Comments 193
> в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.
А такие случаи были? На каких мощностях?
А такие случаи были? На каких мощностях?
Я пролистал документ и удивился. Сказано, что при аварии на ГРЭС сломалась паровая турбина. Я всегда думал, что ГРЭС — это «большая водяная мельница», и вдруг электричество в ней генерируется паром.
Было бы интересно услышать историческое развитие гидроэлектростанций, почему и на каком этапе там используются паровые турбины?
Было бы интересно услышать историческое развитие гидроэлектростанций, почему и на каком этапе там используются паровые турбины?
Скорость вращения турбины при любом рабочем диапазоне электрической мощности одинакова, соответственно, и центробежная сила тоже не зависит от мощности.
Скорость вращения турбины при любом рабочем диапазоне электрической мощности одинаковаЕсть такое понятие, как раскрутка. Происходит при резком сбросе нагрузки (0 — это тоже рабочий диапазон, холостой ход), если количество подаваемого пара не уменьшить.
центробежная сила тоже не зависит от мощностиНу да. Она зависит от массо-габаритных характеристик лопатки, а в отдельно взятой турбине они постоянны.
При диаметре турбины в 3 метра и скорости вращения 3000об/мин, концы лопаток последней ступени движутся со скоростью в 471 м/с. И имеют массу в десятки кг.
На сверхзвуке? что там с обтеканием потока? там будут ударные звуковые волны. может ошибка 471 м/с?
Чем выше давление, тем выше скорость звука
Легко же посчитать, длинна окружности пи*диаметр = 3*3,14 = 9,42 метров
И умножить на 50 оборотов в секунду = 471 м/с
Но это на краях лопаток, в середине будет меньше.
Судя по фото, 3 метра вполне может быть
И умножить на 50 оборотов в секунду = 471 м/с
Но это на краях лопаток, в середине будет меньше.
Судя по фото, 3 метра вполне может быть
50 оборотов в секундуЭто откуда?
Из розетки, там 50 Гц
Двух-
Наверное, есть разные варианты исполнения, но вот пример документации на произвольно взятую турбину того же Сименса assets.new.siemens.com/siemens/assets/public.1527681070.b3c23696bf67b4152e0f21fd02bd2625e0b01a83.sst-6000-interactivepraes.pdf
Наверное, есть разные варианты исполнения, но вот пример документации на произвольно взятую турбину того же Сименса assets.new.siemens.com/siemens/assets/public.1527681070.b3c23696bf67b4152e0f21fd02bd2625e0b01a83.sst-6000-interactivepraes.pdf
Frequency: 50 or 60 Hz
Speed: 3,000 or 3,600 rpm
Например из текста «Вращающийся вал турбины соединён с электрогенератором. Чтобы электричество в сети имело необходимую частоту, валы генератора и турбины должны вращаться со строго определённой скоростью — в России ток в сети имеет частоту 50 Гц, а турбины работают на 1500 или 3000 об/мин.»
Для таких больших лопаток это тихоходная турбина, там 25 об/сек.
У большинства паровых турбин валы соединены в один валопровод, так что роторы высокого, среднего и низкого давления вращаются с одной частотой как единое целое.
Скорость звука зависит от среды и давления (если среда — газ или сжимаемая жидкость), вы же говорите и о том и другом за пределами турбины (в атмосфере). Внутри турбины во время её работы скорость звука будет существенно другой
На выходе турбины небольшой вакуум и температура пара около 6 градусов цельсия… не думаю что на последней ступени скорость звука будет сильно отличаться от привычной нам.
В расчетах скорости лопатки вероятно вкралась ошибка, такие большие лопатки выходной ступени характерны тихоходным турбинам со скоростью вращения 1500 об/мин или 25об/сек. И превышение скорости звука там нет и близко.
В расчетах скорости лопатки вероятно вкралась ошибка, такие большие лопатки выходной ступени характерны тихоходным турбинам со скоростью вращения 1500 об/мин или 25об/сек. И превышение скорости звука там нет и близко.
Почему же вы тогда говорите о скорости лопаток турбин первой ступени, но сравниваете её со скоростью звука в турбинах последней ступени и расчёты основываете на изображении турбины последней ступени?
На выходе турбины небольшой вакуум и температура пара около 6 градусов цельсияИнтересен источник этой информации. Потому как 6 градусов там быть не может, ибо температура охлаждающей воды из градирни даже зимой не опускается ниже 10-11 градусов, а еще температурный напор. Ну и вакуум там не меньше 0,88 (абс. давление 0,12 ата) — по ПТЭ, в номинале 0,035—0,040 ата. При вакууме ниже 0,7 ЕМНИП турбина отключается защитой.
Про скорости лопаток спорить бессмысленно — они рассчитаны на скорость вращения турбин.
Скорость вращения турбин фиксирована, но линейная скорость дальней кромки лопатки зависит не только от частоты вращения но и от её длинны. Максимальная длина лопатки определяется прочностью материала и в том числе может быть ограничена по максимальной линейной скорости.
Температура выходного пара с турбины определяется величиной вакуума на выходе. Чем глубже вакуум тем лучше, но поскольку пар на выходе становится холоднее растут затраты на его подогрев и затраты на создание вакуума. Где-то есть компромисс между величиной выходного вакуума и экономическим эффектом турбины в целом. В том числе это зависит от среднегодовой температуры охлаждающего водоёма. да, градиент температур ниже требует больших размеров теплообменника, что так же сказывается на экономическом эффекте. Учитывая всё это находят компромисс для конкретного места строительства энергоблока.
Температура выходного пара с турбины определяется величиной вакуума на выходе. Чем глубже вакуум тем лучше, но поскольку пар на выходе становится холоднее растут затраты на его подогрев и затраты на создание вакуума. Где-то есть компромисс между величиной выходного вакуума и экономическим эффектом турбины в целом. В том числе это зависит от среднегодовой температуры охлаждающего водоёма. да, градиент температур ниже требует больших размеров теплообменника, что так же сказывается на экономическом эффекте. Учитывая всё это находят компромисс для конкретного места строительства энергоблока.
Скорость вращения турбин фиксирована, но линейная скорость дальней кромки лопатки зависит не только от частоты вращения но и от её длинныВы так говорите, что можно подумать, что длина лопатки меняется в процессе эксплуатации. Да, линейная скорость зависит от всего, что Вы перечислили, но это определяется на этапе проектирования.
поскольку пар на выходе становится холоднее растут затраты на его подогрев и затраты на создание вакуумаЕще раз прошу источник этой мудрости. Ну или хотя бы пример, где есть подогрев пара в конденсаторе. Собсссно простой вопрос: откуда берется вакуум в конденсаторе? (На этом вопросе обычно срезается большая часть студентов, что пошли работать на электростанцию).
Учитывая всё это находят компромисс для конкретного места строительства энергоблока.Строго наоборот. Сначала место строительства — там, где нужна энергия/мощность (иначе будет как тот пьяный, что ищет часы под фонарем), а потом подбор оборудования из имеющихся в продаже (читай типовых блоков, турбин, котлов и т.п.).
Типовой бывает проект, но оборудование получается довольно уникальным и разрабатывается строго под место установки и местные условия.
Я Вам даже больше скажу. На одной электростанции стоящие рядом одинаковые блоки, построенные одним и тем же подрядчиком, получаются уникальными и непохожими.
Тем не менее производитель не меняет оборудование под конкретное место строительства. Максимум у него есть несколько видов исполнения: арктическое, тропическое, сейсмоустойчивое и т.п.
Если заказывать у условного Сименса или ЛМЗ разработку турбины под конкретное место, то у генерирующих компаний никаких денег не хватит.
Тем не менее производитель не меняет оборудование под конкретное место строительства. Максимум у него есть несколько видов исполнения: арктическое, тропическое, сейсмоустойчивое и т.п.
Если заказывать у условного Сименса или ЛМЗ разработку турбины под конкретное место, то у генерирующих компаний никаких денег не хватит.
Сильно возмущённое состояние. Может быть что угодно. Описание с помощью понятия «скорость звука» мало что даёт.
Ошибка, вероятно в скорости вращения турбины, такая большая скорей всего тихоходная 1500об/мин.
Максимальная длина титановой лопатки турбины в последней ступени, если не ошибаюсь, 1.2м для быстроходной и 1.45м для тихоходной и она ограничена прочностью материала.
Сверхзвука там не должно быть в принципе, обычную-то турбину спроектировать сложно а тут ещё пришлось бы учитывать всякие сверхзвуковые эффекты. У сверхзвуковых самолётов сопло меняет геометрию при переходе на сверхзвук, а тут как? Лопатки не поменяешь прямо на ходу…
Максимальная длина титановой лопатки турбины в последней ступени, если не ошибаюсь, 1.2м для быстроходной и 1.45м для тихоходной и она ограничена прочностью материала.
