уда
621311
С 232
Утверждено учебным управлением МЭИ
в качестве учебного пособия для студентов
Подготовлено на кафедре тепловых электрических станций
Рецензенты: доктор техн, наук, проф. Г.П. Плетнев,
каад. техн, наук, гл. юок. ин-та Мосэтергопрожт ПФ- Куликов
С 232 Сборник задач по тепловым и атомным электростанциям;
учебное пособие / В.Ф. Жидких, В.М. Лавыгин, Н.П. Тимо-
шенко, С.Г. Тишин ; под ред. ДИ. Елизарова. —М.: Изда-
тельский дом МЭИ, 2006. — 36 с.
ISBN 5-903072-80-1
Сборник задач охватывает основные раздеты дисциплины «теп-
ловые и атомные электростанции)). Задачи сборника мохут быть ре-
комендованы для проведения практических занятий и в качестве эк-
заменационных.
Для студентов теплотехнических специальностей.
Учебное издание
Жидких Виктор Федорович, Лавыгин Василий Михайлович,
Тимошенко Николай Иосифович, Тишин Сергей Георгиевич
СБОРНИК ЗАДАЧ
ПО ТЕПЛОВЫМ И АТОМНЫМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ
Учебное пособие по курсу
«Тепловые и атомные электростанции»
для студентов, обучающихся ио направлению «Теплоэнергетика»
Редактор издательства Е.М, Коновалова
Темплам издания МЭИ 2006 (II), учебн	Подписано в печать 10.11 06
Печать офсетная	Формат 60x84/16 Физ печ. л. 2,25
Тираж 300 экз.	Изд. №130	Закли sj5t Цена 7 руб 
ЗАО «Издательский дом МЭИ», 111250, Москва >л Красноказарменная, д. 14
Отпечатано в типографии НИИ «Геодезия», 141292, Московская обл.,
г. Красноармейск, просп. Испытателей, д.14
ISBN 5-903072-80-1	© Московский энергетический институт
(технический университет), 2006
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
ОБОЗНАЧЕНИЯ.	
К — глубина выгорания	Др — давление пара или воды,
ядерного топлива,	(сопротивление, напор),
МВт-сут/т;	МПа;
Эсн— коэффициент собственных	р — изменение или потери
нужд, б/р;	давления, МПа;
В — расход топлива, кг/ч; кг/с;	запас давления на открытие
т/год;	предохранительного
b — удельный расход топлива,	клапана, %;
г/(МВгч); кг/(кВтч);	относительные потери
кг/кДж;	давления, %;
ср — удельная теплоемкость,	Q — тепловой поток, кВт;
кДж/(кгвС);	gP— удельная теплота сгорания
D —расход пара или воды, кг/с;	топлива, МДж/кг, кДж/кг;
AZ)— уменьшение расхода пара,	д — повышение энтальпии пара,
кг/с;	кДж/кг;
d — удельный расход пара,	плотность теплового
кг/(кВтч);	потока, Вт/м2;
диаметр трубы, м;	г — теплота парообразования,
F — поверхность нагрева, м2;	кДж/кг;
G — расход воды, кг/с;	s — энтропия воды, кДж/(кг*С);
g — ускорение свободного	1 — температура, °C,
падения, м/с2;	д/ — температурный напор или
Н — теплоперепад, кДж/кг;	подогрев воды, °C;
h — энтальпия, кДж/кг;	F — объем, м3;
работа сжатия, кДж/кг;	— удельный объем воды или
высота подъёма или	пара; м3/кг;
разность уровней вод ы, м;	w — скорость движения среды,
ДА — приращение энтальпии,	м/с;
кДж/кг;	— коэффициент
к — коэффициент'	недовыработки пара
теплопередачи, кВт.’{м2-°С);	i-ro отбора, б/р;
L — длина, м;	z — число подогревателей;
т — коэффициент прогрессии;	число нерегулируемых
кратность охлаждения, б/р; N — мощность, кВт;	отборов, б/р;
3
a — доля или относительный
расход пара или воды, б/р;
коэффициент
теплофикации, б/р;
характеристика здания,
кДж/(м -ч-К);
1]	— коэффициент полезного
действия, %; б/р;
— термический КПД цикла,
%; б/р;
т]0/ — внутренний относительный
КПД цикла, %; б/р;
3 — недогрев воды до
температуры насыщения,
°C;
£ — коэффициент
сопротивления, б/р;
Р — плотность воды, кг/м3;
т — подогрев воды в
подогревателе, °C;
повышение энтальпии
конденсата в подогревателе,
кДж/кг;
число часов работы, ч.
ИНДЕКСЫ:
а	— адиабатический;	к	— конденсат;
б	— барабан;		параметры конденсации;
бак	— бак деаэратора;		конденсатор;
вс	— всасывающий;		конденсационное
ВТ	— восполнение потерь пара и конденсата (вторичный пар);		устройство конечный (параметры на выходе, в конце
вх	— параметры на входе;		процесса расширения);
вых	— параметры воды на выходе;		котлоагрегат
г	— генератор;	ки	— конденсатор испарителя;
гм	— гидромуфта;	КН	— конденсатный насос;
год	— годовой;	ку	— котельная установка;
гр	— греющий;	м	— механический;
д	— деаэратор;		местных участков труб;
Др	— дренаж;	макс	— максимальный;
и	— испаритель; испаряемая вода;	и	— параметры насыщения; нетто;
ИНД	— параметры в индифферентной точке;	наг нар	насос; номинальный; — нагнетательная (питательная) линия; — наружный воздух;
4
од — параметры на выходе из
охладителя дренажа;
ос — обратная сетевая вода
(сетевая вода до подогрева
в теплообменниках);
от — отопительный;
отпускаемый;
отб — параметры отбираемого
пара;
п — пар;
параметры отбора
подогреватель;
пв — питательная вода;
над — подогреватель высокого
давления;
пз — паюаметры пара за
турбиной при закрытой
схеме;
пе — перегретый пар;
пк — паровой котел;
пн — питательный насос;
пнд — подогреватель низкого
давления;
по — параметры пара за
турбиной при открытой
схеме;
пом — внутри помещения;
пп — промежуточный
перегрев пара;
промежуточный
пароперегреватель;
пр — приведенный;
продувка;
пс — прямая сетевая вода
(сетевая вода после
подогрева);
ред —редуктор;
с — суммарный;
св — сетевая вода;
сн — собственные нужды;
ст — электростанция:
ср — средний;
т — теплота;
топливо;
тп — внешний потребитель тепла
(тепловой потребитель);
турбопривод (приводная
турбина);
тр — транспорт теплоты;
труба или трубопровод;
прямые участки труб;
ту — турбоустановка;
тэл — трансформатор и
электролинии;
у — условное топливо;
установленная мощность
АЭС;
ут ~ утечка;
цв — циркуляционная
(охлаждённая) вода;
чвд — часть высокого давления;
чнд — часть низкого давления;
чед — часть среднего давления;
э — электрический;
на производство
электроэнергии;
энергоблок
(электростанция);
эд — электродвигатель;
эк — экономайзер котла,
ят — ядерное горючее
(топливо) на АЭС;
i — внутренний абсолютный;
»-Й отбор турбины;
рй отсек турбины;
и — количество подогревов;
5
О — исходные (начальные,
на входе) параметры пара;
общий;
в «голову» турбины,
параметры пара перед
турбиной;
начальные параметры
станции; (блока, ТЭЦ);
в начальной точке
процесса расширения;
индексы
1,2,	— параметры
соответствующего
отбора;
соответствующий
номер подогрева воды;
параметры греющего
пара, поступающего
в соответствующий
подогреватель.
—	параметры пара на входе;
параметры пара,
направляемого на
промежуточный перегрев;
параметры пара
при насыщении,
параметры в начальной
точке;
—	параметры пара на выходе;
параметры после
промежуточного перегрева;
СОКРАЩЕНИЯ.
БОУ — блочная обессоливающая
установка;
КИ — конденсатор испарителя;
КЭС — конденсационная
электростанция;
П — подогреватель;
ПВД — подогреватель
высокого давления;
ПН — питательный насос;
ЧНД — часть низкого давления;
ЧСД — часть среднего давления;
ПНД — подогреватель
низкого давления;
РОУ — редукционная
охладительная установка;
ЦНД— цилиндр низкого давления;
ЧВД — часть высокого давления;
6
ПРЕДИСЛОВИЕ РЕДАКТОРА
В 90-е годы прошлого столетия в целях приближения образования в
вузах России к Международным Стандартам по предложению Научно-
методического Совета Минобразования РФ введена двухуровневая сис-
тема подготовки специалистов: бакалавр (дипломированный инженер) —
магистр.
В связи с этим в конце 4-го года обучения студентов на кафедре Теп-
ловые электрические станции ИТТФ МЭИ был введен Государственный
экзамен на степень бакалавра по направлению «Теплоэнергетика».
Настоящий сборник задач выпущен в свет с целью подготовки сту-
дентов к этому экзамену и может служить регламентом для членов Госу-
дарственной аттестационной комиссии во время экзаменов.
