(14)
1,681
2,211
3,627
iПР, кДж/кг
По таблицам водяного пара
2785
2790
2793
YПР
(19)
0,403
0,407
0,410
ξПР
(21)
0,489
0,493
0,496
iОТ, кДж/кг
По таблицам водяного пара
2707
2707
2707
YОТ
(20)
0,334
0,334
0,334
ξОТ
(22)
0,413
0,413
0,413
QКУ, МВт
(15)
5,155
6,728
10,986
QСИО, МВт
(16)
4,070
5,354
8,782
DКУ, кг/с
(17)
1,920
2,501
4,073
DСИО, кг/с
(18)
1,561
2,054
3,369
D′ПР, кг/с
(23)
33,080
47,499
85,927
D′ОТ, кг/с
(24)
23,439
27,946
56,631
ЛИТЕРАТУРА
5. Рыжкин электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.
6. , Морозов электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с.
7. , , Елизаров электрические станции. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 446 с.
8. , Иоффе и строительство ТЭС. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 408 с.
9. Гичёв электростанции. Часть 1: Конспект лекций. - Днепропетровск: НметАУ, 2011. – 45 с.
10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М.: Энергоатомиздат, 19с.: ил.
11. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / , , ; под. ред. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия, 1979. – 296 с.: ил.
12. Соколов и тепловые сети: Учебник для вузов - 5-е изд., перераб. - М : Энергоиздат, 19с.: ил.
13. Сборник задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции». Учебное пособие для вузов / , – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 128 с.: ил.
Учебное издание
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Часть ІІ
Конспект лекций
Тем. план. 2011, поз. 198
Подписано к печати 24.05.2011. Формат 60×84 1/16. Бумага типогр. Печать плоская. Уч.-изд. л. 2,64. Усл. печ. л. 2,61. Тираж 50 экз. Заказ № 91.
Национальная металлургическая академия Украины
49600, г. Днепропетровск-5, пр. Гагарина, 4
_________________________________
Редакционно-издательский отдел НМетАУ
Задание № 1
На тепловой паротурбинной электростанции необходимо реконструировать устаревшую систему регенеративного подогрева питательной воды. С целью обоснования энергетической, экономической и экологической целесообразности реконструкции следует:
Определить основные показатели работы электростанции до и после реконструкции, пользуясь данными таблицы при условии, что давление в конденсаторе турбин рк = 5 кПа; внутренний относительный к. п.д. турбины ηоі = 0,82; электромеханический к. п.д. турбогенераторов ηэм = 0,98; к. п.д. котельной ТЭС ηк = 0,88; к. п.д. теплового потока ηтп = 0,98; доли затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды есн = 0,07 и qсн = 0,02.
Исходные данные
Варианты
Наименование показателей
Электрическая мощность электростанции, Nэ, МВт
Начальные параметры пара:
Давление в регенеративных отборах пара; Ротб, МПа
давление, Р0, МПа
температура, t0, °С
1
28
3,9
450
0,13
2
30
4,1
455
0,14
3
32
4,2
435
0,14
4
34
4,3
440
0,13
5
36
4,4
445
0,12
6
38
4,5
450
0,11
7
40
4,6
455
0,1
8
42
4,7
435
0,14
9
44
4,8
450
0,13
10
46
4,9
455
0,12
11
48
4,2
455
0,11
12
50
4,3
460
0,12
13
52
4,4
465
0,13
14
54
4,5
470
0,14
15
56
4,6
475
0,15
16
58
4,3
435
0,1
17
60
4,4
440
0,11
18
62
4,5
445
0,12
19
64
4,6
450
0,13
20
66
4,7
455
0,14
21
68
4,2
460
0,11
22
70
4,3
465
0,12
23
28
3,5
435
0,1
24
30
3,6
440
0,11
25
32
3,7
445
0,12
26
34
3,9
450
0,13
27
36
4,1
455
0,14
28
38
4,2
435
0,13
29
40
4,3
440
0,12
30
42
4,4
445
0,11
31
44
4,5
450
0,1
32
46
4,6
455
0,14
33
48
4,7
435
0,13
34
50
4,8
460
0,12
35
52
4,9
465
0,11
36
54
4,2
470
0,12
37
56
4,3
475
0,13
38
58
4,4
435
0,14
39
60
4,5
440
0,15
40
62
4,6
445
0,1
41
64
4,3
450
0,11
42
66
4,4
455
0,12
43
68
4,5
460
0,13
44
70
4,6
465
0,14
45
72
4,7
450
0,11
46
12
3,5
435
0,1
47
18
3,6
440
0,11
48
24
3,7
445
0,12
49
66
4,7
455
0,14
50
68
4,2
460
0,11
К заданию № 1
Определяется расход пара в турбины, КПД электростанции и удельный расход топлива на выработку электроэнергии до и после реконструкции системы регенеративного подогрева питательной воды. Принимается во внимание, что устаревшая система регенеративного подогрева практически не давала позитивного эффекта.
