Режимы работы и эксплуатация ТЭС: программа и контрольные задания

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
РЕЖИМЫ РАБОТЫ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Программа, методические указания и контрольные задания
Для студентов заочной формы обучения
специальности 140101.65
«Тепловые электрические станции»
2-е изд., испр. и доп.
Казань 2010
УДК 621.311.22
ББК 31.37
Ре31
Ре31
Режимы работы и эксплуатация тепловых электрических станций: Программа, методические указания и контрольные задания. Для студентов заочной формы обучения специальности
140101.65
«Тепловые
электрические
станции»
/Сост.: Абасев Ю.В., Грибков А.М. 2-е изд., испр. и доп. Казань:
Казан. гос. энерг. ун-т, 2010. – 55с.
Приведены общие рекомендации по работе над курсом, программа
дисциплины, методические указания по изучению курса, варианты контрольного задания.
Предназначены для студентов специальности 140101.65 «Тепловые
электрические станции» заочной формы обучения.
УДК 621.311.22
ББК 31.37
Казанский государственный энергетический университет, 2010
3
ПРЕДИСЛОВИЕ
Тепловая электрическая станция (ТЭС) должна производить столько
электроэнергии и тепла, сколько требуют потребители в данный момент времени, с учетом собственных нужд станции. Отсутствие возможности складирования готовой продукции определяет жесткую взаимосвязь станции с потребителем, чем и объясняется важность вопросов эксплуатации ТЭС и выбора тех или иных режимов ее работы.
На основании заявок потребителей формируются диспетчерские графики электрической и тепловой нагрузки. Выполнение этих графиков должно сочетаться с обеспечением достаточно высоких технико-экономических
показателей работы ТЭС.
В то же время эксплуатационный персонал станции должен быть готов
к неожиданным изменениям нагрузок, которые могут быть вызваны различными причинами, в том числе и аварийными.
В связи с большим объемом курса изучение его предусматривается в
двух семестрах. В 9-м семестре студенты изучают наиболее часто встречающиеся условия и режимы работы оборудования, а в 10-м – режимы, которые
могут быть использованы при обеспечении экстремальных нагрузок оборудования, в том числе и при аварийных условиях.
Вопросы эксплуатации оборудования рассматриваются, в основном, в
пределах 10-го семестра.
Эксплуатация ТЭС регламентируется «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», а также эксплуатационными инструкциями, учитывающими конкретные условия эксплуатации оборудования. В соответствии с этими документами эксплуатационный персонал должен обеспечивать:
а) непрерывность работы, так как пуск электростанции с нулевых нагрузок связан с рядом трудностей;
б) работу по диспетчерскому графику нагрузки, который задается режимом потребления энергии потребителя;
в) участие ТЭС в регулировании частоты в сети, что приводит к отклонению реального графика нагрузки от запланированного;
г) учет изменения метеорологических факторов, которые существенно
влияют на нагрузки ТЭС, особенно на тепловые;
д) приоритет надежности оборудования перед другими показателями,
что обуславливается высокими параметрами теплоносителя;
4
е) автоматизацию управления ТЭС, так как работа современных ТЭС
невозможна без автоматизации управления тепловыми процессами, без автоматических защит и блокировок;
ж) учет высокотемпературных процессов, состоящий в постоянном наблюдении за прочностными характеристиками металла и его температурными удлинениями;
з) собственные нужды ТЭС, так как их потеря может привести к полной остановке станции;
и) систематический контроль состояния оборудования и поддержание
его в работоспособном состоянии;
к) соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.
Эксплуатационный персонал должен непрерывно повышать свою квалификацию.
Знание режимов работы ТЭС и правил ее эксплуатации позволит обеспечить надежное, экономичное и безопасное снабжение потребителей электроэнергией, паром и теплом.
1. ОБЩИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАБОТЕ НАД КУРСОМ
«РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС»
Работа студента над курсом «Режимы работы и эксплуатация ТЭС»
слагается из самостоятельного изучения разделов и тем курса по учебникам и
учебным пособиям с последующей самопроверкой.
В помощь студентам при изучении курса проводятся индивидуальные
консультации (очные и письменные), читаются лекции. В завершающей стадии изучения студенты сдают экзамен по курсу.
Самостоятельная работа с книгой
Начинать изучение курса необходимо с рассмотрения его содержания
по программе, затем приступить к рассмотрению отдельных тем. Сначала
следует ознакомиться с содержащимися в данной теме вопросами, а затем
приступить к изучению темы. При первом чтении необходимо получить общее представление об излагаемых вопросах. При повторном чтении следует
параллельно вести конспект, в который необходимо заносить схемы и чертежи, поясняющие принцип действия оборудования, все основные понятия и
закономерности, математические зависимости и их выводы. Каждому впервые встретившемуся термину следует дать пояснение его сущности. Красоч-
5
ное оформление рисунков, схем, таблиц облегчит запоминание и глубокое
усвоение материала и, при необходимости, его восстановление в памяти.
Переходить к изучению новой темы следует только после полного изучения теоретических вопросов и выполнения самопроверки знаний по изученному разделу.
Самопроверка
Закончив изучение темы, ответьте на вопросы самопроверки, которые
акцентируют ваше внимание на наиболее важных вопросах темы. При этом
старайтесь не пользоваться конспектом или учебником. Частое обращение к
конспекту показывает недостаточное усвоение основных вопросов темы.
Частое обращение к учебнику показывает неумение правильно конспектировать основные понятия и закономерности темы.
Хороший конспект окажет вам помощь при подготовке к экзамену.
Контрольные задания
В процессе изучения курса "Режимы работы и эксплуатация ТЭС" студент должен выполнить 2 контрольных работы: в 9-ом семестре включает 12
заданий, в 10-ом – 2 расчетных задания. Ответы на вопросы следует давать
по мере изучения соответствующих тем курса. Неудачный ответ показывает,
что тема изучена недостаточно хорошо. В таком случае следует вернуться к
рассмотрению основных положений этой темы.
Контрольное задание должно выполняться самостоятельно, поскольку
оно является формой методической помощи студентам при изучении курса.
Преподаватель-рецензент указывает студенту на недостатки в усвоении им
материала, что позволяет устранить эти недостатки к экзамену.
Таблица вариантов контрольного задания приведена в конце настоящего пособия.
Консультации
При возникновении затруднений в изучении теоретической части курса, ответах на вопросы самопроверки или решении задач следует обратиться
за письменной или устной консультацией к преподавателю в университет.
При этом необходимо точно указать вопрос, вызывающий затруднение, и место в учебнике, где он разбирается.
6
Лекции
В период установочной или лабораторно-экзаменационной сессии студентам читаются лекции обзорного характера, на которых проводится обзор
наиболее важных тем и разделов курса, а также рассматриваются вопросы,
недостаточно полно освещенные в учебной литературе или вызывающие затруднение у большого числа студентов.
Экзамен
К сдаче экзамена по курсу «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» допускаются студенты, контрольные работы которых зачтены преподавателем.
2. ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ СД.Ф.7
«РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС»
УЧЕНОГО ПЛАНА ПО НАПРАВЛЕНИЮ 140100
«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА» СПЕЦИАЛЬНОСТИ 140101.65
«ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ»
ДЛЯ СТУДЕНТОВ ЗАОЧНОЙ ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ
2.1. Учебный план по дисциплине
Семестры
Контрольная
работа
9
1
10
1
Часы учебных занятий
Экзамены
10
лабораторные
самостоятельная
работа
Примечания
всего
лекции
практические
105
8
-
4
93
–
105
12
4
4
85
–
7
2.2. Самостоятельное изучение
9 семестр
ВВЕДЕНИЕ
Тепловая электростанция характеризуется непрерывностью работы по
диспетчерскому графику электрических и тепловых нагрузок. Основной задачей персонала ТЭС является выполнение этого графика при максимальной
экономичности работы оборудования.
ТЕМА 1. Стационарные режимы
Графики нагрузок и режимы работы электростанций. Эксплуатация
энергоблоков и станций с поперечными связями при стационарных нагрузках.
Участие различных типов установок в покрытии переменной части графика
нагрузок. Особенности участия теплофикационных агрегатов в регулировании графика электрической нагрузки.
ТЕМА 2. Нормативные характеристики основного
теплоэнергетического оборудования
Режимные карты и нормативные характеристики энергоблоков:
энергетические характеристики энергоблоков, паровых котлов, турбоустановок. Диаграммы режимов агрегатов с регулируемыми отборами.
ТЕМА 3. Пуско-остановочные режимы работы оборудования ТЭС
Пусковые схемы и технология пусков из различных состояний: факторы, ограничивающие скорость пуска и останова котлоагрегатов и турбин;
требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков; варианты
принципиальных пусковых схем энергоблоков; пуски установок ТЭС на номинальных параметрах пара; пуски энергоблоков на скользящих параметрах
пара; пуски энергоблоков на скользящих параметрах среды во всем тракте;
пуски энергоблоков на питательном турбонасосе; пуск котлоагрегатов (этапы
растопки котлов; способы растопки котлов; порядок и график пуска барабанных котлоагрегатов на общую магистраль котельной; особенности пуска
прямоточных котлоагрегатов); пуск конденсационных турбин из различных
тепловых состояний; особенности пуска теплофикационных турбин; основ-
8
ные этапы пуска энергоблоков по унифицированной технологии; потери топлива при пусках блоков; совершенствование организации пусковых операций. Плановый останов котлоагрегатов; останов котлоагрегатов с принудительным расхолаживанием; останов турбоагрегатов в горячий и холодный
резерв; останов турбины с принудительным расхолаживанием; останов энергоблоков.
