Энергетические машины и установки

1. Энергетические машины и установки

1.
Турбиннные установки
1.1. Паротурбинные установки
1.2. Газотурбинные и парогазовые установки
1.3. Установки с ядерными реакторами
2. Поршневые двигатели
2.1. Двигатели внутреннего сгорания
2.2. Двигатели Стирлинга
3. Установки для получения низких температур

2. Обобщенный цикл Карно

Карно 1
q2
T s
1 2
q1
T1 s

3. Паротурбинные установки

Раздел 1.
Паротурбинные
установки

4. T,s- диаграмма водяного пара

ркр=22,14 МПа
Ткр=647,3 К (374,15° С)

5. Идеальные циклы паротурбинных установок

а) цикл на насыщенном паре; б) цикл на перегретом паре
Lид (h0 hk ) ha ' ha
ид
(h0 hk ) ha ' ha h0 hk
h0 ha '
h0 ha

6. Схема простейшей ПТУ

КПД действительного
цикла:
e ид т

7. Поперечный разрез по главному корпусу ТЭС

8. Влияние максимальной температуры пара на экономичность ПТУ

Для любого теплового двигателя
ид t 1
T2 cp
T1cp
T2 ср idem; T1ср t
x1 x2 т e .

9. Организация теплообмена в паровом котле

Схема барабанного котла
Схема прямоточного котла

10. Ограничения по росту температуры Т0

Современные температуры перед турбиной: 540-565 °С
Экспериментальные турбины: 580-630 °С

11. Влияние максимального давления пара на экономичность ПТУ

T2 ср idem; T1ср t
x1 x2 т e .
х2min = 0.85-0.88
Современные значения р0:
докритические 160 - 190 ата
сверхкритические 240 ата
Экспериментальные - 300 ата

12. Введение промежуточного перегрева пара

1. Увеличивает среднюю
температуру подвода теплоты
2. Позволяет увеличить
давление р0 , т.к. уменьшает
вланость в конце процесса
расширения до допустимых
пределов
Обычно рпп = 30 – 35 ата

13. Выбор температуры и давления в конденсаторе

Gох.в hп hж cж t1
pe 0.0035 0.0045 МПа

14. Конденсатор турбины К-300-240 расход пара 570 т/час расход охлаждающей воды 36000т/час

15. Компоновка паровой турбины

16. Регенерация теплоты в ПТУ

Подведенная теплота:
qподв qпп qисп qп..в qрег
h3 h3' h3' h2 h2 h1 hр h1
Отведенная теплота:
qотв 1 1 2 ... z h4 h1

17. Оптимизация регенеративного подогрева (при z подогревателях)

Уравнения теплового баланса для каждого
подогревателя
1(h4’-h2’) =(1- 1) (h2’-h2’’) =(1- 1) h1
2(h4”-h2'') =(1- 1- 2) (h2’’-h2”’) =(1- 1- 2) h2
............................................…………………..
z(h4z-h2z) =(1- 1- 2-...- z) (h2z -h1) =
=(1- 1- 2-...- z) hz.
h4' h2' h4'' h2'' h4
hi cводы Ti
z
h2 z q

18.

1-й этап оптимизации:
определение оптимального подогрева в каждом подогревателе
при заданной конечной температуре Т2’ питательной воды
В этом случае qподв = const,
qотв = кд(h4-h1)= (1- 1- 2-…- z) (h4-h1)= f( кд)
максимуму КПД t соответствует минимум кд.
1
h1
;
(q h1 )
2 (1 1 )
h2
;
(q h2 )
1 1
q
;
(q h1 )
h2
q
q
1 1 2 (1 1 ) 1
;
(q h2 ) (q h1 ) (q h2 )
1 1 2 ... z
q
q
q
...
.
(q h1 ) (q h2 ) (q hz )
Максимум произведения двучленов, стоящих в знаменателе, при
выполнении условия
h1+ h2+...+ hz=h2-h1=const
имеет место, когда
h1= h2=...= hz или T1= T2=...= Tz

19.