Сверхзвука там не должно быть в принципе, обычную-то турбину спроектировать сложно а тут ещё пришлось бы учитывать всякие сверхзвуковые эффекты. У сверхзвуковых самолётов сопло меняет геометрию при переходе на сверхзвук, а тут как? Лопатки не поменяешь прямо на ходу…
Мне тоже представляется маловероятным сверхзвуковое движение лопаток.
Но аргумент про сопла сз самолетов — так себе: изменяемая геометрия сопла нужна для того, чтобы оно могло более-менее эффективно работать как на до- так и на сверхзвуке. Режим работы турбины более-менее постоянен, ей такой тюнинг ни к чему.
А до рабочей скорости раскручивать как? после преодоления звукового барьера всё меняется кардинально, боюсь что турбина рассчитанная на работу на сверхзвуке потребует внешней раскрутки до выхода на режим. Это как бы ненужные сложности. И сам момент перехода в сверхзвук… вот где будут часто сыпаться лопатки, которые на такой скорости и так работают на пределе прочности. Вобщем, это выглядит слишком сложно и ненадёжно. Может в будущем как-то решат проблему перехода на сверхзвук, раскручивая турбину в вакууме и только потом постепенно подавая пар без снижения скорости… мне это кажется чересчур сложным.
А до рабочей скорости раскручивать как?
Неэффективно
Если нравятся аналогии с соплами двигателей, то вот первое нагугленное:
Один из первых сверхзвуковых истребителей МиГ-19 оснащался двигателем РД-9 с регулируемым соплом.
Тот же двигатель в модификации для (сверхзвуковой) крылатой ракеты К-10 регулируемого сопла не имел.
Мне тоже представляется маловероятным сверхзвуковое движение лопаток.
Ничего фантастического в этом нет, для реактивных ступеней окружная скорость венца рабочего колеса приблизительно равна абсолютной скорости потока после соплового аппарата; а для активных ступеней так вообще скорость потока вдвое выше окружной скорости лопаток.
И значение имеет относительная скорость потока на обтекаемых им лопатках, а не с какой скоростью венец колеса рассекает пространство :)
Почему вас удивляет сверхзвук у концов турбинных лопаток? Концы лопаток вентиляторов современных двухконтурных ТРД часто двигаются на сверхзвуковых скоростях, к примеру. Даже если и на дозвуке, то обтекание там всё равно может быть сверхзвуковым из-за разгона потока на профиле лопатки. Вероятно, в турбинах это тоже может происходить. Какие-нибудь малорасходные газовые наверняка вращаются с сумасшедшими скоростями.
Лопатки не поменяешь прямо на ходу…
Зато профиль меняется вдоль лопатки.
Да. Вот пример из 2002 года. Блок вроде 300 МВт. Блок был старый. Не выдержал обкатки после ремонта. Никто не пострадал, т.к. произошло в выходной день. Даже премии выдали руководству за то, что никто не пострадал.
«На Каширской ГРЭС взорвался третий энергоблок»:
www.newsru.com/russia/05oct2002/vzr.html
youtu.be/3msHlXBvdfM
«На Каширской ГРЭС взорвался третий энергоблок»:
www.newsru.com/russia/05oct2002/vzr.html
youtu.be/3msHlXBvdfM
Чаще лопатки улетают вниз, в конденсатор, ибо в нижней точке еще и гравитация помогает. Что гораздо менее зрелищно и обходится без особых разрушений. Практически сразу турбина отключается защитой от повышения вибрации. Испорченными оказываются несколько трубок в конденсаторе, ну и сами лопатки. Для устранения вибрации отрезают лопатки. Огромное количество турбин работают с отрезанными последними ступенями — немного теряют в мощности и кпд.
Происходит это от несоблюдения параметров пара на входе в турбину. На выходе пар становится слишком влажным, вода оседает на лопатках и на таких скоростях, как указали выше, отрывает лопатки.
Происходит это от несоблюдения параметров пара на входе в турбину. На выходе пар становится слишком влажным, вода оседает на лопатках и на таких скоростях, как указали выше, отрывает лопатки.
На Каширской ТЭС элементы ротора успешно покинули здание турбинного цеха.
www.youtube.com/watch?v=nkq7KIILuh4
О, ниже уже ответили…
www.youtube.com/watch?v=nkq7KIILuh4
О, ниже уже ответили…
Спасибо за статью, поностальгировал по временам университета.
Единственное, в разделе про устройство хотелось бы увидеть чем они отличаются от газовых турбин, а то сходу я даже не осознал, что это вообще говоря разные штуки. Озарение пришло на цифре 3600 об/мин, у газовых турбин, помнится, скорость вращения на порядок больше.
Единственное, в разделе про устройство хотелось бы увидеть чем они отличаются от газовых турбин, а то сходу я даже не осознал, что это вообще говоря разные штуки. Озарение пришло на цифре 3600 об/мин, у газовых турбин, помнится, скорость вращения на порядок больше.
на цифре 3600 об/мин, у газовых турбин, помнится, скорость вращения на порядок больше
Неужели больше 36 тыс. об./мин?!
"На порядок" = плюс-минус километр; это насколько смог вспомнить.
Вот тут приведены числа порядка 10к-100к об/мин:
https://ru.m.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D1%82%D1%83%D1%80%D0%B1%D0%B8%D0%BD%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%B4%D0%B2%D0%B8%D0%B3%D0%B0%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C
Прежде всего — именно вероятностью конденсации. Стоит упустить пар, и вскоре мельчайшие капельки сделают из лопаток турбины красивейшее кружево.
У современных газовых турбин для энергетики частота та же самая. На редукторах падает КПД, редукторы вышли из моды ;)
Проработал более 7 лет на крупнейшеё ТЭС Казахстана ЭГРЭС-1 — 8 блоков по 500 МВт. Турбины там К-500-240 различных модификаций заводов ХТГЗ и ЛМЗ. Начинал машинистом-обходчиком вспомогательного оборудования турбины. А оборудования это для каждой турбины десятки насосов мощностью до 1МВт, куча теплообменников с различными средами — масло, тех вода, пар, в том числе критического давления. Есть ещё пара турбонасосов, приводом у которых служат турбины поменьше — порядка 10МВт каждая. Работал также машинистом турбины, а позже и старшим машинистом энергоблока. И всё время, пока работал, поражался инженерному гению проектировщиков и монтажников. Наши турбины не сильно проигрывают тошибовским по допускам. Кроме того, мало просто обеспечить геометрические допуски — турбина подвергается множеству различных воздействий: температура, давление, вибрации. К примеру, от начала пуска до выхода на номинальные параметры длина статора турбины, в результате теплового расширения, увеличивается на несколько см. В тоже время существует множество технологических защит, действующих на немедленный останов турбины, с допуском порядка десятых, а то и сотых миллиметра. Например, ОСР ЦВД — относительный сдвиг ротора цилиндра высокого давления(относительно статора) вследствии воздействия на него потока пара — -1,5мм — +1мм
Для меня в истории изобретения турбины самым занимательным оказался тот факт, что при этом родилось то самое сопло Лаваля, без которого в космос не летают.
Поясните пожалуйста, зачем охлаждают пар после турбины? Почему его нельзя сразу направить обратно на подогрев?
Обратно в котел подают воду под давлением примерно 200 атмосфер и в большом объеме.
Сжать много пара и подать в котел слишком затратное мероприятие.
Воде в котле легче передать тепло чем пару
Сжать много пара и подать в котел слишком затратное мероприятие.
Воде в котле легче передать тепло чем пару
Фазовый переход — самая фишка паровых турбин (и двигателей)
У вас есть котёл с большим давлением, оттуда вылетает кубометр газа и выносит энергию E.
Так чтобы запихать в него этот же кубометр надо затратить ту же механическую энергию E! Так не работает.
Можно набрать в котёл воды и работать пока не выкипит, но это метод 19 века
Если запихивать холодный газ то он разогреется в котле раза в 3 максимум (пусть с комнатных 300K до жарких 900K), чисто теоретический КПД не выходит больше 66%.
А вот если «обмануть систему» и запихивать в котёл воду (пар сжатый в 800 раз), то получается потеря всего 1/800 энергии на это действие.
У вас есть котёл с большим давлением, оттуда вылетает кубометр газа и выносит энергию E.
Так чтобы запихать в него этот же кубометр надо затратить ту же механическую энергию E! Так не работает.