Наряду с расчетными, большая часть задач сборника оформлена в ви-
де теоретических вопросов.
Сборник задач включает в себя четыре неодинаковых по объему раз-
дела:
I.	Показатели экономичности, расходы пара и мощность паротур-
бинных установок ТЭС и АЭС.
2.	Вспомогательное оборудование ТЭС и АЭС.
3.	Отпуск теплоты потребителям.
4.	Конденсационное устройство и техническое водоснабжение.
Первый раздел учебного пособия является основным и поэтому вклю-
чает в себя наибольшее количество вопросов и задач.
Сборник задач составлен в основном применительно к курсу лекций
«Тепловые и атомные электрические станции», читаемому студентам в
течение 7-го и 8-го семестров обучения. Некоторые задачи (вопросы)
относятся к другим дисциплинам, изучавшимся студентами в течение
первых четырех лет обучения в институте.
Основная дисциплина базируется на книге Л.С. Стермана,
В.М. Лавыгина, СТ. Тишина «Тепловые и атомные электрические стан-
ции», Энергоатомиздат, 1995 год, рекомендованной Госкомитетом Рос-
сийской Федерации по высшему образованию в качестве учебника для
студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению
«Теплоэнергетика».
Перед каждым разделом сборника задач имеется небольшая теорети-
ческая часть, содержащая основные расчетные формулы.
д.т.н., профессор Д.П. Елизаров
7
ВВЕДЕНИЕ
Учебные планы по специальности «Тепловые и атомные электриче-
ские станции» на протяжении ряда лет, начиная с 1983 г., предусматри-
вают проведение практических занятий по дисциплине «Тепловые и
атомные электрические станции».
Цель практических занятий — углубление теоретических знаний пу-
тем решения несложных задач, с которыми будут сталкиваться студенты
данной специальности в течение дальнейшего обучения, а также во время
своей практической деятельности.
Предлагаемый сборник может быть также использован при сдаче сту-
дентами Государственного экзамена на степень бакалавра по направле-
нию «Теплоэнергетика».
Учебное пособие состоит из четырех разделов.
1,	Расчет показателей тепловой экономичности, расходов пара и
мощностей паротурбинных установок ТЭС и АЭС.
2.	Вспомогательное оборудование ТЭС и АЭС.
3.	Отпуск теплоты потребителям. _
4.	Конденсационное устройство и техническое водоснабжение.
Для удобства читателей в сборнике изложены основные теоретиче-
ские сведения по разделам, которые потребуются при решении задач.
Настоящее пособие составлено на основе ранее изданного «Сборника
задач по курсу «Тепловые и атомные электрические станции». Авторы
НИ. Тимошенко, В.Ф. Жидких, В.М. Лавыгин, СТ. Тишин. Издатепьство
МЭИ, 1987 г.
В учебное пособие включены также некоторые экзаменационные за-
дачи, разработанные для своих дисциплин профессорами В.Ф. Жидких,
В.М. Лавыгиным, Н.И. Тимошенко, С.Г. Тишиным, доцентами В.Д. Буро-
вым, И.П. Ильиной, Л. А. Федорович.
Авторский коллектив с большой признательностью благодарит редак-
тора «Сборника задач» д.т.н., профессора Д.П. Елизарова за кропотливую
работу по редактированию, а также инженера кафедры ТЭС О.А Ефи-
мову за большую техническую и организационную помошь в оформле-
нии этого сборника.
8
1. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ,
РАСХОДОВ ПАРА И МОЩНОСТЕЙ ПАРОТУРБИННЫХ
УСТАНОВОК ТЭС И АЭС
Основными показателем тепловой экономичности является удельный
расход условного топлива, кг/(кВтч)5
^=Ву/^э=0Л23/т]ст,	(1.1)
здесь Ву , N3 и тул — расход условного топлива. кг/чг электрическая
мощность, кВт, и КПД станции.
КПД электростанции (брутто) ковденсащюнкого типа определяется
из выражения
Пст~^э/Йрт	(1-2)
или
Чет ~ Чку Лтр Пту -	(1-3)
В выражениях (1,2) и (1.3) приняты следующие обозначения.
— расход теплоты на производство электрической мощности,
кВт,* Чку — КПД котельной установки; — КПД транспорта теплоты;
Пту —КПД турбогенераторной установки.
КПД турбогенераторной установки вычисляется по формуле
Чту = П/Чо/’1ы’1г.	0-4)
где i]f— термический КПД цикла; Ч<№ внутренний относительный
КПД турбины; т]ы, т|г — механический КОД и КПД генератора.
Повышение тепловой экономичности электростанций и отдельных аг-
регатов достигается за счет повышения начальных и снижения конечных
параметров пара, применения промежуточного перегрева пара, регенера-
тивного подогрева питательной воды и других мероприятий.
Снижение конечных и повышение начальных параметров приводит к
повышению тепловой экономичности за счет увеличения термического
КПД цикла. Од нако при использовании цикла с перегретым паром повы-
шение экономичности достигается только при повышении сопряженных
начальных параметров. Под сопряженными начальными параметрами пара
понимают парные значения начальной температуры и начального давле-
ния, соответствующие заданной конечной влажности пара в турбине.
9
Существенное влияние на тепловую экономичность оказывает про-
межуточный перегрев пара. Однако его эффективность достигается толь-
ко тогда, когда КПД образуемого за счет дополнительного подвода теп-
лоты цикла выше КПД исходного цикла. Иными словами, когда подвод
теплоты к пару в промежуточном пароперегревателе осуществляется при
оптимальном значении давления промперсгрсва. При одноступенчатом
промперегреве рекомендуется выбирать давление пара рлп, направляе-
мого на перегрев равным (0,15^0,20)pq. Температура промперегрена
обычно принимается близкой или равной температуре острого пара
Повышение тепловой экономичности цикла паротурбинных электро-
станций достигается путем его усложнения за счет применения регенера-
тивного подогрева питательной воды. Регенеративным подогревом пита-
тельной воды называют подогрев воды, поступающей в паровой котел,
паром, проработавшим в турбине. Повышение экономичности при этом
достигается за счет снижения потерь теплоты в холодном источнике и
уменьшения расхода топлива в паровом котле. Применение регенератив-
ного подогрева питательной воды всегда положительно сказывается на
экономичности паротурбинной установки. Однако абсолютные значения
улучшения показателей тепловой экономичности в существенной мере
зависят от параметров пара, используемого для регенеративного подог-
рева, характеристик и схемы включения регенеративных подогревателей,
их количества и температуры подогрева питательной воды. Число реге-
неративных подогревателей и температура питательной воды выбирают-
ся на основе технико-экономических расчетов. Параметры лара, отби-
раемого из турбины, и нагрев воды в каждом подогревателе можно опре-
делить из условия достижения максимальной тепловой экономичности.
Распределение регенеративного подогрева воды между подогревате-
лями можно проводить различными методами. Для установок без проме-
жуточного перегрева пара могут быть использованы следующие методы:
— равенства подогрева:
1] —^2 ~	= — ~ Ч *" Ти = Олв ~
где т, — подогрев вода в соответствующем (Ам) подогревателе; z —
число подогревателей; л— количество подогревов;
— геометрической прогрессии:
*1/*2 = 'гЛз = • = W’i = - = Ь.-1/’л =	О •’)
— «энтропийный»;
SJ ^s2 “ s2 ~~ s3 = — = £h~~sk ~ (Ч “ sk)^2»
10
где sj — энтропия питательной воды с температурой /лв;
sK - энтропия конденсата турбины с температурой tK.
Используя приведенные методы распределения подогрева, легко
можно определить параметры пара регенеративных отборов и питатель-
ной воды за каждым подогревателем. При использовании поверхностных
регенеративных подогревателей недогрев воды в них до температуры
насыщения принимается в зависимости от стоимости топлива.
Для установок с промежуточным перегревом пара определение пара-
метров пара, отбираемого для регенеративного подогрева из части сред-
него давления турбины, производится с учетом индифферентной точки.
Параметры этой точки находят из условия (при отсутствии отборов пара
изЧВД)
^д=?пп<\	(1 -6)
где (?Ш| = 7£п повышение энтальпии пара в промежуточном па-
роперегревателе, кДж/кг; д?ЭЛ = (7^ - )/(Д> - ) — внутренний абсо-
лютный КПД цикла для ЧВД;	энтальпии пара на входе в
промежуточный пароперегреватель и выходе из него, соответственно.
Оценка показателей тепловой экономичности ТЭЦ производится так
же, как и для КЭС. Однако для ТЭЦ различают показатели по выработке
электроэнерши и отпуску теплоты. При распределении подогрева пита-
тельной воды по ступеням на ТЭЦ необходимо иметь в виду, что пара-
метры регулируемых отборов определяются режимом отпуска теплоты
потребителям, а параметры остальных (нерегулируемых) отборов опре-
деляются после распределения подогрева питательной воды по ступеням
одним из вышеприведенных методов.
