Кпд атомной электростанции формула. Атомная электростанция

Атомная электростанция

А́томная электроста́нция

(АЭС), электростанция, на которой ядерная преобразуется в электрическую. Первичным источником энергии на АЭС служит ядерный реактор , в котором протекает управляемая цепная реакция деления ядер некоторых тяжёлых элементов. Выделяющаяся при этом теплота преобразуется в электрическую энергию, как правило, так же, как на обычных тепловых электростанциях (ТЭС). Ядерный реактор работает на ядерном топливе, в основном на уране-235, уране-233 и плутонии-239. При делении 1 г изотопов урана или плутония выделяется 22.5 тыс. кВт·ч энергии, что соответствует сжиганию почти 3 т условного топлива.

Первая в мире опытно-промышленная АЭС мощностью 5 МВт была построена в 1954 г. в России в г. Обнинске. За рубежом первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 г. в Колдер-Холле (Великобритания). К кон. 20 в. в мире действовало св. 430 энергетических ядерных реакторов общей электрической мощностью ок. 370 тыс. МВт (в т. ч. в России – 21.3 тыс. МВт). Приблизительно одна треть этих реакторов работает в США, более чем по 10 действующих реакторов имеют Япония, Германия, Канада, Швеция, Россия, Франция и др.; единичные ядерные реакторы – многие другие страны (Пакистан, Индия, Израиль и т. д.). На АЭС вырабатывается ок. 15 % всей производимой в мире электроэнергии.

Основными причинами быстрого развития АЭС являются ограниченность запасов органического топлива, рост потребления нефти и газа для транспортных, промышленных и коммунальных нужд, а также рост цен на невозобновляемые источники энергии. Подавляющее большинство действующих АЭС имеют реакторы на тепловых нейтронах: водо-водяные (с обычной водой в качестве и замедлителя нейтронов, теплоносителя); графитоводные (замедлитель – графит, теплоноситель – вода); графитогазовые (замедлитель – графит, теплоноситель – газ); тяжеловодные (замедлитель – тяжёлая вода, теплоноситель – обычная вода). В России строят гл. обр. графитоводные и водо-водяные реакторы, на АЭС США применяют в основном водо-водяные, в Англии – графитогазовые, в Канаде преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами. Кпд АЭС несколько меньше, чем кпд ТЭС на органическом топливе; общий кпд АЭС с водо-водяным реактором составляет ок. 33 %, а с тяжеловодным реактором – ок. 29 %. Однако графитоводные реакторы с перегревом пара в реакторе имеют кпд, приближающийся к 40 %, что сопоставимо с кпд ТЭС. Зато АЭС, по существу, не имеет транспортных проблем: напр., АЭС мощностью 1000 МВт потребляет за год всего 100 т ядерного топлива, а аналогичной мощности ТЭС – ок. 4 млн. т угля. Самым большим недостатком реакторов на тепловых нейтронах является очень низкая эффективность использования природного урана – ок. 1 %. Коэффициент использования урана в реакторах на быстрых нейтронах гораздо выше – до 60–70 %. Это позволяет использовать делящиеся материалы с гораздо меньшим содержанием урана, даже морскую воду. Однако быстрые реакторы требуют большого количества делящегося плутония, который извлекается из выгоревших тепловыделяющих элементов при переработке отработанного ядерного топлива, что достаточно дорого и сложно.

Все реакторы АЭС снабжаются теплообменниками; насосами или газодувными установками для циркуляции теплоносителя; трубопроводами и арматурой циркуляционного контура; устройствами для перезагрузки ядерного топлива; системами специальной вентиляции, сигнализации аварийной обстановки и др. Это оборудование, как правило, находится в отсеках, отделённых от других помещений АЭС биологической защитой. Оборудование машинного зала АЭС примерно соответствует оборудованию паротурбинной ТЭС. Экономические показатели АЭС зависят от кпд реактора и другого энергетического оборудования, коэффициента использования установленной мощности за год, энергонапряжённости активной зоны реактора и т. д. Доля топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии АЭС – всего 30–40 % (на ТЭС 60–70 %). Наряду с выработкой электроэнергии АЭС используются также для опреснения воды (Шевченковская АЭС в Казахстане).

