Ответы по тэс-аэс

1. Основные направления развития энергетики в РФ.

Основные цели развития энергетики: 1. Надёжное энергоснабжение экономики и населения. 2. Сохранение и развитие ЕЭС. 3. Повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики, снижение вредного воздействия на окружающую среду. Перспективными технологиями для электростанций на газовом топливе является: 1. Парогазовый цикл. 2. Газотурбинные надстройки паросиловых блоков. 3. Газовые турбины с утилизацией тепла. ТЭК России даёт 30% всего объёма промышленного производства, свыше 40% поступлений налогов и в настоящее время свыше 30% экспортных поступлений.

Технологический потенциал ТЭК. Установленная мощность электростанций 215 млн. кВт: КЭС 65,3 млн. кВт; ТЭЦ 84,3 млн. кВт; ГЭС и ГАЭС 44,3 млн. кВт; АЭС 21,3 млн. кВт. Протяжённость ЛЭП 2550 млн. км; газопроводов 149 тыс. км; нефтепроводов 47 тыс. км; тепловых сетей 250 тыс. км. За период с 1992 по 2000 год снизился объём промышленного производства, производство электроэнергии снизилось на 20%, добыча газа упала на 8%. Производство электроэнергии: КЭС 30%; ТЭЦ 37%; ГЭС 19%; АЭС 14%. Потребление электроэнергии: промышленный и строй комплекс 44%; коммунально-бытовой 24%; транспорт, сельское хозяйство, экспорт и прочее потребление 32%. На выработку электроэнергии расходуется: газа 60%; угля 30%; мазута 10%. При благоприятном сценарии развития экономики до 2020 года должно быть сооружено энергетических мощностей 176 млн. кВт: ТЭС 143 млн. кВт; ГЭС и ГАЭС 11,2 млн. кВт; АЭС 23 млн. кВт; ПГУ и ГТУ 37 млн. кВт. Размещение энергетических установок указанного типа на территории страны предполагается следующим: 1. Европейская часть – техническое перевооружение ТЭС с замещением паросиловых на парогазовые установки. 2. Сибирь – развитие ТЭС на угле и ГЭС. 3. Дальний восток – развитие ГЭС и ТЭЦ на газе крупных населённых пунктов, сооружение АЭС и АТЭЦ. В электроэнергетики планируется провести реформы, в результате которых будет организационно отделена монопольная сфера – система транспорта и обеспечена конкуренция в сфере генерации и сбыта.

2. Классификация АЭС.

По типу реактора: 1)на тепловых нейтронах (быстрых), 2)на тяжелой воде (малое сечение захвата нейтронов, создание реакторов на природном уране), 3)на обычной воде, 4)на графитовом замедлителе (урано-графитовые реакторы на графитовом стержне). По параметрам рабочего тела: 1)перегретый пар, 2)сухой насыщенный пар. По типу и параметрам теплоносителя: 1)обычная вода, 2)жидкий металл, 3)органические соединения, 4)газообразные вещества. По конструктивному выполнению реактора: 1)РБМК (урано-графитовый), 2)ВВЭР. По числу контуров: 1)1- , 2)2- ,3)3- контурные.

