1079

Тепловой цикл паротурбинной установки и показатели экономичности ТЭС. Особенности турбоустановок АЭС

Лекция

Энергетика

Тепловой цикл паротурбинной установки ТЭС и показатель его термодинамической эффективности. Энергетические показатели тепловой электростанции и общий баланс теплоты и мощности для ее энергоблоков. Абсолютные и относительные показатели экономичности турбин и турбоустановок. Расходы пара, теплоты и топлива для паротурбинной установки.

Русский

2013-01-06

394.5 KB

377 чел.

Лекция №2. Тепловой цикл паротурбинной установки и показатели экономичности ТЭС. Особенности турбоустановок АЭС

2.1. Тепловой цикл паротурбинной установки ТЭС и показатель его термодинамической эффективности

Энергетический процесс современных паротурбинных установок (ПТУ) основан на использовании термодинамического цикл Ренкина с полной конденсацией отработавшего в турбине водяного пара. Схема простейшей теплоэнергетической установки, посредством которой реализуется данный цикл, представлена на рис.2.1, а на рис.2.2 приведен идеальный цикл Ренкина в Т,s-диаграмме. Обозначения термодинамических параметров в соответствующих узлах и точках цикла (давление р, МПа (кПа), температура t, 0С) и параметра теплового состояния рабочих сред (удельная энтальпия h, кДж/кг) даны на представленных рисунках. Там же показаны расходы водяного пара G0, кг/с и теплоты Q0, кДж/ч в паровую турбину.

                        

        Рис. 2.1. Простейшая схема ПТУ                 Рис. 2.2. Идеальный цикл ПТУ в Т,s-диаграмме

Сокращенные обозначения основного оборудования ПТУ и краткая характеристика происходящих в ней процессов следующие:

    ПТ паровая турбина, в которой в процессе расширения водяного пара его тепловая (потенциальная) энергия преобразуется в механическую энергию вращающегося ротора с передачей на ротор электрогенератора (ЭГ) работы турбины Lт (процесс 1-2);

    КР  конденсатор турбоустановки, в котором отработавший в турбине водяной пар конденсируется при постоянном давлении рк и отдает теплоту Qк охлаждающей воде (на рис.2.1 представлено как удельное количество теплоты q2, кДж/кг) – процесс 2-21;

    ПН - питательный насос, в котором осуществляется адиабатное сжатие питательной воды (процесс 21-3 при затрате работы Lн на сжатие 1 кг воды);

    К энергетический котел (далее котел), в котором в процессе подвода теплоты при сгорании органического топлива (на рис.2.1 представлено как удельное количество подводимой теплоты q1, кДж/кг) осуществляется подогрев воды до температуры кипения (процесс 3-31), ее испарение (процесс 31-4) и перегрев водяного пара (процесс 4-1).

Эффективность цикла Ренкина с подводом q1 и отводом q2 удельных количеств теплоты определяется его термическим КПД

    (2.1)

где h0 - энтальпия водяного пара перед турбиной; hпв - энтальпия питательной воды; h2t - энтальпия пара после турбины при изоэнтропийном расширении в ее проточной части; hк1- энтальпия конденсата за конденсатором ПТУ; Н0=h0-h2t - располагаемый теплоперепад турбины; Нпн=hпв-hк1 - подогрев питательной воды в адиабатном процессе ее сжатия, который эквивалентен работе, затрачиваемой на повышение давления в питательном насосе; Q01=h0-hк1- расход теплоты на турбину без учета подогрева воды в данном насосе. Термический КПД цикла без учета подогрева воды в питательном насосе

                                                                                                          (2.2)

Термический КПД идеальной паротурбинной установки (рис.2.1) можно выразить и через отношение полезной теоретической работы 1 кг водяного пара в цикле L к теплоте, переданной 1 кг рабочей среды в котле (q1=h0-hпв), следующим образом:

                                  .                                          (2.3)

Располагаемый теплоперепад турбины Н0 расходуется на производство электроэнергии и приводные двигатели установок собственных нужд, среди которых основной составляющей является расход энергии на привод питательного насоса.

