Общая энергетика

ОБЩАЯ ЭНЕРГЕТИКА Конспект лекций СОДЕРЖАНИЕ Введение ....................................................................................................................4 Лекция 1. Типы электрических станций. Тепловые и атомные электрические станции. Гидроэлектрические станции ........................................12 Лекция 2. Паровые котлы и их схемы. Развитие конструкций котлов. Устройство современного парового котла. Технологическая схема котельной установки ...............................................................................................20 Лекция 3. Элементы парового котла. Вспомогательные устройства котельной установки. Тепловой баланс котла. Ядерные энергетические установки ..................................................................................................................27 Лекция 4. Реакторы-размножители на быстрых нейтронах. Основные элементы ядерного реактора. Классификация реакторов ....................................35 Лекция 5. Турбины. Паровые турбины. Активные турбины. Реактивные турбины. Мощность и КПД турбины. Классификация паровых турбин ...........42 Лекция 6. Гидроэнергетические установки. Схемы использования водной энергии и типы гидростанций. Гидроэнергопотенциал. Воздействие ГЭС на окружающую среду. Классификация гидротурбин. Поворотно-лопастные гидротурбины ....................................................................51 Лекция 7. Пропеллерные турбины. Радиально-осевые турбины. Диагональные турбины. Ковшовые турбины. Регулирование речного стока. Суточное и недельное регулирование. Сезонное регулирование стока ............65 Лекция 8. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии. Состояние и перспективы их использования в России. Солнечная энергетика. Параболические коллекторы. Солнечные электростанции башенного типа. Солнечные батареи.........................................74 Лекция 9. Ветроэнергетика. Отрицательное воздействие ветроустановок на окружающую среду. Взаимодействие воздушного потока с лопастью ветроколеса. Классификация ветроустановок ......................................................87 Лекция 10. Геотермальная энергия. Приливные электростанции. Гидроаккумулирующие электростанции. Солнечная энергия, аккумулированная океаном. Энергия биомассы. Первичные и вторичные загрязнители воздуха.........................................................................95 Лекция 11. Экономия энергетических ресурсов ...............................................107 Список литературы .............................................................................................116 Приложение. Вопросы к экзамену.......................................................................117 2 ВВЕДЕНИЕ Современное энергетическое хозяйство сложно и многогранно, оно быстро развивается. Создаются и внедряются принципиально новые типы энергетических установок, совершенствуется структура энергетического баланса, используется энергия новых, так называемых «нетрадиционных» источников энергии, в том числе энергия возобновляемых источников: энергия Солнца, геотермальная и ветровая энергия, энергия биомассы. Все это требует от современного молодого специалиста глубоких теоретических и экономических знаний во всех сферах энергетического хозяйства. Он должен уметь правильно оценивать энергетическую ситуацию, выбирать оптимальные пути (технические и экономические) энергоснабжения, в должной мере учитывая при этом экологические проблемы создания новых и эксплуатации существующих энергетических объектов. Энергетика как сфера деятельности человеческого общества является большой глобальной системой, включающей как подсистемы окружающую среду и различные отрасли народного хозяйства. Понятия «энергетика» и «энергетическая наука» употребляются давно, однако вкладываемый в них в настоящее время смысл нельзя считать установившимся. Под энергетикой, или энергетической системой, следует понимать совокупность больших естественных (природных) и искусственных (созданных человеком) систем, предназначенных для получения, преобразования, распределения и использования в народном хозяйстве энергетических ресурсов всех видов. Под энергетическими ресурсами понимаются материальные объекты, в которых сосредоточена энергия, возможная для использования ее человеком. Подчеркивается системный подход к энергетике, т. е. она рассматривается как большая система, включающая в себя на правах подсистем части других больших систем. 3 Энергетика имеет большое значение в жизни человечества. Уровень ее развития отражает уровень развития общества и возможности научнотехнического прогресса. Три аспекта энергетики. Энергетика в ее современном состоянии и развитии должна рассматриваться в трех аспектах – техническом, социальном и экологическом. Технический аспект энергетики характеризуется прежде всего огромными мощностями, которые получает человек, используя энергетический потенциал планеты. Так, мощность электростанций, существующих в настоящее время в мире, составляет около 2 млрд. кВт. Общая же мощность всех энергетических установок достигает 10 млрд. кВт. Для обеспечения этих мощностей человек ежегодно берет у природы не менее 40 – 50 млрд. т условного топлива (Под условным понимают такое топливо, при сгорании 1 кг которого выделяется 29,3 МДж теплоты). При этом КПД использования взятых у природы энергетических ресурсов не очень велик – не более 0,2 %. Отсюда возникает одна из основных задач энергетики - снижение потерь энергии на всех стадиях ее преобразования (от получения энергетических ресурсов до конечного их использования). Для того необходимо и улучшение оборудования, и более разумное использование полученной энергии, что уже выходит из сферы чисто технической и должно рассматриваться в социальном аспекте. Снижение потерь при передаче, получении и распределении электрической энергии зависит в значительной степени от количества израсходованного металла, в основном алюминия. Допуская большие плотности тока в сечении провода (1,0 – 1,2 А/мм2 ), снижают расход алюминия, но увеличивают потери электроэнергии. Изменение мировой конъюнктуры в отношении цен на алюминий таково, что этот металл становится дешевле, поэтому в энергетике высоко-развитых стран появляется тенденция к резкому снижению плотностей тока (0,35 А/мм2 ). Следовательно, стоимость алюминия непосредственно влияет на выбор сечения проводов линий электропередач, т. е. на определение технических характеристик электрической системы. Снижение потерь энергии пу4 тем применения энергосберегающих технологий, выработки тарифов на электроэнергию, которые бы стимулировали потребление энергии в «провалах» графика нагрузки и приводили бы к уменьшению этого потребления во время максимумов, определяется успешным решением социально-экономических задач. Вопросы быстро нарастающего использования энергетических ресурсов планеты должны рассматриваться не только в техническом аспекте, но и в аспекте влияния энергетических установок и процессов добычи топлива на окружающую среду, т. е. в аспекте экологическом. Органические топлива - уголь, нефть и природный газ – составляют сейчас и будут составлять в перспективе подавляющую часть всего энергопотребления. Образование органических топлив является результатом теплового, механического и биологического воздействия в течение многих столетий на останки растительного и животного мира, откладывавшиеся во всех геологических формациях. Все эти топлива имеют углеродную основу, и энергия высвобождается из них в процессе горения и образовании, главным образом, двуокиси углерода и других веществ (СО, Н2O, NOx, SOx ). Извлечение из недр земли органических топлив оказывает