Как работает атомный энергоблок. часть 2. кпд аэс

Преимущества и недостатки атомных электростанций

Спрос на электроэнергию, постоянно растет во всем мире. Особенно это касается развитых стран, где потребление значительно опережает выработку электричества. Принимаются меры по использованию альтернативных источников, но заметных практических результатов они пока не дали. Решить эту проблему возможно разными способами, в том числе путем дальнейшего развития и совершенствования атомной энергетики. При этом, нужно обязательно учитывать все плюсы и минусы атомных электростанций.

Строительство новых АЭС имеет несомненные достоинства, среди которых можно отметить следующие:

  • Используемые топливные ресурсы обладают высокой энергоемкостью. Полноценное использование одного килограмма урана дает такое же количество энергии, которое получается при сжигании 50 т нефти или 100 т каменного угля. Отсюда и высокий КПД атомной электростанции.
  • Возможность переработки ресурсов и их вторичное применение. В отличие от традиционных видов топлива, уран после расщепления вполне может быть использован вновь. В перспективе возможен полный переход к замкнутому циклу, при котором не будут образовываться вредные и опасные отходы.
  • Когда эксплуатируется электростанция (АЭС), у нее отсутствует парниковый эффект. Эти установки ежедневно предотвращают выбросы в атмосферу миллионов тонн углекислого газа.
  • Независимость реакторов от мест, где располагается топливо. Из-за высокого энергетического эквивалента ядерных ресурсов, процесс их транспортировки не требует существенных затрат.
  • Стоимость эксплуатации сравнительно невысокая и не превышает расходы на содержание других типов электростанций.

Однако, учитывая специфику атомных установок, следует отметить и недостатки, связанные с их использованием:

  • В первую очередь, это тяжелые последствия, возникающие даже при незначительной аварии. В связи с этим, любая АЭС опасна и требует достаточно сложных систем безопасности с широкими возможностями резервирования. Это позволяет обезопасить основной механизм даже при значительных авариях.
  • Необходимость уничтожать отработанное топливо. Его утилизация требует серьезных затрат, достигающих 20% от общих эксплуатационных расходов.
  • Для атомных электростанций по техническим причинам нежелательна работа в маневренном режиме.

Тем не менее, несмотря на недостатки, данное направление считается перспективным, поэтому ведутся постоянные исследования по дальнейшему совершенствованию и развитию атомной энергетики.

Все атомные электростанции России

Плавучая атомная электростанция

Аварии на атомных электростанциях

Газотурбинная электростанция (ГТЭС)

Тепловые электростанции (ТЭС)

Волновая электростанция (ВЭС)

«Нужно развивать парогазовые технологии»

— Как вы оцените перевод Новосибирской ТЭЦ-5 на бурый уголь, который СГК в прошлом году осуществила?

— Это очень правильный и логичный шаг. Надо отметить, что бородинский уголь, который СУЭК теперь поставляет в Новосибирск, это самый лучший бурый уголь, который только может быть. На Новосибирской ТЭЦ-3, которая давно работает на буром угле, мы всегда были рады, когда удавалось закупить именно партии бородинского угля. Назаровский бурый, например, большие сложности нам всегда доставлял. Бояться горожанам ничего не нужно. Да, котлы на ТЭЦ-5 изначально не были предназначены для сжигания бурого угля, но это технический вопрос, он решаем. И СГК его решит.

— Понятно, что волнует горожан в связи с этим переводом — экология. Сейчас вообще такие вопросы на слуху, на хайпе даже. А в ваше время, когда вы руководили энергосистемой, людей это волновало?

— Да. И в свое время мы в «Новосибирскэнерго» начинали заниматься, например, золошлакоотвалами. Ведь ЗШО — это не отходы, это сырье. В Новосибирске на площадку ТЭЦ-6 в 1990-е вывезли миллион тонн золошлака. При Барабинской ТЭЦ был построен завод по выпуску кирпича из шлаков, под переработку 200 тысяч тонн в год. Когда строили автомагистраль Омск — Новосибирск, в основание трассы на участке примерно в 200 км уложили порядка 200 тысяч тонн ЗШО с этой станции. И надо сказать, эта дорога стояла лучше, чем остальные, я сам по ней ездил много лет. Ведь проблема Новосибирской области какая — одно болото же сплошное, поэтому дороги пучатся постоянно.