3. Требования, предъявляемые к ТЭС и АЭС

Тепловые и атомные электрические станции, их оборудование и технологические схемы должны удовлетворять ряду технических и экономических требований. -надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей в соответствии с графиком нагрузок особенно важно для снабжения электроэнергией, т.к. производство и потребление ее осуществляется практически почти одновременно. Электроэнергия не запасается и не хранится на складах. Ведутся работы по созданию накопителей электроэнергии. Показатели качества электроэнергии должны удовлетворять установленным нормам. -обеспечение требований безопасности, нормальных условий труда персонала, охрана окружающей среды, включая требования противопожарной безопасности, радиационной безопасности, противоаварийной и биологической защиты. Помещения ТЭС и АЭС должны иметь хорошее естественное освещение, аэрацию и вентиляцию. Должна обеспечиваться защита воздушного бассейна от загрязнений вредными выбросами путем улавливания твердых частиц, оксиды серы и азота и рассеивания их в верхних слоях атмосферы. Источники водоснабжения защищают от попадания в них загрязняющих сточных вод. Должны осуществляться преимущественно безотходные технологические схемы водоподготовки, золоулавливания и др. -экономические требования заключаются в снижении первоначальных затрат и эксплуатационных расходов. Такое снижение должно выполняться в результате рационального конструирования оборудования и проектирования ТЭС в целом, индустриализация строительства и монтажа. Одно из важнейших требований экономичности – снижение затрат на топливо. Тепловая экономичность ТЭС должна быть возможно высокой, энергетические показатели ТЭС не должны уступать по своим значениям показателям лучших образцов отечественной и зарубежной энергетики.

4. Основные элементы ТЭС

В настоящее время основная масса ТЭС входит в энергетическое объединение, в этом случае мощность и тип теплофикационной турбины определяет не электрически нагрузка, а тепловые, т. е. графики тепловых нагрузок и параметры теплоносителя. Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, праметров и режимов теплового потребления. На ТЭЦ с отопительной нагрузкой в городах без промышленных потребителей устанавливаются турбины типа Т с отопительными отборами. На ТЭЦ промышленных предприятий применяют турбины типа ПТ с двумя теплофикационными отборами – промышленным и отопительным; для покрытия постоянной тепловой нагрузки возможно применение турбин типа Р с противодавлением. В районах с развитым промышленным и тепловым потреблением сооружают ТЭЦ смешанного типа с турбинами типов ПТ, Р и Т. Проектировать ТЭЦ для покрытия всей тепловой нагрузки не выгодно т. к. большую часть времени эта нагрузка не требуется, а лишь в пики потребления. Обычно проектируют теплофикационные станции таким образом, что сетевые подогреватели покрывают основную нагрузку (базовую), а пиковые водогрейные котельные (ПВК) пиковую часть нагрузки.

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребления. Набор таких турбин определяют предварительно по оценочным приближенным расчётам и уточняют в результате детальных расчётов тепловой схемы. Турбины с противодавлением предназначаются для покрытия базовой части производственной нагрузки и применяются вместе с турбоагрегатами с регулируемыми отборами и конденсацией, устанавливаемыми на данной ТЭЦ в первую очередь. Турбоагрегаты изолированной ТЭЦ выбирают так, чтобы при выходе из строя наиболее крупного из них было обеспечено покрытие электрических и тепловых нагрузок с учётом допускаемого потребителями регулирования.

5. График электрической нагрузки по продолжительности

При построение графиков электрической нагрузки для вновь строящихся предприятий используются типовые суточные графики, которые составлены для определённых групп потребителей по статистическим данным. Определяем продолжительность выработки i-й

мощности в году: τ(Ni)=Δτзр*τзр+Δτлр*τлр+Δτзв*τзв+Δτлр*τлр.

Пользуясь годовым графиком электрической нагрузки по продолжительности можно выбрать наиболее рациональные с точки зрения их

использования мощности и тип определённых агрегатов. Определить коэффициент использования установленной мощности станции: Ки=Эгод/(8760*Nуст). Число часов использования установленной мощности: hу=Эгод/Nуст.

6. График электрических нагрузок и основы выбора оборудования КЭС

Если нагрузка приводится в режиме реального хронологического времени, то график называется хронологическим графиком. Если нагрузки сгруппированные в порядке убывания с приведением времени их стояния, то график называется графиком нагрузок по

продолжительности стояния или интегральным графиком. Реальные характеристики изменения нагрузок можно увидеть на графиках: суточном, недельном, месячном, сезонном или годовом. Графики могут представляться по одной энергоустановки, блоку (≈8000 часов/год), станции (8760 часов/год) или энергосистемы. Суточные, недельные, сезонные неравномерности характеризуются коэффициентом

неравномерности, т. е. отношением минимума и максимума нагрузок по суточному, недельному и