серьезные негативные воздействия на окружающую среду. Проблемы, связанные с открытой и подземной добычей угля, известны практически каждому. Но существуют также и проблемы, связанные с извлечением нефти и природного газа. В первую очередь – это оседание почвы. Нефть и газ, скопившиеся в пористых породах под поверхностью земли, служат «подушкой», поддерживающей лежащую сверху породу. Когда эта «подушка» извлекается, земная поверхность в районе залегания нефти и газа опускается на глубину до 10 м. В процессе сжигания топлива возникает много побочных веществ. При сжигании угля возникает значительное количество золы и шлака. Большую часть золы можно уловить, но не всю. Все отходящие газы потенциально вредны, даже пары воды и двуокись углерода. Эти газы поглощают инфракрасное излучение земной поверхности и часть его вновь отражают на Землю, создавая 5 так называемый «парниковый эффект». Если уровень концентрации СО2 в атмосфере Земли будет увеличиваться, могут произойти глобальные климатические изменения. Расходование топлива относится не только к техническому и экологическому аспектам, но и в значительной мере к социальному аспекту. Так, 30% населения земного шара потребляет более 90% всей вырабатываемой на планете энергии, на долю же 70% населения, преимущественно в развивающихся странах, приходится менее 10% всей энергии. Между тем, уровень промышленности, состояние быта и развитие культуры теснейшим образом связаны с количеством используемой энергии. Энергетика, как и вся промышленность, оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду: каждый из объектов энергетики негативно влияет на экологию. При строительстве ЛЭП необходима полоса отчуждения в среднем на 1 км ЛЭП 3 га; если напряжение 500 кВ и выше, то в два раза больше. Сильные электромагнитные поля оказывают вредное биологическое влияние на живые организмы. Появляются акустические шумы, происходит озонирование, и образуются окислы азота. Имеют место радиопомехи. Экологически важен вопрос о месте строительства ТЭС, АЭС и ГЭС и их мощности. ТЭС рассеивают около 70% энергии сжигаемого топлива в окружающей среде с дымовыми газами и подогретой водой. В воздух с дымовыми газами попадают твердые частицы, сернистый ангидрид, ртуть, окись азота, углекислота и окиси металлов. Сбросные воды ТЭС подогреты на 8...100С. Попадая в природные водоемы, они могут нарушать их тепловой баланс. Современные АЭС обеспечивают безопасный уровень радиации внутри станции и в окружающей местности при нормальной ее работе. Однако совершенно ясны последствия аварий на АЭС и масштабы зон поражения радиоактивными выбросами. Поэтому вопрос о месте строительства АЭС на современном этапе требует тщательного исследования возможных последствий при авариях, а также разработки новых безопасных конструкций реакторов. Необхо6 дим также пересмотр вопроса о захоронении отходов сгорания ядерного горючего. Сооружение ГЭС, особенно на равнинных реках и в хозяйственно освоенных районах, оказывает большое влияние на использование земель и водных ресурсов. В этих условиях остро стоит вопрос о мелководных зонах водохранилищ, которые в процессе эксплуатации ГЭС периодически подтопляются и осушаются. Искусственный гидрологический режим мелководных зон водохранилищ отрицательно сказывается на биосфере, в основном в результате нарушения кислородного режима. Кроме того, искусственные водохранилища могут существенно влиять на колебания уровня грунтовых вод и на климат смежных территорий. Рассмотренные влияния определенным образом отражаются на климате, меняя энергетику атмосферы, возможности управления которой пока в достаточной мере не выяснены. Энергетическая наука. Из понятия энергетики вытекает понятие энергетической науки, предмет и методы ее изучения. Под энергетической наукой понимается система знаний о свойствах и взаимодействиях энергетических потоков, влиянии их на человеческое общество в социальном, экономическом и научно-техническом планах, влиянии на окружающую среду. Энергетическая наука занимается изучением закономерностей процессов и явлений, прямо или косвенно связанных с получением необходимых для человека энергетических ресурсов и созданием установок, вырабатывающих, преобразующих и потребляющих различные виды энергии. Развиваясь в тесной связи с электро-, тепло- и гидротехническими дисциплинами, а также многими другими научными дисциплинами, энергетическая наука требует применения математики, физики и автоматики. Энергетическая наука развивается в трех основных направлениях: 1) изучение закономерностей развития и оптимальных пропорций энергетики и электрификации, а также изучение природы и свойств больших развивающихся систем в энергетике. Это направление, имеющее своей целью со7 вершенствование методов прогнозирования, планирования и эксплуатации систем энергетики, тесно связано с социальными процессами, экономикой страны; 2) совершенствование способов получения, преобразования, передачи, распределения и использования энергоресурсов и энергии различных видов; повышение КПД всех энергоустановок и уменьшение их неблагоприятного воздействия на природу и живые организмы; 3) создание новых методов и средств получения энергии и преобразование различных видов энергии в электрическую; разработка новых способов передачи электрической энергии и ее использование в стационарных и передвижных установках. Будучи большой системой и взаимодействуя с подсистемами, энергетика в теоретическом аспекте связана с рядом научных дисциплин и обычно рассматривается состоящей из отдельных разделов. В этих разделах выделяют общую энергетику, управление энергетикой, электро-, гидро- и теплоэнергетику, атомную энергетику. К энергетике в широком плане относится также топливоснабжение, включающее в себя снабжение ископаемым топливом (углем, газом, торфом, нефтью, ядерным горючим). Использование энергетических ресурсов. Энергия - всеобщая основа природных явлений, базис культуры и всей деятельности человека. В то же время энергия понимается как количественная оценка различных форм движения материи, которые могут превращаться одна в другую. По видам энергия подразделяется на химическую, механическую, электрическую, ядерную и т. д. Возможная для практического использования человеком энергия сосредоточена в материальных объектах, называемых энергетическими ресурсами. Из многообразия энергоресурсов, встречающихся в природе, выделяют основные, используемые в больших количествах для практических нужд. К ним относят органические топлива, такие как уголь, нефть, газ, а также энергию рек, морей и океанов, солнца, ветра, тепловую энергию земных недр (геотермальную) и т. д. 8 Энергоресурсы разделяют на возобновляемые и невозобновляемые. К первым относят энергоресурсы, непрерывно восстанавливаемые природой (вода, ветер и т. д.), а ко вторым – энергоресурсы, ранее накопленные в природе, но в новых геологических условиях практически не образующиеся (например, каменный уголь). Энергия, непосредственно извлекаемая в природе (энергия топлива, воды, ветра, тепловая энергия Земли, ядерная), называется первичной. Энергия, получаемая человеком после преобразования первичной энергии на специальных установках – станциях, называется вторичной (энергия электрическая, пара, горячей воды и т. д.). В своем названии станции содержат указание на то, какой вид первичной энергии на них преобразуется. Например, тепловая электрическая станция (ТЭС) преобразует тепловую энергию (первичную) в электрическую энергию (вторичную), гидроэлектростанция (ГЭС) – энергию воды в электрическую, атомные электрические станции (АЭС) – атомную энергию в электрическую; кроме того, первичную энергию приливов преобразуют в электрическую на приливных электростанциях (ПЭС), аккумулируют энергию воды – на гидроаккумулирующих станциях (ГАЭС) и т. д. Получение энергии необходимого вида и снабжение ею потребителей происходит в процессе энергетического производства, в котором можно выделить пять стадий. 