2-й этап оптимизации:
определение оптимальной степени регенерации
Степень
регенерации:
T T
2' 1
T2 T1
qподв qпп qисп qп..в z h
h
q
z
qотв
q
(h4 h1 )
q
h
t 1
q z (h4 h1 )
q h qпар qисп qв z h
z
.
q h z qп ар qис п qв z h qп ар qис п qв z h z q h z 1 z q h z 0,
п ар
qис п qв z h q h 0,
z
h2 h1
z 1
z
T2 T1
T2 T1
z 1
h
qпар qисп qп.в q
h2 h1
z 1
T2 T1
qп.в h2 h1
.
z +1
z 1
Z .
T2 T1 Z 1

20.

Зависимость прироста КПД установки от числа
подогревателей при оптимальной температуре
питательной воды
При σ>0,75 выигрыш в КПД
1% сопровождается
увеличением расхода пара на
15 %
T2 T1 Tp T1
T2 T1 T2 T1
.
p p p
.
p
Пример: для варианта 3 принято σ=0,75
z
p
p
p
1
3
0.75
1
0.115
1
0.115
2
7
0.875
0.137
0.98
0.134
0.857
p

21.

Схема регенеративных отборов в реальной ПТУ

22. Совместная выработка теловой и электрической энергии

При раздельной выработке Nэл электрической и Qт тепловой энергии требуется
Nэл/ эл+ Qт единиц тела.
При совместной выработке: расход пара по контуру 3167 G1 Qт h6 h3
выработка эл. эн. на тепловом потреблении: N т G1 h1 h2 Qт h1 h2 h h
6
3
выработка эл. эн. в конденсационной турбине: N к N эл N т ; G2 N к / h1 h2
затрата тепловой энергии:
Q G1 G2 h1 h3 Qт
N эл
эл
Qт Qт
h h h h
h1 h3
h h
N эл 1 3 Qт 1 6 1 3
h6 h3 h1 h3
h6 h3
h1 h2
h1 h6
1
1
h6 h3 эл

23. Газотурбинные и парогазовые установки

Раздел 2.
Газотурбинные и
парогазовые установки

24. Схема и основные параметры ГТУ

простейшая ГТУ
p ( k 1) / k
H к с pTК с pTА с pTА К
1 с pTА ( k 1) / k 1
pА
x
p ( k 1) / k
с pTГ 1 (1 k ) / k
H т с pTГ с pTТ с pTГ 1 Т
pГ
Tг Т
k 1
А
k

25. Удельная работа и КПД идеального цикла

Удельная работа
H ид с pTГ 1 (1 k ) / k с pTА ( k 1) / k 1 с рТ А x 1 1
x
Подведенное тепло Q c T T
1ид
p Г
к ид с pTА x
Коэффициент полезного действия
ид
c p Tт Tа
H e Q1 Q2
T T T 1
Q
1
1 2 1
1 а т а
1 .
Q1
Q1
Q1
c p T г Tк
Tк Tт Tк 1
x
Hид=0 при x=1 и при xm=
при x=xm
e 1 1 1 TА TГ

26. Параметры действительного цикла

Le H т т H к / к
1
Rk
x 1
TА 1 т
.
k 1 x
к
Q1
xL т к ; L т к
т 1
x 1 1
2 1
x
к
к к
k
Rk
x 1
.
TА 1
k 1
к
2 k ( k 1)
,
1
x 1
1
т
0.
x
к
1
1 1 к
1 1 1
т
x
.
1
1
т
( k 1) / k
( k ' 1) / k '
1
Rk
Rk ' pК
p
TГ 1 Т
T
1
т
А
pА
k 1 pГ
k ' 1
к
xm т к xm ид
e
1
x
1 т
1
x 1
к
x 1
к
.