В качестве примера определения параметров регенеративных отборов
и показателей тепловой экономичности рассмотрим расчет принципиаль-
ной тепловой схемы конденсационного блока К-200-160 при следующих
исходных данных:
— электрическая мощность = 200 МВт;
— начальные параметры пара р$ = 1 б МПа,	- 540 °C;
— давление пара в конце процесса расширения рк ~ 0,0035 МПа;
— температура питательной воды - 245 °C;
— число нерегулируемых отборов z~l
11
Принимая потери давления в паровпускных устройствах, находим,
что давление пара в начальной точке процесса расширения
Ро= 0,95 р0 = 15,2 МПа; давление пара, направляемого на промежуточ-
ный перегрев, р'т = (0,15^0»20)/?0 = 3,0 МПа; давление пара после про-
межуточного перегрева р^ =(0,9^-0,95)pJni” 2,7 МПа. Температуру па-
ра после промежуточного пароперегревателя принимаем равной =
- 540 °C.
Используя заводские данные, принимаем значения внутренних отно-
сительных КПД 1)2?Л= О’*3; По/Ачка= 0,85 и по характерным точкам
производим построение процесса расширения пара в проточной части
турбины в h—s координатах. Параметры первого регенеративного отбора
определяем из следующих соображений: если недогрев Э в ПВД равен
2 °C, то температура насыщения отборного пара *”=^+3“ 247 °C, а
соответствующее этой температуре давление пара равно 3,9 МПа. Приняв
потерю давления в паропроводе от турбины до подогревателя равной
6 %, получим, что давление пара, отбираемого из турбины, равно
Pl = 1,06 pli = 4,13 МПа.
Энтальпия пара и его температура при этом будут равны
^ = 3112 кДж/кг, q = 360 °C.
Параметры второго регенеративного отбора принимаем равными па-
раметрам пара, направляемого на промежуточный перегрев, т. е.
Р2= 3 МПа; t2 - 318°С;	3036 кДж/кг.
Параметры индифферентной точки находим из условий, что энталь-
пия пара в ней равна Лийд^^пп_^инд » где теплоперепад
~ Л/ 9пп *
Так как в рассматриваемой турбине до выхлопа из ЧВД имеется нере-
гулируемый отбор пара, с относительным расходом пара см =*0,01, иду-
щим в ПВД-1, то внутренний абсолютный КПД ЧВД будет равен
пГ" =[(А)-А)+а-«|Х^
=[(3412-3112)+(1 -0,01X3112-303б)]/(3412-1063,8) « 0,16
12
и Лицд = 3550 - 0,16 - 540 = 3467,8 кДж/кг.
Тогда ранд = 1,9 МПа, = 500 °C.
Подогрев в регенеративных подогревателях паром из отборов после
индифферентной точки равен
т = (Сг+0 = (209,8 - 2б)/(5 + 1) = 30,6 «С
Тогда при недогреве в подогревателе $ = 2 °C будем иметь для седь-
мого регенеративного отбора
£=/к+= 26 + 30,6 -г 2 = 58,6 °C;
р? = 0,0186 МПа; 1,06$ = 0,02 МПа
Для шестого регенеративного отбора
£ = 58,6+ 30,6+ 2 = 91,2 °C;
р% = 0,0679 МПа; р6 = 0,0733 МПа и т.д.
Используя полученные данные параметров регенеративных отборов,
из уравнений тепловых и материальных балансов подогревателей опре-
деляются расходы пара в отборы, мощность турбоустановки по рабо-
тающим потокам пара N3 и расход теплоты турбоустановкой £?ту -
турбоустановки в этом случае равен
1ту ~	^Q^тy^
Для рассматриваемых условий
Ъу = 0,435; thp = С* /Йж = 0,976 и Чпк = 0,94.
Тогда
Пст = 0,435 - 0,94 - 0,976 = 0,399;
by = 0,123 / 0,399 - 0,308 кг/(кВт - ч)
Мощность чисто конденсационной турбоустановки (без отборов пара)
равна, кВт,
= ЯДЛ; - %)Пог Лг = АЛЛ) ~А)Пм Пг- ОД)
Расход пара на чисто конденсационную установку, кг/с.
13
Дс'М^-^ЧмПг]-	О -8)
Расход пара на турбоустановку с отборами пара на регенеративный
подогрев, кг/с,
А> = М’-Усл)»	°-9)
где а,- D} /Dq — относительный расход пара в /-й отбор;
яв(%-4)/(*ь-М~ коэффициент недовыработки /-го отбора при
энтальпии пара в нем .
При наличии регенератиышх отборов пара расход пара в конденсатор
уменьшается на величину
(по)
а расход пара в голову увеличивается и составляет
0 П)
Мощность, развиваемая потоками пара регенеративных отборов
(1-12)
Мощность турбоустановки с регенерацией может также рассчиты-
ваться по формуле
^=А)(2«А)чмЧг.	««J
где	— эквивалентный теплоперепад по работающим потокам
пара; — теплоперепад в i-м отсеке; и* — относительный расход
пара через /-Й отсек турбины;
Расход тепла на турбоустановку с регенерацией без промперегрева
Сту=^-^)>	(1.14)
а расход тепла на турбоустановку с промперегревом:
(1.15)
Удельный расход ядерного горючего (топлива) на АЭС, г / (МВт-ч),
^=0.054/^,	(1J6)
а годовой расход ядерного топлива на АЭС, т/ год,
^д=^эту/(24КПсг),	(И7)
14
где К — глубина выгорания ядерного топлива, МВт-сут/т;
Ту — число часов использования установленной мощности АЭС
Показатели тепловой экономичности теплоэлектроцентралей характе-
ризуют КПД турбоустановки по выработке электроэнергии («физиче-
ский» метод)
Пту -	Стя )
(1Л«)

и КПД турбоустановки по производству теплоты
Лту “ £?тп/Сту Лтр Лих >
(1Л9)
где Qy, бтп» £2iy полный расход тепла на турбоустановку, отпуск
теплоты внешнему потребителю и затраты теплоты на него, переведен-
ные в турбоустановку
Удельные расходы топлива на ТЭЦ на производство электрической,
кг/(кВт ч), и тепловой энергии, кг/кДж, определяются по формулам
*’=O,123/ti|y,	(t.20)
^=0,034/1^.	(1-21)
Задачи к первому разделу
t.t. Была чисто конденсационная станция. Начальные параметры
станции РоДо; конечные — рк. При расходе пара D# она имела мощ-
ность N3. Решили КЭС превратить в ТЭЦ. С этой целью в турбине сде-
лали отбор пара в количестве Dn(pn, /п)- Как изменится электрическая
мощность, если расход пара Dq в «голову» турбины, начальные и конеч-
ные параметры пара остались прежними? Ответ обосновать
1.2.	Была чисто конденсационная станция Начальные параметры
станции р0,го; конечные — рк. При расходе пара Д)она имела мощ-
ность . Решили КЭС превратить в ТЭЦ. С этой целью в турбинах сде-
лали отбор пара в количестве JPn(pn,*n)- Как изменится КПД станции
по выработке электроэнергии, если N3 = const.
1.3.	Была чисто конденсационная станция. Начальные параметры
станции р0эго; конечные— При расходе пара Dона имела мощ-
15
кость . Решили КЭС превратить в ТЭЦ. С этой целью в турбинах сде-
лали отбор пара в количестве Z>n(pn,rn). изменится удельный рас-
ход пара, удельный расход условного топлива Ь* на выработку электро-
энергии, если Л'э,_/э0, t0> рк остались прежними?
(1.4. Две электростанции работают на твердом топливе. Первая из них
сжигает 640 г бурого угля 14,6 МДж/кг), а вторая 570 г каменного
угля (Q? = 16,7 МДж/кг) на производство 1 кВт ч, Какая из них наиболее
экономична, т.е. имеет более высокий т]ст ?
1.5.	Как изменится удельный расход условного топлива на турбоуста-
новку, если произошло увеличение конечного давления ркл а расход па-
ра в «голову» турбины и начальные параметры пара остались неиз-
менными? Ответ обосновать.
1.6,	Как изменится мощность турбоустановки при неизменном расхо-
де пара в «голову» турбины Dq и начальных параметрах если по
каким-то причинам конечное давление пара в конденсаторе повысилось
на величину Др* ? Ответ обосновать.
1.7,	Как изменится внутренняя мощность турбоустановки при увели-
чении начальных параметров лара pQ, to у если расход пара в «голо-
ву» турбины и конечное давление и внутренний относительный КПД ч0?
останутся неизменными? Ответ обосновать.
1.8.	Как изменится электрический КПД турбоустановки при увеличе-
нии начальных параметров р0> /0 (по линии сопряженных параметров),
неизменном расходе пара в «голову» турбины (т.е. AD = О) и прежнем
значении конечного давления
1.9.	Как изменится мощность и КПД ТЭЦ по производству электро-
энергии при отключении теплового потребителя (т.е. 2тп= 0), если рас-
ход пара на турбину Do- const, а начальные и конечные параметры пара
Ро> *0» Рк остались неизменными Ответ обосновать.