2.2. Энергетические показатели тепловой электростанции и общий баланс теплоты и мощности для ее энергоблоков

Основным показателем энергетической эффективности электростанции является коэффициент полезного действия по отпуску электрической энергии, называемый абсолютным электрическим КПД электростанции и который с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды Эсн определяют как «КПД нетто» («нт» - нетто):

                                                                                         (2.4)

где Э - выработанная электроэнергия; Qс, кДж/ч - затраченная энергия (теплота сожженного топлива); эснсн - доля электроэнергии на собственные нужды станции (4-6%). Выражение (2.4), записанное для часового промежутка времени, имеет вид:

                                                                                                (2.5)    

где Nэ, кВт - электрическая мощность. Показатель «КПД нетто» используется при решении реальных задач планирования работы и отчетности электростанции. В анализе энергетической эффективности процесса выработки электроэнергии используется «КПД брутто» эсбр=эснт/(1-эсн), который для часового промежутка времени имеет выражение:

                                                                                                              (2.6)

Коэффициент полезного действия электростанции по производству электроэнергии зависит от КПД ее основных элементов – турбоустановки, котла и трубопроводов. На рис.2.3 для конденсационной электростанции представлена схема, определяющая общий баланс теплоты и мощности ее энергоблока при расходе теплоты топлива ВQрн=Qc (В –расход топлива, кг/с; Qрн – его низшая теплотворная способность, кДж/кг) на создание электрической мощности в электрогенераторе Nэ.

Рис. 2.3. Схема баланса теплоты и мощности для конденсационной ПТУ

Здесь расход теплоты на турбоустановку

                             Q0=3600(Nэ+Nэг+Nмех+Ni)+Qк=3600Ni+Qк,

где Nэг – потери мощности в электрическом генераторе; Nмех  (Nм на рис.2.3) - механические потери турбоагрегата; Ni – внутренние потери мощности в турбине;  Ni - внутренняя мощность турбины; Qк - потери теплоты с охлаждающей водой конденсатора турбоустановки. Тепловая нагрузка котла Qк=Q0+Qтр, где Qтр - потери теплоты в окружающую среду при транспортировке рабочих сред в трубопроводах. Теплота топлива Qc=Qпк+Qпк расходуется в паровом котле на теплоту получаемого пара и покрытие потерь в котле Qпк (рис.2.3).

    Абсолютный электрический КПД турбоустановки для часового промежутка времени при расходе тепла на нее Q0, кДж/ч равен

                                                                                                                (2.7)

    КПД котла при его тепловой нагрузке Qк равен . Потери теплоты в котле с физической теплотой уходящих газов, от химической и механической неполноты сгорания топлива, от рассеяния в окружающую среду, при удалении жидких шлаков определяют диапазон значений к=0,94-0,90.

    КПД трубопроводов (транспортировки  теплоты) =0,99-0,98, где Q0 – теплота водяного пара, подводимого к турбоустанове. Из-за аэродинамического сопротивления главного паропровода, средств измерения расхода пара и различного рода запорных и регулирующих органов давление водяного пара перед турбиной обычно на 1…1,5 МПа меньше, чем давление пара за котлом.

В итоге, с учетом (2.6), выражение для КПД брутто электростанции принимает вид      

                                                                                                   (2.8)

Электрическая мощность Nэ связана с эффективной мощностью Nе на муфте между турбиной и генератором соотношением Nэ=Nеэг, где электрический КПД генератора учитывает потери мощности в нем - Nэг (рис.2.3). Эффективная мощность турбины Nе связана с ее внутренней мощностью Ni соотношением Nе=Niмех, где механический КПД учитывает потери трения в подшипниках валопровода турбоагрегата, расход энергии в системах регулирования и маслоснабжения. На рис.2.3 электрическая мощность Nэнт определяет отпущенную в энергосистему электрическую энергию с учетом ее затрат на собственные нужды станции (Nсн).

На рис.2.4 представлены процессы расширения водяного пара в проточной части паровой турбины. Внутренняя мощность турбины Ni связана с располагаемой (теоретической) мощностью N0 соотношением Ni=N0oi, где внутренний относительный КПД турбины oi характеризует степень совершенства ее проточной части в процессе преобразования тепловой энергии водяного пара в механическую энергию вращающегося ротора. С учетом этого КПД действительный теплоперепад на турбину Hi=H0oi (рис.2.4,б). В свою очередь, с учетом дросселирования водяного пара в стопорных и регулирующих клапанах турбины, определяемого коэффициентом дросселирования др010, oi=дрoi1 (рис.2.4,а). Здесь oi1i01 - внутренний относительный КПД проточной части турбины с учетом потерь энергии с выходной скоростью пара в последней ступени.