Наладили тогда и поставки ЗШО на цементный завод в Искитиме, даже документы получили на такой продукт, выпустили 4 тысячи тонн — это же не игрушки, цемент должен веками держать. К сожалению, потом все эти начинания были свернуты. И сейчас мы пришли к тому, от чего уходили…

Вот вы спрашиваете про экологию… Мы сейчас получаем тепло и свет от газа или угля. Но ведь газ — вот он сгорел, и его уже не будет. Кусочек угля сгорел — и его тоже больше не будет. Может, термоядерную энергию когда-нибудь освоят, но и она конечной будет. И водород, на который сейчас многие молятся, кончится тоже… Я считаю, что двигаться нужно не в сторону тотальных ВИЭ. Нужно развивать парогазовые технологии. Например, сейчас есть технологии, которые позволяют на парогазовых установках за счет использования высоких температур в цикле (от 1200 градусов и выше) получить КПД под 70%! По всем оценкам, такого же эффекта можно добиться и на угольном топливе. Но как? В Томске, я знаю, на ТЭЦ-3 сделали установки для получения генераторного газа. Но дальше там не пойдут.

На Новосибирской ТЭЦ-2 можно сделать такие же установки, получить генераторный газ, использовать существующие котлы-утилизаторы. Нам надо двигаться дальше в парогазовом цикле. Мы способны повысить КПД таких установок. Допустим, сегодня на ГРЭС мы получаем КПД на уровне 42−44%. А можно добиться 50% и выше. Это будет огромный скачок в тепловой энергетике! Но для этого из угля нужно сначала получать синтез-газ. А потом уже его использовать в цикле ПГУ. Понимаете, нам никуда от угля не убежать. Но повышать эффективность угольной генерации необходимо. И технологии есть! Надо просто взять их и делать!

Электростанции, работающие на газу.

Газ — это топливо, которое также как и уголь, сильно распространено на ТЭС. У газа, по сравнению с углем, есть свои преимущества.

Во-первых, сжигая газ, мы получаем меньше вредных выбросов. Практически отсутствует такие составляющие как зола и шлак.

Во-вторых, упрощается эксплуатация ТЭС, так как отпадает такая работа, как пылеприготовление. Кроме установок пылеприготовления, на ТЭС много и другого оборудования . Газ практически не нужно подготавливать к сжиганию. Также ТЭС, которая работает на газу, несколько маневренней, чем ТЭС, работающая на угле в плане изменения нагрузки.

По поводу эффективности можно сказать, что современные ТЭС работающие по циклу ПГУ (паро-газовая установка) могут работать только на газу. В ПГУ установлена газовая турбина , и именно в ней происходит сжигание топлива, а не в котле, как на старых электростанциях. Угольную пыль там сжечь невозможно. Хотя стоит сказать, что в настоящее время из угля можно получит синтетический газ, на котором уже могут работать некоторые зарубежные образцы газовых турбин.

Типы гидроэлектростанций

Несмотря на сходный принцип действия, существуют ГЭС разных типов. Так как при их строительстве в большинстве случаев используется естественный рельеф местности, то различия связаны с использованием конкретных преимуществ, которые предоставляют природные условия. Типы гидроэлектростанций:

