Основная область применения ГТУ и простейших ПГУ - покрытие пиковых и полупиковых нагрузок, но эти установки могут использоваться и в длительном режиме работы.
Газотурбинные установки. В качестве рабочего тела в ГТУ используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и температуре. В газовой турбине происходит преобразование тепловой энергии газов в кинетическую энергию вращения ротора. Конструктивно газовые турбины аналогичны паровым, но они более компактны за счет меньшего объёма рабочего тела. Это позволяет уменьшить по сравнению с паровыми турбинами такой же мощности капитальные затраты на 20…25%, расход металла на 50%, численность обслуживающего персонала в 2...2,5 раза. Диапазон мощностей выпускаемых газовых турбин велик - от десятков киловатт для ГТУ на транспорте до 150 МВт для промышленных энергоблоков (турбина совместной разработки фирм "Ленинградский металлический завод" и "Сименс").
Работа ГТУ осуществляется следующим образом. B камеру сгорания 1 (рис.1.15) подается жидкое или газообразное топливо и воздух. Получающиеся в камере сгорания газы 2 с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает вал электрического генератора 4 и компрессора 5. Компрессор необходим для подачи под давлением воздуха 6 в камеру сгорания. Этот воздух подогревается в регенераторе 7 отработавшими в турбине горючими газами 8, что повышает эффективность сжигания, топлива в камере сгорания.
Рис.1.15. Схема ГТУ.
Практическое использование мощных ГТУ связано с увеличением их КПД, который пока составляет 25…35%, и с увеличением ресурса их работы.
Парогазовые установки. Отработанные газы ГТУ имеют высокую температуру, что и снижает кпд термодинамического цикла. Повысить экономичность установки можно, используя парогазовый цикл. ПГУ представляют собой технологическое соединение паротурбинной и газотурбинной установок, объединенных общим тепловым циклом (рие.1.16). Газовая турбина 1 обеспечивает работу генератора 2. Рабочее тело подается в турбину компрессором 3 через камеру сгорания 4. Отработавший в ГТУ газ с достаточно высокой температурой поступает в топку парового котла 5, вытесняя соответствующее количество сжигаемого топлива. Котел снабжает паром паровую турбину 6, обеспечивающую работу генератора 7. Из турбины конденсат возвращается в паровой котел. В такой схеме используется низконапорный котел с давлением газа в топке около 0,1 МПа, что лишь немного повышает кпд цикла в целом. Используя схемы ПГУ с высоконапорным котлом (давление до 1,0 МПа), можно получить кпд 42...43%. Такие системы предполагается широко использовать в ближайшие годы [3]: до 2000 года планируется вводить на новых и реконструируемых ТЭС мощности ПГУ по 1,0 млн кВт в год, а после 2000 года - по 2 млн кВт в год, Всего за 15 лет должно быть введено 20…25 млн кВт мощности ЛГУ, что увеличит потребность в газе на 72...74 млн т.у.т.
Рис.1.16. Схема ПГУ.
1.7. Электростанции различных типов
Развитие мировой и отечественной энергетики сталкивается с рядом серьезных проблем.
Рост народонаселения, промышленное и социальное развитие общества требуют значительного увеличения производства энергии. При этом к середине следующего века станет вполне реальной острая нехватка органических энергоносителей, которые дают сегодня около 80% всей востребованной энергии. Стоимость добычи и транспортировки топлива постоянно растет, и процесс этот будет продолжаться, т.к. новые месторождения зачастую находятся в удалённых, труднодоступных районах, на значительной глубине залегания. Удорожание топлива связано и с тем, что нефть, газ, уголь являются важным сырьем для многих, отраслей промышленности, и утверждение “топить нефтью все равно, что топить ассигнациями” не теряет своей актуальности.
Все более приходится считаться с влиянием энергетики на окружающую среду и необходимостью существенно уменьшить это влияние.
Поэтому во всем мире ведутся работы по поиску новых видов источников энергии, в том числе возобновляемых и экологически чистых. Некоторые из этих разработок рассмотрены ниже.
Магнитогидродинамические (МГД) установки. Принцип работы этих установок позволяет непосредственно преобразовывать тепловую энергию в электрическую (рис.1.17). Между металлическими пластинами 1, расположенными в сильном магнитном поле, пропускается струя 2 ионизированного газа. В соответствии с законом электромагнитной индукции наводится ЭДС, вызывающая протекание электрического тока между электродами внутри канала генератора и во внешней цепи. Отсутствие в МГД- генераторе движущихся частей позволяет достичь температуры рабочего тела 2550…2600 0С на входе и обеспечить КПД термического цикла 70...75%.
MГД- yстановки могут работать по различиям схемам. Один из вариантов - с ядерным реактором по замкнутому циклу (рис.1.17.б.). Рабочее тело (аргон или гелий с добавлением цезия) нагревается в ядерном реакторе или в высокотемпературном теплообменнике 3 и поступает в МГД- канал 4 где тепловая энергия движущейся плазмы превращается в электрическую. Отработавшие в МГД- канале газы, имеющие температуру около 1500 0С, поступают в парогенератор 5, который обеспечивает работу паротурбинной установки 6. МГД- цикл замыкается через компрессор 7, возвращающий газ в реактор или теплообменник 3.
.