1. Получение и концентрация энергетических ресурсов: добыча и обогащение топлива, концентрация напора с помощью гидротехнических сооружений и т. д. 2. Передача энергетических ресурсов к установкам, преобразующим энергию; она осуществляется перевозками по суше и воде или перекачкой по трубопроводам воды, газа и т. д. 3. Преобразование первичной энергии во вторичную, имеющую наиболее удобную для распределения и потребления в данных условиях форму (обычно в электрическую энергию и тепловую). 9 4. Передача и распределение преобразованной энергии. 5. Потребление энергии, осуществляемое как в той форме, в которой она доставлена потребителю, так и в преобразованной. Если общую энергию применяемых первичных энергоресурсов принять за 100 %, то полезно используемая энергия составит только 35–40 %; остальная часть теряется, причем большая часть в виде теплоты. Потери энергии определяются существующими в настоящее время техническими характеристиками энергетических машин. 10 Лекция 1 ТИПЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Электрической станцией называется энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. В зависимости от источника энергии различают (рисунок 1): 1. Тепловые электростанции (ТЭС); 2. Атомные электростанции (АЭС); 3. Гидроэлектрические станции (ГЭС); 4. Электростанции, использующие нетрадиционные возобновляемые источники энергии (НВИЭ) Рисунок 1.1. Типы электрических станций Наибольшее распространение получили тепловые электрические станции (ТЭС). Они используют тепловую энергию, выделяемую при сжигании органического топлива: твердого, жидкого и газообразного (уголь, нефть, газ). Тепловые и атомные электрические станции На тепловых электрических станциях электроэнергия вырабатывается вращающимся генератором, имеющим привод от теплового двигателя, чаще всего от паровой, реже – газовой турбины. Коэффициент полезного действия современных ТЭС с паровыми турбинами достигает 40 %, с газовыми турбинами - не превышает 34 %. На ТЭС с паротурбинным приводом возможно использование любого вида топлива; га11 зотурбинные станции используют только жидкое и газообразное. Паровая турбина не столь маневренна, как газовая. По виду отпускаемой энергии паротурбинные ТЭС на органическом топливе подразделяются на конденсационные электрические станции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На конденсационных электрических станциях установлены турбоагрегаты конденсационного типа, они производят только электроэнергию. Теплоэлектроцентрали отпускают потребителям электрическую и тепловую энергию с паром и горячей водой. Рисунок 1.2. Схема паросиловой установки для выработки электроэнергии (КЭС): ПК- паровой котел; Т- паровая турбина; ЭГ- электрогенератор; К- конденсатор; Н – насос; охлаждающая вода показана стрелочками Энергия топлива при сжигании в паровом котле (ПК) преобразуется в тепловую, которая используется для подогрева воды в котле и образования пара. Энергия водяного пара приводит во вращение турбину, соединенную с ротором электрогенератора. В генераторе механическая энергия превращается в электрическую. Охлаждающая вода в результате прокачивания через конденсатор нагревается и затем сбрасывается обычно в водоем. Но имеется возможность ис12 пользовать сбросную теплоту (q2) (которая составляет более половины всего количества теплоты, затраченной в цикле) для отопления, горячего водоснабжения и различных технологических процессов. Рисунок 1.3. Схема паросиловой установки для совместной выработки тепловой и электрической энергии (ТЭЦ) Охлажденная вода, нагретая в конденсаторе, не выбрасывается в водоем, а прогоняется через отопительные приборы теплового потребителя (ТП) и, охлаждаясь в них, отдает полученную в конденсаторе теплоту. Это - ТЭЦ. ТЭЦ связана с предприятием или жилым районом трубопроводами пара или горячей воды, и их чрезмерное удлинение вызывает повышенные тепловые потери. Поэтому ТЭЦ располагаются обычно непосредственно на предприятии, в жилом массиве или вблизи них. КЭС связывают с потребителем только линии электропередачи, поэтому она может находиться вдали от потребителя, например, вблизи места добычи топлива. Крупные КЭС, обеспечивающие электроэнергией целые промышленные районы, называются ГРЭС (государственные районные электростанции), их мощность составляет до 2/3 всей электрической мощности страны. 13 Основой технологического процесса паротурбинной ТЭС является термодинамический цикл Ренкина для перегретого пара, который подробнее рассмотрен в лекции 4. Цикл Ренкина состоит из подвода теплоты (q1 ) в парогенератор, отвода теплоты в конденсаторе (q2 ) и процессов расширения пара в турбине и повышения давления воды в насосах. Соответственно этому циклу схема простейшей конденсационной электростанции (рисунок 1.2) включает в себя котельный агрегат с пароперегревателем (ПК), турбоагрегат (Т), конденсатор (К) и насосы (Н) для добавления питательной воды и перекачки конденсата из конденсатора в парогенератор (конденсатный и питательные насосы). Атомные электрические станции Атомные электрические станции преимущественно конденсационного типа - это те же тепловые электрические станции с паротурбинным приводом, но вместо парового котла на них используют ядерный реактор (Р). В реакторе происходит деление изотопов урана 235 (U235) и урана 238(U238). Цифрами обозначен атомный вес изотопа. Коэффициент полезного действия АЭС составляет 32 %. Ядерное топливо обеспечивает значительную экономию органического топлива. Атомные электрические станции можно сооружать в любом месте. Атомным электрическим станциям предсказывали большое будущее. По прогнозам, выработка электроэнергии на АЭС к 2000 году должна была достигнуть 32 % от всей выработки в стране, но авария на Чернобыльской АЭС 26 апреля 1986 года внесла серьезные коррективы в развитие атомной энергии не только нашей страны, но и всего мира. Взрыв на четвертом блоке ядерного реактора с утечкой радиации привел к радиоактивному заражению территории около тысячи квадратных километров. Авария нанесла значительный экономический и психологический урон. Она заставила критически переоценить уровень безопасности всех действующих и строящихся атомных электрических станций и отказаться от строительства новых. В настоящее время реализуются 14 мероприятия по повышению уровня безопасности и надежности действующих АЭС. Гидроэлектрические станции (ГЭС) Чтобы использовать водную энергию, необходимо построить на данном участке реки гидросиловую установку, в которой водная энергия преобразовывалась бы в механическую работу или электрическую энергию. В большинстве случаев в гидроустановке водная энергия превращается, в конечном счете, в электрическую энергию, поэтому такая установка называется гидроэлектрической силовой установкой, или гидроэлектрической станцией (ГЭС). Рисунок 1.4. Схема приплотинной ГЭС с расположением плотины и здания станции в одном створе: 1 – здание станции; 2 – водосливная плотина; 3 – бетонная плотина Для использования энергии данного участка реки необходимо искусственно сконцентрировать падение реки в одном каком-либо месте (створе), т.е. создать разность уровней воды, которую называют напором. 15 Разность уровней воды верхнего и нижнего бьефов называется статическим напором НСТ. Гидроэлектростанции обладают следующими достоинствами: 1. Высокая эффективность использования гидроэнергии благодаря большим значениям КПД турбин и генераторов. Полный КПД гидроагрегата превышает 90%. 