Шпоры (Автосохраненный)

3. ПГУ ВП с-мы SPRINT

Промежуточное охлаждение впрыском, предусм.промеж.охл воздуха между ступенями компр-ра. (ГТУ на рис КПД=42%). С-ма понижает Твозд за компр-ром, а его охл ↓работу сжатия. С-ма осуществляет впрыс капельной влаги в об.воздухозаборников КВД и КНД, на 2 воздушных патрубка, патрубки впрыска воды и блоки распыл.насадок, где капли измельчаются перед впрыском в в

обл.воздухзаборников.

Впрыск – не более 1,5% от Vвозд на входе в компрессор. Не ближе чем 5-6 ступеней от конца компрессора.

В отличие от большинства ГТУ, установка управляется возд-ем tвозд за КВД вместо нач.Тгазов перед ГТВД. Применение SPRINT позволяет ↑Gвозд ч/з компр.на 23%, ↑NэГТУ на 28%, КПД ээ брутто до 40%.

4. ПГУ с открытой схемой HAT

Принцип: вода после Эк при 4- 6МПа подогревается до t, несколько ниже tнас (250-275), охлаждая сжатый воздух. Вувлажнителе этот воздух контактирует с с подогретой в охладителях и переохлажденной водой и насыщается вод.парами одновременно повышая свою t. Основная часть теплоты испарения – это накопленная теплота подогретой воды, т.е.имеет место регенерация теплоты сжатого воздуха и передача ее влажному воздуху. Он доп-но нагревается в

газовоздушном т/о КУ и вводится в КС.

+: 1) ↑Уд.полезная мощность по сравнению с обычной ГТУ вследствие уменьшения затрат на привод компр-ра. Влажный пар в ГТ замещает часть сжимаемого воздуха. 2)Как в STIG нет турбины (↓капиталовложения)ю 3)КИТТ близок к 1.

-: большое кол-во влаги, уходящее в атм – нужна постоянная подпитка.

29. Источники отпуска тепла от ГПУ-ТЭЦ, особенности выбора оборудования и теплой схемы. Соотношение тепловой нагрузки и электрическтой мощности ГПУ-ТЭЦ.

Общие сведения: Назначение любого теплового двигателя – превращение теплоты в работу. Необходимая для перевода в работу теплота получается при сгорании жидких, твердых или газообразных топлив. Топливо может сжигаться вне тепловой машины (паровые двигатели и турбины, газовоздушный двигатель Стирлинга ) – это так называемые двигатели внешнего сгорания. Двигатели, в которых процесс сгорания осуществляется в рабочем пространстве машины, называются

двигателями внутреннего сгорания (ДВС).

Газопоршневые двигатели (ГПД) представляют собой отдельный класс ДВС. Основное отличие заключается в использовании газа в качестве основного вида топлива.

Выделяют газовые двигатели двух типов: классические двигатели внутреннего сгорания Отто (GasOttomotor) и газодизельные двигатели (Gas-Dieselmotor).

Цикл Отто — термодинамический цикл с внешним смесеобразованием (рабочая смесь приготавливается в специальном устройстве: бензиновый ДВС – в карбюраторе, газовый ДВС – в смеситель), описывающий рабочий процесс четырёхтактного ДВС с принудительным искровым воспламенением сжатой смеси от свечи зажигания.

p	T
	v

1-2	– адиабатное сжатие,
2-3 – изохорный подвод
теплоты,
3-4	– адиабатное расширение,
4-1	– изохорный отвод теплоты
s

Цикл Дизеля(применяется в газодизельных двигателях) —

термодинамический цикл с внутренним смесеобразованием (приготовление рабочей смеси происходит внутри рабочего цилиндра, куда воздух и топливо подаются раздельно), описывающий рабочий процесс ДВС с воспламенением впрыскиваемого топлива от разогретого рабочего тела.

