской части России. Основанием к тому было то, что Россия обладает 35 % мировых запасов газа. Однако «газовая пауза» закончилась, не начавшись, и сегодня идет речь об обратном переводе ТЭС с природного газа на твердое топливо и о замещении выработки электроэнергии на газомазутных ТЭС выработкой на АЭС.

Из многочисленных жидких топлив на ТЭС используют мазут и дизельное топливо. Мазут — это в основном смесь тяжелых углеводородов, остаточный продукт перегонки нефти, остающийся после отделения бензина, керосина и других легких фракций. Мазут сжигают в топках энергетических котлов газомазутных энергоблоков (см. лекцию 2) в периоды недостатка газа (например, при сильных длительных холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах). Часто его используют для «подсветки» — добавки к сжигаемому твердому топливу при некоторых режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Сжигать мазут постоянно сегодня нерентабельно из-за большой его стоимости по сравнению и с газом, и с твердыми топливами.

Мазут — достаточно вязкое топливо, и поэтому перед подачей его к форсункам котла его разогревают до 100—120 °С и распыляют в топке с помощью паровых форсунок. Мазуты делятся на малосернистые (до 0,5 % серы) и высокосернистые (2—3,5 % серы). При сжигании образующиеся оксиды попадают в атмосферу.

Твердые топлива (рис. 1.4) отличаются большим разнообразием, вызванным различной геологической историей их месторождений. Если выполнить анализ определенной навески твердого топлива (так называемой рабочей массы), то прежде всего, можно обнаружить, что она содержит определенное количество влаги (воды) и золы (минеральных негорючих веществ). И влага, и зольность серьезно ухудшают потребительские и технические качества твердых топлив. Прежде всего, это баласт, который необходимо перевозить, перерабатывать вместе с горючими элементами топлива, а затем выбрасывать в горячем состоянии либо в дымовую трубу (водяные пары), либо в золовые отвалы. Если из рабочей массы вычесть влажность и зольность, то останется так называемая горючая масса топлива. Основным «горючим» элементом в твердом топливе является углерод.

Содержание горючей массы в рабочей определяет теплоту сгорания Q_сг — то количество тепловой энергии, которая выделяется при полном сгорании единицы рабочей массы (1 кг) жидкого или твердого топлива. Видно, что наибольшей «калорийностью» обладают мазут и антрацит, наименьшей — торф.

Для того чтобы сравнивать качество работы различных ТЭС вводят понятие условного топлива (сокращенно — у.т.) — топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг. Если, например, ТЭС сожгла 1000 т бурого угля с Q_сг = 3500 ккал/кг, то, значит, она использовала 500 т у.т.

Теплоту сгорания природного газа относят к 1 нм³. Например, для типичного природного газа Q_сг = 8400 ккал/нм³.