Atomkraftverk. Atomkraftverk Effektivisering av kraftverk

Effektivitetsfaktor (effektivitet) er en karakteristikk av effektiviteten til et system (enhet, maskin) i forhold til konvertering eller overføring av energi. Ved produksjon av elektrisk energi blir bare en del (kinetisk, termisk, etc.) omdannet til elektrisk energi, resten frigjøres i form av varme Bestemt av forholdet mellom nyttig energi til den totale mengden energi som mottas av systemet. vanligvis betegnet η ("dette"). η = Wpol/Wcym. Effektivitet er en dimensjonsløs størrelse og måles ofte i prosent. Matematisk kan definisjonen av effektivitet skrives som:

der A er nyttig arbeid, og Q er energiforbruk.

På grunn av loven om bevaring av energi er effektivitet alltid mindre enn enhet, det vil si at det er umulig å oppnå mer nyttig arbeid enn energien som brukes.

Effektiviteten til en varmemotor er forholdet mellom det fullførte nyttige arbeidet til motoren og energien som mottas fra varmeren. Effektiviteten til en varmemotor kan beregnes ved å bruke følgende formel:

η=(Q 1 -Q 2)/Q 2

der Q 1 er mengden varme mottatt fra varmeren, Q 2 er mengden varme som gis til kjøleskapet. Den høyeste effektiviteten blant sykliske maskiner som opererer ved gitte temperaturer for en varm kilde T 1 og en kald kilde T 2 oppnås av varmemotorer som opererer i henhold til Carnot-syklusen; denne marginale effektiviteten er lik:

η=(T1-T2)/T2

Termisk effektivitet av kraftverk

Ved produksjon av elektrisk energi utnyttes en del av den termiske energien til varmeforsyning. Forholdet mellom brukt energi og utnyttet energi, uttrykt i prosent, kalles termisk effektivitet.

Generell eller total virkningsgrad for kraftverk

Summen av den elektriske virkningsgraden og den termiske virkningsgraden kalles drivstoffeffektiviteten. Jo høyere elektrisk og total virkningsgrad, jo mer økonomisk drift av kraftverket. Ved kjernekraftverk og statlige distriktskraftverk brukes varme som oftest ikke og den totale virkningsgraden er lik elektrisk virkningsgrad. Ved beregning av mulighetsstudie for konstruksjon (TES) av en stasjon tas den totale virkningsgraden. Når du utfører et prosjekt, utvikles en ordning for utstedelse av elektrisk og termisk kraft separat. For å stimulere til en høyere drivstoffutnyttelsesgrad ble det vedtatt Federal Law-261 energisparing og økende energieffektivitet

Kommersielle krafttap

– tap forårsaket av tyveri av elektrisitet, avvik mellom måleravlesninger og betalinger for elektrisitet fra husholdningsforbrukere og andre årsaker innen organisering av kontroll av energiforbruk. Kommersielle tap inkluderer tap av elektrisk energi forårsaket av følgende faktorer. Upålitelig måling: drift av måleenheter med avvik fra standardkarakteristikker;

feil tilkobling av spennings- og strømkretser, koblingsskjemaer for elektriske målere;

feil på måleenheter, tellemekanisme; feil ved avlesning av strømmålere og transformasjonsforhold for strøm- og spenningstransformatorer; feilaktige eller tilsiktede endringer i omregningsfaktorer eller informasjon om strømforbruk;

utskifting av måleenheter uten koordinering med energisalgsavdelinger;

uautorisert tilkobling av strømsamlere;

tilkobling av strømsamlere i tillegg til målere;

forstyrre driften av målere for å forvrenge avlesninger;

manglende rapportering av målerfeil;

utilstrekkelig tilførsel av elektriske nettverk med kontroll (tekniske) måleenheter. Feil i kostnader for tilført energi:

feilaktig eller upålitelig informasjon om forbrukeren;

feil ved overføring av informasjon om energiforbruk fra installasjonsstedene til måleenheter til regnskapsavdelingen;

feil ved oppdatering av forbrukerdata;

ufakturerte forbrukere på grunn av mangel på informasjon;

beregninger basert på måleenheter som ikke er på balansegrensen;

beregning av tilkoblet effekt (diftariffakt). Manglende betaling av energi fra selvbetalende forbrukere. Om å forbedre arbeidet for å redusere tap ved salg av elektrisitet i energisystemene til RAO ​​UES i Russland. Orden fra RAO UES fra Russland datert 10. mai 2001 nr. 228.

Elektrisitetstap i elektriske nett er det viktigste
Dette er en indikator på effektiviteten til arbeidet deres, en visuell indikator på tilstanden til strømmålesystemet og effektiviteten til energisalgsaktiviteter til energiforsyningsorganisasjoner.
Denne indikatoren indikerer stadig tydeligere akkumulerende problemer som krever akutte løsninger i utvikling, gjenoppbygging og teknisk omutstyr av elektriske nettverk, forbedring av metoder og midler for drift og styring, øke nøyaktigheten av strømmåling, effektiviteten av å samle inn midler til elektrisitet leveres til forbrukere osv. .
Ifølge internasjonale eksperter kan det relative tapet av elektrisitet under overføring og distribusjon i de elektriske nettverkene i de fleste land anses som tilfredsstillende hvis de ikke overstiger 4-5 %. Elektrisitetstap på 10 % kan betraktes som det maksimalt tillatte fra et synspunkt av fysikken til elektrisitetsoverføring gjennom nettverk.
Det blir stadig mer åpenbart at den kraftige forverringen av problemet med å redusere elektrisitetstap i elektriske nettverk krever et aktivt søk etter nye måter å løse det på, nye tilnærminger til valg av passende tiltak, og viktigst av alt, til organisering av arbeidet for å redusere tap.
På grunn av en kraftig reduksjon i investeringer i utvikling og teknisk omutstyr av elektriske nettverk, i forbedring av kontrollsystemer for deres moduser, strømmåling, har det dukket opp en rekke negative trender som negativt påvirker nivået av tap i nettverk, som f.eks. som: utdatert utstyr, fysisk og moralsk slitasje av elektrisitetsmålerenheter, misforhold mellom installert utstyr med overført kraft.
Av ovenstående følger det at på bakgrunn av pågående endringer i den økonomiske mekanismen i energisektoren og den økonomiske krisen i landet, har problemet med å redusere elektrisitetstap i elektriske nettverk ikke bare mistet sin relevans, men tvert imot. , har blitt en av oppgavene med å sikre finansiell stabilitet til energiforsyningsorganisasjoner.
Noen definisjoner:
Absolutte tap av elektrisitet er forskjellen i elektrisitet som leveres til det elektriske nettverket og nyttig levert til forbrukerne.
Tekniske tap av elektrisitet - tap forårsaket av fysiske prosesser for overføring, distribusjon og transformasjon av elektrisitet, bestemmes ved beregning.
Tekniske tap er delt inn i betinget konstant og variabel (avhengig av belastningen).
Kommersielle tap av elektrisitet er tap definert som forskjellen mellom absolutte og tekniske tap.

STRUKTUR AV KOMMERSIELLE ELEKTRISK TAP
Ideelt sett bør kommersielle tap av elektrisitet i det elektriske nettet være null. Det er imidlertid åpenbart at under reelle forhold bestemmes forsyning til nettet, nyttig forsyning og tekniske tap med feil. Forskjellene i disse feilene er faktisk de strukturelle komponentene i kommersielle tap. De bør minimeres så mye som mulig ved å iverksette passende tiltak. Dersom dette ikke er mulig, er det nødvendig å gjøre endringer i strømmålerstandene for å kompensere for systematiske feil i strømmålinger.

Feil i målinger av strøm levert til nettet og nyttig levert til forbrukere.
Feilen i elektrisitetsmålinger kan generelt deles inn i
La oss vurdere de viktigste komponentene i feilene til målekomplekser (MC), som kan omfatte: en strømtransformator (CT), en spenningstransformator (VT), en strømmåler (EM), en linje som kobler ESS til VT.
Hovedkomponentene i målefeil for elektrisitet levert til nettverket og nyttig tilført elektrisitet inkluderer:

feil i strømmålinger under normale forhold
IR-arbeid, bestemt av nøyaktighetsklassene CT, VT og SE;
ytterligere feil i elektrisitetsmålinger under reelle driftsforhold for IR, på grunn av:
effektfaktor lavere enn standarden
belastning (ytterligere vinkelfeil); .
innflytelse på solceller av magnetiske og elektromagnetiske felt av forskjellige frekvenser;
underbelastning og overbelastning av CT-er, HP og SE;
asymmetri og nivå av spenning som leveres til IR;
drift av solenergi i uoppvarmede rom med uakseptabelt lavt
hvilken temperatur osv.;
utilstrekkelig følsomhet for solceller ved lav belastning,
spesielt om natten;
systematiske feil forårsaket av for mye IC-levetid.
feil knyttet til feil koblingsskjemaer for elektriske målere, CT-er og VT-er, spesielt fasebrudd av målerforbindelser;
feil forårsaket av defekte strømmålerenheter;
feil ved avlesning av strømmålere på grunn av:
feil eller forsettlige forvrengninger i opptak av vitnesbyrd;
manglende aktualitet eller manglende overholdelse av frister
ta måleravlesninger, brudd på faktureringsplaner
chikov;
feil ved å bestemme konverteringsfaktorene for avlesninger
strømmålere.
Det skal bemerkes at med de samme tegnene på komponentene i målefeilene for forsyning til nettverket og nyttig forsyning, vil kommersielle tap reduseres, og hvis de er forskjellige, vil de øke. Dette betyr at med tanke på å redusere kommersielle tap av elektrisitet, er det nødvendig å føre en samordnet teknisk politikk for å øke nøyaktigheten av målinger av forsyning til nettet og nyttig forsyning. Spesielt hvis vi for eksempel ensidig reduserer den systematiske negative målefeilen (moderniserer regnskapssystemet) uten å endre målefeilen, vil kommersielle tap øke, noe som for øvrig skjer i praksis.

ELEKTRISK ENERGI, en av de viktigste energitypene. Elektrisitet i sin endelige form kan overføres over lange avstander til forbrukeren. Se også ENERGIRESURSER.

ELEKTRISK KRAFTINDUSTRI

Elektrisitetsproduksjon og distribusjon.

Ved et regionalt (dvs. nært energikilder) kraftverk genereres elektrisitet oftest av elektriske vekselstrømsgeneratorer. For å redusere tap under overføring og distribusjon, økes spenningen som fjernes til utgangen til den elektriske generatoren av en transformatorstasjon. Elektrisiteten overføres deretter gjennom høyspenningsledninger (PTL) over lange avstander, som kan måles i hundrevis av kilometer. En rekke distribusjonsstasjoner er koblet til kraftledningene, og sender ut elektrisitet til lokale strømforbrukssentraler. Siden elektrisitet deretter overføres gjennom gater og befolkede områder, reduseres spenningen ved transformatorstasjoner igjen av transformatorer for sikkerhets skyld. Hovednettledningene er koblet til transformatorene til transformatorstasjonene. På praktiske punkter i dette nettverket er det installert grenpunkter for distribusjonsnettet til elektriske forbrukere.

Kraftverk.