Можно набрать в котёл воды и работать пока не выкипит, но это метод 19 века
Если запихивать холодный газ то он разогреется в котле раза в 3 максимум (пусть с комнатных 300K до жарких 900K), чисто теоретический КПД не выходит больше 66%.
А вот если «обмануть систему» и запихивать в котёл воду (пар сжатый в 800 раз), то получается потеря всего 1/800 энергии на это действие.
Дык эта же энергия потом и снимается в турбине, минус кпд.
Вылетает, конечно. В статье пишут про КПД 50% Половину на подобные дела потеряли
Если тепло из конденсатора пускать на отопление, то получим КПД процентов 70.
Но если отказаться от фазового перехода, то на таких низких температурах (500С) мы потеряем процентов 30-50 КПД сразу только на возврате рабочего тела в котёл.
А для высоких температур у нас нет годных материалов (производители авиадвигателей работают над этим, но счастья пока нет)
Наверное, нам помогла бы замена воды на какой-то другой теплоноситель, с низкой теплотой фазового перехода, но что-то про такое я не слышал, видимо лучше воды пока ничего не нашли
BTW конденсация пара в конденсаторе создаёт разрежение и «всасывает» пар из турбины низкого давления, что тоже помогает движению газов и вращению турбины
Если тепло из конденсатора пускать на отопление, то получим КПД процентов 70.
Но если отказаться от фазового перехода, то на таких низких температурах (500С) мы потеряем процентов 30-50 КПД сразу только на возврате рабочего тела в котёл.
А для высоких температур у нас нет годных материалов (производители авиадвигателей работают над этим, но счастья пока нет)
Наверное, нам помогла бы замена воды на какой-то другой теплоноситель, с низкой теплотой фазового перехода, но что-то про такое я не слышал, видимо лучше воды пока ничего не нашли
BTW конденсация пара в конденсаторе создаёт разрежение и «всасывает» пар из турбины низкого давления, что тоже помогает движению газов и вращению турбины
Ещё там появляются какие-то критические температуры и сама по себе теплота фазового перехода теряется. Но в этой части теплотехники я уже плыву
Вероятно, умные люди всё посчитали и потери не такие большие.
Вероятно, умные люди всё посчитали и потери не такие большие.
Да, есть на диаграмме P-T есть такая область, где разница между газовой и жидкой фазой теряется.
Однако в теплообменниках часто используют именно фазовый переход, так как он позволяет достаточно быстро отводить много энергии. Ну и да, используется он там, где умные люди посчитали, что он необходим.
Однако в теплообменниках часто используют именно фазовый переход, так как он позволяет достаточно быстро отводить много энергии. Ну и да, используется он там, где умные люди посчитали, что он необходим.
Пар, сброшенный с турбины теплофикационных блоков (обычно стоят на ТЭЦ — теплоэлектроцентраль), используется в огромных бойлерах на подогрев горячей воды (независимый контур), которая идет в систему горячего водоснабжения ближайшего города. И за это электростанция получает деньги. Т.е. происходит процесс, выгодный для экономики работы турбины: и рабочий пар охлажден до жидкого состояния (теперь эту воду можно обратно закачать в котел), и энергия пара не выкинута на ветер, а пошла на пользу (подогорев горячей воды для города, за что станция получила деньги). Остаток тепла приходится скидывать в градирнях. Именно поэтому теплофикационные блоки с точки зрения экономики выгодней, чем обычные конденсационные блоки (обычно стоят на ГРЭС).
Летом, когда не нужно греть батареи, городу уже не нужно столько тепла. Поэтому летом пар приходится в бОльшей части скидывать в градирнях.
В итоге лучшая экономика работы теплофикационных блоков — это работа зимой. Ну и вообще, при прочих одинаковых вводных, выгодней загружать именно теплофикационные блоки по максимуму, т.к. часть энергии пара при охлаждении пара с турбины используется на подогрев горячей воды для ближайшего города хотя бы летом.
Поэтому теплофикационные блоки обычно стараются держать в постоянной максимально возможной нагрузке, а конденсационные блоки использовать для регулирования нагрузки, т.к. их экономика хуже.
И еще пару следствий из последнего вывода:
1. Машинисты и старшие машинисты конденсационных блоков (чаще всего это ГРЭС) становятся суперпрофи, т.к. почти каждый тренируются в пуске, регулировке и останове блоков. А их коллеги на теплофикационных блоках (чаще всего это ТЭЦ) не получают такое продвижение навыков. Там пуск блока раз в году происходит. Топ менеджмент электростанции приходит посмотреть и проконтролировать пуск теплофикационного блока как на запуск космического корабля.
2. Некоторые ГРЭС собираются выводит в резерв, а их персонал сокращать. За поддержание блоков в резерве станция будет тоже получать деньги, не неся затрат на топливо.
Летом, когда не нужно греть батареи, городу уже не нужно столько тепла. Поэтому летом пар приходится в бОльшей части скидывать в градирнях.
В итоге лучшая экономика работы теплофикационных блоков — это работа зимой. Ну и вообще, при прочих одинаковых вводных, выгодней загружать именно теплофикационные блоки по максимуму, т.к. часть энергии пара при охлаждении пара с турбины используется на подогрев горячей воды для ближайшего города хотя бы летом.
Поэтому теплофикационные блоки обычно стараются держать в постоянной максимально возможной нагрузке, а конденсационные блоки использовать для регулирования нагрузки, т.к. их экономика хуже.
И еще пару следствий из последнего вывода:
1. Машинисты и старшие машинисты конденсационных блоков (чаще всего это ГРЭС) становятся суперпрофи, т.к. почти каждый тренируются в пуске, регулировке и останове блоков. А их коллеги на теплофикационных блоках (чаще всего это ТЭЦ) не получают такое продвижение навыков. Там пуск блока раз в году происходит. Топ менеджмент электростанции приходит посмотреть и проконтролировать пуск теплофикационного блока как на запуск космического корабля.
2. Некоторые ГРЭС собираются выводит в резерв, а их персонал сокращать. За поддержание блоков в резерве станция будет тоже получать деньги, не неся затрат на топливо.
и энергия пара не выкинута на ветер, а пошла на пользу (подогорев горячей воды для города, за что станция получила деньги)
Никуда энергия пара не выкидывается, в градирню подается вода с низкой температурой, которая дополнительно охлаждатся ниже температуры наружнего воздуха.
Поэтому теплофикация только снижает электрический КПД, отбирая энергию, которая могла быть использована турбиной.
Ок, я был не прав: на самом деле энергия пара не выкидывается на ветер, а сбрасывается в речку. На входе в градирни температура речной воды, к примеру, 0 градусов, а на выходе 5 градусов (сброс в реку). Поэтому река по течению ниже любой электростанции не замерзает в любую зиму.
Теплофикация наоборот — повышает в целом КПД. В любом случае нужно охладить рабочий пар, скидываемый с последних ступеней турбины (потом полученную воду обратно заталкивают в котел энергоблока). И есть два варианта охлаждения этого пара: охладить через градирни (т.е. бесплатно скинуть тепло в речку) или использовать тепло на нагрев воды в трубах для отопления города (город за это платит деньги).
Теплофикация наоборот — повышает в целом КПД. В любом случае нужно охладить рабочий пар, скидываемый с последних ступеней турбины (потом полученную воду обратно заталкивают в котел энергоблока). И есть два варианта охлаждения этого пара: охладить через градирни (т.е. бесплатно скинуть тепло в речку) или использовать тепло на нагрев воды в трубах для отопления города (город за это платит деньги).
Цикл Карно нереализуем — слишком велики потери на перекачку такого теплонсоителя, конденсат имеет меньший удельный объём и потому куда меньше совершаемая над ним работа в насосах.
Но вообще-то ещё для того, чтобы создать за турбиной технический вакуум (так как давние пара при температуре насыщения конденсирующегося на трубках конденсатора около 40С (тепература охлаждающей воды + температурный перепад в пленке и через стенку) — а это соответствует давлению в около 4-5КПа). Что увеличивает теплоперепад (это про разнсоть энтальпий а не температуры) в цилиндрах, снижает температуру отвода тела из цикла, повысив так термический а следовательно и электрический КПД паротурбинной установки.
Потому что в соплах статора пар превращает свою потенциальную тепловую энергию в кинетическую при налчиие перепада давления. Далее этот поток поворачивается на рабочих лопатках ротора и энергия преобразуется а кинетическую энергию вращающегося ротора. Собственно так и работает паровая турбина — о чём поленились написать в этой унылой и неграмотной «статье».