27. Влияние температуры и давления на КПД дейстительного цикла

e
5
4
3
3,5
2,5
к

28. ГТУ с регенератором

степень регенерации
Tр Tк Tт Tк .
1
x 1
Tр Tа 1 1 т 1 1
x
к
КПД цикла с регенерацией теплоты
e
1
x
1 т
x 1
к
x 1
1 1 т 1 1
x
к
1
a т x x / к
.
b т x 1 x / к
, b 1 т (1 ) 1 1
к
к
где a т 1
после дифференцирования:
a 1 b x 2 2 т 2 1 x т к a b 0
предельное значение х = хкт
соответствует условию Тк=Тт
1 x - 1 / к 1 - 1 - 1 x т .
откуда x 2 2ax 0
кт
кт
т к
где
a 0.5 1 к к 1 т
решение:
xкт a a 2 т к ,
кт xктk /(k 1) .
xкт .

29.

частные случаи решения (идеальный цикл):
А: к= т=1, σ=0
Б: к= т=1, σ=1
ид = 1 —1/ = Карно
изменение КПД ηеσ- идеального цикла
при σ = 1 в зависимости от х
ид 1
Тк Та
Т Т Т 1
х
1
1 а к а
Тг Т т
Тг 1 Т т Тг
к= т=1, σ=0,5
ид 1 1 Карно
то же при σ<1

30. Удельная поверхность регенератора

Gв c pпс Gв c pпс
fр
c pв
A
1
ln
,
Gв kр 1 1
при φ =1
Гидравлические потери в
регенераторе:
pрк pк к / 1
pр т p т т / 1
к w2c pв / 2RTk р d 2 z ,
fр
c pв
kр 1
Изменение работы турбины
1 1 p p k 1 k
pт
а
т
Lт c pTг 1
x 1 pрк pк

31.

ВЛИЯНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ В
РЕГЕНЕРАТОРЕ НА КПД ГТУ
k 1
т к
k
Le
Le
1
1 1
c pTa
x 1
Q1
x 1
т
к
1
Q1
1 1 1
c pTa
x 1
x 1
.
т 1 1
к

32.

ВВЕДЕНИЕ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ПРИ
СЖАТИИ.
Обозначим:
x ( k 1) / k ; x1 к(1k 1) / k ;
х x2 x1 1 ,
x2 к2
e
( k 1) / k
0 TХ1 TА
; 1 х( 1k 1) / k .
т 1 1 x x1 1 к1 0 x2 1 к2
0 1 x2 1 к2
Распределение х для получения минимальной работы сжатия:
Суммарная работа компрессоров К1 и К2
Для двух компрессоров:
0 к1
x1L
x
1 к2
1 к2
x2 L
x x
0 1 к1
x 1
x
1
Lк c pTа 1
0
1 ,
1 x1 к2
к1
Для z компрессоров:
Lк x1 0,
x 0 к1
z 1
x1L
z
z 1
z
i
1
2
кi

33.

Для получения максимума по КПД:
e x2 0.
при 0=1 и к1= к2= к.
1 1/ к т 1 1/ x x22 (2 x / к / 1 ) x2 x 1 1/ к / 1 0.
Принято кΣ=20 (х=2,355);
=5,2; к=0,88; т= 0,9
1=1,0
1=0,99
Увеличение оптимальной степени повышения
давления в цикле с промохлаждением
(сплошная линия) по сравнению с циклом
простейшей ГТУ (штриховая линия).
Для цикла с произвольным числом
промохлаждений
х 1
х2 1
1
1
1
1
Т
1
1
х к
к
х2
х 1
х 1
1 2 0.
1
к
х
2

34. ГТУ с карнотизированным циклом

цикл с регенерацией
цикл без регенерации
1473 К
1123 К
оптимальные значения кi и
тi

35. Замкнутые ГТУ

Схема и цикл
Оптимальные параметры при
использовании различных газов
Изменение КПД гелиевого цикла
Тг=1123 К, σ=0,8

36. Схема и цикл ПГУ с высоконапорным парогенератором

QУТ (1 ГТУ )QГ ,
T2 T3
Т2 Т3
kут =Qут/QП0
QΣ=Qг+Qп ( доли теплоты,
отведенные к газу и к пару)
= Qп /QΣ
(hв1 hв 4 ) d (hпар f h'парd )
1
gт
l0 Qнр г (1 l0 )( hпс1 hпс0 ) l0 (hв1 hв 0 )
ПГУ
ГТУ QГ П QП
Q Г QП
П П 0
П П 0
QП 0
QП
QП 0
1
П 0
,
QП 0 (1 ГТУ )QГ
1 k ут
ГТУ (1 ) П ГТУ ( П ГТУ )