В итоге для секундного промежутка времени КПД электростанции (энергоблока)

                             (2.9)

                                                     а)                                                                               б)

Рис. 2.4. Представление процесса расширения водяного пара в турбине в h,s-диаграмме:

а – с учетом дросселирования в стопорных и регулирующих клапанах;

б – упрощенное (1 - теоретический процесс; 2 – реальный процесс)

Наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбоустановки, учитывающий основную потерю теплоты в цикле производства электроэнергии – потерю с охлаждающей водой конденсатора Qк, достигающей 45-50% затрачиваемой в цикле теплоты. Теплота Qк отработавшего в паровой турбине водяного пара передается при очень низком давлении рк в конденсаторе (рк=3…5 кПа много меньше атмосферного давления ра=98…102 кПа). Это говорит о том, что при данных условиях водяной пар за турбиной обладает крайне низкой работоспособностью. Примем следующие оценки КПД: t=0,55; oi=0,85; мех=0,99; эг=0,985; тр=0,99; к=0,90. Тогда КПД электростанции по производству электроэнергии эсбр=0,406. С учетом затрат энергии на собственные нужды, например эсн=0,05, КПД станции нетто эснт=эсбр(1-эсн)=0,386.

2.3. Абсолютные и относительные показатели экономичности турбин и турбоустановок

В реальном процессе расширения водяного пара при наличии различного рода потерь в проточной части турбины значение действительной работы Lт меньше теоретического значения. В h,s-диаграмме (рис.2.4) теоретический и реальный процессы расширения представляются, соответственно, отрезками изоэнтропийного и реального (с ростом энтропии) расширения водяного пара. При этом для характеристики реального процесса расширения ранее введено понятие использованного теплоперепада турбины Hi=h0-hк, а для оценки совершенства проточной части турбины - относительный внутренний КПД турбины: 

                                                                   oi=Hi/H0.                                                  (2.10)

С учетом расхода водяного пара G, кг/с oi=Ni/N0, где Ni=GHi – внутренняя мощность, а N0=GH0 – теоретическая мощность. 

Отношение использованного теплоперепада Hi к теплоте, подведенной 1 кг рабочей среды в котле, называют абсолютным внутренним КПД турбоустановки: i=toi. Этот КПД можно представить через отношение внутренней мощности турбины Ni и теплоты, подводимой к рабочей среде в котле Qс: i=Ni/Qс.

С учетом мех относительный эффективный КПД турбины oе=oiмех, а абсолютный эффективный КПД турбоустановки е=oеt. В свою очередь, с учетом потерь в электрогенераторе, относительный электрический КПД турбоагрегата:

                                                        oэ=oеэг=oiмехэг.                                             (2.11)

Тогда абсолютный электрический КПД турбоустановки 

                                                        эт=oэt=oiмехэгt.                                           (2.12)

Этот показатель свидетельствует о том, что для повышения экономичности паротурбинной установки следует увеличивать термический КПД цикла (за счет роста разности средних температур, определяющих процессы подвода теплоты в котле и отвода теплоты в конденсаторе), совершенствовать проточную часть турбины, а также сокращать потери механические и в электрическом генераторе. 

Следует помнить, что абсолютные КПД (включая t) характеризуют эффективность преобразования в цикле ПТУ теплоты в работу с учетом потери теплоты в конденсаторе турбоустановки, а относительные КПД (включая мех,эг, а также к и тр) характеризуют степень совершенства соответствующего оборудования электростанции. В табл.2.1, помимо названных КПД, приведены выражения для определения следующих видов мощности: N0 – теоретическая мощность турбоустановки; Ni – внутренняя мощность турбины; Nе – эффективная, а Nэ – электрическая мощности турбоагрегата. Номенклатура показателей экономичности для паровых турбин регламентирована ГОСТ 4.424-86.

Таблица 2.1. КПД и мощности и паротурбинных установок

КПД

Относительный

Абсолютный

Мощность

Идеальной турбины

1

t

N0=GH0

Внутренний

oi

i=toi

Ni=GHi=GH0oi

Эффективный

oe=oiмех

e=toe

Ne=GH0oe

Электрический

oэ=oiмехэг

эт=tоэ

Nэ=GH0оэ

  1.   Расходы пара, теплоты и топлива для паротурбинной установки

Расход пара для конденсационной паротурбинной установки определяется из выражения

                                                                                                   (2.13)

В случае использования промежуточного перегрева пара в выражении (2.13) вместо общего теплоперепада Н0 паровой турбины записываются теплоперепады ее частей высокого давления (до промперегрева) и низкого давления (после промперегрева). Показателем эффективности работы водяного пара в турбине является удельный расход пара для выработки 1 кВтч электроэнергии

