Энергетические показатели конденсационной электростанции
Коэффициент полезного действия как энергетический показатель электростанции, расчет при различных условиях. Составляющие абсолютного КПД электростанции. Расходы пара, теплоты и топлива. Энергетические показатели конденсационной атомной электростанции.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | лекция |
Язык | русский |
Дата добавления | 13.10.2013 |
Размер файла | 510,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Энергетические показатели конденсационной электростанции
1. Основной энергетический показатель электростанции
Основным показателем энергетической эффективности электростанции является коэффициент полезного действия (КПД) по отпуску электрической энергии, называемый абсолютным электрическим коэффициентом полезного действия электростанции, Он определяется отношением отпущенной (производственной, выработанной) электроэнергии к затраченной энергии (теплоте сожженного топлива).
КПД электростанции по отпуску электроэнергии называется КПД нетто:
где Э - выработка электроэнергии; Эс.н - расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС; - доля расхода электроэнергии на собственные нужды, равная в зависимости от параметров пара и вида топлива 4-6%; Qc - теплота, затраченная в топливе. Значения Э, Эс.н, Qc относятся к любому промежутку времени и выражены в одинаковых электрических или тепловых единицах.
Важным расчетным показателем является КПД, определяемый для часового промежутка времени:
,
где Nэ - электрическая мощность, кВт; Qc - теплота сожженного топлива, кДж/ч.
При решении реальных задач энергетического хозяйства, при его планировании и в отчетности используют КПД нетто, в общем анализе энергетической эффективности электростанции - КПД брутто, которым определяют энергетическую эффективность электростанции в первом приближении:
.
Для часового промежутка времени КПД брутто
,
где Qc - в кДж/ч.
КПД брутто определяет эффективность процесса выработки электроэнергии на электростанции.
КПД брутто и нетто электростанции связаны между собой отношением
.
Энергетический процесс современной паротурбинной электростанции основан на термодинамическом цикле Ренкина с подводом и отводом теплоты рабочему телу (воде и водяному пару) при постоянном давлении. Термический КПД этого цикла для 1 кг рабочего тела
,
где Q0 и Qк - подвод и отвод теплоты в этом цикле; h0 и hк.а - энтальпия пара перед турбиной и после нее при адиабатном расширении; hк и hп.н - энтальпии конденсата пара после турбины и питательной воды после питательного насоса; принято hп.н = hп.в, т.е. что питательная вода после насоса поступает в паровой котел.
Равенство (2.5) можно записать в виде
.
Здесь На - располагаемый теплоперепад в адиабатном процессе работы пара в турбине; Hн.а - работа повышения давления воды в питательном насосе, эквивалентная подогреву воды в адиабатном процессе н.а = Hн.а; Q0 = h0 - hк - расход теплоты на турбину без учета подогрева воды в питательном насосе, кДж/кг.
Формулы (2.5) и (2.6) определяют КПД нетто с учетом работы питательного насоса
,
где - усредненный удельный объем воды на входе и выходе, м3/т; pн и pв - давление воды на выходе из насоса и входе в насос, МПа.
КПД брутто цикла Ренкина без учета подогрева воды в питательном насосе
.
Теплоперепад Hа расходуется на производство электроэнергии и приводные двигатели собственных нужд. Расход энергии на питательный насос - основная составляющая общего собственного расхода энергии на электростанции. Мощность, потребляемая питательным насосом, зависит непосредственно от начального давления пара p0 и должна обязательно учитываться при выборе начальных параметров пара на электростанции. Так, при = 1,1 м3/т и pн - pв = 30 МПа н.а = Hн.а = 33 кДж/кг.
2. Основные составляющие абсолютного КПД электростанции
Коэффициент полезного действия электростанции по производству электроэнергии зависит от КПД основных элементов - турбоустановки и парового котла, а также соединяющих их трубопроводов пара и воды (рис. 1).
Рис. 1. Тепловая схема простейшей конденсационной электростанции:
ПК - паровой котел; ПЕ - пароперегреватель;
Т - турбина; Г - электрический генератор; К - конденсатор;
КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос
Абсолютный электрический КПД турбоустановки
,
где Qту - расход теплоты на турбоустановку, кДж/ч.
КПД парового котла
,
где Qп.к - тепловая нагрузка парового котла, кДж/ч.
КПД транспорта теплоты (трубопроводов) определяется выражением
.
Используя последние соотношения, получаем следующее выражение для теплоты сожженного топлива:
.
Подставляя выражение для Qc в (2.4), получаем
,
.
Общий баланс теплоты конденсационной электростанции (энергоблока) выражается следующим образом.
Расход теплоты пара на турбоустановку
.
Здесь Nг и Nм - потери мощности в электрическом генераторе и механические потери турбины; Ni и Nэ - внутренняя и электрическая мощности турбоагрегата; Qк - потери теплоты с охлаждающей водой конденсатора турбины.
Тепловая нагрузка парового котла
,
где Qтр - потери теплоты в окружающую среду при транспорте пара и воды трубопроводами между паровым котлом и турбиной.
Теплота топлива Qc расходуется в паровом котле на теплоту получаемого пара Qп.к и покрытие потерь теплоты в котле:
,
Таким образом, КПД электростанции (энергоблока) с зависит непосредственно от КПД турбоустановки, парового котла и трубопроводов. Наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбоустановки, учитывающий основную потерю теплоты в цикле производства электроэнергии - потерю в холодном источнике Qк, достигающую 45-50% затрачиваемой теплоты. Остальные потери теплоты на электростанции значительно меньше (, ).
КПД электростанции определяется в основном значениями КПД турбоустановки и парового котла .
Электрическая мощность турбоагрегата Nэ получается как результат преобразования энергии пара в ряде последовательных этапов в соответствующих элементах оборудования. Эти этапы характеризуются своей мощностью и своим КПД. Электрическая мощность Nэ связана с механической эффективной мощностью на муфте между турбиной и генератором Nе соотношением .
Электрический КПД генератора г учитывает потери мощности генератора Nг. Эффективная мощность турбины связана с ее внутренней мощностью Ni:
,
где м - механический КПД турбины, учитывающий потери трения в опорных и упорных подшипниках, расход энергии в системах регулирования и смазки турбины Nм.
Внутренняя мощность турбины Ni связана с располагаемой мощностью свежего пара, подводимого к турбине, Na:
,
где oi - внутренний относительный КПД турбины.
Последнее соотношение для 1 кг пара принимает вид
,
где Hi - действительный теплоперепад пара в турбине (рис. 2.).
Рис. 2. Процесс работы пара в конденсационной турбине в h, S-диаграмме: а - идеальный; б - действительный
Внутренний относительный КПД турбины
.
Здесь - коэффициент дросселирования пара в стопорных и регулирующих клапанах турбины; при номинальной нагрузке турбины теплоперепад пара после дросселирования Hа и др определяются из условия , где - давление пара перед клапанами и после них;
- внутренний относительный КПД проточной части турбины с учетом потерь с выходной скоростью пара последней ступени.
Из предыдущих соотношений следует:
.
Коэффициент полезного действия
называют относительным эффективным КПД турбины.
Коэффициент полезного действия
носит название относительного электрического КПД турбоагрегата.
Таким образом, абсолютный электрический КПД турбоустановки выражается произведением
,
.
Здесь
- термический КПД брутто турбоустановки (КПД идеального цикла водяного пара).
Значение КПД определяется в основном значением термического КПД исходного термодинамического цикла (рис. 3). Значения t удается повысить, применяя высокие начальные параметры пара и регенеративный подогрев конденсата турбины.
Рис. 3. Цикл водяного пара в Т, 5-диа-грамме:
а - идеальный; б - действительный
Коэффициенты полезного действия и t - абсолютные, они характеризуют использование теплоты при преобразовании ее в работу в цикле и учитывают потерю теплоты в холодном источнике (в конденсаторе турбины); КПД как и , - относительные; они характеризуют степень технического совершенства соответствующего элемента оборудования электростанции.
Используя (2.10) и (2.11), получаем развернутое выражение (структуру) КПД электростанции по производству электроэнергии в зависимости от термического КПД цикла и относительных КПД элементов оборудования:
.
Это выражение позволяет оценить влияние основных факторов на величину с. Принимая ; ; ; ; ; , получаем .
Выше приведены численные значения относительных КПД для полной (номинальной) или экономичной мощности электростанции. При неполных, частичных нагрузках значения КПД уменьшаются.
При осуществлении технологического процесса преобразования энергии внутри электростанции (подготовка топлива, подача котельного воздуха, отвод дымовых газов котлов, подача питательной воды, конденсата и охлаждающей воды конденсаторов и др.), расходуется часть выработанной энергии эс.н в размере 4-6% (эс.н - доля собственного расхода электроэнергии, или около 1,5-2,5% затрачиваемой теплоты топлива). Если принять эс.н = 0,05, то
.
