Технологические процессы и производства. Преобразование энергии на ТЭС

1. Технологические процессы и производства

Преобразование энергии на ТЭС

2.

Рекомендуемая литература
1. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические
станции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин,
С.Г. Тишин. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 416 с.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции:
Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Гиршфельда. –
М: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.
3. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки
электростанций: Учебник для вузов / Д.П. Елизаров. –
М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с.

3.

Рекомендуемая литература
4. Теплотехнический справочник /
Под ред. В.Н. Юренева, Д.П. Лебедева. Т.1. – М:
Энергоатомиздат, 1975. – 744 с.
5. Теплотехнический справочник /
Под ред. В.Н. Юренева, Д.П. Лебедева. Т.2. – М:
Энергоатомиздат, 1976. – 896 с.
6. Тепловые и атомные электрические станции / Справочник.
Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М.Зорина – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 603 с.
7. Саломатов В.В. Природоохранные технологии на ТЭС и
АЭС. Нововсибирск: Изд-во НГТУ, 2006. – 853 с.

4. Преобразование энергии на ТЭС

Химическая
энергия
сжигание
Тепловая
энергия
парообраз
ование
Потенциальная
энергия
турбина
Механическая
энергия
генератор
Электрическая
энергия

5.

Технологическая схема ТЭС
Электрическая часть
Система регенерации
Система технического водоснабжения
Основное оборудование
Система
эвакуации
дымовых газов
Система топливоподачи (газ, мазут)

6. Теоретический цикл Карно

КПД 35...40%
Для реальных параметров сегодняшнего дня КПД 60...70%

7. Теоретический цикл Ренкина

КПД 31...33%

8. Теоретический цикл Ренкина с промперегревом

КПД 35...37%

9. Теоретический цикл Ренкина на сверхкритические параметры

10. Влияние повышения давления на влажность в последней ступени

11. Цикл Ренкина на сверхкритические параметры с промперегревом

КПД 38...39%

12. Цикл Ренкина на суперсверхкритические параметры с двойным промперегревом

КПД 43...46%

13.

QT ,
МВт
QT ,
МВт
tпс , tос ,
N
C
М
Т
Q
М
N2
Т
QТЭС
100
+18
Q
+8
10
0
-10
-20
-30
tпс , tос ,
t
60
40
2000
4000
tнс
6000
от
t
Qmin
, ч/год
с
tос
C
tс
t
НСП
отб
tвс tпс
tвз ,
пс
N1
М1
80
60
t
0
tвсmax
120
100
tвз , C
tвз
80
C
tвсmax
НСП
tотб
120
Г
ТЭС
tпс
М2
ос
tос
-30
-20
-10
A
20
0
40
B
20
20
10
10
0
tвз , C
10
20
-10
0
-20
-30
-10
tвз , C
20
-20
0
2000
-30
4000
6000
, ч/год

14. Расчет тепловой схемы определение параметров в сетевой установке

tпс , tос ,
tпс
C
t
120
100
НСП
отб
НСП
tотб
80
60
tвсmax
tвс tпс
tс
tос
tнс
tос
40
20
20
10
0
-10
-20
-30
tвз , C
Таким образом определяют
температуры в отборах и
температурный напор на
расчетном режиме на
каждый из сетевых
подогревателей

15. Расчет тепловой схемы энергоблок с турбиной К-800-240

ЦВД
ПК
ЦНД–1
ЦСД
ЦНД–2
ЦНД–3
I II
VI
V
К
VIII
VII
IV
III
Из
упл.
П1
П4
П2
Из ХВО
П6
П7
КН
Д
П3
П5
К–р
ТП
ПН

16. Расчет тепловой схемы построение процессов в Т-S диаграмме

0
Т, К
ПП
ПВ
t ПВД=30-35 C
t ПНД=20-25 C
S1 и S2 определяют с
учетом внутреннего
относительного КПД
проточной части
турбины:
для ЧВД 0i 0,85-0,87
для ЧСД 0i 0,9-0,92
для ЧНД 0i 0,8-0,83
Большие значения для
турбин типа К
ПЕ
t ПВД
Д
t ПНД
К’
К
S1
S2
S, кДж/кг К

17.

