Атомные электростанции. Атомная электростанция Кпд электростанции

Коэффициент полезного действия (КПД) - характеристика эффективности системы (устройства, машины) в отношении преобразования или передачи энергии. При производстве электрической энергии только часть (кинетической, тепловой и т.д.) преобразуется в электрическую энергию, остальное выделяется в виде тепла Определяется отношением полезно использованной энергии к суммарному количеству энергии, полученному системой; обозначается обычно η («эта»). η = Wпол/Wcyм. КПД является безразмерной величиной и часто измеряется в процентах. Математически определение КПД может быть записано в виде:

где А - полезная работа, а Q - затраченная энергия.

В силу закона сохранения энергии КПД всегда меньше единицы, то есть невозможно получить полезной работы больше, чем затрачено энергии.

КПД теплового двигателя - отношение совершённой полезной работы двигателя, к энергии, полученной от нагревателя. КПД теплового двигателя может быть вычислен по следующей формуле:

η=(Q 1 -Q 2)/Q 2

где Q 1 - количество теплоты, полученное от нагревателя, Q 2 - количество теплоты, отданное холодильнику. Наибольшим КПД среди циклических машин, оперирующих при заданных температурах горячего источника T 1 и холодного T 2 , обладают тепловые двигатели, работающие по циклу Карно; этот предельный КПД равен:

η=(T 1 -T 2)/T 2

Тепловой КПД электростанций

При производстве электрической энергии часть тепловой энергии утилизируется на теплоснабжение. Соотношение между потраченной энергией и утилизированной, выраженное в процентах называется тепловым КПД.

Общий или суммарный КПД электростанций

Сумма КПД электрического и тепловлго КПД называется КПД использования топлива. Чем выше электрический и суммарный КПД, тем экономичнее работа электростанции. На АЭС и ГРЭС чаще всего тепло не используется и суммарный КПД равен электрическому. При расчете технико-экономического обоснования строительства (ТЭО) станции берется суммарный КПД. При выполнении проета отдельно разрабатывется схема выдачи электрической и тепловой мощности. Для стимулирования более высокого коэффициента импользования топлива принят ФЗ-261 энергосбережение и о повышении энергетической эффективности

Коммерческие потери электроэнергии

– потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля потребления энергии. К коммерческим относят потери электрической энергии, обусловленные следующими факторами. Недостоверный учет: работа приборов учета с отклонениями от нормативных характеристик;

неправильное подключение цепей напряжения и тока, схем подключения электросчетчиков;

неисправность приборов учета, счетного механизма; ошибки при снятии показаний электросчетчиков и коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения; ошибочное или умышленное изменение коэффициентов пересчета или сведений о расходе электроэнергии;

замена приборов учета без согласования с энергосбытовыми подразделениями;

несанкционированное подключение токоприемников;

подключение токоприемников помимо счетчиков;

вмешательство в работу счетчиков с целью искажения показаний;

несообщение о неправильной работе счетчика;

недостаточная обеспеченность электросетей приборами контрольного (технического) учета. Ошибки в начислениях за отпущенную энергию:

ошибочные или недостоверные сведения о потребителе;

ошибки при передаче информации о расходе энергии с мест установки приборов учета в бухгалтерию;

ошибки при корректировке данных о потребителе;

невыставленные счета потребителю из-за отсутствия информации;

расчет по приборам учета не на границе балансовой принадлежности;

расчет по присоединенной мощности (дифтарифный акт). Неоплата энергии потребителями, находящимися на самооплате. О совершенствовании работы по снижению потерь при реализации электроэнергии в энергосистемах РАО «ЕЭС России». Приказ РАО «ЕЭС России» от 10.05.2001 г. № 228.

Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейш
ий показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций.
Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в развитии, реконструкции и техническом перевооружении электрических сетей, совершенствовании методов и средств их эксплуатации и управления, в повышении точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т.п.
По мнению международных экспертов, относительные потери электроэнергии при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 4-5 %. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям.
Становится все более очевидным, что резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения, новых подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению потерь.
В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техническое перевооружение электрических сетей, в совершенствование систем управления их режимами, учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, таких как: устаревшее оборудование, физический и моральный износ средств учета электроэнергии, несоответствие установленного оборудования передаваемой мощности.
Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энерго-снабжающих организаций.
Некоторые определения:
Абсолютные потери электроэнергии – разность электроэнергии, отпущенной в электрическую сеть и полезно отпущенной потребителям.
Технические потери электроэнергии – потери обусловленные физическими процессами передачи, распределения и трансформации электроэнергии, определяются расчетным путем.
Технические потери делятся на условно-постоянные и переменные (зависящие от нагрузки).
Коммерческие потери электроэнергии – потери, определяемые как разность абсолютных и технических потерь.

СТРУКТУРА КОММЕРЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В идеальном случае коммерческие потери электроэнергии в электрической сети, должны быть равны нулю. Очевидно, однако, что в реальных условиях отпуск в сеть, полезный отпуск и технические потери определяются с погрешностями. Разности этих погрешностей фактически и являются структурными составляющими коммерческих потерь. Они должны быть по возможности сведены к минимуму за счет выполнения соответствующих мероприятий. Если такая возможность отсутствует, необходимо внести поправки к показаниям электросчетчиков, компенсирующие систематические погрешности измерений электроэнергии.

Погрешности измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии потребителям.
Погрешность измерений электроэнергии в общем случае может быть разбита на
множество составляющих.рассмотрим наиболее значимые составляющие погрешностей измерительных комплексов (ИК), в которые могут входить: трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счетчик электроэнергии (СЭ), линия присоединения СЭ к ТН.
К основным составляющим погрешностей измерений отпущенной в сеть и полезно отпущенной электроэнергии относятся:

погрешности измерений электроэнергии в нормальных условиях
работы ИК, определяемые классами точности ТТ, ТН и СЭ;
дополнительные погрешности измерений электроэнергии в реальных условиях эксплуатации ИК, обусловленные:
заниженным против нормативного коэффициентом мощности
нагрузки (дополнительной угловой погрешностью); .
влиянием на СЭ магнитных и электромагнитных полей различной частоты;
недогрузкой и перегрузкой ТТ, ТН и СЭ;
несимметрией и уровнем подведенного к ИК напряжения;
работой СЭ в неотапливаемых помещениях с недопустимо низ­
кой температурой и т.п.;
недостаточной чувствительностью СЭ при их малых нагрузках,
особенно в ночные часы;
систематические погрешности, обусловленные сверхнормативными сроками службы ИК.
погрешности, связанные с неправильными схемами подключения электросчетчиков, ТТ и ТН, в частности, нарушениями фазировки подключения счетчиков;
погрешности, обусловленные неисправными приборами учета электроэнергии;
погрешности снятия показаний электросчетчиков из-за:
ошибок или умышленных искажений записей показаний;
неодновременности или невыполнения установленных сроков
снятия показаний счетчиков, нарушения графиков обхода счет­
чиков;
ошибок в определении коэффициентов пересчета показаний
счетчиков в электроэнергию.
Следует заметить, что при одинаковых знаках составляющих погрешностей измерений отпуска в сеть и полезного отпуска коммерческие потери будут уменьшаться, а при разных - увеличиваться. Это означает, что с точки зрения снижения коммерческих потерь электроэнергии необходимо проводить согласованную техническую политику повышения точности измерений отпуска в сеть и полезного отпуска. В частности, если мы, например, будем односторонне уменьшать систематическую отрицательную погрешность измерений (модернизировать систему учета), не меняя погрешность измерений, коммерческие потери при этом возрастут, что, кстати, имеет место на практике.

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, один из самых важных видов энергии. Электроэнергия в своей конечной форме может передаваться на большие расстояния потребителю. См. также ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

Производство и распределение электроэнергии.

На районной (т.е. приближенной к источникам энергоресурсов) электростанции электроэнергия вырабатывается чаще всего электромашинными генераторами переменного тока. Для уменьшения потерь при ее передаче и распределении напряжение, снимаемое на выходные электрогенератора, повышается трансформаторной подстанцией. Затем электроэнергия передается по высоковольтным линиям электропередачи (ЛЭП) на большие расстояния, которые могут измеряться сотнями километров. К ЛЭП подключен ряд распределительных подстанций, отводящих электроэнергию к местным центрам электропотребления. Поскольку далее электроэнергия передается по улицам и населенным районам, на подстанциях напряжение для безопасности еще раз понижается трансформаторами. К понижающим трансформаторам подстанций подключены линии магистральной сети. В удобных точках этой сети устанавливаются пункты ответвления для распределительной сети электропотребителей.

Электростанции.

Электростанции разных типов, расположенные в разных местах, могут быть объединены высоковольтными ЛЭП в энергосистему. В этом случае постоянную (базовую) нагрузку, потребляемую на всем протяжении суток, берут на себя атомные электростанции (АЭС), высокоэффективные паротурбинные тепловые электростанции и электроцентрали (ТЭС и ТЭЦ), а также гидроэлектростанции (ГЭС). В часы повышенной нагрузки к общей сети ЛЭП энергосистемы дополнительно подключаются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), газотурбинные установки (ГТУ) и менее эффективные ТЭС, работающие на ископаемом топливе.

Электроснабжение от энергосистем имеет существенные преимущества перед снабжением от изолированных электростанций: улучшается надежность энергоснабжения, лучше используются энергоресурсы района, снижается себестоимость электроэнергии за счет наиболее экономичного распределения нагрузки между электростанциями, уменьшается требуемая резервная мощность и т.д.

Коэффициент нагрузки.

Потребительская нагрузка изменяется в зависимости от времени суток, месяца года, погоды и климата, географического расположения и экономических факторов.

Максимального (пикового) уровня нагрузка может достигать на протяжении всего лишь нескольких часов в году, но мощность электростанции или энергосистемы должна быть рассчитана и на пиковую нагрузку. Кроме того, избыток, или резерв, мощности необходим для того, чтобы можно было отключать отдельные энергоблоки для технического обслуживания и ремонта. Резервная мощность должна составлять около 25% полной установленной мощности.