Расход пара в турбины до реконструкции определяется электрической мощностью станции без учета работы отборов системы регенеративного подогрева питательной воды:
; (1)
где i0; iks – энтальпии пара соответственно перед турбинами и в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторах турбин, кДж/кг.
Значение i0 и iks определяются по is - диаграммам водяного пара:
К. П.Д. электростанции (нетто) определяются произведением:
(2)
где: ηк = 0,88; ηoi = 0.82; ηэм = 0,98; ηтп = 0,98; есн = 0,07; qсн = 0,02; (даны в условии задания)
Д. цикла электростанции ηt без учета работы питательных насосов определяется выражением:
, (3)
где iḱ – энтальпии конденсата на выходе из конденсатора паровой турбины.
Значение iḱ при условии, что конденсат в конденсаторе не переохлаждается, определяется давлением в конденсаторе Pк = 5 кПа по таблице свойств воды и водяного пара:
iḱ = 137,8 кДж/кг
Расход пара на турбины после реконструкции с учетом работы регенеративных отборов пара при сохранении неизменной электрической мощности станции Nэ = idem определяется формулой:
Дт́ = Дт + у · Дотб, (4)
где у – коэффициент недовыработки мощности паром регенеративных отборов:
(5)
здесь iотб – энтальпия пара поступающего в отборы;
Дотб – расход пара из отборов турбин на регенеративный подогрев питательной воды;
Значение Дотб обычно выражается в долях расхода пара на турбину:
Дотб = αДт́, (6)
Доля отбора пара α по тепловому балансу смешивающего подогревателя
(Дт́ – Дотб)·iḱ + Дотб·iотб = Дт́·iпв, (без учета потерь теплоты в окружающую среду) составит:
, (7)
После подстановки в формулу (4) выражения (6) формула для определения расхода пара на турбины с учетом регенеративных отборов принимает вид:
, (8)
По формуле (7) расход пара на турбины с отборами Дт́ определяется через ранее известное значение расхода пара Дт (без отборов) и значения α и у.
Для определения у по формуле (5) вычисляется конечная энтальпия пара, поступающего в конденсатор:
ik = i0 – (i0 – iks)·η0i, (9)
и методом построения процесса расширения пара в i-S - диаграмме определяется энтальпия пара в отборах:
Энтальпия питательной воды после регенеративного подогрева iпв определяется по таблицам воды и водяного пара. При этом температура питательной воды принимается равной температуре насыщения при давления пара в отборах tпв = tн отб
К. П.Д. электростанции с введением регенеративного подогрева определяется выражением (2), в котором термический к. п.д. регенеративного цикла определяется соотношением:
, (10)
Относительное увеличение к. п.д. электростанции определяется соотношением:
, % (11)
Удельный расход условного топлива на 1 кВт·ч отпущенный со станции электроэнергии определяется выражениями:
, г/кВт·ч (12)
, г/кВт·ч (13)
Относительные снижения удельного расхода топлива определяется соотношениями:
, % (14)
или
, (15)
Список литературы к выполнению задания № 1
1. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / , , ; под редакцией – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия. 1979. – 296с.: ил.
2. , Богородский задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции»: Учеб. пособие для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1990.-128 с.: ил.
