Тепло

Содержание

1.Дайте определение высшей и низшей теплоты сгорания.......................... 3

2.Каковы основные особенности КЭС.......................................................... 5

3.Объясните сущность первою закона термодинамики и напишите его математическое выражение...................................................................................................... 9

4.Какие этапы включает разработка принципиальной тепловой схемы ТЭЦ 13

5.Нарисуйте принципиальную технологическую схему ГЭС..................... 20

Список литературы....................................................................................... 24

1.Дайте определение высшей и низшей теплоты сгорания

Всякая химическая реакция сопровождается выделением или поглощением тепла и соответственно называется экзотермической или эндотермической. Химические реакции, протекающие в процессах горения, преимущественно сильно экзотермические, некоторые реакции, как, например, реакции восстановления углекислоты, являются эндотермическими.

Количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы массы данного топлива зависит от того, в паровом или жидком состоянии находится влага в продуктах сгорания. Если водяной пар сконденсируется и вода в продуктах сгорания будет находиться в жидком виде, то тепло парообразования освободится и тогда количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы массы топлива, получается больше. Количество тепла, выделяющегося при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м3 газового топлива, при условии, что образующиеся водяные пары в продуктах сгорания конденсируются, называется высшей теплотой сгорания топлива. В условиях температур и парциального давления Н20 на всем протяжении газового тракта парогенератора водяные пары, содержащиеся в продуктах сгорания, не конденсируются и вместе с ними отводятся в атмосферу. Следовательно, некоторая часть тепла, выделившегося при сгорании затрачивается на образование водяного пара и не может быть использована в парогенераторе. Поэтому теплота сгорания получается меньше освобождающейся при горении химической энергии топлива. Количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого или 1 м3 газового топлива, за вычетом тепла парообразования водяных паров, образующихся при горении, называется низшей теплотой сгорания.

Под высшей теплотой сгорания понимают то количество теплоты, которое выделяется при полном сгорании вещества, включая теплоту конденсации водяных паров при охлаждении продуктов сгорания.

Низшая  теплота сгорания соответствует тому количеству теплоты, которое выделяется при полном сгорании, без учёта теплоты конденсации водяного пара. Теплоту конденсации водяных паров также называют скрытой теплотой сгорания.

Низшая  и высшая теплота сгорания связаны  соотношением:

QB = QH + k(W + 9H),

где k — коэффициент, равный 25 кДж/кг (6 ккал/кг);

W — количество воды в горючем веществе, % (по массе);

Н — количество водорода в горючем веществе, % (по массе).

Теплоту сгорания определяют двумя методами: экспериментальным и расчетным.

При экспериментальном определении  теплоты сгорания применяют калориметры. Методика  определения: навеску топлива сжигают в приборе (калориметре), теплота, выделяющаяся при горении топлива, поглощается водой. Зная массу воды, по изменению ее температуры можно вычислить теплоту сгорания. Этот метод хорош тем, что прост. Для определения теплоты сгорания достаточно иметь данные технического анализа.

Расчетный метод. Здесь теплоту сгорания определяют по формуле :

QpH= 339Сp +1030Нp -109(Оp-Sp) – 25 Wp кДж/ кг,

где Ср, Нр, Ор, Sp и Wр соответствуют содержание углерода, водорода, кислорода, серы и влаги в рабочем топливе, %.

Условное  топливо – это понятие, которое используют для нормирования и учета расхода топлива.

Условным  принято называть топливо с низшей теплотой сгорания кДж/кг). Для  перевода любого топлива в условное, следует разделить его теплоту  сгорания накДж/кг, т. е. найти эквивалент данного топлива: для мазута он равен 1,37-1,43, для природных газов – 1,2-1,4.

2.Каковы основные особенности КЭС?

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат. Механическая энергия вращения турбины преобразуется генератором в электрическую.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии. Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа — государственная районная электрическая станция (ГРЭС). Мощность КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечивать электроэнергией крупный район страны. Поэтому существует еще одно название этих электростанций – государственная районная электростанция (ГРЭС).

