Тепловые и атомные электрические станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Тепловые и атомные электрические станции

Введение

Электрическая станция - совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории.

Человечеству электроэнергия нужна, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Вместе с тем запасы традиционных природных топлив (нефти, угля, газа и др.) конечны. Конечны также и запасы ядерного топлива - урана и тория, из которого можно получать в реакторах-размножителях плутоний. Поэтому важно на сегодняшний день найти выгодные источники электроэнергии, причем выгодные не только с точки зрения дешевизны топлива, но и с точки зрения простоты конструкций, эксплуатации, дешевизны материалов, необходимых для постройки станции, долговечности станций.

электростанция тепловой атомный

1. Типы электростанций

Основным назначением электрических станций является выработка электрической энергии для снабжения ею промышленного и сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Часто электростанции обеспечивают также предприятия и жилые здания паром и горячей водой.

На электростанциях, предназначенных только для производства электроэнергии, устанавливаются паровые турбины с глубоким вакуумом в конденсаторе, так как чем ниже давление пара на выходе из турбины, тем большая часть энергии рабочей среды превращается электрическую. При этом основной поток пара конденсируется в конденсаторе и большая часть содержащейся в нем энергии теряется с охлаждающей водой.

Тепловые электрические станции, предназначенные только для производства электроэнергии, называют конденсационными электрическими станциями (КЭС). Работающие на органическом топливе КЭС строят обычно вблизи мест добычи топлива.

На атомных электростанциях, так же как на электростанциях, работающих на органическом топливе, осуществляется процесс превращения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электрическую. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС, состоит лишь в том, что в одном случае используется энергия, выделяющаяся при распаде ядер тяжелых элементов (применяемых в качестве топлива), в другом - при горении топлива.

Тепловые схемы АЭС разнообразны, хотя паротурбинная их часть остается практически такой же, как и на обычной электростанции.

2. Схема конденсационных электростанций на органическом ядерном топливе

Конденсационные электрические станции большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на единицу выработанной электроэнергии, так как чем выше начальные параметры P 0 и 0t перед турбиной и ниже конечное давление пара Pк , тем выше КПД установки.

На рис. 1.1 представлены типичные тепловые схемы конденсационных установок на органическом топливе. По схеме (рис. 1 а) подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева пер t . По схеме (рис. 1.б), наряду с передачей теплоты при этих условиях, теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давления (ЧВД) турбины.

Рис. 1 Типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных установок на органическом топливе без промежуточного перегрева пара (а) и с промежуточным перегревом (б)

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую - схемой с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше.

По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат из турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8. Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара. Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в котельную установку.

Электрические станции на органическом топливе всегда используют перегретый пар. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно достигает 540-560 °С при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа.

На рис. 1.3 приводятся рабочие процессы расширения пара в турбине для паротурбинных установок, схемы которых показаны на рис. 1.1 и 1.2. В нашей стране паротурбинные установки конденсационного типа на органическом топливе работают по циклу без промежуточного перегрева (см. рис. 1.1) при начальных давлениях пара P0 до 8,8 МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину 0t до 535°С; по циклу с промежуточным перегревом начальные давления равны 12,7 и 23,5 МПа, а 0t =540-560 °С.

В таких условиях при обычных значениях конечного давления P = к 0,0035-0,0045 МПа влажность пара на выходе из проточной части турбины не превышает допустимых значений (13-14 %).

Рис. 2 Рабочий процесс расширения пара в h-s - диаграмме для конденсационных установок на перегретом паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным перегревом (б): 1 7 h h ? - энтальпия пара в первом - седьмом отборах соответственно; 0 пк h h, - энтальпия пара на входе в турбину и конденсатор; s - энтропия;x - степень сухости

Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной.

На АЭС, работающей по одноконтурной схеме (рис. 1.4, а), пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет контроль за оборудованием и его ремонт.

Рис. 3

По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис. 3 и в) отвод теплоты из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура. На АЭС, работающих по двухконтурной или трехконтурной схеме, рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается. Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исключена, например, при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как его контакт с водой может привести к крупной аварии. В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности, возможен контакт активного натрия с водой, и ликвидировать аварию было бы довольно трудно. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен.

