1 Tот7. Определение удельных и годовых расходов топлива на кэс

Для сопоставления тепловой экономичности электростанций с различными видами топлива принято определять расходы условного топлива с теплотой сгорания 29308 кДж/кг (7000 ккал/кг). В этом случае удельный расход условного топлива, кг/кВтч, bу=Bу/Nэ=3600/29308ηс=0,123/ ηс. Это соотношение вытекает из общего энергетического баланса электростанции и определяет ее кпд по производству электроэнергии: BQн р* ηс=3600N, ηс=3600N/(BQн р) Удельный расход условного топлива- полноправный показатель энергетической эффективности конденсационной электростанции и наравне с ее кпд удобен для определения расхода топлива: для часового периода, кг/ч- Ву=bуNэ, для любого промежутка времени, кг- Bу=bуЭ. Снижение удельного расхода условного топлива на 1 г/кВтч в масштабе народного хозяйства страны дает годовую экономию условного топлива до 1,5 млн.т

19. Оптимальные начальные параметры пара на тэс

21. Промежуточный перегрев пара на ТЭЦ(тоже для АЭС)

кпдi

Промперегрев пара на ТЭЦ дает тем меньший кпд, тем меньшую экономию топлива, чем выше давление отработавшего пара.

дельта Р2

Р2 предел=6-8 атм

23. Выбор оптимального начального давления пара на кэс

Как для перегретого пара при постоянной начальной температуре, так и для насыщенного пара повышение Ро увеличивает теоретической КПД цикла только до определенного значения Ро=17 МПа. Относительный внутренний КПД турбины, где весь или почти весь процесс расширения пара проходит ниже пограничной кривой х=1, существенно зависит от влажности пара в ступенях турбины. Так как с повышением Ро влажность пара в последних ступенях турбины увеличивается и КПД снижается, но давление, при котором достигается максимум абсолютного внутреннего КПД, оказывается меньше, чем соответствующее максимуму значение теоретического КПД, а кривая зависимости теоретического КПД от Ро-более пологая. Термодинамический оптимум, т.е.максимум внутреннего КПД, соответствует Ро=13МПа, причем с уменьшением Ровдвое экономичность установки снижается на 0,05-0,07% Для кипящих реакторов, в том числе реакторов РБМК, непосредственно снабжающих паром турбину, на выбор начального давления оказывает влияние коэффициент теплоотдачи от стенки тепловыделяющих элементов к воде при кипении, зависящих от давления и максимальный при Ро-7 МПа. В двухконтурной схеме из-за неизбежных температурных перепадов в реакторе и в парогенераторе давление воды на выходе из реактора должно быть по меньшей мере на 8-11 МПа выше, чем давление пара на входе в турбину. Но увеличение давления воды связано с трудностями создания реактора и обеспечение его надежности, особенно при больших размерах его корпуса. В связи с этим давление пара на входе в турбину для АЭС с реактором РБМК принимается не выше 6-7,3 МПа, а для АЭС с реактором ВВЭР до 4,2-8 МПа.

24. Промперегрев пара на аэс

Помперегрев пара производится паром тех же параметров, что и перед турбиной, и обычно температура промперегрева на 20-40С меньше То. Иногда перегрев осуществляется двухступенчатым, сначала паром из промежуточной ступени турбины при давлении выше разделительного, а затем паром начальных параметров. Промежуточный перегрев снижает влажность пара в ступенях низкого давления, повышая при этом внутренний относительный КПД. Дренаж греющего пара в промежуточном пароперегревателе используется для вытеснения одного из регенеративных отборов или заканчивается непосредственно в линию питательной воды, повышаю ее температуру. Это ведет к повышению экономичности турбоустановки. Но, в отличии от промежуточного перегрева, осуществляемого в котельном агрегате цикла с начальным перегревом пара, в турбоустановках насыщенного пара он не повышает теоретический КПД цикла, так как уровень подвода теплоты в нем ниже, чем в основном, первоначальном цикле. В турбоустановках АЭС с реакторами БНР начальная температура относительно низкая и про Ро=13 МПа Ео=480С, в то время как на ТЭС при 13МПа, То=540С и имеет газовый промперегрев до То=540С. В связи с этим в турбине на АЭС с реактором БНР значительная часть ступеней будет работать влажным паром и соответственно с пониженным КПД, а в последних ступенях из-за высокой влажности нужно опасаться эрозии лопаток.Поэтому перед цнд турбины пар аправляется во внешний сепаратор, а затем на промперегрев. Перегрев паропаровой, греющим паром является после части высокого давления с Р=6 МПа. В этом случае термодинамические потери будут меньше, а с учетом повышения экономичности ступенейнизкого давления КПД турбоустановки возрастает.

26. Схемы регенерации питательной воды Греющий пар поступает в подогреватель по трубопроводу свер­ху и движется навстречу нагреваемой питательной воде. (Для ПВД три зоны) В охладителе пара питательная вода отбирает от поступающего пара теплоту перегрева. Для этого в паровом пространстве охла­дителя расположено множество перегородок, которые обеспечива­ют длительный контакт перегретого пара и питательной воды. Пройдя охладитель, пар поступает в собственно подогреватель, где происходит конденсация пара и передача теплоты конденсации питательной воде. Образующийся конденсат имеет температуру насыщения, которая значительно выше температуры поступающей питательной воды. Поэтому для более полного использования теп­лоты конденсата он направляется в охладитель конденсата. Ох­лажденный конденсат направляется либо в подогреватель с более низким давлением, либо в деаэратор. 1-водомерное стекло 2-перегородка 3-вход пара 4-решотка 5-водяная камера 6-вход и выход воды 7,9-вентили для отвода воздуха 8-перегородк 10-трубки 11-корпус 12-конднсатоотводчик с попловком. 1-дроссельная шайба 2-корпус 3-колл-ры питат воды 4.5-подвод и отвод пит воды