- •1. Типы тэс и аэс: конденсационные, теплоэлектроцентрали
- •2. Тепловые схемы электростанции с промперегревом и без п.П.
- •4. Показатели тепловой и общей экономичности тэс. Качественное и количественное регулирование общего расхода теплоты.
- •5. Коэффициент теплофикации. Выбор теплофикационной нагрузки тэц с использованием коэффициента теплофикации. Влияние температуры атмосферного воздуха на теплофикационную нагрузку тэц.
- •6. Показатели тепловой экономичности конденсационных электростанций.
- •7. Показатели тепловой экономичности трехконтурной аэс. Схема принципиальная, h,s-диаграмма.
- •8 . Общий баланс теплоты кэс и тэц. Сравнительная оценка баланса теплоты.
- •9.Влияние промежуточного перегрева на расход пара на турбоустановку
- •10.Влияние промежуточного перегрева на удельный расход теплоты турбоустановки кэс
- •11. Расход топлива на кэс. Влияние промперегрева на расход топлива кэс. Схема принципиальная, h,s-диаграмма.
- •12. Показатели тепловой экономичности тэц. (кпд, удельный расход теплоты и топлива).
- •13. Особенности отпуска теплоты тэц с турбиной с противодавлением. Влияние противодавления на тепловую экономичность. Схема принципиальная, h,s-диаграмма.
- •14. Расход теплоты на производство электроэнергии теплофикационной установкой с конденсацией и отбором пара (регенеративным и теплофикационным).
- •15. Отпуск теплоты тэц с турбиной с конденсацией и регулируемыми отборами пара для подогревателей воды. Коэффициенты полезного действия тэц.
- •16.Показатели общей экономичности электростанций.
- •18. Влияние конечной влажности пара на показатели тепловой экономичности тэс. Сопряженные параметры.
- •19. Применение промежуточного перегрева пара. Выбор оптимального давления промперегрева теплофикационных турбоагрегатов.
- •20.Тепловая и общая эффективность промперегрева. Параметры тепловой экономичности.
- •21. Особенности промперегерва на тэц. Схема принципиальная, h,s – диаграмма.
- •22. Схемы принципиальные осушки пара установок аэс с турбинами насыщенного пара, h,s-диаграммы.
- •23. Рабочий процесс пара в турбинах аэс с паровым промежуточным перегревом. Схема принципиальная, h,s-диаграмма.
- •24. Влияние конечного давления пара на тепловую экономичность турбоустановки конденсационного типа и с противодавлением.
- •25. Влияние регенеративного подогрева конденсата и питательной воды котлов и парогенераторов на тепловую экономичность установок насыщенного и перегретого пара.
- •27. Оптимальное распределение отборов в турбине, работающей по циклу с промперегревом.
- •28. Сравнение тепловой экономичности различных типов паротурбинных установок: регенеративная и простейшая конденсационная установка.
- •30. Газотурбинные и парогазовые электоростанции. Схемы принципиальные, h-s диаграммы.
4. Показатели тепловой и общей экономичности тэс. Качественное и количественное регулирование общего расхода теплоты.
Показатели тепловой экономичности.
-
КПД по производству теплоты:
, где - КПД, характеризующий потери энергии на участке (в теплообменниках, трубопроводах и т.д.) от отбора турбины (противодавления) до теплового потребителя
- КПД, характеризующий потери энергии на участке до отбора потребителя (в парогенераторе, в трубопроводе)
- количество теплоты, полученное тепловым потребителем
- количество теплоты, отпускаемое от ТЭЦ
-
Расход топлива на производство теплоты: , кг/ч , где - низшая теплотворная способность топлива.
-
Удельный расход топлива на производство теплоты:
.
-
Удельный расход условного топлива на производство теплоты:
-
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении , где NЭТП – количество электроэнергии, выработанное на тепловом потреблении.
-
КПД ТЭЦ по производству теплоты брутто:
-
теплоты нетто: , где ВСН – расход топлива на собственные нужды.
Показатели общей экономичности электростанций
1) Уд. капитальные затраты на сооружение станции.
, КСТ - - полная стоимость эл. станции в рубл/кВт.
2) себестоимость эл-ой и тепловой эн-и , руб / кВт ч, Игод - годовые затраты в рублях на выраб-ку отпущенной эл/ст кол-ва эл/эн-ии (нетто) . ИГОД = ИТ+ИК+ИЭКС, где ИТ – топливная составляющая, ИК – амортизац-ая составляющая, ИЭКС – эксплуатационная. ; ;
Себестоимость эл/эн - СЭ = СТ+СК+СЭКС, т.о. себестоим-ть эл/эн яв-ся сущ-ным эконом-ким показателем работы ЭС, но не яв-ся критерием эконом-кой эфф-ти. Вариант м. счит-ся эконом-ее, если полные или уд-е приведенные затраты в нем ниже, чем в другом. Тогда опр-ие годовых полных приведенных затрат по ЭС: ЗГОД = РНКСТ + ИГОД (полные затраты), РН – норматив-й коэф-т эфф-ти кап-х влож-й (в теплоэн-ке = 0,12).
3) Уд-ые приведенные затраты. Обычно уд-ые приведенные затраты раздел-ся на 3 части: капит-ые, топливные, эксплуат-ые. . Стоимость топлива опред-ся по приведенным затратам с учетом расходов на транспорт. Состав капит-ых затрат опред-ся из выраж-ия
Отпуск т-ты дел-ся на: центральное (на ТЭЦ) и местное регулир-е (на обонетских водах). Кол-ное регулир-ние теплоты за счет изменения расхода в сеть воды. Качеств-ое рег-е за счет измен-я т-ры подаваемой воды в сеть.
5. Коэффициент теплофикации. Выбор теплофикационной нагрузки тэц с использованием коэффициента теплофикации. Влияние температуры атмосферного воздуха на теплофикационную нагрузку тэц.
На ТЭЦ распределение отопительной нагрузки между отборами турбины и водогрейными котлами характеризуется коэффициентом теплофикации.
- показатель загрузки отборов.
Экономичность теплофикации зависит от выбора .Чем больше , тем больше комбинированная выработка электроэнергии и теплоты на ТЭС, и меньше расход топлива на станцию.
В большинстве случаев оптимальные значения ТЭЦ находятся в пределах 0,5…0,65. Коэффициент теплофикации выше, когда кривая распределения теплофикационной нагрузки в течении года более равномерна, а длительность отопительного периода больше. При прочих равных условиях с увеличением начальных параметров пара и мощности отдельных агрегатов оптимальные значения ТЭЦ возрастают.
С понижением температуры наружного воздуха теплофикационная нагрузка ТЭЦ возрастает.