сезонному графикам: γ=Nmin/Nmax. Заполненость графика выражается коэффициентом плотности - отношение средней и максимальной нагрузок в графике: kзап=Nср/Nmax. Плотность годовых интегральных графиков нагрузки оценивается эффективной компанией или годовым числом использования установленной мощности т. е. числом часов работы в году условно постоянной установленной мощностью и выработкой той что задаётся графиком, эта же выработка достигается при работе в течение времени продолжительности работы в году: Тэф=Эгод/Nmax. По эффективной кампании графики подразделяются на остро пиковый <1,5 тыс. часов/год; пиковый 1,5-2 тыс. часов/год; полупиковый от 1,5-2 тыс. часов/год до 3,5-4 тыс. часов/год; полу базовый от 3,5-4 тыс. часов/год до 5-6 тыс. часов/год; базовый >5-6 тыс. часов/год.

Nmax=Nуст

7. Коэффициенты и показатели, характеризующие режимы работы КЭС

8. Графики тепловых нагрузок и выбор основного оборудования ТЭЦ

Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ восновном происходит по следующим направлениям: 1.На технические нужды промышленности. 2.На отопление и вентиляцию жилищных и

производственных зданий. 3.На горячее водоснабжение бытовых потребителей. Потребителя тепловой энергии разделяют на две группы: 1.Сезонные потребители. 2.Круглогодовые

теплопотребители. Режимы промышленного теплопотребления зависят от: 1.Исходного сырья, вида конечной продукции и технологической схемы сырья. 2.Параметров и структуры используемых внешних теплоносителей. 3.Наличие вторичных энергоресурсов в тепловом балансе предприятий и режимы их использования. 4.Сменности наиболее теплопотребляемых цехов, а так же

особенностей производственного цикла предприятий. 5.Климатических характеристик района, где расположены предприятия и способы компоновки технологического оборудования. Годовой график тепловых нагрузок по продолжительности используется для расчёта годового теплопотребления предприятия и выбора эффективного способа нагрузок на ТЭЦ для действующих тепло потребителей, строят на основании суточных графиков нагрузок, при этом можно ограничится рассмотрением нескольких характерных суточных графиков для различных годовых сезонов.

9. Построение графика тепловой нагрузки по продолжительности

При построение графиков электрической нагрузки для вновь строящихся предприятий используются типовые суточные графики, которые составлены для определённых групп потребителей по статистическим данным. Определяем продолжительность выработки i-й мощности в году:

τ(Ni)=Δτзр*τзр+Δτлр*τлр

+Δτзв*τзв+Δτлр*τлр. Пользуясь годовым графиком электрической нагрузки по продолжительности можно выбрать наиболее рациональные с точки зрения их использования мощности и тип определённых агрегатов. Определить коэффициент использования установленной мощности станции: Ки=Эгод/(8760*Nуст). Число часов использования установленной мощности: hу=Эгод/Nуст.

11. Регулирование отпуска теплоты от ТЭЦ

12. Температурные графики сетевой воды

Регулирование отпуска тепла это совокупность мероприятий по изменению теплоотдачи приборов местных систем теплопотребления, в соответствии с изменением в потреблении тепла нагреваемых ими сред. Воды для горячего водоснабжения и воздуха в помещение. Теплоотдача любого нагревательного прибора описывается уравнением вида: Q=k*F*Δt*h (1), где k – коэффициент теплоотдачи; F – поверхность теплообмена; Δt – средний температурный напор; h – продолжительность работы нагревательного прибора. Это количество энергии передаваемое от нагревательного прибора местной системе, т. е. нагреваемой среде. Обычно Δt представляет собой разность между средне арифметическими температурами сред: Δt=(τ1+τ2)/2-(t1+t2)/2 (2), где τ1,

τ2 – температура греющей среды на входе и выходе нагревательного прибора; t1, t2 - температура