Задание № 2
В промышленной зоне возникла дополнительная потребность в паре. Для покрытия этой нагрузки решено использовать ранее не полностью загруженный производственный отбор пара турбины типа «ПТ», установленный на действующей промышленной ТЭЦ. Для оценки энергетической, экономической и экологической целесообразности следует:
Определить основные показатели работы турбины, отпускающей внешним потребителям пар из промышленного отбора (теплофикационные отопительные отборы выключены), и экономию топлива по сравнению с отпуском пара из котельной ТЭЦ, пользуясь данными таблицы при условии, что начальные параметры пара (давление, температура) P0 = 12,7 МПа, t0 = 540 °С; давление в конденсаторе pк = 4 кПа; коэффициент регенерации βр = 1,15; внутренний относительный к. п.д. турбины η0i = 0,85; электромеханический к. п.д. турбогенератора ηэм = 0,98; к. п.д. котельной установки ηк = 0,89; энтальпия питательной воды iпв = 950 кДж/кг; энтальпия возвращаемого на станцию конденсата iвк = 500 кДж/кг; доля возвращаемого конденсата φвк = 1.
Исходные данные
Варианты
Наименование показателей
Электрическая мощность турбины, Nэ, МВт
Давление пара в производственном отборе, РПР (МПа)
Количество пара, отпускаемого из производственного отбора, Ротб, МПа
1
150
1,6
290
2
165
1,8
310
3
180
2
120
4
200
2,2
160
5
165
1
120
6
150
1,2
160
7
135
1,4
270
8
80
1,6
100
9
60
1,8
110
10
200
1,1
160
11
180
1,2
180
12
165
1,3
200
13
150
1,4
100
14
135
1,5
110
15
80
1,6
120
16
60
1
130
17
200
1,8
160
18
180
1,6
150
19
165
1,4
140
20
150
1,2
130
21
135
1
120
22
120
0,8
110
23
150
1
290
24
165
1,2
310
25
180
1,4
120
26
200
1,6
160
27
165
1,8
120
28
150
2
160
29
135
2,2
270
30
80
1
100
31
60
1,2
110
32
200
1,4
160
33
180
1,6
180
34
165
1,8
200
35
150
1,1
100
36
135
1,3
110
37
80
1,4
120
38
60
1,5
130
39
200
1,6
160
40
165
1
150
41
150
1,8
140
42
135
1,6
130
43
120
1,4
120
44
150
1,2
110
45
60
1
120
46
80
1,2
160
47
135
1,4
270
48
80
1
100
49
60
1,2
110
50
200
1,4
160
К заданию №2
Расход пара на турбину определяется по формуле:
, (1)
где Hi – использованный в турбине перепад конденсационного потока пара; упр – коэффициент недовыработки мощности паром производственного отбора.
Использованный в турбине теплоперепад Hi определяется методом построения процесса расширения пара на i-s диаграмме по формуле:
Hi = (i0 – iks)η0i (2)
где i0 – энтальпия пара перед турбиной (в начале расширения), по i-s диаграмме i0 = 3460 кДж/кг; iks – энтальпия пара в конце изоэнтропного расширения до давления в конденсаторе турбины, по i-s диаграмме iks = 1900 кДж/кг.
Использованный в турбине теплоперепад составил Hi = 1250 кДж/кг.
Коэффициент недовыработки мощности паром промышленного отбора упр определяется выражением:
, (3)
где iпр, iк – энтальпии пара соответственно в промышленном отборе и пара поступающего в конденсатор.
Энтальпия пара в промышленном отборе iпр определяется пересечением линии расширения пара в турбине ОК на i-s диаграмме с изобарой промышленного отбора пара pпр.
Удельная выработка электроэнергии на внешнем тепловом потребителе определяется отношением:
, (5)
где 
- количество электроэнергии, вырабатываемой паром из промышленного отбора турбины: Эт = Дпр(i0-iпр)ηэм; Qпр – количество теплоты, отданной внешним потребителям через промышленный отбор пара: Qпр = Дпр(iпр – φвкiвк).
Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, представленная как отношение разности энтальпий, получается в безразмерном виде:
,
Для получения размерности следует использоватькоэффициент106/3600 = 278 кВт·ч/ГДж:
, (6)
Увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении от общей ее выработки сокращает конденсационную выработку электроэнергии и соответственно повышает экономичность электростанции за счет уменьшения потерь теплоты в конденсаторе. Численные значения 
обычно находятся в пределах 50÷180 кВт·ч/ГДж, возрастая с повышением начальных параметров пара и понижением параметров пара в отборах (6).