3. Расходы пара, теплоты и топлива
Расход пара D0, кг/ч, на конденсационную турбину мощностью Nэ, кВт, определяется из выражения
,
где Hа - адиабатный (изоэнтропный) теплоперепад пара в турбине, кДж/кг; oi, м - внутренний относительный и механический КПД турбины; г - КПД электрического генератора.
Выражение для D0 удобно представить в виде
,
Паротурбинные энергоблоки мощностью 150 МВт и выше в Советском Союзе выполняют с промежуточным газовым перегревом пара; температуры свежего пара и промежуточного перегрева обычно равны: t0 = tп.п. Промежуточный перегрев пара применяется на паротурбинных электростанциях с целью повышения их КПД, а также для ограничения конечной влажности пара в турбине при высоком его начальном давлении, когда повышение начальной температуры ограничено по технологическим или экономическим причинам. При газовом перегреве пар, проработавший в ряде ступеней (обычно в части высокого давления - ЧВД) турбины, отводится в промежуточный перегреватель, использующий в паровом котле теплоту топлива (газов); после промежуточного перегрева пар возвращается к следующим ступеням (части среднего давления - ЧСД) турбины.
Рис. 4. Принципиальная тепловая схема простейшей конденсационной электростанции с промежуточным перегревом пара: ПП - промежуточный перегреватель пара; qп.п - теплота промежуточного перегрева
На рис. 4 показана простейшая схема энергоблока с газовым промежуточным перегревом, на рис. 5 - соответствующий процесс работы пара в турбине. В этом случае общий теплоперепад пара в турбине составляется из теплоперепада части высокого давления до промежуточного перегрева и части низкого давления турбины после промежуточного перегрева.
Рис. 5. Процессы работы пара в конденсационной турбине с промежуточным перегревом пара и без него в h, S-диаграмме
Потеря давления в системе промежуточного перегрева (промежуточный перегреватель и паропроводы) составляет и , где и - давление пара до и после промежуточного перегрева (рис. 2.5).
Выражение для расхода пара на турбину принимает вид
,
,
Турбины с промежуточным перегревом пара выполняют обычно из частей высокого, среднего и низкого (ЧНД) давления. Действительный теплоперепад пара
.
Здесь индекс «к» относится к сквозному конденсационному потоку пара в турбине, индекс «с.д» - к ЧСД турбины.
Важным показателем эффективности работы пара в турбине и ее технического совершенства является удельный расход пара на турбину, кг/(кВтч):
,
где обозначает суммирование теплоперепадов в частях (цилиндрах) турбины.
Для современных турбоагрегатов с параметрами свежего пара 24 МПа, 540°С, d0 3 кг/(кВтч) [точнее 3,1-3,2 кг/(кВтч)], что позволяет приближенно оценить расход пара на турбину по значению ее мощности Nэ. Для энергоблока 300 МВт получим соответственно D0 = 930960 т/ч, для энергоблока 800 МВт D0 = 25002600 т/ч.
Значение d0 зависит прежде всего от общего теплоперепада пара в турбине, а также от значений oi, м и г. Для современных турбоагрегатов эти величины имеют следующие значения:
Hi, кДж/кг |
d0, кг/(кВтч) |
||||||
0,82 |
0,90 |
0,84 |
0,99 |
0,985 |
1300 |
3,2 |
|
0,84 |
0,92 |
0,86 |
0,992 |
0,99 |
1350 |
3,1 |
|
Общий энергетический баланс конденсационной турбоустановки без учета внешних потерь теплоты характеризуется выражением
,
где Qтy и Qк относятся к часовому периоду. Часовой расход теплоты на турбоустановку с промежуточным перегревом пара
.
Здесь h0 и hп.в-энтальпии пара перед турбиной и питательной воды на выходе из турбоустановки (в рассматриваемом простейшем случае hп.в = hп.н); Dп.п - пропуск пара через промежуточный перегреватель; hп.п и hп.п - энтальпии пара после и до промежуточного перегрева, кДж/кг.
Для турбин небольшой мощности (100 МВт и меньше) без промежуточного перегрева пара
.
Полноценным показателем энергетической эффективности турбоустановки является удельный расход теплоты, кДж/(кВтч):
,
.
Здесь - теплота, сообщаемая пару при промежуточном перегреве (принято Dп.п = D0).
При паротурбинном приводе питательных рабочих насосов (энергоблоки 300 МВт и большей мощности) удельный расход теплоты на турбоустановку брутто определяют с учетом эффективной мощности приводной турбины из выражения
.