Идеальный цикл Дизеля состоит из четырёх процессов: 1—2 адиабатное сжатие рабочего тела (∆Q=0) ; 2—3 изобарный подвод теплоты к рабочему телу (Р=const); 3—4 адиабатное расширение рабочего тела (∆Q=0) ; 4—1 изохорное охлаждение рабочего тела (V=const)

Типы ГПУ 1. Газовые двигатели с искровым зажиганием, работающие только на газовом топливе, базируются на термодинамических циклах Отто и Миллера. Источник воспламенения газовоздушной топливной смеси – электрическая свеча. 2. Безъискровые двухтопливные газодизельные двигатели, в которых основным топливом является газ, а небольшая доля запального жидкого топлива впрыскивается для инициации воспламенения газовоздушной топливной смеси, основаны на цикле Дизеля.

Преимущества ГПУ Высокий ηэ; Полная независимость от региональных энергосетей и от роста тарифов; Низкая стоимость установленной мощности агрегата $$450-700 за 1 кВт; Низкая себестоимость отпускаемой э/э; Безопасность - отсутствие высоких температур, давлений, моментов инерции. Большой полный моторесурс 250-400 тысяч часов; экологичность; Мобильность - отсутствие затрат на строительство подводящих и распределительных сетей; Широкий диапазон устойчивой работы без снижения ресурса - от 40% до 100% номинальной мощности при пропорциональном расходе топлива; Не требуют установки дорогостоящих дожимных компрессоров.

Недостатки ГПУ Ограниченная единичная мощность ГПУ – до 9,5 МВт; Повышенные требования к ремонтно-техническому обслуживанию; Требуют использования специальных технологий для снижения эмиссии вредных веществ.

ТЭЦ-ГПУ

Состав схемы: Газопоршневые агрегаты Котел водогрейный ; Насосы ; ХВО (система водоподготовки); ГР - сухая градирня; У - утилизаторы тепла водяной рубашки ГПУ; ГУ - утилизаторы тепла выхлопных газов ГПУ.

Соотношение тепловой нагрузки и электрической мощности ГПУ-ТЭЦ На примере задачи.

Qт_руб-тепловая мощность рубашки охлаждения Система ГПУ может обеспечить

теплоснабжение с расходом горячей воды

(ГВС) 90 м3/ч и температурой 115 0С, что вполне удовлетворяет требованиям внешней тепловой сети.

Рассмотрим совместную работу ГПУ (газопоршневых установок) и водогрейного котла. Тепло к потребителю поступает от водогрейного котла и с утилизаторов тепла ГПУ.

Данная схема позволяет использовать несколько вариантов совместного использования котла и ГПУ: 1. Последовательная работа котла и ГПУ. Теплоноситель из утилизаторов ГПУ через вентили , насос питательной воды с необходимой температурой (95-115 0С) поступает в котел . После необходимого догрева вода из котла с температурой 115 0С через насос прямой сетевой воды поступает к потребителю. Далее возвращается через насос обратной сетевой воды, ХВО, вентиль (по байпасной линии), насос питательной воды и снова попадает в систему

утилизаторов тепла ГПУ.