Рис. 4 Одноконтурная (я), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС: I - реактор; 2 - промежуточный теплообменник; 3 - парогенератор; 4 -турбогенератор; 5 - конденсатор; б - конденсатами насос; 7 - пар от отбора; 8 - пар на регенеративный подогреватель; 9, 13 - регенеративные подогреватели низкого и высокого давления; 10 - деаэратор; 11 - пар на деаэратор; 12 - питательный насос

Во всех приведенных на рис. 1.4 схемах конденсат после конденсатора турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая, по существу, не отличается от применяемой на обычных электростанциях.

Технологическая схема первого контура двухконтурной АЭС показана на рис. 5.

Рис. 5 Технологическая схема первого контура АЭС: 1 - контейнер; 2 - бассейн; 3 - перегрузочный кран; 4 - реактор; 5 - мостовой кран реакторного зала; 6 - главная задвижка; 7 - главный циркуляционный насос; 8 - парогенератор; 9 - трубопроводы питательной воды; 10 - трубопроводы вторичного пара

Ядерное топливо, находящееся в тепловыделяющих элементах (твэлах) определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими твэлами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет уменьшается до нормативных значений, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы.

Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе (ПГ) 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур (см. рис. 1.4, в).

Пар, образовавшийся в ПГ (при двухконтурных и трехконтурных схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по паропроводу к турбине. На схеме первого контура двухконтурной АЭС (рис. 1.5) пар направляется к турбине по трубопроводу 10, питательная вода подается в ПГ по линии 9.

3. Структура тепловой схемы ТЭС и АЭС

Теплоэлектростанции по типу (структуре) тепловой схемы подр

азделяются на блочные и неблочные:

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование паротурбинной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком (рис. 6. а), при наличии двух котлов на одну турбину - дубль-блоком (рис. 6 б). При неблочной схеме ТЭС (рис. 1.10. в, г) пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Рис. 6 Технологическая структура электростанции: а - блочная; б - дубль-блок; в- секционная; г - централизованная; ПК - паровой котел; Т -турбина; ПП - промежуточный пароперегреватель; ЭТ - электрический трансформатор; ПМ - паровая магистраль

В паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P0 < 8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P0 - 12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P0 > 12,7 МПа, а на ТЭЦ при P0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

Степень загрузки и использования электрической мощности

В этом отношении ТЭС разделяют на:

* базовые с годовым использованием максимальной (установленной) мощной Tmax = 6500-7500 ч;

* полубазовые с Tmax = 4000-6500 ч;

* полупиковые с Tmax = 2000-4000 ч;

* пиковые с Tmax до 2000 ч.

Электростанции с более совершенным энергооборудованием и лучшими энергетическими показателями загружают в большой мере, т. е. используют как базовые.

В настоящее время в связи с усилением неравномерности графиков электрической нагрузки (снижением отношения суточной минимальной нагрузки к максимальной) и уменьшением доли агрегатов небольшой мощности, которые использовались для покрытия пиковой нагрузки, создаются специальные полубазовые, полупиковые агрегаты и энергоблоки повышенной маневренности. В качестве пиковых агрегатов используются газотурбинные установки.

4. Виды потребления энергии и графики нагрузок ТЭС

Потребление электрической и тепловой энергии изменяется во времени: в течение суток, недели, года. Графическое изображение изменения нагрузки ТЭС во времени называют графиком нагрузки. Наибольшее значение для энергосистем и электростанций имеют суточные и годовые графики нагрузок. Форма суточного графика электрической нагрузки зависит в основном от времени года, соотношения электрического потребления промышленными и осветительно-бытовыми установками, от числа смен работы промышленных предприятий за сутки. В зимнем суточном графике нагрузки (рис. 1.11) характерны два максимума - утренний (около 8 ч утра) дневной (абсолютный максимум).

