Схема паротурбинного цикла

Рис. 3-59. Схема последовательного соединения центробежных машин в регенеративном цикле паротурбинной установки.

Очищенные продукты газификации угля в теплообменнике нагреваются до 700°С и поступают в ЭХГ, непрореагировавшее топливо дожигается в дожигателе ДГ, продукты горения поступают в парогенератор ПГ, экономайзер ЭМ, теплообменники и сбрасывается в атмосферу. Подогретый воздух подается в дожигатель и в ЭХГ, а затем после отдачи тепла в теплообменниках ТО сбрасывается в атмосферу. Вода из системы водоподготовки поступает в паротурбинный цикл, в котором генерируется электроэнергия, а в случае необходимости и тепло. В схеме предусмотрена горелка Г для запуска ЭЭС. [c.125]

Цикл Ренкина. Круговой процесс изменения состояния рабочего тела в паротурбинной установке описывается циклом Ренкина. Упрощенная схема такой установки приведена на рис. VI-2. [c.135]

Из приведенной схемы технологического процесса паротурбинной установки видно, что вода и пар (рабочее вещество) обращаются по замкнутому циклу котельный агрегат — паровая турбина — конденсатор — котельный агрегат. При этом из цикла выпадает только то количество воды и пара, которое безвозвратно расходуется на нужды потребителей и на собственные нужды электростанции (продувку паровых котлов, обдувку, паровой привод насосов и т.д.), а также теряется из-за неплотностей системы (пропаривания, утечки). Это количество восполняют, добавляя в цикл сырую воду, предварительно прошедшую через установки химводоочистки, в которых ее обрабатывают, чтобы удалить из нее различные примеси. Добавочная химически очищенная вода поступает в деаэратор по трубопроводу 12. [c.99]

Насосы различных схем основного энергетического цикла АЭС принадлежат к лопастным машинам. В конденсаторных установках паротурбин большинства АЭС обычно используют и пароструйные эжекторы. [c.49]

По четвертой схеме твердое топливо сжигается под котлами тепловой электрической станции. Часть химической энергии топлива в результате сложного процесса превращается в электрическую энергию, которая используется в электрической печи. Выработанная электроэнергия многократно трансформируется сначала напряжение повышается для передачи на большое расстояние — до районной понизительной подстанции, затем снова понижается (до 380—500 в и более) и с этим напряжением электроэнергия подводится к электрическим печам. Принципиальные схемы электрических печей рассмотрены ниже. В зависимости от типа печи возможна дополнительная трансформация электрической энергии с сохранением или с повышением частоты тока с 50 до 10 000 гц и более (при индукционном нагреве). При каждой трансформации теряется часть энергии в мощных печах 2—4%, в менее мощных печах 4—5%, в преобразователях до 10—15%. Общие электрические потери могут быть весьма большими. Коэффициент полезного действия сети от электрического генератора до электротермической установки составляет величину лорядка 0,80—0,85. Устройство самой электрической паротурбинной станции довольно сложно. Для повышения тепловой экономичности паровые котлы строятся иа высокие параметры пара (140 бар и 565 °С), а также на сверхкритические параметры пара (300 бар и 580°С). В настоящее время строятся главным образом крупные конденсационные электростанции мощностью 1200—2 400 тыс. кет и выше, имеющие хорошие технико-экономические показатели. Строительство таких станций позволяет снизить расход условного топлива на отпущенный киловатт-час до 310—360 г/квт-ч и повысить к. п. д. до Т1э.с = 0,45. При работе котлов и турбин на сверхвысоких начальных параметрах к. п. д. возрастает до 40% и более. На ТЭЦ, расположенных в городах и при крупных заводах, благодаря применению теплофикационного цикла общее полезное использование топлива повышается до 45—60%. [c.27]

Метод расчета плановых удельных расходов топлива (теплоты) в принципе не отличается от принятого для ТЭС на органическом топливе. В этих расчетах должны быть учтены особенности тепловой схемы АЭС. Потери в реакторном отделении состайляют относительно малую величину (без учета потерь при перегрузках топлива). Поэтому удельный расход теплоты на.АЭС по величине почти равен удельному расходу ядерного топлива, выраженному в тепловых единицах. Вместе с тем расход электроэнергии на главные циркуляционные насосы (ГЦН) значителен. Поэтому при нормировании и анализе технико-экономических показателей АЭС особого внимания требует учет расхода электроэнергии, возврата теплоты от насосов и использования его в следующем цикле производства электроэнергии. Задача определения удельного расхода ядерного топлива сводится практически к расчету удельного расхода теплоты нетто АЭС, который почти полностью совпадает с удельным расходом теплоты паротурбинной установкой. [c.176]

Рис. 7.21. Схемы теплового насоса на верхнем продукте (а), нижнем проду1 (б) и открытого цикла с паротурбинным приводом (в).

Основная особенность схемы состоит в использовании бум делательной машины как конденсатора холодильного цикла то же время конденсатора паротурбинного энергетического щ по нормальной схеме. Следовательно, на рис. 7.35 верхний ко изображает теплонасосный цикл, а нижний контур — энергет ский с двумя котлами, работающими параллельно. Испари теплового насоса использует нагретый воздух или жидкость источник тепла. [c.207]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология