1. Потребители электроэнергии и графики электрической нагрузки. Показатели, характеризующие графики нагрузки.

Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Значительная часть электроэнергии расходуется на внутреннее и наружное освещение, бытовые нужды, транспорт и сельское хозяйство.

Д ля выбора мощности электростанций решающее значение имеет максимум электрической нагрузки, определяемый наложением максимумов промышленной и осветительной нагрузок.

Изменение нагрузки во времени изображают графиком электрической нагрузки. Площадь под графиком суточной нагрузки определяет суточную выработку электроэнергии:

Характерным для суточного графика для суточного графика является коэффициент использования максимальной нагрузки: .

Отношение ночной минимальной к дневной максимальной нагрузке называют коэффициентом неравномерности суточного графика:

Годовое число часов использования максимальной мощности: . Следовательно годовая выработка электроэнергии: . Коэффициент использования годовой максимальной нагрузки равен: .

Мощность устанавливаемых в энергосистеме энергоблоков ( называемая установленная мощность ) включает резерв мощности и превышает максимальную нагрузку Nмакс на эту величину, что учитывается коэффициентом резерва: .

Соответственно годовое число часов использования установленной мощности: ,

Где - коэффициент использования установленной мощности ТЭС

2. Потребители теплоты и графики тепловой нагрузки .

Различают два вида тепловой нагрузки: производственную – для технологических процессов промышленных предприятий и отопительную – для отопления зданий, подогрева воздуха, для вентиляции производственных и общественных зданий для бытовых нужд населения. Производственную тепловую нагрузку удовлетворяют обычным паром, отработавшим в турбине, большей частью давлением 1,0 – 1,5 МПа, отопительную – горячей водой, подогретой до 70 -150 С, паром, отработавшим в турбине, с давлением 0,05 – 0,5 МПа. В холодное время года воду нагревают в пределах от 120 до 150 С.

Промышленная тепловая нагрузка характеризуется неравномерностью ( в зависимости от числа смен на предприятиях ) в течение суток и относительной равномерностью в течение года ( со снижением летом во времени ремонта оборудования ).

Отношение общего количества теплоты, отпущенной станцией в течение года, Qг, к ее максимальной тепловой нагрузке Qмакс определяет число часов, которое потребовалось бы для выработки Qг при работе ТЭЦ с максимальной тепловой нагрузкой. Это отношение называют числом часов использования максимума тепловой нагрузке Q_макс:

3. Показатели общей экономичности ТЭС.

Общая экономичность ТЭС характеризуется:

• Капитальными затратами на сооружение ТЭС ( уд. Кап. Затраты);

• Себестоимостью электрической и тепловой энергии;

• Приведенными затратами.

1. Удельные кап.затрты : отношение полных затрат на сооружение ТЭС, к установленной электрической мощности ТЭС : называются удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности.

Куд зависит от:

• Типа электростанции,

• Параметров рабочего тела,

• Типа теплоносителя и его параметров,

• Электрической мощности ТЭС и единичной мощности составляющего ее основного оборудования ( котла, турбоэлектрогенератора и т.п. ).

2. Удельная себестоимость электрической или тепловой энергии:

Вычисляется как отношение издержек производства С, руб, за определенный период времени к количеству произведенной за этот период электрической Э, кВт*ч, или тепловой Q,кДж, энергий:

Составляющие полных затрат на производство электроэнергии С_Э

С_ТОПЛ – стоимость топлива

С_КАП – затраты, связанные с амортизацией, ремонтами, модернизацией оборудования и т.п.;

С_ЭКСПЛ – эксплуатационные расходы

Составляющие удельной себестоимости:

Значение удельной себестоимости: электроэнергии Сэ ( или теплоты Ст) зависят от количества электроэнергии или теплоты, произведенных на электростанции при рассматриваемом уровне затрат.

Коэффициент использования установленной мощности:

Показателем интенсивности работы электростанции является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), который чаще всего вычисляется за год, %:

Годовое число часов использования установленной мощности электростанции:

4. Классификация тепловых электрических станций.

1. Вид отпускаемой энергии:

• КЭС

• ТЭЦ

- отопительные

- промышленные

- промышленно – отопительные ТЭЦ

2. Вид используемого топлива:

• Твердое топливо

• Жидкое топливо

• Газовое топливо

3. Тип основных турбин для привода электрогенераторов.

• С паровыми турбинами (ПТ)

• С газовыми турбинами ( ГТ)

• С парогазовыми.