Эффективность использования электростанции и энергосистемы можно характеризовать процентным отношением электроэнергии (в киловатт-часах), фактически выработанной за год, к максимально возможной годовой производительности (в тех же единицах). Коэффициент нагрузки не может быть равен 100%, так как неизбежны простои энергоблоков для планового технического обслуживания и ремонта в случае аварийного выхода из строя.

КПД электростанции.

Термический КПД электростанции, работающей на угле, можно приближенно характеризовать массой угля в килограммах, которая сжигается для получения одного киловатт-часа электроэнергии. Этот показатель (удельный расход топлива) неуклонно снижался от 15,4 кг/кВтЧч в 1920-х до 3,95 кг/кВтЧч в начале 1960-х, но к 1990-м годам постепенно повысился до 4,6 кг/кВтЧч. Повышение в значительной мере объясняется введением пылезолоуловителей и газоочистителей, съедающих до 10% выходной мощности электростанции, а также переходом на экологически более чистый уголь (с низким содержанием серы), на который многие электростанции не были рассчитаны.

В процентном выражении термический КПД современной ТЭС не превышает 36%, в основном из-за потерь тепла, уносимого отходящими газами – продуктами горения.

У АЭС, работающих при более низких температурах и давлениях, несколько меньший полный КПД – около 32%.

Газотурбинные установки с котлом-утилизатором (парогенератором, использующим тепло выхлопных газов) и дополнительной паровой турбиной могут иметь КПД более 40%.

Термический КПД паротурбинной электростанции тем больше, чем выше рабочие температуры и давления пара. Если в начале 20 в. эти параметры составляли 1,37 МПа и 260° C, то в настоящее время обычны давления свыше 34 МПа и температуры свыше 590° C (АЭС работают при более низких температурах и давлениях, чем самые крупные ТЭС, поскольку нормативами ограничивается максимально допустимая температура активной зоны реактора).

На современных паротурбинных электростанциях пар, частично отработавший в турбине, отбирается в ее промежуточной точке для повторного нагревания (промежуточного перегрева) до исходной температуры, причем могут быть предусмотрены две или более ступеней промперегрева. Пар из других точек турбины отводится для предварительного нагрева питательной воды, подводимой к парогенератору. Такие меры намного повышают термический КПД.

Экономика электроэнергетики.

В таблице представлены ориентировочные данные о потреблении электроэнергии на душу населения в некоторых странах мира.

ПАРОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Основную долю электроэнергии, производимой во всем мире, вырабатывают паротурбинные электростанции, работающие на угле, мазуте или природном газе.

Парогенераторы.

Парогенератор паротурбинной электростанции, работающей на ископаемом топливе, представляет собой котельный агрегат с топкой, в которой сжигается топливо, испарительными поверхностями, в трубах которых вода превращается в пар, пароперегревателем, повышающим температуру пара перед подачей в турбину до значений, достигающих 600° C, промежуточными (вторичными) пароперегревателями для повторного перегрева пара, частично отработавшего в турбине, экономайзером, в котором входная питательная вода нагревается отходящим топочным газом, и воздухоподогревателем, в котором топочный газ отдает свое остаточное тепло воздуху, подводимому к топке.

Для подачи в топку воздуха, необходимого для горения, применяются вентиляторы, создающие в ней искусственную, или принудительную, тягу. В одних парогенераторах тяга создается вытяжными вентиляторами (дымососами), в других – приточными (напорными), а чаще всего и теми и другими, что обеспечивает т.н. уравновешенную тягу с нейтральным давлением в топке.

При сгорании топлива негорючие компоненты, содержание которых может достигать 12–15% полного объема битуминозного и 20–50% бурого угля, оседают на подовине топочной камеры в виде шлака или сухой золы. Остальное проходит через топку в виде пыли, от которой полагается очищать отходящие газы, прежде чем выпускать их в атмосферу. Пылезолоочистка осуществляется циклонами и электрофильтрами, в которых частицы пыли заряжаются и осаждаются на коллекторных проволоках или пластинах, имеющих заряд противоположного знака.

Нормативами для новых электростанций ограничивается выброс в атмосферу не только твердых частиц, но и диоксида серы. Поэтому непосредственно перед дымовой трубой в газоходах предусматриваются химические скрубберы, часто устанавливаемые после электрофильтров. В скрубберах (мокрых или сухих) с помощью различных химических процессов из отходящих газов удаляют серу.

Из-за высокой требуемой степени пылезолоочистки в настоящее время применяют еще и тканевые рукавные фильтры с встряхиванием и обратной продувкой, содержащие сотни больших тканевых рукавов – фильтровальных элементов.

Электрогенераторы.

Электромашинный генератор приводится во вращение т.н. первичным двигателем, например турбиной. Вращающийся вал первичного двигателя связан соединительной муфтой с валом электрогенератора, который обычно несет на себе магнитные полюса и обмотки возбуждения. Магнитное поле тока, создаваемого в обмотке возбуждения небольшим вспомогательным генератором или полупроводниковым устройством (возбудителем), пересекает проводники обмотки статора (неподвижной станины генератора), благодаря чему в этой обмотке наводится переменный ток, который снимается с выходных зажимов генератора. Большие трехфазные генераторы вырабатывают три отдельных, но согласованных между собой тока в трех отдельных системах проводников, напряжение на которых достигает 25 кВ. Проводники присоединены к трехфазному повышающему трансформатору, с выхода которого электроэнергия передается по трехфазным же высоковольтным ЛЭП в центры потребления.

Мощные современные турбогенераторы имеют замкнутую систему вентиляции с водородом в качестве охлаждающего газа. Водород не только отводит тепло, но и уменьшает аэродинамические потери. Рабочее давление водорода составляет от 0,1 до 0,2 МПа. Для более интенсивного охлаждения генератора водород может также подаваться под давлением в полые проводники статора. В некоторых моделях генераторов обмотки статора охлаждаются водой. См. также ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ.

В целях повышения эффективности охлаждения и уменьшения размеров генератора ведутся исследования возможности создания генератора, охлаждаемого жидким гелием. См. также СВЕРХПРОВОДИМОСТЬ.

Паровые турбины.

Пар от пароперегревателей парогенератора, поступивший в турбину, проходит через систему профилированных входных сопел (сопловой аппарат). При этом давление и температура пара понижаются, а скорость сильно увеличивается. Высокоскоростные струи пара ударяются о венец из рабочих лопаток (с аэродинамическим профилем), закрепленных на роторе турбины, и энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора.

Пар проходит через последовательность направляющих и рабочих лопаточных решеток, пока его давление не понизится примерно до 2/3 атмосферного, а температура – до уровня (32–38° C), минимально необходимого для предотвращения конденсации пара.

На выходе турбины пар обтекает пучки труб конденсатора, по которым прокачивается холодная вода, и, отдавая тепло воде, конденсируется, благодаря чему здесь поддерживается небольшой вакуум. Конденсат, скапливающийся в нижней части конденсатора, откачивается насосами и, пройдя через ряд нагревательных теплообменников, возвращается в парогенератор, чтобы снова начать цикл. Пар для этих нагревательных теплообменников отбирается из разных точек парового тракта турбины со все более высокой температурой соответственно повышению температуры возвратного потока конденсата.

Поскольку для конденсатора требуются большие количества воды, крупные ТЭС целесообразно строить рядом с большими водоемами. Если запасы воды ограничены, то строятся градирни. В градирне вода, использованная для конденсации пара в конденсаторе, закачивается на вершину башни, откуда стекает по многочисленным перегородкам, распределяясь тонким слоем по поверхности большой площади. Входящий в башню воздух поднимается за счет естественной тяги или принудительной тяги, создаваемой мощными вентиляторами. Движение воздуха ускоряет испарение воды, которая за счет испарения охлаждается. При этом 1–3% охлаждающей воды теряется, уходя в виде парового облака в атмосферу. Охлажденная вода подается снова в конденсатор, и цикл повторяется. Градирни применяют и в тех случаях, когда вода забирается из водоема, – чтобы не сбрасывать отработанную теплую воду в естественный водный бассейн.

Мощность самых крупных паровых турбин достигает 1600 МВт. Ступени высокого, промежуточного и низкого давления могут быть выполнены на одном роторе, и тогда турбина называется одновальной. Но крупные турбины часто выпускаются в двухвальном исполнении: ступени промежуточного и низкого давления монтируются на роторе, отдельном от ступени высокого давления. Максимальная температура пара перед турбиной зависит от типа сталей, применяемых для паропроводов и пароперегревателей, и, как правило, составляет 540–565° C, но может достигать и 650° C. См. также ТУРБИНА.

Регулирование и управление.

Прежде всего необходимо точно поддерживать стандартную частоту вырабатываемого переменного тока. Частота тока зависит от частоты вращения вала турбины и генератора, а поэтому необходимо в полном соответствии с изменениями внешней нагрузки регулировать поток (расход) пара на входе в турбину. Это осуществляется при помощи очень точных регуляторов с компьютерным управлением, воздействующих на входные регулирующие клапаны турбины. Микропроцессорные контроллеры координируют работу разных блоков и подсистем электростанции. Компьютеры, находящиеся в центральной диспетчерской, автоматически осуществляют пуск и останов паровых котлов и турбин, обрабатывая данные, поступающие более чем из 1000 разных точек электростанции. Автоматизированные системы управления (АСУ) следят за синхронностью работы всех электростанций энергосистемы и регулируют частоту и напряжение.

ДРУГИЕ ВИДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Гидроэлектростанции.

Около 23% электроэнергии во всем мире вырабатывают ГЭС. Они преобразуют кинетическую энергию падающей воды в механическую энергию вращения турбины, а турбина приводит во вращение электромашинный генератор тока. Самый крупный в мире гидроэнергоблок установлен в Итайпу на р. Парана, там, где она разделяет Парагвай и Бразилию. Его мощность равна 750 МВт. Всего на ГЭС в Итайпу установлено 18 таких блоков.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) оборудуются агрегатами (гидравлическими и электрическими машинами), которые по своей конструкции способны работать как в турбинном, так и в насосном режиме. В часы малых нагрузок ГАЭС, потребляя электроэнергию, перекачивает воду из низового водоема в верховой, а в часы повышенных нагрузок в энергосистеме использует запасенную воду для выработки пиковой энергии. Время пуска и смены режимов составляет несколько минут. См. также ГИДРОЭНЕРГЕТИКА.