1.10.	На станнин мощностью JV3 = 4 млн. 800 тыс, кВт (6 н- 800) тур-
боустановки имеют КПД Пту = 41 %. Чему равен часовой расход топлива,
16
если она работает на каменном угле ( Q? - 14,65 МДж/кг). Все необходи-
мые для расчета величины принять.
1.11.	Рассчитать часовой, суточный и годовой ( тгод - 7000 час) расход
топлива на КЭС мощностью N3 - 4800 МВт, если она работает на услов-
ном топливе, а ее турбоустановки имеют КПД = 0,4. Величины, необ-
ходимые для расчета, принять.
1.12.	Определить расход пара на регенеративный подогреватель, если из-
вестно* Алб, 4лб> Сго, rex, S~0. Остальные исходные данные принять.
1.13-	Для заданной мощности как изменится расход пара на турбо-
установку при применении промперегрева? Ответ обосновать.
1.14.	До выхода в ремонт блока К-300-240 начальная и конечная эн-
тальпия пара были, соответственно, равны 3500 кДж/кг,
2500 кДж/кг. Насколько изменится (увеличится, уменьшится) элек-
трическая мощность турбины, если после ремонта й* стала равной
2300 кДж? Необходимые для расчета величины принять.
1.15.	Давление пара в индифферентной точке составляет
риад = 2,2МПа, температура /кад = 420вС. Определить давление пара в
отборах используя «энтропийный» метод если за индифферентной точкой
стоят три подогревателя. Давление в конденсаторе рк- 0,005 МПа; недог-
ревы О до в каждом подогревателе принять равными 3 °C, *= 0,85
(ТЛбДГри непрерывной продувке котла (5 т/ч) пар поступает в расши-
ритель, из расширителя отводится в деаэратор (/>д- 0,585 МПа). Рассчи-
тать количество пара, образующегося в расширителе, если давление в
барабане = 14,5 МПа.
1.17.	Определить КПД ТЭЦ по производству электроэнергии (по
«физическому» методу), если расход пара на турбоустановку 450 т/ч,
N3 = 100 МВт, расход пара в отбор (тепловому потребителю) — 100 т/ч.
Начальные параметры — 12,7 МПа и 540 °C, параметры в отборе —
0,12 МПа и 120 °C, температура обратного конденсата — 100 °C (возврат
100%). Принять:	Чтр=0,97;	^=0,9; qm=0,98;
( 1.18. ^Определить расход пара в ПВД-3 (по ходу пара), если Oj = 0.06;
а2- 0,09. Параметры греющего пара, поступающего в этот подогрева-
17
тель, = 1,2 МПа, г3 = 370 °C, Недогрев воды до температуры насыще-
ния В = 2 °С_ Температура дренажа превышает температуру питательной
воды на входе на 10 °C, Расход питательной воды апв= 1,03. Давление в
деаэраторе рд= 0.585 МПа; рга = 30 МПа; энтальпия дренажа из второго
регенеративного подогревателя = 900 кДж/кг.
U-19J Построить рабочий процесс пара в проточной части ЧНД, если
на входе в ЧНД параметры пара рвх - 0,35 МПа, /вх ~ 140 °C, а внутрен-
ний относительный КПД для сухого перегретого пара равен 0,85. Конеч-
ное давление /?к-0,005 МПа.
1.20у На паротурбинной установке мощностью 100 МВт параметры
перед турбиной составляют pQ- 9 МПа и t$= 535 еС. Эквивалентный
теплоперепад по работающим потокам пара Ха^г ~ 950 кДж/кг. Тем-
пература питательной воды составляет 220 °C. Определить показатели
тепловой экономичности.
1-21. Определить расход Пара на третий (по ходу пара в турбине) ре-
генеративный подогреватель, если в него поступает вода из деаэратора
давлением 0,7 МПа. Давление греющего пара 1,2 МПа, пар перегрет на
100 °C. Давление пара второго отбора равно 4 МПа; дренажи имеют тем-
пературу на 10 °C превышающую температуру поступающей в подогре-
ватель питательной воды. Ь подогреватель поступает дренаж 1-го и 2-го
подогревателя, сумма относительных расходов (С|+а2) = 0,17, апе= 1,
величину недогрева принять.
1.22.	Определить удельный расход натурального топлива на выработку
электроэнергии на ТЭЦ by. Дано: мощность энергоблока N3 - 250 МВт;
отпускаемая тепловая нагрузка энергоблока QTJ1= 200 МВт; расход тепла
на блок Qq = 550 МВт. Соответствующие КПД принять; топливо —
уголь^ - 14500 кДж/кг
1.23/	Определить давление пара в подогревателе П-1 в первом отборе,
энтальпию воды за П-1 и энтальпию дренажа, если температура пита-
тельной воды на выходе 270 ₽С, а на входе 240 °C, недогрев воды до на-
сыщения в П-1 равен 2 °C, давление питательной воды рга = 32 МПа, а
температурный напор на выходе из охладителя дренажа /од = 10 ’С. По-
тери давления пара в трубопроводе регенеративного отбора 6 %, tfj
18
1.24.	Определить КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии. Дано: мощ-
ность энергоблока N3 = 800 МВт; отпуск тепла потребителю
QTJ1= 200 МВт; расход тепла на ТЭЦ Cb” 1800 МВт; соответствующие
КПД принять.
1.25.	Определить параметры пара в отборах турбоустановки без проме-
жуточного перегрева пара, используя метод равномерного распределения
регенеративного подогрева воды, если задано: pq-18*0 МПа, ^ = 540сС,
рк = 0,0045 МПа; внутренний относительный КПД Ло/= 0,80. Число реге-
неративных подогревателей поверхностного типа z = 3, недогрев в по-
догревателях & = 5 СС, температура питательной воды 230 °C, а давление
Рпв = 13 Ро- Остальные исходные данные принять.
1.26.	Две электростанции равной мощности работают на разных видах
топлива. На первой — расход топлива £„-160 кг/с при
Q?= 35000 кДж/кг; па второй — £„== 147 кг/с при ££= 38000 кЛж/кг.
Какаадя двух ТЭС экономичнее?
Г1.27?Для тепловой схемы с одним регенеративным подогревателем
определить оптимальную температуру питательной воды и давление пара
в отборе турбины. Исходные данные: р0=1ОМПа;	530°C;
рк = 0,005 МПа; 8=5%}, i)o/=O,85. ^(у
fL28^Ha сколько изменится давление пара в отборе турбины, если за-
менить поверхностный ПНД с недогревом 3 ~ 5 °C на подогреватель
смешивающего типа? Температура воды на выходе из подогревателей
принимается неизменной и равной 150 сС.
1.29.	Как изменится мощность теплофикационной турбины, если от-
ключить производственный отбор пара при условии, что расход пара на
турбину, начальные и конечные параметры пара не изменяются?
Исходные данные: Dq = 100 кг/с; р$- 13 МПа; /0= 5304?; рп= 0,7 МПа;
Рк = 0,005 МПа; Dn- 30 кг/с; 1)ш = 0,85; Лтр Лку = °>97.
130.	На блоке без промежуточного перегрева пара с параметрами:
р0= 13.5 МПа; - 54543;	= 128 кг/с; = 1060 кДж/кг; рд - 0,6
МПа отключили три ПВД, Рассчитать, как изменится расход теплоты на
турбоустановку 2ту > ссли А) м параметры пара перед турбиной не из-
менились? Как изменится мощность блока и расход топлива?
19
1.31.	На конденсационном блоке установили сетевой подогреватель с
отбором пара в количестве Da и параметрами рп и Д,. Как изменилась
мощность блока, если расход пара на турбину, начальные и конечные
параметры пара (рй, t0, рх) остались неизменными?
ОЛЗ^На КЭС мощностью 2400 МВт снизили удельный расход услов-
ного топлива на 1 г.у.т./(кВт-ч). Рассчитать годовую экономию натураль-
ного топлива на электростанции: Q? = 36000 кДж/кг: тгод = 7000час.(/^
133.	Определить часовой и годовой расход ядерного топлива на блок
ВВЭР-1000. Исходные данные:	6,7-Ю10 кДж/кг; рст=0,28;
К = 40-Ю3 MBr cyr/т.; тгод= 7500 час. Сравнить с блоком такой же мощ-
ности на органическом топливе Qfi~ 38000 кДж/кг; Чст=О>38.
1.34.	Турбина Т-250-240 имеет самостоятельный отбор пара на турбо-
привод питательного насоса при давлении р^= 2,4 МПа и энтальпии
пара 3440 кДж/кг. После турбопривода пар сбрасывается в проточ-
ную часть основной турбины при р™ = 0,56 МПа; q™ = 0,80. Мощность
питательного насоса N„H = 10,3 МВт. Определить расход пара на турбо-
привод, если механический КПД турбины ПН q£=0,99.