Но вообще-то ещё для того, чтобы создать за турбиной технический вакуум (так как давние пара при температуре насыщения конденсирующегося на трубках конденсатора около 40С (тепература охлаждающей воды + температурный перепад в пленке и через стенку) — а это соответствует давлению в около 4-5КПа). Что увеличивает теплоперепад (это про разнсоть энтальпий а не температуры) в цилиндрах, снижает температуру отвода тела из цикла, повысив так термический а следовательно и электрический КПД паротурбинной установки.
Потому что в соплах статора пар превращает свою потенциальную тепловую энергию в кинетическую при налчиие перепада давления. Далее этот поток поворачивается на рабочих лопатках ротора и энергия преобразуется а кинетическую энергию вращающегося ротора. Собственно так и работает паровая турбина — о чём поленились написать в этой унылой и неграмотной «статье».
Про «раскрутить многотонный вал одной ступени недостаточно» — это немного не так.
Первая ступень, которая самая маленькая, снимает порядка 25% мощности и весело крутит не только вал но и генератор.
Чаще всего пар последовательно проходит ступени турбины и уходит в конденсатор, промперегрев — довольно дорогое удовольствие.
Газовые турбины имеют КПД выше паровых(если считать по топливу, котел то тоже имеет кпд, а газовой он не нужен) и при расчете капвложений на кВт тоже дешевле.
Вода там не дистиллированная, а гораздо лучше очищенная, деионизированная.
Ну и про градирни забыли рассказать — на средней станции вода в них испаряется тысячами тонн в сутки.
Первая ступень, которая самая маленькая, снимает порядка 25% мощности и весело крутит не только вал но и генератор.
Чаще всего пар последовательно проходит ступени турбины и уходит в конденсатор, промперегрев — довольно дорогое удовольствие.
Газовые турбины имеют КПД выше паровых(если считать по топливу, котел то тоже имеет кпд, а газовой он не нужен) и при расчете капвложений на кВт тоже дешевле.
Вода там не дистиллированная, а гораздо лучше очищенная, деионизированная.
Ну и про градирни забыли рассказать — на средней станции вода в них испаряется тысячами тонн в сутки.
Деионизированная вода не «лучше очищенная», а по другому очищенная и от другого очищенная. Совсем не знаю, но чисто логически, нужна дистиллированная деионизированная вода, ну или наоборот.
Да, а если жечь топливо сначала в газовой турбине, а потом выхлопом+дожиганием греть котлы-утилизаторы паровой турбины и остатки тепла пускать на теплоцентраль, то КПД, а точнее КИЭТ(коэффициент использования энергии топлива) может достигать 75%.
Ну если уж считать вместе с теплом то даже старые теплоэлектростанции станции из 80-х годов имеют КПД больше 80%. И к тому же еще в СССР обязали строить именно теплоэлектростанции, а не просто тепловые электростанции.
А современные станции имеют КПД больше 90%
Тут речь именно если сравнить электростанции работающие на газе по электричеству
1 Сжигаем газ в котле, получаем пар, крутим турбину — генератор
2 Сжигаем газ в газотурбинном двигателе, крутим генератор от ротора газовой турбины, газами кипятим воду, паром крутим турбину, крутим генератор от паровой турбины.
По факту такие установки именуются парогазовыми электростанциями.
А современные станции имеют КПД больше 90%
Тут речь именно если сравнить электростанции работающие на газе по электричеству
1 Сжигаем газ в котле, получаем пар, крутим турбину — генератор
2 Сжигаем газ в газотурбинном двигателе, крутим генератор от ротора газовой турбины, газами кипятим воду, паром крутим турбину, крутим генератор от паровой турбины.
По факту такие установки именуются парогазовыми электростанциями.
cs10.pikabu.ru/post_img/2019/01/03/5/154649832115390710.jpg
Я именно это и имел ввиду.
Я именно это и имел ввиду.
Суммарное КПД (по сути коэффициент использования тепла сгорания топлива) не особо адекватное значение, потому что просто нагреть воду гораздо выгоднее современным конденсационным котлом небольшой мощности, который можно поставить в непосредственной близости от потребителя (и избежать потери на передачу тепла, равно как и необходимость строить и ремонтировать теплотрассу).
А что делать в те периоды когда отопление не требуется(т.е. летом), а требуется электричество, притом так же много как и зимой(кондиционеров всё больше и больше)???
К сожалению сейчас народ идёт именно по пути строительства отдельных придомовых котельных, а когда начнутся перегрузки в сети тогда и начнут думать об электричестве.
З.Ы. как я понимаю на хабре любят всякое, типа ветроэнергетики, солнечных батарей. Но я могу ответственно заявить: чем строить ветропарки в местах где для этого нет благоприятных условий, лучше бы вложили деньги в модернизацию ТЭЦ.
К сожалению сейчас народ идёт именно по пути строительства отдельных придомовых котельных, а когда начнутся перегрузки в сети тогда и начнут думать об электричестве.
З.Ы. как я понимаю на хабре любят всякое, типа ветроэнергетики, солнечных батарей. Но я могу ответственно заявить: чем строить ветропарки в местах где для этого нет благоприятных условий, лучше бы вложили деньги в модернизацию ТЭЦ.
Вы сами ответили — развивать сонечную энергетику. По счастливому стечению обстоятельств, пик потребления электроэнергии кондиционерами приходится на пик солнечной активности.
Ну и никто не предлагает запрещать развивать электростанции работающие на парогазовом цикле — вводите новые мощности, будет вам электричество вашим любимым путем.
Речь о том, что не нужно силой тянуть неэффективные станции.
Вообще проблема тут гораздо шире — в России рынок монополизирован и конкуренции нет. Малой генерацией заниматься невыгодно.
Можно было бы ставить газопоршневые установки и локально получать с них тепло и электричество, а излишки продавать в сеть.
Можно солнечные батареи ставить и тоже излишки в сеть продавать.
Но вот только нельзя в сеть продавать в РФ, а без этого проект становится автономным и невыгодным.
Ну и никто не предлагает запрещать развивать электростанции работающие на парогазовом цикле — вводите новые мощности, будет вам электричество вашим любимым путем.
Речь о том, что не нужно силой тянуть неэффективные станции.
Вообще проблема тут гораздо шире — в России рынок монополизирован и конкуренции нет. Малой генерацией заниматься невыгодно.
Можно было бы ставить газопоршневые установки и локально получать с них тепло и электричество, а излишки продавать в сеть.
Можно солнечные батареи ставить и тоже излишки в сеть продавать.
Но вот только нельзя в сеть продавать в РФ, а без этого проект становится автономным и невыгодным.
Солнце с трудом окупается в солнечной Калифорнии, а в мрачном СНГ (не забываем что «холодный» по меркам США Нью Йорк находися на широте Сочи) не окупится никогда.
Полностью согласен. Не забываем про пыль которую неплохо было бы убирать с панелей летом и снег — зимой.
Просто arcman не в курсе того что КИЭТ(коэффициент использования энергии топлива) большинства современных ТЭЦ с градирнями 25-40%. А тот же показатель ТЭЦ с ГПА или ГТУ составляет от 70 до 90%.
Объясняю русским языком. На сожженый кубометр газа можно получить в два раза больше полезного выхлопа в виде большей электрической мощности и остаточной тепловой энергии.
З.Ы. Киловатт зелёной энергии в разы дороже обычной углеводородной. Поэтому считаю более разумным вкладывать деньги в модернизацию и доведение до ума существующей углеводородной энергосистемы, при этом развивать понемногу зелёную энергию. А не так что за цену новой ТЭЦ построить ветропарк установленной мощностью 1/3 от ТЭЦ.
З.З.Ы. Деньги пилить конечно лучше на строительстве ветропарков, тут ещё и пиар можно грамотно сделать
Просто arcman не в курсе того что КИЭТ(коэффициент использования энергии топлива) большинства современных ТЭЦ с градирнями 25-40%. А тот же показатель ТЭЦ с ГПА или ГТУ составляет от 70 до 90%.
Объясняю русским языком. На сожженый кубометр газа можно получить в два раза больше полезного выхлопа в виде большей электрической мощности и остаточной тепловой энергии.
З.Ы. Киловатт зелёной энергии в разы дороже обычной углеводородной. Поэтому считаю более разумным вкладывать деньги в модернизацию и доведение до ума существующей углеводородной энергосистемы, при этом развивать понемногу зелёную энергию. А не так что за цену новой ТЭЦ построить ветропарк установленной мощностью 1/3 от ТЭЦ.