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема КЭС

1 — склад топлива и система топливоподачи; 2 — система топливоприготовления; 3 — котел; 4 — турбина; 5 - конденсатор; 6 - циркуляционный насос; 7 конденсатный насос; 8 - питательный насос; 9 - горелки котла; 10 - вентилятор; 11 - дымосос; 12 - воздухоподогреватель; 13 водяной экономайзер; 14 - подогреватель низкого давления; 15 — деаэратор; 16 — подогреватель высокого давления

На рисунке 1 показана упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока КЭС. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления — блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

1) облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;

2) упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;

3) уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать, резервное тепломеханическое оборудование;

4) сокращается объем строительных и монтажных работ;

5) уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

6) обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий для самых современных КЭС не более 40-42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллюстрируется рисунке2.

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС имеют мощность 4 - 6,4 млн. кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Их влияние на атмосферу выражается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Рис. 2. Варианты расположения основных сооружений КЭС

1 - главный корпус; 2 - склад топлива; 3 - дымовые трубы; 4 - трансформаторы блоков; 5, 6 — распределительные устройства; 7 - насосные станции; 8 - промежуточные опоры электрических линий

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60 % тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.

3.Объясните сущность первою закона термодинамики и напишите его математическое выражение

1.  Энергия молекулы, как термодинамической системы, зависит от возможных видов движения молекулы (или от количества степеней свободы)

1.1.  Молекулы одноатомного газа можно рассматривать как материальные точки, при рассмотрении движения которых можно не учитывать энергию вращательного движения (, , ). Такая молекула может двигаться только поступательно и имеет три степени свободы (i=3).

1.2.  Для молекулы двухатомного газа энергия вращательного движения уже имеет конечное значение. Однако, энергией вращения вокруг оси проходящей через центры обоих атомов можно пренебречь. Таким образом, молекула двухатомного газа имеет пять степеней свободы (i=5).

1.3.  Из этих же соображений молекула трехатомного газа имеет шесть степеней свободы (i=6).

1.4.  Таким образом, при хаотическом движении на каждую поступательную степень свободы приходится одинаковое количество энергии

1.5.  Вращательные степени свободы по аналогии с поступательными характеризуются таким же значением энергии.

1.6.  Следует учесть еще, что связь в многоатомных молекулах не бывает абсолютно жесткой, в результате чего возникают внутримолекулярные колебания. Колебательная степень свободы обладает вдвое большей энергией, чем поступательная или колебательная, так как на нее приходится не только кинетическая, но и потенциальная энергия упругой связи в молекуле.

1.7.  Средняя энергия молекулы

где - сумма числа поступательных, вращательных и колебательных степеней свободы.

1.8.  Так как молекулы идеального газа не взаимодействуют между собой, то внутренняя энергия одного моля газа будет равна сумме NA средних энергий молекул

2.  Если газ находится во внешнем потенциальном силовом поле, то распределение частиц по объему описывается законом Больцмана, который устанавливает число частиц dn(x, y,z), находящихся в элементарном объеме dV=dxdydz

где wп(x, y,z) – потенциальная энергия частицы во внешнем силовом поле.

3.  Для частиц массой m, находящихся в поле тяжести Земли

Плотность газа

При h=0 плотность газа r=r0=const и тогда плотность и давление газа

и

Это выражение называется барометрической формулой.

4.  Молекулы газа при тепловом движении, непрерывно сталкиваясь друг с другом, успевают между двумя соударениями пролететь расстояние, которое называется средней длиной свободного пробега

4.1.  Число соударений молекулы за единицу времени

где n0 – число молекул в единице объема, d – эффективный диаметр молекулы, uотн – средняя относительная скорость молекулы, u – средняя арифметическая скорость молекулы.