Эффективная мощность приводной турбины
.
Здесь расход пара, кг/ч, на приводную турбину
,
где - действительный теплоперепад пара в приводной турбине; - ее механический КПД; Dп.н - расход питательной воды через питательный насос; н - КПД насоса, выражаемый произведением
,
где н - внутренний (гидравлический) КПД насоса; н.м - механический КПД насоса. Подогрев воды в насосе
,
Эти КПД имеют значения н 0,85; нi 0,90; нм 0,95. При значениях = 1,1 м3/т, (pн - pв) = 30 МПа, н.а = Hн.а = 33 кДж/кг и пн = 33/0,9 = 37 кДж/кг. Следовательно, необратимость сжатия в насосе повышает энтальпию воды в питательном насосе для реального цикла по сравнению с идеальным циклом тех же параметров.
Любая из величин qту или ату может рассматриваться как энергетический показатель конденсационной турбоустановки, так как они связаны между собой. Действительно, удельный расход теплоты на турбоустановку, кДж/(кВтч), равен:
.
Величины qту и ату связаны обратной зависимостью:
.
Если ату = 0,48, то qту = 7500 кДж/(кВтч).
В качестве гарантии тепловой экономичности турбоустановки заводы-изготовители турбин обычно указывают показатель qту. Если Qту измерять в тех же единицах, что и Nэ, то показатели qту и ту - величины обратные:
.
Удельный расход теплоты на станции (в топливе) с учетом КПД транспорта теплоты и парового котла определяется формулой
.
Значение п.к определяется соотношением
,
где ; ,
здесь ; hпе - энтальпия пара на выходе из котла (перегревателя); - теплота промежуточного перегрева при параметрах этого пара на котле; В-расход топлива; QHP - теплота сгорания топлива; энтальпии пара и определяются соответственно значениями температуры и давления пара до и после промежуточного перегрева пара в паровом котле; при этом
qj - потери теплоты в котле, %; q2 = 46% - потеря с физической теплотой уходящих газов; q3 + q4 = 13% - соответственно потери от химической и механической неполноты сгорания топлива; q5 = 0,120,5% - потеря теплоты рассеянием в окружающую среду; q6 0,5% - потеря с физической теплотой жидких шлаков (при удалении шлака в жидком состоянии). Сумма потерь для крупных энергоблоков равна 6-10%, чему соответствует КПД парового котла 94-90%.
Значение КПД транспорта теплоты (трубопроводов) тр определяется из соотношений
,
,
Значение тр по (2.29а) без учета потерь свежего пара и воды при их транспорте определяется различием параметров пара и воды у турбины и у котла. При этом нужно иметь в виду, что давление пара у парового котла на 1 - 1,5 МПа выше, чем у турбины, а температура пара на выходе из парового котла приблизительно на 5°С выше, чем перед турбиной; температура и энтальпия питательной воды на выходе из турбоустановки и на входе в паровой котел практически одинаковы: .
Для сопоставимости тепловой экономичности электростанций с различными видами топлива в СССР принято определять удельные расходы условного топлива с теплотой сгорания 29308 кДж/кг (7000 ккал/кг). В этом случае удельный расход условного топлива, кг/(кВтч),
.
Это соотношение вытекает из общего энергетического баланса электростанции и определяет ее КПД по производству электроэнергии:
;
.
Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, г/(кВтч):
.
Если с 0,40, то bун = 307 г./(кВтч). В СССР в 1980 г. bун составляло 328, а в 1985 г. bу = 326,2 г/(кВтч).
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,
;
для любого промежутка времени, кг,
.
Так, для энергоблока мощностью 1 млн. кВт при bу = 320 г./(кВтч) Ву = 32010-6106 = 320 т/ч.
Снижение удельного расхода условного топлива на 1 г/(кВтч) в масштабе народного хозяйства нашей страны дает годовую экономию условного топлива до 1,5 млн. т.
Средний удельный расход условного топлива на электростанциях капиталистических стран с развитой энергетикой изменяется в последние годы в диапазоне от 318 до 385 г./(кВтч), в том числе в США 370-360, в ФРГ 340-330, в Англии - от 385 до 360, во Франции - 330, в Японии 318-320 г./(кВтч).
