Технологические процессы и производства
Преобразование энергии на ТЭС
Теоретический цикл Карно
Теоретический цикл Ренкина
Теоретический цикл Ренкина с промперегревом
Теоретический цикл Ренкина на сверхкритические параметры
Влияние повышения давления на влажность в последней ступени
Цикл Ренкина на сверхкритические параметры с промперегревом
Цикл Ренкина на суперсверхкритические параметры с двойным промперегревом
Расчет тепловой схемы определение параметров в сетевой установке
Расчет тепловой схемы энергоблок с турбиной К-800-240
Расчет тепловой схемы построение процессов в Т-S диаграмме
Блок 800 МВт развернутая тепловая схема
Паровые турбины
Классификация паровых турбин
Конструкция паровой турбины
Проточная часть и принцип действия турбины
Физические основы течение пара в решетках турбины
Физические основы процесс расширения пара в турбине
Паровые котлы
Классификации паровых котлов
Основные компоновки котлов
Основные компоновки котлов
Основные типы топок камерные
Некоторые схемы топок с жидким шлакоудалением
Тракты котла
Размещение поверхностей нагрева в котле барабанного типа
Энергетические показатели ТЭС Тепловая экономичность ТЭС
Применение метода энергобалансов к ТЭЦ
Сущность эксергетического метода
Эксергетический метод применительно к КЭС
Эксергетический метод разнесения затрат на топливо на ТЭЦ
Принципы компоновок
Конец темы

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
QТМ
N2
М
Т
QТЭС
tвсmax
НСП
tотб
120
tвс ( = tпс )
100
+8
+18
Г
ТЭС
Q
10
0
-10
-20
-30
80
tпс , tос ,
°C
120
60
t
40
A
2000
4000
tнс
°C
Dtс
t
20
НСП
отб
6000
tот
Dt
Qmin
t, ч/год
с
*
tос
tвз ,
*
пс
N1
М1
*
ос
tос
-30
-20
-10
0
40
20
0
tвсmax
60
20
t
tвз , °C
tвз*
100
80
*
tпс
М2
B
20
10
10
0
-10
0
-20
-30
-10
tвз , °C
10
20
-20
0
2000
tвз , °C
-30
4000
6000
t, 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 )
tнс
Dtс
*
tос
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
IV
К
VIII
VII
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
Dt ПВД=30-35 °C
Dt ПНД=20-25 °C
DS1 и DS2 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
Dt ПВД
Д
Dt ПНД
К’
К
DS1
DS2
S, кДж/кг К

17.

Расчет тепловой схемы
построение процессов в Р-S диаграмме
В1
В2
ПН
В3
1000
ас
ыщ
ен
и
1'
10
Ли
ни
ян
2'
3'
В7
В6
В5
В4
Давление, P, бар
100
КН
4'
0
я
ПВ
Д
I
II
ПП
III ТП
ЧВД
IV
Р в отборе
V
DР отб.5'
1
VI ЧСД
VII
6'
Р в подогревателе
7'
VIII
0,1
DР – 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


QT
К - турбина
Т - турбина

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
c 2 = w2 u
с1
w1
с2
w2
u
u
Треугольники скоростей ступени

24. Физические основы процесс расширения пара в турбине

70
300 бар
20
6
550 °С
2
h0
p0
450
350
0,5
p0’
250
0,2
0,04
1,0
hKs
p1
Н0
150
hK
Кинетичес
кая
энергия
входной
скорости
Потери в
сопловой
решетке
Dhв.с.
p2
0,95
0,9
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


DQТР ;
BQНР
ТР
6
DQК = å Q j ; К =
2
QПЕ
BQНР

=
QПЕ
N
N


=

N СН ; СН =
DQТГ ; ТГ

34. Применение метода энергобалансов к ТЭЦ

1. BQНР ® QПЕ
2. QЭТ = QТ
Z
]
QЭТ
QПЕ

QЭN
3. QЭN ® N Г
QЭN

N СН ; СН =
DQТР ;
Р
Н
BQ
ТР
6
DQК = å Q j ; К =
2
QПЕ
BQНР
Q
= Э
QПЕ
N
DQТГ ; ТГ =

N


QЭN

35. Сущность эксергетического метода

Эксергетические потери в энергоблоке
ПЛ ( Г ,3¢,1¢,1, Г ) º Qir
T
TГ = var
Г
T1СР =
h0 hК ¢
S0 S К ¢
0
ПЛ ( УХ ,2¢,1¢,1,УХ ) º DEК 1 = ( 1 К ) Qir
ПЛ ( 2,3,3¢,2¢,2 ) º DEК 2 = T* ( S3 S 2 ) = T* ( S0 SУХ )
ПЛ ( 3,4,4¢,3¢,3) º DEК 3 = T* ( S 4 S3 )
ПЛ ( 4,5,5¢,4¢,4 ) º DEТГ
ПЛ ( К ,5,2, К ¢, К ) º DEКН
DEК 2 DEК 3 = T* ( S4 S 2 ) =
= T* ( S0 S К ¢ ) =
TУХ
К¢
1
2
DEК 1 DEК 2

DEК = DEК 1 DEК 2 DEК 3 =

К
3
DEК 3

4
Qir
= ( 1 К ) Q T*
К =
T1СР
r
i
Qir
= T*
К
T1СР
T* = ct
5
DEТГ
4¢ 5¢ S
æ
T ö
E0 = QiКr ç 1 * ÷ = ( H 0 H
К
è T1СР ø
é æ
T ö ù
= QiКr ê1 ç1 * ÷ ú
ë è T1СР ø û
¢
) T* ( S0 КS ¢ )

36. Эксергетический метод применительно к КЭС

E0
æ
T ö
Кex = К ç 1 * ÷
è T1СР ø
DEТГ = T* ( S5 S 4 ) = T* ( S К S 0 )

EТГ = ( H 0 H К ) ЭМ
Кex =
E0
B Qir
E
= ТГ
E0
ex
ТГ
N
N СН
BQir
DEТГ DEКН
Nex =
DEК = ( 1
ex
К
)Q
r
i
N
=
BQir
bN =
( ош )
0,123кг у.т.
,
Nex кВт ч
æ N öæ E0 ö æ N Г ö

÷ ç
÷=
r ֍
BQ
E
N
i øè 0 ø è
Г ø
è
æ N ö æ E0 ö æ N Г ö
ex
ex
ex

÷ = СН К ТГ
÷ ç
r ÷ ç
è N Г ø è BQi ø è E0 ø

37. Эксергетический метод разнесения затрат на топливо на ТЭЦ

E0
N

N СН
BQir
N EТ
N
N Г EТ N Г
ex
СН
=
DEТГ DEКН
Nex,T =
DEК
E
Кex = 0 r
BQi
N EТ
=
BQir

æ N EТ öæ E0 ö æ N Г EТ ö

÷ ç
÷=
r ֍
BQ
E
N
E
i
Т ø
è
øè 0 ø è Г
æ N EТ ö æ E0 ö æ N Г EТ

÷ ç
r ÷ ç
N
E
BQ
E0
è Г
Т ø è
i ø è
Не требует разнесения затрат на топливо !!!
ex
ТГ
=
N Г EТ
E0
ö
ex
ex
ex
÷ = СН К ТГ
ø

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.

ЮЗ
26
З
14
СЗ
8
Ю
18
54
С
7
ЮВ
10
В
8
СВ
9
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

English     Русский