Kraftverk av forskjellige typer, plassert på forskjellige steder, kan kombineres med høyspentledninger til et strømnett. I dette tilfellet overtas den konstante (grunn)lasten som forbrukes gjennom dagen av kjernekraftverk (NPP), høyeffektive termiske kraftverk og kraftverk med dampturbiner (CHP og CHP), samt vannkraftverk (HPP) . I timer med høy belastning er pumpekraftverk (PSPP), gassturbinenheter (GTU) og mindre effektive termiske kraftverk som kjører på fossilt brensel i tillegg koblet til det generelle kraftoverføringsnettverket til kraftsystemet.

Strømforsyning fra kraftsystemer har betydelige fordeler fremfor forsyning fra isolerte kraftverk: påliteligheten til strømforsyningen forbedres, energiressursene i regionen brukes bedre, kostnadene for elektrisitet reduseres på grunn av den mest økonomiske lastfordelingen mellom kraftverk, nødvendig reservekraft reduseres osv.

Belastningsfaktor.

Forbrukerbelastningen varierer avhengig av tid på døgnet, måned i året, vær og klima, geografisk plassering og økonomiske faktorer.

Belastningen kan nå sitt maksimale (topp)nivå i kun noen få timer i året, men kapasiteten til kraftverket eller kraftsystemet må også utformes for spissbelastning. I tillegg er overskudd, eller reserve, strøm nødvendig slik at individuelle kraftenheter kan slås av for vedlikehold og reparasjon. Reservekapasiteten bør være ca. 25 % av total installert kapasitet.

Effektiviteten til et kraftverk og energisystem kan karakteriseres av prosentandelen av elektrisitet (i kilowattimer) som faktisk genereres i løpet av et år til maksimalt mulig årlig produksjon (i de samme enhetene). Belastningsfaktoren kan ikke være lik 100 %, siden nedetid for kraftenheter for planlagt vedlikehold og reparasjoner i tilfelle nødsvikt er uunngåelig.

Kraftverkseffektivitet.

Den termiske effektiviteten til et kullkraftverk kan tilnærmes ved massen av kull, i kilogram, som brennes for å produsere én kilowattime elektrisitet. Dette tallet (spesifikt drivstofforbruk) falt jevnt fra 15,4 kg/kWh på 1920-tallet til 3,95 kg/kWh på begynnelsen av 1960-tallet, men økte gradvis til 4,6 kg/kWh på 1990-tallet. Økningen skyldes i stor grad introduksjonen av støvsamlere og gassskrubbere, som spiser opp til 10 % av et kraftverks produksjon, samt overgang til renere (lavt svovel) kull, som mange kraftverk ikke var designet for å håndtere.

Prosentvis overstiger ikke den termiske effektiviteten til et moderne termisk kraftverk 36%, hovedsakelig på grunn av varmetap som føres bort av avgasser - forbrenningsprodukter.

Kjernekraftverk som opererer ved lavere temperaturer og trykk har en noe lavere total effektivitet - omtrent 32%.

Gassturbinanlegg med spillvarmekjel (en dampgenerator som bruker varme fra avgasser) og en ekstra dampturbin kan ha en virkningsgrad på over 40 %.

Jo høyere driftstemperatur og damptrykk, jo større er termisk effektivitet i et dampturbinkraftverk. Hvis på begynnelsen av 1900-tallet. Disse parameterne var 1,37 MPa og 260 ° C, men nå er trykk over 34 MPa og temperaturer over 590 ° C vanlige (kjernekraftverk opererer ved lavere temperaturer og trykk enn de største termiske kraftverkene, siden forskrifter begrenser den maksimalt tillatte kjernetemperaturreaktoren ).

I moderne dampturbinkraftverk tas damp, delvis uttømt i turbinen, ved sitt mellompunkt for gjenoppvarming (mellomoveroppheting) til den opprinnelige temperaturen, og to eller flere gjenoppvarmingstrinn kan tilveiebringes. Damp fra andre punkter i turbinen avledes for å forvarme fødevannet som tilføres dampgeneratoren. Slike tiltak øker termisk effektivitet i stor grad.

Økonomien i elkraftindustrien.

Tabellen gir omtrentlige data om strømforbruk per innbygger i noen land i verden.

DAMPTURBINKRAFTVERK

Størstedelen av elektrisiteten som produseres over hele verden kommer fra dampturbinkraftverk drevet av kull, fyringsolje eller naturgass.

Dampgeneratorer.

Dampgeneratoren til et dampturbinkraftverk som opererer på fossilt brensel er en kjeleenhet med en ovn der brenselet brennes, fordampende overflater i rørene som vann omdannes til damp, en overheter som øker temperaturen på dampen før leverer den til turbinen til verdier som når 600 °C, mellomliggende (sekundære) overhetere for gjenoppvarming av dampen som er delvis uttømt i turbinen, en economizer der det innkommende fødevannet varmes opp av eksosrøykgassen, og en luft forvarmer der røykgassen avgir restvarme til luften som tilføres brennkammeret.

For å tilføre luften som er nødvendig for forbrenning inn i brannboksen, brukes vifter til å skape kunstig eller tvungen trekk i den. I noen dampgeneratorer skapes trekket av avtrekksvifter (røyksugere), i andre - ved tilførsel (trykk)vifter, og oftest av begge, som gir den såkalte. balansert trekk med nøytralt trykk i brennkammeret.

Når drivstoff brennes, legger seg ikke-brennbare komponenter, hvis innhold kan nå 12–15 % av det totale volumet bituminøst og 20–50 % brunkull, på bunnen av forbrenningskammeret i form av slagg eller tørr. aske. Resten går gjennom ovnen som støv, som skal renses fra avgassene før det slippes ut i atmosfæren. Støv- og askefjerning utføres av sykloner og elektriske utfellere, der støvpartikler lades og avsettes på samletråder eller plater med en ladning av motsatt fortegn.

Standarder for nye kraftverk begrenser utslippet av ikke bare svevestøv til atmosfæren, men også svoveldioksid. Derfor, rett før skorsteinen, er kjemiske skrubbere gitt i gasskanalene, ofte installert etter elektriske utfellere. Scrubbere (våte eller tørre) bruker ulike kjemiske prosesser for å fjerne svovel fra avgasser.

På grunn av den høye nødvendige graden av støv- og askefjerning, brukes nå også stoffposefiltre med risting og tilbakespyling, som inneholder hundrevis av store stoffposer - filterelementer.

Elektriske generatorer.

Den elektriske maskingeneratoren drives i rotasjon av den såkalte. en drivkraft som en turbin. Den roterende akselen til drivmotoren er forbundet med en kobling til akselen til den elektriske generatoren, som vanligvis bærer magnetiske poler og feltviklinger. Magnetfeltet til strømmen som genereres i feltviklingen av en liten hjelpegenerator eller halvlederenhet (eksiterer) krysser lederne til statorviklingen (generatorens stasjonære ramme), på grunn av hvilken en vekselstrøm induseres i denne viklingen, som fjernes fra utgangsklemmene til generatoren. Store trefasegeneratorer produserer tre separate, men koordinerte strømmer i tre separate ledersystemer, med spenninger opp til 25 kV. Lederne er koblet til en trefaset opptrappingstransformator, fra hvis utgang elektrisitet overføres via trefasede høyspentledninger til forbrukssentraler.

Kraftige moderne turbogeneratorer har et lukket ventilasjonssystem med hydrogen som kjølegass. Hydrogen fjerner ikke bare varme, men reduserer også aerodynamiske tap. Driftstrykket til hydrogen er fra 0,1 til 0,2 MPa. For mer intensiv kjøling av generatoren kan hydrogen også tilføres under trykk inn i statorens hule ledere. I noen generatormodeller kjøles statorviklingene med vann. Se også ELEKTRISK MASKINGENERATORER OG ELEKTRISKE MOTORER.

For å forbedre kjøleeffektiviteten og redusere størrelsen på generatoren, forskes det på muligheten for å lage en generator kjølt med flytende helium. Se også SUPERLEDNING.

Dampturbiner.

Damp fra dampgeneratorens overhetere som kommer inn i turbinen passerer gjennom et system med profilerte innløpsdyser (dyseapparat). I dette tilfellet synker trykket og temperaturen på dampen, og hastigheten øker kraftig. Høyhastighets dampstråler treffer kronen på rotorbladene (med en luftfoil) montert på turbinrotoren, og dampenergien omdannes til rotasjonsenergien til rotoren.

Dampen passerer gjennom en serie med styre- og driftsbladgitter til trykket er redusert til omtrent 2/3 atmosfærisk trykk og temperaturen til minimumsnivået (32–38°C) som er nødvendig for å forhindre dampkondensering.

Ved turbinutløpet strømmer damp rundt bunter av kondensatorrør som kaldt vann pumpes gjennom, og som avgir varme til vannet, kondenserer, på grunn av dette opprettholdes et lite vakuum her. Kondensatet som samler seg i bunnen av kondensatoren pumpes ut og, etter å ha passert gjennom en rekke varmevekslere, går den tilbake til dampgeneratoren for å starte syklusen igjen. Dampen til disse varmevekslerne trekkes fra forskjellige punkter i turbinens dampbane ved stadig høyere temperaturer ettersom temperaturen på kondensatreturstrømmen øker.

Siden kondensatoren krever store mengder vann, er det tilrådelig å bygge store termiske kraftverk i nærheten av store vannmasser. Hvis vannforsyningen er begrenset, bygges kjøletårn. I et kjøletårn pumpes vannet som brukes til å kondensere dampen i kondensatoren til toppen av tårnet, hvorfra det strømmer nedover en rekke skillevegger og spres i et tynt lag over et stort overflateareal. Luften som kommer inn i tårnet stiger på grunn av naturlig trekk eller tvungen trekk skapt av kraftige vifter. Luftbevegelse akselererer fordampningen av vann, som avkjøles på grunn av fordampning. I dette tilfellet går 1–3 % av kjølevannet tapt, og etterlater seg i form av en dampsky i atmosfæren. Det avkjølte vannet føres tilbake til kondensatoren og syklusen gjentas. Kjøletårn brukes også i tilfeller der vann tas fra et reservoar, for ikke å slippe ut varmt avløpsvann i et naturlig vannbasseng.

Kraften til de største dampturbinene når 1600 MW. Høy-, mellom- og lavtrykkstrinnene kan utføres på en enkelt rotor, og turbinen kalles da en enakslet turbin. Men store turbiner produseres ofte i en to-akslet design: Mellom- og lavtrykkstrinn er montert på en rotor atskilt fra høytrykkstrinnet. Maksimal temperatur på damp foran turbinen avhenger av hvilken type stål som brukes til dampledninger og overhetere, og er som regel 540–565 °C, men kan nå 650 °C. Se også TURBIN.

Regulering og styring.

Først av alt er det nødvendig å opprettholde standardfrekvensen til den genererte vekselstrømmen nøyaktig. Frekvensen til strømmen avhenger av turbinens og generatorakslenes rotasjonshastighet, og derfor er det nødvendig å regulere strømmen (forbruket) av damp ved turbininnløpet i full overensstemmelse med endringer i den eksterne belastningen. Dette oppnås av svært presise datastyrte regulatorer som betjener turbininnløpskontrollventilene. Mikroprosessorkontrollere koordinerer driften av forskjellige blokker og undersystemer i kraftverket. Datamaskiner plassert i det sentrale kontrollrommet starter og stopper automatisk dampkjeler og turbiner, og behandler data fra mer enn 1000 forskjellige punkter i kraftverket. Automatiserte kontrollsystemer (ACS) overvåker synkron drift av alle kraftverk i energisystemet og regulerer frekvens og spenning.