Газотурбинные установки.

ГТУ довольно широко применяются на малых электростанциях, принадлежащих муниципалитетам или промышленным предприятиям, а также в качестве «пиковых» (резервных) блоков – на крупных электростанциях. В камерах сгорания ГТУ сжигается мазут или природный газ, и высокотемпературный газ высокого давления воздействует на рабочие колеса турбины примерно так же, как и пар в паровой турбине. Вращающийся ротор газовой турбины приводит во вращение электрогенератор, а также воздушный компрессор, который подводит к камере сгорания воздух, необходимый для горения. Примерно 2/3 энергии поглощается компрессором; горячие выхлопные газы после турбины выводятся в дымовую трубу. По этой причине КПД газотурбинных установок не очень высок, но зато малы и капитальные затраты в сравнении с паровыми турбинами той же мощности. Если ГТУ используется на протяжении лишь нескольких часов в году в периоды пиковой нагрузки, то высокие эксплуатационные расходы компенсируются низкими капитальными, так что применение ГТУ для обеспечения до 10% полной выходной мощности электростанции оказывается экономически целесообразным.

В комбинированных парогазотурбинных энергетических установках (ПГУ) высокотемпературные выхлопные газы газовой турбины направляются не в дымовую трубу, а в котел-утилизатор, который вырабатывает пар для паровой турбины. КПД такой установки выше, чем у лучшей паровой турбины, взятой отдельно (около 36%).

Электростанции с ДВС.

На электростанциях, принадлежащих муниципалитетам и промышленным предприятиям, для привода электрогенераторов часто применяются дизельные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания. См. также ДВИГАТЕЛЬ ТЕПЛОВОЙ.

У двигателей внутреннего сгорания низкий КПД, что связано со спецификой их термодинамического цикла, но этот недостаток компенсируется низкими капитальными расходами. Мощность самых больших дизелей составляет около 5 МВт. Их преимуществом являются малые размеры, позволяющие с удобством располагать их рядом с электропотребляющей системой в хозяйстве муниципалитета или на заводе. Они не требуют больших количеств воды, так как не приходится конденсировать выхлопные газы; достаточно охлаждать цилиндры и смазочное масло. На установках с большим числом дизелей или бензиновых двигателей их выхлопные газы собираются в коллектор и направляются на парогенератор, что существенно повышает общий КПД.

Атомные электростанции.

На АЭС электроэнергия вырабатывается так же, как и на обычных ТЭС, сжигающих ископаемое топливо, – посредством электромашинных генераторов, приводимых во вращение паровыми турбинами. Но пар здесь получается за счет деления изотопов урана или плутония в ходе управляемой цепной реакции, протекающей в ядерном реакторе. Теплоноситель, циркулирующий через охлаждающий тракт активной зоны реактора, отводит выделяющуюся теплоту реакции и непосредственно либо через теплообменники используется для получения пара, который подается на турбины.

Капитальные расходы на строительство АЭС крайне велики по сравнению с расходами на электростанции, сжигающие ископаемое топливо, той же мощности: в США в среднем около 3000 долл./кВт, тогда как для ТЭС на угле – 600 долл./кВт. Но АЭС потребляет очень малые количества ядерного топлива, а это может оказаться весьма существенным для стран, которым иначе пришлось бы импортировать обычное топливо. См. также ТЕПЛООБМЕННИК; ЯДЕР ДЕЛЕНИЕ; АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА; СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ.

Солнечные, ветровые, геотермальные электростанции.

Солнечная энергия преобразуется непосредственно в электроэнергию полупроводниковыми фотоэлектрическими генераторами тока, но капитальные затраты на эти преобразователи и их установку таковы, что стоимость установленной мощности оказывается в несколько раз выше, чем на ТЭС. Существует ряд крупных действующих гелиоэлектростанций; самая крупная из них, мощностью 1 МВт, находится в Лос-Анджелесе (шт. Калифорния). Коэффициент преобразования составляет 12–15%. Солнечную радиацию можно также использовать для выработки электроэнергии, концентрируя солнечные лучи при помощи большой системы зеркал, управляемой компьютером, на парогенераторе, установленном в ее центре на башне. Опытная установка такого рода мощностью 10 МВт была построена в шт. Нью-Мексико. Гелиоэлектростанции в США вырабатывают около 6,5 млн. кВтЧч в год.

Создатели ветровых электростанций мощностью 4 МВт, построенных в США, встретились с многочисленными трудностями из-за их сложности и больших размеров. В штате Калифорния был построен ряд «ветровых полей» с сотнями малых ветровых турбин, включенных в местную энергосистему. Ветровые электростанции окупаются только при условии, что скорость ветра больше 19 км/ч, а ветры дуют более или менее постоянно. К сожалению, они очень шумны и поэтому не могут располагаться вблизи населенных пунктов. См. также ВЕТРОДВИГАТЕЛЬ.

Геотермальная электроэнергетика рассматривается в статье ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ.

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Электроэнергия, вырабатываемая генератором, отводится к повышающему трансформатору по массивным жестким медным или алюминиевым проводникам, называемым шинами. Шина каждой из трех фаз (см. выше) изолируется в отдельной металлической оболочке, которая иногда заполняется изолирующим элегазом (гексафторидом серы).

Трансформаторы повышают напряжение до значений, необходимых для эффективной передачи электроэнергии на большие расстояния. См. также ТРАНСФОРМАТОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ.

Генераторы, трансформаторы и шины соединены между собой через отключающие аппараты высокого напряжения – ручные и автоматические выключатели, позволяющие изолировать оборудование для ремонта или замены и защищающие его от токов короткого замыкания. Защита от токов короткого замыкания обеспечивается автоматическими выключателями. В масляных выключателях дуга, возникающая при размыкании контактов, гасится в масле. В воздушных выключателях дуга выдувается сжатым воздухом или применяется «магнитное дутье». В новейших выключателях для гашения дуги используются изолирующие свойства элегаза.

Для ограничения силы токов короткого замыкания, которые могут возникать при авариях на ЛЭП, применяются электрические реакторы. Реактор представляет собой катушку индуктивности с несколькими витками массивного проводника, включаемую последовательно между источником тока и нагрузкой. Он понижает силу тока до уровня, допустимого для автоматического выключателя.

С экономической точки зрения, наиболее целесообразным, на первый взгляд, представляется открытое расположение большей части высоковольтных шин и высоковольтного оборудования электростанции. Тем не менее все чаще применяется оборудование в металлических кожухах с элегазовой изоляцией. Такое оборудование необычайно компактно и занимает в 20 раз меньше места, нежели эквивалентное открытое. Это преимущество весьма существенно в тех случаях, когда велика стоимость земельного участка или когда требуется нарастить мощность существующего закрытого распредустройства. Кроме того, более надежная защита желательна там, где оборудование может быть повреждено из-за сильной загрязненности воздуха.

Для передачи электроэнергии на расстояние используются воздушные и кабельные линии электропередачи, которые вместе с электрическими подстанциями образуют электросети. Неизолированные провода воздушных ЛЭП подвешиваются с помощью изоляторов на опорах. Подземные кабельные ЛЭП широко применяются при сооружении электросетей на территории городов и промышленных предприятий. Номинальное напряжение воздушных ЛЭП – от 1 до 750 кВ, кабельных – от 0,4 до 500 кВ.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

На трансформаторных подстанциях напряжение последовательно понижается до уровня, необходимого для распределения по центрам электропотребления и в конце концов по отдельным потребителям. Высоковольтные ЛЭП через автоматические выключатели присоединяются к сборной шине распределительной подстанции. Здесь напряжение понижается до значений, установленных для магистральной сети, разводящей электроэнергию по улицам и дорогам. Напряжение магистральной сети может составлять от 4 до 46 кВ.

На трансформаторных подстанциях магистральной сети энергия ответвляется в распределительную сеть. Сетевое напряжение для бытовых и коммерческих потребителей составляет от 120 до 240 В. Крупные промышленные потребители могут получать электроэнергию с напряжением до 600 В, а также с более высоким напряжением – по отдельной линии от подстанции. Распределительная (воздушная или кабельная) сеть может быть организована по звездной, кольцевой или комбинированной схеме в зависимости от плотности нагрузки и других факторов. Сети ЛЭП соседних электроэнергетических компаний общего пользования объединяются в единую сеть.

www.krugosvet.ru

Регенеративный подогрев питательной воды на тэс Влияние регенерации на кпд станции

Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭС 3

Влияние регенерации на КПД станции 3

Расход пара в отборы турбины на регенерацию 5

Уравнение теплового баланса подогревателя 6

Расход пара на турбину с регенерацией 6

Удельный расход пара на турбину с регенерацией 7

Распределение регенеративных отборов в турбине 8

Распределение регенерации для турбин с промперегревом 10

Оптимальная температура питательной воды 11

1) Теоретическая оптимальная температура питательной воды 11

2) Экономическая оптимальная температура питательной воды 12

Недогрев питательной воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях 12