Энциклопедия «Техника». - М.: Росмэн . 2006 .

Синонимы :

Смотреть что такое "атомная электростанция" в других словарях:

Электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую энергию. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Синонимы: АЭС См. также: Атомные электростанции Электростанции Ядерные реакторы Финансовый словарь… … Финансовый словарь

- (АЭС) электростанция, на которой ядерная (атомная) энергия преобразуется в электрическую. На АЭС тепло, выделяющееся в ядерном реакторе, используется для получения водного пара, вращающего турбогенератор. 1 я в мире АЭС мощнностью 5 МВт была… … Большой Энциклопедический словарь

Электростанция, на которой ядерная (атомная) энергия преобразуется в электрическую, где тепло, выделяющееся в ядерном ректоре за счет деления атомных ядер, используется для получения водяного пара, вращающего турбогенератор. EdwART. Словарь… … Словарь черезвычайных ситуаций

атомная электростанция - Электростанция, преобразующая энергию деления ядер атомов в электрическую энергию или в электрическую энергию и тепло. [ГОСТ 19431 84] Тематики атомная энергетика в целом Синонимы АЭС EN atomic power plantatomic power stationNGSNPGSNPPNPSnuclear… … Справочник технического переводчика

атомная электростанция - Электростанция, на которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Syn.: АЭС … Словарь по географии

- (АЭС) Nuclear Power Plant атомная станция, предназначенная для производства электроэнергии. Термины атомной энергетики. Концерн Росэнергоатом, 2010 … Термины атомной энергетики

Сущ., кол во синонимов: 4 атомный гигант (4) аэс (6) мирный атом (4) … Словарь синонимов

См. также: Список АЭС мира Страны с атомными электростанциями … Википедия

- (АЭС) электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор (см. Ядерный реактор). Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления… … Большая советская энциклопедия

- (АЭС), электростанция, на которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. На АЭС тепло, выделяющееся в ядерном реакторе, используется для получения водяного пара, вращающего турбогенератор. В качестве ядерного горючего в составе… … Географическая энциклопедия

- (АЭС) электростанция, в к рой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. На АЭС теплота, выделяющаяся в ядерном реакторе в результате цепной реакции деления ядер нек рых тяжёлых элементов, в осн. 233U, 235U, 239Рu, преобразуется в… … Большой энциклопедический политехнический словарь

Книги

• Записки строителя , А. Н. Комаровский , Воспоминания Героя Социалистического Труда, лауреата Ленинской и Государственной премий, доктора технических наук, профессора, генерал-полковника-инженера Александра Николаевича Комаровского… Категория: Градостроительство и архитектура Издатель:

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.

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.

10,7% всемирной генерации электричества ежегодно вырабатывают атомные электростанции. Наряду с ТЭС и ГЭС они трудятся над обеспечением человечества светом и теплом, позволяют пользоваться электроприборами и делают наши жизнь удобнее и проще. Так уж вышло, что сегодня слова «атомная станция» ассоциируются с мировыми катастрофами и взрывами. Простые обыватели не имеют ни малейшего понятия о работе АЭС и ее строении, но даже самые непросвещенные наслышаны и напуганы происшествиями в Чернобыле и Фукусиме.

Что такое АЭС? Как они работают? Насколько опасны атомные станции? Не верьте слухам и мифам, давайте разбираться!

16 июля 1945 года на военном полигоне в США впервые извлекли энергию из ядра урана. Мощнейший взрыв атомной бомбы, принесший огромное количество человеческих жертв, стал прототипом современного и абсолютно мирного источника электроэнергии.

Впервые электроэнергию с помощью ядерного реактора получили 20 декабря 1951 года в штате Айдахо в США. Для проверки работоспособности генератор подключили к 4м лампам накаливания, неожиданно для всех лампы зажглись. С этого момента человечество стало использовать энергию ядерного реактора для получения электричества.

