Второй закон термодинамики 4 страница

Рис. 5.2. Сжигание твердого топлива в плотном слое.

Слоевые топки применяются в котлах средней и малой мощности. При факельном сжигании твердое топливо предварительно размельчается и в виде пыли вдувается в топку, где сгорает во взвешенном состоянии (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Топка с факельным сжиганием пылевидного топлива.

1 – горелка; 2 – камера топки; 3 – трубы и барабан; 4 – трубы заднего экрана; 5 – шлаковая воронка; 6 – устройство для удаления шлака и золы; 7 – факел.

Размол топлива увеличивает поверхность химической реакции горения и способствует лучшему сгоранию топлива. Размол топлива осуществляется в дробилках и мельницах. Длительность пребывания частиц топлива в топочном пространстве не превышает времени пребывания продуктов сгорания в топке 1,5÷3 с.

Вихревой способ сжигания топлива реализуется в циклонных топках (рис. 5.4).

Рис.5.4. Сжигание твердого топлива в циклонной топке.

Циклонные топки предназначены для сжигания мелкодробленого топлива и грубой пыли. Крупные частицы угля находятся во взвешенном состоянии длительное время до полного их выгорания. В топках сжигают частицы угля до 5,5 мм, воздух подают со скоростью до 100 м/с по касательной к образующей циклона создавая мощный вихрь. Температура в топке около 2000⁰С, зола плавится, жидкий шлак стекает в шлакоприемник.

Сжигание топлива в кипящем (псевдоожиженном) слое является промежуточным между слоевым и факельным (рис.5.5).

Рис. 5.5. Сжигание твердого топлива в кипящем слое.

В камере сжигают топливо размером 5÷10 мм при скорости воздуха 0,1 – 0,5 м/с. Частицы топлива находятся во взвешенном состоянии, циркулируют в объеме камеры, что создает впечатление кипящей жидкости.

В котельных установках в качестве топлива используют мазут. Его применяют также как растопочное топливо для пылеугольных топок и дополнительное при комбинированном сжигании газа. Мазут сжигают в распыленном состоянии, для дробления топлива на отдельные капли используются форсунки (рис. 5.6, а).

Рис. 5.6. Мазутная форсунка (а) и газовая горелка (б).

При дроблении топлива увеличивается площадь соприкосновения мазута с воздухом и скорость реакции горения возрастает.

На рис. 5.6, б изображена диффузная газовая горелка. Газ и воздух движутся в горелке параллельными струями и вводятся в топочную камеру раздельно где, смешиваясь, образуют факел. Для создания факела используются также горелки предварительного смешения или кинетические горелки. Горючая смесь образуется в смесителе горелки, а в топочной камере происходит кинетическое горение.

Мощность или тепловой поток факела определяется по выражению:

(5.17)

где В – расход топлива м³/ч; - теплота сгорания топлива кВт·ч/м³.

Глава шестая.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ, ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ

6.1. Котельные установки.

Котельная установка состоит из котельного агрегата и вспомогательного оборудования (рис. 6.1). Котельным агрегатом называется энергетическое устройство для получения пара с заданным давлением р, МПа и температурой t, ⁰С или горячей воды повышенного давления.

Рис. 6.1. Принципиальная схема котельной установки.

1 – бункер топлива; 2 – мельница; 3 – вентилятор; 4 – горелка; 5 – топка; 6 – экраны топки; 7 – барабан; 8 – пароперегреватель; 9 – водяной экономайзер; 10 – воздухоподогреватель; 11 – бак воды; 12 – питательный насос; 13 – вентилятор; 14 – контур здания котельной; 15 – золоулавливающее устройство; 16 – дымосос; 17 – труба; 18 – насосная для откачки золошлаковой пульпы; 19 – факел.

Топливо со склада после дробления подается конвейером в бункер 1 далее поступает в мельницу 2. После размельчения пылеугольное топливо вентилятором 3 подается к горелкам 4 топки 5. К горелкам вентилятором 13 через воздухонагреватель 10 подается воздух. Топливо и воздух, вступая в реакцию горения, образуют факел 19.