10 семестр
ТЕМА 4. Работа основного и вспомогательного оборудования ТЭС
на частичных нагрузках
Работа основного и вспомогательного оборудования на частичных
нагрузках: влияние нагрузки на работу турбоустановки, поверочные расчеты
тепловой схемы турбоустановки; способы регулирования мощности энергоблоков: режим работы энергоблоков с номинальным давлением свежего пара,
на скользящем давлении среды, с комбинированным давлением среды.
ТЕМА 5. Работа оборудования ТЭС в переходных режимах
Работа основного и вспомогательного оборудования в переходных
режимах: нестационарные режимы работы котлов в диапазоне допустимых
нагрузок, аккумулирующая способность котлоагрегатов; работа котлов при
отклонениях параметров пара от номинальных; работа турбин при изменении
начальной температуры пара, температуры промперегрева, конечного давления пара. Температурные напряжения в элементах оборудования при
переходных режимах.
ТЕМА 6. Маневренность и мобильность ТЭС
Маневренные характеристики оборудования; способы повышения
маневренности блоков. Регулировочный диапазон энергоблоков ТЭС и
способы его расширения. Основные факторы, определяющие регулировочный диапазон: надежность работы котлоагрегатов при частичных нагрузках энергоблоков; совместное сжигание твердого топлива с газом (мазутом) в пылеугольных котлах. Эксплуатация оборудования ТЭС при участии в регулировании графиков нагрузки: распределение электрической
нагрузки между параллельно работающими турбоагрегатами; распределение
тепловых и электрических нагрузок на ТЭЦ.
9
Перегрузочные возможности основного оборудования ТЭС: прохождение максимальных нагрузок на ТЭС; работа блоков на повышенных нагрузках. Остановочно-пусковые и другие способы вывода оборудования
в резерв: прохождение минимальных нагрузок на ТЭС; способы быстрой
разгрузки ТЭС; перевод энергоблока на нагрузку собственных нужд; перевод
блока или турбоагрегата ТЭС с поперечными связями в моторный режим.
Мобильность ТЭС: переходные процессы при нагружении котлов; подхват
нагрузки вращающимся резервом; переходные процессы в турбине при набросе нагрузки.
ТЕМА 7. Эксплуатация оборудования
Повреждаемость оборудования ТЭС. Предотвращение нарушений работы котлоагрегатов. Работа блоков на топливах ухудшенного качества. Загрязнения поверхностей нагрева котла. Очистка от загрязнений наружных
поверхностей нагрева котлов. Коррозия поверхностей нагрева котлов. Занос
солями проточной части турбины. Аварийные режимы ТЭС: аварийный останов котлоагрегата; аварийный останов турбины. Эксплуатация систем
технического
водоснабжения
ТЭС.
Эксплуатация
топливнотранспортного хозяйства и систем гидрозолоудаления. Эксплуатация
масляного хозяйства и маслосистем. Особенности эксплуатации оборудования ТЭЦ. Правила и нормы технической эксплуатации ТЭС. Контроль за состоянием металла теплоэнергетического оборудования на ТЭС.
Методы контроля качества материалов и сварных соединений. Характерные
дефекты и повреждения металла трубопроводов на ТЭС. Организация и планирование ремонтов теплоэнергетического оборудования.
2.3. Содержание лекций
Лекция 1. Обзорная лекция по разделу 1 (2 часа).
Лекция 2. Обзорная лекция по разделу 2 (2 часа).
Лекции 3-4. Обзорные лекции по разделу 3 (4 часа).
Лекции 5-6. Обзорные лекции по разделу 4 (4 часа).
Лекция 7. Обзорная лекция по разделу 5 (2 часа).
Лекция 8. Обзорная лекция по разделу 6 (2 часа).
Лекция 9-10. Обзорные лекции по разделу 7 (4 часа).
10
2.4. Практические занятия
10 семестр
№
п/п
1
2
3
4
Тема
Температурный график закрытой тепловой
сети
Диаграммы режимов теплофикационных
турбоустановок
Расчет тепловых схем конденсационных
электростанций при частичных нагрузках
Расчет тепловых схем ТЭС с
теплофикационными турбоустановками
По какому
разделу лекционного
курса
1
Число
часов
2
1
4
1
4
1
1
2.5. Лабораторные работы
Семестр
9 семестр
10 семестр
Номер разНаименование лабораторной работы (количедела дисциство часов)
плины
2
Растопка котлоагрегата ТГМ-84 «А» (4 часа)
Исследование переходных режимов котла
ТГМП-314 (4 часа) или
Аварийные ситуации на турбоагрегатах ТЭЦ (4
5, 7
часа) или
Работа котлоагрегата ТГМП-314 при снижении
теплотворной способности мазута (4 часа)
2.6. Литература
Основная
1. Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. и др. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / Под ред. Лавыгина В.М., Седлова А.С.,
Цанева С.В. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательский дом МЭИ, 2007.
2. Режимы тепловых электростанций: учебн. пособие / Ю.В.Абасев.
Казань: КГЭУ, 2008.
3. Абасев Ю.В., Безруков Р.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС:
Учеб. пособие. Казань: КГЭУ, 2006.
11
Дополнительная
4. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/
Под ред. В.Я. Гиршфельда. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат,
1987.
5. Андрющенко А.И. Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций: Учебн. пособие для студентов теплоэнергетических специальностей вузов. – М.: Высш. шк., 1983.
6. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических
станций: Учебн. пособие для спец. «Тепловые электрические станции».
Минск: Вышэйша школа, 1978.
7. Доброхотов В.И., Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков.
М.: Энергоатомиздат, 1987.
8. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: Учебник для вузов/ В.Я.
Гиршфельд, А.М. Князев, В.Е. Куликов. М.: Энергия, 1980.
9. Прокопенко А.Г., Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. – М.: Энергоатомиздат, 1990.
10. Мадоян А.А. Повышение маневренности и эффективности использования тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987.
11. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные
электрические станции: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. М.: Изд-во
МЭИ, 2004.
12. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. 2-е изд.,
перераб. М.: Энергоатомиздат, 1985.
13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»:
РД 34.20.501-95. 15-е изд., перераб. и доп. М: СПО ОРГРЭС, 1996.
14. Усов С.В., Казаров С.А. Режимы тепловых электростанций.
Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985.
15. Чичирова Н.Д., Бускин Р.В., Волков М.А., Ляпин А.И. Компьютерные тренажеры ТЭС: Учеб. пособие. – Казань: КГЭУ, 2010.
16. Режимы работы и эксплуатация тепловой электрической станции на
компьютерном тренажёре конденсационного энергоблока мощностью 300
МВт. Методические указания по выполнению лабораторных работ. / Сост.
Ю.В. Абасев. – Казань: КГЭУ, 2010.
12
3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ИЗУЧЕНИЮ КУРСА
«РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС»
Программа курса состоит из введения и семи тем, три из которых будут
изучаться в 9-м и четыре – в 10-м семестрах. Ниже по каждой теме приводятся ссылки на литературу с указанием глав и параграфов, в которых излагается данная тема, а также страниц учебника и номеров вопросов и задач для
самостоятельного решения. Номер учебника, указанный в квадратных скобках соответствует его номеру в списке литературы. Далее приводятся вопросы для самопроверки, на которые следует отвечать после изучения каждой
темы. В завершение приводится перечень знаний и умений, которыми должен обладать студент после теоретического изучения учебника, проработки
вопросов и решения задач по указанной теме.
9 семестр
ТЕМА 1. Стационарные режимы
Литература: [1], § 13.1-13.3, с. 311-319; § 4.1-4.3, с. 75-81; § 4.5, с. 88-92;
[2], § 1.1-1.3, с. 3-11;
[4], § 1.2, с. 9-11; § 7.1, с. 92-93; § 8.1, с. 101-104;
[5], § 1.1, 1.2, с. 7-28; § 2.1, с. 45-55;
[6], § 1.2, с. 12-16; § 6.1, 6.2, с. 184-193;
[7], § 2.1, с. 35-36;
[11], § 11.1, с. 262-269.
Вопросы для самопроверки
1. Что называется графиком электрической нагрузки?
2. Что называется графиком тепловой нагрузки?
3. Что называется коэффициентом неравномерности графика?
4. Что называется коэффициентом использования максимальной нагрузки (коэффициент плотности графика)?
5. Что называется коэффициентом использования установленной мощности?
6. Что называется коэффициентом теплофикации и коэффициентом теплофикации по промышленному пару?
7. Как строится график тепловой нагрузки?
8. Назовите способы покрытия переменной части графика нагрузок.
13
9. Назовите обязанности обслуживающего персонала при работе оборудования в стационарном режиме.
10. Назовите способы регулирования отпуска теплоты в тепловые сети.
11. Каким образом осуществляется режим работы турбины по тепловому графику?
12. Перечислите возможные режимы работы турбины с двумя теплофикационными отборами.
Студент должен знать: основные характеристики графиков нагрузок и
маневренные характеристики оборудования; основные задачи персонала при
обслуживании оборудования, работающего в стационарных режимах.
Должен уметь: строить график продолжительностей отопительных нагрузок и выбирать способ выполнения заданного графика нагрузок.
ТЕМА 2. Нормативные характеристики основного
теплоэнергетического оборудования
Литература: [1], § 13.9-13.10, с. 338-350;
[2], § 2.1-2.5, с. 11-21;
[4], § 7.2, 7.3, с. 93-98; § 8.5, с. 110-116; § 10.1-10.4, с. 134-140;
[6], § 2.4, с. 42-52, § 2.6., с. 59-74,
[7], § 2.1, с. 36-42;
[8], § 1.6, с. 52-58;
[11], § 11.2, 11.3, с. 270-284.
Вопросы для самопроверки
1. Для чего нужны режимные карты котлов и диаграммы режимов
турбин?