1. Параллельная работа котла и ГПУ. Горячая вода (115С) из утилизаторов ГПУ через вентили поступает к насосу прямой сетевой воды. Горячая вода от котла (115 С) через вентиль также поступает на этот насос. Далее, пройдя сеть с Потребителем, вода возвращается в котел по пути насос обратной сетевой воды, ХВО, насос питательной воды водогрейного котла и в систему утилизаторов тепла ГПУ . В блок ГПУ по пути: насос обратной сетевой воды, ХВО, насос питательной воды ГПУ. 2. Отдельная работа теплового котла . Блок ГПУ отключен. Тепло генерируемое котлом через вентиль, насос прямой сетевой воды поступает к Потребителю. Возврат осуществляется через насос обратной сетевой воды , ХВО, насос питательной воды водогрейного котла . В данном случае мини-ТЭЦ генерирует только тепло от котла. 3. Отдельная работа блока ГПУ. Вода, пройдя утилизаторы контура водяного охлаждения агрегатов через вентиль , поступает в утилизаторы тепла выхлопных газов. Далее через вентили, насос прямой сетевой воды поступает к Потребителю. Возврат идет по схеме: насос обратной сетевой воды, ХВО, байпасная линия с вентилем, насос питательной воды ГПУ. 4. Необходимость в тепле отсутствует. Горячая вода, пройдя через утилизаторы контура водяного охлаждения агрегатов возвращается в систему, градирню ГР, насос питательной воды ГПУ. Наиболее оптимальным режимом является режим параллельной работы (вариант 2), когда котел находится в режиме ожидания. Например, необходимость в элеткроэнергии упадет до работы одного агрегата, тогда компенсировать недостачу тепла будет котел.

Технические хар-ки основного предлагаемого оборудования ГПУ:Генератора электроэнергии: Большие интервалы сервиса, удобство обслуживания и высокие КПД, гарантирующие max экономичность. Большой срок службы деталей. Высокий уровень надёжности. Двигатель высокая удельная мощность и высоким КПД. Улучшенная система управления и мониторинга обеспечивает легкость сервисного обслуживания и максимальную надежность и долговечность.

30. Многовальные и одновальные схемы ПГУ, преимущества и недостатки, особенности эксплуатации.

ПГУ с расположением в плане турбогенератора, ГТУ и паровой турбины на общем валу носит название одновальной («1– 1»), рис. 1, 2. ПГУ, в которой паровая турбина приводит во вращение отдельный турбогенератор, называется многовальной (число ГТУ в ней может быть равно 1÷4: «1+1»; «2+1»; «3+1»; «4+1»).

ПГУ конфигурации «1+1» может выполняться как в многовальном, так и в одновальном исполнении. В одновальной конструкции ПГУ газовая и паровая турбины соединены с одним турбогенератором, что обеспечивает снижение капитальных вложений за счет сокращения вспомогательного оборудования в энергоблоке.

В многовальной ПГУ газовая и паровая турбины сопряжены напрямую с собственными турбогенераторами (рис. 3).

Конфигурация ПГУ, выполненной по схеме дубль-блока («2+1»), состоит из двух полублоков и включает две газовые турбины, каждая из которых сопряжена с собственным котлом-утилизатором, и единую на ПГУ паровую турбину с конденсатором

(рис.4)

Такое решение допускает большую гибкость в работе: если потребность в электроэнергии невелика, то один полублок (газовая турбина со своим котломутилизатором) можно отключить, в то время как другой аналогичный полублок будет работать на полную мощность, обеспечивая высокую эффективность ПГУ.

Одновальные ПГУ двух разновидностей: с расцепной синхронизирующей муфтой, присоединяющей ротор паровой турбины к ротору турбогенератора при достижении синхронной частоты вращения (главной проблемой обслуживания является извлечение ротора турбогенератора при ремонтах); с единым валопроводом, состоящим последовательно из

ротора ГТУ, ротора паровой турбины, ротора турбогенератора, соединённых жёсткими муфтами (главная проблема обслуживания – разворот длинного массивного валопровода при пуске, делающий необходимым использование отдельной котельной).

Преимущества и недостатки одновальных пгу: "+" -

вместо двух генераторов (один — для ГТУ, второй — для паровой турбины) требуется только один генератор суммарноймощности; время окупаемости инвестиций: их можно вводить существенно быстрее и, следовательно, с более быстрой окупаемостью вложенныхсредств. "-" - очень затрудняется ремонт электрогенератора, так как его статор не имеет горизонтального разъема, и для того, чтобы извлечь ротор для ремонта, необходимо после отсоединения роторов ГТУ и паровой турбины с помощью специальных устройств приподнять генератор и повернуть его на 90° (или вытащить на ремонтную площадку весь генератор). Для исключения этого недостатка генератор и паровую турбину можно поменять местами. Однако и при этом сохраняется второй недостаток: перед пуском ГТУ в паровой турбине необходимо создать вакуум, используя эжекторы отсоса воздуха из ее внутренних полостей, и подать пар на концевые уплотнения. Следовательно,