Вода для питания котла подается из бака 11 насосом 12 через водяной экономайзер 9 в барабан 7. Испарение воды происходит в экранах 6. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 8, а затем направляется к турбине или потребителю пара.

Температура факела 1500-1700⁰С, под действием тепла факела вода в экранах испаряется. Отдав тепло воде, температура газов в верхнее части топки снижается до 1000⁰С. Газы омывают пароперегреватель, температура их снижается, далее по газовому тракту они отдают тепловую энергию воде, воздуху и покидают котел с температурой около 100⁰С. Уходящие газы очищаются в золоулавливающем устройстве 15 и дымососом 16 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 17. Зола и шлак из топки удаляются насосом 18 по трубопроводам в золоотвалы.

По характеру движения воды, пароводяной смеси и пара паровые котлы подразделяются на: барабанные с естественной циркуляцией; прямоточные.

В барабанных котлах с естественной циркуляцией движение воды в опускных трубах и пароводяной смеси в экранных трубах осуществляется вследствие разности плотностей: пароводяная смесь в экранных трубах вверх, вода в опускных трубах вниз.

В прямоточных котлах отсутствует барабан, вода прокачивается насосом через экономайзер, экраны, пароперегреватель, включенные последовательно. Вся вода, поступающая в тракт, превращается в пар.

По паропроизводительности выпускают котлы от 20 до 250 т/ч, по давлению от 1,4 МПа до 35 МПа, температура пара от 250 до 570⁰С. Температура питательной воды от 50 до 260⁰С.

Тепловой баланс котельного агрегата имеет вид:

(5.18)

- количество тепловой энергии, поступившее в котел; Q₁ – использованная, полезная тепловая энергия, которая идет на нагрев воды, преобразование воды в пар, передается рабочему телу в конвективных поверхностях газохода; Q₂, Q₃, Q₄, Q₅, Q₆, ΣQ_пот - потери тепловой энергии, соответственно, с уходящими газами; от химической неполноты сгорания топлива; от механической неполноты сгорания; в окружающую среду через ограждение котла; с физической теплотой шлака; сумма потерь тепловой энергии.

Количество тепловой энергии, поступившей в топку парового котла или располагаемая теплота определяется по выражению:

(5.19)

где - низшая теплота сгорания топлива; - физическая теплота соответственно, топлива, воздуха при его подогреве вне котла, пара, при его использовании для распыливания топлива в форсунке.

Коэффициент полезного действия котла находится по выражению:

(5.20)

где Q_пол, Q – соответственно, полезная и полная энергия котла.

Различают КПД котла брутто (5.20) и нетто, когда из полезной энергии вычитается

энергия на собственные нужды котла: на привод вентиляторов, насосов и результат делится на полную энергию котла.

6.2. Паровые турбины.

Паровая турбина это двигатель, в котором энергия пар преобразуется в механическую работу. На рис. 6.2 приведен принцип действия струи пара на лопатку.

Рис. 6.2. Воздействие струи пара на лопатки в виде прямоугольной пластины (а), полусферы (б), изогнутые под углом 10 – 30⁰ (в).

1 – сопло; 2 – струя пара; 3 – лопатка; Р – сила.

От формы лопаток зависит усилие, развиваемое турбиной. При изготовлении лопаток в виде полусфер сила воздействия струи возрастает в 2 раза по сравнению с силой, воздействующей на лопатку в виде прямоугольного параллелепипеда. Случай, изображенный на рис. 6.2, б трудно реализуем на практике. Поэтому струя пара, вытекающая из сопла подается на лопатки, изогнутые под некоторым углом к плоскости вращения (рис. 6.2, в) при этом сила струи в 1,7 раза большем, чем в случае, изображенном на рис. 6.2,а.

Современные турбины выполняются многоступенчатыми с числом ступеней от 3 до 30 и более (рис. 6.3).

Пар

Рис. 6.3. Паровая турбина с 3-мя ступенями (а) и изменение скорости и давления потока по ступеням (б).

1 – корпус; 2 – патрубик; 3 – диафрагма; 4 – рабочее колесо; 5 – сопло; 6 – лопатка.