37. Выбор относительного расхода пара d

изменение температурного напора в котле-утилизаторе
С p газа (Т 2 Т 5 ) d Cводы (Т d T3 )
при одинаковом температурном напоре по концам
d C p газа / Своды
максимальная утилизация теплоты выхлопных газов
ГТУ осуществляется при d Cp газа/Своды
ПГУ
LГ d LП
,
LГ d LП q2 Г d q2 П
П П0
величины LП, q2П и q2Г не зависят от принятого
значения к,, поэтому max соответствует LГmax
и к = к max
QП (1 ГТУ )QГ
Q
1
П 0 1 (1 ГТУ ) Г П 0 1 (1 ГТУ )
QП
QП
ПГУ ГТУ (1 ) П 0 (1 ГТУ )(1 ) П 0
при =0
ПГУ ГТУ (1 ГТУ ) П 0

38. Бинарная ПГУ

d C p газа Cводы
C pгаза (T4 Tx ) d (hd h'b );
C pгаза (Tx T5 ) d (hb ha )
изменение расхода пара
изменение давления пара

39. Схема и цикл ПГУ с низконапорным парогенератором

qдоп h2' h2 d h f hd
L d Lпту
L
обозначим доп
qдоп
(коэф.использования
дополнительного топлива)
КПД ПГУ:
' ПГУ
LГТУ LПТУ (d d )
k
1
ПГУ
доп доп
q ГТУ qдоп
1 kдоп
1 kдоп
приращение КПД
' ПГУ ПГУ
разность положительна, пока
где k доп qдоп q ГТУ
k доп
( доп ПГУ )
1 k доп
d ' d d C pгаза / Cводы .

40. ПГУ с совмещенными контурами

По аналогии со схемой ПГУ с ВПГ:
gт
(hв 3 hв 2 ) d (hпар3 hпар2 )
1
р
l0 Qн г (1 l0 )( hпсГ hпс0 ) l0 (hвГ hв 0 )
Уравнения теплового баланса для участков
котла-утилизатора
C pГ (TT Tz ) d (hТ hz ) d (h2 h2' )
C pГ (Tz Ty ) d (hz hy ) d (h2' h1 )
КПД ПГУ:
ПГУ (1 )
Условие повышения КПД
от впрыска воды
'
ГТУ
ПТУ 0
'
ГТУ
ТГ=1473 К , к=20.
1
1 k ут
ПТУ 0
1
1 k ут

41. Тепловая схема контактной газопаровой установки «Водолей»

ПГУ-60С на ТЭЦ №28
•электрическая мощность 60
МВт;
•тепловая мощность42,5
Гкал/ч;
•КПД электрический 52 %;
• величина выброса NOx
менее 15 ppm.
1 – газотурбинный двигатель; 2 – паровой котёлутилизатор; 3 – контактный конденсатор; 4 –
сборник конденсата; 5 – блок очистки конденсата;
6 – расходный бак питательной воды; 7 –
охладитель воды; 8 – насос; 9 – нагнетатель газа

42. Атомные энергетические установки

Раздел 3.
Атомные энергетические
установки

43. Преимущества и недостатки АЭС

Главным преимуществом АЭС перед любыми другими электростанциями является
их практическая независимость от удаленности месторождений урана и радиохимических заводов.
Большим преимуществом АЭС является ее относительная экологическая чистота.
Главный недостаток АЭС – опасение тяжелых последствий аварий в реакторном
отделении с его разгерметизацией и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу
с заражением громадных пространств. МАГАТЭ в своих документах приняло, что
целевыми показателями для новых АЭС являются вероятность серьезного
повреждения активной зоны менее 10-5 за год эксплуатации станции и вероятность
больших выбросов за пределы территории станции менее 10-6 за год эксплуатации
станции.
Серьезной проблемой для АЭС остается их ликвидация после выработки
ресурса, которая по оценкам может составлять до 20 % стоимости их
строительства.