2. Что называется энергетической характеристикой энергоблока?
3. Как влияет нагрузка на КПД котлоагрегата?
4. Как влияют входные параметры котла на его статические характеристики?
5. Что называется энергетическими характеристиками конденсационных турбоустановок?
6. Что такое диаграмма режимов?
7. Чем отличаются диаграммы режимов теплофикационных турбин с
одним и двумя теплофикационными отборами пара?
14
8. Как в теплофикационных турбинах учитывается режим работы по
электрическому графику?
9. Что такое зона повышенного давления в диаграмме режимов?
Студент должен знать: нормативные характеристики основного теплоэнергетического оборудования.
Должен уметь: пользоваться энергетическими характеристиками.
ТЕМА 3. Пуско-остановочные режимы работы оборудования ТЭС
Литература: [1], § 13.5, с. 327-332;
[2], § 3.1-3.5, с. 21-46;
[6], § 5.1-5.13, с. 131-183;
[7], § 1.1-1.4, с. 8-35;
[9], § 5.1-5.9, с. 204-282.
1. Для чего нужны графики пусков котлов и турбин?
2. Порядок пуска барабанного котла на общую магистраль.
3. Назначение и расположение элементов пусковой схемы прямоточного котла.
4. Порядок пуска прямоточного котла.
5. Порядок пуска конденсационной турбины.
6. Порядок пуска теплофикационной турбины.
7. Особенности пусков котлов и турбин из различных тепловых состояний.
8. Назначение системы байпасирования пара в пусковой схеме.
9. Порядок пуска энергоблока.
10. Порядок останова энергоблока.
11. Какие вы знаете методы ускорения пусков и остановов паротурбинных установок?
Студент должен знать: основную нормативную документацию, регламентирующую пуск, останов котлов и турбин ТЭС.
Должен уметь: составить принципиальную пусковую схему котла,
турбины и энергоблока.
15
10 семестр
ТЕМА 4. Работа основного и вспомогательного оборудования ТЭС
на частичных нагрузках
Литература: [1], § 9.2, с. 232-248; § 13.4, с. 323-326;
[2], § 4.1-4.3, с. 48-54;
[5], § 1.3, с. 29-39; § 3.1-3.3, с. 84-110;
[6], § 3.1-3.4, с. 86-99;
[7], § 2.2, с. 42-56;
[8], § 1.3, с. 22-36; § 4.2, 4.3, с. 186-208;
[14], § 6.5-6.6, с. 196-213;
Вопросы для самопроверки
1. От чего зависит экономичность блоков на частичных нагрузках?
2. Как влияет нагрузка турбины на параметры пара и воды в тепловой
схеме турбоустановки?
3. Почему при снижении нагрузки уменьшаются значения недогревов
до температуры насыщения в поверхностных подогревателях?
4. Как определяются давления пара в отборах конденсационной турбины при поверочном расчете?
5. Как определяются давления пара в отборах теплофикационной турбины при поверочном расчете?
6. Каким образом определяется давление в нижнем теплофикационном
отборе?
7. Как строится процесс расширения пара в h,s-диаграмме в зависимости от способа регулирования мощности энергоблока?
8. Как рассчитывается тепловая схема конденсационной турбоустановки при частичной нагрузке?
9. Как рассчитывается тепловая схема теплофикационной турбоустановки при различных нагрузках?
10. Какие преимущества и недостатки существующих способов регулирования мощности энергоблоков?
Студент должен знать: особенности работы оборудования на частичных режимах.
16
Должен уметь: рассчитать давление в нижнем теплофикационном отборе турбоустановки с двумя теплофикационными отборами, выполнить поверочный расчет теплофикационной и конденсационной турбоустановки.
ТЕМА 5. Работа оборудования ТЭС в переходных режимах
Литература: [6], § 2.5, с. 52-59; § 3.2-3.3, с. 92-96;
[14], § 2.4-2.5, с. 35-42;
Вопросы для самопроверки
1. Как изменяются параметры пара в котле при увеличении расхода топлива?
2. Как изменяются параметры пара в котле при открытии клапанов турбины?
3. Какова роль аккумулирующей способности котлоагрегатов при изменениях нагрузки?
4. Как влияет увеличение начальной температуры пара на мощность и
экономичность турбины?
5. Что называется предельным вакуумом в турбине?
6. В каких случаях оказывается перегруженной последняя ступень противодавленческой турбины?
7. Что называется релаксацией напряжений?
8. Чем определяются допустимые скорости прогрева и расхолаживания
оборудования?
Студент должен знать: особенности работы оборудования в переходных режимах.
Должен уметь: объяснить основные причины повреждения металла
энергетических установок.
ТЕМА 6. Маневренность и мобильность ТЭС
Литература: [1], § 13.2, с. 315-318; § 13.6-13.8, с. 332-338
[2], § 5.1-6.3, с. 55-70;
[6], § 3.1-3.5, с. 86-104;
[7], § 2.2-2.3, с. 42-64;
17
Вопросы для самопроверки
1. Что называется регулировочным диапазоном энергоблоков?
2. Что называется приемистостью энергоблоков?
3. Что называется мобильностью энергоблоков?
4. Как учитывается пусковой расход топлива при выборе состава работающего оборудования?
5. На основании каких принципов осуществляется распределение нагрузки между работающими агрегатами?
6. Как распределяется нагрузка между работающими агрегатами на
ТЭЦ?
7. В каких случаях энергоблок переводят на нагрузку собственных
нужд?
8. В каких случаях применяют моторный режим турбины?
9. В каких случаях для прохождения минимума нагрузки применяется
пуско-остановочный режим?
10. Как изменяются параметры пара и мощность турбины при резком
увеличении (набросе) нагрузки?
Студент должен знать: основные проблемы, которые могут возникнуть при эксплуатации оборудования ТЭС в процессе регулирования графиков нагрузки.
Должен уметь: выбрать наиболее экономичный способ распределения
нагрузки между агрегатами ТЭС.
ТЕМА 7. Эксплуатация оборудования
Литература: [1], § 14.1-14.6, с. 351-371;
[2], § 7.1-7.4, с.71-90;
[6], § 6.1-6.11, с .184-210;
[7], § 3.1-5.6, с. 60-227.
Вопросы для самопроверки
1. Как организована эксплуатация основного оборудования ТЭС?
2. Каким образом обеспечивается эффективная работа горелочных
устройств?
3. Назовите основные особенности эксплуатации котлов под наддувом.
18
4. Назовите причины высокотемпературной коррозии поверхностей нагрева и методы борьбы с нею.
5. Назовите причины низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и методы борьбы с нею.
6. Каким образом обеспечивается взрывобезопасность топочных устройств?
7. Назовите основные особенности эксплуатации котлов c жидким
шлакоудалением.
8. Перечислите наиболее частые нарушения в работе котла.
9. Перечислите наиболее частые нарушения в работе турбины.
10. Какое содержание воздуха допускается в турбинном масле?
11. Что называется старением масла?
12. Каким образом обеспечивается устойчивость работы осевых насосов в системах технического водоснабжения ТЭС?
13. Каким образом очищаются трубки конденсаторов турбин?
14. Какие мероприятия применяются для предотвращения самовозгорания топлива на складе?
15. Какой запас мазута должен быть на станции?
16. Для кого является обязательным выполнение правил технической
эксплуатации?
17. Что называется тепловым ударом?
18. Что понимается под термином «защемление трубопровода»?
Студент должен знать: основные правила эксплуатации оборудования
ТЭС.
Должен уметь: пользоваться нормативной литературой, определяющей правила эксплуатации ТЭС.
4. ВАРИАНТЫ КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
Каждый студент выполняет вариант задания, соответствующий порядковому номеру зачетной книжки. К ответам на вопросы контрольного задания следует приступить только после изучения соответствующего раздела
курса. Выполнение контрольной работы является одним из видов усвоения
основных разделов курса. При выполнении контрольных заданий студент
приобретает навыки работать с технической литературой.
19
4.1. Вопросы и задачи контрольного задания №1 (9 семестр)
1-10. Постройте годовой график тепловых нагрузок по продолжительности для ТЭЦ с суммарной тепловой мощностью отборов турбин Qот, ТЭЦ,
tпом. и определите количество отпускаемой теплоты за отопительный сезон по
данным табл. 4.1, 4.2:
Таблица 4.1
Варианты заданий к задачам №№ 1-10
№
Qот, МВт
800
1000
1200
500
770
900
1100
1400
2000
2400
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ТЭЦ
tпом., °С
Город
0,5
0,55
0,56
0,52
0,5
0,5
0,53
0,49
0,5
0,52
20
20
22
18
20
20
18
18
20
19
Архангельск
Волгоград
Екатеринбург
Казань
Москва
Пермь
Уфа
Волгоград
Москва
Волгоград
Таблица 4.2
Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой
наружного воздуха, равной и ниже данной
Температура наружного воздуха, °С
Город
τо.с.,
сут,
tрн.в.
-40
-35
-30
-25
-20
-15
-10
-5
0
+8
Архангельск
251
-32
1
10
48
150
380
820
1580
2670
4300
6024
Волгоград
182
-22
-
-
1
13
126
420
930
1650
3100
4368
Екатеринбург
228
-31
1
11
54
198
494
1070
1980
3050
4000
5470
Казань
218
-30
-
1
20
117
328
790
1520
2480
3800
5230
Москва
205
-25
-
3
15
47
172
418
905
1734
3033
4910
Пермь
226
-34
3
15
75
220
504
1050
1840
2850
4080
5420
Уфа
211
-29
-
5
40
160
436
980
1780
2770
3900
5060
20
11. Что называется коэффициентом неравномерности суточной
нагрузки?
12. Что называется коэффициентом использования максимальной нагрузки?
