Турбины ТЭС и АЭС. Часть1. Теория теплового процесса

1. Турбины ТЭС и АЭС. Часть1 Теория теплового процесса

Курс – 3;
Семестр – 5;
Вид отчетности – экзамен;
Лекций – 34 час.;
Практик – 17 час.;
РГЗ
Слайд-конспект лекций для направления 140100 – теплоэнергетика
Автор: проф. П.А.Щинников каф. ТЭС, НГТУ, г.Новосибирск, 2011

2. Таблица соотношения пяти и пятнадцати бальных систем оценки знаний студентов по курсу «Турбины ТЭС и АЭС» Часть 1, направления

140100 – теплоэнергетика
15-и
бальная
система
F
FX
0-24
25-49
5-и бальная
система
100
бальная
пеоеходн
ая
система
Минимал
ьно
допусти
мый
балл
Практики
практика
РГЗ
8
18
26
3
10
E
50-59
D- D
D+ C- C
60-69
C+ В- В
70-79
В+ А- А
80-89
неуд
удовл
хорошо
отл
до 50
50-75
76-85
86-100
лекция
4
Лекции
Контр. Раб.
30
34 балла
1
13
16
Экзамен
экзамен
40
40 баллов
20
17
ИТОГО 20
ИТОГО 30
ИТОГО
50
А+
90-100

3. Таблица соотношения пяти и пятнадцати бальных систем оценки знаний студентов по курсу «Турбины ТЭС и АЭС» Часть 2, направления

140100 – теплоэнергетика
15-и
бальная
система
F
FX
0-24
25-49
5-и бальная
система
100
бальная
пеоеходн
ая
система
Минимал
ьно
допусти
мый
балл
Практики
практика
КП
4
32
36
1
17
E
50-59
D- D
D+ C- C
60-69
C+ В- В
70-79
В+ А- А
80-89
90-100
неуд
удовл
хорошо
отл
до 50
50-75
76-85
86-100
лекция
4
Лекции
Контр. Раб.
20
24 балла
1
18
11
Экзамен
экзамен
40
40 баллов
20
12
ИТОГО 20
ИТОГО 30
ИТОГО
50
А+

4. Литература

5. Литература

6. Литература

7. Модуль 1

Схемы и циклы ПТУ

8. Лекция 1

История развития турбиностроения

9. Преобразование энергии на ТЭС

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

10. Теоретический цикл Карно

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

11. Теоретический цикл Ренкина

КПД 31...33%

12. Теоретический цикл Ренкина с промперегревом

КПД 35...37%

13. Систематизация фазовых компонент углеводородных компонент в первичных энергоносителях

14. Плотность потока энергии в зависимости от технологии

10000
0
100
10 103
15 103
18 103
25 103
18 103
1000
15 103
10000
10 103
Плотность потока энергии, кВт/м2
Плотность потока энергии в зависимости от
технологии
10
1
0,5
0,1
0,2
0,1
0,01
0,001
ПТУ
ГТУ
БПГУ
ПГУ
ПГУ с
ГЗФ
ГЭС
Технологии
ГЕО
ВЭС
ТЭ
Гелио

15. Зависимость КПД от различных технологических процессов

60
55
КПД, %
50
45
40
35
30
ПТУ
ГТУ
КС,
ЦКС
ГЗФ
ПГУ с СКД ССКД ПГУ с Дизель
КС
ГЗФ
Технологии
ТЭ
ПГУ с БПГУ
НПГ

16. К истории развития турбиностроения

Эолипил Герона (около 100 д.н.э.)
Турбина Лаваля (1883 г.)

17. Активная и реактивная турбины

Схема реактивной турбины

18. Пример многоступенчатой турбины

Многоступенчатая турбина

19.