3. Значение начальных параметров пара

• С докритическим давленим свежего пара ( 16-17 МПа)

• С сверхкритическим давлением свежего пара (выше 22 МПа)

3. Тип котлоагрегатов:

• Барабанные с естественной циркуляцией ( тип Е ) – докритический режим

• Прямоточные - при критическом и сверхкритическом давление пара.

3. Технологическая структура:

• Блочные

• Неблочные

3. Мощность ТЭС

• Большой (свыше 1000 МВт)

• Средней (100-1000 МВт)

• Малой (меньше 100 ВМт)

3. Связь с электроэнергитической системой:

• Изолированные электростанции вне энергосистем

• В энергосистеме

3. Степень загрузки и использования электрической мощности

• Базовые с годовым использованием максимальной мощности T_max = 6500-7500 ч.

• Полубазовый 4000 - 6500 ч.

• Полупиковый с Т_max = 2000 – 4000 ч.

• Пиковые с T_max до 2000 ч.

3. Тип компоновки оборудования и зданий

• Закрытый

• Открытый

• Полуоткрытый

3. По источнику и системе водоснабжения.

По источнику: пресная вода рек, озер или морская вода

По системе водоснабжения:

• По прямоточной

• По обратной

Приведенная классификация не является исчерпывающей. Электростанции могут различаться по способу подготовки топлива, схеме отпуска тепла внешним потребителям, способу подготовки добавочной воды, системе очистки дымовых газов, удаления шлаков и золы и др.

5. Классификация атомных электрических станций

Наиболее важной классификацией для АЭС является их классификация по числу контуров. Различают АЭС одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные. В любом случае на современных АЭС в качестве двигателя применяют паровые турбины.

В системе АЭС различают теплоноситель и рабочее тело.

Рис. 2.2. Классификация АЭС в зависимости от числа контуров:

а — одноконтурная; б — двухконтурная; в — трехконтурная; 1 — реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 — питательный насос; 6 — циркуляционный насос; 7 — компенсатор объема; 8 — парогенератор; 9 — промежуточный теплообменник

Кроме классификации атомных электростанций по числу контуров можно выделить отдельные типы АЭС в зависимости от:

— типа реактора — на тепловых или быстрых нейтронах;

— параметров и типа паровых турбин, например, АЭС с турбинами на насыщенном или перегретом паре;

— параметров и типа теплоносителя — с газовым теплоносителем, теплоносителем "вода под давлением", жидкометаллическим и др.;

— конструктивных особенностей реактора, например, с реакторами канального или корпусного типа, кипящим с естественной или принудительной циркуляцией и др.;

— типа замедлителя реактора, например, графитовым или тяжеловодным замедлителем, и др.

6. Противодавленческая паротурбинная установка. Назначение, процесс расширения, преимущество и недостатки. КПД установки.

Для турбин с противодавлением характерен режим работы по тепловому графику, когда расход отработавшего пара определяется тепловым потребителем.

Назначение:

• Для конденсатного и бесперебойного снабжения потребителя паром

• Для покрытия пиковых нагрузок.

«+» :

• Существенно больше предельная мощность

• Компактны, одноцилиндровы (ЦВД)

• Однопоточны

• Устройство проще, чем у конденсационных турбин

• Отсутствие потери в холодном источнике

• Коэффициент использования тепла = 1

«-»: электрическая мощность, развивается турбиной, которая целиком определяется нагрузкой теплового потребителя, часто не позволяет достаточно эффективно использовать установленную мощность турбоагрегата, что ограничивает область применения.

Если регенеративные отборы отсутствуют:

Электрическая мощность турбины:

Расход пара на турбину: D₀=D_П

Если максимальные тепловые нагрузки не удается покрыть с помощью противодавления турбины, то пар потребителю отпускается также через РОУ.

Т.к. Р – турбина работает по тепловому графику нагрузок, то для обеспечения электрического потребителя обязательно имеется К – турбина.

9 .Конденсационная ПТУ с регулируемым отборам пара. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки. Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу и для работы по тепловому и электрическому графику. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум.Конденсационные турбины с регулируемым отборами пара могут одновременно удовлетворять внешних потребителей электрической энергии и тепловой, поэтому они получили широкое распространение. N_э=N_i*η_м*η_э.г. η_oi=N_i/G*H. Достоинства: эти турбины в широком диапазоне режимов удовлетворяют запросам потребителей электроэнергии и теплоты. полно используется оборудование независимо от времени года. наибольшая экономичность турбины с промежуточным отбором пара в схеме есть конденсатор, следовательно возможна работа без отпуска тепла. Многообразие возможных режимов работы.Недостатки: некоторого снижения экономичности при отдельных режимах. Сложность эксплуатации. КПД ниже чем у теплофикационной типа П.