1.35.	Определить расход натурального и условного топлива на блок с
промежуточным перегревом пара при следующих исходных данных:
Си = 38800 кДж/кг (мазут);	~ 268 кг/с;	4,е = 3320 кДж/кг;
4и= П80 кДж/кг; Dm = 220 кг/с; ^и= 2929 кДж/кг; - 3340 кДж/кг;
Чку =Ш
<1.36 цОпрцделить расход греющего пара на ПНД смешивающего типа.
Дано: Dex= 160 кг/с; рвх = 0,2МПа; гвх=35”С;	= 2600 кДж/кг,
тпкц= 120 кДж/кг — повышение энтальпии конденсата в ПНД. В подог-
реватель посещает дренаж конденсата в количестве 10 кг/с с энтальпией
350дДж/кг.
Г1Л7хОпрё№пить мощность ЦНД турбины К-300-240, имеющего два от-
бора на подогреватели П-7 и П-8. Дано:	= 170 кг/с; Аек = 2880 кДж/кг
— энтальпия пара на входе в ЦНД; Л?- 2700 кДж/кг; Dj- 12,5 кг/с;
hg = 2500 кДж/кг; Dg = 8 кг/с; h*= 2360 кДж/кг; 1}м и 0,975.
20
1.3Я. Определить электрическую мощность ЧВД турбоустановки. Из*
вестно: давление пара на входе в ЧВД 23,5 МПа, температура 540 °C,
давление пара за ЧВД 3,8 МПа, 0,86. Расход пара в «голову» турби-
ны 250 кг/с, в ЧВД имеется один регенеративный отбор с рат^ = 6Д МПа,
/огб-355°С и расходом пара на ПВД в количестве 12 кг/с. Величины,
необходимые для расчета N3 принять.
<Д.39?к)предел*гп> расход пара на поверхностный ПНД с охладителем $
дренажа. Известно: расход конденсата 180 кг/с. Температура конденсата
на входе в ПНД 89 °C, давление пара в отборе турбины 0,22 МПа,д его
температура 205 °C. Недостающие исходные данные принять.
С1-40.<)пределить механический КПД блока мощностью 800 МВт, если
на маслоохладители турбоустановки подается охлааадаюшая вода с тем-
пературой 20 °C в количестве 130 кг/с. Температура воды за маслоохла-
дителями 50 ®С.
1Л1. Определить температуру и энтальпию конденсата за поверхно-
стным ПНД (без охладителей пара и дренажа), если известны параметры
пара в отборе турбины, к которому подключен ПНД: ротб - 0,27 МПа.
Нсдогрев в ПНД и другие необходимые величины принять.
0,42,‘Определить давление пара в отборе турбины, если температура
конденсата за поверхностным ПНД который питается паром этого отбо-
ра, равна 105 °C. ПНД без охладителей пара и дренажа. Недогрев в ПНД.
равен 4 °C, потеря давления в паропроводе отборного пара 8 %. \ТУ
(T,43j Как изменится мощность простейшей конденсационной турбо-
устайбвки (без регенеративных отборов и промиерегрева) при изменении
t)Di с 0,82 до 0.84 Если расход пара в «голову» турбины 300 кг/с; на-
чальное давление пара 9 МПа, его температура 500 °C, а конечное давле-ZV '
ние 0,005 МПа.	к-'С-
1Л4. Определить показатели тепловой экономичности турбоустанов-
ки типа «Р» (т]э, q3, by ) без промиерегрева и регенеративных отборов с
начальными параметрами: р0~ 8 МПа, /<>= 500 °C. Турбоустановка име-
ет Qof = 0,88 и отпускает пар потребителю с давлением I МПа в количе-
стве 150кг/с.Принять ^ = 0,92; ^ = 0,98; йм=0,99; ^в=950кДж/кг.
21
2.	ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЭС
2.1.	Вспомогательное оборудование паротурбинной установки
Турбина и ее вспомогательное оборудование, включая трубопроводы
в пределах установки, составляют единый агрегат — паротурбинную ус-
тановку. В состав вспомогательного оборудования турбины входят реге-
неративные подогреватели, деаэраторы, питательные, конденсатные,
дренажные и др. насосы, эжекторная установка, подогреватели сетевой
воды, испарители, масло и газоохладители и пр. Состав, номенклатура и
типоразмеры вспомогательною оборудования определяются типом тур-
бины, ее мощностью
Правильный выбор вспомогательного оборудования существенно
влияет на надежность работы и технико-экономические показатели паро-
турбинной установки.
Задача выбора вспомогательного оборудования сводится к определе-
нию типоразмеров, количества, параметров и производительности этого
оборудования. При этом рассчитываются мощности приводных двигате-
лей и расход электроэнергии на собственные нужды.
КПД электростанции нетто определяется с учетом расходов электро-
энергии на собственные нужды NCH
Чет” (	“ ^сн )/Ссг ~ Чет С ~ 3qh)	(2.1)
Коэффициент собственных нужд Эсн для крупных конденсационных
электростанций находится в интервале от 0,04 до 0,06 в зависимости от
вада топлива.
Оборудование выбирается для условий максимально возможной экс-
плуатационной нагрузки. В целях снижения удельных капиталовложений
и эксплуатационных расходов стремятся использовать наиболее крупное
оборудование. Наиболее ответственное оборудование резервируют, что-
бы обеспечить высокую степень надежности энергоснабжения.
2.2.	Питательные насосы
Питательные насосы рассчитываются на расход питательной вода
при максимальной нагрузке блока с запасом не менее 5 %. На блоках
мощностью до 210 МВт в качестве привода питательного насоса приме-
няют электродвигатели, на блоках 300 МВт и выше — турбопривод.
22
Вследствие высоких требований к надежности работы питательных
насосов обычно предусматривается резерв. На блоках с давлением
13 МПа мощностью до 210 МВт устанавливается один рабочий и один
резервный насосы производительностью равной 100 % полного расхода
воды каждый или два по 50 % без резерва.
На блоках К-300-240 и Т-250-240 устанавливают по одному рабочему
питательному насосу 100%-й производительностью с приводом от паро-
вой турбины и один пускорезервный электронасос на 50 % полного рас-
хода питательной воды.
Для блоков 500, 800 и 1200 МВт устанавливают по два турбонасоса на
50 % производительности с резервированием подвода пара к приводным
турбинам.
В качестве питательных насосов применяются многоступенчатые на-
сосы центробежного типа. Мощность, потребляемая электродвигателем
питательного насоса, кВт, при наличии гидромуфты и редуктора, рассчи-
тывается по формуле
Мш= AibисрРпн ' (Чад Чгм Чред Чн)>	(2-2)
где Пэд» Пли’ Пред» Чи— КПД электродвигателя (0,95 * 0,97); гидромуфты
(0,98); редуктора (0,98); собственно насоса (0,8 •=• 0,85); £>га— расход
питательной воды, кг/с; vCf— средний удельный объем воды, м3/кт;
рпн —- расчетный напор, развиваемый питательным насосом, МПа.
Расчетное давление питательного насоса МПа, определяется из
выражения
P^^+Wk+Рэх+Рлвд +P^r+P^+Apg.lO-6-^,	(2-3)
где Др — запас давления на открытие предохранительных клапанов, при-
нимаемый для котлов с рабочим давлением более 10 МПа, равным 8 %;
рк—сопротивление котлоагрегата; рд — давление в деаэраторе;
Рэк — сопротивление экономайзера котла;
Рпвд — сопротивление регенеративных подогревателей высокого давления;
р^ — сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с
учетом сопротивления автоматических регуляторов питания котла;
— сопротивление всасывающих трубопроводов;
23
Л — разность уровней воды в барабане котла и в баке деаэратора, м;
р — плотность воды, кг/м3.
g = 9,81 м/с2—ускорение свободного падения
Дчя ориентировочных расчетов мощности питательных насосов напор
Рпл этих насосов можно оценить по формуле: р1т^ 1,3 pQ,a расход пи-
тательной воды, кг/с, из соотношения
» 1,02X,rf3 /3600,	(2.4.)
где д ля современных паротурбинных установок 4Э=(3 * 3,5) кг/(кВт-ч).
Расход пара на приводную турбину питательного насоса рассчитыва-
ется по формуле, кг/с,
Ота=/5ПВ/Й/(Я|ТППН^),	(2-5)
где /£	кДж/кг, — адиабатическая работа сжатия в
насосе.
2.3.	Конденсатные насосы
Конденсатные насосы должны иметь резерв. В зависимости от мощ-
ности турбоагрегата устанавливают два, три или даже четыре конденсат-
ных насоса, один из них является резервным.
Производительность рабочих насосов определяется максимальным
расходом конденсата турбины (по условиям летнего периода) с учетом
подвода в конденсатор или смеситель перед входом в насос дренажей,
химически очищенной воды других потоков.
Напор на нагнетание конденсатных насосов определяется по формуле
Ркн = hP8 - W* + Рд + Рс + Ри ’	(2-6)
где рл — давление в деаэраторе, МПа; рк — давление в конденсаторе,
МПа; рс — суммарное гидравлическое сопротивление всасывающей и
нагнетательной линий, включая сопротивление подогревателей низкого
давления, МПа; h — высота подъема воды от уровня в конденсаторе до
уровня в деаэраторе, м.