Пример компоновки ТЭС
Радиальная турбина
встречного вращения
Юнгстрем
1, 2 – диски турбины;
3 – паропроводы свежего
пара;
4,5 – валы;
6,7 – лопатки одной из
ступеней;
8 - корпус

20. Пример компоновки ТЭС

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

21. Лекция 2

Тепловые циклы паротурбинных
установок

22. Тепловые циклы ПТУ

D 0, t0 , p 0 , h 0
D0, t0, p0, h0
Ã
Ã
Ï Ã
q1
Ï Ã
Ò
Ò
D1, t1, p1, h1
Dê, tê, pê, hê
tï .â, pï .â, hï .â
ÊÍ
q2
lÍ
Ï Í
t’ê, p’ê, h’ê
Без системы регенерации
(простейшая)
ÊÍ
D0, tï .â.
Ï
С регенерацией
Dê, tê, pê, hê

23. К определению КПД цикла Ренкина

D0, t0, p0, h0
Ã
Ï Ã
q1
Ò
Dê, tê, pê, hê
tï .â, pï .â, hï .â
ÊÍ
lÍ
q2
t’ê, p’ê, h’ê

24.

• Формулы писать самому на доске

25. Тепловые циклы паротурбинных установок

Карно
Ренкина
Насыщенного пара

26. Реальный цикл Ренкина

27.

• Формулы писать самому на доске

28. Классификация КПД

29. Принципиальные тепловые схемы АЭС

А) одноконтурная;
Б) двухконтурная;
В) трехконтурная

30. Лекция 3

Влияние параметров и промежуточного
перегрева пара на эффективность
цикла

31. Влияние параметров пара на КПД

Влияние начальной
температуры
Влияние начального
давления
H
P3 P
2
P1
H
P1
А3
А3
Т3
Т2
Т1
А1
А1
H
Т1
P2
А2
B3
B3
S
B1
P1
Т2
А1
PК
B1
Совместное влияние
начальных параметров
PК
Т1
PК
B2 B1
S
S

32. Влияние температуры на КПД цикла

33. Влияние давления на КПД цикла

34. Влияние параметров пара на КПД

Влияние конечного
давления
P0
Т0
H
Линии постоянного
удельного объема
Линии постоянной
влажности пара
P2
Энергетический
эффект
P1
S

35. Цикл Ренкина с промперегревом

ЧВД
ЧСД
ЧНД
Генератор
Котел
Конденсатор

36.

Повышение эффективности за счет
промежуточного перегрева
T0
Т
Температура промежуточного перегрева
пара выбирается примерно равной
начальной температуре свежего пара.
T2
TΔэк
T0н
T0
Покажем наличие оптимального давления.
T1
эк
NΔ = QΔ – QΔк
Tк
N0 = Q0 –
Qк
Рассмотрим цикл с промперегревом как
сложный цикл, состоящий из исходного
цикла и дополнительного цикла. Тогда КПД
такого сложного цикла:
пп
N0 N
Q0 Q
Введем энергетический коэффициент:
QΔк
Qк
A
S
N
N0

37.

Повышение эффективности за счет
промежуточного перегрева
T0
Т
Учитывая, что
T2
Q
TΔэк
T0н
T1
T0эк
Q0
N0
0
получим
NΔ = QΔ – QΔк
Tк
N
N0 = Q0 –
Qк
Q N 0
A 0
Q0 N 0
N
N
N0
1 A
пп 0
0
Q0 1 Q
1 A 0
Q0
1
QΔк
Qк
S

38.

Повышение эффективности за счет
промежуточного перегрева
T0
Т
Относительное изменение КПД из–за
промежуточного перегрева равно
T2
0
0
пп пп
0
A 0
1
TΔэк
T0н
T1
T0эк
NΔ = QΔ – QΔк
Tк
N0 = Q0 –
Qк
QΔк
Qк
S

39. Прирост термического КПД за счет промперегрева

t , %
105
Оптимальное значение давления
промежуточного перегрева можно
определить вариантными расчетами.
T1
0,7
T
0 ОПТ
При одноступенчатом промежуточном
перегреве
tпп
pпп 0,15
t
100
При двухступенчатом
I
pпп
0, 25
0,30 p0
II
pпп
0, 25
I
0,30 pпп
0,06
95
60
0,20 p0
80
100
T1
100%
T0
0,09 p0

40. Цикл Ренкина с промперегревом

41. Процесс расширения пара в турбине с промперегревом

42.

• Формулы по определению полного
теплоперепада (и остальные) писать на
доске

43. Лекция 4

Регенеративный подогрев питательной
воды.
Комбинированная выработка тепло- и
электроэнергии.