При раздельном отпуске тепловой и электрической энергии пар внешним потребителям отпускается непосредственно из котельной ТЭЦ. Это потребует увеличения расхода пара с котельной (
) в количестве эквивалентном по теплоте расходу пара через производственный отбор:
, (7)
Отношение разности энтальпий в выражении (7) показывает, во сколько раз увеличение расхода пара из котельной меньше расхода пара из отбора турбины для получения одного и того же количества отпускаемой внешнем потребителям теплоты (пар из котельной имеет более высокий потенциал, чем отборный пар из турбины).
Вместе с этим при раздельном отпуске тепловой и электрической энергий и сохранение турбогенератором прежней выработки электроэнергии уменьшается расход пара из котельной на турбину, т. к. в турбине отключается промышленный отбор и ранее отбираемый пар в полной мере срабатывает свой потенциал в конденсационном потоке:
, (8)
В целом увеличение выработки пара в котельной ТЭЦ вследствие раздельного отпуска тепловой и электрической энергий определяется разностью:
,
, (9)
Комбинированный отпуск тепловой и электрической энергий внешним потребителям по сравнению с раздельным исключает перерасход пара с котельной ТЭЦ (ΔДк), что приводит к соответствующей экономии условного топлива:
, (10)
Список литературы к выполнению задания № 2
3. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / , , ; под редакцией – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия. 1979. – 296с.: ил.
4. , Богородский задач по курсу «Промышленные тепловые электростанции»: Учеб. пособие для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1990.-128 с.: ил.
Задание №3
Аварийная ситуация на ТЭЦ металлургического предприятия, связанная с нарушением герметизации группы подогревателей высокого давления (ПВД), что привело к снижению температуры питательной воды перед котлом.
1. Определить перерасход топлива вследствие аварийного отключения ПВД и разработать мероприятия по компенсации потерь топлива за счет использования вторичных энергоресурсов. Расчеты выполнить, используя данные таблицы с учетом того, что начальные параметры пара (давление, температура) Р0 = 12,7 МПа, t0 = 540ºС; температура питательной воды до и после отключения ПВД 
= 230 ºС и 
= 165 ºС; давление пара в отопительном отборе Рот = 0,2 МПа; давление и энтальпия пара в конденсаторе турбины РК = 5 кПа, iК = 2230 кДж/кг; давление и расходы сухого насыщенного пара КУ и СИО соответствуют параметрам пара в отборах; к. п.д. котельной установки η = 0,90; к. п.д. теплового потока η = 0,90; энтальпия добавочной воды iДОП = 100 кДж/кг.
Исходные данные
Варианты
Наименование показателей
Электрическая мощность турбины, NЭ МВт
Расход питательной воды через ПВД, ДПВ кг/с
Давление пара в промышленном отборе, РПР МПа
Расход пара в промышленном отборе, ДПР кг/с
Расход пара в отопительном отборе, ДОТ кг/с
1
150
225
1,8
105
70
2
165
245
1,9
115
80
3
180
260
2
125
25
4
195
275
2,1
130
30
5
210
290
2,2
135
60
6
225
315
2,3
140
70
7
240
330
2,4
145
80
8
255
345
2,5
150
25
9
270
360
2,6
155
30
10
285
375
2,7
160
60
11
300
390
2,8
165
70
12
50
100
1,8
25
25
13
60
125
1,6
35
30
14
70
135
1,4
40
25
15
80
145
1,2
45
20
16
90
150
1
50
25
17
100
170
2,1
55
30
18
110
180
2,2
60
40
19
135
200
2,3
80
50
20
150
220
2,4
85
55
21
165
240
2,5
90
60
22
180
270
2,6
95
65
23
135
205
1,2
100
25
24
150
225
1,4
105
30
25
165
245
1,8
115
60
26
180
260
1,9
125
70
27
195
275
2
130
80
28
210
290
2,1
135
25
29
225
315
2,2
140
30
30
240
330
2,3
145
60
31
255
345
2,4
150
70
32
270
360
2,5
155
80
33
285
375
2,6
160
25
34
300
390
2,7
165
30
35
50
100
2,8
25
60
36
60
125
1,8
35
70
37
70
135
1,6
40
25
38
80
145
1,4
45
30
39
90
150
1,2
50
25
40
100
170
1
55
30
41
110
180
2,1
60
40
42
135
200
2,2
80
55
43
150
220
2,3
85
60
44
165
240
2,4
90
65
45
50
95
1,2
35
25
46
60
125
1,4
50
30
47
135
205
1,6
90
60
48
150
220
2,4
85
55
49
165
240
2,5
90
60
50
180
270
2,6
95
65
К заданию №3
Перерасход топлива из-за отключения ПВД определяется при условии, что мощность турбоустановки остается неизменной.