Схемы регенеративного подогрева 14

Схема с подогревателями смешивающего типа 14

Узловая схема подогревателя смешивающего типа со сливом дренажа после себя 14

Схема слива дренажей до себя 15

Каскадная схема слива дренажей 16

Совершенствование схемы каскадного слива охладителей дренажа 16

Охладители пара отборов 18

Выносные охладители пара 19

Схема «Виолен» 19

Схема Рикора – Некольного 19

Реальная схема регенеративного подогрева, применяемая на ТЭС. 20

Конструкции регенеративных подогревателей 22

Конструкция ПНД 22

Конструкция ПВД 23

Материальный баланс рабочего тела в цикле станции 26

Восполнение потерь пара и воды на ТЭС 27

Химический метод подготовки добавочной воды 27

Термический метод обессоливания добавочной воды 28

Многоступенчатые испарительные установки 29

Трёхступенчатая схема с последовательным питанием испарителей 30

Многоступенчатое испарение установки мгновенного вскипания 31

С потерей тепловой экономичности турбинной установки 33

Без потери тепловой экономичности 33

Тепловой расчёт испарительной установки 35

Уравнение теплового баланса КИ 36

Отпуск тепловой энергии потребителям от ТЭЦ 37

Отпуск теплоты с горячей водой на нужды отопления, вентиляции и ГВС 38

Трёхступенчатая схема подогрева сетевой воды 38

Коэффициент теплофикации ТЭЦ 39

Расчёт сетевой установки 40

Деаэрация питательной воды на ТЭС 43

Влияние газов, растворённых в воде на работу оборудования 43

Деаэраторы электростанций 44

Классификация деаэраторов 45

Баки-аккумуляторы деаэраторов 45

Включение деаэратора в тепловую схему турбины 46

Уравнение теплового баланса 47

Уравнение материального баланса 47

Питательные установки ТЭС 48

Включение ПН и КН в тепловую схему 48

Привод питательных насосов 49

Включение турбинного привода в тепловую схему турбины 50

Определение напора, создаваемого питательными насосами 52

Давление создаваемое конденсационными насосами 52

Принципиальная тепловая схема ТЭС 52

Составление ПТС КЭС 56

Выбор оборудования электростанций 56

Выбор мощности ТЭС 56

Выбор основного оборудования электростанции 58

Выбор котельных агрегатов ТЭС 59

Типы котлов 60

Выбор турбин и конденсаторов 60

Выбор вспомогательного оборудования турбинной установки. 60

Выбор теплообменников в тепловой схеме 61

Выбор насосов 61

Выбор баков 63

Выбор вспомогательного оборудования котельной установки 64

Выбор оборудования систем пылеприготовления 64

Выбор ТДМ 65

Выбор водоподготовки 65

Резерв подготовки воды 66

Развёрнутая тепловая схема ТЭЦ (РТС ТЭЦ) 66

Схема главных паропроводов блочных ТЭС (10.1) 66

Схема главных паропроводов неблочных ТЭС (10.2) 67

Схема главных трубопроводов блочных ТЭС (10.3) 67

Линия основного конденсата турбины (10.6) 67

Трубопроводы и арматура электростанций 68

Типы трубопроводов и их характеристика 68

Дроссировка трубопроводов 70

Контроль состояния трубопроводов 70

Обозначения трубопроводов 70

Расчёт трубопроводов 70

Арматура электростанций 71

В действительности данная схема регенерации не применяется, потому что конечная точка расширения попадает в зону запредельной влажности, а также нельзя выполнить конструктивную схему переброса пара

Реальная схема выполняется с отборами пара из турбины, с полной конденсацией пара в конденсаторах без возврата в турбину.

Такая схема обеспечивает работоспособность турбины, так как:

1) конечная точка расширения не меняет своё положение по сравнению с турбиной без регенерации; 2) Отбор пара на регенерацию в количестве 20 % от общего расхода позволяет сократить объёмный пропуск пара на ЦНД, что приводит к снижению высоты лопатки последней ступени турбины, а значит способствует повышению механической прочности лопатки; 3) на первой ступени турбины (регулирующей) чем меньше высота лопатки, тем меньше ступени из-за вихрей, возникающих у корня и бандажной ленты. Применение регенерации при той же мощности требует увеличение расхода пара на первой ступени турбины, что благотворно влияет на на увеличение высоты лопатки первой ступени.

Расход пара в отборы турбины на регенерацию

Количество пара, идущего в отбор на регенеративный подогреватель определяется конденсирующей способностью подогревателя.

Конденсационная способность подогревателя определяется по тепловому балансу, то есть равенству количества теплоты, воспринятого питательной водой и вносимого греющим паром.

Уравнение теплового баланса подогревателя

Dпв- раход питательной воды

Dпi – раход греющего пара

iпвi – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя

iпвi – энтальпия питательной воды на входе в подогреватель

iпi – энтальпия греющего пара

iдрi – энтальпия дренажа

0,99 - КПД подогревателя

Расход пара на турбину с регенерацией

Расход пара на турбину с регенерацией определяется на основании энергетического уравнения турбины.

Мощность, определяемая для турбин с регенеративными подогревателями

Для турбин без отборов пара

Коэффициент недовыработки мощности паром i-того отбора

Относительный расход пара в отбор

Расход пара с регенерацией

Расход пара без регенерации

Удельный расход пара на турбину с регенерацией

Турбина ПТ

При определении балансов и КПД для турбины с регенерацией используются те же формулы, что и для турбин без регенерации. Отличие состоит в величине температуры и энтальпии питательной воды.

Распределение регенеративных отборов в турбине

При формировании схемы необходимо ответить на следующие вопросы:

Какова должна быть степень подогрева воды в регенеративном подогревателе?

Как распределить отборы по турбине?

Сколько отборов оптимально для турбины?

1. Считается оптимальным, если степень подогрева воды следующая:

2. Оптимальной считается равномерное распределение теплоперепада по отборам:

3. Зависимость КПД от количества ступеней:

Оптимальное количество ступеней подогрева от пяти до девяти. Если число ступеней меньше пяти, то прирост термического КПД () очень мал, а больше девяти ступеней делать не имеет смысла, т.к. прирост КПД незначителен и несоизмерим с затратами.

Оптимальная эксэргия пара в данном отборе близка к эксэргии питательной воды.

studfiles.net

Коэффициент полезного действия тепловой электростанции

Преимущество тепловых электростанций заключается и в том, что они могут работать практически на всех видах минерального топлива - различных углях и продуктах его обогащения, торфе, сланцах, жидком топливе и природном газе. При этом основные агрегаты теплоэлектростанции имеют весьма высокий КПД, что обеспечивает общий коэффициент полезного действия современных электростанций до 42 %.  

Для повышения коэффициента полезного действия теплового цикла электростанции увеличивают температуру перегрева и давление острого пара, а также используют вторичный перегрев до возможно более высоких температур. Но при возрастании температуры пара происходит усиление коррозии металла труб поверхностей нагрева вследствие интенсификации диффузионных процессов, так как повышается температура металла стенок труб выходной части пароперегревателей. При увеличении давления острого пара растет температура стенки экранных труб, омываемых с внутренней стороны более горячей водной средой.  

На рис. 6-1,а изображена принципиальная тепловая схема конденсационной электростанции. Особенностью электростанции этого типа является то, что только небольшая часть поданного в турбину пара (примерно до 30%) используется из промежуточных ступеней турбины для подогрева питательной воды, а остальное количество пара направляется в конденсатор паровой турбины, где его тепло передается охлаждающей воде. При этом потери тепла с охлаждающей водой составляют весьма значительную величину (до 55% всего количества тепла, полученного в котле при сжигании топлива). Коэффициент полезного действия конденсационных электростанций высокого давления не превышает 40%.  

Коэффициент полезного действия энергоблока приближается к 50%. Это должно обеспечить экономию 20-25% топлива по сравнению с обычной тепловой электростанцией.  

Для повышения коэффициента полезного действия МГД-установки горячий газ после его охлаждения в канале направляется в топку обычного парового котла теплоэлектростанции (ТЭС). Предварительные подсчеты показывают, что общий коэффициент полезного действия установки достигнет 60- 70%, т. е. на 15-20% превысит к.п. д. лучших тепловых конденсационных электростанций .  

Принципиальная схема этой электростанции следующая. Зеркала ловят солнечные лучи, собирают их в пучки и направляют в центр (фокус), где находится паровой котел. Пар при температуре 400 С и давлении.35 ат вращает турбогенератор. Коэффициент полезного действия первой в нашей стране солнечной электростанции невелик - не более 15%, удельная стоимость установленной мощности - в 10 раз выше, чем на обычной тепловой электростанции, себестоимость 1 квт-ч - примерно такая же, как на тепловых электростанциях сопоставимой мощности.  

Коэффициенты полезного действия котельных агрегатов ряда тепловых электростанций  

Тепловые электростанции могут вырабатывать не только электрическую, но и тепловую энергию (горячая вода для отопления и водоснабжения и пар для технологических нужд производства). Коэффициент полезного действия современных теплоэлектростанций (ТЭЦ) еще выше и достигает 60-70%.  

Созданные за прошедшие два столетия машины имеют низкий коэффициент полезного действия, например у паровоза он равен 10-15. А это значит, что 85-90/о энергии, заключающейся в топливе, теряется бесполезно. Велики непроизводительные затраты и потери энергии и на тепловых электростанциях в процессе преобразования ее на путях от котлов к турбинам и генераторам.  

Машина системы проф. А. Н. Шелеста, использующая атмосферное тепло, может быть применена для тепловых электростанций, коэффициент полезного действия которых будет в два раза выше существующих.  

Коэффициент полезного действия нетто тепловой характеризует совершенство работы котельной, как элемента электростанции он учитывает использованное тепло продувки, а также потери на собственные нужды котельной. Коэффициент полезного действия нетто тепловой выражается формулой  

Конденсационная электростанция. Основной энергетический показатель конденсационной электростанции (конденсационного энергоблока) - коэффициент полезного действия нетто, учитывающий собственный расход электрической и тепловой энергии. С коэффициентом полезного действия непосредственно связаны такие важные энергетические показатели, как удельные расходы теплоты и условного топлива па отпускаемую электроэнергию.  

Естественно, что если замещаемая природным газом электроэнергия вырабатывается на тепловых электростанциях, коэффициент полезного действия которых к 1980 г. достигнет предположительно величины порядка 35-40%, то при коэффициенте использования топлива в газовых печах более 40%, газовые печи станут не только более дешевыми по капиталовложениям, но и более экономичными в эксплуатации.  

Принципиальная тепловая схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с турбинами с двумя регулируемыми отборами пара и конденсацией показана на рис. 3-2,6. Часть тепла пара, поступившего в турбину, используется для выработки электрической энергии, после чего этот отработавший в турбине пар направляется тепловым потребителям. В конденсатор поступает оставшееся количество пара, не используемого тепловыми потребителями. Коэффициент полезного действия ТЭЦ значительно превосходит к. п. д. конденсационных электростанций и составляет 70-75%.  

ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (КЭС) И СИСТЕМА КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ  

Тепловая экономичность электростанции характеризуется ее коэффициентом полезного действия (к. п. д.), равным отношению полученной энергии к затраченному теплу топлива. Для любого промежутка времени, например годового, к. п. д. тепловой электростанции равен  

Энергетическую эффективность тепловых электрических станций оценивают к. п. д. нетто, учитывающим собственный расход электроэнергии и тепла электростанции. Коэффициент полезного действия нетто определяют для электростанции или блока в целом, а также отдельно для турбинной и котельной установок. В последнем случае общий расход тепла и электроэнергии определяют для каждой из этих установок.  

Энергетический баланс. Основным и главнейшим параметром, определяющим энергетические показатели ядерной электростанции, является коэффициент полезного действия т], равный отношению электрической мощности Ne к тепловой мощности Nt, выделяющейся в результате ядерных реакций в мишени и бланкете, т] = Ne/Nt. Принципиальное отличие электростанции ИТС от АЭС состоит в том, что в энергоустановках ИТС имеются дополнительные затраты энергии на питание драйвера, так что т] = Ne - Nd)/Nt. Снижение КПД за счет этих затрат в разрабатываемых схемах электростанций не превышает  

Коэффициент полезного действия данного процесса превращения энергии показывает, какая часть исходной энергии (выраженная в процентах) преобразуется в нужную нам форму энергии. Например, когда мы говорим, что тепловая электростанция работает с КПД 35%, это означает, что 35% (0,35) химической энергии, освобождающейся при сжигании топлива, превращается в электрическую энергию.  

Главное достоинство МГД-генераторов состоит в том, что они, повышая на 10-20% коэффициент полезного действия по сравнению с тепловыми электростанциями, могут в настоящее время вырабатывать электроэнергию в промышленных масштабах.  

Порок современной атомной электростанции заключается в том, что мы еще не умеем преобразовывать энергию атомного ядра непосредственно в электрическую. Приходится сначала получать тепло, а затем превращать его в движение теми же дедовскими сио-, собами, которые существуют с момента изобретения паровой машины. Из-за этого невысок и коэффициент полезного действия атомной электростанции. И хотя это является общим дефектом всех тепловых станций, но все-таки досадно, что проблема отъема тепла и из ядер-ного реактора должна решаться громоздкими, технически несовершенными средствами.  

Коэффициент полезного действия трубопроводов т тр У современных тепловых электростанций, если не учитывать потерь рабочего тела, составляет 99%, а с учетом утечек пара и воды 96-977о-  

Академик В. А. Кириллин привел недавно другие интересные цифры. Он напомнил, что выработка электроэнергии и мощность электростанций в нашей стране растут в среднем на 11,5 процента в год. Это означает, что каждые десять лет мощность наших электростанций утраивается. А через двадцать лет все сегодняшнее представляющееся нам сверхмогучим энергетическое хозяйство будет составлять только девять процентов всей энергетики... Этот расчет убедительно показывает, насколько экономически выгодно было бы перейти к строительству тепловых электростанций, имеющих коэффициент полезного действия не 40, а 55-60 процентов.  

Это, вообще гавО ря, возможйо, но пока все элементы, использующие генераторный газ, работают только при высоких температурах, например 800 градусов. Такую установку для сжигания горючего газа построил, например, несколько лет назад советский ученый О. Дав-тян. Она представл чет собой кожух, в который подаются с одной стороны обыкновенный воздух, с другой - генераторный газ. Потоки воздуха и генераторного газа разделены слоем твердого электролита. С каждого кубометра объема такого элемента можно получить до 5 киловатт мощности. Это в 5 раз больше, чем на современной тепловой электростанции. Коэффициент полезного действия этого элемента высок, но, к сожалению, через некоторое время электролит изменяет свой состав и элементы делаются непригодными.  

Величина к. п. д. определяется в основном величиной к. п. д. котельной. Коэффициент полезного действия характеризует экономичность тепловых процессов, не служащих для превращения тепла в работу. В связи с этим сопоставление Bejfa4HH к. п. д. тепловой установки -f (т. е., по существу, к. п. д. котельной установки) и к. п. д. электростанции не имеет смысла.  

Испытания горелок данной конструкции были проведены работниками Харьковэнерго [Л. 105] на одной из южных электростанций в следующих условиях. На фронтовой стене топки котла высокого давления (85 ат) производительностью 105 т ч пара с температурой перегрева 500° С были установлены три горелки. Тепловое напряжение объема топки при полной нагрузке котла составляло 128 Мтл1м -ч. Коэффициент полезного действия котла определялся по прямому и по обратному балансам. Теплота сгорания природного газа определялась калориметром Юнкерса, а состав уходящих газов - при по-  

В большой энергетике также найдется место для перспективного использования тепловых труб. Коэффициент полезного действия современных тепловых электростанций вплотную приблизился к 40%. Повысить далее эту величину оказывается весьма трудно. Один из возможных путей- Повышение температуры рабочего цикла, но это приводит к сильному нагреву лопаток турбин и потере их прочности. В основном греются тонкие концы лопаток, наиболее удаленные от массивного ротора. Здесь опять на помощь могут прийти тепловые трубы. Лопатки можно сделать пустотелыми и заполнить их рабочей жидкостью, прн этом они по существу превратятся в соответствующей формы тепловые трубы. Возират конденсата в них будет осуществляться за счет центробежных сил, т. е. капиллярная структура в данном случае ие потребуется. Зона испарения - это зона максимального притока тепла па концах лопаток, зона конденсации-основа1ше лопаток, откуда тепло будет передаваться ротору и далее выводиться по нему из зоны прохождения струи пара. Видимо, ротор также можно сделать пустотелым, превратив его в большую тепловую трубу, что не только позволит улучшить теплопередачу по нему, по и ускорит время прогрева всей турбины до рабочих температур в период запуска [Л. 29].  

Величина представляет коэффициент использования тепла топлива при выработке энергии нА тепловом потреблении и не является цоэффициентом полезного действия электростанции.  

mash-xxl.info

Какие потери энергии учитывает КПД тепловой электростанции в целом? Чем отличаются КПД станции брутто и нетто?

КПД тепловой электростанции в целом ηс равен произведению трех КПД - ηэ, КПД парогенератора ηпг и КПД транспорта теплоты ηтр (величина ηтр может иметь другое название – КПД трубопроводов). Отсюда видно, что ηс учитывает суммарные потери энергии в турбогенераторной установке, парогенераторе и трубопроводах.

Вышеназванный КПД ТЭС в целом – это КПД станции брутто, т.е. .

Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции – на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т.д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто, равный произведению на величину (1 - Ксн), где Ксн – это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.

Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.

Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо, имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.

Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.

Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.

Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).

Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?

Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей:

На базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;

Раздельная схема теплоэлектроснабжения, когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной.

Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.

Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;

КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.

При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации αТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года αТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.

megalektsii.ru

index

alternativ-i-e.narod.ru

А́ТОМНАЯ ЭЛЕКТРОСТА́НЦИЯ (АЭС), элек­тро­стан­ция, на ко­то­рой для по­лу­че­ния элек­тро­энер­гии ис­поль­зу­ет­ся те­п­ло­та, вы­де­ляю­щая­ся в ядер­ном ре­ак­то­ре в ре­зуль­та­те кон­тро­ли­руе­мой цеп­ной ре­ак­ции де­ле­ния ядер тя­жё­лых эле­мен­тов (в осн. $\ce{^{233}U, ^{235}U, ^{239}Pu}$ ). Те­п­ло­та, об­ра­зую­щая­ся в ак­тив­ной зо­не ядер­но­го ре­ак­то­ра, пе­ре­да­ёт­ся (не­по­сред­ст­вен­но ли­бо че­рез про­ме­жу­точ­ный те­п­ло­но­си­тель ) ра­бо­че­му те­лу (пре­им. во­дя­но­му па­ру), ко­то­рое при­во­дит в дей­ст­вие па­ро­вые тур­би­ны с тур­бо­ге­не­ра­то­ра­ми.

АЭC в принципе является аналогом обычной тепловой электростанции (ТЭС), в которой вместо топки парового котла используется ядерный реактор. Однако при сходстве принципиальных термодинамических схем ядерных и тепловых энергоустановок между ними есть и существенные различия. Основными из них являются экологические и экономические преимущества АЭС перед ТЭС: АЭС не нуждаются в кислороде для сжигания топлива; они практически не загрязняют окружающую среду сернистыми и др. газами; ядерное топливо имеет значительно более высокую теплотворную способность (при делении 1г изотопов U или Pu высвобождается 22 500 кВт∙ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 3000 кг каменного угля), что резко сокращает его объёмы и расходы на транспортировку и обращение; мировые энергетические ресурсы ядерного топлива существенно превышают природные запасы углеводородного топлива. Кроме того, применение в качестве источника энергии ядерных реакторов (любого типа) требует изменения тепловых схем, принятых на обычных ТЭС, и введения в структуру АЭС новых элементов, напр. биологич. защиты (см. Радиационная безопасность ), системы перегрузки отработанного топлива, бассейна выдержки топлива и др. Передача тепловой энергии от ядерного реактора к паровым турбинам осуществляется посредством теплоносителя, циркулирующего по герметичным трубопроводам, в сочетании с циркуляционными насосами, образующими т. н. реакторный контур или петлю. В качестве теплоносителей применяют обычную и тяжёлую воду, водяной пар, жидкие металлы, органические жидкости, некоторые газы (например, гелий, углекислый газ). Контуры, по которым циркулирует теплоноситель, всегда замкнуты во избежание утечки радиоактивности, их число определяется в основном типом ядерного реактора, а также свойствами рабочего тела и теплоносителя.

