Решение задач вычисление интеграла http://areytur.ru/

Экологические проблемы эксплуатации АЭС


Станции тепло и энергоснабжения

Влияние начального давления пара.

Влияние промежуточного перегрева пара. Промежуточный перегрев пара на ТЭС используется, т.к. он приводит к уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины и, следовательно к увеличению относительного внутреннего КПД.

Увеличение располагаемого теплоперепада больше затрат теплоты на промперегрев пара.

Регенеративный подогрев питательной воды. Регенерация увеличивает термический КПД на 13-20%.

Типы регенеративных подогревателей. смешивающие, где подогрев происходит за счет конденсации пара.

Для увеличения экономичности за счет недогрева теплообменные аппараты выполняют с охлаждением пара и охлаждением дренажа, но счет этого увеличивается стоимость аппарата.

Схемы отвода дренажей. На надежность влияет схема отвода дренажей греющего пара из регенеративных подогревателей.

Дренажи протекают под действием разности давлений в регенеративных подогревателях.

Процесс расширения пара в турбине. 1-2а – идеальный процесс, 1-2д – действительный процесс.

Тепловая экономичность ТЭЦ. Комбинированной выработкой называется процесс, при котором теплота рабочего тела частично или полностью отработавшего в тепловом двигателе используется для покрытия внешних и внутристанционных тепловых нагрузок.

Влияние конечного давления на экономичность.

Конечное давление – давление на выходе из турбины – давление в конденсаторе.

Давление в конденсаторе Рк – давление насыщения.

  Т2=Тк ;

Уменьшение температуры в конденсаторе приводит к увеличению ηtк .

С уменьшением давления в конденсаторе ηt цикла Ренкина увеличивается.

Рк, кПа

100

50

10

3

1

η, %

30

36

40

44

46

Уравнение теплового баланса конденсатора:

  где

Gцв – расход циркуляционной воды,

  температуры воды в конденсаторе, на выходе и на входе соответственно;

  - кратность циркуляции.

Рк ~3-4 кПа, на ТЭЦ Рк =10 кПа.

Величина недогрева δt=3-6ºC.

Использование угля на электростанциях в традиционных паровых энергоблоках коммерчески эффективно сегодня и будет эффективно в обозримом будущем. В России уголь сжигается на конденсационных электростанциях, оснащенных энергоблоками 150, 200, 300, 500 и 800 МВт, и на ТЭЦ с котлами производительностью до 1000 т/ч. Несмотря на невысокое качество углей и нестабильность их характеристик при поставке, на отечественных угольных блоках вскоре после их освоения были достигнуты высокие технико-экономические и эксплуатационные показатели. На крупных котлах используется факельное сжигание угольной пыли, в основном с твердым шлакоудалением. Механический недожог не превышает, как правило, 1-1,5% при сжигании каменных и 0,5% - бурых углей. Он увеличивается до q4<4% при использовании низкореакционных тощих углей и антрацитового штыба в котлах с жидким шлакоудалением. Расчетные значения КПД брутто пылеугольных котлов составляют 90-92,5%. При длительной эксплуатации они на 1-2% ниже из-за увеличенных присосов воздуха в газовый тракт, загрязнения и шлакования поверхностей нагрева, ухудшения качества угля. Имеются реальные возможности значительного улучшения КПД котлов.

По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.
Природоохранные технологии на АЭС