44. Основы регенерации

D 0, t0 , p 0 , h 0
Ã
Ï Ã
Ò
D1, t1, p1, h1
Ï Í
ÊÍ
D0, tï .â.
Ï
Dê, tê, pê, hê

45. Основы регенерации

46.

Термодинамические основы регенерации
Т
Т
C T0
C T
0
Tпод
Tпод
Tпв
TК
T0 нас
B
TК
A
D
B
Tпв
A
E
E
Qрег
s
Цикл Ренкина без регенерации
КПД =1 -
Тк
Тпод
Цикл Ренкина с регенерацией
s

47. Недовыработка тепла

Т
Т
C T
C T
0
0
Tпод
Tпод
T0 нас
T0 нас
D
B
Tпв
D
B
Tпв
Н
TК
A
TК
К
A
E
E
Qрег
Qрег
При одноступенчатом подогреве
Коэффициент недовыработки
К
Н1
Н2
Н3
Н4
s
h hi
yi
h
При многоступенчатом подогреве
, где i=1, 2, 3, 4
s

48. Ступенчатая система регенерации для энергоблока с промежуточным перегревом

1 – паровой котел; 2 – турбогенератор; 3 – конденсатор; 4 – подогреватель

49. Схема регенерации реального энергоблока

50. Процесс расширения в турбинах насыщенного пара

51. Раздельная и комбинированная выработка электроэнергии и тепла

а) раздельная
б) комбинированная
1 – энергетический котел; 2 – паровая турбина; 3 –
конденсатор; 4 – питательный насос; 5 – водогрейный котел;
6 – потребитель тепла; 7 – сетевой насос; 8 – сетевой
подогреватель

52. Термодинамическое преимущество комбинированной выработки

Тепло, которое необходимо затратить для производства электроэнергии и теплоты, требуемой
потребителю
QРАЗД Q
NЭ
ПТУ
QКОМБ Q
NЭ
Здесь ПТУ=1, так как все тепло после
турбины направляется в сетевую
установку, а не в конденсатор
(турбина типа Р)
Экономия тепла от комбинированной выработки
Q QРАЗД QКОМБ
NЭ
Q
ПТУ
1
N 1
Q Э
1
Q
ПТУ
NЭ
Q характеристика, называемая выработкой электроэнергии на тепловом потреблении
Учитывая, что
Q BQ
Имеем экономию топлива
1
B
Q
1
1
1
Q
ПТУ
Данная экономия
имеется всегда, так
как ПТУ<1

53. Принцип комбинированной выработки с регулируемыми отборами пара

С помощью
регулирующих
клапанов РК-1 и РК-2
соответственно
перед ЦВД и ЦНД
можно в широких
пределах изменять
независимо
электрическую
мощность и отпуск
тепла.
Регулируемый отбор позволяет иметь как теплофикационную выработку,
так и конденсационную. Экономичность работы турбоустановки с
теплофикационной турбиной зависит от соотношения расходов пара в
сетевой подогреватель и конденсатор: чем оно больше, тем больше экономия
топлива.

54. Классификация паровых турбин

Различают турбины
конденсационные
тип К
К-200-130
Мощност
ь в МВт
Давление
Р0 бар
теплофикационные
противодавленческие
тип Т и ПТ (с
тип Р
производственны
м отбором пара)
тип ТР и ПР
Т-180/210-130
Мощност
Давление
Р0 бар
ь в ьМВт
ном/макс
в МВт
ПТ-135/165-130/13
Мощност
ь в ьМВт
ном/макс
в МВт
Давление
Мощност
ьРв0/отб.
МВт
бар
Р-12-35/5
Мощност
ь в МВт
Давление
Мощност
Р
ь 0в/прот.
МВт
бар

55. Классификация паровых турбин

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

56. Конструкция паровой турбины

57. Основные заводы изготовители паровых турбин

• ЛМЗ - Ленинградский металлический завод
• ХТГЗ (ХТЗ) - Харьковский турбогенераторный
завод
• УТМЗ (УТЗ, ТМЗ) - Уральский турбомоторный
завод
• НЗЛ - Невский завод им.Ленина (в
Ленинграде)
• БМЗ - Брянский машиностроительный завод
• КТЗ - Калужский турбинный завод

58. Конец