необходимо иметь временный посторонний источник пара. Если по каким-то причинам паровая турбина не работает, то не может работать и ГТУ; пуск всей установки определяется пуском паровой турбины, время которого существенно больше, чем время пуска ГТУ. Все это существенно снижает одно из главных преимуществ ПГУ - маневренность. Дополнительное снижение маневренности происходит вследствие малого регулировочного диапазона, так как реально ГТУ может работать экономично и с малыми вредными выбросами только при нагрузке более 50 %; если мощность газовой турбины мала, то тем более будет малой мощность паровой турбины (ведь ее мощность вдвое меньше мощности ГТУ).

Соответственно для многовальных ПГУ недостатки одновальных являются преимуществами.

Особенности эксплуатации: Режимы пуска одновальных ПГУ определяются наличием/отсутствием расцепной муфты. ПГУ с муфтой пускается практически аналогично пуску многовальной ПГУ.

Водновальной ПГУ без расцепной муфты зажигание топлива в ГТУ невозможно до того, как паровая турбина и весь паровой контур (конденсатор, паропроводы и т.д.) не будут полностью готовы к работе (турбоустановка должна держать вакуум, должна быть готовой принять пар с параметрами, характерными для толчка ротора, последние ступени паровой турбины должны охлаждаться низкопотенциальным паром или мелкодисперсной влагой).

Многовальные ПГУ более гибки. Они не нуждаются в стороннем источнике пара для вращения и охлаждения паровой турбины при пуске ГТУ. Паровая турбина проворачивается ВПУ, а вырабатываемый при работе ГТУ пар сбрасывается через систему байпасов до достижения требуемых для работы параметров.

Пуск одновальной ПГУ после монтажа требует более детального планирования; с нею меньше возможностей, чем на многовальной ПГУ.

Все системы ТЭС должны быть закончены и испытаны перед первым горячим пуском ГТУ, а все системы управления – подготовлены для автоматического режима работы. Любая трудность с оборудованием, находящимся на общем валу (повышенная вибрация, повышенная температура подшипников, отказы приборов и т.д.), вызывает удлинение периода пуска энергоблока.

Критический путь пуска одновальной ПГУ проходит через первое зажигание топлива в ГТУ, которое происходит до паровой продувки.

Вмноговальной ПГУ критический путь пуска проходит через толчок паровой турбины, который назначается обычно через месяц после начала пусковых работ.

Продолжительность пусконаладочных работ на ПГУ обоих типов примерно одинакова. Однако, для одновальных ПГУ необходимость более тщательного сетевого планирования и составления детальных свободных графиков увеличивает затраты на проектирование.

Вцелом, можно принять, что продолжительность пуска ПГУ обоих типов, стоимость их текущих (несмотря на извлечение ротора турбогенератора у одновальной ПГУ) и капитальных ремонтов, экономия, связанная с меньшим количеством основного оборудования у одновальной ПГУ, теряется вследствие увеличения габаритных размеров оборудования. В ПГУ стоимость топлива обычно превышает 60% стоимости электроэнергии. КПД ПГУ имеет важнейшее значение, особенно при нагрузках 50100% от номинальной.

Сравним показатели экономичности работы одной многовальной ПГУ (схема «2+1») и двух одновальных ПГУ (схема 2х «1+1») одинаковой мощности с расцепными муфтами (в сумме равной мощности двухвальной ПГУ) при их эксплуатации на частоте 50 Гц. Многовальная ПГУ, выполненная по схеме «2+1», на полной нагрузке на 0,5% более экономична, чем две одинаковые одновальные ПГУ меньшей мощности (разница в экономичности установок возрастает до 1,0% при 50%-ой нагрузке, когда работают обеГТУ).

