Назва роботи: Загальна характеристика турбоустановок ТЕС і АЕС
Предметна область: Енергетика
Опис: Класифікація електричних станцій. Позначення парових турбін. Основні етапи розвитку теплоенергетики і турбобудування. Загальне знайомство з паровою турбіною ТЕС. Компонування теплової електричної станції.
Розмір файлу: 1005 KB
Роботу скачали: 222 чол.
Лекція №1. Загальна характеристика турбоустановок ТЕС і АЕС
- Класифікація електричних станцій
Основу сучасної енергетики становлять технології трансформації енергії різних природних її джерел. В даний час в світі найбільш широко представлена теплоенергетика, що базується на джерелах органічного походження (нафтове паливо, вугілля і газ). В останні десятиліття активно розвивалася і атомна енергетика з використанням реакторів на теплових нейтронах типів ВВЕР і РБМК (первинне джерело енергії # 150; ядерне паливо). При цьому в технологічному ланцюжку виробництва електроенергії застосовуються парові турбіни ТЕС і АЕС, що є основним обладнанням, відповідно, теплових і атомних електричних станцій (ЕС). Залежно від виду енергії, що виробляється розрізняють конденсаційні (для виробництва електричної енергії) і теплофікаційні (для виробництва електричної та теплової енергії) паротурбінні електростанції. Перші з них (КЕС) прийнято називати ГРЕС - Державні районні електростанції, а другі # 150; ТЕЦ - теплоелектроцентралі. Все ширше застосовується парогазова технологія, на основі якої формуються парогазові установки (ПГУ). У них поряд з паровими турбінами використовуються і газові енергетичні турбіни. Крім того, електричну енергію виробляють такі види електростанцій: ГЕС # 150; гідравлічні; ГАЕС # 150; гідроакумулюючі; ВЕС # 150; вітряні; СЕС # 150; сонячні; ПЕС # 150; припливні; ГеоТЕС # 150; геотермальні.
- Позначення парових турбін
Парові турбіни відносяться до класу турбомашин. Турбомашинах (t urbo - вихор, обертання) називають лопатеві машини, дія яких заснована на перетворенні теплової (потенційної) енергії робочого середовища в механічну роботу обертового вала (парові і газові турбіни). До класу турбомашин відносять також компресори, вентилятори і насоси. в яких здійснюється процес перетворення механічної форми енергії (роторів, робочих коліс) в потенційну енергію середовища.
Парові турбіни маркуються таким чином:
У представлених маркуваннях перші літери (одна або дві) вказують місце турбіни: До # 150; конденсаційна; Т # 150; теплофікації з опалювальним відбором водяної пари; Р # 150; з протитиском; П # 150; теплофікації з виробничим відбором пари для промислового споживання; ПТ # 150; теплофікації з виробничим і опалювальним регульованими відборами пара; КТ # 150; теплофікації з опалювальним нерегульованим відбором пари; ТК # 150; теплофікації з опалювальним відбором і великий конденсаційної потужністю. Далі вказується номінальне значення електричної потужності турбоагрегату (N Е. МВт). Для турбін типу Т через косу риску вказується і потужність в конденсаційному режимі їх експлуатації, а для турбін ПТ # 150; потужність при відключеному в літньому періоді експлуатації теплофікаційному відборі. Далі в маркуванні представляється значення тиску водяної пари на вході в турбіну (тиск перед стопорним клапаном р 0. МПа). Раніше в маркуваннях тиск уявлялося в кгс / см 2. Для турбін типу ПТ і Р в маркуваннях присутні показники тиску пара (р п), що відбирається тепловому споживачеві (через косу риску після р 0. - р 0 / р п). Остання цифра в маркуванні показує вид модифікації турбіни, який визначається заводом-виробником при змінах в її конструкції. У деяких маркуваннях вказується буква М, що означає модернізований варіант турбіни.
В кінці маркування представлений завод-виготовлювач парової турбіни. Основні з Аводи-виробники парових турбін в РФ (нині Акціонерні товариства # 150; АТ) наступні: ЛМЗ # 150; Ленінградський Металевий завод (м.Санкт-Петербург); ТМЗ # 150; Уральський турбінний (раніше турбомоторний) завод (г. Екатеринбург); КТЗ # 150; Калузький турбінний завод (м Калуга). Крім того, в російській енергетиці використовуються парові турбіни, що випускаються Харківським турбінним заводом (НВО «Турбоатом», Україна). Провідні зарубіжні виробники парових і газових турбін: «АВВ» (німецько-швейцарське об'єднання), «Siemens» (Німеччина), «Westinqhouse» (США), «GEC -А lsthom» (англо-французьке об'єднання), «General Ele c tric »(США),« Mitsubishi »,« Hitachi »,« Tochiba »(Японія).