З.З.Ы. Деньги пилить конечно лучше на строительстве ветропарков, тут ещё и пиар можно грамотно сделать
ветряки уже давно дешевле газовых турбин
en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source#Germany
en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source#Germany
С бесплатной балансировкой — да. Жаль только что балансировка на самом деле не бесплатна, а оплачена простыми гражданами, вынужденными платить конские тарифы ибо grid fee уже под 40%. А эта ставка как раз так высока из-за постоянной необходимости перебрасывать ток по стране и регулировать выработку на ПГУ.
тут надо определиться — либо у вас жарко и солнечно, что кондиционеры нужны, либо пасмурно и холодно.
Первая ступень, которая самая маленькая, снимает порядка 25% мощности и весело крутит не только вал но и генератор.
Для паровых турбин это не так. Располагаемый теплоперепад первой ступени по отношению к приведённому теплоперепаду хотя у одного ЦВД меньше этих 25%. Да, первая ступень обычно мощнее последующих, но это связано с особенностями системы регулирования мощности турбины и так не у всех турбин.
Чаще всего пар последовательно проходит ступени турбины и уходит в конденсатор, промперегрев — довольно дорогое удовольствие.
Если глянуть на расход условного топлива на выработанный киловаттчас дорогое удовольствие — его отсутствие.
Газовые турбины имеют КПД выше паровых(если считать по топливу, котел то тоже имеет кпд, а газовой он не нужен) и при расчете капвложений на кВт тоже дешевле.
Какой КПД вы сравниваете? КПД внутренний — отношение превращенного в полезную мощность теплоперепада к располагаемому? Или КПД всей тепловой станции? У ГТУ (не ПГУ) оно ниже чем у ТЭС с ПТУ на сверхкритических параметрах пара.
Ну и про градирни забыли рассказать — на средней станции вода в них испаряется тысячами тонн в сутки.
Есть подпитка. И там качество воды много ниже, чем у рабочего тела.
Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30
Я за нашу науку и инженеров, но… опять «не имеющая мировых аналогов» самая маленькая паровая турбина. Я уже лет двадцать знаю про Capstone, которая была основана в 1988 году, в том числе — одним из основателей Compaq (не помню, откуда я это знаю — можно загуглить). И уже лет 20 Capstone на российском рынке продает 30 кВт турбины, которые выглядят не как гаражное изделие Уральского федерального университета — Capstone image
Там было сказано, что ПТМ-30 самая маленькая паровая турбина. А Capstone — газовая. Газотурбинные установки вообще более компактные.
Кстати, нашлись и поменьше:
- паровая турбина на 1,5 кВт, для образовательных целей www.greenturbine.eu/GT1.html
- и на 15 кВт, которую выпускают в практических целях www.greenturbine.eu/GT15.html
Вторая картинка там, вроде, показывает, что не меньше. В пол-метра не вкладывается, похоже.
Вот бы на внутреннее устройство посмотреть и на показатели эффективности.
Я всё мечтаю о тех временах когда преобразование энергии будет с эффективностью 99% даже в маломощных установках.
Я всё мечтаю о тех временах когда преобразование энергии будет с эффективностью 99% даже в маломощных установках.
Это какое-то очень далёкое будущее. Насколько могу вспомнить, такой высокий кпд в небольших установках чисто конструктивно невозможно получить, потому что нельзя обеспечить соответствующий термодинамический цикл. А если всё же попытаться, получится слишком дорого или громоздко, и потеряется весь смысл.
Ничто не мешает маломощным силовым установкам будущего брать энергию из эфира работать на других принципах с другим КПД, но паровые турбины даже через N лет вряд ли будут иметь КПД 99%.
:(
Если считать не только электричество а и тепло
то есть газовые котлы с КПД 102%
Ну там конечно как посчитать, но в целом сходится.
Энергия топлива судя по всему посчитана с некоторыми допущениями
А при сжигании метана получаем углекислый газ и воду в виде пара
Если теплообменник ниже 80 градусов, то почти вся вода из выхлопа конденсируется. при этом отдавая много энергии.
то есть газовые котлы с КПД 102%
Ну там конечно как посчитать, но в целом сходится.
Энергия топлива судя по всему посчитана с некоторыми допущениями
А при сжигании метана получаем углекислый газ и воду в виде пара
Если теплообменник ниже 80 градусов, то почти вся вода из выхлопа конденсируется. при этом отдавая много энергии.
Это очень смотря как и что считать. Термодинамический цикл приблизить к 100% — надо ооочень постараться.
studfiles.net/preview/3548613/page:3/
> Видно, что 100%-ный КПД можно получить только в том случае, если температура холодильника есть абсолютный нуль, что недостижимо.
studfiles.net/preview/3548613/page:3/
> Видно, что 100%-ный КПД можно получить только в том случае, если температура холодильника есть абсолютный нуль, что недостижимо.
Небольшое уточнение — ЗАМКНУТЫЙ термодинамический цикл. А в таких установках он разомкнут. Мы считаем только по термодинамике, а там ещё и энергия химической реакции участвует и цикл, повторюсь ещё раз, разомкнут.
Ммм. Может я чего-то подзабыл, но в термодинамике и энергию химической реакции обычно учитывают, и разомкнутые циклы с помощью ловких несложных допущений замыкают. Любой двигатель, берущий воздух из атмосферы в качестве рабочего тела, формально является частью разомкнутой системы, но как-то же его термодинамику считают.
102% получаются у котлов использующих теплоту конденсации продуктов сгорания, потому что по нормативам в расчетах КПД её не учитывают.
3 phase AC 860 Hz, after rectification: DC. Voltage depends upon type of generator. Default is 500 V.
Турбина представляет собой вал (ротор)… закреплён не на валу, а на корпусе самой турбины и потому остающийся неподвижным (отсюда и название — статор).
Зацикленность получилась. «Турбина это вал, а все что закреплено не на валу (то есть не на турбине), значит закреплено на турбине (валу) и поэтому неподвижно». Неподвижный вал.
>> Понятная схема работы ТЭЦ
Подскажите, как на этой понятной схеме вода из конденсатора попадает в градирню?
Труба петлей проходит через конденсатор. Как по мне — то не очень понятно.
Подскажите, как на этой понятной схеме вода из конденсатора попадает в градирню?
Труба петлей проходит через конденсатор. Как по мне — то не очень понятно.
Вода циркулирующая в градирне и вода в котле-турбине-конденсаторе — это разная вода.
Пар в конденсаторе охлаждается, передавая тепло «петле» из градирни.
Пар в конденсаторе охлаждается, передавая тепло «петле» из градирни.
И не обязательно в градирню. Часто применяют специальный пруд охладитель — средних размеров озеро, в середине которого идёт забор воды циркуляционными насосами. После конденстора эта вода сбрасывается в канал уходящий в озеро.
Сейчас актуально применять парогазовые установки, их КПД выше.
ru.m.wikipedia.org/wiki/Парогазовая_установка
ru.m.wikipedia.org/wiki/Парогазовая_установка
“...3 phase AC 860 Hz, after rectification: DC. Voltage depends upon type of generator. Default is 500 V...”, как бы, в котельную просто так не поставить, к обычной сети не подключить ;)
Правильно ли я понимаю, что причиной низкого КПД паровой турбины являются потери энергии на перевод воды в пар и практическая невозможность снятия энергии при конденсации? А повышение температуры пара — это просто способ повысить энергию, отдаваемую паром до того, как он конденсируется?
Отсюда вопрос — не проводились ли какие-либо эксперименты по замене вида теплоносителя в турбинах, замкнутого цикла, что-нибудь с низкой теплотой парообразования, но схожими температурами и низкой коррозийной агрессивностью?
Отсюда вопрос — не проводились ли какие-либо эксперименты по замене вида теплоносителя в турбинах, замкнутого цикла, что-нибудь с низкой теплотой парообразования, но схожими температурами и низкой коррозийной агрессивностью?
Не совсем так и просто не так.
Rankine cycle
Парогазовая установка
В жизни (IRL) ещё есть технические ограничения.
Rankine cycle
Парогазовая установка
В жизни (IRL) ещё есть технические ограничения.
Правильно ли я понимаю, что причиной низкого КПД паровой турбины являются потери энергии на перевод воды в пар и практическая невозможность снятия энергии при конденсации?
У самой турбины КПД высокий. В цикле идут большие потери энергии на конденсацию. Фактически чем выше начальные параметры пара (температура, давление), тем выше КПД. Здесь самая большая проблема паровых циклов. Перегревать пар, например, до 1000°C — это то ещё развлечение. В моей дипломной работе это предлагалось делать с помощью сжигания водорода в перегретом паре.