44. Основные понятия

• В зависимости от энергии нейтронов, вызывающих деление ядер, известны
реакторы на быстрых, тепловых и промежуточных нейтронах.
• Делящиеся вещества: естественные – изотоп 235U (обогащается до 3,5-4,5 %),
используют в виде оксидов (например, UO2) или карбидов (UC)
искусственные - изотопы 233U и
239Pu
• Образующиеся в результате цепной реакции нейтроны обладают
энергией (0,5…10 МэВ). Для получения приемлемой вероятности захвата
нейтронов атомами необходимо их замедление.
• Замедлители - вещества с малой массой (обычно это вода, графитовая кладка
и другие материалы).
• Для уменьшения утечки нейтронов из реактора его снабжают отражателем. Обычно он делается из таких же материалов как и замедлитель. В
быстрых реакторах в качестве отражателя используются материалы, которые при взаимодействии их с нейтронами образуют новые делящиеся
материалы (нуклиды). Такими воспроизводящими материалами служат
232Th или 238U.

45. Основные понятия

•Активная зона – это центральная часть реактора, в которой находится ядерное
топливо, органы управления цепной реакцией деления и выделяется энергия.
•Тепловыделяющие элементы (ТВЭЛы): делящиеся материалы, заключенные в
герметическую оболочку в форме таблеток шаров и т.д.
•Тепловыделяющие сборки (ТВС) – конструктивные объединения ТВЭЛ
для размещения их в активной зоне
• При полном делении 1 кг 235U освобождается энергия 8*1010 кДж в то
время как при сгорании того же количества органического топлива
выделяется только (3…5)*104 кДж . Это определяет высокую концентрацию
выделения энергии в активной зоне реактора (~106 Вт/м2 или ~109 Вт/м3).
•Необходимо применение теплоносителей с высокими теплопередающими
свойствами. Это - прежде всего жидкости – обычная и тяжелая вода,
некоторые органические жидкости, жидкие металлы (Na, Li, Pb и др.).
Возможно применение газов с высокими теплопередающими свойствами
(He, CO2). В наиболее распространенных типах энергетических ядерных
реакторов в качестве теплоносителя используют обычную воду

46. Изменение мощности реактора

Изменяют мощность реактора путем перемещения стержней
системы регулирования и защиты (СУЗ), выполненных из
материалов хорошо поглощающих нейтроны.
Как правило, в ядерный реактор топливо загружается порциями
путем полной или частичной замены ТВС (перезагрузка реактора).
Время, в течение которого ядерное топливо может находиться в
реакторе, может составлять несколько лет. Это время в пересчете
на полную мощность реактора называется кампанией топлива.
На протяжении кампании в реакторе присутствует запас топлива
на выгорание, активность которого требует компенсации, которая
обеспечивается размещением в активной зоне некоторого
количества поглощающих нейтроны материалов, выводимых по
мере выгорания топлива.
После остановки ядерного реактора (прекращения процесса
деления) в активной зоне продолжается выделение тепла
вследствие радиационных процессов, в результате которых
образовавшиеся при делении нестабильные радиоактивные
осколки превращаются в стабильные продукты деления
(остаточное тепловыделение).

47. Конструкция реактора ВВЭР

48. Двухконтурная схема АЭС

49. Канал РБМК

1-стальная защитная
труба; 2- верхняя
плита; 3 – верхняя
концевая часть;
4 – усиковый шов; 5 –
подвеска ТВС; 6 – обойма;
7 – запорная пробка; 8 –
графитовые кольца; 9 – труба
канала циркония; 10 – нижняя
плита; 11 – нижняя концевая
часть; 12 – сильфонный
компенсатор; 13 –
сальниковое уплотнение;
14 – труба-стояк.

50. Одноконтурная схема АЭС

51. Газоохлаждаемый реактор с ЗГТУ

52. Одноконтурная схема с ГТУ на гелии.