10.Конденсационная ПТУ на влажном паре с сепаратором. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки.

Назначение: Повысить степень сухости в последних ступенях турбины. Благодаря этому растет η_oi турбины. Пар, достигший в процессе расширения предельно допустимых значений влажности, отводиться в сепаратор и осушается в нем при постоянном давлении и температуре. При введении сепарации возрастает: полезная работа и КПД цикла на 2-3,5%. При Р0>4мПа влажность пара в допустимых пределах можно поддержать только за счет: двукратной сепарации, последовательных сепараций и пром.перегрева пара. Удорожание установки.

1 1.Конденсационная ПТУ на влажном паре с сепаратором и пароперегревателем. Схема, процесс расширения, назначение, + и -. КПД установки.

Н азначение: 1)Повысить степень сухости в последних ступенях турбины. Благодаря этому растет η_oi турбины.2) В циклах насыщенного пара введение ПП приводит к снижения термического КПД. Пром.перегрев пара после сепарации осуществляется за счет теплоты конденсации части свежего пара в поверхностях теплообменника в связи с этим температура пара после пром.перегрева будет меньше начальной температуры греющего свежего пара на значение температурного напора. КПД цикла с промежуточной сепарацией и паровым перегревом пара оказывается меньше, чем для цикла только с промеж.сепарацией, это объясняется снижением средней температуры подвода теплоты в цикле из-за наличия температурного напора в пароперегревателе.

1 2.Редукционно-охладительная установка. Назначение, принцип работы, процесс, расчет.

Редукционно-охладительные установки (или РОУ) предназначены для снижения температуры и давления пара, поступающего от внешнего источника - котельной или ТЭЦ. Результатом работы передающего модуля является достижение и поддержание параметров, необходимых для работы потребляющей системы. Давление, и температура пара на выходе редукционно-охладительной установки имеют постоянные характеристики. Редукционно-охладительные установки – это модули, собираемые на единой несущей раме. Температура острого пара снижается путем впрыскивания в паровой поток охлаждающей воды через специальную трубку, расположенную в дросcельно-охладительной решетке узла глушителя шумов, либо   через специальное сопло вода впрыскивается в охладитель пара. Охлаждающая вода отбирает тепло у пара и начинает  испаряться, пар при этом охлаждается до заданных температурных параметров. Для того чтобы полностью перекрыть поток охлаждающей воды для РОУ и ОУ конструктивно предусматриваются вентили запорные.

13. Показатели тепловой экономичности КЭС

Характеризуется:

• КПД

• Удельным расходом теплоты

• Удельным расходом пара

• Удельным расходом топлива

Термический КПД:

С помощью термического КПД оценивается эффективность идеального цикла: ,

Где H₀ =h₀ – h_kt – располагаемый теплоперепад турбоустановки

Н_Н = h_ПВ – h’_k – работа сжатия в насосе

q₀ = h₀ – h_ПВ – тепло, подводимое к рабочему телу в котле.

Относительно внутренний КПД:

С помощью относительно внутреннего КПД оценивается эффективность реальной турбины с учетом внутренних потерь в ней: ,

Где H_i = h₀ – h_k – действительный теплоперапад турбоустановки.

Абсолютный внутренний КПД:

С помощью абсолютного внутреннего КПД оценивается эффективность реальной установки с учетом внутренних потерь в турбине:

Абсолютный электрический КПД:

С помощью абсолютного электрического КПД оценивается эффективность ПТУ с учетом потерь в турбине и генераторе электрического тока:

КПД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (БЛОКА):

С помощью КПД электростанции оценивается эффективность всего процесса преобразования энергии топлива в электрическую энергию:

Расчет КПД электростанции:

КПД котла:

КПД трубопроводов:

Существуют два вида КПД электростанции (блока): КПД станции БРУТТО и КПД станции НЕТТО.

КПД брутто ( грязный) – если КПД станции не учитывает расхода электроэнергии на собственные нужды.