4.2.  Чем больше соударений, тем короче пробег молекул

4.3.  При постоянной температуре n0 пропорционально давлению газа р. Тогда

4.4.   

5.  Первый закон термодинамики

5.1.  Произвольная термодинамическая система обладает полной энергией

где - кинетическая энергия механического движения системы, как целого; - потенциальная энергия системы во внешних полях; - внутренняя энергия, которая зависит только от термодинамического состояния системы. Например, для реального многоатомного газа внутренняя энергия состоит из:

-  кинетической энергии поступательного и вращательного движения молекул;

-  кинетической и потенциальной энергии колебательного движения атомов в молекуле;

-  потенциальной энергии межмолекулярного взаимодействия;

-  энергии электронных оболочек атомов;

-  внутриядерной энергии.

5.2.  В равновесной термодинамической системе внутренняя энергия зависит только от температуры и внешних параметров. Для системы с постоянной массой

(калорическое уравнение состояния)

5.3.  Обмен энергией между термодинамической системой и внешней средой происходит либо при совершении работы, либо с помощью теплообмена.

-  Количество энергии, переданной системе внешними телами, при силовом воздействии между ними, называется работой.

-  Количество энергии, переданной системе внешними телами путем теплообмена, называется количеством теплоты, сообщенной системе.

5.4.  В соответствии с законом сохранения энергии изменение внутренней энергии системы при теплообмене с внешней средой будет равно разности между количеством теплоты, полученной системой, и работой, совершенной системой против внешних сил

5.5.  Первое начало термодинамики

5.6.  Если система периодически возвращается в исходное состояние, то

и

т. е. периодически действующий двигатель, который совершал бы большую работу, чем сообщенная ему извне энергия, - невозможен (следствие первого начала термодинамики – вечный двигатель первого рода).

6.  Изменение количества теплоты системы массы m приводит к изменению температуры системы

где величина С называется теплоемкостью системы. Значение С зависит от массы, химического состава вещества, термодинамического состояния и процесса, в котором сообщается теплота. Учесть зависимость от изменения количества теплоты от массы можно в выражении

где величина с называется удельной теплоемкостью системы. Для одного моля газа

где Cm – молярная теплоемкость.

7.  Для одного моля газа первое начало термодинамики можно записать в виде

8.  Если теплообмен совершается при постоянном объеме (изохорный процесс), то все количество тепла идет на изменение внутренней энергии системы. Тогда

и

9.  При постоянном давлении (изобарный процесс)

теплообмен приводит к изменению объема (работа против внешних сил)

или, с учетом уравнения Клапейрона-Менделеева,

Если продифференцировать продифференцировать уравнение Клапейрона-Менделеева, то

® (уравнение Майера)

10.  При изотермическом процессе вся теплота, сообщаемая системе, идет на работу против внешних сил. Из уравнения Клапейрона-Менделеева

®

Тогда

4.Какие этапы включает разработка принципиальной тепловой схемы ТЭЦ?

1)  .

Рис.4.1. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ Линден (США): 1- парогенератор; 2- пароперегреватель; 3- турбоагрегат; 4- электрический генератор; 5- конденсатор; 6- конденсатный насос; 7- охладители; 8- конденсатный насос второго подъема; 9- регенеративные ПНД; 10- протечки из уплотнений; 11- питательный насос; 12- регенеративные ПВД; 13- дренажный насос; 14- подогреватель воздуха; 15- промежуточный пароперегреватель; 16- отбор пара на производство; 17- подвод добавочной воды.

Этапы принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Расчет теплоты на подогреватели сетевой воды и ПВК

Расчет сепараторов непрерывной продувки

Расчет подогревателей высокого давления

Расчет подогревателей низкого давления

Определение электрической мощности турбины

Расчет тепловой схемы необходим для выбора оборудования и уточнения основного оборудования ТЭЦ, для характеристик оборудования и показателей станций. Его выполняют при максимальных энергетических нагрузках.

