Тепловой цикл паротурбинной установки и показатели экономичности ТЭС

Структура установленной мощности электростанций России

1.32M

Category:

industry

+Лекция 2_for stud

1. Тепловой цикл паротурбинной установки и показатели экономичности ТЭС

Лекция 2

2. Структура установленной мощности электростанций России

Источник: Росстат, Минэнерго России
2

3.

Доля АЭС в выработке: Центр – 28,4% Средняя Волга – 28,9%
Северо-Запад – 39,4%

4. АЭС России

В России работает 10 АЭС:
Балаковская – 4 млн. кВт
Курская – 4 млн. кВт
Ленинградская – 4 млн. кВт
Смоленская – 3 млн. кВт
Калининская – 3 млн. кВт
Нововоронежская – 1,880 млн. кВт
Кольская – 1,760 млн. кВт
Волгодонская – 1 млн. кВт
Белоярская – 600 МВт
Билибинская – 48 МВт
Всего – 23,3 млн. кВт
4

5.

Особенности тепловых схем и турбоустановок АЭС
Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС
1 – реактор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6, 9 –
циркуляционные насосы первого и второго контуров; 7 – парогенератор; 8 – промежуточный теплообменник
5

6.

Схема одноконтурной АЭС с канальным реактором РБМК-1000
6

7.

Схема двухконтурной АЭС с водо-водяным реактором типа ВВЭР-1000
7

8.

Упрощенная схема простейшей ПТУ
Тепловые циклы паротурбинных установок:
а — цикл Карно; б — цикл для ТЭС с перегревом пара
8

9.

10.

Энергетические показатели тепловой электростанции и общий баланс теплоты и мощности
для ее энергоблоков
Абсолютный электрический КПД электростанции
эc нт
Э Эсн Э(1 эсн )
,
Qc
Qc
где Э - выработанная электроэнергия; Qс, кДж/ч - затраченная энергия (теплота сожженного топлива);
эсн=Эсн/Э - доля электроэнергии на собственные нужды станции (4-6%).
КПД нетто
КПД брутто
эc
нт
3600 N э (1 эсн )
,
Qc
эc бp
где Nэ, кВт - электрическая мощность
3600 N э или бр= нт/(1-э )
эс
эс
сн
.
Qc
Абсолютный электрический КПД турбоустановки для часового промежутка времени
при расходе тепла на нее Q0, кДж/ч
эт
3600 N э
.
Q0
10

11.

КПД и мощности паротурбинных установок
Мощность
КПД
Относительный
Абсолютный
Идеальной
турбины
1
t
N0=GH0
Внутренний
oi
i= t oi
Ni=GHi=GH0 oi
Эффективный
oe= oi мех
e= t oe
Ne=GH0 oe
Электрический
oэ= oi мех эг
эт= t оэ
Nэ=GH0 оэ
11

12.

Рис. Процессы расширения водяного пара в турбинах АЭС:
1-2-3 - без удаления влаги в проточной части турбины;
1-2-4-5 – с удалением влаги посредством сепаратора;
1-2-4-6-7 – с удалением влаги в сепараторе и промежуточным
перегревом пара в пароперегревателе
Рис. Тепловые схемы паровых турбин АЭС с внешней сепарацией:
а – без промежуточного перегрева; б – с промежуточным
одноступенчатым перегревом свежим паром;
в – с двухступенчатым промежуточным перегревом отборным
и свежим паром
12

13.

Сопоставление абсолютного термического КПД цикла различных энергетических установок
Абсолютный кпд – отношение полезной работы к затраченной теплоте.
Теплоперепад – разность энтальпий в начальной и конечной точке процесса
13

14.

1. Для цикла, в котором на входе в паровую турбину
перегретый пар (ТЭС, ТЭЦ)
2. Для цикла с промперегревом пара (ТЭС, ТЭЦ):
ηtпп = [(h0 – h1t) + (hпп – hкt)] /[(h0 - hkI) + (hпп – h1t)]
ηt =(h0 – hkt)/ (h0 - hkI)
14

15.

3. Для цикла, в котором на входе в паровую турбину сухой насыщенный пар (АЭС):
ηt н=(h0s – hkt)/ (h0s - hkI)
15

16.

4. Для цикла, в котором на входе в паровую турбину сухой насыщенный пар при наличии СПП (АЭС):
ηt н,СПП=[(h0s – h1t)+( hпп - hkt)X1t]/ [(h0s - hkI)(1+Gгп)]
16

17.

Способы повышения абсолютного термического КПД цикла
Примечание: СПП
1. Повышение начальных параметров пара перед турбиной
снижает абсолютный
2. Снижение давления в конденсаторе
термический КПД
3. Промежуточный перегрев пара
цикла АЭС
4. Регенеративный подогрев питательной воды
а)
б)
Влияние давления р0 (а) и температуры t0 (б) водяного пара на эффективность цикла
17

18.

Роль промежуточного перегрева водяного пара в турбоустановках ТЭС.
Внутренний абсолютный КПД турбоустановки
с промежуточным перегревом
i пп
(h0 h1t ) oi
ЧВД
(hпп hкt ) oi
ЧНД
(h0 hк ) (hпп h1t )
1
Тепловая схема ПТУ с промежуточным перегревом водяного пара (а), тепловой цикл (б) и процесс расширения (в)
18
для паровой турбины

19.

Регенеративный подогрев питательной воды в турбоустановках
Рис. Тепловая схема турбоустановки Nэ=800 МВт (р0=23,5 МПа, t0=540 0С, tпп=540 0С)
1 - котел ТГМП-204; 2 – цилиндры высокого, среднего и низкого давлений паровой турбины К-800-23,5;
3 - электрогенератор ТВВ-800-2; 4 - конденсаторы; 5 - деаэратор; 6—8 – подогреватели высокого давления (ПВД); 9, 11 - подогреватели сальниковые; 10, 12 – подогреватели
низкого давления (ПНД) смешивающего типа; 13, 14 – ПНД поверхностного типа; 15-17 – элементы испарителей; 18, 19 – подогреватели сетевой воды; 20 – бустерный
насос питательного насоса; 21 – основной питательный насос с турбоприводом (ПТН); 22-24 – конденсатные насосы; 25 – турбопривод питательного насоса (ПН);
19
26 – конденсатор турбопривода ПН; 27 – обессоливающая установка

20.

Рис. Тепловая схема турбоустановки К-1000-60/3000
20

21.

Относительный внутренний КПД турбины:
ηoi = Hiт/H0т или ηoi = HiтG /H0тG = Ni /N0
Абсолютный внутренний КПД турбоустановки:
ηi = LT /q1 = HiT/( h0 - hkI) = [H0T/( h0 - hkI)][ HiT/ H0T]
Эффективная мощность: Nе= Ni – ΔNм
ΔNм – механические потери
Механический КПД: ηм = Nе/ Ni
Электрическая мощность:
Nэ= Nе – ΔNэг
ΔNэг – потери в электрическом генераторе
КПД электрогенератора: ηэг = Nэ/ Nе
Относительный электрический КПД:
Удельный расход теплоты: qэ = G0(h0 – hкI)/Nэ ; кДж/кВт ч
Абсолютный электрический КПД:
Удельный расход пара: dэ = G0/Nэ ; кг/кВт ч
21

22.

23.

English Русский Rules