2. Себестоимость вырабатываемой на ГЭС энергии в 5-10 раз меньше, чем на тепловых электростанциях. 3. Гидроагрегаты на ГЭС очень маневренны и могут быть поставлены под полную нагрузку в течение 1-2 мин. 4. Современные ГЭС – это полностью автоматизированные предприятия. На выработку энергии тратится в 15-20 раз меньше рабочей силы, чем на выработку того же количества электроэнергии на тепловых станциях. 5. Гидроэлектростанции более надежны в эксплуатации, чем тепловые станции, и обеспечивают высокую надежность снабжения электроэнергией всех потребителей. 6. При строительстве ГЭС решаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения и другие, которые отдельно иногда решить не удается. 7. Гидроэлектростанции используют энергию рек, которая непрерывно возобновляется. Однако гидроэлектростанции обладают и рядом существенных недостатков. При заполнении водохранилищ происходит затопление больших площадей сельскохозяйственных земель, затопление железных дорог, линий электропередач, линий связи, автодорог, населенных пунктов и пр. Наличие значительной водной поверхности вызывает сильное испарение и изменение климата, которое не всегда бывает благоприятным. Гидроэлектростанции классифицируются по мощности: - мелкие до 0,2 МВт; 16 - малые до 2,0 МВт; - средние до 20 МВт; - крупные свыше 20 МВт По напору различают: - низконапорные ГЭС (Н < 10м) с величиной напора до 10 метров; - ГЭС среднего напора (10 < H < 100 м) от 10 до 100 м; - высоконапорные свыше 100 м. В таблице 1.1 приведены крупнейшие электростанции России. Суммарная мощность этих электростанций составляет 18% всей генерирующей мощности электростанций страны. Таблица 1.1 Крупнейшие электростанции Название электрической Мощность, станции МВт Число агрегатов Год пуска Саяно-Шушенская ГЭС 6400 10 1985 Красноярская ГЭС 6000 12 1971 Сургутская ГРЭС-2 4800 6 1988 Братская ГЭС 4500 18 1966 Ленинградская АЭС 4000 4 1984 Курская АЭС 4000 4 1985 Усть-Илимская ГЭС 3840 16 1979 Рефтинская ГРЭС 3800 10 1980 Костромская ГРЭС 3600 9 1980 Сургутская ГРЭС-1 3330 16 1983 Основным технико-экономическим показателем работы электрической станции является расход топлива на единицу отпущенной энергии. Для ведения экономических расчетов на единой базе введено понятие так называемого 17 условного топлива. Теплотворная способность условного топлива принята равной 29,35 МДж / кг (7000 ккал / кг), т.е. близкой к теплотворной способности антрацита. В среднем по ТЭС удельный расход топлива на отпущенный кВтч составляет 327 г условного топлива. Удельный расход условного топлива на отпуск 1 ГДж теплоты составил 41,32 кг. Обобщенным показателем работы электростанции является себестоимость энергии. Для электрической энергии она составляла 0,6 – 1 коп / кВтч, тепловой (на ТЭЦ) – около 0,5 рубля за 1 гДж в ценах 1986 года. Итак, специалист-энергетик должен уметь правильно оценивать энергетическую ситуацию и выбирать оптимальные пути энергоснабжения объектов. Передача энергетических ресурсов к установкам, преобразующим энергию, может осуществляться путем транспорта нефти, газа и угля. Электрическая энергия может передаваться по линиям электропередач. Существует несколько критериев для выбора способа передачи энергии: удельная стоимость энергии, географические условия, технические характеристики и влияние на окружающую среду. Вопросы для самопроверки 1. Какие типы электрических станций вы знаете? 2. Назовите преимущества и недостатки, величину КПД различных типов электрических станций. 3. На каком принципе работают ТЭС, АЭС и ГЭС? 4. Назовите основные элементы ГЭС? Как они классифицируются по мощности и по напору? 5. Перечислите основные элементы паросиловой установки ТЭС, АЭС. 6. Что такое условное топливо? Для чего вводится это понятие? 18 Лекция 2 ПАРОВЫЕ КОТЛЫ И ИХ СХЕМЫ Устройства, предназначенные для получения пара или горячей воды повышенного давления за счет теплоты, выделяемой при сжигании топлива или подводимой от посторонних источников, называют котлами. Они делятся соответственно на котлы паровые и котлы водогрейные. Развитие конструкций котлов Историческое развитие паровых котлов шло в направлении повышения паропроизводительности, повышения параметров производимого пара (давления и температуры), надежности и безопасности в эксплуатации, увеличения экономичности (КПД) и снижения массы металлоконструкций, приходящейся на 1тонну вырабатываемого пара (рисунок 2.1). Рисунок 2.1. Схема развития паровых котлов: а – простой цилиндрический котел; б – водотрубный котел с наклонным трубным пучком; в – двухбарабанный вертикально-водотрубный котел. Стрелками показано движение продуктов в газоходах: 1- барабан; 2- топка; 3 – трубы кипятильного (испарительного) пучка; 4 – опускные трубы; 5 – коллекторы, объединяющие трубы поверхностей нагрева; 6 – водяной экономайзер; 7 – перегородки в газоходах котла, ПВ – питательная вода; П – пар 19 Исходным типом современных котлов был простой цилиндрический котел (рисунок 2.1,а), выполненный в виде горизонтального барабана с топкой под ним. Стенки барабана были одновременно и поверхностью нагрева. В дальнейшем увеличение поверхности нагрева шло следующим образом. К барабану присоединились дополнительные наружные трубные поверхности нагрева – кипятильные пучки, заполненные водой и обогреваемые топочными газами (водотрубные котлы, рисунок 2.1,б). Уменьшение диаметра труб этих поверхностей и увеличение их количества вели к росту удельной поверхности нагрева. Движение пароводяной смеси по трубам кипятильного пучка обеспечивалось за счет естественной циркуляции (рисунок 2.1,в). Питательная вода из коллектора 5 подается в водяной экономайзер 6, где она предварительно подогревается перед подачей в барабан 1. Из барабана вода поступает вниз по опускным трубам 4. Чтобы предотвратить образование пароводяной смеси в опускных трубах и уменьшить их сопротивление, увеличивали их диаметр и уменьшали обогрев, располагая в зоне более низких температур. В дальнейшем опускные трубы вынесли за изоляционную стенку (обмуровку) котла (рисунок 2.2). Котлы, в которых вертикальные трубы используются в качестве кипятильного пучка, получили название вертикально-водотрубных. Впоследствии вертикальные (подъемные) трубы испарительной поверхности нагрева стали располагать на стенках топки и называть экранными поверхностями или экранами (Название связано с тем, что они, выполняя свою основную функцию в качестве испарительной поверхности, еще и экранируют стены топки от излучения топочного объема, препятствуя налипанию на них размягченного шлака и золы). Барабан постепенно перестал играть роль поверхности нагрева. Более того, в целях повышения надежности работы котла, барабан был вынесен из зоны обогрева. 