На общем валу турбины закреплены три рабочих колеса 4 с рабочими лопатками. Сопло 5 расположены в корпусе и диафрагмах, отделяющих одну ступень от другой (на рис. не показаны). Пар через сопла поступает на криволинейные лопатки, закрепленные на рабочем колесе и создает окружную силу, вращающую рабочее колесо. В турбине сухой пар расширяется, проходит через состояние насыщения и становится влажным: смесью сухого насыщенного и капель воды. Содержание влаги на выходе из турбины для её надежной работы не должно превышать 10 – 13%. Влажный пар из турбины поступает в конденсатор, где превращаются в воду, имеющую температуру насыщения.

Мощность на валу турбины Р_в меньше внутренней мощности Р_т на значение потерь механических (в подшипниках и т.д.) и потерь от трения и завихрения потока в каналах, перетечек пара в зазорах и т.д. Коэффициент полезного действия турбины определяется по выражению:

(5.21)

КПД турбин .

Паровые турбины для привода турбогенераторов выпускают мощностью от 2,5 МВт до 1600 МВт на параметры свежего пара р₀=3,4 – 30 МПа, t₀=435÷570⁰С. Типы турбин: конденсационные с отоплением (теплофикационные); конденсационные с производственным отбором пара; с противодавлением; теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара.

Конденсационные турбины характеризуются тем, что пар, пройдя через турбину, направляется в конденсатор, где конденсируется, теряя теплоту. Из промежуточных ступеней часть пара отбирается для подогрева питательной воды.

В конденсационных турбинах, предназначенных для совместной выработки электроэнергии и пара, пар отбирается на теплофикацию, а оставшийся, пройдя последние ступени турбины, направляется в конденсатор. При производственном отборе пара он имеет более высокие параметры.

Турбины с противодавлением отличаются от предыдущих типов тем, что после них отсутствует конденсатор и весь пар идет на отопление и производственные нужды.

Конденсационная установка предназначена для создания за паровой турбиной вакуума с целью увеличения теплоперепада и повышения термического КПД установки. Отработавший пар поступает в конденсатор сверху и соприкасаясь с поверхностью трубок, внутри которых протекает охлаждающая вода, конденсируется. Конденсат стекает вниз и из сборника насосом подается через регенеративные подогреватели в паровой котел. При конденсации пара давление в конденсаторе падает и поддерживается в пределах 3 – 7 кПа.

6.3. Газотурбинные установки.

Рис. 6.4. Газотурбинная установка.

1 – генератор; 2 – устройство топливоподачи; 3 – камера сгорания; 4 – воздух из компрессора; 5 – горелка; 6 – факел; 7 – газоход; 8 – вспомогательный двигатель; 9 – газовая турбина; 10 – компрессор.

Газотурбинная установка (ГТУ) работает следующим образом (рис. 6.4). Компрессор 10 засасывает из атмосферы воздух, сжимает его и подает в камеру сгорания (КС) 3, куда из горелки 5 поступает через устройство топливоподачи 2 топливо. Топливо смешивается с воздухом и сгорает, продукты сгорания поступают в газовую турбину (ГТ) 9. В газовой турбине потенциальная энергия газов преобразуется в механическую энергию, а затем в электрическую энергию в генераторе 1. Запуск ГТУ производится пусковым электродвигателем 8.

Степень сжатия компрессора определяется по выражению:

, (5.22)

где - давление, соответственно, перед компрессором и за компрессором.

Давление в тракте ГТУ 1,3 – 1,7 МПа, это в 10 – 15 раз меньше чем в ПТУ. Прогрев и пуск ПТУ занимает от часа до нескольких часов, ПТУ – 10 – 15 минут.

Воздух при сжатии нагревается, температура воздуха после сжатия Т_в определяется по выражению:

, (5.23)

Где Т_а – температура воздуха перед компрессором. Например, если Т_а – 300К (Т_а=27⁰С), то Т_в=600К, т.е. воздух нагревается на 300⁰С.