Тепловой расчет выполняется в два этапа:

1.  составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расхода пара на основные подогреватели;

2.  расчет регенеративных подогревателей низкого давления.

Расчет сетевых подогревателей

Рис.4.2. Схема подключения сетевого подогревателя

По теплофикационной нагрузке и теплофикационному графику теплоносителей (150/70)˚С определяется расход сетевой воды, т. е. колличество воды, которое проходит в единицу времени через этот нагреватель:

DСВ= кg/s,

CP=4.19- удельная теплоемкость воды.

Далее определяется расход пара из теплофикационного отбора турбины на сетевые подогреватели. Для этого составляется уравнение теплового баланса:

DCП(hT-h´)·η= DСВ·CP(t2´-t1),

откуда

,

где η=0,960,98- коэффициент сохранения тепла;

Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды

Расход пара на турбину оценивается по диаграммам режимов турбин [8]. Или по формуле:

где kP=1.12- коэффициент регенеративного тепла при давлении свежего пара; определяется по давлению пара, подаваемого на турбину.

N´Э=50000 kW;

Hi=h0-hk - падение энтальпии в ступенях;

ηМ=0,98- механический КПД паровой турбины;

ηЭ=0,995- электрический КПД паровой турбины;

,

где J´П - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за произведенного отбора пара;

D΄п = kg/s,

где D΄п – расход пара, приходящийся на паровую турбину, предназначенную для производства.

J´T=,

где J΄т – коэффициент недовыработки электрической мощности из-за теплофикационного отбора.

D΄т – расход пара в теплофикационном отборе турбин;

По расходу пара на турбину определяется расход пара котельной (нетто):

,

где% - коэффициент, учитывающий расход пара на собственные нужды машинного зала;

Далее вычисляется расход пара котельной Брутто:

,

где= 1% - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной в паре.

Расход питательной воды:

,

где αпр = 1,5% - коэффициент продувки.

Расчет расширителя продувки, предназначенной для сепарации фаз

 

Рис. 4.3. Схема подключения расширителя продувки.

tс – температура при 14 МПа;

h΄пр = f(tс=335.1C)= - энтальпия жидкой фазы;

h˝=f(Р=0,12МPа)= выбирается из Ривкина/-энтальпия паровой фазы

h΄=f(Р=0,12 МPа) =– энтальпия жидкой фазы;

D˝пр - расход пара в продувочном устройстве;

D΄пр - расход жидкой фазы;

Dпр – смесь воды и пара из расширителя составим два уравнения:

1.  уравнение материального баланса

Dпр= D˝пр + D΄пр;

2.  уравнение теплового баланса

Dпр·h΄пр· η =D˝пр·h˝ + D΄пр·h΄;

Dпр=,

где η=– коэффициент сохранения тепла;

D˝пр = Dпр - D΄пр;

Расчет регенеративных подогревателей высокого давления

В подогреве высокого давления вода после питательных насосов нагревается до температуры tПВ, заданной в технико-экономических характеристиках турбины (рис. 4.4)

ts - температура при давлении в ДПВ 0,6 МPа;

h΄1, h΄2, h΄3 – энтальпии конденсата из отбора;

h΄1 = f(P1=3.8 МPа)

h΄2 = f(Р2=2.2МPа

h΄3 = f(Р3=0.65МPа)

ПК

tПВ=222 С

Dпв- ? ПВД1

D1-? h1,P1,t1

D1 Ι отбор

h΄1

ПВД2

D2-? h2,P2,t2

D1+D2 ΙΙ отбор

h΄2

ПВД3

D3-? h3,P3,t3

ΙΙΙ отбор

h΄3

D1+D2+D3 ДПВ

Рис. 4.4. Схема подключения регенеративных подогревателей высокого давления.

Задачей расчета регенеративных ПВД является определение расходов пара D1,D2,D3, отбираемого из регенеративных отборов пара турбины. Нахождение этих величин осуществляется на основе уравнения теплового баланса каждого подогревателя.