20 Устройство современного парового котла Одна из схем котла с естественной циркуляцией приведена на рисунке 2.2. Барабанный паровой котел состоит из топочной камеры и газоходов, барабана, поверхностей нагрева, находящихся под давлением рабочей среды (воды, пароводяной смеси, пара), воздухоподогревателя, соединительных трубопроводов и воздуховодов. Рисунок 2.2. Современный вертикально-водотрубный барабанный паровой котел с естественной циркуляцией: ПВ – подача питательной воды; НП – линия насыщенного пара; ПП – перегретый пар; Т – подача топлива к горелке; В – подвод воздуха к воздухоподогревателю; ГВ – горячий воздух; ПС-УЧ – тракт продуктов сгорания и уходящих газов; Ш – шлак; 1 – экранные трубы; 2 – барабан; 3 – пароперегреватель; 4 – водяной экономайзер; 5 – воздухоподогреватель; 6 – коллекторы; 7 – горелка; 8 – топка; 9 – стена топки и газохода; 10 – опускная труба; 11 – топочный факел Топливо подается к горелкам 7. К горелкам подводится также воздух, предварительно нагретый уходящими из котла газами в воздухоподогревателе 21 5. Топливовоздушная смесь, подаваемая горелками в топочную камеру (топку) 8 парового котла, сгорает, образуя высокотемпературный факел (15000С), излучающий теплоту на трубы 1, расположенные на внутренней поверхности стен топки (экраны). Отдав часть теплоты экранам, топочные газы с температурой 10000С проходят через пароперегреватель 3. Затем продукты сгорания движутся через водяной экономайзер, воздухоподогреватель и покидают котел с температурой около 110-1500С. Вода, поступающая в паровой котел, называется питательной. Она подогревается в водяном экономайзере 4 теплом уходящих газов, экономя тем самым теплоту сожженного топлива. Испарение воды происходит в экранных трубах 1. Испарительные поверхности подключены к барабану 2 и вместе с опускными трубами 10, соединяющими барабан с нижними коллекторами экранов, образуют циркуляционный контур. В барабане происходит разделение пара и воды. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в пароперегреватель 3, перегретый пар направляют к потребителю. Все поверхности нагрева котла, в том числе и воздухоподогреватель, как правило, трубчатые. Экранные поверхности нагрева в котле, экраны, экранные трубы свое название получили за счет получения тепла излучением от факела сгорающего топлива. Они одновременно защищают обмуровку котла от высоких температур и налипания шлака, от выгорания и разрушения. Нижняя часть котла называется холодной воронкой – в ней охлаждается зольный остаток, который в виде шлака проваливается в специальное приемное устройство. Газомазутные котлы не имеют холодной воронки. Газоход, в котором расположены водяной экономайзер и воздухоподогреватель, называют конвективным. Поверхности нагрева, встроенные в этот газоход, называют хвостовыми. Топка и газоходы защищены от наружных теплопотерь обмуровкой – слоем огнеупорных и изоляционных материалов и имеют стальную обшивку с целью предотвращения присосов в топку избыточного воздуха. 22 В ряде случаев движение воды и пароводяной смеси в циркуляционном контуре осуществляется принудительно (насосом). Это котлы с многократной принудительной циркуляцией. Одними из последних являются конструкции прямоточных котлов с принудительным, при помощи питательного насоса, движением воды, пароводяной смеси и перегретого пара. Для этих агрегатов необходимость в барабане отпадает, и он не устанавливается. По прямоточной схеме работают все водогрейные котлы, не имеющие ни испарительных, ни перегревающих поверхностей. Основные схемы движения потока воды – пароводяная смесь – пар в современных котельных агрегатах показаны на рисунке 2.3. Рисунок 2.3. Схемы движения воды, пароводяной смеси и пара в котельном агрегате: а – естественная циркуляция; б – многократнопринудительная циркуляция; в – прямоточное движение; 1 – подвод питательной воды; 2 – барабан; 3 – необогреваемые опускные трубы; 4 – нижний коллектор; 5 – обогреваемые подъемные трубы; 6 – отвод насыщенного пара; 7 – циркуляционный насос; 8 – испарительная поверхность; 9 – питательный насос; 10 – экономайзерная часть поверхности нагрева; 11 – пароперегревательная часть поверхности нагрева; 12 – отвод перегретого пара 23 Наиболее крупными из выпускаемых в настоящее время котлов являются энергетические. Крупнейшие котлы тепловых электрических станций имеют высоту до 100 м, их паропроизводительность достигает 4000 тонн в час, а мощность питающихся от них турбин может доходить до 1200 МВт, давление пара – до 25 МПа, температура перегретого пара – до 5600С. Основным типом паровых котлов малой производительности, широко распространенных в различных отраслях промышленности, на транспорте, в коммунальном и сельском хозяйстве (пар используется для технологических и отопительно-вентиляционных нужд), а также на электростанциях малой мощности, являются вертикально-водотрубные котлы ДКВР производства Бийского котельного завода. Котлы этого типа выпускаются производительностью от 2,5 до 20 тонн в час насыщенного или перегретого пара при давлении от 1,4 до 3,9 МПа и температуре до 4400С. Технологическая схема котельной установки С целью обеспечения стабильной и безопасной работы котла его снабжают вспомогательным оборудованием, служащим для подготовки и подачи топлива, воздуха, очистки и подачи воды, отвода продуктов сгорания и их очистки от золы и токсичных примесей, удаления золошлаковых остатков. Комплекс устройств, включающий в себя собственно котел и вспомогательное оборудование, называют котельной установкой (рисунок 2.4). Котельные установки, снабжающие паром турбины ТЭС, называют энергетическими. Топливо с угольного склада после дробления подается конвейером в бункер сырого угля 1, из которого направляется в углеразмольную мельницу 2. Затем пылевидное топливо подается вентилятором 3 к горелкам 4 топки котла 5, находящегося в котельной 6. К горелкам также подводится дополнительный горячий воздух из воздухонагревателя, нагнетаемый дутьевым вентилятором 9. Питательная вода в котел нагнетается питательным насосом 8 из бака питательной воды 7, имеющего деаэрационное устройство. 24 Рисунок 2.4. Технологическая схема котельной установки, работающей на твердом топливе: I – водяной тракт; II – перегретый пар; III – топливный тракт; IV – путь движения воздуха; V – тракт продуктов сгорания; VI – путь золы и шлака Уходящие газы очищаются от золы в золоулавливающем устройстве 10 и дымососом 11 выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу 12. Уловленная из дымовых газов пылевидная зола и выпавший шлак удаляются в потоке воды по каналам, а затем образующаяся пульпа откачивается багерными насосами 13 и удаляется по трубопроводам. Вопросы для самопроверки 1. В каком направлении происходило развитие конструкций паровых котлов? 2. Какие поверхности нагрева называются экранными или экранами? 3. Какую роль в паровом котле выполняют экранные поверхности нагрева? 4. Поясните схему движения воды, пароводяной смеси и пара. 5. Расскажите о пути золошлакоудаления, водоподготовки и топливоподачи. 25 Лекция 3 ЭЛЕМЕНТЫ ПАРОВОГО КОТЛА Топка – устройство котла, предназначенное для сжигания органического топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания и выделения золы. Топки делят на слоевые, камерные, вихревые. Пароперегреватель – устройство для повышения температуры пара, поступающего из испарительной системы котла. Пароперегреватели бывают радиационные и конвективные. Экономайзер – устройство, обогреваемое продуктами сгорания топлива и предназначенное для подогрева или частичного парообразования воды, поступающей в котел. Воздухоподогреватель – устройство для подогрева воздуха продуктами сгорания топлива перед подачей в топку котла. По принципу действия разделяются на рекуперативные и регенеративные. Обмуровка котла – система огнеупорных и теплоизоляционных ограждений или конструкций котла, предназначенная для уменьшения тепловых потерь и обеспечения газовой плотности. Температура наружной поверхности не должна превышать 328 К. Обмуровка бывает тяжелой 500-600 мм, облегченной (200-500 мм), легкой (100-200 мм). Вспомогательные устройства котельной установки К вспомогательным устройствам котельной установки относятся: 1. Система топливопливоподачи, включающая: топливный бункер сырого угля, углеразмольную мельницу, мельничный вентилятор. 2. Водоподготовка: для предотвращения отложений накипи природную воду подвергают осветлению – удалению механических примесей отстаиванием и фильтрованием; умягчению – удалению накипеобразователей и деаэрации – удалению растворенных в воде газов. Все это называют химводоочисткой (ХВО). 