Первая в мире атомная станция была запущена в Обнинске в СССР в 1954 году. Ее мощность составляла всего 5 мегаватт.

Что такое АЭС? АЭС это ядерная установка, которая производит энергию с помощью ядерного реактора. Ядерный реактор работает на ядерном топливе, чаще всего уране.

В основе принципа работы ядерной установки лежит реакция деления нейтронов урана , которые сталкиваясь друг с другом, делятся на новые нейтроны, которые, в свою очередь, тоже сталкиваются и тоже делятся. Такая реакция называется цепной, она и лежит в основе ядерной электроэнергетики. При всем этом процессе выделяется тепло, которое нагревает воду до ужасно горячего состояния (320 градусов по Цельсию). Потом вода превращается в пар, пар вращает турбину, она приводит в действие электрогенератор, который и вырабатывает электроэнергию.

Строительство АЭС сегодня ведется большими темпами. Основная причина роста количества АЭС в мире – это ограниченность запасов органического топлива, попросту говоря, запасы газа и нефти иссякают, они необходимы для промышленных и коммунальных нужд, а урана и плутония, выступающих топливом для атомных станций, нужно мало, его запасов пока вполне хватает.

Что такое АЭС? Это не только электричество и тепло. Наряду с выработкой электроэнергии, ядерные электростанции используются и для опреснения воды. К примеру, такая атомная станция есть в Казахстане.

Какое топливо используют на АЭС

На практике в атомных станциях могут применяться несколько веществ, способных выработать атомную электроэнергию, современное топливо АЭС – это уран, торий и плутоний.

Ториевое топливо сегодня не применяется в атомных электростанциях, т.к. его сложнее преобразовать в тепловыделяющие элементы, если коротко ТВЭлы.

ТВЭлы — это металлические трубки, которые помещаются внутрь ядерного реактора. Внутри ТВЭлов находятся радиоактивные вещества. Эти трубки можно назвать хранилищами ядерного топлива. Вторая причина редкого использования тория – это его сложная и дорогая переработка уже после использования на АЭС.

Плутониевое топливо тоже не используется в атомной электроэнергетике, т.к. это вещество имеет очень сложный химический состав, который до сих пор так и не научились правильно использовать.

Урановое топливо

Основное вещество, вырабатывающее энергию на ядерных станциях – это уран. Уран сегодня добывается тремя способами: открытым способом в карьерах, закрытым в шахтах, и способом подземного выщелачивания, с помощью бурения шахт. Последний способ особенно интересен. Для добычи урана выщелачиванием в подземные скважины заливается раствор серной кислоты, он насыщается ураном и выкачивается обратно.

Самые крупные запасы урана в мире находятся в Австралии, Казахстане, России и Канаде. Самые богатые месторождения в Канаде, Заире, Франции и Чехии. В этих странах из тонны руды получают до 22 килограмм уранового сырья. Для сравнения, в России из одной тонны руды получают чуть больше полутора килограмм урана.

Места добычи урана нерадиоактивны. В чистом виде это вещество мало опасно для человека, гораздо большую опасность представляет радиоактивный бесцветный газ радон, который образуется при естественном распаде урана.

В виде руды уран в АЭС использовать нельзя, никаких реакций он дать не сможет. Сначала урановое сырье перерабатывается в порошок – закись окись урана, а уже после оно становится урановым топливом. Урановый порошок превращается в металлические «таблетки», — он прессуется в небольшие аккуратные колбочки, которые обжигаются в течение суток при чудовищно высоких температурах больше 1500 градусов по Цельсию. Именно эти урановые таблетки и поступают в ядерные реакторы, где начинают взаимодействовать друг с другом и, в конечном счете, дают людям электроэнергию.
В одном ядерном реакторе одновременно работают около 10 миллионов урановых таблеток.
Конечно, просто так урановые таблетки в реактор не закидываются. Они помещаются в металлические трубки из циркониевых сплавов — ТВЭлы, трубки соединяются между собой в пучки и образуют ТВС – тепловыделяющие сборки. Именно ТВС и могут по праву называться топливом АЭС.