ANDRE TYPER KRAFTVERK

Vannkraftverk.

Omtrent 23 % av verdens elektrisitet genereres av vannkraftverk. De konverterer den kinetiske energien til fallende vann til den mekaniske energien til turbinrotasjon, og turbinen roterer en elektrisk maskinstrømgenerator. Verdens største vannkraftenhet ble installert i Itaipu ved elven. Parana, der den deler Paraguay og Brasil. Effekten er 750 MW. Totalt 18 slike enheter er installert ved Itaipu vannkraftverk.

Pumped storage power plants (PSPPs) er utstyrt med enheter (hydrauliske og elektriske maskiner), som ved sin design er i stand til å operere i både turbin- og pumpemodus. I løpet av lavlasttimer pumper pumpekraftverket, som bruker elektrisitet, vann fra et nedre reservoar til et øvre reservoar, og i timer med økt belastning i kraftsystemet bruker det lagret vann til å generere toppenergi. Tiden for oppstart og endring av modus er flere minutter. Se også VANNKRAFT.

Gassturbinenheter.

Gassturbiner er ganske mye brukt på små kraftverk som eies av kommuner eller industribedrifter, og også som "topp" (backup) enheter ved store kraftverk. I forbrenningskamrene til gassturbinmotorer brennes fyringsolje eller naturgass, og høytemperaturgassen med høy trykk virker på turbinhjulene omtrent på samme måte som damp i en dampturbin. Den roterende rotoren til en gassturbin driver en elektrisk generator, samt en luftkompressor, som forsyner forbrenningskammeret med luften som er nødvendig for forbrenning. Omtrent 2/3 av energien absorberes av kompressoren; varme avgasser etter turbinen slippes ut i skorsteinen. Av denne grunn er effektiviteten til gassturbinenheter ikke særlig høy, men kapitalkostnadene er også lave sammenlignet med dampturbiner med samme effekt. Hvis en gassturbin bare brukes noen få timer i året i topplastperioder, blir høye driftskostnader oppveid av lave kapitalkostnader, slik at bruk av en gassturbin gir opptil 10 % av den totale kraftproduksjonen til et kraftverk er økonomisk mulig.

I kombinert syklus gassturbinkraftverk (CCGTs) ledes høytemperatureksosgassen fra gassturbinen ikke inn i en skorstein, men inn i en spillvarmekjele, som produserer damp til dampturbinen. Effektiviteten til en slik installasjon er høyere enn den til den beste dampturbinen tatt separat (ca. 36%).

ICE kraftverk.

I kraftverk som eies av kommuner og industribedrifter, brukes diesel- og bensinforbrenningsmotorer ofte til å drive elektriske generatorer. Se også TERMISK MOTOR.

Forbrenningsmotorer har lav effektivitet, noe som skyldes spesifikasjonene til deres termodynamiske syklus, men denne ulempen kompenseres av lave kapitalkostnader. De største dieselmotorene har en effekt på ca 5 MW. Fordelen deres er den lille størrelsen, som gjør at de kan være praktisk plassert ved siden av det strømforbrukende systemet i kommunen eller på en fabrikk. De krever ikke store mengder vann, siden avgasser ikke trenger å kondensere; tilstrekkelig kjøling av sylindrene og smøreolje. I installasjoner med et stort antall diesel- eller bensinmotorer samles deres eksosgasser i en manifold og sendes til en dampgenerator, noe som øker den totale effektiviteten betydelig.

Atomkraftverk.

Ved kjernekraftverk genereres elektrisitet på samme måte som ved konvensjonelle termiske kraftverk som brenner fossilt brensel – gjennom elektriske maskingeneratorer drevet av dampturbiner. Men dampen her produseres ved fisjon av uran- eller plutoniumisotoper under en kontrollert kjedereaksjon som skjer i en atomreaktor. Kjølevæsken som sirkulerer gjennom kjølebanen til reaktorkjernen fjerner den frigjorte reaksjonsvarmen og brukes direkte eller gjennom varmevekslere for å produsere damp, som tilføres turbinene.

Kapitalkostnadene for bygging av et kjernekraftverk er ekstremt høye sammenlignet med kostnadene for kraftverk med fossilt brensel med samme kapasitet: i USA er det i gjennomsnitt rundt 3000 dollar/kW, mens det for kullkraftverk er 600 dollar/kW. . Men kjernekraftverk bruker svært små mengder kjernebrensel, noe som kan være ganske betydelig for land som ellers ville måtte importere konvensjonelt drivstoff. Se også VARMEVEKSLER; NUCLEUS FISSION; KJERNEKRAFT; SKIPS KRAFTVERK OG FREMGANGSMÅTER.

Sol, vind, geotermiske kraftverk.

Solenergi omdannes direkte til elektrisitet av halvledere fotovoltaiske strømgeneratorer, men kapitalkostnadene for disse omformerne og installasjonen av dem er slik at kostnadene for installert kraft er flere ganger høyere enn for termiske kraftverk. Det finnes en rekke store solenergianlegg i drift; den største av dem, med en kapasitet på 1 MW, ligger i Los Angeles (California). Konverteringsgraden er 12–15 %. Solstråling kan også brukes til å generere elektrisitet ved å konsentrere solstrålene ved hjelp av et stort datastyrt system av speil på en dampgenerator montert i midten på et tårn. Et pilotanlegg av denne typen med en kapasitet på 10 MW ble bygget i stk. New Mexico. Solkraftverk i USA genererer rundt 6,5 millioner kWh per år.

Utviklere av 4 MW vindparker bygget i USA har støtt på en rekke utfordringer på grunn av deres kompleksitet og store størrelse. Delstaten California har bygget en rekke «vindfelt» med hundrevis av små vindturbiner som er koblet til det lokale strømnettet. Vindkraftverk betaler seg kun hvis vindstyrken er større enn 19 km/t og vinden blåser mer eller mindre konstant. Dessverre er de svært støyende og kan derfor ikke plasseres i nærheten av befolkede områder. Se også VINDMOTOR.

Geotermisk kraftproduksjon er omtalt i artikkelen ENERGIRESURSER.

ELEKTRISITETSOVERFØRING

Elektrisiteten som produseres av generatoren føres til en opptrappingstransformator via massive, stive kobber- eller aluminiumledere kalt samleskinner. Samleskinnen til hver av de tre fasene (se ovenfor) er isolert i et separat metallskall, som noen ganger er fylt med isolerende SF6-gass (svovelheksafluorid).

Transformatorer øker spenningen til nivåene som trengs for å effektivt overføre elektrisitet over lange avstander. Se også ELEKTRISK TRANSFORMATOR.

Generatorer, transformatorer og samleskinner er sammenkoblet gjennom høyspente frakoblingsenheter - manuelle og automatiske brytere som gjør det mulig å isolere utstyr for reparasjon eller utskifting og beskytte det mot kortslutningsstrømmer. Beskyttelse mot kortslutningsstrømmer er gitt av automatiske effektbrytere. I oljebrytere slukkes lysbuen som oppstår når kontaktene åpnes i oljen. I luftstrømbrytere blåses lysbuen ut med trykkluft eller det brukes "magnetisk blåsing". De nyeste effektbryterne bruker de isolerende egenskapene til SF6-gass for å slukke lysbuen.

For å begrense styrken til kortslutningsstrømmer som kan oppstå ved ulykker på kraftledninger, brukes elektriske reaktorer. Reaktoren er en induktor med flere vindinger av solid leder koblet i serie mellom strømkilden og lasten. Den reduserer strømmen til nivået som er tillatt av strømbryteren.

Fra et økonomisk synspunkt ser det mest hensiktsmessige ved første øyekast ut til å være et åpent arrangement av de fleste høyspenningsskinnene og høyspentutstyret til kraftverket. Imidlertid brukes utstyr i metallhus med gassisolasjon i økende grad. Slikt utstyr er ekstremt kompakt og tar opp 20 ganger mindre plass enn tilsvarende åpent utstyr. Denne fordelen er svært betydelig i tilfeller der prisen på land er høy eller når det er nødvendig å øke kapasiteten til et eksisterende lukket koblingsanlegg. I tillegg er det ønskelig med større beskyttelse der utstyr kan bli skadet av alvorlig luftforurensning.

For å overføre elektrisitet over en avstand brukes luft- og kabelkraftledninger, som sammen med elektriske transformatorstasjoner danner elektriske nettverk. Uisolerte ledninger av luftledninger er suspendert ved hjelp av isolatorer på støtter. Underjordiske kabelkraftlinjer er mye brukt i bygging av elektriske nettverk i byer og industribedrifter. Den nominelle spenningen til luftledninger er fra 1 til 750 kV, kabel - fra 0,4 til 500 kV.

ELEKTRISITETSDISTRIBUSJON

Ved transformatorstasjoner reduseres spenningen suksessivt til det nivået som er nødvendig for distribusjon til strømforbrukssentraler og til slutt til individuelle forbrukere. Høyspentledninger kobles gjennom strømbrytere til samleskinnen til distribusjonsstasjon. Her reduseres spenningen til verdiene som er satt for hovednettet som distribuerer strøm gjennom gater og veier. Spenningen til hovednettverket kan være fra 4 til 46 kV.

Ved transformatorstasjoner i hovednettet forgrenes energi til distribusjonsnettet. Nettspenningen for bolig- og næringsforbrukere varierer fra 120 til 240 V. Store industrielle forbrukere kan motta strøm med spenninger opp til 600 V, samt høyere spenninger via en egen linje fra nettstasjonen. Distribusjonsnettverket (overhead eller kabel) kan organiseres i henhold til en stjerne, ring eller kombinert skjema, avhengig av lasttettheten og andre faktorer. Kraftoverføringsnett til nærliggende offentlige elektriske kraftselskaper er slått sammen til ett enkelt nett.

www.krugosvet.ru

Regenerativ oppvarming av fødevann ved termiske kraftverk Effekten av regenerering på anleggets effektivitet

Regenerativ oppvarming av fødevann ved TPP 3

Virkning av regenerering på effektiviteten til stasjon 3

Dampforbruk i turbinuttak for regenerering 5

Varmebalanseligning for varmeapparat 6

Dampforbruk per turbin med regenerering 6

Spesifikt dampforbruk per turbin med regenerering 7

Fordeling av regenerative utvalg i turbin 8

Regenereringsfordeling for turbiner med ettervarme 10

Optimal matevannstemperatur 11

1) Teoretisk optimal matevannstemperatur 11

2) Økonomisk optimal matevannstemperatur 12

Underkjøling av matevann til metningstemperatur i regenerative varmeovner 12

Regenerative varmekretser 14

Opplegg med varmeovner av blandetype 14

Blokkskjema over en blandevarmer med drenering etter seg 14

Ordning for drenering drenering til seg selv 15

Kaskadeavløpsplan 16

Forbedring av kaskadedreneringsskjemaet for dreneringskjølere 16

Dampekstraksjonskjølere 18

Eksterne dampkjølere 19

Opplegg "Fiolin" 19

Opplegg Ricor – Nekolny 19

Virkelig ordning med regenerativ oppvarming brukt ved termiske kraftverk. 20

Design av regenerative varmeovner 22

Design av HDPE 22

Design av PVD 23

Materialbalansen til arbeidsvæsken i stasjonssyklus 26

Etterfylling av damp- og vanntap ved TPP 27

Kjemisk metode for å tilberede ekstra vann 27

Termisk metode for avsalting av ekstra vann 28

Flertrinns fordampningsanlegg 29

Tre-trinns krets med sekvensiell strømforsyning til 30 fordampere

Flertrinns flash-kjelefordampning 31

Med tap av termisk virkningsgrad for turbinenheten 33

Uten tap av termisk effektivitet 33

Termisk beregning av fordampningsanlegg 35

Varmebalanseligning KI 36

Levering av termisk energi til forbrukere fra CHPP 37

Tilførsel av varme med varmtvann til oppvarming, ventilasjon og varmtvannsbehov 38