26 3. Очистка продуктов сгорания и окружающей среды. В продуктах сгорания органического топлива содержатся вредные токсические составляющие: летучая зола, окислы серы (SO2 , SO3) и азота (NO, NO2). Применяются золоуловители механические сухие и мокрые и электрические; очистительные устройства для улавливания окислов серы из дымовых газов. Концентрация окислов азота зависит от температуры факела и концентрации кислорода в топочном процессе. 4. Различные регулирующие, запорные и предохранительные устройства. Топливо: в состав органического топлива входят соединения горючих и негорючих элементов. Твердое и жидкое топливо содержит горючие вещества: углерод (С), водород (Н), летучую серу (SЛ); негорючие вещества: кислород (О), азот (N), золу (А), влагу (W). Летучая сера состоит из органических и колчеданных соединений: Sл = Sор + Sк. Органические топлива характеризуются рабочей массой: СР + НР + SЛР + OP + NP + AP + WP =100% Аналогично органические топлива характеризуются сухой горючей и органической массой. Важнейшими характеристиками топлива являются теплота сгорания, содержание золы и влаги, выход летучих веществ. Теплота сгорания – это количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании топлива. Для сравнительных расчетов, как было указано ранее, используют условное топливо – топливо, теплота сгорания которого принята равной 29,35 МДж/кг. Тепловой баланс котла Тепловой баланс котла – составляется с целью анализа эффективности работы котла и определения КПД. Тепловой баланс котла рассчитывается по прямому балансу и по обратному балансу. 27 КПД котла по прямому балансу: где D – количество произведенного пара; iпл- теплосодержание перегретого пара; tпв - температура питательной воды; В - количество сожженного топлива; Qpн - теплотворная способность топлива. КПД котла по обратному балансу: Qp = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5, 100%= q1 + q2 + q3 + q4 + q5 где Qp – располагаемая (внесенная в топку) теплота; Q1, q1 – полезная теплота, используемая для выработки пара – 90 %; Q2, q2 – потери тепла с уходящими газами – 6,0 %; Q3, q3 – потери от химической неполноты сгорания – 0,5 %; Q4, q4 – потери от механической неполноты сгорания - 3,0 %; Q5, q5 – потери тепла в окружающую среду – 0,5 %; КПД парового котла без учета затрат энергии на собственные нужды. . КПД современных котлов превышает 90%. Это довольно совершенные агрегаты. Ядерные энергетические установки Типы ядерных реакторов На атомных электрических станциях тепловая энергия, которая идет на производство пара, выделяется при делении ядер атомов вещества, это вещество называется ядерным топливом или ядерным горючим. Им служит в основ28 ном обогащенный природный уран U238 в смеси с ураном U235 и иногда торий (Th 232). Ядерное топливо выделяет теплоты в миллион раз больше, чем лучшее органическое топливо. Ядра урана и тория под воздействием нейтронов распадаются на два осколка. Так как ядра осколков при этом оказываются одноименно заряженными, то, отталкиваясь друг от друга, они приобретают большие скорости и энергично взаимодействуют с окружающей средой. Это приводит к преобразованию кинетической энергии осколков и нейтронов в теплоту молекул среды (теплоносителя). Устройство, в котором происходит саморазвивающийся регулируемый процесс деления атомных ядер с преобразованием освобождающейся при этом ядерной энергией в теплоту, называется реактором. Энергия деления изотопа урана с массой 235 в среднем составляет 210 МэВ на один распад (1 Эв = 1,6·10-19 Дж). В реакторе одновременно с процессом деления происходит поглощение части нейтронов ураном и материалами, входящими в основном в активную зону реактора. Эти потери нейтронов должны восполняться, а это возможно лишь при условии, если деление каждого ядра будет сопровождаться образованием двух, трех и больше новых нейтронов. Вообще цепной процесс деления возможен при условии, если число нейтронов второго поколения равно или больше его первоначального количества, т. е. когда величина k ≥ 1, где k представляет собой коэффициент размножения нейтронов, характеризующий «рождение» новых нейтронов. При этом, если величина k больше единицы, неизбежен лавинообразный процесс размножения нейтронов. В связи с этим очень большое значение имеет точное и своевременное регулирование количества нейтронов, участвующих в последующих делениях ядер. Регулирование стало возможным после того, как было установлено, что в процессе деления участвуют не только мгновенные нейтроны, образующиеся при делении ядра, но и запаздывающие их группы, испускаемые осколками по истечении 0,6 – 80 секунд. Так как число запаздывающих нейтронов в процессе 29 деления несколько меньше 1 %, то, приняв коэффициент размножения близким к единице (0,99 –1,01), можно соответственно замедлить или ускорить развитие процесса за счет запаздывающих нейтронов. При этом изменения в процессе будут происходить не сразу, а через 1 –1,5 минуты, что позволяет регулировать реакции деления ядер и управлять ими. Управление реакцией деления производится с помощью регулирующих стержней. Такие стержни, погруженные в активную зону реактора, интенсивно поглощают нейтроны и уменьшают число деления ядер урана 235. Изменяя глубину погружения стержней, можно достаточно точно влиять на процесс работы реактора в широких пределах. Выгорание ядерного топлива, а следовательно и накапливание осколков деления и их радиоактивный распад сопровождаются непрерывным изменением состава активной зоны реактора. В связи с этим непрерывно изменяется и коэффициент размножения нейтронов. Таким образом, режим реактора не является стационарным, даже если он работает с постоянной тепловой нагрузкой. При работе реактора в определенных пределах наблюдается саморегулирование процесса в зависимости от изменения температуры. Например, при интенсивном отводе тепла температура активной зоны реактора понижается, что (из-за увеличившейся плотности замедлителя) вызовет увеличение соударений, а следовательно, образование большого числа тепловых нейтронов. Это, в свою очередь, увеличит количество делений ядер и вызовет восстановление тепловой мощности реактора. Наиболее освоенными энергетическими реакторами являются водоводяные энергетические реакторы типа ВВЭР. Такой реактор представляет собой металлический корпус с размещенными в нем кассетами. Каждая кассета состоит из металлического кожуха с собранными в нем цилиндрическими стержнями. Стержни, в свою очередь, состоят из тонкой циркониевой оболочки, заполненной ураном. Стержни являются тепловыделяющими элементами (твэлами). 30 Через корпус реактора, т.