нагреваемой среды. Q=(τ1-τ2)*Cп*Gп, где Cп – удельная теплоёмкость первичного
теплоносителя; Gп – расход первичного теплоносителя. Wп=Cп*Gп – эквивалентный расхода
первичного теплоносителя. τ2=τ1-Q/Wп (3). Подставив в (1), (2), а затем (3) получим:
Q		1	0,5	* t1 t 2
			1	1
		k * F * h			2 * WП

Отпуск теплоты от нагревательного прибора можно регулировать, если заданны t1 и t2, изменение: 1.Температура греющего теплоносителя на входе в прибор. 2.Расход первичного теплоносителя. 3.Поверхность теплообмена нагревающего прибора. 4.Продолжительность работы. 5.Коэффициент теплоотдачи прибора. Если теплоноситель пар, то принимаем τ1=τ2=τ, Wп →∞, тогда регулирование отпуска тепла производится следующим образом. Основной метод регулирования при использование пара: 1.Дросселирование с целью изменения температуры. 2.Изменение продолжительности работы это регулирование осуществляется на месте потребителя. В зависимости от места регулирования различают центральное регулирование и групповое регулирование производимое на тепловых подстанциях, на местных тепловых подстанциях или абонентском вводе. Индивидуальное регулирование непосредственно на теплопотребляющих приборах. Методы централизованного регулирования тепловых сетей: 1.Качественное регулирование – изменение температуры на входе в прибор отопления при неизменном расходе теплоносителя. 2.Количественное регулирование – изменение расхода при постоянной температуре на входе в прибор. 3.Качественно-количественное регулирование – одновременное изменение температуры на входе в прибор и расхода первичного теплоносителя.

13. Пути увеличения экономии топлива от теплофикации

Q=Q2=Dкэс*q2 (1), Dкэс*lкэс=Dтэц*lтэц -> Dкэс=Dтэц*lтэц/lкэс (2), ΔQ=Dтэц*lтэц/lкэс*q2 (3), Qт=Dтэц*qт (4), ΔQ/Qт=Dтэц*lтэц/(Dтэц*qт)*q2/lкэс=Nтэц/Qт*q2/lкэс, y=Nтэц/Qт (5), q2/lкэс=(1-ηкэс)/ ηкэс (6), ΔQ/Qт=y((1-ηкэс)/ ηкэс), у-удельная выработка электроэнергии на базе отпуска тепла на ТЭЦ, ηкэс-термический кпд при раздельной выработке электроэнергии на кэс.

Экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии для полностью обратимых циклов определяется выработкой электроэнергии на тепловом потреблении и термодинамически эффективного производства электроэнергии в раздельной схеме. Удельная выработка на тепловом потреблении для паровых турбин ТЭЦ тем выше, чем более высокими являются начальные параметры пара. у уменьшается с ростом давления отбираемого на теплоснабжение пара.В реальных условиях следует учитывать:1) внутреннюю необратимость термодинамических процессов, 2) потери энергии при транспорте теплоносителя, 3) расходы энергии на собственные нужды, 4) потери энергии в ЛЭП, 5) реальный кпд источников тепла и электроэнергии.

В=Qтэц/Qр н*(y(1/ηлэп*ηкэс-1/Kит)+( ηтс/ηк-1/Kит))-Nгту*ξ/Qн р*(1/ηгту-1/ηлэп*ηкэс)

Qтэц –количество теплоты, отпускаемое потребителю в комбинированной схеме, ηлэп, ηтскпд лэп и магистральной теплосети, ηгту, ηкэскпд гту в схеме ТЭЦ и КЭС в раздельной схеме, ηккпд котельной, Kитькоэффициент использования теплоты топлива, ξ- отношение удельной теплоты выхлопных газов котла-утилизатора к удельной теплоте, отводимой в конденсаторе кэс.