Tre-trinns ordning for oppvarming av vannnett 38

CHP varmekoeffisient 39

Beregning av nettverksinstallasjon 40

Avlufting av matevann ved TPP 43

Påvirkningen av gasser oppløst i vann på driften av utstyr 43

Kraftstasjonsavluftere 44

Klassifisering av avluftere 45

Avlufter lagringstanker 45

Inkludering av en avlufter i den termiske kretsen til turbinen 46

Varmebalanseligning 47

Materialbalanseligning 47

Fôrplanter av TPP 48

Inkludering av PN og KN i termisk skjema 48

Matepumpedrift 49

Inkludering av en turbindrift i den termiske kretsen til en turbin 50

Bestemmelse av trykket skapt av matepumper 52

Trykk generert av kondensasjonspumper 52

Skjematisk termisk diagram av TPP 52

Utarbeidelse av PTS IES 56

Valg av kraftverksutstyr 56

Valg av TPP-effekt 56

Valg av hovedkraftverksutstyr 58

Utvalg av kjeleenheter TPP 59

Kjeltyper 60

Valg av turbiner og kondensatorer 60

Valg av hjelpeutstyr for turbininstallasjon. 60

Valg av varmevekslere i termisk skjema 61

Pumpevalg 61

Tankvalg 63

Valg av tilleggsutstyr for kjelinstallasjon 64

Valg av utstyr for støvbehandlingssystemer 64

Utvalg av TDM 65

Valg av vannbehandling 65

Vannbehandlingsreserve 66

Detaljert termisk diagram av et termisk kraftverk (RTS CHPP) 66

Diagram over hoveddamprørledningene til blokkvarmekraftverk (10.1) 66

Diagram over hoveddamprørledningene til ikke-enhets termiske kraftverk (10.2) 67

Plan over hovedrørledningene til blokkvarmekraftverk (10.3) 67

Turbinens hovedkondensatledning (10.6) 67

Rørledninger og beslag til kraftverk 68

Typer rørledninger og deres egenskaper 68

struping av rørledninger 70

Overvåking av rørledningens tilstand 70

Rørbetegnelser 70

Rørledningsberegning 70

Kraftverksutstyr 71

I virkeligheten brukes ikke dette regenereringsskjemaet, fordi endepunktet for ekspansjon faller inn i sonen med ekstrem fuktighet, og det er også umulig å implementere et designskjema for dampoverføring

Selve opplegget gjennomføres med damputtak fra turbinen, med fullstendig kondensering av damp i kondensatorer uten retur til turbinen.

Denne ordningen sikrer driften av turbinen, siden:

1) endepunktet for ekspansjon endrer ikke sin posisjon sammenlignet med turbinen uten regenerering; 2) Utvinning av damp for regenerering i mengden 20% av den totale strømningshastigheten gjør det mulig å redusere den volumetriske strømmen av damp til LPC, noe som fører til en reduksjon i høyden på bladet i det siste trinnet av turbin, og bidrar derfor til å øke den mekaniske styrken til bladet; 3) ved det første trinnet av turbinen (regulerende), jo lavere høyden på bladet er, desto mindre er trinnet på grunn av virvlene som oppstår ved roten og bandasjen. Bruken av regenerering med samme kraft krever en økning i dampstrømmen ved første trinn av turbinen, noe som har en gunstig effekt på å øke høyden på første trinns blad.

Dampforbruk i turbinuttak for regenerering

Mengden damp som føres til den regenerative varmeren bestemmes av kondenseringskapasiteten til varmeren.

Kondensasjonskapasiteten til varmeren bestemmes av den termiske balansen, det vil si likheten mellom mengden varme som absorberes av matevannet og introduseres av oppvarmingsdampen.

Varmebalanseligningen til varmeren

Dpv - matevannstrøm

Dпi – oppvarming av dampstrøm

ipwi – entalpi av matevann ved utløpet av varmeren

iпвi – entalpi av matevann ved innløpet til varmeren

ipi – entalpi av oppvarmingsdamp

idri – entalpi av drenering

0,99 - varmerens effektivitet

Dampforbruk per turbin med regenerering

Dampstrømmen til regenereringsturbinen bestemmes basert på turbinenergiligningen.

Effekt bestemt for turbiner med regenerative varmeovner

For turbiner uten dampavsug

Koeffisienten for underproduksjon av kraft ved damp fra den i-te ekstraksjonen

Relativt dampforbruk ved utvinning

Dampforbruk med regenerering

Dampforbruk uten regenerering

Spesifikt dampforbruk per turbin med regenerering

Turbin PT

Ved fastsettelse av balanser og virkningsgrad for en turbin med regenerering benyttes samme formler som for turbiner uten regenerering. Forskjellen ligger i temperaturen og entalpien til matevannet.

Fordeling av regenerative uttak i turbinen

Når du lager et diagram, må du svare på følgende spørsmål:

Hva bør graden av vannoppvarming være i en regenerativ varmeovn?

Hvordan fordele uttakene i hele turbinen?

Hvor mange uttak er optimale for en turbin?

1. Det anses som optimalt hvis graden av vannoppvarming er som følger:

2. En jevn fordeling av varmefall over inntakene anses som optimal:

3. Effektivitetsavhengighet av antall trinn:

Det optimale antallet oppvarmingstrinn er fra fem til ni. Hvis antall trinn er mindre enn fem, er økningen i termisk effektivitet () veldig liten, og det gir ingen mening å gjøre mer enn ni trinn, fordi effektivitetsøkningen er ubetydelig og står ikke i forhold til kostnadene.

Den optimale dampeksergien i dette utvalget er nær matevannseksergien.

studfiles.net

Termisk kraftverks effektivitet

Fordelen med termiske kraftverk er at de kan operere på nesten alle typer mineralbrensel - ulike kull og deres anrikningsprodukter, torv, skifer, flytende brensel og naturgass. Samtidig har hovedenhetene til et termisk kraftverk en meget høy virkningsgrad, noe som sikrer den totale effektiviteten til moderne kraftverk opp til 42%.

For å øke effektiviteten til den termiske syklusen, øker kraftverk overopphetingstemperaturen og levende damptrykk, og bruker også sekundær overoppheting til høyest mulig temperaturer. Men når damptemperaturen øker, øker korrosjonen av metallrørene til varmeoverflatene på grunn av intensiveringen av diffusjonsprosesser, siden temperaturen på metallveggene til rørene til utløpsdelen av overheterne øker. Når trykket av levende damp øker, øker temperaturen på veggen til silrørene, vasket fra innsiden av et varmere vandig medium.

I fig. 6-1a viser et skjematisk termisk diagram av et kondenskraftverk. Et trekk ved denne typen kraftverk er at bare en liten del av dampen som tilføres turbinen (opptil ca. 30 %) brukes fra mellomtrinnene til turbinen til å varme opp fødevannet, og resten av dampen blir brukt. sendes til dampturbinens kondensator, hvor varmen overføres til kjølevannet. Samtidig er varmetap med kjølevann ganske betydelige (opptil 55% av den totale mengden varme mottatt i kjelen ved brenning av drivstoff). Effektiviteten til høytrykks kondenskraftverk overstiger ikke 40 %.

Effektiviteten til kraftenheten er nær 50%. Dette skal gi 20-25 % drivstoffbesparelser sammenlignet med et konvensjonelt termisk kraftverk.

For å øke effektiviteten til MHD-installasjonen sendes varm gass, etter avkjøling i kanalen, til ovnen til en konvensjonell dampkjele til et termisk kraftverk (TPP). Foreløpige beregninger viser at den totale effektiviteten til installasjonen vil nå 60-70%, det vil si at den vil overstige effektiviteten med 15-20%. d. de beste termiske kondenskraftverkene.

Det skjematiske diagrammet for dette kraftverket er som følger. Speil fanger opp solens stråler, samler dem i stråler og retter dem til sentrum (fokus), der dampkjelen er plassert. Damp ved en temperatur på 400 C og et trykk på 35 atm roterer turbogeneratoren. Effektiviteten til det første solkraftverket i vårt land er liten - ikke mer enn 15%, den spesifikke kostnaden for installert kapasitet er 10 ganger høyere enn ved et konvensjonelt termisk kraftverk, kostnaden på 1 kWh er omtrent det samme som ved termisk kraftverk med sammenlignbar kapasitet.

Effektivitet av kjeleenheter i en rekke termiske kraftverk

Termiske kraftverk kan generere ikke bare elektrisitet, men også termisk energi (varmt vann for oppvarming og vannforsyning og damp for teknologiske produksjonsbehov). Effektiviteten til moderne termiske kraftverk (CHP) er enda høyere og når 60-70%.

Maskinene som er laget i løpet av de siste to århundrene har lav effektivitet, for eksempel for et damplokomotiv er det 10-15. Dette betyr at 85-90/o av energien i drivstoffet går tapt ubrukelig. Uproduktive kostnader og energitap er også høye ved termiske kraftverk i ferd med å konvertere det langs stiene fra kjeler til turbiner og generatorer.

Maskinsystem prof. A. N. Shelesta, som bruker atmosfærisk varme, kan brukes til termiske kraftverk, hvis effektivitet vil være dobbelt så høy som eksisterende.

Netto termisk virkningsgrad kjennetegner den perfekte driften av fyrhuset som et element i kraftverket, den tar hensyn til den brukte utblåsningsvarmen, samt tap for fyrhusets egne behov. Netto termisk effektivitet uttrykkes ved formelen

Kondenskraftverk. Hovedenergiindikatoren til et kondenskraftverk (kondenskraftaggregat) er nettoeffektivitetsfaktoren, som tar hensyn til eget forbruk av elektrisk og termisk energi. Effektivitetsfaktoren er direkte relatert til så viktige energiindikatorer som spesifikt forbruk av varme og standard brensel per levert strøm.

Naturligvis, hvis elektrisiteten erstattet av naturgass genereres ved termiske kraftverk, hvis effektivitet innen 1980 antagelig vil nå en verdi på rundt 35-40%, da med en drivstoffutnyttelsesgrad i gassovner på mer enn 40%, gass ovner vil ikke bare bli billigere investeringer, men også mer økonomiske i drift.

Det grunnleggende termiske diagrammet for et kombinert varme- og kraftverk (CHP) med turbiner med to kontrollerte damputvinning og kondensering er vist i fig. 3-2,6. En del av varmen fra dampen som kommer inn i turbinen brukes til å generere elektrisk energi, hvoretter denne dampen som utløper i turbinen sendes til termiske forbrukere. Den gjenværende mengden damp som ikke brukes av termiske forbrukere, kommer inn i kondensatoren. Effektiviteten til termiske kraftverk overskrider betydelig effektiviteten til kondenskraftverk og utgjør 70-75%.