Приведенные ниже данные характеризуют изменение удельного расхода условного топлива в СССР по годам:
Годы……… |
1913 |
1930 |
1940 |
1950 |
1960 |
1970 |
1980 |
1985 |
|
bу, г/(кВтч) … |
1110 |
870 |
645 |
590 |
470 |
366 |
328 |
326,2 |
|
4. Энергетические показатели конденсационной атомной электростанции
энергетический электростанция атомный конденсационный
Основным показателем энергетической эффективности атомной электростанции (АЭС) и ее элементов является КПД или удельный расход теплоты. Приведены тепловая схема простейшей АЭС и цикл Ренкина такой установки. Для одноконтурной АЭС КПД брутто в часовом промежутке времени определяется из выражения
,
а его значение нетто соответственно
где Qp - тепловая мощность реактора, кДж/ч.
Доля собственного расхода электроэнергии на АЭС составляет эс.н = 0,060,07.
Потери теплоты в реакторной установке, включающей ядерный реактор и обслуживающее его оборудование, состоят в основном из потерь на продувку реактора, на охлаждение систем защиты реактора и на рассеивание теплоты и оцениваются КПД реакторной установки.
Рис. 6. Тепловая схема простейшей одноконтурной атомной электростанции с турбоустановкой на насыщенном водяном паре (а) и цикл Ренкина для такой установки (б): ЯР - ядерный реактор; Qp - тепловая мощность реактора
.
Здесь Qh.п - тепловая нагрузка реактора по пару.
Абсолютный электрический КПД турбоустановки и КПД транспорта теплоты (трубопроводов) можно определить по выражениям:
;
.
Используя последние соотношения, получаем:
,
.
Ввиду преимущественного использования на современных АЭС сухого насыщенного пара средних параметров (6-8 МПа) КПД атомной электростанции в еще большей мере, чем КЭС, зависит от абсолютного электрического КПД турбоустановки. Для турбин на насыщенном паре указанных параметров имеем = 0,340,35. Принимая p = 0,99, тр = 0,995, получаем с = 0,330,34.
Для двухконтурной АЭС, содержащей в качестве дополнительного элемента парогенератор насыщенного или слабо перегретого пара, выражение для КПД брутто электростанции имеет вид (рис. 7)
,
где - КПД реакторной установки; - КПД трубопроводов первого контура; - КПД парогенератора АЭС; - КПД трубопроводов второго контура.
Рис. 7. Тепловая схема простейшей двухконтурной атомной электростанции с турбоустановкой на насыщенном водяном паре: ГЦН - главный циркуляционный насос
Количество теплоты QI, передаваемое с водой, нагреваемой в реакторе, и QI, поступающее с водой в парогенератор АЭС, определяют потери на транспорт теплоты в контуре I, которые оцениваются в размере 0,5-1,0%. Потери теплоты в парогенераторе АЭС обусловлены продувкой (1-1,5%) и теплообменом с окружающей средой (0,1-0,2%).
Приняв ; ; ; ; получим
.
Для характеристики тепловой экономичности атомной электростанции, как и для КЭС, определяют удельный расход теплоты, кДж/(кВтч):
на турбоустановку
;
можно также записать это выражение, используя величину :
;
на атомную электростанцию
.
Если принять и , получим кДж/(кВтч) и кДж/(кВтч).
Потребление ядерного топлива в реакторах АЭС имеет свою специфику, которую следует учитывать при расчете расхода топлива на АЭС. Можно использовать удельный расход выгоревшего ядерного топлива, г/(МВтч):
,
где кДж/кг - теплота, выделяющаяся при полном делении 1 кг ядерного топлива с учетом образования неделящихся изотопов.
Большое значение имеет определение годовой потребности реактора в обогащенном ядерном топливе, т/год:
,
Здесь Qр - тепловая мощность реактора, МВт; К - средняя удельная энерговыработка (глубина выгорания) обогащенного ядерного топлива, МВтсут/т. Для различных типов реакторов можно принимать K = 28103 (ВВЭР-440); K = 40103 (ВВЭР-1000); K = 100103 (натриевые реакторы на быстрых нейтронах); Туст - число часов использования установленной мощности АЭС (Туст = 67 тыс. ч/год).
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной парогазовой электростанции. Срок окупаемости капитальных вложений. Расчет котла-утилизатора. Определение мощности и коэффициента полезного действия ПГУ. Безопасность объекта.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 07.08.2012Принципиальная схема турбины К-150-130 для построения конденсационной электростанции. Расчёт параметров воды и пара в подогревателях, установки по подогреву воды, расхода пара на турбину. Расчёт регенеративной схемы и проектирование топливного хозяйства.