Переработка топлива АЭС

Примерно через год использования уран в ядерных реакторах нужно менять. Топливные элементы остужают в течение нескольких лет и отправляют на рубку и растворение. В результате химической экстракции выделяются уран и плутоний, которые идут на повторное использование, из них сделают свежее ядерное топливо.

Продукты распада урана и плутония идут на изготовление источников ионизирующих излучений. Они используются в медицине и промышленности.

Все, что остается после этих манипуляций, отправляется в раскаленную печь и из остатков варится стекло, которое потом остается храниться в специальных хранилищах. Почему именно стекло? Из него будет очень сложно достать остатки радиоактивных элементов, которые могут навредить окружающей среде.

Новости АЭС — не так давно появившийся новый способ утилизации радиоактивных отходов. Созданы так называемые быстрые ядерные реакторы или реакторы на быстрых нейтронах, которые работают на переработанных остатках ядерного топлива. По подсчетам ученых, остатки ядерного топлива, которые сегодня хранятся в хранилищах, способны на 200 лет обеспечить топливом реакторы на быстрых нейтронах.

Кроме того, новые быстрые реакторы могут работать на урановом топливе, которое делается из 238 урана, это вещество не используется в привычных атомных станциях, т.к. сегодняшним АЭС проще перерабатывать 235 и 233 уран, которого в природе осталось немного. Таким образом, новые реакторы – это возможность использовать огромные залежи 238го урана, которые до этого никто использовал.

Как строится АЭС?

Что такое атомная электростанция? Что представляет собой это нагромождение серых зданий, которые большинство из нас видело только по телевизору? Насколько прочны и безопасны эти конструкции? Каково строение АЭС? В сердце любой атомной станции находится здание реактора, рядом с ним помещается машинный зал и здание безопасности.

ВАЖНО ЗНАТЬ:

Строительство АЭС ведется согласно нормативным актам, регламентам и требованиям безопасности для объектов, работающих с радиоактивными веществами. Ядерная станция – полноправный стратегический объект государства. Поэтому толщина укладки стен и железобетонных арматурных сооружений в здании реактора в несколько раз больше, чем у стандартных сооружений. Таким образом, помещения атомных станций могут выдержать 8-бальное землетрясение, торнадо, цунами, смерчи и падение самолета.

Здание реактора венчается куполом, который защищен внутренней и внешней бетонными стенками. Внутреннюю бетонную стенку покрывает стальной лист, который в случае аварии должен создать закрытое воздушное пространство и не выпустить радиоактивные вещества в воздух.

Каждая АЭС имеет свой бассейн выдержки. Туда помещаются урановые таблетки, которые уже отслужили свой срок. После того, как урановое топливо вытаскивают из реактора, оно остается чрезвычайно радиоактивным, чтобы реакции внутри ТВЭлов перестали происходить, должно пройти от 3х до 10ти лет (в зависимости от устройства реактора, в котором топливо находилось). В бассейнах выдержки урановые таблетки остывают, и внутри них перестают происходить реакции.

Технологическая схема АЭС, а проще говоря, схема устройства атомных станций бывает нескольких типов, как и характеристика АЭС и тепловая схема АЭС, она зависит от типа ядерного реактора, который используется в процессе получения электроэнергии.

Плавучая АЭС

Что такое АЭС, нам уже известно, но российским ученым пришло в голову, взять атомную станцию и сделать ее передвижной. К сегодняшнему дню проект почти завершен. Назвали эту конструкцию плавучая АЭС. По задумке, плавучая ядерная электростанция сможет обеспечить электричеством город населением до двухсот тысяч человек. Главное ее достоинство – возможность перемещения по морю. Строительство АЭС, способной к передвижению, пока ведется только в России.

Новости АЭС это скорый запуск первой в мире плавучей ядерной электростанции, которая призвана обеспечить энергией портовый город Певек, находящийся в Чукотском автономном округе России. Называется первая плавучая атомная станция «Академик Ломоносов», строится мини-АЭС в Петербурге и планируется к запуску в 2016 – 2019 годах. Презентация атомной электростанции на плаву состоялась в 2015, тогда строители представили почти готовый проект ПАЭС.