Разница в экономичности объясняется более высокой экономичностью паровой турбины большей мощности и возможностью использования в ней высоких давлений острого пара (например, переход от турбины с давлением 10,1 МПа к более мощной турбине с давлением 12,5 МПа увеличивает КПД турбины на 0,9%, а экономичность ПГУ – на 0,3%). ТЭС с двумя одновальными ПГУ будет предпочтительнее ТЭС с одной многовальной ПГУ большой мощности при нагрузке ниже 50%-ой суммарной нагрузки, так как одна одновальная ПГУ может быть остановлена, а вторая может работать на скользящем давлении. В этих условиях в многовальной ПГУ будет уже достигнут нижний предел давления острого пара. Ухудшение показателей при эксплуатации примерно одинаково влияет на ПГУ обоих типов. Мощные многовальные ПГУ имеют более мощные паровые турбины, поэтому, более экономичны и более подходят для работы в базовом режиме эксплуатации.

31. Паровые турбины ПГУ с двухконтурным КУ, особенности конструкции. Расчет мощности паровой турбины в составе ПГУ. Построение процесса расширения пара в турбине в h-s диаграмме. Показать, как влияет влажность пара.

Паровые турбины разных типов различаются конструкцией цилиндра НД, а в ЦВД принята петлевая схема течения пара. Регулирование мощности турбины осуществляется способом скользящего давления в переменных режимах. Парогазовые установки с КУ работают при полностью открытых регулирующих клапанах паровой турбины без дополнительных потерь на дросселирование. В двухконтурном КУ, например, пар 11Д подается в камеру смешения

между ступенями с параметрами, близкими к локальным параметрам пара (рис. 8.36).

Пример описания процесса расширения пара в паровой турбине ПГУ с двухконтурным КУ приведен на рис. 8.38. Построение процесса можно осуществить с использованием следующих рекомендаций*.

1. Внутренний относительный КПД проточной части ЦВДдо смешения пара определяют по

приближенной эмпирической формуле η0iЧВД = (0,92	−	0,2	) (1 +	H0ЧВД−700	) Kвл
		ЧВД
		Dпе υср	20000

где ср = 0,5( 0 + )— средний удельный объем пара, м3/кг, группы ступеней Z в ЦВД до смешения, определяемый с использованием h, s-диаграммы;

2.Теплопадение пара, кДж/кг, в ЦВД до смешения HiЧВД = H0ЧВД ηЧВД0i

3.Энтальпию пара в ЦВД после смешения (см. также рис. 8.8) определяют, используя уравнения

	ВД вд		+(НД−дпв)НД
смешения см =	0	0	0	п	0
	ВД+ НД−дпв
		0	0	п							H0вл
4. Поправочный коэффициент влажности пара K								= 1 − 0,4 (1 − β	) (y	+ y )
											H0ЧНД
							вл	вл	0	к

где βвл — коэффициент учета влияния средней влажности на внутренний КПД ηoi в зависимости от конструкции проточной части (βвл - 0,1—0,2);

у0, уz. — влажность пара в начале и в конце х руппы ступеней z; H0вл, Н0гр.ст. — располагаемое (изоэнтропное) теплопаденис, кДж/кг, соотв. в области

влажного пара и всей г руппы ступеней z.

5. Внутренний относительный КПД проточной части НД определяют по эмпирической зависимости ηЧНД0i = 0,87

(1 +	H0ЧНД−400		) Kвл −	∆Hвс
	10	4		H	ЧНД
					0

6. Действительное теплопадение пара в части НД, кДж/кг

HiЧНД = H0ЧНД ηЧНД0i

Расчеты по пп. 4—7 выполняют методом последовательного приближения, задавая значение уz и уточняя его.