Наприклад, маркування К-800-23,5-3 ЛМЗ представляє конденсаційну парову турбіну, номінальне значення потужності якої N Е = 800 МВт, тиск водяної пари на вході р 0 = 23,5 МПа. Дана турбіна (третя модифікація) виготовлена АТ «ЛМЗ». Теплофікації парова турбіна Т-250 / 300-23,5-3 ТМЗ виготовлена Уральським турбомоторний заводом. Турбіна має номінальну потужність 250 МВт, а максимальну # 150; 300 МВт і виконана на сверхкритические параметри водяної пари. Парова турбіна К-500-6,4 / 25-2 ХТЗ призначена для АЕС і являє тихохідний варіант виконання турбоагрегату, що відзначається в маркуванні частотою обертання ротора n = 25 с -1. При відсутності вказівки частоти її значення n = 50 с -1.
- Основні етапи розвитку теплоенергетики і турбобудування
Початок формування теплоенергетики в світі визначалося появою перших одиничних джерел електроенергії та її споживачів в середині Х I Х століття. Тоді приводами для електрогенераторів були локомобілі і парові машини. Перша в світі парова турбіна виготовлена в 1883 році (турбіна шведського інженера Г. Лаваля на рис. 1.1). Вона є прообразом сучасних турбін активного типу. У 1884 році Ч. Парсонс (Англія) запропонована багатоступенева парова турбіна реактивного типу. Перша парова турбіна в Росії випущена в 1907 році Петербурзьким Металевим заводом - турбіна потужністю 200 кВт (р 0 = 1,3 МПа, t 0 = 300 0 С). Цей завод заснований в 1857 році і спочатку виробляв металоконструкції і парові котли. Сьогодні АТ «Ленінградський Металевий завод» - найбільший виробник енергетичних парових і газових турбін.
Мал. 1.1. Пристрій найпростішої парової турбіни
1 # 150; вал; 2 # 150; диск; 3 # 150; лопатки; 4 - сопло
У 1883 р в Санкт-Петербурзі була введена в дію перша електростанція загального користування (на її основі з'явився перший в Росії електричний трамвай). Тоді ж починалося будівництво електростанцій в Москві, Новоросійську, Нижньому Новгороді, Іваново-Вознесенську та інших містах. Перша в Москві Георгіївська електростанція (1888 рік) виробляла постійний струм з радіусом дії в півверсти. Її максимальне навантаження до 1905 року досягла 1500 кВт. У 1903 році на ГЕС-1 (Державна електростанція на Раушской набережній р Москви) замість парових машин були встановлені дві турбіни з одиничною потужністю 2 МВт. До кінця 1916 року загальна потужність електростанцій Росії склала тисяча сто дев'яносто два МВт.
У 1920 році створено Державну комісію з електрифікації Росії (ГОЕЛРО) для розробки плану розвитку електроенергетики. Цей план був розрахований на 15 років і складався з двох програми: А і Б. Програмою А намічалося відновлення, реконструкція та об'єднання наявних електростанцій в єдину мережу, а програмою Б # 150; будівництво 30 нових електростанцій (20 ТЕС і 10 ГЕС) загальною потужністю 1750 МВт. Програма А була виконана в 1928 році. До 1923 року ЛМЗ відновив близько 30 парових турбін іноземного виробництва, а в 1924 році випустив власну турбіну потужністю 2 МВт. Основні завдання, намічені програмою Б. були виконані в 1930 році. Уже в 1935 році СРСР вийшов з виробництва електроенергії на друге місце в Європі і третє в світі. Парові турбіни невеликої потужності проводилися з 1931 року Кіровським заводом. а з 1937 року # 150; Невським заводом в Ленінграді (нині АТ «НЗЛ»). У 1934 р завершено будівництво Харківського турбобудівних заводу. який до Другої світової війни випускав тихохідні турбіни (n = 25 с -1) потужністю 50 і 100 МВт. Перед Великою Вітчизняною війною (1938 г.) В м Свердловську був побудований Уральський турбінний завод (раніше «турбомоторний завод»). У 1950 році став до ладу Калузький турбінний завод. орієнтований на виробництво парових турбін невеликої потужності.