TERMISK ØKONOMI FOR KONDENSKRAFTSVERK (CPP) OG SYSTEMET MED EFFEKTIVITETSKOEFFICIENTER

Den termiske effektiviteten til et kraftverk er preget av dens effektivitetsfaktor (effektivitet), lik forholdet mellom energien som mottas og drivstoffvarmen som brukes. For enhver tidsperiode, for eksempel en årlig periode, er virkningsgraden til et termisk kraftverk lik

Energieffektiviteten til termiske kraftverk vurderes etter nettovirkningsgrad, tatt i betraktning kraftverkets eget forbruk av elektrisitet og varme. Nettovirkningsgraden fastsettes for kraftverket eller enheten som helhet, samt separat for turbin- og kjelanlegg. I sistnevnte tilfelle fastsettes det totale forbruket av varme og elektrisitet for hver av disse installasjonene.

Energibalanse. Den viktigste og viktigste parameteren som bestemmer energiytelsen til et kjernekraftverk er effektivitetskoeffisienten m], lik forholdet mellom den elektriske kraften Ne og den termiske kraften Nt frigjort som et resultat av kjernefysiske reaksjoner i målet og teppet, m] = Ne/Nt. Den grunnleggende forskjellen mellom et ITS-kraftverk og et kjernekraftverk er at det i ITS-kraftverk er ekstra energikostnader for å drive driveren, så m] = Ne - Nd)/Nt. Effektivitetsreduksjonen på grunn av disse kostnadene i de utbygde kraftverksordningene overstiger ikke

Effektiviteten til en gitt energikonverteringsprosess viser hvor mye av den opprinnelige energien (uttrykt i prosent) som omdannes til den energiformen vi trenger. For eksempel, når vi sier at et termisk kraftverk opererer med 35 % virkningsgrad, betyr dette at 35 % (0,35) av den kjemiske energien som frigjøres ved å brenne brensel, omdannes til elektrisk energi.

Hovedfordelen med MHD-generatorer er at de øker effektiviteten med 10-20% sammenlignet med termiske kraftverk, og kan for tiden generere elektrisitet i industriell skala.

Feilen med et moderne kjernekraftverk er at vi ennå ikke vet hvordan vi skal omdanne energien til atomkjernen direkte til elektrisk energi. Du må først motta varme, og deretter gjøre den om til bevegelse ved hjelp av de samme gammeldagse sieo-hundene som har eksistert siden oppfinnelsen av dampmaskinen. På grunn av dette er også effektiviteten til kjernekraftverket lav. Og selv om dette er en vanlig feil ved alle termiske stasjoner, er det fortsatt irriterende at problemet med å fjerne varme fra en atomreaktor må løses med tungvinte, teknisk ufullkomne midler.

Effektiviteten til rørledninger t tr I moderne termiske kraftverk, hvis vi ikke tar hensyn til tap av arbeidsvæsken, er 99%, og tatt i betraktning damp- og vannlekkasjer 96-977o-

Akademiker V.A. Kirillin siterte nylig andre interessante figurer. Han minnet om at elektrisitetsproduksjonen og kapasiteten til kraftverkene i landet vårt vokser med gjennomsnittlig 11,5 prosent per år. Det betyr at hvert tiende år tredobles kapasiteten til våre kraftverk. Og om tjue år vil hele dagens energisektor, som for oss virker supermektig, utgjøre kun ni prosent av den totale energisektoren... Denne beregningen viser overbevisende hvor økonomisk lønnsomt det ville være å gå over til bygging av termisk kraft anlegg med en effektivitetsfaktor på ikke 40, men 55-60 prosent.

Dette er generelt mulig, men så langt fungerer alle elementer som bruker generatorgass bare ved høye temperaturer, for eksempel 800 grader. En slik installasjon for brenning av brennbar gass ble for eksempel bygget for flere år siden av den sovjetiske forskeren O. Dav-tyan. Den besto av et hus hvor det ble tilført vanlig luft på den ene siden og generatorgass på den andre. Luft- og generatorgassstrømmene er atskilt av et lag med fast elektrolytt. Fra hver kubikkmeter volum av et slikt element kan du få opptil 5 kilowatt kraft. Dette er 5 ganger mer enn ved et moderne termisk kraftverk. Effektiviteten til dette elementet er høy, men dessverre endrer elektrolytten etter en tid sammensetningen og elementene blir ubrukelige.

Verdien av effektivitet bestemmes hovedsakelig av verdien av effektiviteten til fyrrom. Effektivitetskoeffisienten karakteriserer effektiviteten til termiske prosesser som ikke tjener til å omdanne varme til arbeid. I denne forbindelse gir det ikke mening å sammenligne Bejfa4HH effektiviteten til et termisk anlegg -f (dvs. i hovedsak effektiviteten til et kjeleanlegg) og effektiviteten til et kraftverk.

Tester av brennere av denne designen ble utført av Kharkovenergo-ansatte [L. 105] ved et av de sørlige kraftverkene under følgende forhold. Tre brennere ble installert på frontveggen av ovnen til en høytrykkskjele (85 atm) med en kapasitet på 105 t/t damp med en overhetingstemperatur på 500 °C. Den termiske spenningen til ovnsvolumet ved full kjelelast var 128 Mtl1m -h. Kjelens effektivitet ble bestemt av direkte og omvendt balansering. Forbrenningsvarmen til naturgass ble bestemt med et Junkers-kalorimeter, og sammensetningen av avgassene ble bestemt kl.

I kraftbransjen er det også rom for lovende bruk av varmerør. Effektiviteten til moderne termiske kraftverk er nær 40 %. Det viser seg å være svært vanskelig å øke denne verdien ytterligere. En av de mulige måtene er å øke driftssyklustemperaturen, men dette fører til sterk oppvarming av turbinbladene og tap av deres styrke. Stort sett blir de tynne endene av bladene, lengst fra den massive rotoren, oppvarmet. Også her kan varmerør komme til unnsetning. Bladene kan gjøres hule og fylles med arbeidsvæske, i så fall vil de i det vesentlige bli til passende formede varmerør. Bevegelsen av kondensat i dem vil bli utført på grunn av sentrifugalkrefter, det vil si at en kapillærstruktur ikke er nødvendig i dette tilfellet. Fordampningssonen er sonen med maksimal varmestrøm ved endene av bladene, kondensasjonssonen er bunnen av bladene, hvorfra varmen overføres til rotoren og deretter fjernes gjennom den fra dampens passasjesone jetfly. Tilsynelatende kan rotoren også gjøres hul, og gjøre den om til et stort varmerør, som ikke bare vil forbedre varmeoverføringen gjennom den, men også øke hastigheten på tiden det tar for hele turbinen å varme opp til driftstemperaturer under oppstartsperioden [L. 29].

Verdien representerer koeffisienten for brenselvarmeutnyttelse under energiproduksjon og termisk forbruk og er ikke en effektivitetskoeffisient for kraftverket.

mash-xxl.info

Hvilke energitap tar virkningsgraden til et termisk kraftverk som helhet i betraktning? Hva er forskjellen mellom brutto og netto anleggseffektivitet?

Effektiviteten til et termisk kraftverk som helhet ηс er lik produktet av tre virkningsgrader - ηe, effektiviteten til dampgeneratoren ηpg og effektiviteten til varmetransport ηtr (verdien ηtr kan ha et annet navn - effektiviteten til rørledninger) . Av dette kan man se at ηс tar hensyn til de totale energitapene i turbogeneratorenheten, dampgeneratoren og rørledningene.

Den ovennevnte virkningsgraden til et termisk kraftverk som helhet er bruttovirkningsgraden til stasjonen, d.v.s. .

En del av elektrisiteten som genereres av termiske kraftverk og kjernekraftverk brukes til kraftverkets egne behov - drift av ulike pumper, klargjøring av pulverisert kullbrensel til forbrenning, belysningsverksteder, etc. Denne omstendigheten tar hensyn til stasjonens netto effektivitet, lik produktet av verdien (1 - Ksn), der Ksn er andelen av elektrisitetsforbruket til egne behov, vanligvis utgjør 4 til 10% av den totale effekten av kraftverket.

Hva er konvensjonelt drivstoff? Introduser begrepene: spesifikt dampforbruk per turbin, spesifikt varmeforbruk per turbinenhet, spesifikt forbruk av ekvivalent drivstoff til et kraftverk.

For å sammenligne reserver og forbruk av ulike typer energiressurser (fossilt brensel, vannkraft, kjernebrensel etc.) brukes referansebrensel som har en brennverdi på 29 310 kJ/kg (7 000 kcal/kg). Dette lar oss sammenligne den termiske effektiviteten til kraftverk som bruker ulike typer primær naturlig energi.

Spesifikt dampforbruk per turbin er forbruket av fersk damp per produsert enhet, kg/kWh.

Det spesifikke varmeforbruket for en turbinenhet er brenselvarmeforbruket per produsert elektrisitetsenhet. Denne mengden er dimensjonsløs.

Det spesifikke forbruket av ekvivalent brensel til et kraftverk er forbruket av ekvivalent drivstoff per produsert enhet, tarm/kWh (tarm – 1 gram ekvivalent drivstoff).

Beskriv mulige metoder for varme- og kraftforsyning til forbrukere. Hva er de termiske effektivitetsindikatorene for kraftvarmeverk? Hva er varmekoeffisienten, hvordan avhenger den av utetemperaturen?

Det er to hovedmåter å levere varme og kraft til forbrukere:

Basert på kombinert produksjon av termisk og elektrisk energi (CHP) av CHP-turbiner;

En egen varme- og kraftforsyningsordning, når forbrukeren mottar strøm fra kraftsystemet og varmeenergi fra distriktskjelen.

Produksjon av elektrisitet ved å varme opp turbiner i et termisk kraftverk gir høyere termisk effektivitet sammenlignet med termiske kraftverk, fordi en del av dampen som arbeider i turbinen frigjør varmen under kondens, ikke til miljøet, men inn i termiske forbrukere.

Den termiske effektiviteten til CHP er preget av følgende indikatorer:

Effektiviteten til et termisk kraftverk for produksjon av elektrisitet, lik forholdet mellom elektrisk kraft og brenselvarmeforbruket for generering av elektrisk energi;

Effektiviteten til et termisk kraftverk for varmeproduksjon, lik forholdet mellom varmeforsyning til forbrukere og drivstoffvarmeforbruk for produksjon av termisk energi; denne effektiviteten tar kun hensyn til tap i nettverksvarmere og rørledninger;

Spesifikk elektrisitetsproduksjon fra termisk forbruk, lik forholdet mellom elektrisk oppvarming (dvs. den delen av den totale elektriske kraften som leveres av damp som ikke når kondensatoren) og brenselvarmeforbruket for generering av termisk energi.