Основными параметрами, определяющими экономию топлива при комбинированной выработке в реальных условиях является: 1) удельная выработка электроэнергии на базе отношения тепла, у, 2) кпд гту в схемах тэц, 3) отношение удельных теплот. Для реальных значений кпд: кэс=0,4-0,5, котельной=0,9, Кит=0,9, использование пгу тэц может дать экономию до 20%, если у>0,8, кпд гту>0,3, потери энергии при транспорте ее <=10%.

14. Сущность теплофикации

Теплофикацияэто центральное теплоснабжени е на базе комбинирован ной выработке тепловой и электрической

энергии. Рассмотрим идеальный термодинамические циклы раздельной и комбинированной

выработки тепловой и электрической энергии. Производимая электрическая и тепловая мощность в обоих вариантах одинакова. Составим элементарный тепловой баланс: Qкэс=Nкэс+Q2+Qк, Qтэц=Nтэц+Qтэц, ΔQ=Qкэс-Qтэц=Nкэс+Q2+Qк-Nтэц-Qтэц=Q2 В полностью обратимых термодинамических циклах экономия энергии (топлива), при использовании комбинированной выработке вместо раздельной, равна количеству тепла, выбрасываемого в окружающую среду из конденсаторов кэс.

15. Распределение нагрузки между основными и пиковыми источниками теплоты
					По мере снижения температуры воздуха, возрастает
					температура прямой сетевой воды. аб-линия разгрузки.
					Qпк=Qт max(1-атэц) Qтэц=GсвСрв(tпр-tподпит) атэц=0,6-
					0,8-оптимальное	значение		коэффициента теплофикации.С
			а
					понижением температуры наружнего воздуха повышаются
					нагрузки на ТЭЦ, это может по-разному восприниматься
					турбинами.	Qпк=GсвСрв(tб-tб``) Qпк=Qт			max(1-
	б
					атэц)+GсвСрв*дельтаt В зависимости от температурного
					графика сети имеется максимально допустимый расход
					отборного пара. В условиях эксплуатации ТЭЦ может
					оказаться, что при		наличии избытков пара для паровых
					турбин, выгоднее		вместо	пвк устанавливать	пиковые

бойлеры.

17. Определение удельных и годовых расходов топлива на КЭС

Для сопоставления тепловой экономичности электростанций с различными видами топлива принято определять расходы условного топлива с теплотой сгорания 29308 кДж/кг (7000 ккал/кг). В этом случае удельный расход условного топлива, кг/кВтч, bу=Bу/Nэ=3600/29308ηс=0,123/ ηс. Это соотношение вытекает из общего энергетического баланса электростанции и определяет ее кпд по производству электроэнергии: BQн р* ηс=3600N, ηс=3600N/(BQн р) Удельный расход условного топливаполноправный показатель энергетической эффективности конденсационной электростанции и наравне с ее кпд удобен для определения расхода топлива: для часового периода, кг/ч- Ву=bуNэ, для любого промежутка времени, кгBу=bуЭ. Снижение удельного расхода условного топлива на 1 г/кВтч в масштабе народного хозяйства страны дает годовую экономию условного топлива до 1,5 млн.т

19. Оптимальные начальные параметры пара на ТЭС

21. Промежуточный перегрев пара на ТЭЦ (тоже для АЭС)

кпд	i
	Промперегрев пара на ТЭЦ дает тем меньший
	кпд, тем меньшую экономию топлива, чем
	выше давление отработавшего пара.
	дельта Р2
	Р2 предел=6-8 атм