13. Что называется регулируемым диапазоном мощности?
14. Как строится годовой график электрических нагрузок по продолжительности?
15. Нарисуйте трехступенчатую схему подогрева сетевой воды на ТЭЦ.
16. Нарисуйте двухступенчатую схему подогрева сетевой воды на ТЭЦ.
17. Нарисуйте одноступенчатую схему подогрева сетевой воды на ТЭЦ.
18. Какие существуют варианты применения встроенного пучка в конденсаторе?
19. Как рассчитать максимальную температуру сетевой воды после сетевых подогревателей?
20. Как рассчитать минимальную температуру сетевой воды после каждого из сетевых подогревателей при двухступенчатой схеме подогрева?
21-30. Построить температурный график тепловой сети и определить
температуру наружного воздуха, при которой включаются ПВК по данным
табл. 4.3:
Таблица 4.3
Варианты заданий к задачам №№ 21-30
№
р
р
tп.с.
/ tо.с.
, °С
ТЭЦ
tпом., °С
р
tн.в.
, °С
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
150/70
140/60
155/70
152/70
150/70
147/65
148/68
144/64
139/59
150/70
0,5
0,55
0,54
0,52
0,55
0,56
0,57
0,58
0,5
0,48
20
20,5
22
18
20
20,5
18
18,5
20
19,5
-30
-25
-27
-32
-22
-24
-26
-20
-15
-17
31. Что является основной задачей эксплуатации оборудования?
32. В строгом соответствии с какими документами осуществляются
режимы стационарной работы котлов?
33. Что такое режимная карта котла?
34. В каких случаях режим работы турбины считается стационарным?
21
35. Для чего необходимо оптимальное распределение электрической и
тепловой нагрузки между работающими турбоагрегатами?
36. В какой части суточного графика электрических нагрузок энергосистемы работают ТЭЦ? От чего это зависит?
37. В какой части суточного графика электрических нагрузок энергосистемы работают ТЭС с морально устаревшими энергоагрегатами?
38. Охарактеризуйте режимы работы теплофикационных турбоустановок по тепловому графику.
39. Охарактеризуйте режимы работы теплофикационных турбоустановок по электрическому графику.
40. Как можно использовать аккумулирующую способность зданий и
тепловых сетей при прохождении провалов и максимумов электрических нагрузок?
41. Охарактеризуйте принудительные способы обеспечения маневренности ТЭЦ.
42. В каких случаях у турбоустановки может применяться режим свободного распределения пара между сетевыми подогревателями и конденсатором?
43. Почему при форсировке турбоустановок за счет отключения подогревателей высокого давления удельные расходы топлива на дополнительную
мощность будут меньше, чем при разгрузке регулируемых отборов? Ответ
обоснуйте соответствующими формулами.
44. Почему снижается экономичность ТЭЦ при снижении тепловой нагрузки турбин с передачей на другие источники? Ответ обоснуйте соответствующими формулами.
45. С какой целью возможна установка баков-аккумуляторов сетевой
воды?
46. Что представляет собой энергетическая характеристика энергоблока?
47. Объясните наличие излома на энергетической характеристике энергоблока.
48. Какая нагрузка называется техническим минимумом?
49. Сущность определения расхода топлива методом прямого баланса.
50. Сущность определения расхода топлива в котлоагрегате методом
обратного баланса.
51-60. Постройте энергетическую характеристику энергоблока по данным табл. 4.4 и рис. 4.1. Принять КПД котлоагрегата постоянным во всем
диапазоне нагрузок.
22
Таблица 4.4
Варианты заданий к задачам №№ 51-60
№
Qт.у, МВт
пн.к
0,92
51
Номинальная
мощность,
МВт
300
52
200
Qт.у = 76,0 + 2,00Nэ + 0,217(Nэ 251,83)
Qт.у = 24,0 + 2,16Nэ
53
300
Qт.у = 28,0 + 2,04Nэ
0,90
54
500
Qт.у = 50,0 + 2,01Nэ + 0,21(Nэ - 481)
0,93
55
800
Qт.у = 90,0 + 1,97Nэ + 0,19(Nэ - 780)
0,94
56
200
Qт.у = 24,0 + 2,16Nэ + 0,2(Nэ - 185)
0,91
57
400
Qт.у = 80,0 + 1,99Nэ + 0,2(Nэ - 381)
0,92
58
550
Qт.у = 59,0 + 1,91Nэ + 0,17(Nэ - 537)
0,93
59
770
Qт.у = 89,2 + 1,92Nэ + 0,17(Nэ - 763)
0,94
60
830
Qт.у = 97,0 + 1,96Nэ + 0,18(Nэ - 796)
0,93
 тр , %
0,91
99,0
98,5
98,0
97,5
97,0
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Qэ
Рис. 4.1. Кривая изменения тр в зависимости от расхода теплоты
61-70. Турбина Т-185/220-130-2 работает по тепловому (электрическому) графику в режиме работы с двумя включенными отборами пара. Параметры пара номинальные. Согласно вариантам заданий табл. 4.5 по диаграмме режимов (рис. 4.2) найти остальные параметры.
23
Таблица 4.5
Варианты заданий к задачам №№ 61-70
№
Электрическая мощность, МВт
61
140
62
64
Определить
диапазон
Определить
диапазон
120
65
190
66
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Диапазон от
120 до 140
95
63
67
68
69
70
Расход пара Теплофикана турбину,
ционная
т/ч
мощность,
ГДж/ч
Определить
1000
диапазон
Определить
1000
диапазон
500
Определить
диапазон
560
Определить
диапазон
Определить Определить
диапазон
диапазон
Определить
600
диапазон
Определить Диапазон от
диапазон
900 до 1100
700
Определить
диапазон
Определить Определить
диапазон
диапазон
Диапазон от Определить
650 до 800
диапазон
Температу- Режим
ра прямой
работы
сетевой воды, °С
Определить
ЭГ
диапазон
Определить
ТГ
диапазон
Определить
ТГ
диапазон
Определить
ЭГ
диапазон
Определить Опредедиапазон
лить
Диапазон от
ТГ
80 до 130
Определить
ТГ
диапазон
130
ЭГ
80
ЭГ
120
ЭГ
Примечание: ТГ – режим работы по тепловому графику, ЭГ – по электрическому графику.
24
т
N э , МВт
Рис. 4.2. Диаграмма режимов турбины Т-185/220-130-2
25
Таблица 4.6
Варианты заданий к задачам №№ 71-80
№
Электрическая
мощность, МВт
71
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
100
72
73
74
75
76
77
78
79
80
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
120
диапазон от 50
до 135
135
Расход пара
на турбину,
т/ч
600
Определить
диапазон
650
Определить
диапазон
700
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
480
760
Расход пара на
производство,
т/ч
Определить
диапазон
360
Теплофикационная мощность, ГДж/ч
500
диапазон от
420 до 240
Определить
диапазон
Определить
диапазон
480
200
Определить
диапазон
240
Определить
диапазон
Определить
диапазон
399
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
550
Определить
диапазон
Определить
диапазон
Определить
диапазон
26
Рис. 4.3. Диаграмма режимов турбины ПТ-135/165-130/15
71-80. По диаграмме режимов турбины ПТ-135/165-130/15 (рис. 4.3)
определить параметры согласно вариантам заданий табл. 4.6.
81. Чем ограничивается скорость растопки котлоагрегатов с естественной циркуляцией?
82. Чем ограничивается скорость пуска паровых турбин?
83. Почему при пуске паровых турбин контролируется относительное
удлинение ротора?
84. Как разжигают горелки для обеспечения равномерного прогрева экранных труб?
85. На каком этапе пуска котла с естественной циркуляцией на ТЭС с
поперечными связями включается регулятор общего воздуха (для поддержания заданного избытка воздуха в топке)?
86. На каком этапе пуска котла включается регулятор разрежения в
топке?
87. На каком этапе пуска котла с естественной циркуляцией на ТЭС с
поперечными связями включается регулятор температуры свежего пара за
котлом?
27
88. На каком этапе пуска котла с естественной циркуляцией на ТЭС с
поперечными связями включается регулятор непрерывной продувки?
89. На каком этапе пуска котла включается защита от погасания факела
в топке?
90. Назначение графиков-заданий пуска, сетевых графиков пуска и
пусковой ведомости.
91. Как регулируется температура острого пара при пусках?
92. Как регулируется температура пара промперегрева при пусках?
93. Назначение пусковых схем энергоблоков.
94. Назначение системы байпасирования турбины.
95. Назначение систем обогрева фланцев и шпилек у турбин.
96. Перечислите основные узлы пусковых схем энергоблоков.
97. При каких параметрах пара производится пуск энергоблоков?
98. Нарисуйте схему растопки котлоагрегатов с естественной циркуляцией.
99. Нарисуйте прямоточную схему растопки прямоточных котлоагрегатов.
100. Нарисуйте схему растопки прямоточных котлоагрегатов со встроенным сепаратором.
101. Преимущества схемы растопки прямоточных котлоагрегатов со
встроенным сепаратором.
102. Назначение растопочного расширителя в пусковых схемах энергоблоков.
103. Назначение встроенной задвижки в пусковых схемах энергоблоков.
104. В чем отличие пуска теплофикационных турбин от конденсационных?
105. Назначение валоповоротного устройства турбины.
106. При каких условиях подключают котельный агрегат к магистрали?
107. Какие поверхности нагрева необходимо охлаждать при пуске барабанных котлов?
108. Как осуществляется прогрев главного паропровода при пуске турбин на скользящих параметрах из холодного состояния в блочной установке
и как – на ТЭС с поперечными связями?
109. Почему при подаче пара в турбину (при толчке ротора) в процессе
пуска конденсационных турбин из холодного состояния пар должен быть перегретым?