курсовая работа [384,4 K], добавлен 31.01.2013Основные особенности принципа действия конденсационной электростанции, принцип работы. Характеристика Ириклинской ГРЭС, общие сведения. Анализ структурной схемы проектируемой электростанции. Этапы расчета технико-экономического обоснования проекта.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 18.11.2012Расчет тепловой схемы конденсационной электростанции высокого давления с промежуточным перегревом пара. Основные показатели тепловой экономичности при её общей мощности 35 МВт и мощности турбин типа К-300–240. Построение процесса расширения пара.
курсовая работа [126,9 K], добавлен 24.02.2013Характеристика электрической части конденсационной электростанции, мощность которой 900 МВт. Анализ основного электрооборудования, выбор схемы электроснабжения. Особенности релейной защиты, выбор генераторов, расчет токов короткого замыкания и напряжения.
дипломная работа [1,9 M], добавлен 22.06.2012Технологическая схема электростанции. Показатели ее тепловой экономичности. Выбор начальных и конечных параметров пара. Регенеративный подогрев питательной воды. Системы технического водоснабжения. Тепловые схемы и генеральный план электростанции.
реферат [387,0 K], добавлен 21.02.2011Основные технико-экономические показатели энергоблока атомной электростанции. Разработка типового оптимизированного и информатизированного проекта двухблочной электростанции с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1300. Управление тяжелыми авариями.
реферат [20,6 K], добавлен 29.05.2015Электрическая часть атомной электростанции мощностью 3000 МВт. Выбор генераторов. Обоснование двух вариантов схем проектируемой электростанции. Потери электрической энергии в трансформаторах. Расчет токов трехфазного короткого замыкания на шине 330 кВ.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 10.03.2013Разработка структурной схемы конденсационной электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов блока и собственных нужд, автотрансформаторов связи и блока. Выбор схемы, расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов для генераторов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 11.12.2013Абсолютные и удельные вложения капитала в строительство электростанции. Энергетические показатели работы электростанции. Проектная себестоимость производства энергетической продукции. Калькуляция проектной себестоимости электрической и тепловой энергии.
курсовая работа [131,9 K], добавлен 11.02.2011Понятие приливной электростанции, особенности принципов действия. Анализ работы российской приливной электростанции на примере Кислогубской электростанции. Характеристика экологических и экономических эффектов эксплуатации приливных электростанций.
реферат [4,1 M], добавлен 21.03.2012Параметры и тепловая схема блока электростанции. Определение энтальпии в отборах и суть процесса расширения пара. Расчёт схемы регенеративного подогрева питательной воды. Проектирование топливного хозяйства. Тепловой баланс сушильно-мельничной системы.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 31.01.2013Особенности технологической схемы ТЭЦ. Специфика пароводяного контура и способ выдачи электроэнергии. Мощность теплового оборудования ТЭЦ в сравнении с электрической мощностью электростанции. Схема конденсационной электростанции. Вакуумный насос.
презентация [1,6 M], добавлен 22.05.2016Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.
курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014Определение характеристики относительного прироста расхода топлива конденсационной тепловой электростанции. Расчет оптимального распределения нагрузки между агрегатами тепловой электростанции. Определение графика электрической нагрузки потребителей ЭЭС.
курсовая работа [2,3 M], добавлен 08.01.2017Атомные электростанции (АЭС)–тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. Ядерные реакторы, используемые на атомных станциях России: РБМК, ВВЭР, БН. Принципы их работы. Перспективы развития атомной энергии в РФ.
анализ книги [406,8 K], добавлен 23.12.2007Определение типа электростанции по исходным данным. Выбор силового оборудования, аппаратов, токоведущих частей, генераторов, трансформаторов. Описание главной схемы электрических соединений. Расчет электростанции в нормальных и в аварийных режимах.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.12.2014Понятие и принципы работы атомной электростанции как станции, предназначенной для производства электрической энергии. Основные современные энергетические реакторы, их разновидности и функции. Российские энергоблоки типа ВВЭР, эксплуатируемые на 5 АЭС.
презентация [3,1 M], добавлен 27.10.2013Основные задачи и положения проекта плавучей атомной электростанции. Характеристика реакторной установки. Преимущества, недостатки и опасность станции. Объективные обстоятельства актуальности процесса развития атомной генерации малой и средней мощности.
курсовая работа [26,4 K], добавлен 09.06.2014Прообраз ядерного реактора, построенный в США. Исследования в области ядерной энергетики, проводимые в СССР, строительство атомной электростанции. Принцип действия атомного реактора. Типы ядерных реакторов и их устройство. Работа атомной электростанции.
презентация [810,8 K], добавлен 17.05.2015