КПД электростанции НЕТТО:

Доля электрической мощности, расходуемая на собственные нужды станции:

Удельный расход теплоты на ТЭС:

Удельный расход пара на ТЭС: d₀ = D₀/N_Э кг/кВт

Удельный расход топлива:

• По выработке электроэнергии:

• По отпуску электроэнергии:

Условное топливо:

Удельный расход условного топлива:

• По выработке электроэнергии:

• По отпуску электроэнергии:

14. КПД и расход условного топлива по производству электроэнергии противодавленческой ПТУ.

_b = B*10³ /(N + Q)- расход условного топлива. Величина b связана с величиной коэффициента использования теплоты топлива соотношением К_ВТП=10³/b*Q^p_ну, η_эм=N/D₀*Н_р, D₀=D_п, N_э= D₀*(h₀-h_п)= D₀*Нi,

15. Расход пара на турбину. Коэффициент недовыработки мощности.

Коэффициент недовыработки мощности показывает какую мощность недовырабатывает пар, который ушел в отбор.

1 6.Мощность турбины с регулируемым отбором пара. Работа по тепловому и электрическому графику. По тепловому графику , электрическая мощность определяется тепловой нагрузкой и не может быть изменена без соответствующего изменения теплового потребления. Регулируется РО-при этом возникает режим работы с противодавлением. По электрическому графику определяющая величина мощность. Вырабатываемая мощность больше N_э^min, расход в конденсатор больше вентиляционных.

17. В какой турбине с регулируемым отбором, отпускающей технологическую теплоту или теплоту на отопление, больше расход пара на турбину? Почему?

Расход пара на турбину типа Т с отборам пара на отопление:

D₀=D_к+D_т1+ D_т2

Расход пара на турбину типа П с отборам пара на технологическую теплоту:

D₀=D_k+D_п

Расход пара на турбину типа П будет больше, чем на турбину типа Т, так как в турбине

Типа П пар на производство уходит с высоким давлением( в турбине пар срабатывает

небольшой теплоперепад прежде чем уйти к потребителю) чтобы обеспечить вырабатываемую мощность понадобится больше пара, в отличие от турбины типа Т, пар на отопление уходит при низком давлении (пар в турбине срабатывает больший теплоперепад перед тем как уйти на подогрев сетевой воды).

18. Сравнение расходов пара на турбину и в конденсатор конденсационной турбины и конденсационной турбины с регулируемым отбором.

Расход пара в конденсатор турбины с регулируемым отбором при одной и той же мощности будет всегда меньше расхода пара в конденсатор конденсационной турбины

Д₀^к=N_э/(H_i*η_м* η_г)=Д_к

Д₀^т= N_э/(H_i*η_м* η_г)+y_п*Д_п=Д₀+ y_п*Д_п

ΔД=Д₀^т-Д_к= y_п*Д_п

Д_к^т=Д₀^т-Д_п= N_э/(H_i*η_м* η_г)+ y_п*Д_п-Д_п

ΔД_к=Д_к^к-Д_к^т=Д_п*(1- y_п)

19. Экономия топлива при комбинированном производстве энергии.

Раздельная установка:

B_ру=В_КЭС+В_КНД

Комбинированная установка:

В_КУ=В_Э+В_Т

Общая електрическая мощность N_э на ТЭЦ составляется из мощностей N_т, вырабатываемая паром отбора, и N_к, вырабатываемой конденсационным потоком.

Мощность N_т производится с удельным расходом условного топлива b_э^р, мощность N_к

с b_э^к примерно равной b_кэс.

Разделим общую мощность на КЭС также на две составляющие мощности N_к и N_т, полученные с одинаковым удельным расходом условного топлива b_кэс. Тогда:

B_ру= b_кэс*( N_к+ N_т)+ В_КНД

В_КУ=( b_э^р* N_т+ b_э^к* N_к)+B_c^т

Экономия:

ΔB= B_ру- В_КУ=(b_кэс-b_э^р)*N_т

или

ζ_т- коэф ценности теплоты затрачиваемые на внешнего потребителя теплоты.

В_КНД – расход топлива в котельную низкого давления

Рис. Зависимость экономии топлива от различных факторов

20. Коэффициент ценности теплоты. Зависимость ζ_т от параметров пара в отборе.

Коэф ценности теплоты пара отбора, близкий по значению коэф недовыработки y_т

и изменяющийся также в пределах от 1 для свежего пара до 0 для пара на выходе

из турбины (перед конденсатором). Коэф ζ_т характеризует потенциал работоспосо

бности пара отбора, а также определяет относительное увеличение полного расхода

теплоты на турбоустановку на еденицу количества отпускаемой теплоты по сравне

нию с конденсационным расходом Q_т^(к).