Рис.1.17. МГД- установка.
а- принцип работы МГД- генератора; б- МГД- установка с ядерным реактором.
Мощность опытно-промышленной МГД- установки, работающей на одной из ТЭС, составляет 25 МВт. В стадии технического освоения находится установка мощностью 500 МВт. В этом процессе есть ряд трудностей, сдерживающих темпы внедрений МГД- генераторов: создание магнитных полей с высокой индукцией; достижение высокой проводимости плазмы при температурах до 2500 0С; создание термо-жаростойких материалов; получение переменного тока, который приходится инвертировать из постоянного, вырабатываемого МГД- установкой. Тем не менее, разработка и внедрение МГД- генераторов имеет достаточно хорошие перспективы.
Термоядерные установки. Создание промышленных установок такого типа способно практически полностью решить проблему получения необходимого количества энергии. Запас изотопов дейтерия и трития, исходного топлива для термоядерных реакторов, на Земле практически неограничен. В процессе термоядерной реакции выделяется колоссальная энергия. Это происходит на Солнце, а также при взрыве водородной бомбы. Чтобы управлять таким процессом, следует обеспечить ряд условий: плотность топлива не менее 1015 ядер в 1 см3; температура градусов; данное состояние топлива должно удерживаться, доли секунды.
Работы по созданию термоядерного реактора интенсивно проводились в СССР, США, Японии. Были получены определённые положительные результаты, например, установка "ТОКОМАК" в институте атомной энергии им. И.В.Курчатова. Однако значительные технические и научные проблемы пока не позволили создать реальную промышленную термоядерную установку.
Солнечные электростанции. Земля получает ежегодно от Солнца 1017 Вт, что в 20000 раз больше .современного уровня потребления энергии. Естественным является преобразование солнечной энергии в тепловую. Такие установки используются человеком издревле. Известен и достаточно простой способ преобразования солнечной энергии в электрическую- с помощью фотоэлементов. Поэтому достаточно интенсивно ведутся работа по созданию солнечных электростанций (СЭС). Особое значение при этом имеет экологическая чистота и возобновляемось такого энергоресурса. В результате за последние 50 лет сооружены десятки СЭС в США, Австралии, Италии, Океании и других климатически пригодных регионах. В СССР была построена Крымская СЭС мощностью 5 МВт, проектировалась станция в Средней Азии общей мощностью 200 МВт.
Однако существуют значительные трудности го созданию и использованию СЭС, которые не позволяют пока солнечным электрическим станциям в полном объеме конкурировать с ТЭС и ГЭС. Это непостоянство солнечного излучения по времени суток, года и в зависимости от погодных условий; низкая плотность излучения у поверхности Земли; недостаточные технические характеристики существующих фотоэлементов. В результате КПД установок СЭС составляет около I5%, а получение значительных мощностей связано с размещением оборудования на больших территориях в десятки квадратных километров и соответствующим расходом материалов. Тем не менее, работы по совершенствованию СЭС продолжается.
Геотермальные станции (ГеоТЭС). Такие станции в качестве источника энергии используют тепло земных недр. Основные типы ГеоТЭС работают на горячей воде под давлением, на воде с паром, на сухом паре или газе (петротермальная энергия).
В среднем на каждые 30...40 м в глубь Земли температура возрастает на 1 0С и на глубине 10…15 км она достигает 1000— 1200 0С. В некоторых же частях планеты температура достаточно высока в непосредственной близости от поверхности. В этих местах бьют мощные горячие подземные воды, пар, газ. Здесь могут быть размещены ГеоТЭС. Например, в долине Гейзеров в США общая мощность ГеоТЭС составляет 900 МВт, ГеоТЭС Ларделло в Италии имеет мощность 420 МВт, а станция Вайракет в Новой Зеландии -290 МВт. Работают достаточно мощные ГеоТЭС в Мексике, Японии, Исландии и в других странах. Российская ГеоТЭС на Камчатке имеет мощность 5 МВт.
Экологическая чистота, возобновляемость тепловой энергии Земли, достаточная простота конструкции являются несомненными достоинствами ГеоТЭС.
Недостатки геотермальных станций - жесткая привязка к месту выхода тепла на поверхность Земли и ограниченные параметры рабочего тела по давлению и температуре.
Приливные электростанции (ПЭС). Современные ПЭС используют фазу прилива и отлива, их агрегаты (турбины) обратимы и работают при движении воды из моря в залив и наоборот (рис.1.18). Такие установки способны работать в турбинном и насосном режиме.
ПЭС работают в России (Кислогубская, 400 кВт), Японии, Франции и других странах. Наиболее мощная ПЭС расположена в устье реки Ране во Франции - 240 МВт.
Рис.1.18. Схема однобассейновой ПЭС.
а-вид сверху; б-разрез
ВГП- высший горизонт прилива
ВГО- высший горизонт отлива
Приливная энергия экологически чиста, возобновляема, неизменна в годовом и многолетнем периодах, однако, значительно меняется в течение лунного месяца и может быть использована только в конкретных географических точках на побережьях морей и океанов при наличии необходимого рельефа.
Электростанции, использующие морскую энергию. Энергия волн, течений, градиентов температур и солености морей и океанов может быть преобразована в электрическую. Спроектированы и испытаны несколько типов преобразовательных установок. Например, турбина "Кориолис" мощностью 80 МВт предназначена для станций, использующих океанические течения.