При наличии сепаратора влаги необходимо учитывать изменения в процессе расширения пара (рис. 8.38). Обычно принимают степень сухости пара за сепаратором х" = 0,99, а потерю давления в нем р = 1—2 %. Количество влаги, удаляемое из сепаратора, определяют из выражения =

7− 6 где Dчнд — массовый расход пара в части ЧНД

6− `6

33. Устройство и принцип работы топливных элементов. Основные характеристики топливных элементов. Основные типы топливных элементов. Особенности их работы.

35. Простейшие схемы гибридных ТЭС с топливными элементами. Показатели тепловой экономичности ГибЭС. Основные требования к ГТУ в ГибЭС.

Гибридные энергоустановки, полученные объединением высокотемпературных топливных элементов и газотурбинной установки или парогазовой установки. Сейчас э/э вырабатывается за счёт преобразования тепла после сжигания топлива - не очень эффективно, не очень экологично. Использование гибридных электростанций с топливными элементами способны и повысить КПД, и улучшить экологические параметры, сэкономить топливо. В гибридной энергоуст. теплота отработавших газов

топливного элемента исп. в цикле газотурбинной или парогазовой установок. Более высокая температура работы ТОТЭ позволяет утилизировать высокопотенциальное тепло в газотурбинном цикле с большей эффективностью.

Тепловые электростанции рассчитаны на равномерную сезонную и суточную нагрузки, что в реальности неосуществимо и ведет к энергопотерям и сокращению срока службы электростанций. Добавляя в цепь производства энергии такой электростанции ТОТЭ, получаем электрическую энергию в результате работы топливного элемента, а кроме того, горячие продукты реакции возвращаются на турбину, увеличивая тем самым еѐ производительность.

ГибЭС обладают следующимидостоинствами: экологической безопасностью, поскольку удельные выбросы вредных компонентов при их работе на 1.5 - 2.5 порядка ниже выбросов от традиционных энергоустановок:

• бесшумностью и меньшим потреблением воды; высоким КПД (от 60 до 80 %). который относительно мало зависит от установленной мощности и нагрузки;

возможностью использования различных видов топлива; модульной конструкцией установок и соответственно их быстрой сборкой, простотой обслуживания; когенерацией тепла и воды.

1 -компрессор: 2 -рекуператор: 3 -ЭХГ: 4 - газовая турбина; 5 -инвертор: б -камера сгорания: 7 - подогреватель: 8 - электрогенератор

Требования к ГТУ: 1. ркк не высокое (πк=2.5-5) 2. tкт=600-750С 3. подогрев воздуха перед ЭХГ 4. непрореагировавшее топливо в ТЭ 15-50% 5. диапазон Nгту 5 МВт

Qгту=Qреак (ЭХ реак)+Qнепрореагир.топл+Qкс

36. Принцип действия термотрансформатора. Что такое коэффициент преобразования и холодильный коэффициент термотрансформатора? Достоинства и недостатки применения ТНУ на ТЭС.

Тепловые насосы (ТН) или термотрансформаторы, -энергетические установки, позволяющие получать тепло для отопления и горячего водоснабжения за счет использования переноса энергии тепла низкопотенциального источника к теплоносителю с более высокой температурой.