Плавучая АЭС призвана обеспечить электроэнергией самые отдаленные города, имеющие выход к морю. Ядерный реактор «Академика Ломоносова» не такой мощный, как у сухопутных атомных станций, но имеет срок эксплуатации 40 лет, это значит, что жители небольшого Певека почти полвека не будут страдать от нехватки электричества.

Плавучая АЭС может быть использована не только как источник тепловой и электроэнергии, но и для опреснения воды. По расчетам, в сутки она может выдать от 40 до 240 кубометров пресной воды.
Стоимость первого блока плавучей АЭС составила 16 с половиной миллиардов рублей, как видим, строительство атомных станций – не дешевое удовольствие.

Безопасность АЭС

После Чернобыльской катастрофы в 1986 году и аварии на Фукусиме в 2011 слова атомная АЭС вызывают у людей страх и панику. На деле современные атомные станции оснащены по последнему слову техники, разработаны специальные правила безопасности, и в целом защита АЭС состоит из 3х уровней:

На первом уровне должна быть обеспечена нормальная эксплуатация АЭС. Безопасность АЭС во многом зависит от правильно подобранного места для размещения атомной станции, качественно созданного проекта, выполнения всех условий при постройке здания. Все должно отвечать регламентам, инструкциям по безопасности и планам.

На втором уровне важно не допустить перехода нормальной работы АЭС в аварийную ситуацию. Для этого существуют специальные приборы, которые контролируют температуру и давление в реакторах, и сообщают о малейших изменениях показаний.

Если первый и второй уровень защиты не сработали, в ход идет третий – непосредственная реакция на аварийную ситуацию. Датчики фиксируют аварию и сами реагируют на нее – реакторы глушатся, источники радиации локализируются, активная зона охлаждается, об аварии сообщается.

Безусловно, ядерная электростанция требует особого внимания к системе безопасности, как на стадии строительства, так и на стадии эксплуатации. Несоблюдения строгого регламента могут повлечь за собой очень серьезные последствия, однако сегодня большая часть ответственности за безопасность АЭС ложится на компьютерные системы, а человеческий фактор почти полностью исключен. Принимая во внимание высокую точность современных машин, в безопасности АЭС можно быть уверенными.

Специалисты уверяют, что в стабильно работающих современных атомных станциях или, находясь рядом с ними, получить большую дозу радиоактивного излучения невозможно. Даже работники АЭС, которые, к слову, ежедневно измеряют уровень полученного излучения, подвергаются облучению не больше, чем обычные жители крупных городов.

Ядерные реакторы

Что такое АЭС? Это в первую очередь работающий ядерный реактор. Внутри него и происходит процесс выработки энергии. В ядерный реактор закладываются ТВС, в нем же урановые нейтроны вступают в реакцию друг с другом, там же они передают тепло воде и так далее.

Внутри конкретного здания реактора находятся следующие сооружения: источник водоснабжения, насос, генератор, паровая турбина, конденсатор, деаэраторы, очиститель, клапан, теплообменник, непосредственно реактор и регулятор давления.

Реакторы бывают нескольких типов, в зависимости от того, какое вещество исполняет функцию замедлителя и теплоносителя в устройстве. Наиболее вероятно, что современная ядерная электростанция будет иметь реакторы на тепловых нейтронах:

• водо-водяные (с обычной водой в качестве и замедлителя нейтронов, и теплоносителя);
• графитоводные (замедлитель – графит, теплоноситель – вода);
• графитогазовые (замедлитель – графит, теплоноситель – газ);
• тяжеловодные (замедлитель – тяжёлая вода, теплоноситель – обычная вода).

КПД АЭС и мощность АЭС

Общий КПД АЭС (коэффициент полезного действия) с водо-водяным реактором около 33%, с графитоводным – около 40%, тяжеловодным – около 29%. Экономическая состоятельность АЭС зависит от КПД ядерного реактора, энергонапряженности активной зоны реактора, коэффициента использования установленной мощности за год и т.д.