На АЭС с одноконтурной схемой (рис., а ) теплоноситель является также и рабочим телом, весь контур радиоактивен и потому окружён биологической защитой. При использовании в качестве теплоносителя инертного газа, например гелия, который не активируется в нейтронном поле активной зоны, биологическая защита необходима только вокруг ядерного реактора, поскольку теплоноситель не радиоактивен. Теплоноситель – рабочее тело, нагреваясь в активной зоне реактора, затем поступает в турбину, где его тепловая энергия преобразуется в механическую и далее в электрогенераторе – в электрическую. Наиболее распространены одноконтурные АЭС с ядерными реакторами, в которых теплоносителем и замедлителем нейтронов служит вода. Рабочее тело образуется непосредственно в активной зоне при нагревании теплоносителя до кипения. Такие реакторы называют кипящими, в мировой ядерной энергетике они обозначаются как BWR (Boiling Water Reactor). В России получили распространение кипящие реакторы с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем – РБМК (реактор большой мощности канальный). Перспективным считается использование на АЭС высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов (с гелиевым теплоносителем) – ВТГР (HTGR). Кпд одноконтурных АЭС, работающих в закрытом газотурбинном цикле, может превышать 45–50%.

При двухконтурной схеме (рис., б ) нагретый в активной зоне теплоноситель первого контура передаёт в парогенераторе (теплообменнике ) тепловую энергию рабочему телу во втором контуре, после чего циркуляционным насосом возвращается в активную зону. Первичным теплоносителем может быть вода, жидкий металл или газ, а рабочим телом вода, превращающаяся в водяной пар в парогенераторе. Первый контур радиоактивен и окружается биологической защитой (кроме тех случаев, когда в качестве теплоносителя используется инертный газ). Второй контур обычно радиационно безопасен, поскольку рабочее тело и теплоноситель первого контура не соприкасаются. Наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС с реакторами, в которых первичным теплоносителем и замедлителем служит вода, а рабочим телом – водяной пар. Этот тип реакторов обозначают как ВВЭР – водо-водяной энергетич. реактор (PWR – Power Water Reactor). Кпд АЭС с ВВЭР достигает 40%. По термодинамической эффективности такие АЭС уступают одноконтурным АЭС с ВТГР, если температура газового теплоносителя на выходе из активной зоны превышает 700 °С.

Трёхконтурные тепловые схемы (рис., в ) применяют лишь в тех случаях, когда необходимо полностью исключить контакт теплоносителя первого (радиоактивного) контура с рабочим телом; например, при охлаждении активной зоны жидким натрием его контакт с рабочим телом (водяным паром) может привести к крупной аварии. Жидкий натрий как теплоноситель применяют только в ядерных реакторах на быстрых нейтронах (FBR – Fast Breeder Reactor). Особенность АЭС с реактором на быстрых нейтронах состоит в том, что одновременно с выработкой электрической и тепловой энергии они воспроизводят делящиеся изотопы, пригодные для использования в тепловых ядерных реакторах (см. Реактор-размножитель ).

Турбины АЭС обычно работают на насыщенном или слабоперегретом паре. При использовании турбин, работающих на перегретом паре, насыщенный пар для повышения температуры и давления пропускают через активную зону реактора (по особым каналам) либо через специальный теплообменник – пароперегреватель, работающий на углеводородном топливе. Термодинамическая эффективность цикла АЭС тем выше, чем выше параметры теплоносителя, рабочего тела, которые определяются технологическими возможностями и свойствами конструкционных материалов, применяемых в контурах охлаждения АЭС.

На АЭС боль­шое вни­ма­ние уде­ля­ют очи­ст­ке те­п­ло­но­си­те­ля, по­сколь­ку имею­щие­ся в нём ес­тественные при­ме­си, а так­же про­дук­ты кор­ро­зии, на­ка­п­ли­ваю­щие­ся в про­цес­се экс­плуа­та­ции обо­ру­до­ва­ния и тру­бо­про­во­дов, яв­ля­ют­ся ис­точ­ни­ка­ми ра­дио­ак­тив­но­сти. Сте­пень чис­то­ты те­п­ло­но­си­те­ля во мно­гом оп­ре­де­ля­ет уро­вень ра­ди­ационной об­ста­нов­ки в по­ме­ще­ни­ях АЭС.

АЭС прак­ти­че­ски все­гда стро­ят вбли­зи по­тре­би­те­лей энер­гии, т. к. рас­хо­ды на транс­пор­ти­ров­ку ядер­но­го то­п­ли­ва на АЭС, в от­ли­чие от уг­ле­во­до­род­но­го то­п­ли­ва для ТЭС, ма­ло влия­ют на се­бе­стои­мость вы­ра­ба­ты­вае­мой энер­гии (обыч­но ядер­ное то­п­ли­во в энер­ге­тич. ре­ак­то­рах за­ме­ня­ют на но­вое один раз в неск. лет), а пе­ре­да­ча как элек­трической, так и те­п­ло­вой энер­гии на боль­шие рас­стоя­ния за­мет­но по­вы­ша­ет их стои­мость. АЭС со­ору­жа­ют с под­вет­рен­ной сто­ро­ны от­но­си­тель­но бли­жай­ше­го на­се­лён­но­го пунк­та, во­круг неё соз­да­ют са­ни­тар­но-за­щит­ную зо­ну и зо­ну на­блю­де­ния, где про­жи­ва­ние на­се­ле­ния не­до­пус­ти­мо. В зо­не на­блю­де­ния раз­ме­ща­ют кон­троль­но-из­ме­ри­тель­ную ап­па­ра­ту­ру для по­сто­ян­но­го мо­ни­то­рин­га ок­ру­жаю­щей сре­ды.

АЭС – ос­но­ва ядер­ной энер­ге­ти­ки . Глав­ное их на­зна­че­ние – про­изводство элек­тро­энер­гии (АЭС кон­ден­са­ци­он­но­го ти­па) или ком­би­нированное про­изводство элек­тро­энер­гии и те­п­ла (атом­ные те­п­ло­элек­тро­цен­тра­ли – АТЭЦ). На АТЭЦ часть от­ра­бо­тав­ше­го в тур­би­нах па­ра от­во­дит­ся в т. н. се­те­вые те­п­ло­об­мен­ни­ки для на­гре­ва­ния во­ды, цир­ку­ли­рую­щей в замк­ну­тых се­тях те­п­ло­снаб­же­ния. В отдельных слу­ча­ях те­п­ло­вая энер­гия ядер­ных ре­ак­то­ров мо­жет ис­поль­зо­вать­ся толь­ко для нужд те­п­ло­фи­ка­ции (атом­ные стан­ции те­п­ло­снаб­же­ния – АСТ). В этом слу­чае на­гре­тая во­да из те­п­ло­об­мен­ни­ков пер­во­го-вто­ро­го кон­ту­ров по­сту­па­ет в се­те­вой те­п­ло­об­мен­ник, где от­да­ёт те­п­ло се­те­вой во­де и за­тем воз­вра­ща­ет­ся в кон­тур.

Од­но из пре­иму­ществ АЭС по срав­не­нию с обыч­ны­ми ТЭС – их вы­со­кая эко­ло­гич­ность, со­хра­няю­щая­ся при ква­ли­фи­цир. экс­плуа­та­ции ядер­ных ре­ак­то­ров. Су­ще­ст­вую­щие барь­е­ры ра­ди­ационной безо­пас­но­сти АЭС (обо­лоч­ки твэ­лов, кор­пус ядер­но­го ре­ак­то­ра и т. п.) пред­от­вра­ща­ют за­гряз­не­ние те­п­ло­но­си­те­ля ра­дио­ак­тив­ны­ми про­дук­та­ми де­ле­ния. Над ре­ак­тор­ным за­лом АЭС воз­во­дит­ся за­щит­ная обо­лоч­ка (кон­тей­мент) для ис­клю­че­ния по­па­да­ния в ок­ру­жаю­щую сре­ду ра­дио­ак­тив­ных ма­те­риа­лов при са­мой тя­жё­лой ава­рии – раз­гер­ме­ти­за­ции пер­во­го кон­ту­ра, рас­плав­ле­нии ак­тив­ной зо­ны. Под­го­тов­ка пер­со­на­ла АЭС пре­ду­смат­ри­ва­ет обу­че­ние на специальных тре­на­жё­рах (ими­та­то­рах АЭС) для от­ра­бот­ки дей­ст­вий как в штат­ных, так и в ава­рий­ных си­туа­ци­ях. На АЭС име­ется ряд служб, обес­пе­чи­ваю­щих нор­маль­ное функ­цио­ни­ро­ва­ние стан­ции, безо­пас­ность её пер­со­на­ла (напр., до­зи­мет­рический кон­троль, обес­пе­че­ние са­ни­тар­но-ги­гие­нических тре­бо­ва­ний и др.). На тер­ри­то­рии АЭС соз­да­ют временные хра­ни­ли­ща для све­же­го и от­ра­бо­тан­но­го ядер­но­го то­п­ли­ва, для жид­ких и твёр­дых ра­дио­ак­тив­ных от­хо­дов, по­яв­ляю­щих­ся при её экс­плуа­та­ции. Всё это при­во­дит к то­му, что стои­мость ус­та­нов­лен­но­го ки­ло­ват­та мощ­но­сти на АЭС бо­лее чем на 30% пре­вы­ша­ет стои­мость ки­ло­ват­та на ТЭС. Од­на­ко стои­мость от­пус­кае­мой по­тре­би­те­лю энер­гии, вы­ра­бо­тан­ной на АЭС, ни­же, чем на ТЭС, из-за очень ма­лой до­ли в этой стои­мо­сти то­п­лив­ной со­став­ляю­щей. Вслед­ст­вие вы­со­кой эко­но­мич­но­сти и осо­бен­но­стей ре­гу­ли­ро­ва­ния мощ­но­сти АЭС обыч­но ис­поль­зу­ют в ба­зо­вых ре­жи­мах, при этом ко­эффициент ис­поль­зо­ва­ния ус­та­нов­лен­ной мощ­но­сти АЭС мо­жет пре­вы­шать 80%. По ме­ре уве­ли­че­ния до­ли АЭС в об­щем энер­ге­тическом ба­лан­се ре­гио­на они мо­гут ра­бо­тать и в ма­нёв­рен­ном ре­жи­ме (для по­кры­тия не­рав­но­мер­но­стей на­груз­ки в ме­ст­ной энер­го­сис­те­ме). Спо­соб­ность АЭС ра­бо­тать дли­тель­ное вре­мя без сме­ны то­п­ли­ва по­зво­ля­ет ис­поль­зо­вать их в уда­лён­ных ре­гио­нах. Раз­ра­бо­та­ны АЭС, ком­по­нов­ка обо­ру­до­ва­ния ко­то­рых ос­но­ва­на на прин­ци­пах, реа­ли­зуе­мых в су­до­вых ядер­ных энер­ге­тич. ус­та­нов­ках (см. Ато­мо­ход ). Та­кие АЭС мож­но раз­мес­тить, напр., на бар­же. Пер­спек­тив­ны АЭС с ВТГР, вы­ра­ба­ты­ваю­щие те­п­ло­вую энер­гию для осу­ще­ст­в­ле­ния тех­но­ло­гических про­цес­сов в ме­тал­лур­гическом, хи­мическом и неф­тяном про­из­вод­ст­вах, при га­зи­фи­ка­ции уг­ля и слан­цев, в про­изводстве син­те­тического угле­во­до­род­но­го то­п­ли­ва. Срок экс­плуа­та­ции АЭС 25–30 лет. Вы­вод АЭС из экс­плуа­та­ции, де­мон­таж ре­ак­то­ра и ре­куль­ти­ва­ция её пло­щад­ки до со­стоя­ния «зе­лё­ной лу­жай­ки» – слож­ное и до­ро­го­стоя­щее ор­га­ни­за­ци­он­но-тех­ническое ме­ро­прия­тие, осу­ще­ст­в­ляе­мое по раз­ра­ба­ты­вае­мым в ка­ж­дом кон­крет­ном слу­чае пла­нам.