  • Деривационные. Размещаются на горных реках, где перепад высот позволяет использовать энергию падающего потока, но сильное течение исключает строительство плотины. Потоки воды направляют в специальные отводы, наклон которых сооружают так, чтобы обеспечить необходимый напор.
  • Плотинные. Основной тип ГЭС, предусматривающий строительство плотины, перегораживающей русло реки и создающей водохранилище. Плотина часто также имеет функцию борьбы с наводнениями. Благодаря водному резервуару, с помощью которого можно регулировать поток воды, электростанция способна реагировать на изменение потребления энергии (снижать и увеличивать выработку) и адаптироваться к сезонным колебаниям количества проточной воды.
  • Смешанного типа. Применяются в тех случаях, когда для успешной работы деривационных ГЭС необходимо и возможно построить плотину для создания резерва воды с целью регулирования потока.
  • Аккумуляторные (ГАЭС). У них есть два резервуара для воды: верхний и нижний. В период низкого энергопотребления электростанция перекачивает воду из нижнего в верхний, таким образом накапливая потенциальную энергию (это насосная работа ГАЭС). В свою очередь, генератор начинает работать, когда энергопотребление возрастает. Вода поступает из верхнего резервуара, приводя в движение турбину, посредством которой вырабатывается электричество.
  • Приливные (ПЭС). Используют колебания уровня воды, часто в устьях рек, где приливные явления вызывают двунаправленный поток. На прибрежном участке возводят плотину. Для эффективной работы необходимо, чтобы перепад воды был не менее 5 м. Мощность таких электростанций невелика, это связано с низкой энергией проточной воды. Большинство ПЭС используют пропеллерные турбины. Некоторые из них имеют внушительные размеры. Во Франции турбины, расположенные в нижней части Ла-Манша, имеют диаметр 21 м и мощность около 2,2 МВт.

Существует классификация гидроэлектростанций по совокупной мощности установленных генераторов, позволяющая разделить малые и крупные ГЭС, но она отличается для разных стран. Например, в Португалии, Испании, Ирландии, Греции и Бельгии 10 МВт было принято в качестве верхнего предела для малых ГЭС, в Италии – 3 МВт, Швеции – 1,5 МВт, а в Польше – 5 МВт.

Однако эти границы достаточно условны и могут изменяться государственными нормативными актами. Так, В США сначала максимальная мощность малых ГЭС была равной 5 МВт, затем 15 МВт, а сейчас уже 30 МВт. В РФ также гидроэлектростанции мощностью более 30 МВт считаются крупными.

Типы ТЭЦ

ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в Северодвинске

ТЭЦ-5 в Новосибирске

По типу соединения котлов и турбин теплоэлектроцентрали могут быть блочные и неблочные (с поперечными связями). На блочных ТЭЦ котлы и турбины соединены попарно (иногда применяется дубль-блочная схема: два котла на одну турбину). Такие блоки имеют, как правило, большую электрическую мощность: 100—300 МВт.

Схема с поперечными связями позволяет перебросить пар от любого котла на любую турбину, что повышает гибкость управления станцией. Однако для этого необходимо установить крупные паропроводы вдоль главного корпуса станции. Кроме того, все котлы и все турбины, объединённые в схему, должны иметь одинаковые номинальные параметры пара (давление, температуру). Если в разные годы на ТЭЦ устанавливалось основное оборудование разных параметров, должно быть несколько схем с поперечными связями. Для принудительного изменения параметров пара может быть использовано редукционно-охладительное устройство (РОУ).

По типу паропроизводящих установок могут быть ТЭЦ с паровыми котлами, с парогазовыми установками, с ядерными реакторами (атомная ТЭЦ). Могут быть ТЭЦ без паропроизводящих установок — с газотурбинными установками. Поскольку ТЭЦ часто строятся, расширяются и реконструируются в течение десятков лет (что связано с постепенным ростом тепловых нагрузок), то на многих станциях имеются установки разных типов. Паровые котлы ТЭЦ различаются также по типу топлива: уголь, мазут, газ.