Новости АЭС – обещание ученых в скором времени увеличить КПД атомных станций в полтора раза, до 50%. Это произойдет, если тепловыделяющие сборки, или ТВС, которые непосредственно закладываются в ядерный реактор, будут изготавливать не из сплавов циркония, а из композита. Проблемы АЭС сегодня в том, что цирконий недостаточно жаропрочен, он не выдерживает очень высоких температур и давления, поэтому и КПД АЭС выходит невысоким, композит же может выдержать температуру выше тысячи градусов по Цельсию.

Эксперименты по использованию композита в качестве оболочки для урановых таблеток ведутся в США, Франции и России. Ученые работают над увеличением прочности материала и его внедрением в атомную энергетику.

Что такое атомная электростанция? АЭС это мировая электрическая мощь. Общая электрическая мощность АЭС всего мира – 392 082 МВт. Характеристика АЭС зависит в первую очередь от ее мощности. Самая мощная атомная станция в мире находится во Франции, мощность АЭС Сиво (каждого блока) больше полутора тысяч МВт (мегаватт). Мощность других ядерных электростанций колеблется от 12 МВт в мини-АЭС (Билибинская АЭС, Россия) до 1382 МВт (атомная станция Фламанвиль, Франция). На этапе строительства находятся блок Фламанвиль с мощностью 1650 МВт, атомные станции Южной Кореи Син-Кори с мощностью АЭС в 1400 МВт.

Стоимость АЭС

АЭС, что это? Это и большие деньги. Сегодня людям нужны любые способы добычи электроэнергии. Водяные, тепловые и атомные электростанции повсеместно строятся в более или менее развитых странах. Строительство атомной станции – процесс не из легких, требует больших затрат и капиталовложений, чаще всего денежные ресурсы черпаются из государственных бюджетов.

В стоимость АЭС входят капитальные затраты — расходы на подготовку площади, строительство, введение оборудования в эксплуатацию (суммы капитальных расходов запредельные, к примеру, один парогенератор АЭС стоит больше 9ти миллионов долларов). Кроме того ядерные станции требуют и эксплуатационных расходов, которые включают в себя покупку топлива, расходы на его утилизацию и проч.

По многим причинам официальная стоимость ядерной станции высчитывается лишь приблизительно, сегодня ядерная станция обойдется примерно в 21-25 миллиардов евро. С нуля построить один атомный блок обойдется примерно в 8 миллионов долларов. В среднем срок окупаемости одной станции – 28 лет, срок эксплуатации – 40 лет. Как видно, атомные станции – достаточно дорогое удовольствие, но, как мы выяснили, невероятно нужное и полезное для нас с вами.

Содержание статьи

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.

Таблица "Годовое потребление электроэнергии на душу населения"

ГОДОВОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДУШУ НАСЕЛЕНИЯ(кВт·ч, начало 1990-х годов)
Норвегия	22485	Бразилия	1246
Канада	14896	Мексика	1095
Швеция	13829	Турция	620
США	10280	Либерия	535
ФРГ	6300	Египет	528
Бельгия	5306	Китай	344
Россия	5072	Индия	202
Япония	5067	Заир	133
Франция	4971	Индонезия	96
Болгария	4910	Судан	50
Италия	3428	Бангладеш	39
Польша	3327	Чад	14

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

В ближайшем будущем большой вклад в решение энергетической проблемы возможен с использованием магнитогидродинамических (МГД) генераторов за счет повышения термодинамического коэффициента полезного действия тепловых электростанций. Ионизированные горячие продукты сгорания топлива в виде низкотемпературной плазмы с температурой около 2500 °С пропускают с большой скоростью через сильное магнитное   Применяя умеренные плотности тока - до 200 А/м и аноды, суммарное содержание примесей в которых менее 5%, получают свинец марки СО, если висмута в черновом металле менее 0,5%. Расход энергии невелик - около 100 кВт-ч/т, что эквивалентно 360 МДж, а при среднем коэффициенте полезного действия тепловых электростанций - 3,5 кг/т условного топлива заметим, что на огневое рафинирование свинца расходуется 10-11% топлива от массы металла.  