1. Уравнение теплового баланса для ПВД1:

D1(h1- h΄1)· η=

D1= ;

2. Уравнение теплового баланса для ПВД2:

D2(h2- h΄2)· η + D1( h΄1-h΄2)· η=DПВ Ср(tпв-ts)/3

3.  Уравнение теплового баланса для ПВД3:

D3(h3- h΄3)· η+(D1+D2)( h΄2 - h΄3)· η=Dпв·Cp(tпв-ts)/3

Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды

Обычно конденсат, который возвращается с производства, деаэрируется в одной установке с хим. очищенной водой, подаваемой на подпитку основного цикла (ДОК).

ДОК

D΄пр=0.886кg/s пар продувки

h΄=439.36кJ/кg ПХОВ D˝пр=0.414 кg/s Dт=? tт=104˚С Рт=0.12МPа

h˝=2683.8кJ/кg tк=70˚С hт=2694.4кJ/кg

t΄хов=25˚С

0.12 МPа

Dхов=?

tхов=?

t˝хов=?

ХОВ Dдок ts=105˚С

h΄=439 кJ/кg

ДПВ

Рис. 4.5. Схема подключения деаэратора обратного конденсата

Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ, и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок. Расход конденсата, который возвращается из производства, определяется как:

DК= ;

Расход хим. очищенной воды для подпитки основного цикла станций равен:

Dхов = =

αУТ = 1% - коэффициент, учитывающий потери сетевой воды;

α = 1,5 %.

Для определения конечной температуры хим. очищенной воды составляется уравнение теплового баланса подогревателя хим. очищенной воды (ПХОВ).

(D΄пр·h΄+D΄пр·Cp·tхов)· η= Dхов·Ср(t˝хов-t΄хов);

tхов=t˝хов+2С;

Для расчета расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора, и расхода добавочной воды составляется система уравнений, включающая уравнения материального и теплового баланса деаэратора обратного конденсата(ДОК).

1)  Dдок = D˝пр+Dхов+Dт+Dк;

Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)

Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара, отбираемого из отбора и расхода конденсата.

Рис. 4.6. Схема подключения ДПВ.

Для определения выше перечисленных расходов составляется система уравнений, состоящих из уравнений материального и теплового баланса.

1)  Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+;

2)  (D1+D2+D3)· h΄3 · η+Dдок· h΄док· η+· h4· η+·h΄· η= Dпв·h΄;

Расчет подогревателей низкого давления

Задачей расчета ПНД является определение расходов пара, отбираемых из отборов турбины, а также расхода конденсата, поступающего из конденсатора турбины.

Для определения расходов пара из отбора турбины составляется уравнение теплового баланса для каждого ПНД.

5.Нарисуйте принципиальную технологическую схему ГЭС

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные генераторы. Мощность, развиваемая агрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q

P = HQ.

Напор Н создаётся разностью уровней воды с помощью плотины (рисунок 5.1).

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным станциям. ГЭС обычно удалены от центров потребления энергии, поэтому электроэнергия выдаётся на высоких и сверхвысоких напряжениях ( 110-500 кВ ).

Отличительная особенность ГЭС – небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ТЭС крупных механизмов собственных нужд.

Другая отличительная особенность - простая технология производства электроэнергии, что обуславливает лёгкую автоматизацию.

Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 секунд, поэтому резерв мощности в энергосистеме обеспечивается именно гидростанциями. КПД ГЭС обычно составляет 85-90%, а себестоимость электроэнергии в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Особую роль в современных энергосистемах занимают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют, как минимум, два бассейна - верхний и нижний с определёнными перепадами высот между ними. На ГАЭС устанавливаются обратимые агрегаты. В часы минимума нагрузки агрегаты переводят в двигательный режим, а турбины – в насосный. Потребляя мощность из сети, гидроагрегаты перекачивают воду из нижнего бассейна в верхний. В часы максимальных нагрузок, когда в системе дефицит мощности ГАЭС вырабатывает электроэнергию за счёт перепада уровней воды в бассейнах. В этот период станция работает как обычная ГЭС. Таким образом, применение ГАЭС позволяет выравнивать график нагрузок энергосистемы, что повышает экономичность тепловых станций.