По типу выдачи тепловой мощности различают турбины с регулируемыми теплофикационными отборами пара (в обозначении турбин, выпускаемых в России, присутствует буква «Т», например, Т-110/120-130), с регулируемыми производственными отборами пара («П»), с противодавлением («Р»). Обычно имеется 1—2 регулируемых отбора каждого вида; при этом количество нерегулируемых отборов, используемых для регенерации тепла внутри тепловой схемы турбины, может быть любым (как правило, не более 9, как для турбины Т-250/300-240). Давление в производственных отборах (номинальное значение примерно 1—2 МПа) обычно выше, чем в теплофикационных (примерно 0,05—0,3 МПа). Термин «Противодавление» означает, что турбина не имеет конденсатора, а весь отработанный пар уходит на производственные нужды обслуживаемых предприятий. Такая турбина не может работать, если нет потребителя пара противодавления. В похожем режиме могут работать теплофикационные турбины (типа «Т») при полной тепловой нагрузке: в таком случае весь пар уходит в отопительный отбор, однако давление в конденсаторе поддерживается немногим более номинального (обычно не более 12—17 кПа). Для некоторых турбин возможна работа на «ухудшенном вакууме» — до 20 кПа и более.

Кроме того, выпускаются паровые турбины со смешанным типом отборов: с регулируемыми теплофикационными и производственными отборами («ПТ»), с регулируемыми отборами и противодавлением («ПР») и др. На ТЭЦ могут одновременно работать турбины различных типов в зависимости от требуемого сочетания тепловых нагрузок.

Выбросы углекислого газа

Поскольку уголь в основном состоит из углерода , угольные электростанции имеют высокую углеродоемкость . В среднем угольные электростанции выбрасывают гораздо больше парниковых газов на единицу произведенной электроэнергии по сравнению с другими источниками энергии (см. Также выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла источников энергии ). В 2018 году уголь, сжигаемый для производства электроэнергии, произвел более 10 Гт CO.2из 34 Гт от сжигания топлива (общие выбросы парниковых газов за 2018 год составили 55 Гт CO2д).

Постепенно прекращать

С 2015 по 2020 год, хотя производство угля в абсолютном выражении практически не сократилось, некоторая доля рынка была занята ветровой и солнечной энергией. В 2020 году только Китай увеличил выработку угольной энергии, а в мире она упала на 4%. Генеральный секретарь ООН заявил , что ОЭСР страны должны прекратить выработки электроэнергии из угля к 2030 году и на остальной части мира к 2040, в противном случае ограничения глобального потепления до 1,5 ° С, мишень из Парижского соглашения , будет крайне сложно.

Преобразование

Некоторые электростанции переоборудуются для сжигания газа, биомассы или отходов, а в 2023 году будет проведено опробование перехода на аккумуляторы тепла .

Улавливание углерода

В 2020 году Китай рассматривал возможность модернизации некоторых существующих угольных электростанций с улавливанием и хранением углерода , но это очень дорого, снижает выработку энергии и для некоторых станций технически невозможно.

2014 Оглавление

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С.Гуцериева

КАФЕДРА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ

ОТЧЕТ

по производственной практике

Выполнил: студент гр. ОБ – 140400 – 41

Кошелев Ю.С.

Руководитель от предприятия:

Фисенко С.В.

Ижевск

Введение 3

1.Характеристика Воткинской ГЭС 3

2.Характеристика основного энергетического оборудования 5

Противоаварийная автоматика 9

3.Технико-экономические показатели Воткинской ГЭС за 2013 год.Выработка электроэнергии за год 11

4.Планирование режимов работы ГЭС 12

Регулирование напряжения: 15

5.Собственные нужды ГЭС 20

6.Сведения о работе гидроэлектростанции 22

7. Управление водохранилищами 24

Список используемой литературы: 1

Введение

Производственная практика — одна из частей учебного процесса, которая необходима для закрепления теоретических знаний.

Объектом практики является Филиал ОАО «РусГидро» — «Воткинская ГЭС».

Сроки прохождения практики: с 14 июля 2014 года, по 26 июля 2014 года.

Главная цель производственной практики заключается в предоставлении возможности будущему специалисту получить навыки в области избранной профессиональной деятельности. А также в возможности проявить полученные во время учебы знания и умения на практике.

Задачей производственной моей практики является более глубокое ознакомление с оборудованием Воткинской ГЭС.

1.Характеристика Воткинской гэс

Воткинская ГЭС — один из узловых системообразующих пунктов сети электроснабжения Уральского региона России. К основным задачам станции относится: работа в пиковой части графика нагрузки, обеспечение высокооперативного резерва при различных нарушениях и отклонениях планового режима, регулирование водотока реки Кама для обеспечения судоходства и бесперебойной работы водозаборных сооружений городов.