Ветровые электростанции (ВЭС). Человек всегда использовал энергию ветра. Преобразование этой энергии в электрическую принципиально весьма просто. В СССР уже в 20-е годы была сооружена Курская ВЭС мощностью 8 кВт. Крупнейшая в мире установка мощностью 1050 кВт в одном агрегате работала в США с 1941 г.
Однако при определённых достоинствах (экологическая чистота, возобновляемость, простота и дешевизна использования), энергия ветра имеет и существенные недостатки, ограничивающие строительство ВЭС. Это большая неравномерность плотности ветровой энергии и ее выделения, зависимость от многих географических, климатических, метеорологических факторов и др. Поэтому в настоящее время экономически оправданными являются ВЭС ограниченной мощности локального использования.
1.8. Перспективы развития электрических станций
Динамика развития мировой и отечественной энергетики [3] указывает на то, что в ближайшее время примерно сохранится существующий баланс между ТЭС, АЭС и ГЭС. Приоритет при этом будет отдан газоугольной стратегии, а использование мазута на ТЭС будет снижаться. Дальнейшее развитие получат ПГУ и ГТУ. Из сравнительно новых направлений приоритетными являются МГД- установки.
Будет развиваться нетрадиционная энергетика (солнечная, приливная, геотермальная и т.д.), использующая экологически чистые возобновляемые природные ресурсы. Продолжатся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию и освоению термоядерных установок, термоэлектрических, радиоизотопных, термоэмиссионных, электрохимических генераторов [1] и других агрегатов. Отдельное и очень важное направления работ - энергосбережение всех видов ТЭР, тепловой и электрической энергии.
2. Передача электрической и тепловой энергии
Произведенная на электрических станциях энергия должна быть передана потребителям с минимальными потерями часто на значительные расстояния.
2.1. Передача электрической энергии
Общие положения. Основным звеном системы передачи электроэнергии является ЛЭП, а также элементы РУ электрических станций и подстанций. Производство, распределение и потребление электроэнергии осуществляется при разном напряжении. Бытовые и промышленные потребители в целях электробезопасности работают при напряжении 220 - 380 В. Выработка электроэнергии на станциях по технико-экономическим соображениям производится на напряжении 6 - 10 - 21 кВ. Передача электроэнергии на значительные расстояния практически возможна при напряжениях 35...1150 кВ. Шкала номинальных напряжений переменного тока определена ГОСТом: 0,22-0,38-0,66-6,0-10-21-35-110-150-220-330-500-750-1150 кВ. Таким образом, при передаче и распределении электрической энергии необходимо изменять (трансформировать) величину напряжения. Эту функцию выполняют силовые трансформаторы - повышающие и понижающие. Их конструкции, характеристики, режимы работы подробно рассматриваются в специальных дисциплинах.
Промышленная система переменного тока является трёхфазной, трех- или четырехпроводной. Нейтральная точка (нейтраль) источника питания и потребителя нагрузки может быть соединена с землей (заземленная нейтраль) или изолирована от земли (изолированная нейтраль), а отдельные фазы соединяются друг с другом по схеме "звезда" или "треугольник" (рис.2.1). При одинаковой (симметричной) нагрузке zA=zB=zC в соответствии с выражениями (1.12; 1.1З) iA +iB +iC =0. Поэтому четвертый проводник, соединяющий нейтральные точки источника и нагрузки, не требуется. Он используется только в распределительных электрических сетях потребителей, работающих при напряжении 220/380 В. Его назначение в этом случае двояко: получение фазного напряжения 220 В и обеспечение безопасности работы при наличии заземленной нейтрали.
Известны соотношения фазных и междуфазных (линейных) значений электрических величин для разных схем: схема "звезда"
схема “треугольник”
На рис.2.1б приборы А1, V1, V2 регистрируют фазные величины, а А2, V3- линейные. На рис.2.1в приборы А1, V1 регистрируют фазные величины, а А2, V2- линейные.
Рис.2.1. Схемы передачи электроэнергии:
а- общая блок- схема; б- четырехпроводная схема с заземленной нейтралью;
в- трехпроводная схема с изолированной нейтралью.
Источник электроэнергии; 2-потребитель; 3-провода ЛЭП
Режим нейтрали электрических сетей (рис.2.2.) определяется двумя факторами: безопасностью обслуживания и экономичностью. При изолированной, нейтрали замыкание одного провода ЛЭП на землю не приводит к большому увеличению тока, т.к. отсутствует замкнутый электрический контур от начала фазной обмотки С через точку замыкания К к окончанию этой обмотки в точку N . Такие повреждения (на воздушных ЛЭП они составляют до 70% ) не требуют немедленного отключения линии, что дает возможность отыскать замыкание в процессе эксплуатации, а затем устранить его. При этом не происходит отключения потребителя и перерыва в его электроснабжении. Такое же замыкание в сети с заземленной нейтралью приводит к резкому возрастанию силы тока, т.к. контур C-K-N оказывается замкнутым накоротко через землю.
