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

405 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

54939. Издержки производства и прибыль 24 KB
  Тип урока: обобщение и систематизация знаний Цели урока: Создать условия для: обобщения и систематизации ЗУН по теме Издержки производства деятельности учащихся по самостоятельному применению знаний и...
54940. Основы сельского хозяйства. Почвы 91 KB
  Главнейшее качество почвы плодородие то есть способность удовлетворять потребность растений в элементах минерального питания воде обеспечивать их корневые системы достаточным количеством воздуха и тепла. Плодородие почвы обусловлено запасом элемента питания их формами содержанием гумуса его составом мощностью гумусовых горизонтов механическим составом интенсивностью...
54942. Формирование игровых навыков, ловкости, целеустремленности и потребности к систематическим занятиям физической культурой 33 KB
  5 повторов Лицом друг к другу на расстоянии 89 метров передачи в парах стоя на месте изза головы без удара об пол. 5 повторов Лицом друг к другу на расстоянии 89 метров передачи в парах стоя на месте одной рукой с ударом об пол. 5 повторов Обучение и закрепления броска с 2х шагов с правой стороны. 5 повторов Обучение и закрепления броска с 2х шагов с левой стороны.
54943. Семь чудес света 26 KB
  Строительство пирамиды продолжалось около 20 лет и было закончено в 2560 году до нашей эры. Жители Каира сняли облицовку с пирамиды для того чтобы построить новые дома. Внутри пирамиды Хеопса расположены три палаты усыпальницы.
54944. Техническое обслуживание сцепления. Возможные неисправности в сцеплении и методы их устранения 156 KB
  Образовательная: узнать какие виды работ проводятся при техническом обслуживании и ремонте сцепления. Развивающая: научиться ремонтировать механизмы сцепления. Объявить тему практического занятия: Техническое обслуживание сцепления.
54945. Морфология и физиология вирусов. Классификация вирусов, формы и размеры вирусов, архитектура вириона, вирусные включения, культивирование вирусов 31.48 KB
  Содержание: Изучение морфологии и физиологии вирусов. Классификация вирусов формы и размеры вирусов архитектура вириона вирусные включения культивирование вирусов.
54946. «Музей одной картины». Иван Иванович Шишкин, «Рожь» 40.5 KB
  Иван Иванович Шишкин Рожь. Сегодня мы поговорим о картине Ивана Ивановича Шишкина которая называется Рожь. Рожь является блестящей попыткой решить эту задачу.