Похожие презентации:
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 – теплоэнергетика15-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 – теплоэнергетика15-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 ПТУ8. Лекция 1
История развития турбиностроения9. Преобразование энергии на ТЭС
Химическаяэнергия
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
100000
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
6055
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 турбины18. Пример многоступенчатой турбины
Многоступенчатая турбина19.
Пример компоновки ТЭСРадиальная 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 паротурбинныхустановок
22. Тепловые циклы ПТУ
D 0, t0 , p 0 , h 0D0, 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, h0Ã
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 доске25. Тепловые циклы паротурбинных установок
КарноРенкина
Насыщенного пара
26. Реальный цикл Ренкина
27.
• Формулы писать самому на доске28. Классификация КПД
29. Принципиальные тепловые схемы АЭС
А) одноконтурная;Б) двухконтурная;
В) трехконтурная
30. Лекция 3
Влияние параметров и промежуточногоперегрева пара на эффективность
цикла
31. Влияние параметров пара на КПД
Влияние начальнойтемпературы
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 конечногодавления
P0
Т0
H
Линии постоянного
удельного объема
Линии постоянной
влажности пара
P2
Энергетический
эффект
P1
S
35. Цикл Ренкина с промперегревом
ЧВДЧСД
ЧНД
Генератор
Котел
Конденсатор
36.
Повышение эффективности за счетпромежуточного 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 счетпромежуточного 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 счетпромежуточного 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 полноготеплоперепада (и остальные) писать на
доске
43. Лекция 4
Регенеративный подогрев питательнойводы.
Комбинированная выработка тепло- и
электроэнергии.
44. Основы регенерации
D 0, t0 , p 0 , h 0Ã
Ï Ã
Ò
D1, t1, p1, h1
Ï Í
ÊÍ
D0, tï .â.
Ï
Dê, tê, pê, hê
45. Основы регенерации
46.
Термодинамические основы регенерацииТ
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
ТТ
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 – подогреватель49. Схема регенерации реального энергоблока
50. Процесс расширения в турбинах насыщенного пара
51. Раздельная и комбинированная выработка электроэнергии и тепла
а) раздельнаяб) 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, требуемойпотребителю
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 помощьюрегулирующих
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 турбиныконденсационные
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
QПQT
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