Во избежание повреждения ЛЭП автоматически мгновенно отключается специальными устройствами релейной защиты. Потребитель перестает получать по этой линии электроэнергию. Но при этом обеспечивается большая, чем в предыдущем случае, безопасность работников. Действительно, в схеме рис.2.2.а. при не отключенном замыкании в точке К возможно случайное касание человеком другого провода. Через тело человека начнет протекать значительный ток, сила которого определится величиной междуфазного напряжения ВС и электрическим сопротивлением тела. Поражение электрическим током чрезвычайно опасно. В схеме рис.2.2.б подобный режим невозможен, т.к. ЛЭП мгновенно отключается от источника.
Каждая из рассмотренных схем имеет свою область применения. Электрические сети напряжением 6-10-35 кВ; работают с изолированной нейтралью, остальные - с заземленной. Заземление нейтрали в сетях напряжением до 1000 В выполняется в целях обеспечения электробезопасности, а в сетях 110 кВ и выше - по экономическим соображениям, связанным со стоимостью изоляции [8].
Конструкции ЛЭП. Различают два основных типа ЛЭП по конструкции: воздушные и кабельные (КЛЭП). Подробно эти вопросы рассматриваются в специальных дисциплинах, поэтому ограничимся краткими сведениями.
Основные элементы конструкции воздушных ЛЭП представлены на рис.2.З. Это провода, опоры, изоляторы, арматура. Используются неизолированные, в основном многопроволочные провода марки А (алюминиевые) и АС (сталеалюминиевые). Провода АС имеют стальной сердечник 1, несущий механическую нагрузку, поверх которого навит алюминиевый провод. Провода имеют стандартное сечение. Каждому сечению соответствует длительно допустимый ток, а также удельное активное и реактивное сопротивление (см. приложение). Площадь сечения провода ЛЭП напряжением выше 1000 В предварительно выбирается по формуле
, мм2 (2.3)
где Iл -сила тока, протекающего в ЛЭП, А; jэ -экономическая плотность тока, справочная величина, А/мм2 .
Полученное значение F округляется до ближайшего стандартного, при этом для воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ сечение принимается не менее 70 мм2, а для линий напряжением 220 кВ - не менее 240 мм2.
Опоры воздушных ЛЭП предназначены для крепления на них проводов при помощи изоляторов и арматуры (зажимы, скобы, штыри, крюки и др.). Опоры различают по материалу (деревянные, стальные, железобетонные), по назначению (промежуточные, поворотные, угловые, концевые, ответвительные, переходные, специальные и др.), по конструкции (одностоечные, П-образные, Т-образные, А-образные, У-образные, др.). Пример одностоечной деревянной промежуточной опоры приведен на рис.2.3.б. В грунте крепится пасынок 2 (деревянный или железобетонный), к которому бандажом 3 (стальная лента или проволока) жестко крепится непосредственно стойка 4. В верхней части стойки деревянными или металлическими отколами 5 крепится траверза 6, на которой размещаются изоляторы, необходимые для поддержания проводов ЛЭП. Изоляторы выполняются из фарфора или закаленного стекла и разделяются на штыревые Ш (на напряжение до 35 кВ) и подвесные П (на напряжение выше 35 кВ). ЛЭП характеризуется рядом геометрических параметров, с которыми студенты знакомятся на лабораторных и практических занятиях.
Рис.2.3. Элементы конструкции ЛЭП:
а- провода; б- опора; в- изолятор штыревой;
г- изолятор подвесной; д- кабель одножильный
е- кабель трехжильный.
Кабельные ЛЭП имеют проводники, изолированные друг от друга и от внешней среды ( рис.2.3.д, е.). Проводники 7 выполняются медными или алюминиевыми проволоками. Применяют и однопроволочную конструкцию проводников КЛЭП. В маркировке кабелей с алюминиевыми проводниками (жилами) на первом месте указывается буква А. На проводник накладывается изоляция 8: резина Р, винилхлорид В, полиэтилен П, негорючая резина Н, бумага с масляной пропиткой. Многожильные кабели имеют кроме изоляции отдельных жил еще и общую (поясную) изоляцию 9 из тех же материалов. Изоляция защищается от внешних воздействий оболочкой 10: резина Р, винилхлорид В, полиэтилен П, алюминий А, свинец С. Бронированные кабели имеют наружную защиту в виде стальной брони 11.
Например, кабель ААБ - 3x120 имеет три проводящих алюминиевых жилы сечением по 120 мм2 каждая, бумажную изоляцию, алюминиевую оболочку и стальную броню, покрытую пряжей.
Воздушные и кабельные ЛЭП имеют свои достоинства и недостатки. В соответствии с этим определяется область их применения. Воздушные
ЛЭП напряжением 0,38...1150 кВ используются для открытой прокладки при соответствующем рельефе местности и условиях городской застройки. КЛЭП напряжением 0,38…110 кВ применяются для скрытой прокладки в городах, на промышленных предприятиях, внутри помещений и т.д.
Выбор напряжения ЛЭП. Этот вопрос решается на основании технико-экономических расчетов, основу которых составляет сравнение стоимости ЛЭП разных классов напряжения (затрата на сооружение, обслуживание, эксплуатацию, ремонт) и стоимости потерь мощности, неизбежных при передаче электроэнергии. Известно, что эти потери равны
, кВт
где Iл - сила тока в ЛЭП, А; rл -активное сопротивление проводов ЛЭП, Ом;
r0 -удельное активное сопротивление, Ом/км; l –длина ЛЭП, км.