110. Что делают, если во время пуска турбины возникает вибрация?
28
111. Почему при пуске турбины из горячего состояния необходимо повышать скорость вращения ротора быстрее, чем при пуске из холодного состояния?
112. Как классифицируются пуски блоков СКД по унифицированной
технологии в зависимости от температурного состояния оборудования?
113. Почему перед подачей пара в турбину необходимо набрать пусковой вакуум в конденсаторе?
114. Как осуществляется пуск деаэратора на блочной ТЭС?
115. Как осуществляется пуск питательного насоса?
116. Как осуществляется пуск конденсатных насосов?
117. Как осуществляется пуск циркуляционных насосов?
118. Почему при пусках энергоблоков неизбежны потери топлива?
119. Почему при пуске паровой турбины на скользящих параметрах потери топлива ниже, чем при пуске на номинальных параметрах?
120. С какой целью при останове турбин периодически снимается кривая выбега ротора?
4.2. Вопросы и задачи контрольного задания №2 (10 семестр)
Контрольная работа состоит из двух расчетных заданий.
Задание № 1
Построить процесс расширения пара в турбине при частичной нагрузке
в h, s-диаграмме. Рассчитайте термодинамические параметры пара и конденсата (питательной воды) в элементах тепловой схемы. Исходные данные:
1. Типоразмер турбины – задается преподавателем индивидуально каждому студенту.
2. Расход пара на турбину, кг/с – задается преподавателем индивидуально каждому студенту.
о
3. Температура охлаждающей воды, С – задается преподавателем индивидуально каждому студенту.
4. Другие данные – задаются преподавателем индивидуально каждому
студенту.
В расчете необходимо привести:
1) принципиальную тепловую схему турбоустановки со всеми учитываемыми потоками пара и воды,
2) процесс расширения пара в турбине в h-s-диаграмме построить на
миллиметровой бумаге;
3) результаты расчета термодинамических параметров пара и конденсата
(питательной воды) оформить в виде таблицы 4.11.
29
Методические указания и пример решения задания №1
Термодинамические параметры, расходы пара и другие показатели при
работе турбины на нагрузках, отличающихся от номинальных, с достаточной
точностью, могут быть определены по простым формулам, не прибегая к детальному расчету проточной части турбины.
Этапы расчета следующие:
1. Принятие величин расходов пара через уплотнения штоков регулирующих клапанов и через концевые уплотнения и определение оценочных
значений расхода пара по отсекам турбины;
2. Расчет термодинамических параметров пара и конденсата (питательной воды) в элементах тепловой схемы, построение процесса расширения пара в проточной части турбины на h, s-диаграмме (табл. 4.7).
Для построения процесса расширения пара в турбине при частичной
нагрузке необходимо иметь все данные по расчетному режиму (в качестве
расчетного принимают режим при полностью открытых регулирующих клапанах и номинальных параметрах пара), а также значения внутренних относительных КПД отсеков турбины и регулирующей ступени.
Рассмотрим пример расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки.
Таблица 4.7
Расчет термодинамических параметров пара и конденсата
(питательной воды) в элементах тепловой схемы
№ шага Величина
1
2
1
ротб, МПа
Как определяется
Пар в отборах турбины
3
По формуле Стодолы-Флюгеля, давление в конденсаторе по температуре конденсации (при неизменном
расходе охлаждающей воды):
tк  t о.в1  t к.0  t о.в1.0 
2
3
D0
, °С.
D0.0
hотб,
При построении процесса расширения пара
кДж/кг
в турбине в h-s – диаграмме [3]*
tотб, С
Параметры пара в состоянии насыщения (в подогревателях)
30
н
4
рпн , МПа
рп  р   р ,
p – гидравлическое сопротивление паропровода отбора
5
t пн , С
По давлению насыщения рпн из справочника [3]*
6
hпн ,
кДж/кг
По давлению насыщения рпн из справочника [3]*
7
8
Параметры воды после подогревателей
п, С
По энергетическим характеристикам (рис. 4.7)
Давление воды после регенеративных подогревателей
в
рп , МПа определяется давлением насоса
и гидравлическими потерями водяного тракта
в
н
9
tпв , С
t п  tп  п
10
hпв ,
кДж/кг
По tпв и рпв из справочника [3]*
Параметры дренажей
при наличии охладителя дренажа (ОД):
11
t пдр , С
др
в
ОД
t п  t п 1   п ,
если нет ОД: tпдр  tпн
12
hпдр ,
кДж/кг
По t пдр и ( рпн  p ) – из справочника [3]*,
p – гидравлическое сопротивление ОД
* - из списка литературы к образцу задания №1 на контрольную работу
№2.
1. Определение оценочных значений расхода пара по отсекам
турбины
Рассмотрим пример расчета тепловой схемы турбоустановки К-500240-2 для режима D0/D0.0 = 0,6 (D0.0 – расход пара на входе в турбину при номинальной нагрузке). На рис. 4.4 приведена принципиальная тепловая схема
турбоустановки К-500-240-2 [1, 2]. Относительные пропуски пара через отсе-
31
ки обозначим αI, αII, …, αXI, а протечки через уплотнения αпр1, αпр2 и т.д. На
рис. 4.4 представлена тепловая схема ЦВД турбоустановки.
Рис. 4.4. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-240-2
Рис. 4.5. Тепловая схемаЦВД турбоустановки К-500-240-2
32
Для расчетного режима (D0.0 = 446 кг/c (1650 т/ч), p0 = 23,54 МПа,
t0 = 540°С) протечки пара равны (Σпр. = 0,035):
шт.0 = 0,003, αпр1.0 = 0,0180, αпр2.0 = 0,008, αпр3.0 = 0,006, αпр4.0 не
учитываем. Часть протечек переднего и заднего уплотнений ЦВД (αпр1.0 и
αпр2.0) и переднего ЦСД (αпр3.0) направляется в деаэратор: αпр.Д.0 = 0,014, остальная часть протечек уплотнений направляется в П2: αпр.П2.0 = 0,01 и к
приводной турбине питательного насоса αпр.ТН.0 = 0,003.
Параметры отборов пара турбины на регенерацию в расчетном режиме
приведены в таблице 4.8.
Таблица 4.8
Параметры отборов пара турбины в расчетном режиме D0.0 = 446 кг/c
Отбор пара перед отсеком
отбор пара
перед отсеком
относительный
расход
абсолютный
расход,
кг/с
I (РС)
шт.
0,003
1,338
II
пр.1
0,018
8,028
III
П8
0,0468
20,873
IV
П7 (ПП)
ПП
пр.2
пр.3
сумма
0,099
–
0,008
0,006
0,113
44,154
–
3,568
2,676
50,398
V
П6
0,045
20,07
VI
VII
VIII
IX
X
XI
–
ТН+Д
П5
П4
П3
П2
П1
К
0,0607
0,0336
0,026
0,024
0,04
0,03
–
27,072
14,986
11,596
10,704
17,84
13,38
–
Отсек
Расход пара через
отсек, кг/с
446 – 1,338 =
444,662
444,662 – 8,028 =
436,634
444,662 – 20,873 =
415,761
415,761 – 50,398 =
365,363
365,363 – 20,07 =
345,293
318,221
303,235
291,639
280,935
263,095
249,715
249,715
Давление
пара в отборе (на
выходе из
отсека),
МПа
17,05
–
5,82
4,13
3,61
–
–
–
1,73
1,12
0,537
0,311
0,168
0,088
0,0176
0,00363
33
Если при частичной нагрузке p0=const, то протечка пара через штоки
клапанов остается той же, что и при расчетном режиме и поэтому ее доля
возрастает:
Dшт.  Dшт.0 ,
 шт. 
Dшт.0
.
D0
Если при переменном начальном давлении принять:
Dотб  Dотб.0 
D0
,
D0.0
то расход пара (и протечка пара через штоки клапанов) изменяется пропорционально давлению, а доля расхода пара (и доля протечки) при частичных
нагрузках сохраняется, т.е.
 отб 
Dотб
D0

Dотб.0
D0

D0
D0.0
  отб.0 .
Примем, что деаэратор работает со скользящим давлением. В этом случае подогрев воды в деаэраторе не вытеснит подогрева воды в П6, и можно
принять  П6   П6.0 . Долю отбора пара на турбопривод питательного насоса
принимаем неизменной, тогда доли остальных отборов пара также сохраняются.
С учетом вышеизложенного оценим расходы пара в проточной части
турбины для нагрузки D0/D0.0 = 0,6: в отборах и через отсеки турбины (таблица 4.9).
Таблица 4.9
Расчет расходов пара (оценочный) в проточной части турбины
при D/Dном = 0,6
Отсек
I (РС)
II
Отбор пара перед отсеком
место отвода
расход, кг/с
пара
шт.
1,338
пр.1
8,028 ∙ 0,6 = 4,817
Расход пара через отсек,
кг/с
267,6 – 1,338 = 266,262
261,445
34
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
П8
П7 (ПП)
пр.2
пр.3
сумма
П6
ТН+Д
П5
П4
П3
П2
П1
К
20,873 ∙ 0,6 = 12,524
44,154 ∙ 0,6 = 26,492
3,568 ∙ 0,6 = 2,141
2,676 ∙ 0,6 = 1,606
30,239
20,07 ∙ 0,6 = 12,042
27,072 ∙ 0,6 = 16,243
14,986 ∙ 0,6 = 8,991
11,596 ∙ 0,6 = 6,958
10,704 ∙ 0,6 = 6,422
17,84 ∙ 0,6 = 10,704
13,38 ∙ 0,6 = 8,028
–
Продолжение табл.4.9
248,922
218,683
206,641
190,397
181,406
174,448
168,026
157,322
149,294
149,294
1.2. Расчет термодинамических параметров пара в отсеках турбины
Мощность турбин может регулироваться регулирующими клапанами
(РК) турбины при постоянном начальном давлении пара перед турбиной
(p0=const), а также давлением пара при неизменном положении РК турбины
(режимом горения топлива в котле), т.е. при скользящем начальном давлении
(p0=var). Рассмотрим, как рассчитывается давление пара в турбине и строится
процесс расширения пара в проточной части турбины на h, s-диаграмме в зависимости от способа регулирования мощности турбины. Параметры расчетного (базового) режима примем по (табл. 4.10).