                                                                              (2.14)

Здесь G0, кг/ч – расход водяного пара в конденсационную турбину мощностью Nэ, кВт, Н0oi – сумма использованных теплоперепадов для соответствующих цилиндров паровой турбины {высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений}. Для современных паровых турбин oiЦВД=0,84…0,86, oiЦСД=0,92…0,94, oiЦНД=0,82-0,84. Тогда, например, при сумме использованных теплоперепадов Нi=1200…1350 кДж/кг и ранее принятых оценках мех, эг  удельный расход пара d0=3,6…3,0 кг/(кВтч). Отсюда для энергоблока мощностью NЭ=300 МВт расход пара G0=250…270 кг/с, а для энергоблока 800 МВт G0=690…720 кг/с.

Важнейшим показателем энергетической эффективности турбоустановки является удельный расход теплоты на выработку 1 кВтч электроэнергии

                                                                                            (2.15)

Именно этот показатель в качестве гарантии тепловой экономичности турбоустановки указывают заводы-изготовители, а ГОСТ определяет допускаемое значение для конденсационных энергоблоков на сверхкритические параметры свежего пара

qтубр=7555 кДж/(кВтч).

Тогда для                qту=7555 кДж/(кВтч)                эт=0,4766.  

Удельный расход теплоты для электростанции (энергоблока)

                                                                                                              (2.16)

Поскольку 1 кВт=1 кДж/с, то удельный расход теплоты

                                                                        qэ=1/э.                                                       (2.17)

  1.   Влияние начальных и конечных параметров пара на экономичность

Повышение начальных параметров водяного пара в турбоустановке, позволяющее увеличивать КПД цикла и располагаемый теплоперепад турбины, является одним из основных источников экономии топлива на ТЭС (рис.2.5).

                               

                                                        а)                                                                                б)                            

Рис. 2.5. Влияние давления р0 (а) и температуры t0 (б) водяного пара на эффективность цикла

  Энергетическая эффективность повышения начальной температуры пара следует из оценки КПД идеального цикла Карно  (на рис.2.5,а и рис.2.5,б показаны эквивалентные по экономичности циклам Ренкина циклы Карно с соответствующими эквивалентными температурами Тэ). Повышение начального давления пара, как правило, способствует повышению КПД цикла. Исключение составляет околокритическая область состояний водяного пара, в которой может наблюдаться обратная зависимость – снижение КПД. Из термодинамических соображений наиболее эффективно одновременное повышение начальной температуры и начального давления пара. Повышение начального давления позволяет увеличить мощность оборудования при его допустимых габаритных характеристиках. Увеличение плотности пара с ростом давления позволяет существенно увеличить массовый расход и совершаемую работу в проточной части турбины. С повышением температуры и уменьшением плотности пара (ростом его удельного объема) уменьшаются потери трения, увеличиваются высоты лопаток турбинных ступеней и уменьшаются потери в них, уменьшаются относительные потери из-за протечек пара через зазоры турбинной ступени, снижается конечная влажность пара. В связи с этим при повышении начальной температуры растет значение oi. Повышение начального давления действует в обратном направлении. В результате этих эффектов максимальные значения iмакс смещаются в сторону меньших значений начального давления по сравнению с максимумами tмакс.

Влияние начального давления р0.

На рис.2.5,а представлены циклы Ренкина для ПТУ при двух уровнях подвода теплоты, определяемых температурами насыщения Т01 и Т011 (Т0=const, Tк=const). Повышение температуры насыщения здесь достигается ростом начального давления водяного пара р0. Видно, что с ростом Тэ абсолютный КПД цикла увеличивается: ht=hк=(Тэк)э. Но следует принимать во внимание, что по мере роста начального давления эквивалентная температура Тэ вначале растет, а затем, из-за увеличения доли подводимой теплоты, затрачиваемой на нагрев воды до температуры насыщения, этот рост замедляется. Для поддержания допустимого уровня влажности (у2=11-12%) необходимо с ростом начального давления одновременно повышать и начальную температуру.

 Рост начальной температуры Т0 

Приводит к увеличению средней температуры подвода теплоты в цикле от Тэ до Тэ1 и соответствующему увеличению КПД цикла (рис.2.5,б). С ростом Tо уменьшается степень влажности пара в последних ступенях ЦНД паровой турбины, что способствует росту ее экономичности (hoi).