Являясь важным узлом в объединенной энергосистеме Урала, Воткинская ГЭС непосредственно связана с Пермской, Удмуртской, Кировской, Башкирской и Свердловской энергосистемами. Станция участвует в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности по линиям электропередач «Центр — Урал». Как станция с суточным и частично сезонным регулированием, ГЭС покрывает утренние и вечерние пиковые нагрузки в Уральской энергосистеме.

По воспоминаниям первостроителей гидроэлектростанции, именно сооружению Воткинской ГЭС был обязан своим возникновением город Чайковский. Небольшой рабочий поселок на берегу Камы ныне превратился в современный красивый город, получивший имя гениального композитора.

Сооружение на Каме каскада из трех гидроэлектростанций (Камской, Воткинской, Нижнекамской) явилось одним из важнейших достижений гидротехники страны. Это пример разностороннего использования водных ресурсов для удовлетворения потребностей различных отраслей экономики: энергетики, речного транспорта, водоснабжения.

Строительство Воткинской ГЭС на р. Кама решило многие важные задачи, главная из которых — наиболее полное использование водно-энергетических ресурсов для получения большого количества недорогой электроэнергии. Гидроэлектростанции на Каме повысили надежность энергоснабжения единой энергосистемы страны. В районе расположения гидроузлов были созданы условия для развития территориально-промышленных комплексов, защиты от наводнений городов и населенных пунктов, сооружены авто- и железнодорожные переходы через Каму, образованы крупные водохранилища, обеспечивающие надежное водоснабжение прилегающих районов и городов.

Гидроэлектростанция строилась по русловой схеме с 1955 по 1965 год. В ее состав входит:

  • бетонная плотина для слива воды высотой 44,5 м и длинной 191 м%;

  • намытые земляные плотины высотой до 35,5 м и общей длинной 4470 м;

  • защитная дамба в верхнем бьефе примыкающая к судоходному однокамерному двухниточному шлюзу;

  • само здание ГЭС имеющее длину 273 м и проложенный автомобильный переход по ее сооружениям.

Таблица 1.Характеристика водохранилища:

Длина, км  

365

Ширина, км  

10

Глубина, м

До 28

Площадь водосбора, км2 

181 500

Среднемноголетний сток, км3 

53,73

Площадь водохранилища при НПУ 89 м, км2

1 120

Полная и полезная емкость водохранилища, км3

9,4 и 3,7

Расчетный максимальный сбросный расход через сооружения (0,1%), м3/с 

19 500

Длина напорного фронта, км 

5,37

Максимальный статический напор, м 

23

Общий или суммарный КПД электростанций

Сумма КПД электрического и теплового 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 разрабатывается схема выдачи электрической и тепловой мощности. Для стимулирования более высокого коэффициента использования топлива принят ФЗ-261 энергосбережение и о повышении энергетической эффективности.

Электрический КПД станций, работающие на сжигании органического топлива

При сжигании органического топлива для расчетов КПД берется удельная теплоемкость топлива.

Тип генерации

Расшифровка

Электрический КПД

Сырье

Сезонность

ТЭС

тепловые, вырабатывают электрическую энергию

33-35%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ТЭЦ

 вырабатывающие электроэнергию + тепло (расстояние передачи тепла не более 20-30 км);

35-38%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГРЭС

государственные районные электростанции

36-44%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ПГУ

Парогазовые установки

50-65%

Газ

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГТЭС

Газотурбинные электростанции

30-35%

Газ

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГПЭС

Газопоршневые электростанции

40-46%

Газ, дизтопливо (возможно на сырой нефти и жидких и газообразных нефтепродуктах)

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

Недостатки и преимущества АЭС

Любой инженерный проект имеет свои положительные и отрицательные стороны.