При известной величине полной мощности нагрузки Sнг и выбираемом напряжении ЛЭП Uл потери мощности в линии обратно пропорциональны квадрату напряжения.
Пример расчета. Для схемы рис.2.1.а. определить предельное расстояние lп передали электроэнергии от источника потребителю, если максимально допустимая потеря активной мощности в ЛЭП численно равна 10% от кВ; Sнг =2,6 МВА; jэ =1,4 А/мм2 .
Решение. В соответствии с (2.3) и (2.5)
А
мм2
Принимаем F=95 мм2, тогда r0 =0,33 Ом/км (см. приложение).
Используя (2.4)
откуда lп =12,825 км.
Контрольное задание. Для линии рис.2.1.а. сравнить потери активной мощности при различных напряжениях Uл . Исходные данные приведены в табл.2.1. Номер варианта соответствует последней цифре номера зачетной книжки.
Таблица 2.1. Исходные данные для контрольного задания.
Параметр
Вариант
Sнг, МВА
Uл1, кВ
10,5
10,5
10,5
37,5
10,5
37,5
37,5
Uл2, кВ
37,5
37,5
37,5
l, км
Jэ, А/мм2
1,2
1,3
1,4
1,4
1,3
1,2
1,5
1,5
1,4
1,4
2.2. Передача тепловой энергии
Выработанная на ТЭС или в котельных тепловая энергия передается потребителям по тепловым сетям, основой которых являются трубопроводы. Классификация теплосетей приведена на рис.2.4. Для теплофикации (обогрева зданий и помещений) преимущественное распространение имеют системы горячего водоснабжения. Вода имеет большую, чем пар аккумулирующую способность, чем обеспечивается большая дальность теплоснабжения. Вода безопаснее пара в аварийных ситуациях .Водяные системы позволяют организовать централизованное регулирование отпуска тепла. Системы парового теплоснабжения имеют более высокие параметры теплоносителя, поэтому зачастую они предпочтительней водяных систем для промышленных потребителей. Отдельные промышленные потребители тепла вообще используют только пар.
По количеству труб наиболее просты и экономичны однотрубные системы. Но они пригодны лишь там, где теплоноситель полностью используется потребителем. Наиболее распространены двухтрубные системы с подающим и обратным трубопроводами. В многотрубных сетях выполняется несколько подающих труб с разными потенциалами теплоносителя и общая обратная труба.
Наземная прокладка трубопроводов проще и дешевле, но возможна только при наличии свободной территории. Обычно по трассе прокладки есть подземные участки, например, в черте города, и наземные, например, на территории ТЭЦ и промышленного потребителя.
Рис.2.4. Классификация теплосетей.
Радиальные схемы прокладки теплосетей просты и дешевы, но уступают кольцевым по надежности и маневренности.
Участки прокладки теплосетей разделяют следующим образом: магистральные - от источника тепла, например, от ТЭЦ до ввода в микрорайоны, жилые кварталы или на предприятия; распределительные- от магистральных сетей до отдельных зданий или цехов; ответвительные - к отдельным зданиям или цехам до узлов присоединения к ним систем теплоиспользования отдельных потребителей. Примеры прокладки трубопроводов приведены на рис.2.5
При прокладке в земле наиболее прост бесканальный способ. Таким способом выполняется примерно 6% теплосетей. В грунте подготавливают траншею 1, на дне которой устраивают бетонную подготовку 2 ,например, плиту. На песчаную подсыпку 3 опускается стальная труба 4. Для антикоррозийной и тепловой изоляции труба покрывается эпоксидной смолой, стеклотканью, битумом, пропитанной специальным составом лентой, затем минеральным покрытием, мастикой, волокнистыми материалами. Сверху труба засыпается грунтом 5.
Прокладка в железобетонном непроходном канале производится примерно в 80% случаев. Она позволяет улучшить эксплуатационные качества теплосетей за счет вентиляции (естественной или искусственной через специальные колодцы на трассе), отвода влаги, установки контрольных и регистрирующих аппаратов.
В проходных каналах, по габаритам позволяющих находиться в них человеку, обслуживание и ремонт теплосетей производится без раскопки грунта и без обязательного отключения потребителей. Такая прокладка используется для особо ответственных потребителей тепла (около 4% сетей).
Примерно 10% теплосетей прокладывается наземным способом, например, на мачтах ( рис.2.5.в.). Отсутствие железобетонных блоков 6,
предохраняющих трубопровод при подземной прокладке от воздействия грунтовых вод и химических активных элементов компенсируется при этом за счет дополнительного уплотненного покрытия труб, проложенных на открытом воздухе.
Рис.2.5. Прокладка трубопроводов:
а- бесканальная; б- в непроходном канале; в- надземная прокладка на мачтах.
Тепловые сети в целом, особенно магистральные, являются сложным и ответственным сооружением. Кроме непосредственно труб они включают в себя колодцы для приборов, арматуры и обслуживания; сальниковые и П-образные компенсаторы температурной и иной деформации; скользящие опоры; дренажные системы и многое другое.