Отсюда вопрос — не проводились ли какие-либо эксперименты по замене вида теплоносителя в турбинах, замкнутого цикла, что-нибудь с низкой теплотой парообразования, но схожими температурами и низкой коррозийной агрессивностью?
Помню из универа, что были проекты ртутных турбин. Но получалось дорого и опасно.
. В цикле идут большие потери энергии на конденсацию. Фактически чем выше начальные параметры пара (температура, давление), тем выше КПД. Здесь самая большая проблема паровых циклов
Это проблема любых тепловых двигателей, напрямую следующая из формулы их кпд ru.wikipedia.org/wiki/Коэффициент_полезного_действия (чем выше разница температур тем выше кпд)
Если бы проекты. Ртутные (ртутно-водяные) и фреоновые (водо-фреоновые) циклы делали. На входе турбины первого примерно 900 К 0.7 МПа ртутного пара, на выход водяной котёл-ртутный конденсатор с последующим перегревом в газоходах ртутного котла и обычный водно-паровой цикл (понятно — адски дорогой котёл, недешёвая турбина, аустениты-то-сё, все соединения первого контура только сваркой и только с тщательнейшим контролем плюс ртутная коррозия и прочие пакости; ртутно-водяных теплоэлектростанций было несколько, кажется, самая известная в Шенектеди, США), а у второго — вначале сверхкритический водяной пар и паровые турбины высокого-среднего давления, промперегревы, где-то на уровне обычной теплофикационки или «чуть выше» — теплообменник из водяного пара в фреоновый (заодно избегание водяной коррозии и износа от «дробеструйки» из водяных капель в высоковлажном паре в последних ступенях). Но фреоны из разряда хлорфторуглеродов ВНЕЗАПНО оказались опасней некуда для озона (почему-то озоновая дыра не над Японией, Китаем или США, а над Антарктидой, что вы, никакой теории заговора, просто бизнес Дюпон) и последнее прикрыли.
Насчет низкой коррозионной агрессивности воды при температуре свыше 500 градусов Цельсия разработчики турбин и котлов с вами бы спороли.
Вдруг кому-то интересна история паровых машин, тогда посмотрите здесь.
Особо интересно посмотреть на производственные линии, где строят турбины.
«потенциальной энергии пара» — потенциальную энергию пара используют паровые машины, турбины используют кинетическую энергию
То есть, в турбине нет сопловых решеток, в которых эта потенциальная тепловая энергия пара превращается в кинетическую? И в турбину не поступает пар со скоростью движения в паропроводе всего в 30-50 м/с?
Турбина в этом отношении такая же паровая машина и превращает тело в работу.
Турбина в этом отношении такая же паровая машина и превращает тело в работу.
«В отличие от паровой машины, совершающей работу за счет потенциальной энергии пара (его упругости), в турбине используется кинетическая энергия струи пара» Л. С. Шапиро Сердце корабля / Ленинград: Судостроение, 1990. С. 58. Логическая ошибка в Вашем высказывании заключается в использовании предиката «превращается», который обладает имманентной аддиктивностью. Если пользоваться Вашей логикой, то можно сказать, что турбины используют энергию термоядерной реакции в Солнце, которая «превращается» в излучение, которое «превращается» растениями в живое вещество, которое в результате различных пертурбаций и по прошествии геологических эпох «превращается» в органическое топливо, которое в результате окислительно-восстановительных реакций в топке котла «превращается»… и т.д. Используя «превращается» можно и до Большого взрыва протянуть цепочку, а вот в турбине используется кинетическая энергия пара.
а вот в турбине используется кинетическая энергия пара.
На выходе из котла скорость пара незначительна, а скорость пар приобретает в сопловом аппарате.
К тому же турбины бывает активные и реактивные, и степень реактивности на разных ступенях и даже в радиальном направлении вдоль лопаток одной ступени может быть переменной.
Вы взяли цитату из книги с вольным стилем изложения для широкой публики, и пытаетесь интерпретировать её дословно. Считайте, что в приведенной цитате пропущено слово «поршневой» о паровой машине и «активной» о турбине, так как ввиду исторических причин у кораблестроителей и железнодорожников словосочетание «паровая машина» прочно закрепилось именно за поршневой машиной.
И кстати, на той же странице в следующем абзаце говорится и о сопловом аппарате.
Есть ли способы возвращать затраты энергии на фазовый переход вода-пар? Или энергия нещадно выбрасывается в конденсаторе и градирне?
(на схеме от Мосэнерго видно, что горячая вода используется для отопления. Но отопительный сезон, ведь, не круглый год)
И вообще, зачем кипятить воду, а не просто нагревать воздух?
(на схеме от Мосэнерго видно, что горячая вода используется для отопления. Но отопительный сезон, ведь, не круглый год)
И вообще, зачем кипятить воду, а не просто нагревать воздух?
Кипятить воду -> паровая турбина
Нагревать воздух -> газовая турбина
Можно делать и так, и сяк, и даже объединить в одном устройстве: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B0%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%8F_%D1%83%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BA%D0%B0
Зачем — ну вот рассчитали и прикинули, что в конкретном случае одно может получиться эффективнее другого. В среднем эффективность сопоставимая, вот и применяют от случая к случаю.
Газовая турбина требует сжигания топлива — её нельзя использовать на АЭС. На АЭС только паровые. Хотя, АЭС, ведь не обязательно должна кипятить воду и тратить энергию на фазовый переход. Могла бы греть воздух или иной газ.
Не обязана, но сам факт наличия фазового перехода позволяет существенно улучшить теплоотдачу. Недаром иногда добавляют ещё один контур с другим теплоносителем, чтобы тот тоже претерпевал фазовый переход.
добавляют ещё один контур с другим теплоносителем, чтобы тот тоже претерпевал фазовый переход
А нам рассказывали, что первый контур нужен для
1) чтобы в реакторе вода не кипела (пар замедляет нейтроны хуже воды)
2) радиационной безопасности
Да и какой смысл фазового перехода в первом контуре, когда вся его задача — передать теплоту второму
Первый контур много для чего нужен, согласен. Однако, двухконтурные теплообменники можно использовать не только в ядерных реакторах и не только для отвода тепла от горячих штуковин. За давностью лет я мог что-то напридумывать, но насколько припоминаю, двухконтурные системы с несколькими ФП используют в холодильных установках. В первом контуре ФП выгоден и в месте, где тепло отводится (теплоноситель закипает), и где оно передаётся второму теплоносителю (первый конденсируется).
Газовая турбина требует сжигания топлива — её нельзя использовать на АЭС.
Если речь не АЭС в ВТГР с газовой турбиной. Но это всё бумажные проекты, пока рабочее тело во втором контуре АЭС даже с ВТГР — водяной пар.
Хотя, АЭС, ведь не обязательно должна кипятить воду и тратить энергию на фазовый переход. Могла бы греть воздух или иной газ.
Не АЭС, а реактор… Или там какой теплообменник. А вот АЭС вся целиком как раз и греет окружающую среду, помимо производства электроэнергии.
Есть проекты и таких реакторов. Загвоздка в том что… перекачивать воздух или «иной газ»(кстати — гелий, как самый теплоёмкий) слишком затратно, в итоге выигрыш весь уйдёт в обеспечение перекачки газа через реактор. Ведь его теплоемкость меньше чем у воды, а значит надо обеспечить даже больший массовый расход через активную зону.
Больше перспектив у жидкометаллических натриевых реакторов. Но и тут засада… чуть что не так — реактор превращается в опаснейшую глыбу радиоактивного металла. Ещё и химически активного.
Больше перспектив у жидкометаллических натриевых реакторов. Но и тут засада… чуть что не так — реактор превращается в опаснейшую глыбу радиоактивного металла. Ещё и химически активного.
Загвоздка в том что… перекачивать воздух или «иной газ»(кстати — гелий, как самый теплоёмкий) слишком затратно, в итоге выигрыш весь уйдёт в обеспечение перекачки газа через реактор.
Что, прямо «весь»? Неужели? Т.е. британские газоохлаждаемые реакторы никогда не существовали?
Газодувки жрут много, но не катастрофически много. Основные проблемы у ВТГР иные.
А вращение Земли не влияет на быстро крутящуюся турбину за счет гироскопического эффекта?
Довольно давно слышал, что технология создания лопаток турбин — стратегическая и ценна не меньше, чем ракетные или атомные технологии.
Источник не помню, проверить не могу. Это действительно так?
Источник не помню, проверить не могу. Это действительно так?
Да, но пруфов у меня нет. Могу лишь сказать, что на моей работе (ТЭС) уже несколько лет ищут, кто бы смог сделать лопатки для газовой турбины сименс, кроме самого сименса. Практически все остальное уже можем сделать своими силами или на отечественных заводах, а лопатки фиг. Вот такое импортозамещение.