Мощность привода конденсатных насосов рассчитывается по
формуле (2.2).
24
2.4.	Дренажные насосы
Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают
без резерва, так как на случай их выхода из строя предусмотрены линии
каскадного слива дренажей в подшреватели более низкого давления.
Мощность привода дренажного насоса определяется по формуле, анало-
гичной (2.2). Напор рассчитывается исходя из конкретной схемы отвода
дренажа.
2.5.	Регенеративные подогреватели
Регенеративные подогреватели устанавливаются без резерва. В случае
выхода подогревателя из строя или вывода его в ремонт в тепловых схе-
мах предусматриваются обводные линии по конденсату для каждого по-
догревателя или для группы. Выбранный типоразмер подогревателя дол-
жен обеспечивать максимальный пропуск конденсата или питательной
воды, а также заданные величины недогрева конденсата (питательной
воды) и охлаждение дренажа при номинальном режиме работы турбо-
установки. Потери давления в трубопроводах пара и воды рассчитывают-
ся по формуле
=	(2.7)
где lj.jp,	, - соответственно коэффициенты сопротивления прямых
участков труб и местных (арматура, фасонные части, повороты и т.д.);
— общая длина прямых труб, м; d—диаметр трубы, м;
w — скорость движения среды, м/с; v — удельный объем, м3/кг.
Если принять абсолютную шероховатость труб 0,2 мм, тогда
=0,074/</С'25.	(2-8)
Величина недогрева воды до температуры насыщения пара, посту-
пающего в подогреватель, рассчитывается по формуле
s = ('н -'вх)®ф[-ЛЛ /(GnCp)].	(2-9)
где t„ —температура насыщения греющего пара, °C;
/вх — температура воды на входе в подогреватель, °C;
Лп — коэффициент теплопередачи в подогревателе, кВт/(м2-',С);
25
Ср — удельная теплоемкость, кДж/(кг-°С); Fn — поверхность нагрева
подогревателя, м2; G„ — расход воды через подогреватель, кг/с.
Коэффициент теплопередачи может быть либо рассчитан в результате
поверочного расчета выбранного подогревателя, обеспечивающего макси-
мальный пропуск конденсата, либо принят по данным многочисленных ис-
пытаний подогревателей. Обычно коэффициент теплопередачи для подогре-
вателей низкого давления находится в интервале от 3,0 до 4,0 кВт/(м2-°С);
остальные величины, входящие в формулу, определяются конкретными ус-
ловиями включения подогревателя в тепловую схему турбоустановки.
2.6.	Испарительные установки
Испарительные установки предназначены для восполнения потерь па-
ра и конденсата в цикле ТЭС. Обычно они включаются по схеме, в кото-
рой энергетические потери практически отсутствуют. В такой схеме кон-
денсация вторичного пара испарителя осуществляется в отдельном кон-
денсаторе, который включается перед регенеративным подогревателем,
питаемым паром того же отбора, что и испаритель.
В соответствии с нормами технологического проектирования ТЭС ис-
парительная установка должна обеспечивать восполнение потерь пара и
конденсата в количестве 2 % от расхода пара на блок, т. е. 0,С2 Dq .
Производительность конкретного испарителя определяется величиной
его поверхности нагрева, поаерхности нагрева конденсатора испарителя,
параметрами греющего пара и воды на входе в конденсатор испарителя.
Следовательно, производительность установки может быть уста-
новлена из совместного решения уравнений теплового баланса и тепло-
передачи
б’и=АнА/н/?и 1
л -л ? Z . J	<2J°)
Vkh — °КИСр (*ВЫХ *вх ) J
Тогда
(2-11)
где кл - коэффициент теплопередачи в испарителе, кВт/(м2-°С);
Д/и -	—/н — температурный напор в испарителе, °C;
frj>> Ai — температуры насыщения греющего и вторичного пара, °C;
FK — поверхность нагрева испарителя, м2; G^ — расход основного
конденсата через конденсатор испарителя, кг/с;
26
/вых — температура конденсата на выходе из конденсатора испарителя, °C;
fBX — температура конденсата на входе в конденсатор, °C;
Dex — производительность испарительной установки, кг/с.
Недогрев воды до температуры насыщения в конденсаторе испарите-
ля, 9,сСможет быть рассчитан по уравнению (2.9) при известных значе-
ниях ки и Г„ или принят равным 3 -ь 5 °C.
2.7.	Деаэраторы питательной воды
На ТЭС при сверхкритических начальных параметрах при глубоком
обессоливании добавочной воды и основного конденсата турбин на БОУ
и применении нейтрального кислородною водного режима в последние
годы начали применяться бездеаэраторные схемы регенерации питатель-
ной воды.
Деаэрация воды, как правило, осуществляется в термических деаэра-
торах. Типоразмер деаэратора питательной воды определяется по давле-
нию греющего пара и максимальному расходу питательной вода на элек-
тростанции.
Деаэраторы выбираются без резерва. Запас деаэрированной воды в
баках деаэраторов должен обеспечить пятиминутную работу блока на
расчетном режиме ТЭС блочной структуры и десятиминутную — на ТЭС
с поперечными связями. Полезная вместимость деаэраторных баков при-
нимается равной 85 % от их геометрического объема.
Максимальный расход питательной воды определяется с учетом не-
прерывной продувки котлов, расхода питательной воды на впрыск, в
РОУ и охладителей пара.
Необходимый объем деаэраторного бака №, который обеспечи-
вает 5-минутную работу блока, можно определить из выражения
^-5О«“с/б0.	(2.12)
Задачи ко второму разделу
2.1.	Две испарительные установки генерируют пар одного и того же
давления и в одинаковых количествах, но в одной из них отсутствует жа-
люзийный сепаратор. Какая из них производит пар более высокого каче-
ства?
2.2.	Для заданных начальных параметров пара, температуры пита-
тельной воды и заданного числа регенеративных подогревателей увели-
27
чение давления пара в деаэраторе приводит к уменьшению мощности
питательного насоса. Почему?
2.3.	Рассчитать относительную потерю давления Ар в трубопроводе
отборного пара диаметром 350 мм длиной 10 м, соединяющем проточную
часть турбины с камерой подогревателя, если расход пара через него
36 т/час, а удельный объем пара v = 1,5м3/кг, ^ = 0,01, Е§м=2-
2.4.	Определить производительность установки для подготовки доба-
вочной воды на электростанции 12*200 МВт с барабанными котлами,
если удельный расход пара на турбину d3- 3,5 кг/(кВтч); <1^ = 0,015;
Опр = 0,02. Пар из расширителя непрерывной продувки котла отводится в
деаэратор. Давление в деаэраторе — 0,7 МПа, давление в барабане котла
-15,5 МПа.
2.5.	Определить производительность установок для подготовки доба-
вочной воды для электростанции 8x300 МВт, если удельный расход пара
на турбину d3 •= 3,0 кг/(кВт-ч); = 0,015.
2.6.	Испаритель включен в схему подогрева основного конденсата тур-
бины по схеме без потерь тепловой экономичности. Давление пара в отбо-
ре, от которого он отводится к испарителю, составляет 0,4 МПа, темпера-
тура — 200 °C, температура воды на входе в КИ — 102 °C, расход воды
равен 320 т/ч. Производительность испарителя составляет 16,0 т/ч. Опре-
делить температурный напор Л/и, на который должен быть рассчитан
испаритель.
2.7.	Испаритель включен в систему подогрева сетевой воды по схеме
без потерь тепловой экономичности. Давление пара в отборе, от которого
он отводится к испарителю, составляет С,25 МПа, пар перегрет на 80 °C,
температура воды на входе в КИ составляет 107 °C, давление воды в теп-
лосети равно 0,8 МПа. Расход сетевой воды в линии составляет 3500 т/ч,
производительность испарителя равна 30 т/ч. Определить температурный
напор, на который испаритель должен быть рассчитан.
2.8.	Определить напор, который должен создавать питательный насос
на установке с барабанным паровым котлом, если барабан котла установ-
лен на отметке 80 м (до расчетного уровня в барабане), а деаэратор на
отметке 16 м (до уровня в баке деаэратора). Давление в барабане котла
составляет 15 МПа, а в деаэраторе 0,7 МПа. Потеря в линиях до пита-
тельного насоса составляют 0,25 МПа, а от насоса до барабана котла —
0,75 МПа.
2.9.	По приведенным ниже данным сравните тепловую экономичность
турбинного и электрического приводов. Известно:
а)	для турбинного привода г]™ = 0,7;	~ 0,99;
28
б)	для основной турбины и элементов турбопривода — q0( = 0,82;
Чм цг = °.98; Пэд = 0,93; Чг м “ 0,95; Чрад ~ 0,98, а потери в трансформа-
торе и электролиниях составляют 5 % передаваемой мощности
(Птзл = °-95).