Положительные стороны атомных станций:

  • Отсутствие вредных выбросов;
  • Выбросы радиоактивных веществ в несколько раз меньше угольной эл. станции аналогичной мощности (золаугольных ТЭС содержит процент урана и тория, достаточный для их выгодного извлечения);
  • Небольшой объём используемого топлива и возможность его повторного использования после переработки;
  • Высокая мощность: 1000—1600 МВт на энергоблок;
  • Низкая себестоимость энергии, особенно тепловой.

Отрицательные стороны атомных станций:

  • Облучённое топливо опасно, требует сложных и дорогих мер по переработке и хранению;
  • Нежелателен режим работы с переменной мощностью для реакторов, работающих на тепловых нейтронах;
  • Последствия возможного инцидента крайне тяжелые, хотя его вероятность достаточно низкая;
  • Большие капитальные вложения, как удельные, на 1 МВт установленной мощности для блоков мощностью менее 700—800 МВт, так и общие, необходимые для постройки станции, её инфраструктуры, а также в случае возможной ликвидации.

Политика

Гринпис протестует против угля у канцелярии Германии

В мае 2021 года G7 обязалась прекратить поддержку угольных электростанций в течение года. В том же месяце Индонезия заявила, что выведет из эксплуатации угольные электростанции.

и угля в Китае являются наиболее важными факторами в отношении будущего угольных электростанций, так как страна имеет так много. Согласно одному анализу, местные власти чрезмерно инвестировали в угольную электроэнергию в середине 2010-х годов, потому что центральное правительство гарантировало часы работы и установило высокие оптовые цены на электроэнергию. Начиная с 2019 года, инвестиции BRI могут быть направлены на удержание квалифицированных специалистов на работе, а также потому, что банкам и государственным предприятиям нужно куда-то разместить свой капитал и опыт.

В демократических странах инвестиции в угольную электроэнергию следуют экологической кривой Кузнеца . является проблемой в политике Индии .

ТЭС на угле

Уголь уже давно стал одним из основных источников энергии в повседневной жизни и производственной деятельности людей. Широкое распространение данного вида топлива стало возможным благодаря его доступности. Во многих месторождениях он расположен в нескольких метрах от поверхности земли и может добываться более дешевым открытым способом. Кроме того, уголь не требует каких-то особых условий хранения и складируется в обычные кучи неподалеку от объекта.

Промышленное использование угля началось в конце 18-го века. В дальнейшем, когда появился железнодорожный транспорт, уголь стал источником движущей силы для паровозов. Позднее он стал применяться на первых тепловых электростанциях, построенных в конце 19-го века. Многие ТЭС и в настоящее время работают на угле.

На самых первых электростанциях сжигание угля осуществлялось путем его укладки на колосниковые решетки. Загрузка топлива и удаление шлака выполнялось вручную. Постепенно эти процессы были механизированы и уголь попадал на решетки из верхнего бункера. Решетка приводилась в движение и отработанный шлак ссыпался в специальный приемник.

Современные тепловые электростанции уже давно не пользуются кусковым углем. Вместо него в котлы загружается угольная пыль, получаемая в дробилках или мельницах. Подача топлива к горелкам производится сжатым воздухом. Попадая в топку, угольная пыль вперемешку с воздухом начинает гореть, выделяя большое количество тепла.

Мазут, торф, дизель и другие виды топлива на ТЭС.

В середине двадцатого века на некоторых ТЭС активно использовался мазут в качестве топлива. В настоящее время мазут в качестве основного топлива не используется из-за его дороговизны. Но мазут продолжают использовать в качестве растопочного топлива на угольных электростанциях. По своим эксплуатационным свойствам мазут близок к природному газу. Стоит заметить, что при сжигании мазута выделяется много оксида серы, так как в нем большое содержание серы.

Также, в прошлом веке на некоторых ТЭС применялся в качестве топлива торф. Но из-за эксплуатационных особенностей и из-за экономической невыгодности сейчас его практически не используют.

Дизельное топливо используют только там, где не требуется производство большого количества электричества. Например, на северных и островных территориях нашей страны. Или там, где требуется временный источник электроснабжения. Дизель, как и мазут, сейчас дорог.

Вы также можете ознакомиться с полным списком ТЭС России.