Площадь под графиком суточной нагрузки определяет суточную выработку электроэнергии, (кВт·ч)/сут.:

Рис. 7 Суточный график электрической нагрузки

Характерным для суточного графика является коэффициент использования максимальной нагрузки (коэффициент заполнения суточного графика):

Существенен также годовой график продолжительности электрических нагрузок, который можно построить приближенно, используя зимний и летний суточные графики. Выбрав несколько уровней нагрузки между минимальной и максимальной, определяют продолжительность каждой из этих нагрузок в течение суток в часах. Умножая продолжительность таких нагрузок за зимние сутки на условное число зимних суток (например 210), а продолжительность летних суточных нагрузок - на остальное число (155 суток в году), получают годовую продолжительность различных нагрузок, которую изображают на соответствующем графике.

Рис.8 Пример построения годового графика продолжительности электрических нагрузок

5. Показатели тепловой и общей экономичности конденсационных электростанций

Тепловая экономичность КЭС характеризуется значениями КПД, удельного расхода теплоты и условного топлива или значением удельного расхода ядерного топлива на АЭС. При этом на обычных ТЭС удельный расход условного топлива является основным показателем. Как известно, в основе цикла паротурбинной установки лежит цикл Ренкина. На рис. 2.1 показаны схема простейшей паротурбинной установки и циклы Ренкина для нее при работе на насыщенном и перегретом паре.

Из общего выражения, определяющего термический КПД:

для простейшей установки, работающей по идеальному циклу Ренкина, получаем:

Рис. 9 Схема простейшей паротурбинной установки (а) и циклы Ренкина для нее при работе на насыщенном (б) и перегретом (в) паре: 1 - паровой котел, парогенератор или реактор; 2 - турбогенератор; 3 - конденсатор; 4 - насос

На рис. 9 изображен рабочий процесс пара в турбине в h-s - диаграмме. Из рисунка видно, что разность h₀?h_kt в (2.3) представляет собой располагаемый (адиабатический) перепад энтальпии H₀ . Разность h_пв? h_к в рассматриваемых условиях выражает затраты энергии в насосе H_а.н, отнесенные к 1 кг воды при ее адиабатическом сжатии.

Таким образом, термический КПД может быть определен из зависимости

Рис. 10 Рабочий процесс пара в турбине для простейшей паротурбинной установки в h-s -диаграмме

С помощью термического КПД оценивается эффективность идеального цикла (когда используется весь располагаемый перепад энтальпии). В реальных условиях из-за потерь энергии потоком в проточной части турбины, во входных и регулирующих устройствах, с выходной скоростью, а также из-за протечек пара через уплотнения используется лишь часть этого перепада Hi , (рис. 2.2).

Отношения использованного перепада энтальпии H_i к располагаемому H₀ или внутренней работы 1 кг пара в турбине L_i , к располагаемой работе L₀ , характеризующие совершенство проточной части турбины, входных и регулирующих устройств, называют внутренним относительным КПД турбины з_oi .

Заключение

Учитывая результаты существующих прогнозов по истощению к середине - концу следующего столетия запасов нефти, природного газа и других традиционных энергоресурсов, а также сокращение потребления угля (которого, по расчетам, должно хватить на 300 лет) из-за вредных выбросов в атмосферу, а также употребления ядерного топлива, которого при условии интенсивного развития реакторов-размножителей хватит не менее чем на 1000 лет можно считать, что на данном этапе развития науки и техники тепловые, атомные и гидроэлектрические источники будут еще долгое время преобладать над остальными источниками электроэнергии. Уже началось дорожание нефти, поэтому тепловые электростанции на этом топливе будут вытеснены станциями на угле.

Список литературы

1. Абрамов А.И. Повышение экологической безопасности ТЭС / А.И. Абрамов, Д.П. Елизаров, А.С. Седлов и др. М.: Издательство МЭИ, 2001.

2. Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. - М.: Издательство МЭИ, 1999.

3. Алехнович А.Н. Экологически чистая ТЭС на каменном угле с блоками 500 МВт / А.Н. Алехнович, Р.А. Петросян, И.Н. Шмиголь // Природоохранные технологии ТЭС: Сб. науч. статей ВТИ. М.: ВТИ, 1996.

4. http://ru.wikipedia.org/wiki/АЭС

5. http://dic.academic.ru/dic.nsf/bse/65911/Атомная энергетика

Размещено на Allbest.ru