Компенсация перерасхода осуществляется за счет использования пара котлов-утилизаторов (КУ) и систем испарительного охлаждения (СИО) технологических печей. Пар КУ и СИО подают внешним потребителям вместо теплофикационного отборного пара. Это позволяет уменьшить поток пара через регулируемые теплофикационные отборы турбины, увеличить в ней конденсационный поток пара и сохранить мощность турбины на прежнем уровне без перерасхода топлива, сжигаемого в котле.
Вычисление перерасхода топлива.
Количество теплоты, передаваемое питательной воде в ПВД определяется выражением:
(1)
где СР – средняя изобарная теплоемкость в интервале температур 
, СР = 4,51 кДж/кг · К.
Параметры пара в отборах на ПВД и деаэратор принимается для турбины типа «ПТ» по данным приведенным в [1, с. 85]: РПВД = 3,30 МПа, iПВД = 3190 кДж/кг, РДА = 1,47 МПа, iДА = 3010 кДж/кг. Расчеты выполняются для параметров пара верхнего ПВД, определяющего температуру питательной воды на входе в котел.
Коэффициент недовыработки мощности Y и ценности теплоты ξ для отборов пара на ПВД и деаэратор определяются выражениями:
(2)
(3)
(4)
(5)
где i0 – энтальпия свежего пара, определяемая по i-S – диаграмме или по таблицам свойств водяного пара;
kС – коэффициент тепловой схемы, определяемый выражением:
(6)
здесь 
- энтальпия кипящей воды при начальном давлении Р0 и энтальпия конденсата при давлении в конденсаторе РК, определяемые по таблицам свойств водяного пара.
Расход пара на ПВД определяется выражением:
(7)
где 
- энтальпия конденсата пара регенеративного отбора на ПВД при давлении РПВД, определяемая по таблицам свойств водяного пара (потерей давления пара при его транспортировке от отбора до ПВД пренебрегаем).
Количество теплоты, которое вносит сливаемый из ПВД конденсат в деаэратор, определяется уравнением:
(8)
где 
- энтальпия питательной воды в деаэраторе в соответствии с давлением в деаэраторе РДА, определяемая по таблицам свойств водяного пара для деаэратора повышенного давления РДА = 0,7 МПа.
При отключении ПВД соответствующий подогрев питательной воды будет производится в экономайзере котла за счет теплоты сжигаемого в котле топлива.
Коэффициент ценности теплоты котельного топлива ξК = 1, что больше, чем коэффициент ценности теплоты пара из отбора на ПВД: ξПВД < 1. Использование для подогрева питательной воды более ценной теплоты вызовет перерасход топлива.
Вместе с тем поток конденсата из ПВД не будет поступать в деаэратор, что потребует увеличения отбора менее ценного пара на деаэратор взамен отбора пара на ПВД (ξда < ξпвд) и даст небольшую экономию теплоты.
В целом перерасход теплоты при выключении ПВД составит:
(9)
Перерасход топлива в результате выключения ПВД составит:
(10)
где Qут – теплота сгорания условного топлива, Qут = 29,3 МДж/кг.
2. Компенсация перерасхода топлива на ТЭЦ вследствие отключения ПВД возможна за счет использования пара вторичных энергоресурсов, который ранее использовался недостаточно эффективно. Мероприятия, компенсирующие перерасход топлива, заключаются в сооружении паропроводов пара КУ и СИО от производственных цехов, где технологические печи оборудованы КУ и СИО, до ТЭЦ. Причем 60% перерасхода топлива предполагается компенсировать подачей пара КУ в систему промышленного отбора турбины, а 40% подачей пара СИО в систему отопительных отборов, что соответствует соотношению расходов пара в регулируемых теплофикационных отборах для турбин типа «ПТ» [2, с. 236-237], а также соответствует соотношению расходов пара отборов по заданию.