Первая в мире действующая АЭС мощностью 5000 кВт пущена в России в 1954 в г. Обнинск. В 1956 вступила в строй АЭС в Колдер-Холле в Великобритании (46 МВт), в 1957 – АЭС в Шиппингпорте в США (60 МВт). В 1974 пущена первая в мире АТЭЦ – Билибинская (Чукотский автономный окр.). Массовое строительство крупных экономичных АЭС началось во 2-й пол. 1960-х гг. Однако после аварии (1986) на Чернобыльской АЭС привлекательность ядерной энергетики заметно снизилась, а в ряде стран, имеющих достаточные собственные традиционные топливно-энергетические ресурсы или доступ к ним, строительство новых АЭС фактически прекратилось (Россия, США, Великобритания, ФРГ). В начале 21в., 11.3.2011 в Тихом океане у восточного побережья Японии в результате сильнейшего землетрясения магнитудой от 9,0 до 9,1 и последовавшего за ним цунами (высота волн достигала 40,5 м) на АЭС « Фукусима1 » (посёлок Окума, префектура Фукусима) произошла крупнейшая техногенная катастрофа – радиационная авария максимального 7-го уровня по Международной шкале ядерных событий. Удар цунами вывел из строя внешние средства электроснабжения и резервные дизельные генераторы, что явилось причиной неработоспособности всех систем нормального и аварийного охлаждения и привело к расплавлению активной зоны реакторов на энергоблоках 1, 2 и 3 в первые дни развития аварии. В декабре 2013 АЭС была официально закрыта. По состоянию на первую половину 2016 высокий уровень излучения делает невозможной работу не только людей в реакторных зданиях, но и роботов, которые из-за высокого уровня радиации выходят из строя. Планируется, что вывоз пластов почвы в специальные хранилища и её уничтожение займут 30 лет.

31 страна мира использует АЭС. На 2015 действует ок. 440 ядерных энергетических реакторов (энергоблоков) суммарной мощностью более 381 тыс. МВт (381 ГВт). Ок. 70 атомных реакторов находятся в стадии строительства. Мировым лидером по доле в общей выработке электроэнергии является Франция (второе место по установленной мощности), в которой ядерная энергетика составляет 76,9%.

Крупнейшая АЭС в мире на 2015 (по установленной мощности) – Касивадзаки-Карива (г. Касивадзаки, префектура Ниигата, Япония). В эксплуатации находятся 5 кипящих ядерных реакторов (BWR) и 2 улучшенных кипящих ядерных реактора (ABWR), суммарная мощность которых составляет 8212 МВт (8,212 ГВт).

Крупнейшая АЭС в Европе – Запорожская АЭС (г. Энергодар, Запорожская область, Украина). С 1996 работают 6 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1000 суммарной мощностью 6000 МВт (6 ГВт).

США и Япония ведут разработки мини-АЭС, мощностью порядка 10–20 МВт для тепло- и электроснабжения отдельных производств, жилых комплексов, а в перспективе – и индивидуальных домов. Малогабаритные реакторы создаются с использованием безопасных технологий, многократно уменьшающих возможность утечки ядерного вещества.

В России на 2015 действует 10 АЭС, на которых эксплуатируются 34 энергоблока общей мощностью 24 643 МВт (24,643 ГВт), из них 18 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР (из них 11 энергоблоков ВВЭР-1000 и 6 энергоблоков ВВЭР-440 различных модификаций); 15 энергоблоков с канальными реакторами (11 энергоблоков с реакторами типа РБМК-1000 и 4 энергоблока с реакторами типа ЭГП-6 – Энергетический Гетерогенный Петлевой реактор с 6 петлями циркуляции теплоносителя, электрической мощностью 12 МВт); 1 энергоблок с реактором на быстрых нейтронах с натриевым охлаждением БН-600 (в процессе ввода в промышленную эксплуатацию находится 1 энергоблок БН-800). Согласно Федеральной целевой программе «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России», к 2025 доля электроэнергии, выработанной на атомных электростанциях РФ, должна увеличиться с 17 до 25% и составить ок. 30,5 ГВт. Планируется построить 26 новых энергоблоков, 6 новых АЭС, две из которых – плавучие (табл. 2).

Проектируемые АЭС в РФ

С 2008 по новому проекту АЭС-2006 (проект российской атомной станции нового поколения «3+» с улучшенными технико-экономическими показателями) строится Нововоронежская АЭС-2 (близ Нововоронежской АЭС), на которой предусматривается использование реакторов ВВЭР-1200. Ведётся сооружение 2 энергоблоков общей мощностью 2400 МВт, в дальнейшем планируется построить ещё 2. Пуск первого блока (блок № 6) Нововоронежской АЭС-2 состоялся в 2016, второго блока № 7 запланирован на 2018.

Балтийская АЭС предусматривает использование реакторной установки ВВЭР-1200 мощностью 1200 МВт; энергоблоков – 2. Суммарная установленная мощность 2300 МВт. Ввод в эксплуатацию первого блока планируется в 2020. Федеральным агентством по атомной энергии России ведётся проект по созданию плавучих атомных электростанций малой мощности. Строящаяся АЭС «Академик Ломоносов» станет первой в мире плавучей атомной электростанцией. Плавучая станция может использоваться для получения электрической и тепловой энергии, а также для опреснения морской воды. В сутки она может выдавать от 40 до 240 тыс. м 2 пресной воды. Установленная электрическая мощность каждого реактора – 35 МВт. Ввод станции в эксплуатацию планируется в 2018.

Международные проекты России по атомной энергетике

23.9.2013 Россия передала Ирану в эксплуатацию АЭС «Бушер» («Бушир») , близ г. Бушир (остан Бушир); количество энергоблоков – 3 (1 построен, 2 – в стадии сооружения); тип реактора – ВВЭР-1000. АЭС «Куданкулам», близ г. Куданкулам (штат Тамилнад, Индия); количество энергоблоков – 4 (1 – в эксплуатации, 3 – в стадии сооружения); тип реактора – ВВЭР-1000. АЭС «Akkuyu», близ г. Мерсин (иль Мерсин, Турция); количество энергоблоков – 4 (в стадии сооружения); тип реактора – ВВЭР-1200; Белорусская АЭС (г. Островец, Гродненская область, Белоруссия); количество энергоблоков – 2 (в стадии сооружения); тип реактора – ВВЭР-1200. АЭС «Hanhikivi 1» (мыс Ханхикиви, область Похйойс-Похьянмаа, Финляндия); количество энергоблоков – 1 (в стадии сооружения); тип реактора – ВВЭР-1200.

