42. Электрический кпд тэц

44. Распределение нагрузки между агрегатами станции

45. КПД ТЭЦ по отпуску тепла

47. Определение расходов ядерного горючего на АЭС

49. Баланс пара и воды на ЭС

59. Температурный график подогрева сетевой воды в основных бойлерах

63. Тепловой баланс деаэратора

68. Анализ схем испарительных установок

70. Двухконтурные АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

1

-ядерные реактор, 2-парогенератор с системой сепарации пара, 3-паровая турбина, 4-сепаратор, 5-1-я ступень промперегрева пара отборным паром из цвд, 6-2-я ступень промперегрева свежим паром, 7-гцн, А-компенсатор давления (поддержание давления воды в 1 контуре). Учитывая, что в 2-х контурной установке используется корпусной реактор, то давление воды оказывает прямое влияние на толщину стенок реактора. Достоинства: радиоактивным является только 1 контур, который можно поместить в закрытую зону без доступа персонала (гермозона). Недостатки:1. громоздкий, тяжелый корпус реактора, 2. срок жизни реактора определяется сроком жизни корпуса (металл становится хрупким)(около 30 лет), 3. при перегрузке надо останавливать весь блок на 1-2 месяца, 4. после перегрузки топлива существенно возрастает запас реактивности.

71. Трехконтурные аэс

1-парогенератор, 2-испарительный участок, 3-экономайзер, 4-натриевый теплообменник, 5-быстрый реактор с натриевым теплоносителем.

72. Парогазовые установки электростанций

Сочетание ГТУ и ПТУ позволяет существенно повысить кпд теплосилового цикла, по сравнению с раздельными их схемами. Это сочетание может быть нескольких видов. Для ПТУ кпд зависит от параметров пара перед турбиной, наличия промперегрева и его температуры, давления в конденсаторе, системы регенеративного подогрева питательной воды и ее конечной температуры. От этих параметров в ПГУ зависит кпд котла-утилизатора, но подогрев питательной воды оказывается невыгодным. Поэтому ПГУ с КУ не имеют регенеративных отборов в паровой турбине, на линии питательной воды устанавливается 1 пнд смешивающего типа, служащий деаэратором. Он обеспечивает некоторое повышение температуры в КУ, чтобы избежать его низкотемпературной коррозии. Начальное давлени пере влияет на кпд паросиловой установки, причем поразному при заданных значениях температуры, характеристиках КУ, в частности температурного напора в экономайзере котла, от которой зависит температура уходящих газов. Оптимальные параметры элементов ПГУ с КУ и полным использованием бинарности цикла, т.е. без дожигания, при высоких температурах (1100-1200С) и высокой экономичности элементов ПГУ позволяет получить КПД нетто турбоустановки, =47-52%. Такие ПГУ могут работать и без паровой турбины, т.е. превращаются в чисто газовые, но работа ПГУ без ГТУ в этом случае невозможна. Широко используются схемы ПГУ со сбросом газа в котел. Их экономичность по сравнению с ПГУ с КУ на 5-8% ниже, что объясняется меньшей степенью бинарности и меньшей долей мощности ГТУ. Их преимущество – возможность использования почти без изменений традиционных ПТУ. Возможна схема ПГУ с прямым подводом части теплоты топлива в ГТУ и в ПТУ из линии между компрессором и газовой турбиной. Для этого используется высоконапорный парогенератор (ВПГ). Достоинства - уменьшение массы и габаритов, но они менее надежны и в них невозможна автономная работа ПТУ.