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

Распределение энергии Электростанции разных типов, расположенные в разных местах, могут быть объединены высоковольтными ЛЭП (линиями электропередач) 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. КПД электростанции. 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% Атомные электроcтанции. Такие электростанции действуют по такому же принципу, что и ТЭЦ, но используют для парообразования энергию, получающуюся при радиоактивной распаде. В качестве топлива используется обогащенная руда урана. По сравнению с тепловыми и гидроэлектростанциями атомные электростанции имеют серьезные преимущества: они требуют малое количество топлива, не нарушают гидрологических режим рек, не выбрасывают в атмосферу загрязняющие ее газы. Основной процесс, идущий на атомной электростанции - управляемое расщепление урана-235, при котором выделяется большое количество тепла. Главная часть этомной электростанции - ядерный реактор, роль которого заключается в поддержании непрерывной реакции расщепления, которая не должна переходить в ядерный взрыв. Ядерное топливо - руда, содержащая 3% урана-235; ею заполняются длинные стальные трубки - тепловыделяющие элементы (ТВЭЛы). Если много ТВЭЛов разместить поблизости друг от друга, то начнется реакция расщепления. Чтобы реакцию можно было контролировать, между ТВЭЛами вставляют регулирующие стержни; выдвигая и вдвигая их, можно управлять интенсивностью распада урана-235. Комплекс неподвижных ТВЭЛов и подвижных регуляторов и есть ядерные реактор. Тепло, выделяемое реактором, используется для кипячения воды и получения пара, который приводит в движение турбину атомной электростанции, вырабатывающую электричество. Нарушение режима работы атомной электростанции грозит техногенной катастрофой - ядерным взрывом. Риск, связанный с эксплуатацией атомной электростанции, вызвал практически полное прекращение их строительства в США, Германии, Англии и Канаде; только Франция и Япония продолжают свои ядерные программы. Вместе с тем, основные мировые запасы ископаемого природного топлива, используемого в ТЭС (угля, нефти и газа), будут исчерпаны в XXI веке. Урановых месторождений хватит на гораздо более длительное время. Поэтому человечеству будет трудно обойтись без разработки максимально безопасных ядерных технологий. Вместе с тем, необходимо помнить, что отходы ядерных реакторов чрезвычайно опасны не только сами по себе, но и создают возможность взрыва. Поэтому развитию атомной индустрии должно сопутствовать (или даже предшествовать) открытие способов утилизации хранения или переработки ядерных отходов. Тепловая электростанция. Тепловая электростанция вырабатывают электроэнергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива. Основными видами топлива для тепловой электростанции являются природные ресурсы - газ, мазут, реже уголь и торф.Разновидностью тепловой электростанции (ТЭС) является теплоэнергоцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция, вырабатывающая не только электроэнергию, но и тепло, которое в виде горячей воды по тепловым сетям приходит в наши батареи. На рис. путь энергии от электростанции до квартиры.В машинном зале тепловой электростанции установлен котел с водой. При сгорании топлива вода в котле нагревается до нескольких сот градусов и превращается в пар. Пар под давлением вращает лопасти турбины, турбина в свою очередь вращает генератор. Генератор вырабатывает электрический ток. Электрический ток поступает в электрические сети и по ним доходит до городов и сел, поступает на заводы, в школы, дома, больницы. Передача электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях 110-500 киловольт, то есть значительно превышающих напряжения генераторов. Повышение напряжения необходимо для передачи электроэнергии на большие расстояния. Затем необходимо обратное понижение напряжения до уровня, удобного потребителю. Преобразование напряжения происходит в электрических подстанциях с помощью трансформаторов. Через многочисленные кабели, проложенные под землей, и провода, натянутые высоко над землей, ток бежит в дома людей. А тепло в виде горячей воды поступает из ТЭЦ по теплотрассам, также находящимся под землей. Обозначения на рисунке:Градирня - устройство для охлаждения воды на электростанции атмосферным воздухом.