Показывает насколько ценное тепло мы отдаем потребителю.

В соответствии с физическим методом распределения расхода теплоты между

электрической и тепловой энергией расход теплоты на производство электроэнегии

равен:

Q_ту^э=Q_ту-Q_т=Q_ту^(к)-(1- ζ_т)*Q_т

С увеличением отпуска теплоты Q_т полный расход теплоты Q_ту возрастает, а расход

теплоты на производство электроэнергии уменьшается, что обуславливается уменьшением

потери теплоты в конденсаторе турбины.

21. Физический метод распределения расхода топлива на выработку электроэнергии и отпуска теплоты. Вт+Вэ=В –общий расход топлива на ТЭЦ. Вт=βт*В Вэ=(1- βт)*В Расходы топлива связаны с КПД следующими соотношениями: Вэ*Qнр*ηст=3600*Nэ Вт* Qнр* ηст=Qт0 Общий расход топлива можно определить из уравнения теплового баланса котла: В* Qнр* ηпк=Qпк=Dпк*(hпе-hпв) Удельный расход топлива на производство электроэнергии: Удельный расход топлива на производство теплоты:

Q_ну^р-теплота сгорания условного топлива; β_т=Q_т/Q_ту

22. Проблемы распределения расхода топлива на ТЭЦ. Возможные методы распределения расхода топлива.

При физическом методе распределения расходов топлива:

1. Не учитыватся потенциал тепла в стоимости отпущенного тепла.

2. Высокая стоимость теплоты при комбинированном производстве электроэнергии и тепла.

3. Этот метод не применим для противодавленческих установок.

Возможный метод распределения расходов топлива на тепловом потреблении.

Э_тр=N_тр/Q_п – удельная выработка электроэнергии

N_тр=Д_п*(h₀-h_п)

Q_п= Д_п*(h_п-h_п’)

Э_тр=( h₀-h_п)/( h_п-h_п’)

По физическому методу распределения теплоты .Между электрической и тепловой энергией на долю тепловой относят теплоту, действительно затрачиваемую на нее, а на долю электрической- остальное количество теплоты.

23.Показатели тепловой экономичности ТЭЦ.

Характеризуется:

1. Показатели тепловой экономичности по производству и отпуску электроэнергии

2. Показателями по отпуску теплоты тепловым потребителям

Абсолютный электрический КПД:

-коэф, учитывающий потери теплоты в теплообменных аппаратах и в трубопроводах от турбины до упомянутых 0,98-0,99.

КПД станции брутто по производству ЭЭ:

η_ст^выр=η_э*η_тр*η_ка

КПД станции нетто по отпуску ЭЭ:

η_ст^ОТП= η_ст^выр*(1-β_сн)

Удельный расход тепла по выработке на ТЭЦ:

Q_ст^бр=Q_ту-Q_т/N_э=Q_э/N_э [кДж/кВт*ч]

Удельный расход топлива

Повыработке электроэнергии

b_э^выр=B_э/N_э

По отпуску электроэнергии

b_э^отп=B_э/N_э*(1-β_сн)е электрорэнергии

Удельный расход условного топлива

По выработ е электрорэнергии

b_эу^выр=0,123/з_ст^выр [кг/кВт*ч]

По отпуску электроэнергии:

b_эу^отп=0,123/з_ст^отп [кг/кВт*ч]

Удельный расход топлива

По отпуску тепла

B_т^отп=B_т/N_т [кг/Гдж]

КПД ТЭЦ по произвожству теплоты

η_ст^т=η_тп*η_тр*η_ка

Удельный расход условного топлива по отпуску тепла

η_ту^отп=34,121/η_ст^т=39,08 кг/ГДж

24. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении. Необходимость

Введение такого показателя эффективности производства электроэнергии.

При определернии удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении учитывают выработку не только на внешнем, но и на внутреннем потреблении теплоты при подогреве воды регенеративными отборами обратного конденсата и добавочной воды.

Э=(Э_т+Э_т^к+Э_т^д.в)/Q_т

25. Влияние начальных параметров на экономичность цикла перегретого пара.