З 1957 року почалося виготовлення парової турбіни К-200-130 ЛМЗ (ПВК-200), яких в різних модифікаціях випущено більше 340 шт. З випуском турбін К-300-23,5 в 1961 році здійснено перехід на сверхкритические параметри водяної пари (тиск р 0 = 23,5 МПа, температура t 0 = 540-560 0 С). У 1965 році випущена турбіна К-800-23,5 ЛМЗ (спочатку двовальний агрегат для Слов'янської ГРЕС) і К-500-23,5 ХТЗ (для Рефтинской і Назаровской ГРЕС). З 1969 року серійно випускаються одновальні турбіни К-800-23,5 ЛМЗ. З 1982 року на Костромській ГРЕС експлуатується парова турбіна К-1200-23,5 ЛМЗ потужністю 1200 МВт. Уральський турбомоторний завод був орієнтований на виробництво теплофікаційних турбін. Великим досягненням стала виготовлена в 1970 році турбіна Т-250 / 300-23,5. Найбільшими тепловими електростанціями є: Березовська ГРЕС-1 (енергоблоки потужністю 800 МВт на Кансько-Ачинський вугіллі); Екібастузського ГРЕС-1, ГРЕС-2 і Рефтінская ГРЕС (енергоблоки потужністю 500 МВт на Екібастузьку вугіллі); Сургутская ГРЕС-2 і Пермська ГРЕС (енергоблоки 800 МВт на газовому паливі). Найбільшими атомними електростанціями є Ленінградська, Нововоронежська, Курська АЕС. Для них заводами підготовлені парові турбіни потужністю 500 і 1000 МВт як тихохідні (ХТЗ), так і швидкохідні (ЛМЗ). Перша в світі атомна ТЕЦ (АТЕЦ) споруджена в м Білібіно.
- Загальне знайомство з паровою турбіною ТЕС
На рис. 1.2 показана компоновка ТЕС, основне генерує обладнання якої встановлено в турбінному (парова турбіна і електричний генератор) і котельному (енергетичний котел) відділеннях.
Мал. 1.2. Компонування теплової електричної станції
Далі (рис. 1.3) розглядається конструкція трьохциліндрової парової турбіни. Головними елементами турбіни є її циліндри: ЦВД - циліндр високого тиску; ЦСД # 150; середнього тиску; ЦНД # 150; низького тиску, в турбінних ступенях яких відбуваються процеси перетворення теплової енергії водяної пари. Кожен циліндр складається з корпусу і ротора. Всі корпуси мають горизонтальний фланцевий роз'єм. У парових турбінах сукупність всіх нерухомих її частин прийнято називати статором, а обертаються - ротором. Система роторів високого тиску (РВД), середнього тиску (РСД), низького тиску (РНД) спільно з роторами електрогенератора і збудника називається Валопроводи турбоагрегату. Валопровод розташовується в підшипниках, встановлених у відповідних корпусах.
Водяна пара з котельного агрегату енергоблоку по головним паропроводах через стопорні і регулюючі клапани надходить в проточну частину ЦВД, після розширення в якій направляється на проміжний перегрів. Після промперегрева пар через регулюючі клапани направляється в проточну частину ЦСД і далі, через ресиверні труби, в двухпоточний ЦНД. Після розширення в ЦНД водяна пара направляється в конденсатор турбоустановки, в якому відбувається його конденсація. Саме тут має місце основна втрата теплоти в турбоустановці. У проточної частини турбіни від першої до останньої її ступенів питома обсяг водяної пари в міру зниження його тиску (в процесі розширення пара) збільшується, що вимагає зростання площ прохідних перетинів проточної частини турбінних ступенів. Це досягається збільшенням розмірів лопаточного апарату цих ступенів. Наприклад, довжина робочих лопаток першого щабля ЦВД парової турбіни складає 20-50 мм, а останньою ЦНД може досягати значень 960-1200 мм.
Мал. 1.3. Зовнішній вигляд парової турбіни К-215-12,8 ЛМЗ
У процесі розширення водяної пари в турбінних ступенях відповідних циліндрів турбіни в роторі формується крутний момент, що забезпечує обертання валопровода із заданою частотою n. В енергетичних турбінах ТЕС Росії частота обертання n = 50 с -1 визначається частотою вироблюваного в електрогенераторі електричного струму f = 50 Гц. Для підтримки заданої частоти обертання при різних навантаженнях парова турбіна забезпечена системою автоматичного регулювання.
Отже, парова турбіна є турбомашинах, в якій теплова енергія водяної пари перетворюється в механічну енергію обертового ротора, яка витрачається на обертання ротора електричного генератора.
Лектор: В.Ф. Касілов
Використання чистого прибутку. На початку року наступного за звітним власники організації приймають рішення про розподіл чистого прибутку. Для обліку нерозподіленого прибутку непокритого збитку передбачений рахунок 84 Нерозподілений прибуток непокритий збиток. Для цього в резерв щорічно відраховується не менше 5 чистого прибутку.
Підходи до планування прибутку. Важливе місце у фінансовому плануванні займає етап планування прибутку. Підходи до планування прибутку залежать від параметрів виробничої господарської та фінансової діяльності організації підприємства. Потрібно вивчити найбільш суттєві взаємозв'язки в економіці підприємства і зрозуміти їх вплив на розмір прибутку.