Особо важное значение с точки зрения эффективности теплопередачи имеет изоляция. До настоящего время наиболее широко применялась минеральная вата с гидроизоляцией. На практике герметизация теплоизоляции от попадании влаги малоэффективна. Оболочки, выполненные из различных материалов (изола, бризола, гидроизола, рубероида и др.) не являются абсолютно герметичным.
Отверстия в оболочке образуются как при изготовлении так и при монтаже. Они появляются в процессе эксплуатации из-за ускоренного старения под действием температурно-влажностных факторов. Поэтому срок их службы по данным Академии коммунального хозяйства составляет: рубероид 2-3 года, стеклорубероид 3-4года, штукатурка асбестоцементная 4-5 лет.
Теплопотери при увлажнении теплоизоляции значительно возрастают. Существенное улучшение технико-экономических показателей обеспечивает применение изоляции из пенополиуретана (см.табл.3.1).
Таблица 3.1. Результаты расчетов тепловых потерь (Вт/п.м) для режима 95-70°С
Диаметр трубы, мм
Минеральная вата
(толщина изоляции 50мм)
Пенополиуретан
(толщина теплоизоляции по ГОСТ 30732-2001)
Абсолютно сухая
Влажность 20%
п/т
о/т
п/т
о/т
п/т
о/т
19,5
14,6
78,6
15,4
11,3
22,9
16,5
19,5
14,5
25,2
18,1
92,3
42,9
20,2
14,9
28,3
20,2
99,7
45,2
22,8
16,2
32,4
22,9
108,9
47,8
22,5
16,8
36,4
25,6
117,9
50,2
25,9
45,2
31,2
137,3
54,4
32,5
Примечание: п/т – прямой трубопровод; о/т – обратный трубопровод
Практика показывает, что применение пенополиуретановой теплоизоляции в гидроизолирующей оболочке снижают тепловые потери в несколько раз. Долговечность теплоизоляции увеличивается до 30 лет и более.
3. Потребление электрической и тепловой энергии
3.1. Потребление электрической энергии
В соответствии с приемник электрической энергии- это аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электроэнергии в
другой вид энергии. Электродвигатель, например, преобразует
электрическую энергию в механическую, электропечь -в тепловую, электролампа - в световую и т.д. Приемник электроэнергии характеризуется номинальными параметрами: напряжением, силой тока, активной, реактивной и полной мощностью, коэффициентом мощности, КПД. Работа электроприемников при иных параметрах резко отрицательно сказывается на их характеристиках. Например, если напряжение в электрической сети на 10% выше номинального, то срок службы ламп накаливания сокращается в три раза. Поэтому электроприемники предъявляют определенные требования к качеству электрической энергии. Эти требований отражены в ГОСТ 13109-87 и соблюдаются, за счет специальных мероприятий.
Потребителем электроэнергии называется [2] электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории. Потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия, строительные площадки, административные и жилые комплексы и т.д. Потребители характеризуются рядом технико-экономических показателей [9] и подробно изучаются в специальных дисциплинах. В соответствии с [2] потребители электроэнергии относятся к разным группам (категориям) по степени обеспечения надежности их электроснабжения. К первой группе относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых недопустим, т.к. связан с угрозой человеческим жизням, возможностью крупных аварий, нарушением обороноспособности страны и т.д. Электроснабжение таких потребителей производится от двух независимых источников энергии с автоматическим включением резерва. Отметим, что есть особые потребители, например, система защиты и управления на АЭС, которые для повышения надежности снабжаются третьим автономным источником питания. Ко второй группе относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к большому экономическому ущербу. Такие потребители электроэнергии подключаются к двум независимым источникам питания и допускают перерыв в электроснабжении на время переключения с основного источника на резервный. К этой груше относится большинство промышленных объектов.
Все остальные потребители относятся к третьей категории, подключаются к одному источнику питания и допускают перерыв в электроснабжении на время ремонта или замены этого источника. К этой группе относятся, например, коммунальные потребители.
С учетом указанных требований к надежности электроснабжения выполняются схемы подключения потребителей к источникам электроэнергии. Пример такой схемы приведен на рис.3.1. По воздушной ЛЭП W1 электроэнергия подается от электростанции или из энергосистемы на главную понизительную подстанцию (ГПП) предприятия, где трансформатор Т1 понижает напряжение со 110 кВ до 10 кВ. По кабельным линиям 10 кВ W2…W5 к ГПП подключаются трансформаторы Т2, ТЗ, Т4 цеховых подстанций (ТП). На цеховых ТП напряжение понижается до 380/220 В, что обеспечивает возможность подключения непосредственно электроприемников общего назначения. Эти приемники подключается либо к шинам низкого напряжения цеховой TП, например, двигатель М1, либо к магистральному или распределительному шинопроводу W6 (нагрузка S3), либо проводом или кабелем к распределительному пункту РП (нагрузка S4). Высоковольтные двигатели М2, например, компрессорных установок, подключаются на соответствующее напряжение через трансформатор Т5.
Выбор, расчет, проверка всех элементов системы электроснабжения рассматриваются в специальных дисциплинах.
Приемникам и потребителям тепловой энергии можно дать определения, аналогичные п.3.1. Различие лишь в том, что большинство приемников тепловой энергии не преобразует ее в другие виды, а использует непосредственно.
Потребители тепловой энергии разделяются на теплофикационные (отопление, горячая вода) и технологические (установки сушки, охлаждения, выпарки, ректификации и др.).