23. Выбор оптимального начального давления пара на КЭС

Как для перегретого пара при постоянной начальной температуре, так и для насыщенного пара повышение Ро увеличивает теоретической КПД цикла только до определенного значения Ро=17 МПа. Относительный внутренний КПД турбины, где весь или почти весь процесс расширения пара проходит ниже пограничной кривой х=1, существенно зависит от влажности пара в ступенях турбины. Так как с повышением Ро влажность пара в последних ступенях турбины увеличивается и КПД снижается, но давление, при котором достигается максимум абсолютного внутреннего КПД, оказывается меньше, чем соответствующее максимуму значение теоретического КПД, а кривая зависимости теоретического КПД от Ро-более пологая. Термодинамический оптимум, т.е.максимум внутреннего КПД, соответствует Ро=13МПа, причем с уменьшением Ровдвое экономичность установки снижается на 0,05-0,07% Для кипящих реакторов, в том числе реакторов РБМК, непосредственно снабжающих паром турбину, на выбор начального давления оказывает влияние коэффициент теплоотдачи от стенки тепловыделяющих элементов к воде при кипении, зависящих от давления и максимальный при Ро-7 МПа. В двухконтурной схеме из-за неизбежных температурных перепадов в реакторе и в парогенераторе давление воды на выходе из реактора должно быть по меньшей мере на 8-11 МПа выше, чем давление пара на входе в турбину. Но увеличение давления воды связано с трудностями создания реактора и обеспечение его надежности, особенно при больших размерах его корпуса. В связи с этим давление пара на входе в турбину для АЭС с реактором РБМК принимается не выше 6-7,3 МПа, а для АЭС с реактором ВВЭР до 4,2-8 МПа.

24. Промперегрев пара на АЭС

Помперегрев пара производится паром тех же параметров, что и перед турбиной, и обычно температура промперегрева на 20-40С меньше То. Иногда перегрев осуществляется двухступенчатым, сначала паром из промежуточной ступени турбины при давлении выше разделительного, а затем паром начальных параметров. Промежуточный перегрев снижает влажность пара в ступенях низкого давления, повышая при этом внутренний относительный КПД. Дренаж греющего пара в промежуточном пароперегревателе используется для вытеснения одного из регенеративных отборов или заканчивается непосредственно в линию питательной воды, повышаю ее температуру. Это ведет к повышению экономичности турбоустановки. Но, в отличии от промежуточного перегрева, осуществляемого в котельном агрегате цикла с начальным перегревом пара, в турбоустановках насыщенного пара он не повышает теоретический КПД цикла, так как уровень подвода теплоты в нем ниже, чем в основном, первоначальном цикле. В турбоустановках АЭС с реакторами БНР начальная температура относительно низкая и про Ро=13 МПа Ео=480С, в то время как на ТЭС при 13МПа, То=540С и имеет газовый промперегрев до То=540С. В связи с этим в турбине на АЭС с реактором БНР значительная часть ступеней будет работать влажным паром и соответственно с пониженным КПД, а в последних ступенях из-за высокой влажности нужно опасаться эрозии лопаток.Поэтому перед цнд турбины пар аправляется во внешний сепаратор, а затем на промперегрев. Перегрев паропаровой, греющим паром является после части высокого давления с Р=6 МПа. В этом случае термодинамические потери будут меньше, а с учетом повышения экономичности ступенейнизкого давления КПД турбоустановки возрастает.

26. Схемы регенерации питательной воды Греющий пар поступает в подогреватель по трубопроводу сверху и движется навстречу нагреваемой питательной воде. (Для ПВД три

зоны) В охладителе пара питательная вода отбирает от поступающего пара теплоту перегрева. Для этого в паровом пространстве охладителя расположено множество перегородок, которые обеспечивают длительный контакт перегретого пара и питательной воды. Пройдя охладитель, пар поступает в собственно подогреватель, где происходит конденсация пара и передача теплоты конденсации питательной воде. Образующийся конденсат имеет температуру насыщения, которая значительно выше температуры поступающей питательной воды. Поэтому для более полного использования теплоты конденсата он направляется в охладитель конденсата. Охлажденный конденсат направляется либо в подогреватель с более низким давлением,

либо в деаэратор. 1-водомерное стекло	2-перегородка 3-вход пара	4-
решотка 5-водяная камера 6-вход и выход воды 7,9-вентили для отвода воздуха
8-перегородк 10-трубки 11-корпус 12-конднсатоотводчик с попловком.		1-

дроссельная шайба 2-корпус 3-колл-ры питат воды 4.5-подвод и отвод пит воды

27. Смешивающие и поверхностные регенеративные подогреватели