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15 % всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории страны.

В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, кнели, трубы.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в основном природными условиями. Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС, одновременно с энергетическими, решаются важные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д. Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%. Благодаря меньшим эксплуатационным расходам, себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Наиболее эффективное использование энергии водотока возможно при концентрации перепадов уровней воды на сравнительно коротком участке. При наличии естественного водопада решение этой задачи упрощается, однако подобные условия встречаются очень редко. Для использования падений рек, распределенных по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосредоточению перепада. Такое сосредоточение может быть осуществлено различными способами (рис. 5.1).

Рис. 5.2. Принципиальные схемы гидроэлектростанций. I - приплотинная; II - деривационная.

Плотинная схема (рис. 5.2 I) создания напора, т. е. концентрации перепада в наиболее удобном для использования месте, предусматривает подпор уровня реки путем создания плотины. Образующееся при этом водохранилище используется в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодически создавать запасы воды и более полно использовать энергию водотока.

Деривационная схема (рис. 5.2 II) позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон, чем уклон русла. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке. Этой разностью уровней и создается напор гидроэлектростанции.

ГЭС, у которых напор частично создается с помощью плотины достаточно большой высоты и частично с помощью деривации, называют смешанными (смешанная схема энергоиспользования реки).

Выбор схемы энергетического использования водотока - плотинной, деривационной, смешанной - определяется падением реки, расходом воды, топографическими и инженерно-геологическими уровнями русла, поймы и долины.

Плотинные ГЭС более выгодны при малых уклонах рек, так в этом случае получение необходимого напора с помощью деривации потребует значительной длины последней и она будет дороже плотины. При очень больших расходах воды плотинные схемы энергоиспользования тоже более выгодны, так как каналы больших сечений оказываются дороже плотин.

Расходы воды, используемые в плотинных ГЭС, в настоящее время достигают 14000 (Волжская им. на р. Волге). Напоры, используемые на плотинных ГЭС, колеблются в очень широких пределах. Минимальные значения используемого напора достигают 1,5 - 3,0 м. Например, на ГЭС Диксон (США) используемый напор равен 2,45 м (ее мощность 2800 кВт, максимальный расход 140 ). Максимальный напор ГЭС плотинного типа около 280 м (Нурекская ГЭС).

На горных реках с большими падениями (выше 6 - 8 м на 1 км длины реки) деривационные ГЭС выгоднее плотинных. Напоры деривационных ГЭС колеблются от нескольких метров до 1767 м (ГЭС Райссек в Австрии). Расходы на деривационных ГЭС колеблются в очень значительных пределах - от нескольких кубических метров в секунду до 1530 (ГЭС Донзер-Мондрагон на р. Роне во Франции). Самый большой напор на деривационных ГЭС в СССР достигает 600 м, а самый большой расход 700 на Нарвской ГЭС.

Выбор схемы использования водотока есть один из сложных вопросов гидроэнергетики и выполняется на основе технического и экономического сопоставлений ряда возможных вариантов.

Список литературы

1.  Деливеров лекций по курсу «Расчет топливосжигающих устройств топочных камер» для студентов специальности 7.090510 – «Теплоэнергетика». Мариуполь, 20с.

2.  , , Основы термодинамики и теплотехники».- М.: «Машиностроение» 1980.

3.  , «Основы термодинамики и теплотехники». М.: Недра. 1979.

4.  , - Паровые котлы электростанций. Энергоатомиздат. 1987 г.

5.  Дергачёва указания к курсовому проектированию по предмету «Котельные установки». ДВЭТ. 1995 г.

6.  , , – Компоновка и тепловой расчёт парового котла. М. 1988 г.