Расчет тепловой схемы
построение процессов в Р-S диаграмме
В1
В2
ПН
В3
1000
0
ПВ
I
II
1'
2'
КН
10
ЧВД
3'
В7
В6
В5
В4
Давление, P, бар
100
ПП
III ТП
IV
Р в отборе
Д
4'
V
Р отб.5'
1
VI ЧСД
VII
6'
Р в подогревателе
7'
VIII
0,1
Р – К'
потери в
отборе принимаются
0,01
0,5
1 10%
1,5
2
2,5
на0уровне
К
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
Энтропия, S, кДж/(кг·К)
7
7,5
КТП
8
8,5
9

18. Блок 800 МВт развернутая тепловая схема

19. Паровые турбины

20. Классификация паровых турбин

QП
QT
К - турбина
Т - турбина
QП
Р - турбина
QT
ПТ - турбина

21. Конструкция паровой турбины

22. Проточная часть и принцип действия турбины

Сопловая
решетка
Рабочая
решетка
Фрагмент проточной части
Ступень турбины

23. Физические основы течение пара в решетках турбины

u c1 w1
c2 w2 u
с1
w1
с2
w2
u
u
Треугольники скоростей ступени

24. Физические основы процесс расширения пара в турбине

70
300 бар
20
6
Кинетичес
кая
энергия
входной
скорости
550 С
2
h0
p0
450
350
0,5
p0’
p1
250
0,2
Н0
150
0,04
1,0
hK
hK
Потери в
сопловой
решетке
hв.с.
p2
0,95
0,9
s
В многоступенчатой турбине
Потери в
ступени
Потери на
рабочей
решетке
В активной ступени турбины

25. Паровые котлы

26. Классификации паровых котлов

Паровые котлы
По виду
топлива
По типу
шлакоудаления
• для
газообразного;
• для жидкого;
• для твердого
• с твердым;
• с жидким
По типу
газовоздушного
тракта
По виду
пароводяного
тракта
•с
естественной
тягой;
•с
уравновешенно
й тягой;
• с наддувом
• барабанные с
естественной и
многократно
принудительной
циркуляцией;
• прямоточные с
комбинированн
ой циркуляцией

27. Основные компоновки котлов

ВЭК, 3-я ступень
ВЭК, 2-я ступень
ВЗП, 3-я ступень
ВЭК, 1-я ступень
ВЗП, 2-я ступень
ВЗП, 1-я ступень
П - образная
Т - образная

28. Основные компоновки котлов

РВП
N - образная
башенная

29. Основные типы топок камерные

Твердотопливная с ТШУ
Твердотопливная с ЖШУ
Газомазутная

30. Некоторые схемы топок с жидким шлакоудалением

Открытая
С пережимом
С -факелом
Вихревая
С горизонтальным
циклоном

31. Тракты котла

паровой
545 С
воздушный
МВ
1200 С
20 С
500 С
водяной
400 С
Д
ВЭК
240 С
ШБМ
ВЗП
350 С
1500 С
топливный
золоуловитель
ВН
140 С
газовый
в ГЗУ
ДТ

32. Размещение поверхностей нагрева в котле барабанного типа

барабан
Горизонтальный
газоход
опускной газоход
1200 С
ПП
ШП
КП 1
Пароперепускные
трубы
545 С
500 С
ВЭК 2
КП 2
КП 3
ВРЧ
ВЗП 3
400 С
350 С
Экранные
трубы
Опускные
трубы
топка
ВЭК 1
1500 С
240 С
НРЧ
ВЗП 2
ВЗП 1
20 С
140 С
горелки
Холодная
воронка
НРЧ, ВРЧ – нижняя и
верхняя
радиационная часть
топочного
пространства;
ПП – потолочный
пароперегреватель;
ШП – ширмовый
пароперегереватель;
КП 1, 2, 3 –
конвективный
параоперегреватель
первой (по ходу
газов), второй и
третьей ступени;
ВЭК 1, 2 – водяной
экономайзер первой
(по ходу воды) и
второй ступени;
ВЗП 1, 2, 3 –
воздухоподогревател
ь первой (по ходу
воздуха) второй и
третьей ступени
Все значения температур даны ориентировочно!!!