Таблица 4.10
Параметры пара в турбине К-500-240-2 и приводной турбине ПН
в номинальном режиме
Точка процесса
0
0’
РС
П8
П7
ПП’’
П6
Д
р, МПа
ηoi
23,54
22,36
17,05
5,82
4,13
3,61
0,667
1,73
1,12
0,887
0,905
Точка процесса
П4
П3
П2
П1
К
тн
0’
К
тн
р, МПа
ηoi
0,537
0,311
0,088
0,0176
0,00363
0,905
0,846
0,78
0,0055
35
1.2.1. Регулирование мощности турбоустановки при постоянном начальном
давлении пара перед турбиной (p0=const)
Данный режим (D0/D0.0 = 0,6) относится к области дроссельного парораспределения, (рис. 4.6). Так как открыты не все регулирующие клапаны, то
за максимальный пропуск пара принимается относительный расход D0/D0.0 =
0,687, когда полностью открыты 4 клапана. Давление после регулирующих
клапанов p0 на новом режиме можно приближенно определить по формуле
Стодолы-Флюгеля:
Dотс
p
 1
Dотс.0 p1.0
p1.0v1.0
T1.0
p
 1
,
p1v1
p1.0 T1
p0  p1  p1.0
Dотс
T1
Dотс.0 T1.0
или по диаграмме парораспределения ЦВД турбины. В формуле СтодолыФлюгеля: Т1, р1 – соответственно температура и давление пара перед отсеком, Dотс – расход пара через отсек турбины; индекс «0» относится к расчетному (базовому) режиму. Температура Т1 ( t0' ) находится по h, s-диаграмме
[3] последовательным приближением.
Вначале примем T1/T1.0 = 1, тогда
p0  23,54
266,262 444,662
 20,52 МПа,
0,687
а также p0  23,54
0,6
 20,52 МПа,
0,687
поэтому далее будем применять это упрощение.
Далее по h, s-диаграмме (по p0 = 20,52 МПа и h0 = 3322 кДж/кг) определяем
температуру t0' = 528 °С и уточняем давление
p0  20,52
528  273
 20,37 МПа.
540  273
36
Рис. 4.6. Зависимость внутреннего относительного КПД регулирующей
р.с.
ступени oi
от расхода пара на турбину К-500-240-2:
р.с.ск
oi
– внутренний относительный КПД регулирующей ступени при сколь-
зящем начальном давлении
Найдем давление пара на выходе из регулирующей ступени pр.с.. Формула Стодолы-Флюгеля недействительна для регулирующей ступени, но так
как регулирующие клапаны полностью открыты, то ее можно использовать
pр.с.  pр.с.0
Dр.с.
T
,
Dр.с.0 T0
где Dр.с. и Dр.с.0 – расходы пара через регулирующую ступень.
В первом приближении без учета дросселирования пара
pр.с.  pр.с.0
Dр.с.
Dр.с.0
 17,05  0,6  10,21 МПа.
Внутренний относительный КПД регулирующей ступени по приблир.с.
р.с. D
женной оценке составляет oi  oi.0 0  0,667  0,6  0,4 . Точнее можно
D0.0
р.с.
определить по рис. 4.6 – oi = 0,42. Энтальпия пара за регулирующей ступенью:
37
hр.с.  h0  H ар.с р.с.
oi  3322  3322  3118  0,42  3236 кДж/кг,
pр.с.  10,21
528  273
 10,17 МПа.
535  273
Давление пара в камере отбора на П8 (на выходе из II отсека) в первом
приближении:
pП8  pП8.0
DII
 5,82  0,6  3,48 МПа.
DII.0
Внутренний относительный КПД как II отсека, так и следующего отсека ЦВД, при частичной нагрузке меняется незначительно, поэтому принимаII
ем его равным расчетному режиму oi = 0,887 (табл. 4.10). Далее определяется энтальпия пара в камере отбора на П8 и tП8 (по hП8 и pП8) и уточняется
давление пара.
Давление пара в камере отбора на П7:
  pпп .
pП7  pпп
Давление после промежуточного перегрева пара (перед ЧСД турбины):
  pпп.0

pпп
Dпп
 3,61  0,6  2,16 МПа,
Dпп.0
где
Dпп  DIV  Dпр.3  218,683  1,606  220,289 кг/с,
Dпп.0  DIV.0  Dпр.3.0  365,363  2,676  368,039 кг/с.
Гидравлические потери в паропроводе промежуточного перегрева пара
пропорциональны пропуску пара:
pпп  pпп.0 
Dпп
 4,13  3,61  0,6  0,31 МПа.
Dпп.0
Тогда давление пара в камере отбора на П7 составит:
38
pП7  2,16  0,31  2,47 МПа.
Далее следует уточнить pП7, с учетом температурной поправки.
Давление пара в камерах отборов:
pП6  pП6.0 
DV
 1,73  0,6  1,03 МПа,
DV.0
pТН, Д  pТН, Д .0 
DVI
 1,12  0,6  0,67 МПа.
DVI.0
Давление пара в деаэраторе составит (напоминаем, что мы приняли работу
деаэратора со скользящим давлением. При работе деаэратора с постоянным
давлением пара необходимо переключить его на отбор с большим давлением
или на другой источник (например РОУ):
  pТН, Д  pД  pТН, Д  pД.0 
pД
DVI
 0,67  0,2  0,6  0,55 МПа.*
DVI.0
Давление пара в отборах:
pП5  pП5.0 
DVII
 0,537  0,6  0,321 МПа,
DVII.0

pП4  pресив.
 pресив.  0,301  0,01  0,6  0,307 МПа,
pресив.  0,01  0,6  0,006 МПа,
pП3  pП3.0 
pП2  pП2.0 
DIX
 0,168  0,6  0,100 МПа,
DIX.0
DX
DX.0
 0,088  0,6  0,053 МПа,
39
pП1  pП1.0 
DXI
 0,0176  0,6  0,0105 МПа.
DXI.0
Давление пара в конденсаторе определяется температурой конденсации
пара tк1. Значения расхода охлаждающей воды и ее температуры на входе в
конденсатор принимаем равными номинальным, тогда
tк  tо.в1  tк.0  tо.в1.0 
Dк
 12  28,2  12  0,6  21,7 °С,
Dк.0
по h, s-диаграмме [3] pк = 0,0026 МПа, hк  91,03 кДж/кг.
Аналогично находится давление пара в конденсаторе приводной турбине питательного насоса (номинальное давление pк.тн.0 = 0,0055 МПа):
tк.тн  tо.в1  tк.тн.0  tо.в1.0 
Dтн
 12  34,6  12   0,6  25,6 °С,
Dтн.0
  107,35 кДж/кг.
по h, s-диаграмме [3] pк.тн = 0,0033 МПа, hк.тн
Далее строится процесс расширения пара в h, s-диаграмме главной и
приводной турбине. Процесс расширения пара в турбоприводе в h, sдиаграмме строится параллельно исходному режиму (если принять неизменным КПД турбопривода). Расчет термодинамических параметров пара и конденсата (питательной воды) в элементах тепловой схемы производиться согласно указаниям табл. 4.7. При расчете параметров конденсата (воды) следует учитывать изменение величин недогрева воды в подогревателях  до
температуры насыщения при частичной нагрузке, которые можно определить
по рис. 4.7 или, точнее, по нормативным характеристикам турбины.
При регулировании мощности турбоустановки котлоагрегатом температура свежего пара перед турбиной остается равной номинальной, после РК
снижается незначительно (рис. 4.8), в сравнении с уже рассмотренным режимом, т.к. потери при дросселировании пара через полностью открытые клапаны незначительны.
40
Рис. 4.7. Зависимость недогрева воды
в подогревателях  от нагрузки;
3, 5, 7, 10 – значения недогревов
при 100%-ной нагрузке
1.2.2. Регулирование мощности турбоустановки при скользящем начальном
давлении пара перед турбиной (p0=var)
Обозначим параметры данного режима индексом «ск». Давление пара
на входе в турбину составит
p0ск  23,54
0,6
 20,56 МПа.
0,687
Определим давление пара перед первой (регулирующей) ступенью.
При полностью открытых клапанах давление перед РС при номинальной нагрузке снижается до 22,36 МПа, а при данном режиме
p0ск/  22,36
0,6
 19,53 МПа.
0,687
Давления пара после РС, в отборах на регенеративные подогреватели
П8, П7 находятся аналогично примеру с постоянным начальным давлением
пара – с учетом температурной поправки. Для регулирующей ступени при
скользящем начальном давлении КПД принимается как при полном открыр.с.ск
тии клапанов oi
= 0,505 (рис. 4.6). Давление пара в остальных отборах
пара определяется так же как в п. 1.2.1.
41
Рис. 4.8. Процесс расширения пара в ЦВД турбины при частичной нагрузке
в h, s-диаграмме при постоянном (сплошная линия) и скользящем (пунктирная линия) начальном давлении пара
Таблица 4.11
Термодинамические параметры пара и конденсата (питательной воды)
Поток
пара
Параметры пара
Параметры конденсата
и дренажа
в отборах
в подогревателе
р, t, С
h,
DП, tн, С
hн ,
tв, С hв,
hдр,
МПа
кДж/кг
кг/с
кДж/кг
кДж/кг кДж/кг
42
Литература для задания № 1
1. Абасев Ю.В., Безруков Р.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС:
Учеб. пособие. Казань: КГЭУ, 2006.
2. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: Учебник для вузов/ В.Я.
Гиршфельд, А.М. Князев, В.Е. Куликов. М.: Энергия, 1980.
3. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л.
Ривкин, А.А. Александров. – М.: Энергия, 1980.
Задание № 2
Рассчитайте давления пара в теплофикационных отборах турбины в
режиме работы по тепловому графику с двумя сетевыми подогревателями, в
первом приближении. Исходные данные:
а) типоразмер турбины – задается преподавателем индивидуально каждому студенту;
б) теплофикационная нагрузка турбины Qт, МВт – задается преподавателем индивидуально каждому студенту;
в) температура сетевой воды после СП2, °С – задается преподавателем
индивидуально каждому студенту;
г) температура обратной сетевой воды, °С – задается преподавателем
индивидуально каждому студенту;
д) расход сетевой воды через сетевую установку Gсв, кг/с – задается
преподавателем индивидуально каждому студенту.
Параметры пара начальные и конечные – номинальные.
43
Методические указания по выполнению задания №2
Расчет тепловой схемы турбоустановки с заданной теплофикационной
нагрузкой начинается с определения параметров регулируемых отборов (давлений и расходов) – расчета сетевой подогревательной установки [1, 2]. В
таблицах 4.12, 4.13 приведены основные режимные параметры по отсекам
турбин Т-110-130-3, Т-250-240.
Таблица 4.12
Основные режимные параметры по отсекам турбины Т-110-130-3
(поворотная диафрагма не уплотненная) [3]
Номер
отсека
(номера
ступеней)
Условные
обозначения
параметров
6
(20 - 21)
D
7
(22 - 23)
pВЫХ
Х
D
pВЫХ
Х
Протечка
ЦСД
Dзу
8
(24 - 25)
pПД
D
pВЫХ
101,47
0,0981
0,953
47,75
0,0375
0,926
– 0,056
Режимы
D0 = 125
D0 =86,11
кг/с
кг/с
QТ=186,1
QТ=58,2
МВт
МВТ
DПСГ2= 0
97,194
69,44
0,1275
0,1334
0,963
0,977
59,444
66,306
0,0644
0,049
0,939
0,942
– 0,056
– 0,04
D0
=111,1кг/с
QТ = 0
NЭ=110,4
МВт
88,75
0,1717
0,981
83,778
0,0574
0,0339
4,861
0,00294
0,0595
8,166
0,00294
0,00472
78,236
0,00559
D0 = 133,3
кг/с
QТ=203,53
МВт
0,0251
37,21
0,00412
– 0,04
Здесь приняты условные обозначения: D – расход пара через отсек,
кг/с; КПД - внутренний относительный КПД отсека; pВЫХ – давление на выЦВД
ЦВД
ходе отсека, МПа; Dпу
и Dзу
– утечка пара через переднее и заднее уп-
лотнения ЦВД, кг/с;  pПД – потеря давления в поворотной диафрагме, МПа.
44
Таблица 4.13
Основные параметры по отсекам турбины Т-250-240 [4]
Номер
отсека
(№ ступеней)
Параметры
D0 = 265,3 кг/с
QТ = 383,8 МВт
NЭ = 250,58 МВт
D0 = 265,3 кг/с
QТ = 372,2 МВт
NЭ = 248,03 МВт
7
(23-24)
8
(25-26)
9
(27-28)
10
(29)
11
(30-31)
D
199,89
0,284
189,08
0,0931
83,36
0,03
20,97
0,0065
20,97
0,00382
200,22
0,288
191,64
0,1176
104,08
0,003
27,06
0,008
27,06
0,0045
pВЫХ
D
pВЫХ
D
pВЫХ
D
pВЫХ
D
pВЫХ
D0 =
268,1кг/с
QТ = 0 МВт
NЭ = 299,37
МВт
204,19
0,353
199,28
0,2283
190,78
0,1005
185,17
0,0539
176
0,00647
1. Определение давления пара в верхнем теплофикационном отборе турбины
Давление пара в верхнем теплофикационном отборе pт2 определяется
из уравнения теплового баланса СП2
Qт = Gс.в.(hСП2 − hо.с.),
где hСП2 − энтальпия сетевой воды за сетевыми подогревателями:
hСП2  hо.с. 
Qт
.
Gс.в.
По значению hСП2 и давлению сетевой воды pc.в = 0,5÷1 МПа, определяется температура сетевой воды за СП2 tСП2. Недогрев в сетевом подогревателе принимается θСП2 = 3÷5 °С. Температура насыщения пара в подогревателе
tт2н = tСП2 + θСП2,
45
а по tт2н по таблицам [5] определяется соответствующее давление насыщения
pт2н (давление в СП2).
Давление в верхнем теплофикационном отборе больше на величину
потерь в трубопроводе отбора ∆pотб = 5÷8%, т.е.
pт2 = pт2н/ (0,95÷0,92).
2. Определение давления пара в нижнем теплофикационном отборе
Давление в нижнем теплофикационном отборе pт1 зависит от пропуска
пара через отсек между теплофикационными отборами и от конденсирующей
способности нижнего сетевого подогревателя СП1. Давление определяется
решением системы уравнений Стодолы-Флюгеля и теплового баланса нижнего сетевого подогревателя:
pт1 
2


2
2
2  Dт2  т1 
,
pт 2  pт 20  pт10
 D0

 т2  т1 


(4.1)
QСП1 = Dт1qт1п = Gс.в.(hСП1 − hо.с.),
0
где qт1 = 2150  2250 кДж/кг – теплота конденсации в СП1; pт20, pт10, Dт2
- т1
– соответственно давления в верхнем и нижнем теплофикационных отборах
и расход пара через отсек между отборами (промежуточный, теплофикационный отсек (ПО) при расчетном режиме; уравнение теплового баланса СП1
записано для схемы без слива конденсата пара из СП2.
Задаваясь несколькими Dт1 в диапазоне 0,5Dт1,т2  Dт1  0,75Dт1,т2,
строят зависимости pт1 = f(Dт1) по уравнениям Стодолы-Флюгеля и теплового баланса, в точке пересечения которых и будут искомые pт1 и Dт1 (рис. 4.9).
Результаты расчета сводят в таблицу 4.14.
46
Рис. 4.9. Графическое определение давления в отборе турбины pт1
Таблица 4.14
Результаты расчета при определении давления pт1
№
п/п
Наименование величины
1
Расход пара в нижний СП
2
Расход пара через ПО
Давление пара в СП1 по формуле Стодолы-Флюгеля
3
Обозначение
Dт1
Размерность
кг/с
DПО
кг/с
pт1
МПа
C
4
Нагрев сетевой воды в СП1
с.в.
tСП1
5
Недогрев сетевой воды в СП1
θСП1
C
6
Температура насыщения в СП1
tт1н
C
7
Давление насыщения в СП1
Давление пара в СП1 по тепловой нагрузке
pт1н
C
pт1
МПа
8
Численные
значения при Dт1i
Чтобы найти давление пара в камере нижнего сетевого подогревателя
pт1 по тепловой нагрузке, из уравнения теплового баланса определяется энтальпия воды после СП1 hСП1, по hСП1 и давлению сетевой воды по таблицам
водяного пара определяется температура воды после СП1 tСП1, определяется
47
давление насыщения pт1н по tт1н = tСП1 + θСП1 (θСП1 = 3 ÷ 5°С). Соответствующее ему давление в отборе турбины pт1:
pт1 = pт1н/0,95.
Для турбины Т-100-130 расход пара через отсек 22-23 ступеней (ПО)
равен:
D22-23 = Dт1 + Dк + DПНД1.
При работе по тепловому графику в подключенный к СП1 подогреватель низкого давления ПНД 1 обычно пар не поступает, т.е. DПНД1 = 0.
Если конденсатор не используется для нагрева сетевой воды, то расход
пара в конденсатор равен вентиляционному пропуску пара через ЧНД
мин
Dк = DЧНД
.
При использовании конденсатора для нагрева сетевой воды (трехступенчатая схема подогрева воды) определяется расход пара в конденсатор Dк:
Dк 
Qк
,
qк п
Qк=Gс.в.(hп.к.−hо.с.),
где тепловая нагрузка пучка конденсатора Qк предварительно задается, а затем уточняется; qк = 2200  2270 кДж/кг - теплота конденсации пара, п =
0,98; по найденному hп.к. и по pc.в. определяется температура сетевой воды на
выходе из пучка tп.к..
Найденное давление pт1 можно сравнить с заводской характеристикой
DПО = f(pт20, pт10).
Определяется тепловая нагрузка СП1 и СП2
QСП1 = Dт1qт1п,
QСП2 = Qт – QСП1 = Qт – Dт1qт1п ·
48
Определяется расход пара на СП2:
Dт2 = QСП2/qт2п,
где qт2 = 2150  2180 кДж/кг.
Пример решения задания №2
Исходные данные:
а) типоразмер турбины – Т-100-130;
б) теплофикационная нагрузка турбины Qт = 201 МВт;
в) температура сетевой воды после СП2 tсп2 = 102°С;
г) температура обратной сетевой воды tо.с..= 53 °С;
д) расход сетевой воды через сетевую установку Gсв = 982,5 кг/с.
Параметры пара начальные и конечные – номинальные. Подогрев воды
– трехступенчатый (с теплофикационным пучком в конденсаторе).
Для расчетного режима расход пара через отсек 22,23 ступеней D022-23=
57,63 кг/с, давление пара в верхнем отборе pт20 = 0,127 МПа, в нижнем - pт10 =
0,069 МПа.