2.10.	Определить диаметры трубопроводов пара на ПВД-1 и трубо-
провода дренажа от подогревателя, если дано: расход пара 15 т/ч; пара-
метры пара в подогревателе pj = 4 МПа; Q - 350 °C. Расчетные скорости
принять.
^.11.^Определить мощность питательного насоса и расход пара на
турбопривод конденсационного типа. Исходные данные: Dm = 260 кг/с;
рльп= 33 МПа; рт = 1 МПа; чн = 0,85; чм= 0,99; f^= 3200кДж/кг;
0,005 МПа; ро“= 1,5 МПа; т^- 0,80, а удельный объем воды
0,001 м3/кг.
2.12.	В тепловой схеме турбины установлен деаэратор 6 бар. Темпера-
тура насыщения при этом равна 158 °C. Термометр, установленный на
выходе питательной воды показывает 140 СС. Удовлетворительно ли
проходит процесс деаэрации? Ответ обосновать.
2.13.	Во всех регенеративных подогревателях строго поддерживается
заданный уровень конденсата. Как изменится (уменьшится, увеличится)
тепловая экономичность, если уровень будет выше расчетного? Ответ
обосновать.
2.14.	Во всех регенеративных подогревателях строго поддерживается
заданный уровень конденсата. Как изменится КПД турбоустановки, если
уровня не будет хотя бы в одном из них? Ответ обосновать.
2.15.	Определить относительный расход пара на турбопривод пП1, если
параметры поступающего в приводную турбину пара составляют 2,0 МПа и
350 °C, а на выходе из проточной части рвих = 0,25 МПа, ч™ - 0,8. Из рас-
четов уже установлено, что апв=1,05, а приращение энтальпии в насосе
= 25 кДж/кг. Механические потери в насосе оцениваются Чм = 0,97.
2.16.	Определить повышение энтальпии воды в питательном насосе и
энтальпию и температуру питательной воды за питательным насосом,
если сжатие воды осуществляется от давления в деаэраторе
рл = 0,8 МПа до рт - 32 МПа. Удельный объем воды v ~ 0,0011 м5 /кг;
КЦД насоса чн = 0,85.
29
3.	ОТПУСК ТЕПЛОТЫ ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Теплота внешним потребителям может отпускаться в виде пара или в
виде горячей воды. Их параметры определяются потребителем.
Количество отпускаемой от электростанции теплоты для покрытия
отопительной нагрузки, зависит от климатических условий данной мест-
ности и изменяется цри изменении температуры наружного воздуха.
Количество теплоты, необходимое для отопления зданий, равно
Сот ” аОТ^(*Г10М -
где аот — отопительная характеристика здания, Дж7(м3-ч-К), (для
жилых зданий аот= (1,2 * 1,4) Дж/(м3-ч-К); для промышленных —
аот = (0,6 -т- 0,7) Дж/(м3-ч-К)); V- объем здания, м3;
Опом ~гнар) — разность температур воздуха внутри помещения гпом и
наружного воздуха Гнар, °C.
Значение гпон поддерживается различным в зависимости от назначе-
ния здания. Изменение количества теплоты, отпускаемой потребителям, в
зависимости от продолжительности стояния различных температур на-
ружного воздуха характеризуется графиком по продолжительности ото-
пительных нагрузок. График годовой продолжительности различных
климатических зон устанавливается в зависимости от характерных для
них значений низших расчетных температур наружного воздуха.
Тепловая нагрузка электростанции выражается зависимостью
0от~ ^-'св(^1С
где Gcs — расход сетевой воды; и — энтальпии сетевой воды
после и до подогрева в теплообменниках электростанции.
Часть тепловой нагрузки покрывается за счет отпуска теплоты из от-
боров турбины. Выбор давления пара в этих отборах зависит от характера
графиков изменения температуры сетевой воды, от температуры наруж-
ного воздуха, от максимума отопительной нагрузки и способа покрытия
пиков нагрузки.
В целях обеспечения максимума тепловой нагрузки ТЭЦ пики отопи-
тельной нагрузки покрываются пиковыми водогрейными котлами.
Распределение отопительной нагрузки между отборами турбины и
водогрейными котлами характеризуется отношением максимального от-
30
пуска теплоты из отборов турбины £?^кс к полному отпуску теплоты от
электростанции Это отношение называется коэффициентом теп-
лофикации ctj-ju. Выбор величины «пц определяется в основном соот-
ношением затрат на топливо и на сооружение ТЭЦ отопительных ко-
тельных и замещающих КЭС.
На современных ТЭЦ с отопительной нагрузкой применяют двухсту-
пенчатые сетевые подогревательные установки. Распределение подогрева
сетевой воды между ними при расчетной температуре, соответствующей
полной загрузке отборов турбины, принимается примерно одинаковым.
Задачи к третьему разделу
3.1.	Определить давление пара в верхнем регулируемом отборе тур-
бины при температуре наружного воздуха гнар= -5 °C, если температура
прямой сетевой воды при Гиар = -26°С, tnc- 180 °C; при /Кар—+6°С.
/пс= 71 °C Принять недогрев воды в верхнем сетевом подогревателе
Э = 8 °C, потери давления в трубопроводах Др = 8 %.
3.2.	Определить расчетный расход теплоты на отопление жилого мик-
рорайона с общим объемом зданий 105 м3 при расчетной температуре
наружного воздуха -10 °C и средней температуре внутренних помещений
+16 °C (аот = 1,3 кДж/(м3-ч-К).
3	J. Определить параметры пара в отборах турбины при оптимальном
двухступенчатом подогреве сетевой воды от /ос = 70 °C до /„.= 120 °C,
величинами недогрева в подогревателях задаться.
3.4.	Для режима максимальной тепловой нагрузки отборов турбины дав-
ление пара в верхнем сетевом подогревателе равно 0,21 МПа, расход воды
через него 2400 т/ч. Определить а„ц турбоустановки, если 1^= 65 °C;
гго - 140 °C. Недогрев воды в верхнем сетевом подогревателе равен 8 °C.
3.5.	Определить изменение мощности турбины Р-50-130 при переходе
с открытой на закрытую схему отпуска пара потребителям, если:
Ц. = 125 кг/с; pg - 12,75 МПа; г0 = 555 °C. Параметры пара за турбиной:
при открытой схеме — рп0= 1,3 МПа; гп = 350 °C; при закрытой схеме
— Рт~ Ьб МПа.
31
3.6.	Определить давление в верхнем регулируемом отборе теплофика-
ционной турбины. Дано: araiJ = 0,55; температурный график теплосети
150/ 70 °C.
3.1.	Определить расход пара на турбину с промышленным отбором
пара. Дано: мощность турбины N3= 60 МВт; параметры пара перед тур-
биной: ^=13МПа, /0=540 °C; параметры отбираемого пара:
£)отб = 120 т/ч; porf = 0,13 МПа; давление в конденсаторе турбины —
0,004 МПа; внутренний относительный КПД турбины i}o/ = 0,85;
ПмПг=	(расход определяется без учета отборов на регенерацию).
3.8.	Определить параметры пара в верхнем регулируемом отборе тур-
бины при /ы£1р= 0 °C; -5 “С и + 5 °C , если изменение температуры пря-
мой сетевой воды выражается следующими данными: при /нар= -26 СС,
150 °C; при /иар= + 6°С, гпс=71 °C.
4.	КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА
И ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
Расход воды на технические нужды электростанции зависит от ее
мощности, установленного на ней вспомогательного оборудования, вида
топлива, а на теплоэлектроцентралях — от величины отпускаемой тепло-
ты. Наибольшее количество теплоты требуется для конденсации пара в
конденсаторах турбин. Расход охлаждающей воды определяется из урав-
нения теплового баланса конденсатора и характеризуется величиной
кратности охлаждения т = G^ /	, где Сда — расход циркуляционной
воды, кг/с, £>к — количество пара, поступающего в конденсатор.
Температура насыщения пара в конденсаторе гк выше температуры
нагретой в конденсаторе охлаждающей воды /вых на величину недогре-
ва, значение которого определяется из выражения (2.9).
С увеличением расхода охлаждающей воды величина подогрева воды
в конденсаторе A/* = /Bta-/BX уменьшается, что приводит к снижению t,
и соответственно давления в конденсаторе. Последнее способствует по-
вышению тепловой экономичности работы паротурбинной установки.
Однако необходимо иметь в виду, что увеличение Свд повышает затраты
32
на перекачивание воды и капитальные затраты в техническое водоснаб-
жение.
Источниками водоснабжения для тепловых электростанций являются
поверхностные воды. В зависимости ст характера источников использу-
ются два типа систем технического водоснабжения: прямоточная и обо-
ротная. Прямоточная система используется в тех случаях, когда расход
воды в водоисточнике превышает потребность электростанции в воде в
несколько раз.
Оборотная система может выполняться с градирнями или прудами-
охладителями (может быть также сочетание их).