Hvis varmebelastningen øker betydelig, kan det termiske kraftverket dekke det ikke bare gjennom turbinuttak, men også ved hjelp av et toppkjelehus. Varmekoeffisienten α til kraftvarmeverket viser hvilken andel av den totale varmebelastningen til kraftvarmeverket som dekkes av turbinuttak. På den kaldeste tiden av året synker αCHP, ettersom andelen av varmebelastningen til CHPP, dekket av toppkjelerommet, øker.

megalektsii.ru

indeks

alternativ-i-e.narod.ru

ATOMKRAFTVERK(NPP), et kraftverk som bruker varme frigjort i en atomreaktor som et resultat av en kontrollert kjedereaksjon av fisjon av kjerner av tunge elementer (hovedsakelig. $\ce(^(233)U, ^(235)U, ^(239)Pu)$). Varmen som genereres i kjerne atomreaktor, overføres (direkte eller gjennom et mellomprodukt kjølevæske) arbeidsvæske (primært vanndamp), som driver dampturbiner med turbogeneratorer.

Et kjernekraftverk er i prinsippet en analog til et konvensjonelt kraftverk varmekraftverk(TPP), der en atomreaktor brukes i stedet for en dampkjeleovn. Men selv om de grunnleggende termodynamiske ordningene til kjernekraftverk og termiske kraftverk er like, er det også betydelige forskjeller mellom dem. De viktigste er de miljømessige og økonomiske fordelene ved atomkraftverk fremfor termiske kraftverk: atomkraftverk trenger ikke oksygen for å brenne drivstoff; de forurenser praktisk talt ikke miljøet med svoveldioksid og andre gasser; kjernebrensel har en betydelig høyere brennverdi (fisjonen av 1 g U- eller Pu-isotoper frigjør 22 500 kWh, som tilsvarer energien i 3 000 kg kull), noe som kraftig reduserer volumet og kostnadene ved transport og håndtering; Verdens energiressurser av kjernebrensel overstiger betydelig de naturlige reservene av hydrokarbonbrensel. I tillegg krever bruken av kjernefysiske reaktorer (av enhver type) som energikilde endringer i termiske kretsløp som brukes ved konvensjonelle termiske kraftverk og innføring av nye elementer i strukturen til kjernekraftverk, for eksempel. biologiske beskyttelse (se Strålesikkerhet), omlastingssystemer for brukt brensel, drivstoffholdebasseng, etc. Overføringen av termisk energi fra en atomreaktor til dampturbiner utføres ved hjelp av en kjølevæske som sirkulerer gjennom forseglede rørledninger, i kombinasjon med sirkulasjonspumper, som danner den såkalte. reaktorkrets eller sløyfe. Vanlig og tungt vann, vanndamp, flytende metaller, organiske væsker og noen gasser (for eksempel helium, karbondioksid) brukes som kjølevæsker. Kretsene som kjølevæsken sirkulerer gjennom, er alltid lukket for å unngå lekkasje av radioaktivitet, bestemmes hovedsakelig av typen atomreaktor, samt egenskapene til arbeidsvæsken og kjølevæsken.

Ved kjernekraftverk med en enkeltkretskrets (fig. EN) kjølevæsken er også en arbeidsvæske, hele kretsen er radioaktiv og er derfor omgitt av biologisk beskyttelse. Ved bruk av en inert gass, som helium, som kjølevæske, som ikke aktiveres i nøytronfeltet i kjernen, er biologisk skjerming kun nødvendig rundt atomreaktoren, siden kjølevæsken ikke er radioaktiv. Kjølevæsken - arbeidsvæsken, varmes opp i reaktorkjernen og kommer deretter inn i turbinen, hvor dens termiske energi omdannes til mekanisk energi og deretter til elektrisk energi i en elektrisk generator. De vanligste er enkrets kjernekraftverk med atomreaktorer der kjølevæsken og nøytronmoderator vann tjener. Arbeidsvæsken dannes direkte i kjernen når kjølevæsken varmes opp til koking. Slike reaktorer kalles kokende vannreaktorer i den globale kjernekraftindustrien de er betegnet som BWR (Boiling Water Reactor). Kokende vannreaktorer med vannkjølevæske og grafittmoderator - RBMK (high-power channel reactor) - har blitt utbredt i Russland. Bruk av høytemperatur gasskjølte reaktorer (med heliumkjølevæske) - HTGR - ved kjernekraftverk anses som lovende. Effektiviteten til enkrets kjernekraftverk som opererer i en lukket gassturbinsyklus kan overstige 45–50 %.

Med en dobbeltkretskrets (fig. b) primærkretskjølevæsken oppvarmet i kjernen overføres til dampgeneratoren ( varmeveksler) termisk energi til arbeidsfluidet i den andre kretsen, hvoretter den returneres til kjernen av en sirkulasjonspumpe. Den primære kjølevæsken kan være vann, flytende metall eller gass, og arbeidsvæsken er vann, som blir til vanndamp i en dampgenerator. Primærkretsen er radioaktiv og er omgitt av biologisk skjerming (unntatt i tilfeller der en inert gass brukes som kjølevæske). Den andre kretsen er vanligvis strålingssikker, siden arbeidsvæsken og kjølevæsken til den første kretsen ikke kommer i kontakt. De mest utbredte er dobbeltkrets kjernekraftverk med reaktorer der vann er den primære kjølevæsken og moderatoren, og vanndamp er arbeidsvæsken. Denne typen reaktorer er betegnet som VVER - vannkjølt kraftreaktor. reaktor (PWR - Power Water Reactor). Effektiviteten til NPP med VVER når 40 %. Når det gjelder termodynamisk effektivitet, er slike kjernekraftverk dårligere enn enkeltkrets kjernekraftverk med HTGR hvis temperaturen på gasskjølevæsken ved utgangen fra kjernen overstiger 700 °C.

Tre-krets termiske kretser (fig. V) brukes bare i tilfeller der det er nødvendig å fullstendig eliminere kontakten av den primære (radioaktive) kretskjølevæsken med arbeidsvæsken; for eksempel når kjernen avkjøles med flytende natrium, kan dens kontakt med arbeidsvæsken (vanndamp) føre til en større ulykke. Flytende natrium som kjølevæske brukes kun i raske nøytronkjernereaktorer (FBR - Fast Breeder Reactor). Det særegne ved kjernekraftverk med en rask nøytronreaktor er at de, samtidig med generering av elektrisk og termisk energi, reproduserer spaltbare isotoper som er egnet for bruk i termiske atomreaktorer (se. Oppdrettsreaktor).

Kjernekraftverksturbiner opererer vanligvis på mettet eller lett overopphetet damp. Ved bruk av turbiner som opererer på overhetet damp, føres mettet damp gjennom reaktorkjernen (gjennom spesielle kanaler) eller gjennom en spesiell varmeveksler - en dampoverheter som opererer på hydrokarbonbrensel - for å øke temperaturen og trykket. Den termodynamiske effektiviteten til en kjernekraftverksyklus er høyere, jo høyere parametrene til kjølevæsken og arbeidsvæsken er, som bestemmes av de teknologiske egenskapene og egenskapene til de strukturelle materialene som brukes i kjølekretsene til kjernekraftverket.

Ved atomkraftverk legges det stor vekt på å rense kjølevæsken, siden de naturlige urenhetene som er tilstede i den, samt korrosjonsprodukter som samler seg under drift av utstyr og rørledninger, er kilder til radioaktivitet. Renhetsgraden til kjølevæsken bestemmer i stor grad nivået av strålingsforholdene i atomkraftverkets lokaler.

Kjernekraftverk bygges nesten alltid i nærheten av energiforbrukere, siden kostnadene ved å transportere kjernebrensel til kjernekraftverk, i motsetning til hydrokarbonbrensel for termiske kraftverk, har liten effekt på kostnadene for den genererte energien (vanligvis erstattes kjernebrensel i kraftreaktorer med ny en gang hvert par år), og overføring av både elektrisk og termisk energi over lange avstander øker kostnadene betydelig. Et kjernekraftverk bygges på nedvindssiden av det nærmeste befolkede området, og det opprettes en observasjonssone rundt det, hvor befolkningen ikke får bo. Kontroll- og måleutstyr plasseres i observasjonssonen for kontinuerlig overvåking av miljøet.

Kjernekraftverk er grunnlaget kjernekraft. Deres hovedformål er produksjon av elektrisitet (kondenserende atomkraftverk) eller kombinert produksjon av elektrisitet og varme (atomkraftverk – NCHPP). Ved ATPP slippes en del av dampen ut i turbinene ut i den såkalte. nettverksvarmevekslere for oppvarming av vann som sirkulerer i lukkede varmenett. I noen tilfeller kan den termiske energien til atomreaktorer kun brukes til fjernvarmebehov (atomvarmeforsyningsanlegg - AST). I dette tilfellet kommer oppvarmet vann fra varmevekslerne til den første og andre kretsen inn i nettverksvarmeveksleren, hvor det overfører varme til nettverksvannet og deretter går tilbake til kretsen.

En av fordelene med kjernekraftverk sammenlignet med konvensjonelle termiske kraftverk er deres høye miljøvennlighet, som opprettholdes når de er kvalifisert. drift av atomreaktorer. Eksisterende strålesikkerhetsbarrierer for kjernekraftverk (brenselkledning, atomreaktorfartøy etc.) forhindrer forurensning av kjølevæsken med radioaktive fisjonsprodukter. Et beskyttende skall (containment) er reist over reaktorhallen til et kjernekraftverk for å forhindre at radioaktive materialer kommer inn i miljøet i tilfelle den alvorligste ulykken - trykkavlastning av primærkretsen, smelting av kjernen. Opplæring av NPP-personell innebærer opplæring på spesielle simulatorer (NPP-simulatorer) for å øve på handlinger i både normale og nødsituasjoner. Ved et kjernekraftverk er det en rekke tjenester som sikrer normal funksjon av anlegget og sikkerheten til dets personell (for eksempel strålingsovervåking, sikring av sanitære og hygieniske krav, etc.). På atomkraftverkets territorium opprettes det midlertidige lagringsanlegg for ferskt og brukt kjernebrensel, for flytende og fast radioaktivt avfall som genereres under driften. Alt dette fører til at kostnaden for en installert kilowatt kraft ved et kjernekraftverk er mer enn 30 % høyere enn kostnaden for en kilowatt ved et termisk kraftverk. Imidlertid er kostnaden for energi generert ved et kjernekraftverk levert til forbrukeren lavere enn ved termiske kraftverk, på grunn av den svært lille andelen av brenselkomponenten i denne kostnaden. På grunn av deres høye effektivitet og kraftreguleringsfunksjoner, brukes kjernekraftverk vanligvis i grunnleggende moduser, mens den installerte kapasitetsutnyttelsesfaktoren til kjernekraftverk kan overstige 80 %. Ettersom andelen kjernekraftverk i den samlede energibalansen i regionen øker, kan de også operere i en fleksibel modus (for å dekke belastningsujevnheter i det lokale energisystemet). Kjernekraftverkenes evne til å fungere i lang tid uten å bytte drivstoff gjør at de kan brukes i avsidesliggende regioner. Det er utviklet atomkraftverk hvis utstyrsoppsett er basert på prinsippene implementert i kjernekraftverk ombord. installasjoner (se Atomdrevet isbryter). Slike kjernekraftverk kan plasseres for eksempel på en lekter. Lovende kjernekraftverk med HTGR er de som genererer termisk energi for å utføre teknologiske prosesser i metallurgisk, kjemisk og oljeproduksjon, under gassifisering av kull og skifer, og i produksjon av syntetiske hydrokarbonbrensler. Levetiden til et kjernekraftverk er 25–30 år. Demontering av et atomkraftverk, demontering av reaktoren og gjenvinning av stedet til tilstanden til en "grønn plen" er en kompleks og kostbar organisatorisk og teknisk begivenhet, utført i henhold til planer utviklet i hvert enkelt tilfelle.