Давление воздуха в КС 1,3 – 1,7 МПа, давление топливного газа должно быть больше давления воздуха. Расход газа составляет 1 – 1,5% от расхода воздуха. Температура газов на выходе из КС 1350 – 1400⁰С. В проточной части ГТ газы расширяются до атмосферного давления.

Компрессор потребляет примерно половину или чуть больше мощности ГТ. Например, Р_гт=180МВт, Р_комп=196 МВт, где Р_гт – полезная мощность газовой турбины.

Температуру газов за турбиной можно определить по выражению:

, (5.24)

где -соответственно температура газов перед турбиной и за турбиной.

Например при П_к=16, Т_с=1400⁰С, Т_d=563⁰С. КПД газотурбинных установок .

При уменьшении нагрузки газовой турбины для уменьшения подачи воздуха от компрессора его лопатки выполняются поворотными вокруг вертикальной оси на 25 – 30⁰. Это позволяет регулировать мощность на 50 – 100%. Схема ГТУ приведена на рис. 6.5.

Рис. 6.5. Схема ГТУ.

К – компрессор; В – воздух; Т – топливо; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; УГ – уходящие газы; Г – генератор.

6.4. Принципиальные схемы паротурбинных электрических станций, теплоснабжение.

Тепловые электрические станции (ТЭС) по технологической схеме паропроводов делятся на блочные и с поперечные связями. Блочные состоят из энергоблоков, в которых котел подает пар только для своей турбины, из которой он после конденсации возвращается в свой котел.

На ТЭС с поперечными связями все котлы подают пар в общий паропривод (коллектор) и от него питаются все турбины ТЭС. Это ТЭС на докритических параметрах пара и конденсационные электрические станции (КЭС) без промперегрева.

По давлению ТЭС классифицируются: а) докритического; б) сверхкритического давления.

На ТЭС вырабатывают электрическую энергию и тепловую энергию (тепло). Рассмотрим схему раздельной выработки электроэнергии и тепловой энергии (рис. 6.6).

Рис. 6.6. Принципиальные схемы раздельной выработки электроэнергии (а) и тепловой энергии (б).

ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПН – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла.

По схеме, изображенной на рис. 6.6,а работают конденсационные электростанции (КЭС), вырабатывающие только электрическую энергию, по схеме рис. 6.6,б – котельные, снабжающие потребители теплом. Наиболее часто применяются схемы ТЭС с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (рис. 6.7).

а)

Рис. 6.7. Принципиальная схема (а) и TS-диаграмма комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (б).

СП – сетевой подогреватель, ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПН – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла.

При комбинированной выработке тепловой и электрической энергии турбина называется «турбиной с противодавлением», так как давление за турбиной выше атмосферного.

Регулирование выработки тепловой энергии, в зависимости от сезона года, увеличение зимой и снижение летом, осуществляется по схеме отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной (рис. 6.8).

Рис. 6.8. Схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной.

РК-1, РК-2 – регулировочный клапан, соответственно, первый и второй, ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ПТ – питательный насос; Г – генератор; ВК – водогрейный котел; П_отр – потребители тепла, СП – сетевой подогреватель, ЦВД, ЦНД – соответственно, цилиндры турбины высокого и низкого давления.

Зимой, когда необходимо вырабатывать большое количество тепловой энергии, РК-2 закрывают, пар в ЦНД не поступает, а весь после ЦВД подается в сетевой подогреватель и выработка ТЭЦ тепловой энергии увеличивается. Летом РК-2 открыт пар из ЦВД поступает в ЦНД и не поступает в сетевой подогреватель, выработка тепловой энергии прекращается, а электрической энергии увеличивается.

Для работы конденсатора ТЭЦ требуется большое количество холодной воды. В конденсаторе с температуры окружающей среды она нагревается на 8 – 10⁰С и покидает его. Один энергоблок 300 МВт за 1с расходует 10 м³ охлаждающей воды. Мощность электродвигателей насосов энергоблока 300 МВт составляет 2,5 МВт.

Газомазутные ТЭС можно строить в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно дешев, пылеугольные ТЭС строят вблизи добычи угля.

6.5. Принципиальные схемы газотурбинных, парогазовых и атомных тепловых электростанций.