• I. Общие вопросы тэс и аэс
• 1. Каковы основные требования к работе тепловых и атомных электростанций?
• 2. Какие электрические и тепловые нагрузки могут покрываться тепловыми и атомными электростанциями? Какие существуют графики электрических и тепловых нагрузок?
• 3. Какие существуют показатели режимов производства и потребления электрической и тепловой энергии?
• 4. Каковы возможность и целесообразность аккумулирования электрической и тепловой энергии?
• 5. Какие существуют тепловые электростанции по виду используемой первичной природной энергии и по типу двигателя?
• 6. Как классифицируются тэс по виду опускаемой энергии и по установленной электрической мощности? Что такое грэс? к какому типу электростанций по виду отпускаемой энергии относятся аэс?
• 7. Как классифицируются электростанции по степени загрузки? к какому типу электростанций по этому признаку относятся грэс, тэц, аэс, гэс?
• 8. Как классифицируются тэс по начальным параметрам водяного пара? к какому типу электростанций по этому признаку могут относиться грэс, тэц, аэс?
• 9. Чем отличаются блочные и неблочные (с поперечными связями) тепловые схемы тэс? Каковы их достоинства и недостатки? Как выбирается структура тепловой схемы электростанции?
• II. Технологическая схема электростанции
• 10. Что такое технологическая схема тэс? Что включает в себя технологическая схема пылеугольной тэс? Какое оборудование тэс и аэс считается основным, а какое вспомогательным?
• 11. Как происходит процесс преобразования энергии на тэс, работающей на органическом топливе?
• 12. Как осуществляется подготовка топлива на электростанциях, работающих на угле, мазуте, природном газе, и на аэс?
• 13. Каково назначение дутьевого вентилятора, регенеративного воздухоподогревателя, дымососа, золоуловителя, дымовой трубы? Как производится золошлакоудаление на пылеугольной тэс?
• III. Показатели тепловой экономичности
• 14. Какие потери энергии учитывает термический кпд цикла рабочего тела? Каковы основные способы повышения термического кпд цикла?
• 16. Какие потери энергии учитывает кпд тепловой электростанции в целом? Чем отличаются кпд станции брутто и нетто?
• 17. Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.
• IV. Выбор начальных и конечных параметров пара
• 19. Как выбираются начальные параметры пара на тэс, чем они ограничены? Что такое равнопрочные начальные параметры пара? Каковы начальные параметры пара в отечественной теплоэнергетике?
• 21. Какие факторы влияют на выбор конечных параметров пара? Что такое кратность охлаждения в конденсаторе? Каково конечное давление пара на тэс и аэс?
• 22. Какие существуют способы расширения действующих электростанций турбоустановками высоких параметров? Каковы достоинства и недостатки этих способов?
• V. Промежуточный перегрев пара
• 23. Каково назначение промежуточного перегрева пара? Как он осуществляется на тэс и аэс? Сравните эффективность промперегрева на кэс и тэц.
• 24. Как выбирается количество ступеней и давление промперегрева? Почему давление промперегрева на тэц желательно иметь выше, чем на кэс?
• VI. Регенеративный подогрев питательной воды
• 25. Каково назначение системы регенеративного подогрева питательной воды? Как выбирается количество ступеней подогрева?
• 26. Как распределяется суммарный подогрев между ступенями? Как определяется оптимальная температура питательной воды парогенератора?
• 27. Каковы достоинства и недостатки регенеративных подогревателей смешивающего и поверхностного типов? Как определяется расход отборного пара в них и оптимальная величина недогрева?
• 28. Что такое коэффициент недовыработки мощности паром отбора? Как определяется расход свежего пара на турбоустановку с регенеративным подогревом питательной воды?
• 29. Каково влияние регенеративного подогрева на конечную влажность пара? Как влияет промперегрев пара на эффективность регенерации? Сравните эффективность регенерации на кэс и тэц.
• 30. Какие бывают схемы вывода дренажей регенеративных подогревателей? Каково назначение охладителей дренажа и пароохладителей?
• VII. Восполнение потерь пара и конденсата
• 32. Какие внутристанционные и внешние потери пара и конденсата имеют место на тэс и аэс? Сравните потери рабочего тела на кэс и тэц.
• 33. Какие существуют методы подготовки добавочной воды? Каковы назначение и принцип действия расширителей, испарителей и паропреобразователей?
• VIII. Конденсационные установки
• 34. Каковы назначение и состав конденсационной установки? Как выбираются конденсатные насосы?
• 35. Каковы назначение и принцип действия эжектора? Почему на тэс и аэс предусматриваются пусковые эжекторы наряду с основными?
• IX. Системы технического водоснабжения
• 36. Каковы назначение и структура системы технического водоснабжения? Для каких целей используется техническая вода на тэс и аэс?
• X. Деаэрационно-питательные установки
• 38. Каково назначение деаэрации на тэс и аэс? Опишите пути поступления газов в пароводяной контур. Каково воздействие растворенных в воде газов на работоспособность оборудования?
• 39. Какие существуют способы деаэрации воды? Каков принцип действия деаэраторов тэс и аэс?
• 40. Приведите классификацию деаэраторов. Каковы условия применимости бездеаэраторных схем?
• 41. Каково назначение питательной установки? Зачем устанавливается бустерный насос? Каковы возможные схемы включения питательных насосов?
• XI. Отпуск тепловой энергии внешним потребителям
• 43. Как определяется присоединенная тепловая нагрузка электростанции? Приведите классификацию систем теплоснабжения.
• 44. Каковы назначение и состав сетевой подогревательной установки? Какие параметры прямой и обратной сетевой воды могут иметь системы теплоснабжения?
• XII. Трубопроводы и арматура
• XIII. Энергетические характеристики оборудования
• 47. Что такое паровая и тепловая характеристика турбоустановки? Какими энергетическими потерями обусловлен расход пара на холостой ход турбины, что такое коэффициент холостого хода?
• 48. Введите следующие понятия: номинальная, нормальная, располагаемая, рабочая, максимальная мощность агрегата. Почему номинальная мощность, как правило, превосходит располагаемую и нормальную?
• 49. Для чего строятся диаграммы режимов турбоустановок? Как ими пользоваться? Что такое конденсационный хвост турбины, зачем нужен вентиляционный пропуск пара в конденсатор?
• XIV. Выбор мощности электростанций и энергоблоков
• 50. Как выбирается мощность электростанции в целом и мощность отдельных турбоагрегатов? Чем ограничена максимальная мощность тэс и аэс?
• 51. Что представляют собой скрытый и явный резерв мощности? Что такое станционная, электросетевая, теплосетевая, системная авария? Как оценивается надежность оборудования?
• XV. Выбор места строительства тэс и аэс
• 52. Каковы основные требования к месту строительства электростанции? Каковы особенности выбора места строительства аэс? Что такое роза ветров в районе размещения станции?
• 53. Какие изыскания проводятся при определении возможных площадок строительства тэс и аэс? Как принимается окончательное решение о выборе места строительства электростанции?
• XVI. Генеральный план электростанции
• 54. Что такое генеральный план электростанции? Что показывается на генеральном плане?
• 55. Каков порядок составления генерального плана тэс и аэс? Каковы основные требования к генеральному плану?
• 56. Какие количественные показатели характеризуют совершенство генерального плана? Каковы особенности генерального плана тэц? Каковы особенности генерального плана аэс?

• Вышеназванный КПД ТЭС в целом – это КПД станции брутто , т.е. .

  Часть электроэнергии, вырабатываемой ТЭС и АЭС, расходуется на собственные нужды электростанции – на привод различных насосов, подготовку пылеугольного топлива к сжиганию, освещение цехов и т.д. Это обстоятельство учитывает КПД станции нетто , равный произведениюна величину (1 - К сн), где К сн – это доля расхода электроэнергии на собственные нужды, составляющая обычно от 4 до 10% общей мощности электростанции.

  17. Что такое условное топливо? Введите понятия: удельный расход пара на турбину, удельный расход теплоты на турбоустановку, удельный расход условного топлива электростанции.

  Для сопоставления запасов и расхода различных видов энергоресурсов (органическое топливо, гидроэнергия, ядерное топливо и др.) используется условное топливо , имеющее теплотворную способность 29310 кДж/кг (7000 ккал/кг). Это позволяет сравнивать между собой тепловую экономичность электростанций, использующих разные виды первичной природной энергии.

  Удельный расход пара на турбину – это расход свежего пара на единицу произведенной электроэнергии, кг/кВт·ч.

  Удельный расход теплоты на турбоустановку – это расход теплоты топлива на единицу произведенной электроэнергии. Данная величина является безразмерной.

  Удельный расход условного топлива электростанции – это расход условного топлива на единицу произведенной электроэнергии, гут/кВт·ч (гут – 1 грамм условного топлива).

  18. Опишите возможные способы теплоэлектроснабжения потребителей. Какие существуют показатели тепловой экономичности ТЭЦ? Что такое коэффициент теплофикации, как он зависит от температуры наружного воздуха?

  Существует два основных способа теплоэлектроснабжения потребителей :

  На базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (КПТЭ) турбинами ТЭЦ;

  - раздельная схема теплоэлектроснабжения , когда потребитель получает электроэнергию от энергосистемы, а тепловую энергию – от районной котельной.

  Производство электроэнергии теплофикационными турбинами ТЭЦ обеспечивает более высокие показатели тепловой экономичности по сравнению с КЭС, ибо на ТЭЦ часть работавшего в турбине пара отдает при конденсации свою теплоту не в окружающую среду, а тепловым потребителям.

  Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

  КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;

  КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;

  Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.

  При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации α ТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года α ТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.

86. Определить длину волны де-Бройля электронов, при бомбардировке которыми невозбужденных атомов водорода в их спектре появились две линии в первой инфракрасной серии.

87. Фотон с энергией 3 МэВ в поле тяжелого ядра превратился в пару электрон-позитрон. Если скорости этих частиц одинаковы, то какова их кинетическая энергия в МэВ? ().

88. Найти массу урана-238, имеющего такую же активность, как и стронций-90 массой 1 мг. Периоды полураспада урана и стронция соответственно 4·10 9 и 28 лет.

90 =96 . Атомная электростанция, имеющая КПД 25% расходует в сутки 235 г урана-235. Определите мощность станции, если при делении одного ядра урана выделяется
Дж энергии.

91 =95 . КПД атомной электростанции 20%. При делении одного ядра
выделяется 200 МэВ энергии. Сколько урана расходуется за 1 час работы электростанции мощностью 10 6 Вт.

92. Счетчик Гейгера, установленный вблизи препарата радиоактивного изотопа серебра регистрирует поток -частиц. При первом измерении поток Ф 1 частиц был равен 87 с -1 , а по истечении времени t = 1 сут поток Ф 2 оказался равным 22 с -1 . Определить период полураспада Т 1/2 изотопа.

93. Определить удельную энергию связи изотопа кислорода
. (масса нейтрона 1,00867a.e.м. , масса атома водорода 1,00783 a.e.м. , масса атома кислорода 16, 99913 a.e.м.). (МэВ).

94 . Определить суточный расход чистого урана
атомной электростанцией тепловой мощностьюР = 300 МВт, если энергия Е , выделяющаяся при одном акте деления ядра урана составляет 200 МэВ.

97 . КПД атомной электростанции мощностью 5000 кВт – 17%. При делении одного ядра
выделяется энергия 200 МэВ. Какое количество урана (г) расходует электростанция за сутки? (
).

99. Определить число атомов, распадающихся в радиоактивном изотопе за время t = 1 c, если его активность А = 0,1 МБк. Считать активность постоянной в течение указанного времени.