е. через кассеты тепловыделяющих элементов, насосами прогоняется теплоноситель, который нагревается за счет теплоты, выделяющейся в результате реакции деления ядерного топлива. Ядра атомов U235 – обладают способностью самопроизвольно делиться. Осколки деления разлетаются с огромной скоростью (20000 км/ч). За счет преобразования кинетической энергии этих частиц в тепловую в тепловыделяющих элементах выделяется большое количество теплоты. Преодолеть металлический кожух тепловыделяющих элементов способны только нейтроны. Попадая в соседние твэлы, они вызывают деление ядер урана 235 в них и создают цепную реакцию. Вода, являясь теплоносителем, одновременно выполняет роль замедлителя нейтронов. Для поддержания цепной реакции нужны замедленные тепловые нейтроны, скорость которых не превышает 2 км/с. Именно двоякая роль воды в реакторе подобного типа определила его название - водо-водяной энергетический реактор (ВВЭР). Такой реактор называют также реактором на тепловых (медленных) нейтронах. Схема АЭС, в которой пар, направляемый в турбину, производится реактором, называется одноконтурной (рисунок 3.1,а). Вода, в особенности содержащая твердые примеси, становится радиоактивной в корпусе реактора. Поэтому в одноконтурных АЭС все оборудование работает в радиационно-активных условиях. Это усложняет его эксплуатацию. Преимуществом таких АЭС является лишь простота конструкции. В двухконтурных АЭС (рисунок 3.1,б) контуры первичного теплоносителя и рабочего тела разделены. Теплоноситель, циркулирующий в первом контуре, является источником теплоты для второго контура. Во втором контуре имеется парогенерирующее устройство, в котором образуется пар для паротурбинной установки. В этом случае рабочее тело обладает гораздо меньшей радиационной активностью, что упрощает эксплуатацию АЭС. В первом контуре двухконтурной АЭС поддерживается более высокое давление, чем давление пара во втором контуре, чтобы избежать вскипания во31 ды. Для уменьшения давления в реакторе можно использовать теплоноситель кипящих при высокой температуре жидких металлов или газа. Рисунок 3.1. Принципиальные схемы одно- и двухконтурной АЭС: а – одноконтурная схема; б – двухконтурная схема; 1 – реактор; 2 – турбина; 3 – парогенератор; 4 - конденсатор; 5 – деаэратор; 6 – сепаратор; 7 – паросборник; 8 – компенсатор объема; 9 – конденсатный насос; 10 – циркуляционный насос; 11 – питательный насос; 12 – промежуточный пароперегреватель Для существующих АЭС характерен низкий перегрев пара. Пар поступает в турбину насыщенным, поэтому при достижении предельной влажности (по условиям эрозийного износа лопаток 8-12%) он выводится из промежуточных ступеней турбины и пропускается через сепаратор 6 для отделения влаги, а затем через пароперегреватель. Затем пар снова поступает в последующие 32 ступени турбины. КПД АЭС ниже конденсационных электростанций, его величина - 35%. Единичные мощности энергоблоков достигают 1000 МВТ и более. Себестоимость производимой на АЭС энергии сопоставима с себестоимостью электроэнергии, отпускаемой с ТЭС. В настоящее время имеются и другие типы реакторов. Кроме корпусных водо-водяных энергетических реакторов (ВВЭР) используются созданные нашими учеными канальные реакторы типа РБМК (реактор большой мощности канальный) и реакторы-размножители на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН. Вопросы для самопроверки 1. Из каких элементов состоит паровой котел? Объясните их назначение и устройство. 2. Из каких процессов состоит водоподготовка? 3. Как происходит очистка продуктов сгорания? 4. Из каких элементов состоит органическое топливо? 5. Для каких целей составляется тепловой баланс парового котла и какими способами он рассчитывается? 6. Расскажите, как происходит саморазвивающийся регулируемый процесс деления атомных ядер в ядерном реакторе. 7. Какие типы АЭС вы знаете? В чем преимущество двухконтурных АЭС? 8. Расскажите об устройстве водо-водяного энергетического реактора. Почему он так называется? 33 Лекция 4 РЕАКТОРЫ-РАЗМНОЖИТЕЛИ НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ Природный уран состоит из смеси двух изотопов. Один из изотопов урана имеет атомный вес 235, а второй - атомный вес 238, причем изотоп урана с атомным весом 238 (U 238) очень широко распространен в природе. Природная урановая руда на 99,3% состоит из изотопов урана с атомным весом 238, и лишь 0,7% приходится на изотоп урана с атомным весом 235. Ядра U 238 делятся от нейтронов очень высоких энергий (быстрых нейтронов). Но количество нейтронов, полученных в результате деления, невелико – что не вызывает цепную реакцию этого изотопа. А для деления U235 нужны медленные нейтроны. Изотоп урана U 235 – является единственным встречающимся в природе делящимся изотопом и относится к невозобновимым ресурсам. Этот изотоп не образуется в природе, и если его запасы использовать в реакторах, он исчезнет навсегда. А изотоп урана U 238 является «бездельником» в обычных реакторах. Необходимо было создать такую технологию, чтобы использовать изотоп U 238, встречающийся в природе в гораздо больших количествах. Этот изотоп не поддерживает цепную реакцию, но может быть преобразован в элемент, который такую реакцию поддерживает. У ученых родилась блестящая идея – окружить урановые блоки слоем урана U 238. Нейтроны, которые не были захвачены в рабочем уране, будут захвачены этим слоем. Ядро урана U 238, захватившее нейтрон, преобразуется в ядро нептуния, которое, в свою очередь, дает очень важный элемент – плутоний. Ядра плутония распадаются так же легко, как ядра урана U 235. Символически это можно изобразить следующим образом. 34 Подобно урану U 238 ведут себя ядра тория. После захвата нейтрона ядро тория превращается в изотоп урана U 233, который, подобно плутонию, способен делиться. Этот процесс представляет собой расширенное воспроизводство ядерного горючего (в печке горят дрова, но их количество не уменьшается, а даже становится больше). На смену утраченным выгоревшим ядрам урана U 235 появляются новые столь же полезные ядра плутония или урана U 233. Таким образом, ядерное топливо воспроизводится таким же или более быстрым темпом, чем оно расходуется. При этом более распространенный изотоп урана U 238 превращается в делящийся материал, что существенно увеличивает ресурсную базу ядерной энергетики. В реакторе–размножителе на быстрых нейтронах в качестве теплоносителя нельзя использовать воду, так как замедление нейтронов здесь нежелательно. Вместо нее в современных конструкциях в качестве теплоносителя используется жидкий натрий. Принципиальная схема реактора–размножителя на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем показана на рисунке 4.1. Итак, в результате реакции деления в ядерном горючем Pu 239 образуются быстрые нейтроны, а продукты деления выделяют в топливных элементах теплоту. Затем теплота поглощается теплоносителем и используется для производства пара. В защитном слое из воспроизводящего материала U 238 быстрые нейтроны образуют навое ядерное горючее. В ядерном реакторе температура производимого пара существенно ниже, чем в парогенераторе ТЭС на органическом топливе, поскольку в первом применяется теплообменник и турбину вращает пар вторичного контура. В результате термический КПД АЭС только 30 %, в то время как для электростанций на угле, нефти или газе он достигает 40 %. А это означает, что при одинаковом 35 производстве электроэнергии на АЭС образуется примерно в полтора раза больше сбросной теплоты, чем на электростанции на органическом топливе. Потенциально опасные отходы производства образуются на электростанциях обоих типов (ТЭС и АЭС). На АЭС – это отходы с высоким уровнем радиоактивности, значительная часть которых имеет длительное время полураспада. Рисунок 4.1. Принципиальная схема реактора-размножителя на быстрых нейронах с жидкометаллическим теплоносителем: 1 – сепаратор перегреватель; 2 – турбина низкого давления; 3 – генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсационный насос; 6 – регенеративные теплообменники; 7 – испаритель; 8 – питательный насос; 9 – реактор; 10 – промежуточный теплообменник; 11 – пароперегреватель; - 12 – турбина высокого давления Радиоактивные отходы, содержащиеся в отработавшем ядерном горючем, представляют собой проблему в развитии ядерной энергетики. Современные планы развития требуют создания заводов по переработке отработавшего ядерного топлива, на которых можно было бы выделять из него уран и плутоний для их последующего использования. Остальная часть отработавшего топлива 36 должна быть надежно изолирована от биосферы на многие годы. Связанные с этим операции – транспортировка, переработка и хранение радиоактивных отходов – представляют собой сложные технические проблемы. Основные элементы ядерного реактора 1. Ядерное топливо – обычный или обогащенный уран, плутоний, уран U 233. 