- •Общая энергетика.
- •Современные способы получения электрической энергии.
- •1.1. Тепловые конденсационные электрические станции.
- •1.2. Теплоэлектроцентрали.
- •1.3. Газотурбинные установки
- •1.4. Парогазовые установки
- •1.5. Гидравлические электрические станции.
- •1.6. Аккумулирующие электрические станции
- •1.7. Приливные электрические станции
- •1.8. Магнитогидродинамическое преобразование энергии
- •1.9. Геотермальные электростанции
- •1.10. Ветровые электростанции
- •1.11. Класификация электрических станций.
- •1.12. Солнечные электростанции
- •1.13. Использование морских возобновляемых ресурсов
- •Тепловые электрические станции и их технологическая схема.
- •Термодинамический цикл паротурбинных электростанций.
- •2.2. Способы производства электрической и тепловой энергии.
- •2.3.Принципиальная технологическая схема тэц
- •2.5. Двухвальные турбоагрегаты.
- •3. Производство пара на электрической станции.
- •3.1. Место и значение парового котла в системе электростанции
- •3.2. Классификация паровых котлов
- •3.3. Технологическая схема производства пара
- •3.4. Основные характеристики паровых котлов
- •4. Котельные установки.
- •4.1. Паровой котел и его основные элементы
- •4.2. Поверхности нагрева парового котла
- •4.3. Конструкции отечественных паровых котлов.
- •4.4. Тепловой баланс парового котла.
- •5. Паровые и газовые турбины.
- •5.1. Действие рабочего тела на лопатки
- •5.2. Активные турбины
- •5.3. Реактивные турбины
- •5.4. Мощность и кпд турбины
- •5.5. Классификация турбин
- •5.6. Конденсационные устройства паровых турбин
- •5.7. Газотурбинные установки (гту)
- •5.8. Турборасширительные машины
- •6. Технологические схемы аэс
- •6.1. Аэс с водо-водяными энергетическими реакторами
- •6.2. Аэс с канальными водографитовыми кипящими реакторами
- •6.3. Аэс с реакторами на быстрых нейтронах
- •7 Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов.
- •7.1. Основные способы организации энергосберегающих технологий.
- •7.2. Утилизация вторичных (побочных) энергоресурсов (вэр)
- •8. Типы гидроэнергетических установок и схемы использования водной энергии
- •8.1. Типы гидроэнергетических установок.
- •8.2. Напор, расход и мощность гидроэнергетических установок
- •8.3. Основные схемы использования водной энергии
- •8.4. Особые схемы использования водных ресурсов
- •8.5. Схемы насосного аккумулирования энергии
- •8.6. Схемы использования энергии приливов
- •9. Гидравлические турбины.
- •9.1. Классификация гидротурбин
- •9.2. Активные гидротурбины.
- •9.3. Реактивные гидротурбины
- •9.4. Основные элементы проточного тракта реактивных гидротурбин
- •9.5. Кавитация
- •Гидроэлектростанции и основы использования водной энергии.
- •10.1. Состав и компоновка основных сооружений гэс
- •10.3. Здания гэс.
- •10.4. Водохранилище, нижний бьеф и их характеристики.
- •10.5. Регулирование речного стока водохранилищами гэс.
- •10.6. Каскадное и комплексное использование водных ресурсов.
5.3. Реактивные турбины
Первая модель двигателя, использующего реактивную силу, была построена Героном Александрийским за 120 лет до н э (рис. 20.5).
При истечении пара из сопл здесьвозникают реактивные силы, вращающие систему против часовой стрелки. Ступень турбины, по модели Герона, представляла бы собой вращающийся диск с соплами, к которым необходимо организовать непрерывный подвод рабочего тела. Ввиду сложности конструирования таких ступеней, а тем более многоступенчатых турбин, чисто реактивные турбины не создавались Реактивный принцип нашел широкое применение лишь в реактивных двигателях летательных аппаратов (ракет, самолетов и др.).
Практически реактивными называются турбины, у которых располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока не только в соплах, но и на рабочих лопатках.
Отношение теплоперепада на рабочих лопатках Δhл к располагаемому теплоперепаду Δhт называется степенью реактивности:
Ω=Δhл/Δhт (20.4)
При Q = 0 (чисто активная ступень) весь располагаемый теплоперепад, а следовательно, и перепад давлений срабатывается в сопловом аппарате, превращаясь в скоростной напор. Именно такая ступень рассмотрена на рис. 20.2, 20.3. При Q=l (чисто реактивная ступень) весь располагаемый теплоперепад срабатывался бы на рабочих лопатках.Современные мощные турбины выполняют многоступенчатыми с определенной степенью реактивности, чаще и на рабочих лопатках. Ступень срабатывает лишь часть общего перепада давления на турбине, и при большом их числе разность давлений в отдельной ступени получается небольшой, а скорости потока — умеренными. При степени реактивности и = 0,5 сопловые и рабочие лопатки имеют одинаковую форму. Более того, один и тот же профиль лопаток может быть использован во всех ступенях турбины, и только длина лопаток изменяется в соответствии с увеличением объема рабочего вещества по мере понижения давления. Это удобно с точки зрения их изготовления.
На левой половине рисунка 20.6 показан корпус или цилиндр высокого давления (ЦВД) конденсационной трехкорпусной трубины мощностью 300 МВт на сверхкритические параметры пара с промежуточным перегревом пара до 565 °С. ЦВД представляет собой двухстенную литую конструкцию. Пар сначала поступает в сопловую коробку 4, расположенную во внутреннем корпусе 3, проходит через ступень 6 с двумя лопатками и пять ступеней давления справа налево Выходя из внутреннего корпуса, пар поворачивается на 180°, проходит между внутренним и наружным / корпусами и поступает далее на шесть ступеней давления При этом он омывает и охлаждает внутренний корпус, а также частично разгружает его стенки, испытывающие внутреннее давление Во внутреннем корпусе диафрагмы 2 крепятся непосредственно в стенке, а в наружном — в промежуточных обоймах 5 Обоймы позволяют организовать отборы пара для регенерации
После промежуточного перегрева в котле пар с параметрами 3,53 МПа и 565 °С поступает в корпус среднего, а затем низкого давления (справа)
5.4. Мощность и кпд турбины
Работа турбины как теплового двигателя характеризуется внутренней (индикаторной) мощностью, развиваемой лопатками, и эффективной (на валу) мощностью
Эффективная мощность Ne меньше внутренней Ni на значение механических потерь (в подшипниках, на привод вспомогательных механизмов и т д ) Внутренняя мощность Ni меньше мощности N0, которую развивала бы идеальная турбина, на значение внутренних потерь (от трения и завихрения в каналах, от перетечек пара в зазорах помимо сопл и т. д.)
Внутренний относительный КПД учитывает внутренние потери турбины и определяется отношением
(20.5)
Механические потери оцениваются механическим КПД:
(20.6)
Для большинства современных турбин [14] ηoi = 0,7÷0,88; ηмех = 0,99÷0,995.