Принципиальная схема газотурбинной (ГТ) ТЭС приведена на рис. 6.9.

а)

Рис. 6.9. Схема (а) и цикл ГТ ТЭС (б).

КВД – компрессор высокого давления; ТВД – турбина высокого давления; КСВД – камера сгорания высокого давления; КНД – компрессор низкого давления; ТНД – турбина низкого давления; КСНД – камера сгорания низкого давления; Г – генератор; ВО – воздухоохладитель.

Газотурбинная установка выполнена двухвальной (рис. 6.9). На одном валу расположена КВД и турбина ТВД, этот вал имеет переменную частоту вращения. На втором валу расположены турбина ТНД, приводящая компрессор КНД и генератор Г, частота вращения вала 50с^-1. Воздух поступает в компрессор КНД и сжимается в нем до 430 – 450 кПа (4,3 – 4,5 ат). Затем подается в воздухоохладитель ВО, где охлаждается водой с 176 до 35⁰С. Это позволяет уменьшить работу сжатия в компрессоре КВД. Из него воздух поступает в камеру КС ВД и продукты сгорания из КСВД с температурой 750⁰С поступают в ТВД. Из ТВД газы, содержащие большое количество кислорода, поступают в камеру КСНД, в которой сжигается дополнительное топливо, а из нее – в ТНД. Отработавшие газы температурой 390⁰С выходят в дымовую трубу. КПД ГТУ 28 – 34 %.

Уходящие газы обладают значительным теплосодержанием. Для повышения КПД ТЭС разработаны парогазовые тепловые электростанции (ПГ ТЭС), схема ПГ ТЭС изображена на рис. 6.10. В ПГ ТЭС теплота уходящих газов ГТУ используются для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

а)

Рис. 6.10. Схема (а) и цикл парогазовой ТЭС с бинарной ПГУ утилизационного типа (б)

К_о – компрессор; Т – топливо; В – воздух; П – пар; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; КУ – котел – утилизатор; ПП – пароперегреватель; Б – барабан; ОТ_р – опускные трубы; ПТ_р – подъемные трубы; Э – экономайзер; ПН – питательный насос; К – конденсатор; ПТ – паровая турбина; Г – генератор; УГ – уходящие газы.

Уходящие газы ГТ поступают в котел-утилизатор КУ – теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар П высоких параметров, направляемый в паровую турбину ПТ, где расширяясь совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и питательным насосом ПН направляется снова в котел-утилизатор. КПД ПГУ составляет 58-60%.

На рис. 6.10 изображена ПГУ бинарная, в которой рабочие тела газотурбинного и паротурбинных циклов разделены. Кроме бинарных ГТУ используются монарные ПГУ в которых рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара (рис. 6.11).

а)

Рис. 6.11. Принципиальная схема (а) и цикл монарной парогазовой установки (б).

Выходные газы из парогазовой турбины ПГТ направляется в котел-утилизатор КУ, сюда же подается вода питательным насосом ПН. Получаемый в КУ пар поступает в камеру сгорания КС, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь поступает в парогазовую турбину ПГТ, где расширяясь, преобразуется в механическую работу.

Бинарные ПГУ классифицируются следующим образом.

1) Утилизационные с утилизацией тепла газов в КУ.

2) Со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. В них используются выходные газы в качестве окислителя для топлива ПТУ. Имеют высокотемпературный кислород, отпадает необходимость в воздухоподогревателе. Соотношение мощностей ПТУ и ГТУ и КПД следующие: Р_ПТУ – 2/3; Р_ГТУ – 1/3; η_ПТУ=44%.

3) ПГУ с вытеснением регенерации в которых регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды котла используется тепло уходящих газов ГТУ.

4) ПГУ с высоконапорным парогенератором.

В парогенератор подается воздух из компрессора ГТУ, поэтому котел (парогенератор) находится под высоким давлением. Газ из ГТУ идет в газовый подогреватель конденсата ПТУ.

Вследствие высоких температур и для повышения срока службы лопатки и пламенные трубы ГТУ покрывают термобарьерным покрытием из диоксида циркония.