Технологические потребители тепловой энергии изучаются специалистами-теплотехниками и в данном курсе не рассматриваются.
Теплофикационные приемники широко известны: отопительные радиаторы, батареи - чугунные и стальные, ребристые трубы, конвекторы. Некоторые технические параметры этих приборов приведены в табл.3.1.
Системы и схемы распределения и подачи тепла многообразны: естественные и искусственные циркуляционные; с зависимым и независимым присоединением; с верхним и нижним водоразбором; однотрубные и двухтрубные и т.д. Рассмотрим наиболее распространенные из них (рис.3.3). Система отопления с зависимым присоединением используется в зданиях высотой до 12 этажей. Вода из сети от теплового пункта 1 по подающему трубопроводу Т1 поступает непосредственно потребителю. Тепловой пункт - важное звено в системе централизованного теплоснабжения, связывающее источник тепла (ТЭЦ, котельную) через тепловую сеть с потребителями и представляющее собой узел присоединения потребителей тепловой энергии к тепловой сети. Основное назначение теплового пункта - подготовка теплоносителя определенной температура и давления, регулирование их, поддержание постоянного расхода, учет потребления теплоты. Из трубопровода Т1 теплоноситель поступает в подающую магистраль 3 здания через элеватор 2, который является смесителем поступающей и уходящей воды для обеспечения оптимальной температуры. Из магистрали 3 теплоноситель подается в отопительные приборы 6. Кран 5 служит для удаления ("стравливания") воздуха из системы. Отработавший теплоноситель через обратную магистраль 4 возвращается в обратный теплопровод Т2. Эта
схема проста, экономична, но в ней возможно прекращение циркуляции и
замерзание воды при аварийном отключении трубопроводов Т1 или Т2.
В системе отопления с независимым присоединением сетевой теплоноситель в теплообменнике 7 нагревает вторичный теплоноситель, который насосом 8 подается в отопительные приборы. Система имеет расширительный бак 9 для компенсации температурных изменений объема вторичного теплоносителя. Гидросистема здания изолирована от теплосетей, это сложнее, дороже, чем при зависимом присоединении, но для зданий выше 12 этажей в настоящее время является лучшим вариантом.
Система горячего водоснабжении с независимым присоединением имеет водонагреватель 11, в котором холодная вода водопровода 10 нагревается до необходимой температуры, а затем подается в краны.
Системы теплофикации не исчерпываются рассмотренными выше. Существуют системы воздушного отопления, включая тепловые завесы, системы панельно-лучистого отопления и другие.
Рис.3.2. Способы установки отопительных приборов.
Рис.3.3 Схемы распределения и подачи тепла:
а, б- системы отопления с зависимым и независимым присоединением
в- система горячего водоснабжения с независимым присоединением
Расчет теплофикационной системы может быть проведен следующим образом.
Пример расчета. Определить число двухрядных стальных радиаторов типа 2РСВ1-4, необходимых для отопления жилого помещения при следующих условиях: площадь помещения Fп =96 м2 , помещение угловое на третьем этаже девятиэтажного дома 1990 года постройки, расчетная температура наружного воздуха минус 25°С.
Решение. Основные расчётные формулы:
(3.1)
(3.2)
, м2 (3.3)
, Вт (3.4)
, Вт/м2 (3.5)
где Nр -число секций чугунных по (3.1) или стальных по (3.2) радиаторов или конвекторов с кожухом; Fр, Fп, f1 -площадь поверхности соответственно отопительного прибора, отапливаемого помещения и поверхности нагрева одной секции, м2; q0 -удельная плотность отапливающего теплового потока, Вт/м2 (принимается по таблице 4 приложения); qпр, qном -расчетная и номинальная плотность теплового потока отопительного прибора, Вт/м2 (принимается по таблице 3.1); Gпр -расход теплоносителя через прибор отопления, кг/с (принимается по таблице 3.1); Δtср -температурный напор, равный разности полусуммы температур теплоносителя на входе и выходе отопительного прибора и температуры воздуха помещения, 0С; Qп, Qт -теплопотребность помещения и теплоотдача стояков и подводок, к которым подключен отопительный прибор, Вт; α, β, n, p, c- вспомогательные коэффициенты (принимаются по таблице 3.1, таблицам 5, 6 приложения, рис.3.2).
Для стальных радиаторов, рассматриваемых в примере расчета, число секций определяется по (3.2). Предварительно по указанным выше таблицам и выражениям (3.3…3.5) находим:
α=1,5; Fп=96 м2; q0 =81 Вт/м2; qном=712 Вт/м2;
Δtср =35 0С- принято при расчете, т.к. соответствует среднему значению данной величины для водяных систем отопления;
Qт =0 – принято при расчете, т.к. предполагается, что Qт <<Qп;
, Вт
, Вт
, м2
Таким образом, принимается 19 секций типа 2РСВ1-4, которые устанавливаются у оконных проемов.
Контрольное задание. Для помещения, в котором Вы проживаете или работаете, определить число радиаторов, необходимых для отопления. Тип отопительного прибора принять по таблице 3.1 в соответствии с последней цифрой номера зачетной книжки. Температуру наружного воздуха принять по средней температуре наиболее холодного зимнего месяца. Значения Δtср и Qт могут быть приняты такими же, как в приведенном примере расчета или определены более точно в соответствии с реальными условиями помещения, для которого производится расчет.