Вода в градирнях охлаждается в основном за счет ее испарения. Ко-
личество испаряемой влаги, т.е. потеря циркуляционной воды при чисто
испарительном охлаждении определяют по соотношению:
=	~^с) ~^ц»срОвых ~^ех) = Л,^«ср^вых ~Gjx)> (^-0
где би — количество испаряемой воды, кг/с; г — теплота парообразова-
ния при атмосферном давлении, кДж/кг; гп — кратность охлаждения;
DK — расход пара, поступившего в конденсатор, кг/с;
гвх, /вых — температура охлаждаемой воды на входе в конденсатор и на
выходе из него, соответственно, °C.
Следует заметить, что охлаждение воды в градирнях частично проис-
ходит также за счет конвективного теплообмена. Поэтому потеря воды за
счет испарения на 1—1,5 % меньше, чем это следует из (4.1).
С другой стороны, с наличием брызгоуноса влаги воздухом, выходя-
щим из башни градирни, потеря циркуляционной воды возрастает.
В результате испарения воды в градирнях солесодержание циркуля-
ционной воды возрастает и для поддержания концентрации в ней солей в
допустимых пределах осуществляют продувку циркуляционной системы.
Все эти потери восполняют добавочной водой, соответствующей их ко-
личеству.
Задачи к четвёртому разделу
4.1.	Определить поверхность конденсатора турбины и расход охлаж-
дающей воды через него, если в нем должно быть сконденсировано
бООт/час пара, при давлении 0,0035 МПа (дк=2600 кДж/кг), а
температура воды на входе и выходе из конденсатора, соответственно,
равна /ЕХ = 15 °C, /вых = 35 СС. Коэффициент теплопередачи принять рав-
ным 2,5 кВт / (№ “С).
33
4*2. Определить расход воды через конденсатор турбины мощней n.vi
1000 МВт, если в него поступает 70 % пара от расхода в «голику», й
кратность охлаждения т = 50. Необходимые исходные данные примни.
4.3.	Определить расход добавочной воды в систему технически] <» ни
доснабжения с традирней для ТЭС мощностью 1200 МВт (4x300). Гчи
тать, что охлаждение воды в градирне происходит только за счет иснирг
ния. Принять, что теплота парообразования при температуре циркулнцн
онной воды и при давлении пара в конденсаторе примерно равны.
4.4.	Определить расход охлаждающей воды через конденсатор jixipn
вой турбины, если в нем должно быть сконденсировано 600 т/ч пари, при
давлении 0,0035 МПа /£-/£«2600 кДж^кг), а вода в нем Hai-pen.ui
ся на 20 °C
4.5.	Определить расход охлаждающей воды через конденсатор турьи
ны К-800-240, если кратность охлаждения т - 50. Необходимые для рп<
чета величины принять.
4.6.	Определить расход охлаждающей воды (в м3/ч) через маелпохип
дитель блока 1000 МВт. Если температура воды на входе равна 20 *ч \ п
на выходе 50 °C. Остальные необходимые исходные данные принять
4.7.	Определить расход технической воды для блока мощши ii.hi
1000 МВт, необходимой для охлаждения масла. Принять подогрев виды и
охладителе— 10 °C;	= 0,98.
4.8.	Определить расход технической воды для блока мощное н.п>
300 МВт, необходимой для охлаждения масла, водорода и отработшнлпи
в турбине пара. Принять подогрев воды в каждом охладителе —- IИ < .
кратность охлаждения гп ~ 50, а д* = /£-/£«2500 кДж/кг.
4	А Определить расход (в м3/час) технической воды через копле н*
тор блока мощностью 300 МВт, необходимой для конденсации отрЫш
тавшего в турбине пара. Принять подогрев воды в нем —10 °C.
4.10.	Определить расход технической воды для блока мощное пли
1000 МВт, необходимой для охлаждения отработавшего в турбине нирп
Подогрев воды в конденсаторе турбины — 10 °C, а о* = 0,7, octaju.hi.k'
исходные данные принять.
4.11.	Определить кратность охлаждения т для блока мощное и.ш
1000 МВт, если в конденсатор поступает 70 % от расхода пара в «голову»
турбины, а расход воды через конденсатор 6^ = 11500 м3/ч. Необхнпм
мыс исходные данные принять.
4.12.	Станция мощностью 2000 МВт имеет оборотное техническое и"
доснабжение с градирнями. Рассчитать расход воды на подпитку систем id
34
Технического водоснабжения, если удельный расход пара равен
) кг/(кВтч), а в конденсаторы турбин поступает 60 % пара от расхода в
«Голову» турбины. Считать, что охлаждение воды в градирнях идет толь-
МО за счет испарения, причем теплота испарения примерно равна теплоте
Парообразования при рк.
4ЛЗ- Определить давление в конденсаторе турбины К-300-240, если:
удельный расход пара = 3 кг/(кВтч); расход охлаждающей воды
Одя "ЗО4О3 м3/ч; температура воды на входе в конденсатор
^ЮТ, разность между температурой конденсирующегося пара и
Температурой воды на выходе из конденсатора 5 °C. Сумма долей отбо-
ров £<х,==О,35, ^К=Л£~/£Ж 2150 кДж/кг.
4.14.	Определить расход охлаждающей воды на конденсатор
К-300-240 при номинальной нагрузке блока, если: удельный расход пара
d* - 3 кг/(кВтч); сумма долей отборов Еа, = 0,35; кратность охлаждения
m * 50. Принять дк=равной 2200 кДж/кг.
4.15.	Определить расход циркуляционной воды на конденсаторы тур-
бин электростанции 8x300 МВт. Если удельный расход пара на турбину
d - 3 кг/(кВт ч); пк 0,65, а подогрев воды в конденсаторе — Дгк =
• 10 °C. Принять	«2200 кДж/кг
4.16.	Определить кратность охлаждения конденсатора турбины, если
расход пара, поступающего в конденсатор — 150 т/ч, давление в конден-
Свторе рк~ 0,0035 МПа, конечная влажность — 14 %. Температура ох-
лаждающей воды на входе в конденсатор 15 °C. Разность между темпера-
турой конденсирующегося пара и температурой воды на выходе из кон-
денсатора равна 5 °C.
4.17.	Определить расход циркуляционной воды для блока К-300-240. Да-
но: расход пара в конденсатор £>х = 160 кг/с; энтальпия пара на входе в кон-
денсатор - 2300 кДж/кг; давление в конденсаторе рк = 0,0038 МПа; тем-
пература охлаждающей воды: на входе в конденсатор гвх =* 12 °C на выходе
Гвм* == 26 °C. Необходимые исходные данные принять.
4.18.	Определить давление в конденсаторе турбины рк. Дано:
D*  160 кг/с — расход пара в конденсатор; 2300 кДж/кг — энталь-
пия пара на входе в конденсатор; G^ = 6000 кг/с — расход циркуляпи-
35
онной воды; /вХ “ 12 °C и fBUK = 26 °C — температура воды на входе и на
выходе из конденсатора, соответственно; ср = 4,19 кДж/кг.
4.19.	Определить кратность циркуляции т для блока мощностью
800 МВт, если в конденсатор поступает 65 % от расхода пара на турбину;
расход циркуляционной воды равен 100 000 м’/час; приведенное тепло-
падение турбины Н^- 1185 кДж/кг; 1)мчг = 0,98.
4.20.	Определить давление в конденсаторе турбины, если температура
охлаждающей воды на входе в него /ВХ = ЗО’С, а ее расход
= 21000 м5/ч. Недогрев воды в конденсаторе принять 5 еС; поверхность
охлаждения — 9115 м*; коэффициент теплопередачи — 2350 Вт/(мг°С).
4.21.	Как изменится значение давления в конденсаторе в условиях
предыдущей задачи, если при постоянной удельной паровой нагрузке
конденсатора величину кратности охлаждения уменьшить в два раза?
4.22.	Определить мощность привода циркуляционных насосов элек-
тростанции с блоками К-800-240 общей мощностью 3200 МВт, принять
кратность охлаждения т = 60, гидравлическое сопротивление всасываю-
щих и напорных трубопроводов — 75 кПа; геодезическую высоту — 8 м;
ак-0,7.
4.23.	Как изменится КПД турбоустановки, если внутренняя поверх-
ность трубок конденсатора покрылась слоем накипи? Ответ обосновать.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Используемые обозначения..............................3
ПРЕДИСЛОВИЕ РЕДАКТОРА.................................7
ВВЕДЕНИЕ..............................................8
1.	РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ, РАСХОДОВ
НАРА И МОЩНОСТЕЙ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ТЭС И АЭС....9
Задачи к первому разделу.............................15
2.	ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЭС..................22
Задачи ко второму разделу............................27
3.	ОТПУСК ТЕПЛОТЫ ПОТРЕБИТЕЛЯМ.....................-30
Задачи к третьему разделу............................31
4.	КОВДЕНСАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА И ТЕХНИЧЕСКОЕ
ВОДОСНАБЖЕНИЕ........................................32
Задачи к четвертому разделу..........................33
ОГЛАВЛЕНИЕ...........................................36
36