Ядерный реактор атомной электростанции (АЭС) это аналог парового котла в ПТУ ТЭС. Сама ПТУ АЭС принципиально не отличается от ПТУ ТЭС: она содержит паровую турбину, конденсатор, питательный насос (рис. 6.12). Так же как и ТЭС, АЭС потребляет громадное количество воды для конденсации пара. Двухконтурная АЭС состоит из двух контуров, расположенных в реакторном и паротурбинном отделениях. Реакторный контур включает в себя реактор, через который с помощью ГЦН прокачивается вода под давлением 160 ат. Вода может закипеть только при температуре 346⁰С, следовательно вода циркулирует без образования пара.

Из ядерного реактора вода поступает в парогенератор – кипятильник, выпаривающий воду при повышенном давлении. Давление в парогенераторе р₀=60 ат, поэтому вода закипает при температуре 275⁰С. Свежий пар из парогенератора направляется в ЦВД паровой турбины, где расширяется до давления 10 ат.

а)

Рис. 6.12. Схема (а) и TS-диаграмма двухконтурной АЭС с водно-водяным реактором (цифры относятся к ВВЭР – 1000).

ЯР – ядерный реактор; ПГ – парогенератор; ГЦН – главный циркуляционный насос; ПН – питательный насос; С-ПП – сепаратор-пароперегреватель; ЦВД – цилиндр высокого давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; Д – деаэратор; ПНД, ПВД – подогреватели низкого и высокого давления.

Влажность пара достигает 10-12% поэтому пар из ЦВД направляется в сепаратор-пароперегреватель С-ПП. В сепараторе влага отделяется от пара и он поступает в пароперегреватель. Из пароперегревателя пар параметрами 10ат, 250⁰С поступает в ЦНД, откуда, расширившись, поступает в конденсатор. Во втором контуре циркулирует нерадиоактивная среда, что упрощает эксплуатацию и повышает безопасность АЭС.

6.6. Технико-экономические показатели ТЭС.

Конденсационные ТЭС характеризуются следующими технико-экономическими показателями (ТЭП). КПД η_с КЭС определяется по выражению:

, (2.25)

где Р_Г – мощность, поступающая от генератора в сеть, МВт; Р_ф – мощность факела, тепловая мощность, выделяющаяся при сгорании топлива, МВт, - теплота сгорания топлива, МВт·ч/т; В – расход топлива, т/ч.

При известных КПД котла η_К, турбоустановки η_ТУ, теплового потока η_ТП, учитывающего потери теплоты при движении пара от котла к турбине (η_ТП=0,98-0,99), КПД КЭС определяется следующим образом:

η_С= η_К η_ТУ η_ТП (2.26)

По выражению (2.26) определяют КПД ТЭС брутто, в котором не учитывается расход энергии на собственные нужды. КПД ТЭС нетто рассчитывается с учетом расхода энергии на собственные нужды. Энергобаланс конденсационной ТЭС имеет следующий вид (рис. 6.13).

Рис. 6.13. Энергобаланс ТЭС по электроэнергии.

Как видно из рис. 6.13 около 50% подведенной тепловой энергии теряется в конденсаторе, 6 – 8% уносят дымовые газы. Полезная энергия составляет 36 – 38%.

Удельный расход топлива, кг на выработку 1 кВт·ч электроэнергии определяется по выражению:

, (2.27)

где W_э – количество электроэнергии, произведенное генератором, МВт·ч.

Удельный расход условного топлива, кг/МДж ( условного топлива равен 29,3 МДж/кг) определяется по выражению:

В настоящее время в_у = 310÷320 г/кВт·ч на лучших ТЭС.

Для ТЭЦ, производящих электрическую и тепловую энергии в качестве технико-экономических показателей используются КПД по выработке электрической η_сэ и тепловой энергии:

; , (2.28)

где Q_отп – отпущенный потребителю тепловой поток, МВт; В_э, В_т – расход топлива, соответственно, на производство электроэнергии и тепловой энергии:

КПД станции определяется по выражению:

(2.29)

Дата добавления: 2015-07-25