4. Энергетика и биосфера
Энергетика оказывает несомненное влияние на биосферу.
Добыча топлива приводит к эрозии почвы, изменяет экологию региона. Транспортировка всех видов топлива способна нанести вред природе. Об этом свидетельствуют тяжелые аварии на нефтегазопроводах и хранилищах. Угольная и торфяная пыль покрывает широкие придорожные пространства на пути перевозки твердого топлива. Работа ТЭС приводит к загрязнению воздушного, водного бассейнов выбросами двуокиси серы, окиси азота и углерода, радиоактивных элементов, золы. Сброс высокопотенциальной воды, используемой на ТЭС и АЭС для охлаждения конденсата, меняет температурный режим водоемов и биологический баланс в них. Потенциальной возможностью радиоактивного заражения больших территорий опасны АЭС. Кроме того не решена полностью проблема захоронения отработавшего на АЭС топлива, сохраняющего высокую радиоактивность. Вопрос консервации АЭС после окончания срока их работы остается актуальным. Отрицательное влияние на биосферу оказывают ГЭС. Под их строительство отчуждаются большие территории, затопляются луга, леса, плодородные земли. Переселяются массы людей, что изменяет социальную структуру региона. Искусственные водохранилища резко меняют экосистему огромных районов: в медленно текущей воде изменяется растительный и животный мир, вода заиливается, загрязняется, размножаются бактерии и водоросли, болеет и гибнет рыба и животные. Кроме того, меняется уровень грунтовых вод на прилегающих территориях, происходит их подтопление. Перечень проблем, связанных со строительством ГЭС, можно продолжить.
Передача электроэнергии вынуждает отчуждать территории под строительство ЛЭП, вырубать просеки в лесах. Электромагнитное поле вокруг ЛЭП сверхвысокого напряжения оказывает отрицательное воздействие на живые организмы.
Имеет свои отрицательные экологические последствия нерациональное потребление тепловой и электрической энергии.
Это лишь краткий перечень негативного влияния нерационального использования энергоресурсов. Для предотвращения катастрофических для Земли последствий необходимо: широко использовать экологически чистые, возобновляемые источники энергии; проводить глубокую утилизацию всех отходов; использовать более чистое газообразное топливо; осуществлять всемерную экономию ТЭР; комплексно решать технические, научные, экологические проблемы.
Приложение
Справочные данные для выполнения контрольных заданий.
Для самостоятельного решения студентам предлагаются четыре контрольных задания, приведенных на страницах
Таблица 1. Расчетные характеристики топлива.
№
Месторождение
Wр, %
Ар, %
, МДж/кг
q3, %
q4 , %
Нерюнгринское
19,8
22,5
0,5
0,6
Назаровское
7,3
0,3
Березовское
4,7
16,2
0,2
Ангренское
14,4
13,4
0,4
Челябинское
32,4
13,3
0,6
0,7
Воркутинское
5,5
28,4
0,5
0,7
Подмосковное
28,6
9,3
0,8
0,1
Экибастузское
6,5
36,9
17,4
0,4
Кузнецкое-Г
23,8
0,6
0,8
Кузнецкое-СС
18,2
23,6
0,6
0,8
Таблица 2. Потери на наружное охлаждение.
Паропроизводительность
котла, Dп, кг/с
250 и более
Потеря теплоты, q5, %
0,8
0,65
0,45
0,35
0,28
0,2
Таблица 3. Данные сталеалюминевых проводов.
F, мм2
r0, Ом/км
3,1
2,1
1,4
0,9
0,65
0,45
0,33
0,27
0,21
0,13
IДД, А
Примечание. IДД - длительно допустимый ток для данного сечения провода.
Таблица 4. Максимальный тепловой поток на отопление жилых зданий, Вт/м2.
Количество
этажей
Период
постройки,
годы
Расчетная температура наружного воздуха, 0С
-5
-10
-15
-20
-25
-30
1-2
1960- 1985
148
154
160
205
213
230
3-4
то же
95
102
109
117
126
134
5 и более
то-же
65
70
77
79
86
88
1-2
После 1985
3-4
то-же
5 и более
то-же
Примечание. В числителе указаны значения q0 без учета проведения энергосберегающих мероприятий, в знаменателе - с учетом таких мероприятий (например, заклейка окон).
Таблица 5. Поправочный коэффициент α к значениям q0.
7.Общая энергетика: Методические указания к практическим занятиям и лабораторным работам для студентов дневной и заочной форм обучения специальности 10.04/ А.С.Енин. Тверь: ТГТУ, 2003.
8. Идельчик В.И. Электрический системы и сети: Учебник для вузов. М.;
Энергоатомиздат, 1989.
9. Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий. М: Интермет Инжиниринг, 2005.
градусов; данное состояние топлива должно удерживаться, доли секунды.
, мм2 (2.3) 
, кВт
кВ; Sнг =2,6 МВА; jэ =1,4 А/мм2 .
А
мм2
приемник электрической энергии- это аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электроэнергии в
(3.1)
(3.2)
, м2 (3.3)
, Вт (3.4)
, Вт/м2 (3.5)
, Вт
, Вт
, м2
, МДж/кг