Да могут, и делают. Дело то в другом, лопатки турбины — это сложное высокотехнологичное изделие, её нельзя просто взять, обмерить штангенциркулем и выточить на ЧПУ. Скопировать готовую лопатку без конструкторской документации, реверс-инженирингом, да ещё и с гарантией, что у вас турбина не рассыпется — да она вам не то что золотой, платиновой выйдет,.
Скопировать по внешним габаритам можно и без конструкторской документации. Даже состав сплава можно сравнительно легко выяснить.
Сложность в другом: в своей основе лопатки делают литыми, а технология отливки и последующей термообработки — очень нетривиальные, дабы обеспечивалась правильная структура. Если не догадаться как сделать правильно, то даже вливания сотен нефти золота и платины не помогут.
Вот что любопытно: в СССР лопатки делать умели. Куда потерялось это знание?!
Почему потерялось? Со времён СССР товарищи материаловеды и технологи продолжают находить всё новые и новые способы получения нужных свойств у материалов. Этим, в общем-то бесконечно можно заниматься.
почему умели?
речь на самом деле идет о газовых турбинах (турбореактивных двигателях).
а с ними СССР всё время был в догоняющих.
речь на самом деле идет о газовых турбинах (турбореактивных двигателях).
а с ними СССР всё время был в догоняющих.
Они и умеют. Только это всё будут другие материалы, другие лопатки. Даже если соблюсти форму лопатки просто так её не заменишь — фирменные рассчитываются и работают на пределе прочности материала, чуть не такой материал и вес уже будет другим, и допустимая длина лопатки другая меньше имеющейся.
На быстроходные турбины последнюю ступень делают из титана… и его там едва хватает.
На быстроходные турбины последнюю ступень делают из титана… и его там едва хватает.
скажи — чей Крым?
это говорилось про газовые турбины (турбореактивные двигатели).
там и температуры повыше будут и нагрузки.
там и температуры повыше будут и нагрузки.
Вот интересно, пишут про такие вот допуски, а я на одной из электростанций видел один из роторов турбины, отработавшей свое и списанный, его как памятник-музейный экспонат на входе выставили. И там лопатки были ощутимо покоцаны, как рассказали работники, за счет конденсации пара в процессе… И вот кажется, что этот износ был явно больше, чем плюс-минус один грамм…
И там лопатки были ощутимо покоцаны, как рассказали работники, за счет конденсации пара в процессе…
Это эрозия — часть лопаток ЦНД (цилиндра низкого давления) особенно последние ступени работают на влажном паре. Степень влажности которого не может быть выше 14%, но если изобразить расширение пара на H-S диаграмме окажется, что без этого участка никак.
Одновременно с идеальным процессом расширения идет дросселирование — процесс-то не идеальный, но это только сдвигает расширение по. H-S диаграмме вправо а при утыкании в изобару в конденсаторе (вернее выхлопом патрубке) — выше, что только снижает влажность на выходе. Конденсация пара идет только в конденсаторе.
Превращение перегретого пара во влажный происходит не за счет охлаждения пара, а за счет его адиабатного расширения, потому в турбине нет никакой конденсации.
Конденсатор же — часть ПТУ, а не турбины.
Чисто статистически они коцаются равномерно по всей окружности, уходят граммы но на балансе ротора это отражается сильно слабее. Это если бы в одном месте уходили граммы тогда проблема проявила бы себя очень быстро.
Очень интересно и познавательно. В закладки.
«тридцатиметровую турбину надо изготавливать с точностью до 0,005 мм» — это, конечно, довольно рекламное утверждение. Для турбины достаточно быть сбалансированной, как колесо в шиномонтажке — грузиками — это вовсе не означает, что она вся изготовлена с такой адской точностью. А с указанной точностью, возможно, изготавливаются какие-то детали, типа роликов подшипников, которые вовсе не 30м в размере.
На схеме от Мосэнерго есть ошибка в рисунке внутри теплового пункта (будочка 14). Потоки воды должны быть встречными, чтобы получить больший коэффициент передачи тепла потребителю, а они нарисованы однонаправленными.
А вот не факт. У теплообменников есть как противоточные, так и прямоточные схемы работы, и выбор между ними осуществляется по целому ряду критериев. В данном случае — почему бы и нет.
Upd. И честно говоря, по приведённой схеме вообще нельзя ничего сказать об устройстве местного теплообменника, там что-то очень символическое изображено — слева вода охлаждается, нагревая ту, что справа. Ну да.
Вода в левой трубе охлаждается, а в правой нагревается. Горячая и холодная вода отмечены цветами, из чего можно сделать вывод о направлении движения воды в контурах.
Ну ок, согласен.
Однако повторюсь, в зависимости от обстоятельств применяться может как одно, так и другое. При противотоке, в частности, может возникнуть слишком большой температурный напор (разница температур теплоносителей на единицу длины), в связи с чем у теплообменника больше вероятность выйти из строя из-за температурных деформаций. При прямотоке температурный напор более равномерный.
Однако повторюсь, в зависимости от обстоятельств применяться может как одно, так и другое. При противотоке, в частности, может возникнуть слишком большой температурный напор (разница температур теплоносителей на единицу длины), в связи с чем у теплообменника больше вероятность выйти из строя из-за температурных деформаций. При прямотоке температурный напор более равномерный.
Существуют в мире очень маленькие турбины для получение электричества в походе? Чтобы наполнил бак водой, кинул в костер, подключил турбину и снимаешь ватт 500 хотя бы.
Один только электрогенератор на 0.5 кВт это килограмм 10 и размер с чайник. Плюс котёл, турбина, электроника. Нести всё это в поход? :-)
А ещё генератор и электроника и провода должны выдерживать температуру костра, т.к. иначе потребуется нести ещё и длинный вал от турбины в костре до генератора или паропроводы от котла к турбине.
А ещё генератор и электроника и провода должны выдерживать температуру костра, т.к. иначе потребуется нести ещё и длинный вал от турбины в костре до генератора или паропроводы от котла к турбине.
Даже автомобильные генераторы весят около 6кг и вырабатывать могут 1.6кВт. Генератор на 500Вт должен быть заметно легче и меньше.
Генератор от костра был бы крут в походе на электровелах. В багажники группы можно распихать довольно большую массу. Один тащит генератор, второй котел, третий электронику.
Солнечные панели слишком громоздкие и маломощные. Вот и думал, вдруг есть компактные решения для генерации хорошей мощности от тепла через турбину.
Генератор от костра был бы крут в походе на электровелах. В багажники группы можно распихать довольно большую массу. Один тащит генератор, второй котел, третий электронику.
Солнечные панели слишком громоздкие и маломощные. Вот и думал, вдруг есть компактные решения для генерации хорошей мощности от тепла через турбину.
и всю ночь топить костёр, носить дрова и спать под свист турбины (надо ведь всей группе зарядить аккумы за ночь) — а чтобы выдать устойчиво 0.5квт — это хороший костёр и котёл нужны — уж лучше я педали днём покручу
Сдается мне, даже если генератор вместе с турбиной упишутся в несколько килограмм, то котел со всякими там устройствами регулирования и защиты — очень вряд ли. Для нестыдного КПД там давления должны быть десятки атмосфер, если не больше. Представляем себе газовый баллон (10-40 килограмм). Представляем себе вентили и клапаны на такое давление (полкило-килограмм каждый). Добавляем пару килограмм на ключи, чтобы все это собирать/разбирать.
Между тем, киловаттный бензиновый генератор не греет мозг и весит вполне адекватные 13кг.
Между тем, киловаттный бензиновый генератор не греет мозг и весит вполне адекватные 13кг.
Бензиновый генератор… для зарядки электробайков, и возить с собой? А не проще ли сразу поставить бензиновые моторы на велосипеды? Ой… это же получаются уже мопеды…
Ну, электробайк — это, в общем, мопед и есть, только электрический
А насчет поставить бензиновый двигатель… мне кажется, основная проблема бензинового мопеда — это то, что он страшно шумит и воняет. Подобный же генератор не особо шумный и не обязательно во время зарядки сидеть рядом с ним. Думаю, если бы у меня был электробайк и я собрался на нем уехать далеко-далеко, я бы этот вариант всерьез рассматривал.
А насчет поставить бензиновый двигатель… мне кажется, основная проблема бензинового мопеда — это то, что он страшно шумит и воняет. Подобный же генератор не особо шумный и не обязательно во время зарядки сидеть рядом с ним. Думаю, если бы у меня был электробайк и я собрался на нем уехать далеко-далеко, я бы этот вариант всерьез рассматривал.