П ри увеличении начальной температуры пара перед турбиной t0 (при прочих равных условиях) средний температурный уровень подвода теплоты в цикле увеличивается и, следовательно, термический КПД непрерывно возрастает. С возрастанием температуры перегрева (при P0 = const ) КПД непрерывно растет. Для насыщенного пара увеличение η_t , происходит только до давления пара, равного примерно 16,5 МПа (до t ≈ 350 °С). При дальнейшем росте параметров насыщенного пара КПД даже падает. Вывод: 1)повышение t0 всегда приводит к росту термического КПД, так как возрастает средняя температура подвода теплоты в цикле. 2) Повышение начальной температуры приводит также к уменьшению влажности пара на выходе из турбины. Вследствие этого снижаются потери в проточной части турбины и улучшаются условия работы лопаток. 3) Однако максимальное допустимое значение t0 зависит от свойств металлов теплопередающих поверхностей оборудования. Значения начальной t нужно решать на основе технико-экономических расчетов. При одном и том же значении первоначально с ростом P0 адиабатический (располагаемый) перепад H0 увеличивается, а затем после определенного значения H0 max начинает уменьшаться. P0 увеличивается,ηt растет, так как потери теплоты qк в конденсаторе непрерывно снижаются. Однако с дальнейшим увеличением P0 , когда H0 начинает уменьшаться, изменение ηt, зависит от того, как меняется отношение qк /H0 . Вывод: 1)с одной стороны повышение начального давления приводит к повышению термического КПД. 2) Это же обуславливает снижение степени сухости. 3) Повышение давления увеличивает цену на оборудование.

26. Влияние конечных параметров на экономичность цикла

Как известно, термический КПД цикла может быть определен из выражения: Г де T0экв – средняя температура подвода теплоты в цикле, равная начальной температуре в эквивалентном цикле Карно.

Переход от значения Рк 3,5 к 4,5 кПа:1)снижает термич. КПД на 1,5%. 2)Но одновременно почти в 1. 3 раза уменьшает удельный расход пара. Увеличение удельного объема пара требует роста проходных сечений последних ступеней турбины а это приводит к изменению ηi и общей мощности установки. С понижение Рк-несмотря на рост потерь, мощность сначала растет за счет увеличения теплоперепада, затем, достигнув максимума, мощность начинает снижаться. Дальнейшее снижение Рк приводит к расширению пара в косом срезе. В то же время вследствии снижения Рк: 1)температура конденсата на выходе из конденсатора понижается. 2)Увеличивается расход пара в первый регенеративный подогреватель.

27. Влияние начальной температуры на экономичность цикла сухого насыщенного пара.

T₁ и T₂ – средние температуры подвода и отвода тепла к рабочему телу.

При росте t₀ увеличиваются и термический и внутренний КПД т.к. растёт степень сухости. Повышение температуры ограничивается стоимостью материалов.

28. Влияние начального давления на экономичность цикла с перегревом пара.

При росте Ро степень сухости за турбиной будет уменьшаться => Увеличивается время на прогрев-пуск (установка менее манёвренна) Повышение начального давления приводит к увеличению затрат на паропровод (кап затрат) и затрат на собственные нужды.

29. Влияние начальных параметров на действительные КПД цикла.

30. Влияние конечных параметров на действительные кпд цикла.

Понижение Рк вызывает понижение отвода теплоты, вследствие увеличивается, так как уменьшается незначительно, H_o увеличивается. Предел понижения давления в цикле определяется t_s (Рк), которая должна быть ниже температуры окр. среды, что бы могла отдавать теплоту.

- температура насыщения отработавшего пара.

- температура охд. Воды при входе в конденсатор

- нагрев охл. Воды в конденсаторе

- разность температуры насыщения пара и температуры на

m – кратность охлаждения чем больше m, тем меньше , тем меньше tк

но m увеличивается и нужны более мощные циркуляционные насосы.

32. Сопряженные параметры пара и способы повышения начального давления при выполнении условия допустимой конечной влажности.

Н ачальные давление и температура, обеспечивающие одно и то же значение конечной влажности пара, называют сопряженными начальными параметрами. Обычно рассматривают сопряженные начальные параметры, обеспечивающие одну и ту же конечную влажность для принятого конечного давления и значений ηoi , характерных для турбин рассматриваемых типа и мощности. Типичная кривая, устанавливающая изменение сопряженных параметров, приведена на рис. 3.4, б (для ωк =13 %). При применении перегретого пара с начальной температурой не выше 540 °С в циклах без промежуточного перегрева пара предельно допустимая конечная влажность пара достигается при давлениях P0 = 13÷14 МПа.