Компенсация перерасхода пара составит:
- от использования пара в КУ
(11)
- от использования пара СИО:
(12)
Экономия теплоты от подачи утилизационного пара в системы теплофикационных отборов турбины в соответствии с распределением компенсации перерасхода топлива составит:
(13)
(14)
Расход теплоты и массы утилизационного пара составит:
(15,16)
(17)
(18)
В соответствии с заданием параметры пара КУ и СИО совпадают с параметрами пара соответственно промышленного и отопительного отборов. Причем утилизационный пар и пар отборов в расчетах принимается как сухой насыщенный.
Коэффициенты недовыработки мощности и ценности пара отборов определяются выражениями:
(19)
(20)
(21)
(22)
где iпр, iот – энтальпии пара промышленного и отопительных отборов, определяется давлением пара в отборах по таблицам свойств водяного пара для сухого насыщенного пара.
В результате подачи утилизационного пара в систему промышленных и отопительных отборов соответственно в количестве ДКУ и ДСИО расходы пара через отборы уменьшаются и составят:
(23)
(24)
Список литературы к выполнению задания №3
1. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов /, , ; под редакцией – 2-е изд., перераб. – М.: энергия, 1979. – 296 с.: ил.
2. Соколов и тепловые сети: Учебник для вузов – 5-е изд., перераб. – М.: Энергоиздат, 1982. – 360 с.: ил.
3. Временная типовая методика определения экономия эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды. – М.: Наука, 1983. – 124 с.
4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: Энергоиздат. 1989. – 288 с.
ВОПРОСЫ
к экзамену по дисциплине "Тепловые электрические станции"
1. Классификация электрических станций.
2. Особенности тепловых электростанций с блочной и неблочной структурами.
3. Технологическая схема тепловой электростанции.
4. Энергетические показатели тепловых электростанций (показатели тепловой экономичности станций).
5. Экономические показатели тепловых электростанций.
6. Эксплуатационные показатели тепловых электростанций.
7. Основные требования, предъявляемые к тепловым электростанциям.
8. Особенности промышленных тепловых электростанций.
9. Общие понятия о тепловых схемах ТЭС.
10. Сущность и этапы расчета тепловых схем.
11. Начальное давление пара в турбоагрегатах электростанций.
12. Начальная температура пара в турбоагрегатах электростанций.
13. Промежуточный перегрев пара в турбоагрегатах электростанций. Энергетическая эффективность промежуточного перегрева.
14. Промежуточный перегрев пара в турбоагрегатах электростанций. Давление промежуточного перегрева.
15. Промежуточный перегрев пара в турбоагрегатах электростанций. Техническое осуществление промежуточного перегрева.
16. Конечные параметры пара в турбоагрегатах электростанций.
17. Регенеративный подогрев питательной воды. Энергетическая эффективность регенеративного подогрева.
18. Регенеративный подогрев питательной воды. Техническое осуществление регенеративного подогрева.
19. Регенеративный подогрев питательной воды. Температура регенеративного подогрева.
20. Построение тепловой схемы ТЭС на базе турбины "К".
21. Построение тепловой схемы ТЭС на базе турбины "Т".
22. Общие положения к выбору оборудования к расчету тепловых схем ТЭС.
23. Выбор турбины и определение расхода пара на турбину. Диаграмма режимов турбины.
24. Выбор парогенераторов. Особенности выбора парогенераторов для КЭС и ТЭЦ.
25. Принципиальная тепловая схема секции ТЭЦ, включающая турбины "Т", "ПТ" и "Р". Выбор парогенераторов ТЭЦ.
26. Построение процесса расширения пара в проточной части турбины.
27. Расчет схемы регенеративного подогрева питательной воды.
28. Регенеративные подогреватели питательной воды высокого давления.
29. Деаэрация питательной воды.
30. Регенеративные подогреватели питательной воды низкого давления.
31. Определение показателей тепловой экономичности ТЭС по результатам расчета тепловых схем.
32. Анализ тепловых схем ТЭС методами коэффициента ценности теплоты и коэффициента изменения мощности турбины.
33. Применение методов коэффициента ценности теплоты и коэффициента изменения мощности турбины на примере выбора места подключения к тепловой схеме сепаратора непрерывной продувки котла.
34. Расположение ТЭС и компоновка главного корпуса.
35. Особенности пуска энергоблока с барабанным котлом.
36. Особенности пуска энергоблока с прямоточным котлом.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 |