33. Энергетические показатели ТЭС Тепловая экономичность ТЭС

Метод энергобалансов на примере КЭС
QПЕ
QЭ
NГ
QТР ;
BQНР
ТР
6
QК Q j ; К
2
QПЕ
BQНР
QЭ
QПЕ
N
N
NГ
NГ
QЭ
N СН ; СН
QТГ ; ТГ

34. Применение метода энергобалансов к ТЭЦ

QЭТ
1. BQНР QПЕ
QПЕ
2. QЭТ QТ
QЭ
QЭN
3. QЭN N Г
QЭN
NГ
NСН ; СН
QТР ;
Р
Н
BQ
ТР
Q
Э
QПЕ
QТГ ; ТГ
QТ
6
QК Q j ; К
2
QПЕ
BQНР
N
N
NГ
NГ
QЭN

35. Сущность эксергетического метода

Эксергетические потери в энергоблоке
ПЛ Г ,3 ,1 ,1, Г Qir
T
TГ var
Г
T1СР
h0 hК
S0 S К
0
ПЛ УХ ,2 ,1 ,1,УХ EК 1 1 К Qir
ПЛ 2,3,3 ,2 ,2 EК 2 T S3 S2 T S0 SУХ
ПЛ 3,4,4 ,3 ,3 EК 3 T S4 S3
ПЛ 4,5,5 ,4 ,4 EТГ
ПЛ К ,5,2, К , К EКН
EК 2 EК 3 T S 4 S 2
T S0 S К
TУХ
К
1
2
EК 1 E К 2
1
2
К
3
E К 3
3
4
Qir
T
К
T1СР
T ct
5
EТГ
4 5 S
E К E К 1 E К 2 E К 3
Qir
1 К Q T
К
T1СР
r
i
T
Qir 1 1 К
T1СР
T
E0 Qir К 1 H 0 H К T S0 S К
T1СР

36. Эксергетический метод применительно к КЭС

E0
T
Кex К 1
T1СР
EТГ T S5 S4 T S К S0
NГ
EТГ H 0 H К ЭМ
Кex
E0
B Qir
E
ТГ
E0
ex
ТГ
N
N СН
BQir
EТГ EКН
Nex
EК 1
ex
К
Q
r
i
N
BQir
bN
( ош )
0,123 кг у.т.
,
Nex кВт ч
N E0 N Г
r
BQ
E
N
i 0
Г
N E0 N Г
ex
ex
ex
СН К ТГ
r
N Г BQi E0

37. Эксергетический метод разнесения затрат на топливо на ТЭЦ

E0
N
NГ
N СН
BQir
N EТ
N
N Г EТ N Г
ex
СН
EТГ EКН
Nex,T
EК
E
Кex 0 r
BQi
N EТ
BQir
EТ
N EТ E0 N Г EТ
r
BQ
E
N
E
i
0
Г
Т
N EТ E0 N Г EТ
r
N
E
BQ
E0
Г
Т
i
Не требует разнесения затрат на топливо !!!
ex
ТГ
N Г EТ
E0
ex
ex
ex
СН К ТГ

38. Принципы компоновок

Исходными данными для компоновки главного здания являются: тип электростанции(КЭС, ТЭЦ,
АЭС) и заданная мощность; тип и единичная мощность основных агрегатов, их габаритные
размеры; вид используемого топлива; тепловая схема электростанции (блочная, неблочная); тип
системы водоснабжения; климатические и сейсмические характеристики района

39.

Генеральный план НТЭЦ-2

40.

Технологическая схема ТЭС
Электрическая часть
Система регенерации
Система технического водоснабжения
Основное оборудование
Система
эвакуации
дымовых газов
Система топливоподачи (газ, мазут)

41. Конец темы