- •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.
16.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
17.Начальные параметры пара и влияние их на тепловую экономичность установок ТЭС; КЭС и ТЭЦ.
Влияние темп-ры свежего пара То. При рассм-нии влияния отдельных пар-в пара на эконом-ть цикла Ренкина (Р) целесообразно этот цикл заменить циклом Карно (К), потому что отвод тепла в конд-ре в циклах Р и К идентичны. Подвод т-ты в цикле Р на трех уч-ках: на линии нагрева пит-ой воды до т-ры насыщения, испарение воды при постоянной т-ре, испарение воды в зоне ПП. Кол- во т-ты, подвед-е в цикле определ-ся
ТЭ – средняя т-ра подвода т-ты при к-рой эконом-ть цикла Р равна эконом-ти эквив-ного цикла К.
-
Из этих соотн-ний видно, что повышение темп-ры свежего пара приводит к повышению эконом-сти тепл-го цикла, т.к. увелич-ся Тэ.
-
Повыш-е to приводит также к умен-ию влажности пара на выходе из турбины. Вследствие этого сниж-ся потери в проточной части тур-ны и улучш-ся усл-я работы лопаток. Влажность д.б. ниже 14%.
-
Однако сущ-ет max доп-мое знач-е То, к-рое зависит от свойств Ме паровпускной части турбины.
-
Для насыщ-го пара увел-е ηt происх-т до дав-я пара ок. 16МПа до Т=350оС. При дальн-ем росте пар-ров насыщ-го пара КПД падает. Это связано с тем, что влияние дав-я на КПД цикла неодназначно.
Влияние дав-я свежего пара Ро. Повыш-е Ро приводит к повышению темп-ры насыщения, при усл-и, что То=const, что выз-ет увел-ие Тэкв и рост ηt. Однако, по мере роста Ро, Тэкв вначале растет, затем этот рост прекращ-ся и нач-ся сниж-е темп-ры и тепловой эконом-ти цикла. Это объяс-ся наличием max погранич-х кривых воды и водяного пара.
Нач-е дав-е пара Ро оказ-ет влияние на ад-кий теплоперепад в тур-е.
.
Теплоперепад турбины с ростом Ро увелич-ся до тех пор, пока в h-S диаграмме касательная ав к изотерме То=const не станет парал-на уч-ку изобары Рк= const. Т.к. с ростом Ро при То= const энт-ия пара умен-ся, max КПД достиг-ся при большем Ро, чем max Но. Чем выше То, тем при большем дав-и Ро достиг-ся наивысшее знач-е ηt. Пока теплоперепад Но с ростом Р увел-ся, ηt растет, т.к. потери т-ты qk в конд-ре непрер-но снижаются. Но с дальнейшим ростом Ро, когда Но начинает сниж-ся изменение термич-го КПД зав-т от того, как мен-ся соотн-ие qk /Но. Из ф-лы видно, что max знач-е ηt тогда, когда qk /Но наименьшее.