Verdens første atomkraftverk i drift med en kapasitet på 5000 kW ble lansert i Russland i 1954 i Obninsk. I 1956 kom atomkraftverket Calder Hall i Storbritannia (46 MW) i drift, og i 1957 atomkraftverket Shippingport i USA (60 MW). I 1974 ble verdens første atomkraftverk, Bilibinskaya (Chukotka autonome distrikt), lansert. Massebygging av store, økonomiske atomkraftverk startet i 2. halvår. 1960-tallet Etter ulykken (1986) ved atomkraftverket i Tsjernobyl ble imidlertid attraktiviteten til kjernekraft redusert merkbart, og i en rekke land som har tilstrekkelig med tradisjonelle drivstoff- og energiressurser eller tilgang til dem, ble byggingen av ny kjernekraft. kraftverk faktisk stoppet (Russland, USA, Storbritannia, Tyskland). På begynnelsen av det 21. århundre, 11.3.2011 i Stillehavet utenfor Japans østkyst som følge av et kraftig jordskjelv med en styrke på 9,0 til 9,1 og påfølgende flodbølge(bølgehøyden nådde 40,5 m) ved atomkraftverket Fukushima1 (Okuma village, Fukushima Prefecture) den størsteteknologisk katastrofe– strålingsulykke på maksimumsnivå 7 på International Nuclear Event Scale. Tsunami-nedslaget deaktiverte eksterne strømforsyninger og reservedieselgeneratorer, noe som forårsaket at alle normale kjølesystemer og nødkjølesystemer ikke fungerer og førte til en nedsmelting av reaktorkjernen ved kraftenhetene 1, 2 og 3 i de første dagene av ulykken. I desember 2013 ble atomkraftverket offisielt stengt. Fra og med første halvdel av 2016 gjør høye nivåer av stråling det umulig ikke bare for folk å jobbe i reaktorbygninger, men også for roboter, som svikter på grunn av høye nivåer av stråling. Det er planlagt at fjerning av jordlag til spesielle lageranlegg og ødeleggelse av det vil ta 30 år.

31 land rundt om i verden bruker atomkraftverk. Gjelder for 2015 ca. 440 kjernekraftreaktorer (kraftenheter) med en total kapasitet på mer enn 381 tusen MW (381 GW). OK. 70 atomreaktorer er under bygging. Verdensledende når det gjelder andel av total elektrisitetsproduksjon er Frankrike (andre plass når det gjelder installert kapasitet), hvor kjernekraft står for 76,9 %.

Det største atomkraftverket i verden i 2015 (etter installert kapasitet) er Kashiwazaki-Kariwa (Kashiwazaki, Niigata Prefecture, Japan). Det er 5 kokevannsreaktorer (BWR) og 2 avanserte kokevannsreaktorer (ABWR) i drift, med en samlet kapasitet på 8.212 MW (8.212 GW).

Det største atomkraftverket i Europa er Zaporozhye NPP (Energodar, Zaporozhye-regionen, Ukraina). Siden 1996 har 6 kraftenheter med reaktorer av typen VVER-1000 med en total kapasitet på 6000 MW (6 GW) vært i drift.

USA og Japan utvikler minikjernekraftverk med en kapasitet på ca. 10–20 MW for varme- og elektrisitetsforsyning til individuelle industrier, boligkomplekser og i fremtiden – individuelle hus. Små reaktorer er laget ved hjelp av sikre teknologier som i stor grad reduserer muligheten for kjernefysisk lekkasje.

I Russland er det fra og med 2015 10 atomkraftverk som driver 34 kraftenheter med en total kapasitet på 24 643 MW (24 643 GW), hvorav 18 kraftenheter med VVER-type reaktorer (hvorav 11 kraftenheter er VVER-1000 og 6 kraftenheter er VVER-440 med forskjellige modifikasjoner); 15 kraftenheter med kanalreaktorer (11 kraftenheter med reaktorer av typen RBMK-1000 og 4 kraftenheter med reaktorer av typen EGP-6 - Energy Heterogeneous Loop Reactor med 6 kjølesirkulasjonssløyfer, elektrisk effekt 12 MW); 1 kraftenhet med natriumkjølt hurtignøytronreaktor BN-600 (1 kraftenhet BN-800 er i ferd med å settes i kommersiell drift). I henhold til det føderale målprogrammet "Utvikling av Russlands kjerneenergiindustrikompleks" skal andelen elektrisitet som produseres ved atomkraftverk i Russland innen 2025 øke fra 17 til 25 % og utgjøre ca. 30,5 GW. Det er planlagt å bygge 26 nye kraftenheter, 6 nye kjernekraftverk, hvorav to er flytende (tabell 2).

Designet atomkraftverk i den russiske føderasjonen

Siden 2008, ifølge det nye prosjektet AES-2006 (et prosjekt av et russisk kjernekraftverk av den nye generasjonen "3+" med forbedrede tekniske og økonomiske indikatorer), Novovoronezh NPP-2 (nær Novovoronezh NPP), som sørger for bruken av VVER-1200 reaktorer, er bygget. Byggingen av 2 kraftenheter med en total kapasitet på 2400 MW er i gang, i fremtiden er det planlagt å bygge 2 til Oppstarten av den første enheten (enhet nr. 6) av Novovoronezh NPP-2 fant sted i 2016. , den andre enheten nr. 7 er planlagt i 2018.

Det baltiske NPP sørger for bruk av et VVER-1200 reaktoranlegg med en kapasitet på 1200 MW; kraftenheter – 2. Total installert effekt 2300 MW. Idriftsettelse av den første enheten er planlagt i 2020. Det føderale atomenergibyrået i Russland gjennomfører et prosjekt for å lage flytende atomkraftverk med lav effekt. Akademik Lomonosov NPP, som er under bygging, skal bli verdens første flytende atomkraftverk. Den flytende stasjonen kan brukes til å generere elektrisk og termisk energi, samt til å avsalte sjøvann. Den kan produsere fra 40 til 240 tusen m2 ferskvann per dag. Den installerte elektriske effekten til hver reaktor er 35 MW. Stasjonen er planlagt satt i drift i 2018.

Russlands internasjonale prosjekter innen kjernekraft

23.9.2013 Russland overførte Bushehr-atomkraftverket (Bushir) til Iran for drift , nær byen Bushir (Bushir stopp); antall kraftenheter – 3 (1 bygget, 2 under bygging); reaktortype – VVER-1000. Kudankulam NPP, nær Kudankulam (Tamil Nadu, India); antall kraftenheter – 4 (1 – i drift, 3 – under bygging); reaktortype – VVER-1000. Akkuyu NPP, nær Mersin (il Mersin, Türkiye); antall kraftenheter – 4 (under bygging); reaktortype – VVER-1200; Hviterussisk NPP (Ostrovets, Grodno-regionen, Hviterussland); antall kraftenheter - 2 (under bygging); reaktortype – VVER-1200. NPP "Hanhikivi 1" (Cape Hanhikivi, Pohjois-Pohjanmaa-regionen, Finland); antall kraftenheter - 1 (under bygging); reaktortype – VVER-1200.