Источник низкопотенциального тепла - промышленные и очищенные бытовые стоки, окружающий воздух, вода технологических циклов, тепло грунтовых, артезианских, термальных вод, воды рек, озер, морей, систем водо- и теплоснабжения, тепло, получаемое при очистке дымовых газов и др. В тепловых насосах используемых для бытовых нужд наиболее распространенными источниками тепла служат грунт, грунтовые (или иные источники) воды или воздух. Основными элементами теплового насоса: испаритель, компрессор, конденсатор и дроссель (терморегулирующий вентиль) — по ним циркулирует т.н. рабочее тело (обычно фреон). Схематично тепловой насос можно представить в виде системы из трех замкнутых контуров: 1)Внешний контур - циркулирует теплоотдатчик (теплоноситель, собирающий теплоту источника низкопотенциального тепла), 2) Хладагент (вещество, которое испаряется, отбирая теплоту теплоотдатчика, и конденсируется, отдавая теплоту теплоприемнику), 3) Внутренний теплообменник (вода в системах отопления и горячего водоснабжения здания). К испарителю (наружному теплообменнику ) подводится теплота от низкопотенц. источника тепла, снаружи отапливаемого помещения. В теплообменнике испарителя теплота передается рабочему телу, например фреону, который находится под низким давлением и при данной t закипает. Образовавшийся пар втягивается в компрессор и там сжимается. При сжатии t пара повышается от +90°С до +100°С. Горячий фреон под давлением поступает в конденсатор, по внешнему контуру которого циркулируют вода, являющаяся теплоносителем для системы отопления. В конденсаторе пары фреона конденсируются на холодных поверхностях, передают свою теплоту теплоносителю системы отопления, а сами, охлаждаясь, переходят в жидкую фазу. Далее жидкий фреон проходит через дросселирующий вентиль, после которого его давление резко уменьшается, а t становится ниже t источника низкопотенциального тепла. Завершая цикл, фреон снова попадает в испаритель и далее цикл повторяется снова — кипение, испарение, охлаждение и т.д.

Принцип действия теплового насоса Основной пар-р

теплового насоса - мощность, т.е. кол-во теплоты отдаваемое прибором теплоносителю системы отопления и коэффициент производительности СОР, т.е. отношение тепловой мощности к мощности потребляемой из электрической сети. Тепловой насос, подключенный к тепловой сети, позволяет увеличить выработку тепловой энергии на ТЭЦ, благодаря снижению tос, сэкономить топливо в результате снижения кол-ва вырабат. тепловой энергии или увеличить отпуск

тепло- и электроэнергии на нужды города. Применение ТНУ на ТЭЦ выгодно не только технологически (улучш. вакуум в конденсаторе и повышается выработка электроэнергии), но и экономически (экономия топлива или повышение тепловой мощности ТЭЦ без доп. расходов на топливо и излишних капитальных затрат). Парокомпрессионный тепловой насос:

	Удельная теплопроизвод. к =
	Тк Удельная
	холодопроизвод. и = Ти
	Удельная работа цикла =
	ст − расшир = (Тк − Ти)
	Тепловой баланс к = и +					и
	Холодильный коэф-т =						>1;
	коэф-т преобраз. (отопительный
	коэф-т) µ =	к	Коэффициент
	теплофикации µ =			Тк
					для
				(Т −Т )
				к и

оценки достоверности вычислений и = 0 = 1 − 5; к = 2д − 4; ктеор = 2т − 1; кдейств = 2д −

1; µд =	к	; д =	и	=	2т− 1		Тепловые насосы: 1. парокомпрессионные (“-” – требуется э/э)
кдейств			кдейств		2д− 1

2. сорбционные ((“-” – меньше коэф. преобразов.) (бывают абсорбционные и адсорбционные)

37. Основные мероприятия и их влияние по повышению экономичности паросиловых энергоблоков. Перечислите и объясните условия перехода к сверхкритическим и суперсверхкритическим параметрам пара.

Применение пара высокого давления Понижение давлении на выпуске (в конденсаторе)

Повышение температуры перегрева пара и применение промежуточного перегрева. Регенерация тепла Теплофикационные турбины Бинарные циклы (ГТУ+ПТУ)

Но по версии Дудолина имеется ввиду:

оптимизация зазоров в проточной части

меридиальное профилирование ступеней паровой турбины

применение модернизированных конструкций лабиринтных и концевых уплотнений

организация оптимизации схемы влагоудаления последних ступеней паровых турбин

переход к новому типу облопачивания с цельно-фрезерованными бандажами

Перечислите и объясните условия перехода к сверхкритическим и суперсверхкритическим параметрам пара.