Влияние конечного давления рк.

Уменьшение давления отработавшего в турбине пара при неизменных начальных его параметрах вызывает понижение температуры конденсации и, следовательно, температуры Тк, при которой отводится теплота холодному источнику в цикле ПТУ. Поэтому повышается как располагаемый теплоперепад турбины Н0, так и термический КПД цикла. Предел понижения давления рк определяется соответствующей ему температурой насыщения, которая должна быть не ниже температуры окружающей среды. В противном случае невозможна передача холодному источнику теплоты, выделяющейся при конденсации пара. В современных турбоустановках давление в конденсаторе составляет рк=3…5 кПа, что соответствует температуре насыщения tк=24…330С.

2.6. Особенности тепловых схем  и турбоустановок АЭС

На атомных электростанциях (АЭС), как и на обычных ТЭС, используется технология преобразования тепловой энергии в электрическую, но лишь с тем отличием, что в АЭС тепловая энергия выделяется в реакторах при распаде ядер тяжелых элементов ядерного топлива. При этом максимальное значение коэффициента теплоотдачи от тепловыделяющего элемента реактора (твэла) кипящей воде соответствует давлению насыщенного пара около 7 МПа, что определяет уровень начального давления в турбоустановках р0=6…7 МПа. Этим объясняется применение в АЭС паровых турбин насыщенного пара, а для ограничения степени влажности водяного пара в проточной части турбины возникает необходимость промежуточной сепарации и перегрева пара во внешних сепараторах-пароперегревателях (СПП). Перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе значительно усложняет его конструкцию, что требует дополнительных капитальных затрат. Вместе с тем, в ряде случаев водяной пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Поскольку стоимость топливной составляющей для АЭС, отнесенная к единице вырабатываемой энергии, ниже, чем для тепловой электростанции, то производство электроэнергии на атомной электростанции при более низких ее КПД в сравнении с обычными электростанциями экономически оправдано. Классификация АЭС производится в зависимости от числа контуров теплоносителя. Различают одно, двух и трехконтурные АЭС, простейшие тепловые схемы которых показаны на рис.2.6.

Рис. 2.6. Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС

1 – реактор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6, 9 – циркуляционные насосы первого и второго контуров; 7 – парогенератор; 8 – промежуточный теплообменник

Для одноконтурной схемы исполнения АЭС (рис.2.6,а) контуры теплоносителя и рабочей среды совпадают, что определяет их радиационную активность и необходимость биологической защиты большей части оборудования АЭС от радиоактивных излучений. Кроме того, затрудняются контроль за оборудованием и его ремонт из-за появления в процессе эксплуатации веществ (продуктов коррозии) и примесей, обладающих наведенной радиационной активностью. Реактор может работать как с естественной, так и с принудительной циркуляцией теплоносителя по дополнительному внутреннему контуру с главным циркуляционным насосом 6 (рис.2.6,а). Паровые турбины для таких АЭС выполняются для условий, когда пар на входе насыщенный или слабо перегрет.

В двухконтурной схеме АЭС (рис.2.6,б) контур теплоносителя (первый или реакторный контур) и контур водяного пара (второй контур) разделены. При этом теплообмен между теплоносителем и рабочей средой турбоустановки осуществляется в парогенераторе 7 и паровая турбина работает при отсутствии радиационной активности водяного пара. Давление пара на входе в турбину двухконтурной АЭС выбирается по предельным значениям давления и температуры, определяющим прочностные параметры корпуса реактора, и ограничено значениями р06,0…7,3 МПа. Экономичность таких АЭС при прочих равных условиях меньше, чем АЭС с одноконтурной схемой, но стоимость 1 кВт установленной мощности примерно одинакова, так как стоимость второго контура и парогенератора соизмерима со стоимостью биологической защиты в АЭС с одноконтурной схемой.

Чтобы получить высокий коэффициент теплоотдачи в первом контуре, а также понизить давление и расход теплоносителя в нем, обычно применяют в качестве теплоносителя жидкий натрий. Вместе с тем, такой теплоноситель вызывает ряд эксплуатационных трудностей из-за его опасной активности при контактах с водой. Во избежание опасностей, связанных с выносом радиационно-активных веществ из первого контура в обслуживаемые помещения, создают промежуточный контур с более высоким давлением, чем в реакторном контуре. В этом случае формируется трехконтурная схема АЭС (рис.2.6,в), в первом контуре которой радиоактивный теплоноситель насосом 9 прокачивается через реактор и промежуточный теплообменник 8. В этом теплообменнике подогревается также жидко-металлический теплоноситель второго контура, но уже не радиоактивный. При использовании такой схемы исполнения АЭС контакт активного натрия с водой исключен.