• I. Generelle spørsmål om termiske kraftverk og kjernekraftverk
• 1. Hva er de grunnleggende kravene til drift av termiske og kjernekraftverk?
• 2. Hvilke elektriske og termiske belastninger kan dekkes av termiske og kjernekraftverk? Hvilke grafer over elektriske og termiske belastninger finnes?
• 3. Hvilke indikatorer finnes for produksjonsmåter og forbruk av elektrisk og termisk energi?
• 4. Hva er muligheten og gjennomførbarheten for å akkumulere elektrisk og termisk energi?
• 5. Hvilke termiske kraftverk finnes etter type primær naturlig energi som brukes og etter type motor?
• 6. Hvordan klassifiseres termiske kraftverk etter type energi som leveres og etter installert elektrisk kraft? Hva er gres? Hvilken type kraftverk er kjernekraftverk basert på typen energi som tilføres?
• 7. Hvordan klassifiseres kraftverk etter belastningsnivåer? Hvilken type kraftverk i henhold til dette kriteriet inkluderer statlige kraftverk, varme- og kraftverk, kjernekraftverk og vannkraftverk?
• 8. Hvordan klassifiseres termiske kraftverk i henhold til startparametrene for vanndamp? Hvilken type kraftverk kan ifølge dette kriteriet omfatte statlige kraftverk, kraftvarmeverk og kjernekraftverk?
• 9. Hva er forskjellen mellom blokkerte og ikke-blokkerte (med tverrforbindelser) termiske kretser til termiske kraftverk? Hva er deres fordeler og ulemper? Hvordan velges strukturen til den termiske kretsen til et kraftverk?
• II. Teknologisk diagram av kraftverket
• 10. Hva er et teknologisk diagram av et termisk kraftverk? Hva inkluderer det teknologiske opplegget til et pulverisert kullkraftverk? Hvilket utstyr til termiske kraftverk og kjernekraftverk anses som hovedutstyr og hvilket er hjelpeutstyr?
• 11. Hvordan foregår prosessen med energikonvertering ved et termisk kraftverk som kjører på organisk brensel?
• 12. Hvordan tilberedes drivstoff ved kraftverk som opererer på kull-, fyringsolje-, naturgass- og kjernekraftverk?
• 13. Hva er hensikten med en vifte, regenerativ luftvarmer, røykavtrekk, askeoppsamler, skorstein? Hvordan utføres aske- og slaggfjerning ved et pulverisert kullkraftverk?
• III. Termiske effektivitetsindikatorer
• 14. Hvilke energitap tas i betraktning av den termiske effektiviteten til arbeidsvæskesyklusen? Hva er de viktigste måtene å forbedre den termiske effektiviteten til en syklus på?
• 16. Hvilke energitap tas i betraktning av effektiviteten til et termisk kraftverk som helhet? Hva er forskjellen mellom brutto og netto stasjonseffektivitet?
• 17. Hva er konvensjonelt drivstoff? Introduser begrepene: spesifikt dampforbruk per turbin, spesifikt varmeforbruk per turbinenhet, spesifikt forbruk av ekvivalent drivstoff til et kraftverk.
• IV. Valg av innledende og endelige dampparametere
• 19. Hvordan velges startparametrene for damp ved det termiske kraftverket, hvordan begrenses de? Hva er innledende dampparametere med like styrke? Hva er de første parameterne for damp i den innenlandske termiske kraftindustrien?
• 21. Hvilke faktorer påvirker valget av endelige dampparametere? Hva er kjøleforholdet i en kondensator? Hva er det endelige damptrykket ved termiske kraftverk og kjernekraftverk?
• 22. Hvilke metoder finnes for å utvide eksisterende kraftverk med høyparametere turbinenheter? Hva er fordelene og ulempene med disse metodene?
• V. Mellomliggende dampoveroppheting
• 23. Hva er hensikten med mellomoveroppheting av damp? Hvordan utføres det ved termiske kraftverk og kjernekraftverk? Sammenlign effektiviteten til gjenoppvarming ved kes og termiske kraftverk.
• 24. Hvordan velges antall trinn og ettervarmetrykk? Hvorfor er det ønskelig med høyere ettervarmetrykk ved et termisk kraftverk enn ved et kessanlegg?
• VI. Regenerativ oppvarming av fødevann
• 25. Hva er hensikten med et regenerativt matevannsoppvarmingssystem? Hvordan velges antall oppvarmingstrinn?
• 26. Hvordan er den totale oppvarmingen fordelt mellom trinnene? Hvordan bestemmes den optimale dampgeneratorens matevanntemperatur?
• 27. Hva er fordelene og ulempene med regenerative varmeovner av blandings- og overflatetyper? Hvordan bestemmes forbruket av valgt damp i dem og den optimale verdien av underoppvarming?
• 28. Hva er koeffisienten for underproduksjon av dampekstraksjonskraft? Hvordan bestemmes ferskdampforbruket for en turbinenhet med regenerativ fødevannsoppvarming?
• 29. Hva er effekten av regenerativ oppvarming på det endelige dampfuktighetsinnholdet? Hvordan påvirker gjenoppvarming av damp regenereringseffektiviteten? Sammenlign effektiviteten til regenerering ved kes og termiske kraftverk.
• 30. Hvilke typer avløpsuttak finnes for regenerative varmeovner? Hva er hensikten med avløpskjølere og desuperheaters?
• VII. Etterfylling av damp- og kondensatap
• 32. Hvilke interne og eksterne tap av damp og kondensat oppstår ved termiske kraftverk og kjernekraftverk? Sammenlign tapene av arbeidsvæsken ved kes og termiske kraftverk.
• 33. Hvilke metoder finnes for å tilberede etterfyllingsvann? Hva er formålet og prinsippet for drift av ekspandere, fordampere og dampomformere?
• VIII. Kondenserende enheter
• 34. Hva er formålet og sammensetningen av en kondenseringsenhet? Hvordan velges kondensatpumper?
• 35. Hva er hensikten og prinsippet for drift av ejektoren? Hvorfor tilbys startejektorer ved termiske kraftverk og kjernekraftverk sammen med de viktigste?
• IX. Tekniske vannforsyningssystemer
• 36. Hva er formålet og oppbyggingen av det tekniske vannforsyningssystemet? Til hvilke formål brukes prosessvann ved termiske kraftverk og kjernekraftverk?
• X. Avlufting og fôrinstallasjoner
• 38. Hva er hensikten med avlufting ved termiske kraftverk og kjernekraftverk? Beskriv hvordan gasser kommer inn i damp-vannkretsen. Hva er effekten av gasser oppløst i vann på ytelsen til utstyr?
• 39. Hvilke metoder for vannavlufting finnes? Hva er driftsprinsippet til TPP- og NPP-avluftere?
• 40. Gi en klassifisering av avluftere. Hva er vilkårene for anvendelse av avlufterfrie ordninger?
• 41. Hva er formålet med fôringsanlegget? Hvorfor er det installert en boosterpumpe? Hva er de mulige kretsene for å slå på matepumper?
• XI. Levering av termisk energi til eksterne forbrukere
• 43. Hvordan bestemmes den tilkoblede termiske belastningen til et kraftverk? Gi en klassifisering av varmeforsyningssystemer.
• 44. Hva er formålet og sammensetningen av en nettvarmeinstallasjon? Hvilke parametere for direkte og omvendt nettverksvann kan varmeforsyningssystemer ha?
• XII. Rørledninger og beslag
• XIII. Energikarakteristikker til utstyr
• 47. Hva er damp- og termiske egenskaper til en turbininstallasjon? Hvilke energitap forårsakes av dampforbruket under turbinens tomgang, hva er tomgangskoeffisienten?
• 48. Introduser følgende konsepter: nominell, normal, tilgjengelig, drift, maksimal effekt på enheten. Hvorfor overskrider nominell effekt vanligvis tilgjengelig og normal effekt?
• 49. Hvorfor er det konstruert diagrammer over turbinenhetsmoduser? Hvordan bruke dem? Hva er kondenshalen til en turbin, hvorfor er det nødvendig å ventilere damp inn i kondensatoren?
• XIV. Valg av kraftverk og kraftaggregater
• 50. Hvordan velges kraften til kraftverket som helhet og kraften til individuelle turbinenheter? Hva er maksimal effektgrense for termiske kraftverk og kjernekraftverk?
• 51. Hva er skjulte og eksplisitte kraftreserver? Hva er en stasjon, strømnett, varmenett, systemulykke? Hvordan vurderes utstyrets pålitelighet?
• XV. Valg av byggeplass for termiske kraftverk og kjernekraftverk
• 52. Hva er de grunnleggende kravene til byggeplassen til et kraftverk? Hva er funksjonene ved å velge byggeplass for kjernekraftverk? Hva er vindrosen i området der stasjonen ligger?
• 53. Hvilke undersøkelser gjennomføres for å finne mulige steder for bygging av termiske kraftverk og kjernekraftverk? Hvordan tas den endelige avgjørelsen angående valg av plassering for et kraftverk?
• XVI. Hovedplan for kraftverk
• 54. Hva er en hovedplan for kraftverk? Hva viser hovedplanen?
• 55. Hvordan er fremgangsmåten for å utarbeide en masterplan for termiske kraftverk og kjernekraftverk? Hva er hovedkravene til en hovedplan?
• 56. Hvilke kvantitative indikatorer kjennetegner perfeksjonen av masterplanen? Hva er funksjonene i hovedplanen for termiske kraftverk? Hva er funksjonene i hovedplanen for kjernekraftverket?

• Den ovennevnte effektiviteten til termiske kraftverk som helhet er Brutto stasjonseffektivitet , dvs. .

  En del av elektrisiteten som genereres av termiske kraftverk og kjernekraftverk brukes til kraftverkets egne behov - drift av ulike pumper, klargjøring av pulverisert kullbrensel til forbrenning, belysningsverksteder, etc. Denne omstendigheten tar hensyn til Netto stasjonseffektivitet , lik produktet med verdien (1 - Ksn), hvor Ksn er andelen av strømforbruket til eget behov, vanligvis utgjør 4 til 10 % av kraftverkets totale effekt.

  17. Hva er konvensjonelt drivstoff? Introduser begrepene: spesifikt dampforbruk per turbin, spesifikt varmeforbruk per turbinenhet, spesifikt forbruk av ekvivalent drivstoff til et kraftverk.

  For å sammenligne reserver og forbruk av ulike typer energiressurser (fossilt brensel, vannkraft, kjernebrensel osv.) brukes det standard drivstoff , med en brennverdi på 29310 kJ/kg (7000 kcal/kg). Dette lar oss sammenligne den termiske effektiviteten til kraftverk som bruker ulike typer primær naturlig energi.

  Spesifikt dampforbruk per turbin – er forbruket av fersk damp per produsert enhet elektrisitet, kg/kWh.

  Spesifikt varmeforbruk per turbinenhet er brenselvarmeforbruket per produsert elektrisitetsenhet. Denne mengden er dimensjonsløs.

  Spesifikt forbruk av ekvivalent drivstoff til et kraftverk – er forbruket av standard drivstoff per produsert elektrisitetsenhet, tarm/kWh (tarm – 1 gram standard drivstoff).

  18. Beskriv mulige metoder for varme- og kraftforsyning til forbrukere. Hva er de termiske effektivitetsindikatorene for kraftvarmeverk? Hva er varmekoeffisienten, hvordan avhenger den av utetemperaturen?

  Det er to hoved metode for varme- og strømforsyning til forbrukere :

  På basen kombinert varme- og kraftproduksjon (CHP) CHP turbiner;

  - separat varme- og strømforsyningskrets, når forbrukeren mottar strøm fra kraftsystemet, og termisk energi fra distriktets kjelehus.

  Produksjon av elektrisitet ved å varme opp turbiner i et termisk kraftverk gir høyere termisk effektivitet sammenlignet med termiske kraftverk, fordi en del av dampen som arbeider i turbinen frigjør varmen under kondens, ikke til miljøet, men inn i termiske forbrukere.

  Termisk effektivitet av CHP preget av følgende indikatorer:

  Effektiviteten til et termisk kraftverk for produksjon av elektrisitet, lik forholdet mellom elektrisk kraft og brenselvarmeforbruket for generering av elektrisk energi;

  Effektiviteten til et termisk kraftverk for varmeproduksjon, lik forholdet mellom varmeforsyning til forbrukere og drivstoffvarmeforbruk for produksjon av termisk energi; denne effektiviteten tar kun hensyn til tap i nettverksvarmere og rørledninger;

  Spesifikk elektrisitetsproduksjon fra termisk forbruk, lik forholdet mellom elektrisk oppvarming (dvs. den delen av den totale elektriske kraften som leveres av damp som ikke når kondensatoren) og brenselvarmeforbruket for generering av termisk energi.

  Hvis varmebelastningen øker betydelig, kan det termiske kraftverket dekke det ikke bare gjennom turbinuttak, men også ved hjelp av et toppkjelehus. Koeffisient for oppvarming α CHPP viser hvor stor andel av den totale varmebelastningen til CHPP som dekkes av turbinuttak. På den kaldeste tiden av året avtar α av kraftvarmeverket, ettersom andelen av varmebelastningen til kraftvarmeverket, dekket av toppfyrrommet, øker.

86. Bestem de Broglie-bølgelengden til elektroner, når bombardert av ueksiterte hydrogenatomer, dukket det opp to linjer i spekteret deres i den første infrarøde serien.

87. Et foton med en energi på 3 MeV i feltet til en tung kjerne ble omgjort til et elektron-positron-par. Hvis hastighetene til disse partiklene er de samme, hva er deres kinetiske energi i MeV? ().

88. Finn massen til uran-238, som har samme aktivitet som strontium-90 som veier 1 mg. Halveringstidene for uran og strontium er henholdsvis 4·10 9 og 28 år.

90 =96 . Et kjernekraftverk med en virkningsgrad på 25 % bruker 235 g uran-235 per dag. Bestem kraften til stasjonen hvis fisjon av en urankjerne slipper ut
J energi.

91 =95 . Virkningsgraden til et kjernekraftverk er 20 %. Når en kjerne deler seg
200 MeV energi frigjøres. Hvor mye uran forbrukes per 1 times drift av et kraftverk med en effekt på 10 6 W.

92. En geigerteller installert nær et preparat av en radioaktiv sølvisotop registrerer strømmen -partikler Ved den første målingen var fluksen Ф 1 av partikler lik 87 s -1, og etter tid t = 1 dag, strømmen F 2 viste seg å være lik 22 s -1. Bestem halveringstid T 1/2 isotop.

93. Bestem den spesifikke bindingsenergien til oksygenisotopen
. (nøytronmasse 1,00867a.u.m . , hydrogenatommasse 1,00783 a.u.m . , massen til oksygenatomet er 16.99913 f.m.). (MeV).

94 . Bestem det daglige forbruket av rent uran
atomkraftverks termiske kapasitet R= 300 MW hvis energi E, frigjort under en fisjonshendelse av en urankjerne er 200 MeV.

97 . Virkningsgraden til et 5000 kW kjernekraftverk er 17 %. Når en kjerne deler seg
en energi på 200 MeV frigjøres. Hvor mye uran (g) bruker kraftverket per dag? (
).

99. Bestem antall atomer som forfaller i en radioaktiv isotop over tid t = 1 s hvis aktiviteten er EN= 0,1 MBq. Vurder aktivitetskonstant for den angitte tiden.