Генератор, на аналогичную мощность будет столь же громким как и двигатель мопеда. Просто некоторые мопеды сильно экономят на конструкции двигателя, поэтому они излишне шумные.
Кстати, при мощности электробайков за 500Вт нецелесообразно заряжать их такой же мощностью, особенно если их несколько в очереди — за ночь можно не успеть зарядить. На компанию из 3-4 байков нужен уже генератор минимум 2кВт чтобы заряжать за время примерно равное дневному переходу. И я пока ещё не видел генераторов шумящих меньше 50дБ. Ну и опять же, топливо для генератора возить с собой же. Там где есть заправки есть и розетка для зарядки, и генератор как бы с собой возить уже не нужно.
Кстати, при мощности электробайков за 500Вт нецелесообразно заряжать их такой же мощностью, особенно если их несколько в очереди — за ночь можно не успеть зарядить. На компанию из 3-4 байков нужен уже генератор минимум 2кВт чтобы заряжать за время примерно равное дневному переходу. И я пока ещё не видел генераторов шумящих меньше 50дБ. Ну и опять же, топливо для генератора возить с собой же. Там где есть заправки есть и розетка для зарядки, и генератор как бы с собой возить уже не нужно.
Генератор, на аналогичную мощность будет столь же громким как и двигатель мопеда. Просто некоторые мопеды сильно экономят на конструкции двигателя, поэтому они излишне шумные.Бензиновый мопед — это такая эрунда с педалями (МОтор + ПЕДали) и мотором от бензопилы… Они разве вообще бывают тихими?
Ну и опять же, топливо для генератора возить с собой же.Ну, его будет не так много.
И я пока ещё не видел генераторов шумящих меньше 50дБ.Ну, 50 дб — это, вообще, довольно-таки тихо…
Там где есть заправки есть и розетка для зарядкиТут у меня практического опыта нет, но я не очень представляю, как это выглядит… тусоваться полдня около заправки где-нибудь на трассе? Кроме того, существуют автоматические заправки — там попросить зарядиться не у кого. И еще бывают кемпинги без электричества.
В целом, не то чтобы я хотел спорить… мой основной поинт был в том, что в среди всех существующих и гипотетических мобильных электростанций на 1-2-3кВт бензиновому/дизельному генератору пока что альтернатив особых нет.
Зачем такие сложности? Эффект Зеебека и древний советский электрогенератор на керосиновую лампу :-)
Мощность маловата. Даже 500Вт он вряд ли выдаст, не говоря уже о киловатте.
Для такого нужен малогабаритный генератор с поршневым движком на метаноле, массы будет килограмм-два. КПД, конечно, так себе, но для горной местности сойдёт
Не подскажете, есть на рынке такие генераторы вообще?
Самый мелкий серийный, что я видел — 700 вт и 4 кг, кажется. Размерами примерно с прямоугольную бутыль-пятилитровку, маде ин чина, знаменитый Арматек, который на футбольный мяч похож, вдвое тяжелей.
Принципиально можно собрать более лёгкий (движок авиамодельный нужен или от мотокосы) и генератор из самых мелких, плата преобразователя. Но повозиться придётся.
Принципиально можно собрать более лёгкий (движок авиамодельный нужен или от мотокосы) и генератор из самых мелких, плата преобразователя. Но повозиться придётся.
для таких случаев есть термоэлектрические генераторы
Пар на них может подаваться как с края цилиндра, проходя все лопатки последовательно, так и по центру, расходясь к краям, что выравнивает нагрузку на вал.Еще есть вариант, когда пара входит с краев, а выходит по центру цилиндра. Пример — ЦСД-2 у турбины Т-250
турбина стремительно нарастит обороты и разрушится — в случае такой аварии лопатки легко пробивают корпус турбины, крышу ТЭС и разлетаются на расстояние в несколько километров.
Также каждая турбина обязательно проходит стресс-тест при повышенных оборотах — для агрегатов на 3600 оборотов тест предусматривает разгон до 4320 оборотов.
Расскажите поподробнее: а в чем вы их тестируете (в плане из чего сделан кожух для турбин и где это установлено)?
Кожух из листовой стали, стоит все это в цеху. Картинка: www.utz.ru/articles/img/modern.jpg
Для тестирования ничего специального не применяется. Проводится в рабочей конфигурации.
Для тестирования ничего специального не применяется. Проводится в рабочей конфигурации.
Спасибо за текст. Вспомнил курсовые по проектированию лопаток корабельных турбин, расчетам рабочего пространства котла, накотила слеза. В нашей лаборатории ХСМТ (херсонский судомех) стояли два образца корабельных турбин весом более тонны каждая. Сложно было поверить, что пар способен привести в движение такие махины. Активно использовали в качестве одноразовых ускорительных установок (помимо ДВС) в ВМФ.
Электрический КПД конденсационных турбин с промперегревом колеблется на уровне 35-40%. КПД современных ТЭС может достигать 45%.
Об примитивном уровне статьи говорит то, что здесь не отделяют внутренний КПД турбины от электрического КПД турбоустановки, не вспоминая даже о термическом КПД цикла. И ничтоже сумняшеся говорят про «турбины с промперегревом» когда с промперегревом бывает только ПТУ. Если вы хотите узнать как именно работает паровая турбина или же паротурбинная установка — статья абсолютно бесполезна. Тут не изобразили ни треугольника скоростей, не объяснили зачем нужно больше одной ступени, ни вспомнили даже о существовании T-S и H-S диаграмм, учитывая что первую изучают ещё в школе.
Уровень ликбеза для школьников создающий лишь иллюзию понимания + упоминание брэнда.
Но есть проблема — при падении температуры до точки насыщения пар начинает насыщаться, а это уменьшает КПД турбины.
Кто это писал? «при падении температуры до точки насыщения пар» — что за бредовая фраза?
Пар не «насыщается» — он увлажняется. Пар может быть либо перегретым, либо насыщенным — т.е. на линии насыщения. Либо влажным — под линией насыщения, когда изобара соответствует изотерме. На таком паре, внезапно все АЭС с ВВЭР работают. И с РБМК тоже.
Дальнейшее использование «КПД» без указания чего это КПД, какое это КПД лишь путает читателя.
Самая маленькая паровая турбина была создана в России всего пару лет назад инженерами Уральского федерального университета — ПТМ-30
Своими глазами видел более пары лет назад паровую турбину на 18 кВт — закупили как учебную в… Индии.
Самая мощная паровая турбина: такой титул могут по праву носить сразу два изделия — немецкая Siemens SST5-9000 и турбина производства ARABELLE, принадлежащей американской General Electric. Обе конденсационных турбины выдают до 1900 МВт мощности. Реализовать такой потенциал можно только на АЭС.
И конечно же нельзя добавить, что такая мощность достижима в первую очередь потому что они тихоходные — совершают 1500 или 1800 оборотов в минуту и имеют четырёхполюсной генератор, а не 3000 или 3600 оборотов в минуту, как быстроходные имеющие двухполюсной турбогенератор.
Замечу что приведенный теплоперепад для рабочего тела АЭС с ВВЭР — насыщенного пара меньше у ТЭС с перегретым сверхкритическим паром.
А предельная мощность однопоточной турбины (есть такой термин) определяется в первую очередь площадью выхлопа из ЦНД — т.е очень грубо говоря длиной лопатки последней ступени. Самой длиной лопаткой турбины. А так же частотой вращения турбины, прочностью материала лопатки, её плотностью, допустимыми потерями с выходной скоростью (ибо вспоминаем уравнение неразрывность), удельным объёмом пара на выхлопе… Поэтому для ТЭС при переходе на тихоходную турбину можно получить даже большую мощность.
ПТУ Костромской ГРЭС, напомню, производит 1200 Мвт электрической мощности.
Так что то, что только на АЭС с реакторами под 5000 Мвт тепловой мощности можно реализовать турбину такой мощности — это ещё спорно.
Чем выше давление, тем выше температура кипения воды, а значит, температура пара. На вход турбины подается пар, перегретый до 550-560 °C! Зачем так много? По мере прохождения сквозь турбину пар расширяется, чтобы сохранять скорость потока, и теряет температуру, поэтому нужно иметь запас. Почему бы не перегреть пар выше? До недавних пор это считалось чрезвычайно сложным и бессмысленным —нагрузка на турбину и котел становилась критической.
Ни слова о влиянии начальных параметров на термический КПД ПТУ…
Sign up to leave a comment.
Паровые турбины: как горячий пар превращается в электричество