Для энергоблока АЭС его абсолютный электрический КПД определяется тепловой мощностью реактора Qр, кДж/ч: эсбр=3600Nэ/Qр. Поскольку на современных АЭС используется насыщенный пар средних параметров по давлению, то ее КПД в большей степени, чем в ТЭС, зависит от абсолютного электрического КПД турбоустановки. Для турбоустановок на насыщенном паре ту=0,34-0,36. Принимая для реакторов значение их КПД р0,99, получим значения абсолютного электрического эс=0,33-0,34 (для одноконтурной АЭС.). Для двухконтурной АЭС эс=0,32-0,33. Тогда удельный расход теплоты на выработку 1 кВтч электроэнергии для турбоустановки qту=10590-10000 кДж/(кВтч), а для энергоблока атомной электростанции qэ=11250-10900 кДж/(кВтч).

Как было отмечено ранее, в турбине АЭС процесс расширения насыщенного пара (линия 1-2-3 на рис.2.7) связан с появлением влажности в ее проточной части и если не принимать никаких мер по удалению влаги, то степень влажности, особенно в последних ступенях турбины, достигает недопустимых значений (ук=1-хк=0,23 на рис.2.7). Это определяет условия для эрозионного разрушения лопаточного аппарата, а также снижения общей экономичности паровой турбины. Поэтому в турбинах АЭС применяют промежуточную сепарацию влаги из водяного пара, промежуточный перегрев пара, либо сепарацию с последующим перегревом сепарированного пара (линия 2-4-6 на рис.2.7).

Тепловые схемы турбин насыщенного пара с внешней сепарацией представлены на рис.2.8 где С – сепаратор, ПП – промежуточный перегреватель. Внешняя сепарация (рис.2.8,а) дает возможность повысить сухость пара до значения хк=0,995 и тем самым уменьшить степень влажности в последних ступенях турбины. Кроме того, такие турбины изготавливают с развитой внутриканальной сепарацией влаги в ее проточной части.

Рис. 2.7. Процессы расширения водяного пара в турбинах АЭС:

1-2-3 - без удаления влаги в проточной части турбины; 1-2-4-5 – с удалением влаги посредством сепаратора;

1-2-4-6-7 – с удалением влаги в сепараторе и промежуточным перегревом пара в пароперегревателе

Рис. 2.8. Тепловые схемы паровых турбин АЭС с внешней сепарацией:

а – без промежуточного перегрева; б – с промежуточным одноступенчатым перегревом свежим паром;

 в – с двухступенчатым промежуточным перегревом отборным и свежим паром

Маркировка паровых турбин АЭС аналогична маркировкам турбин ТЭС. Например, К-1000-5,9/25-1 ХТЗ представляет конденсационную паровую турбину с номинальной мощностью NЭ=1100 МВт и начальным давлением водяного пара р0=5,89 МПа (начальная степень влажности у0=0,5%). На рис.2.9 показанs упрощенные схемы АЭС с реакторами большой мощности канальными (РБМК-1000) и водо-водяными реакторами корпусными (ВВЭР-1000), которые составляют основу отечественной атомной энергетики.

а)

б)

Рис. 2.9. Тепловые схемы АЭС с реакторами РБМК-1000 (а) и ВВЭР-1000 (б)

Лектор:   В.Ф. Касилов


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

61248. Перша зустріч 729.47 KB
  Мета: Познайомити учнів із значенням комп’ютера в житті людини можливостями комп’ютера правилами поведінки та технікою безпеки в комп’ютерному класі; розвивати мислення увагу; виховувати допитливість інтерес до навчання дбайливе ставлення до обладнання в кабінеті.
61250. WHO (World Health Organization) 26.03 KB
  WHO was founded in 1948. In 1946 the United Nations held an International Health Conference in New York. There the Constitution of WHO was signed by 61 countries. Now-there are 150 member-states. Membership is open to all countries.
61252. Форматування диску 16.79 KB
  Мета: Теоретичні та практичні аспекти форматування диску. Програмне забезпечення для виконання форматування. Форматування диску це запис на диск певної службової інформації для забезпечення зручної і надійної роботи з інформацією що повинна зберігатися на диску.