53. Энергоустановки с реакторами на быстрых нейтронах

возможно расширенное воспроизводство
ядерного топлива
делящиеся изотопы (239Рu, 235U, 233U)
сырьевые изотопы:
238U, 232Тh
КВ – коэффициент воспроизводства
(при работе на
239Рu
КВ=1,3-1,4 и выше)
используется топливо с высоким обогащением (10...25 %)
удельные тепловые нагрузки в активной зоне 400...800 МВт/м3
диаметр ТВЭЛов 6...8,5 мм; теплоноситель Na

54. Схема АЭС БН-600

разогрев Na с 347 до 550 °С
(возможно до 600 – 700 °С )

55. Безопасность ядерных энергоустановок

Основная цель безопасности – предотвращение выхода радиоактивных
продуктов за границы физических барьеров. Три основные функции: управление
реактивностью, охлаждение активной зоны, удержание радиоактивных
продуктов деления в установ-ленных помещениях станции.
Управление реактивностью предполагает способность избежать
непреднамеренных условий достижения критичности реактора, остановить его в
любых эксплуатационных или аварийных условиях и сохранить подкритичность
даже в условиях наиболее тяжелого повреждения активной зоны.
Охлаждение активной зоны в эксплуатационных условиях должно
обеспечиваться системой циркуляции теплоносителя, которая должна
гарантировать безопасную эксплуатацию ТВЭЛов и целостность контура
циркуляции. В аварийных условиях должно обеспечиваться системами
аварийного охлаждения реактора и отвода остаточного тепловыделения в
течение всего периода протекания аварии.
Функция удержания радиоактивных продуктов – это возможность поддержания
параметров среды в помещениях для сохранения их целостности и возможность
влиять на процессы, которые способствуют выходу продуктов деления из
топлива и их распространению.

56. Средства обеспечения безопасности

Резервирование предполагает применение двух или более аналогичных систем
-
или независимых каналов одной системы, идентичных по своей структуре.
Физическое разделение обеспечивает сохранение работоспособности остальных
систем или каналов при повреждении одного из них при пожаре, внутреннем
или внешнем затоплении или по другим причинам общего характера.
Разнотипность оборудования подразумевает применение разных по принципу
действия систем, выполняющих одни и те же функции. Арматура, выполняющая
одну и ту же функцию, может иметь ручной, электрический и пневматический
приводы. Таким образом, в случае возникновения, например, события с полным
обесточиванием энергоблока имеется возможность использовать оборудование,
для работы которого не требуется наличия электропитания.
Средствами управления и локализации последствий аварии являются:
автоматический переход на питание элементов СУЗ от аккумуляторных батарей,
запуск резервных дизель-генераторов для питания собственных нужд,
использование естественной циркуляции теплоносителя для отвода тепла в
процессе расхолаживания и остаточного тепловыделения,
подача из резервных емкостей в активную зону раствора борной кислоты для ее
охлаждения и залива в авариях с потерей теплоносителя,
отключение вентиляции защитной оболочки реактора и другие.

57. Классификация аварий на АЭС

Проектные аварии - аварии, для которых разработаны системы безопасности,
ограничивающие ее последствия установленными пределами. При этом допускается, что ситуация усугбляется единичным отказом какой-либо системы
безопасности или одной, независимой от исходного события, ошибкой
персонала. Характерные события:
- события, приводящие к аномалии параметров теплоносителя в активной зоне
(температура, давление, расход), которые в свою очередь вызывают обратные
связи по мощности из-за положительного/отрицательного коэффициента
реактивности, или ошибочная работа/отказ стержней системы управления и
защиты;
- отказы оборудования или потеря теплоносителя при разрывах трубопроводов
первого контура, приводящие к нарушению охлаждения активной зоны тепловые аварии;
исходные события, приводящие к нарушению защитных барьеров, которые
удерживают радиоактивные материалы (разрывы трубопроводов контура
циркуляции, внешние природные или техногенные воздействия).
Запроектные аварии – это аварии, вызванные не учитываемыми для проектных
аварий исходными событиями или дополнительными по сравнению с
проектными авариями отказами систем безопасности сверх единичного отказа и
ошибочными действиями персонала.