1. Определение энтальпии сетевой воды в обратной магистрали при pсв
= 0,7 МПа и tо.с..= 53 °С: h/о.с. = 221,80 кДж/кг.
2. Определение энтальпии сетевой воды за сетевым подогревателем
СП2:
h/СП2 = h/о.с. + Qт/Gс.в. = 221,80 + 201*103/982,5 = 426,38 кДж/кг.
3. Температура и давление насыщения пара в СП2:
tт2н = tСП2 + θСП2 = 101,73 + 3 = 104,73 °С,
давление насыщения при температуре 104,73 °С: pт2н = 0,1221 МПа.
4. Давление пара в верхнем теплофикационном отборе
pт2 = pт2н / 0,95 = 0,1221 / 0,95 = 0,1285 МПа.
5. Тепловая нагрузка пучка конденсатора
49
Qк = Gсв·(h/п.к. – h/о.с.),
Предварительно принимаем Qк = 8,15 МВт.
6. Расход пара в конденсатор
Dк = Qк / qк·ηп = 8,15*103 / 2270·0,98 = 3,67 кг/с.
7. Расход пара на регенеративный подогреватель ПНД1 DП1 = 0
8. Энтальпия и температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель СП1 (на входе из пучка):
h/п.к. = h/о.с. + Qк/Gс.в. = 221,80 + 8,15·103/982,5 = 230,1 кДж/кг,
t//п.к. = 55°С при pс.в. = 0,7 МПа.
9. Давление пара в нижнем теплофикационном отборе pт1 и расход пара на сетевой подогреватель СП1 Dт1 определяем графически, построив зависимость, изображенную на рис. 4.9. Для этого решается система уравнений
(4.1).
Принимаем расход пара на СП1 Dт1 = 40 кг/с, 45 кг/с, 50 кг/с и 58 кг/с.
Их подставляем в уравнения (4.1). Ход решения представлен в таблице 4.14.
Таблица 4.14
Результаты расчета при определении давления pт1
№ Наименование величины
п/п
1 Расход пара на СП1, DСП1, кг/с
2 Расход пара в конденсатор, Dк, кг/с
3 Расход пара на П1, DП1, кг/с
40
3,67
45
3,67
50
3,67
58
3,67
0
0
0
0
4
43,67
48,67
53,67
61,67
0,0999
0,0917 0,0816 0,0591
84,28
94,82
5
6
Расход пара через ступени 22-23,
(D22-23 = Dт1 + Dк + DПНД1), кг/с
Давление пара в отборе на СП1 по
формуле Стодолы-Флюгеля, pт1,
кг/с
Тепловая нагрузка сетевого подогревателя СП1, QСП1 (QСП1 =
Dт1qт1п), МВт
Численные значения при Dт1
109,56 126,42
50
Продолжение табл. 4.14
7
8
9
10
11
Энтальпия сетевой воды за СП1
hСП1 = hо.с. + QСП1/Gс.в.
Температура сетевой воды за СП1
Температура насыщения в СП1,
tт1н, C
320,3
327,3
333,16 350,47
77
80
78,6
81,6
79,7
82,7
Давление насыщения в СП1, pт1н
(по tт1н)
Давление пара в нижнем теплофикационном отборе pТ1 по тепловой
нагрузке pТ1 (pТ1 = p/Т1/0,95), МПа
0,0491
0,0519 0,0537 0,0641
0,0517
0,0546 0,0565 0,0675
83,4
86,4
0,11
0,10
0,09
Давление
пара в отборе
на СП1, МПа
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
40
45
50
55
Расход пара в СП1, кг/с
60
Рис. 4.10. Графическое определение давления в отборе турбины pт1
По результатам вычислений строим график (рис. 4.10). В точке пересечения кривых pт1 = 0,065 МПа, Dт1 = 55,9 кг/с.
51
Литература для задания № 2
1. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: Учебник для вузов/ В.Я.
Гиршфельд, А.М. Князев, В.Е. Куликов. М.: Энергия, 1980.
2. Абасев Ю.В., Безруков Р.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС:
Учеб. пособие. Казань: КГЭУ, 2006.
3. Дорохов Е.В. Расчет тепловой схемы турбоустановки в электронных
таблицах Excel. М.: Издательство МЭИ, 1999.
4. Цанев С.В., Тамбиева И.Н. Тепловые схемы и показатели теплофикационных паротурбинных установок ТЭС и АЭС. М.: МЭИ, 1987.
5. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л.
Ривкин, А.А. Александров. – М.: Энергия, 1980.
5. ПРАВИЛА ВЫПОЛНЕНИЯ И ОФОРМЛЕНИЯ
КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
При выполнении контрольных работ необходимо строго придерживаться указанных ниже правил. Работы, выполненные без соблюдения этих
правил, не зачитываются и возвращаются студенту для переработки.
1. Каждая контрольная работа должна быть выполнена в отдельной
тетради в клетку чернилами любого цвета, кроме красного. Справа и слева
необходимо оставлять поля шириной 4-5 см для замечаний рецензента.
2. На обложке тетради должны быть ясно написаны фамилия студента,
его инициалы, номер группы, учебный номер (шифр), номер контрольной работы, название дисциплины; здесь же следует указать название учебного заведения, дату отсылки работы в институт и адрес студента. В конце работы
следует проставить дату выполнения и расписаться.
3. В работу должны быть включены все вопросы строго по положенному варианту. Контрольные работы, содержащие не все ответы, а также ответы не своего варианта, не зачитываются.
4. Ответы на вопросы надо располагать в порядке номеров, указанных в
заданиях, сохраняя номера вопросов.
5. Перед выполнением каждого задания надо полностью выписать его
условие.
6. Ответы на вопросы следует излагать, подробно и аккуратно объясняя
и делая необходимые рисунки. Графики при решении задач необходимо
строить на миллиметровой бумаге.
7. После получения прорецензированной работы, как не зачтенной, так
и зачтенной, студент должен исправить все отмеченные рецензентом ошибки
и недочеты и выполнить все рекомендации рецензента.
52
8. Если рецензент предлагает внести в ответы на вопросы те или иные
исправления или дополнения и прислать их для повторной проверки, то это
следует сделать в короткий срок.
9. В случае незачета работы и отсутствия прямого указания рецензента на то, что студент может ограничиться представлением исправленных ответов на отдельные вопросы, вся работа должна быть выполнена заново.
10. При высылаемых исправлениях должны обязательно находиться
прорецензированная работа и рецензия на нее. Поэтому рекомендуется при
выполнении контрольной работы оставлять в конце тетради несколько чистых листов для всех дополнений и исправлений в соответствии с указаниями
рецензента. Вносить исправления в сам текст работы после ее рецензирования запрещается.
Таблица вариантов контрольного задания №1
№ зачетной
книжки
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Номера вопросов и задач
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
12
13
14
15
16
17
18
19
20
19
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
23
24
25
26
27
28
29
30
29
28
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
34
35
36
37
38
39
40
39
38
37
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
45
46
47
48
49
50
49
48
47
46
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
56
57
58
59
60
59
58
57
56
55
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
67
68
69
70
69
68
67
66
65
64
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
78
79
80
79
78
77
76
75
74
73
81 91 101 111
82 92 102 112
83 93 103 113
84 94 104 114
85 95 105 115
86 96 106 116
87 97 107 117
88 98 108 118
89 99 109 119
90 100 110 120
89 100 109 111
90 99 108 112
89 98 107 113
88 97 106 114
87 96 105 115
86 95 104 116
85 94 103 117
84 93 102 118
81 92 101 119
82 100 102 120
53
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
2
3
4
5
18
17
16
15
14
13
12
16
14
15
16
17
18
19
20
27
26
25
24
23
22
21
22
23
24
25
26
27
28
29
36
35
34
33
32
33
34
31
36
37
38
39
40
32
31
45
44
43
42
41
43
44
45
46
47
48
49
50
41
42
54
53
52
52
53
54
55
56
57
58
59
60
51
52
53
63
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
62
63
64
65
72
73
74
75
76
77
78
79
80
71
72
73
74
75
76
83
84
85
86
87
88
89
90
82
83
84
85
86
87
88
92
93
94
95
96
97
98
99
91
92
93
94
95
96
97
103
104
105
106
107
108
109
110
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
111
112
113
114
115
54
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1. Общие рекомендации при работе над курсом «Режимы работы и
эксплуатация ТЭС». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2. Программа дисциплины СД.Ф.7 «Режимы работы и эксплуатация
ТЭС» учебного плана по направлению 140100 «Теплоэнергетика» специальности 140101.65 «Тепловые электрические станции» для студентов заочной формы обучения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3. Методические указания по изучению курса «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4. Варианты контрольных работ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1. Вопросы и задачи контрольного задания №1(9 семестр) . . . . .
4.2. Вопросы и задачи контрольного задания №2 (10 семестр) . . . .
5. Правила выполнения и оформления контрольных работ. . . . . . . . . . . .
3
4
6
11
18
18
28
51
Учебное издание
РЕЖИМЫ РАБОТЫ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Программа, методические указания и контрольные задания
Для студентов заочной формы обучения специальности 140101.65
«Тепловые электрические станции»
Составители: Абасев Юрий Васильевич,
Грибков Александр Михайлович
Кафедра тепловых электрических станций КГЭУ
Авторская редакция
Компьютерная верстка Л.Э. Адылова
Подписано в печать 14.10.10.
Формат 60  84/16. Гарнитура «Times». Вид печати РОМ. Бумага ВХИ
Усл. печ. л. 3,31. Уч.-изд. л. 3,61. Тираж 500 экз. Заказ № 3936
Издательство КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51
Типография КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51