Котел паровой - закрытый агрегат для получения пара на электростанции посредством нагревания воды. Нагрев воду осуществляется посредством сжигания топлива (на саратовских ТЭЦ - газа).ЛЭП - линия электропередачи. Предназначена для передачи электричества. Различают воздушные ЛЭП (провода, протянутые над землей) и подземные (силовые кабели). Гидроэлектростанция. В гидроэлектростанции кинетическая энергия падающей воды используется для производства электроэнергии. Турбина и генератор преобразовывают энергию воды в механическую энергию, а затем - в электроэнергию. Турбины и генераторы установлены либо в самой дамбе, либо рядом с ней. Иногда используется трубопровод, чтобы подвести воду, находящуюся под давлением, ниже уровня дамбы или к водозаборному гидроузлу гидроэлектростанции. Мощность гидроэлектростанции определяется, прежде всего, по функции двух переменных: (1) расход воды, выраженный в кубических метрах в секунду (м3/с), и (2) гидростатический напор, который является разностью высот между начальной и конечной точкой падения воды. Проект станции может основываться на одной из этих переменных или на обеих. C точки зрения превращения энергии, гидроэнергетика - технология с очень высоким КПД, зачастую превышающем более чем в два раза КПД обычных теплоэлектростанций. Причина в том, что объем воды, падающий вертикально, несет в себе большой заряд кинетической энергии, которую можно легко преобразовать в механическую (вращательную) энергию, необходимую для производства электричества. Оборудование для гидроэнергетики достаточно хорошо разработано, относительно простое и очень надёжное. Поскольку никакая теплота в процессе не присутствует (в отличие от процесса горения), оборудование имеет продолжительный срок службы, редко случаются сбои. Срок службы ГЭС - более 50 лет. Многие станции, построенные в двадцатые годы ХХ века - первый этап расцвета гидроэнергетики - все еще в действии. Так как всеми существенными рабочими процессами можно управлять и контролировать их дистанционно через центральный узел управления, непосредственно на месте требуется небольшой технический персонал. В настоящее время накоплен уже значительный опыт по работе гидроэлектростанции мощностью от 1 кВт до сотен МВт.График нагрузки определенного района или города, который представляет собой изменение во времени суммарной мощности всех потребителей, имеет провалы и максимумы. Это означает, что в одно время суток требуется большая суммарная мощность генераторов, а в другое время часть генераторов или электростанций может быть отключена или может работать с уменьшенной нагрузкой. Задачу снятия пиков решают гидроакумулирующие станции (ГАЭС), работая следующим образом. В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальная, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы. В режиме непродолжительных "пиков" - максимальных значений нагрузки - ГАЭС работает в генераторном режиме и тратит накопленную в верхнем водохранилище воду. ГАЭС стали особенно эффективными после появления оборотных гидротурбин, которые выполняют функции и турбин, и насосов. Перспективы применения ГАЭС во многом зависят от КПД, под которым относительно этих станций понимается отношение энергии, выработанной станцией в генераторном режиме, к энергии, израсходованной в насосном режиме. Экономия топлива при использовании ГАЭС достигается за счет догрузки теплового оборудования для зарядки ГАЭС. При этом потребляется меньше топлива, чем для производства пиковой электроэнергии на ТЭС или газотурбинной электростанции. Кроме того, режим ее зарядки оказывает содействие введению в эксплуатацию базовых электростанций, которые будут вырабатывать энергию с меньшими удельными затратами топлива. Первые ГАЭС в начале XX ст. имели КПД, не больше 40%, в современных ГАЭС КПД составляет 70-75%. К преимуществам ГАЭС, кроме относительно высокого значения КПД, относится также и низкая стоимость строительных работ. В отличие от обычных гидроэлектростанций, здесь нет необходимости перекрывать речки, строить высокие дамбы с длинными туннелями и т.п.

alternativ-i-e.narod.ru