2. Замедлитель нейтронов – если родившийся при делении ядра нейтрон ничем не затормозить, он не будет захвачен другим ядром рабочего урана U 235. Это графит, тяжелая вода, обычная вода. 3. Отражатель – это тот же замедлитель, но расположенный вокруг реактора, его атомы отражают нейтроны, стремящиеся покинуть реактор. 4. Регулирующие стержни. Они изготовлены из материалов, поглощающих нейтроны. Если в реакторе число нейтронов повышается (а это опасно), – стержни опускают в реактор. Если нейтронов слишком мало (падает мощность котла), – стержни поднимают. 5. Теплоноситель – вода, пар, расплавленные металлы, газы. Классификация реакторов Реакторы делятся по следующим показателям: 1. назначению: энергетические, исследовательские, экспериментальные; 2. нейтронно-физическим характеристикам: реакторы на быстрых нейтронах, реакторы на промежуточных нейтронах, реакторы на тепловых нейтронах; 3. виды ядерного топлива: - природная урановая руда – в ней содержится 0,7% урана U235; - малообогащенный уран – в нем содержится 1-2% U235; - высокообогащенный уран - – в нем содержится более 90 % урана U235. 4. роду замедлителя: вода, графит, тяжелая вода; 37 5. роду теплоносителя: вода, пар, жидкие металлы, газы; 6. конструктивным особенностям: корпусные, канальные. Первая советская АЭС была построена в 1954 году в городе Обнинске. Это двухконтурная АЭС. В реактор погружено 128 семиметровых стержней с графитовым замедлителем. Масса ядерного топлива составляет 550 кг. На начало 1991г. в стране действовало 15 АЭС с 47 энергоблоками. На промышленных АЭС в основном установлены энергетические ядерные реакторы с водой под давлением корпусного типа (ВВЭР– 600 и ВВЭР- 1000) и канальные водографитовые реакторы РБМК-1000 и РБМК-1500, суммарная установленная мощность которых приведена ниже: Тип реактора ВВЭР-1000 ВВЭР-440 ВВЭР-365 РБМК-1000 РБМК-1500 АМБ-200 ЭГЦ-6 БН-600 Число 16 8 1 14 2 1 4 1 Мощность, МВт 16000 3212 365 14000 3000 160 48 600 В этом перечне указаны также действующий до сих пор один из реакторов первого поколения АМБ-200 (Атом мирный большой), четыре реактора малой мощности ЭГЦ-6, работающие на Билибинской АЭС, и реакторразмножитель на быстрых нейтронах (БН-600), установленный на Белоярской АЭС. Практически все энергоблоки действующих АЭС работают в базовой части графика нагрузки электрических сетей. Исключение составляет только Билибиниская АЭС, работающая в скользящем графике покрытия электрических и тепловых нагрузок. Ниже приведены крупнейшие атомные электростанции СССР на начало 1991 года: 38 Название АЭС Мощность, МВт Ленинградская АЭС Курская АЭС Запорожская АЭС Смоленская АЭС Белоярская АЭС 4000 4000 4000 4000 4000 Уровень безопасности современных действующих АЭС определяется, главным образом, заложенными в них проектными решениями, которые, естественно, на разных этапах развития ядерной энергетики были различными. С этой точки зрения все действующие энергоблоки АЭС можно разделить на три поколения: энергоблоки первого поколения, разработанные и построенные до выхода основных нормативных документов по безопасности АЭС; энергоблоки второго поколения (ВВЭР-440, ВВЭР-365, ЭГЦ-6, РБМК-1000), спроектированные и построенные в соответствии с ныне устаревшим нормативным документом по безопасности; энергоблоки третьего поколения (ВВЭР-1000, РБМК1000, РБМК-1500), разработанные в соответствии с требованиями действующего нормативного документа «Общие положения безопасности атомных станций» (ОПБ-82). Авария на Чернобыльской АЭС заставила критически переоценить уровень безопасности всех действующих и строящихся атомных электростанций. На основе этого анализа на действующих АЭС проведены технические мероприятия, существенно повышающие уровень их безопасности. На энергоблоках с реакторами РБМК выполнены мероприятия, практически исключающие возможность повторения аварии, подобной чернобыльской. На энергоблоках с реакторами ВВЭР-1000 увеличена надежность механической аварийной защиты. В целях обеспечения уровня безопасности энергоблоков АЭС первого и второго поколений, удовлетворяющего требованиям действующих норм, разработаны проекты реконструкции этих энергоблоков. Принято решение провести реконструкцию энергоблоков первого и второго поколений на Кольской, 39 Ленинградской, Курской, Чернобыльской, Нововоронежской и Белоярской АЭС. Также определены технические мероприятия по повышению уровня безопасности реакторов на быстрых нейтронах БН-350 и БН-600. Вопросы для самопроверки 1. Какая технология применена для использования изотопа урана U238 в реакторах-размножителях? 2. Что применяется в качестве теплоносителя и почему нельзя использовать во-ду для этих целей в реакторах типа БН? 3. В какой элемент превращается изотоп урана U 238 в процессе ядерной реак-ции? Каковы его свойства? 4. Какие элементы ведут себя подобно изотопу урана U 235? 5. Назовите основные элементы ядерного реактора. 6. По каким показателям классифицируются ядерные реакторы? 7. Назовите типы действующих ныне ядерных реакторов. 8. Как решается проблема радиоактивных отходов АЭС? 40 Лекция 5 ТУРБИНЫ Впервые созданные в 1890 г. турбины стали основным средством получения электрической энергии и основным типом судового и авиационного двига теля. Турбина обеспечивает очень высокий КПД преобразования внутренней энергии нагретого рабочего тела в энергию вращения вала турбины. Для турбин характерны: 1. малые удельные капитальные вложения на единицу мощности; 2. экономичность обслуживания; 3. высокий КПД (70-80%); 4. равномерность вращения и отсутствие вибрации при работе. Первые турбины были небольшими и предназначались для военных кораблей. Рабочее тело поступает в турбину и выходит из нее с постоянным расходом, совершая механическую работу. Из школьного курса нам известна схема действия простейшей паровой турбины: на вал насажен диск, по ободу которого закреплены лопатки. Около лопаток расположены сопла. Струи пара из сопел оказывают значительное давление на лопатки и приводят диск турбины во вращательное движение. Частота вращения вала достигает 3000 об/мин, что очень удобно. В современных турбинах применяют не один, а несколько дисков, насаженных на общий вал. Пар последовательно проходит через лопатки всех дисков, отдавая каждому из них часть своей энергии. Мощность турбины достигает 1200 МВт. Специально спрофилированные каналы для разгона рабочей среды и придания потоку определенного направления называются соплами (каналы для торможения потока и повышения давления – называются диффузорами). Процессы, проходящие в турбинах, описываются законами термодинамики для потока в работе, где определено понятие массового расхода рабочего тела. 41 где F – площадь поперечного сечения канала; с – скорость рабочего тела; V – объем. Постоянство массового расхода определяет условие неразрывности течения в стационарных потоках. Первый закон термодинамики для потока звучит так: теплота, подведенная к потоку рабочего тела извне, расходуется на увеличение энтальпии рабочего тела, производство технической работы и увеличение кинетической энергии потока: где с1 и с2- скорости на входе и выходе агрегата (турбины, сопло). Энтальпия — функция состояния термодинамической системы, определяемая как сумма внутренней энергии и произведения давления на объём. Паровые турбины Турбина является двигателем, в котором теплота рабочего тела – пара (газа) последовательно преобразуется в кинетическую энергию струи, а затем в механическую работу. Вытекающий из сопла поток рабочего тела обладает большой кинетичекой энергией и действует на лопатки с силой, которая зависит от формы их поверхности (рисунок 5.1). Расчеты по уравнению количества движения показывают, что при прочих равных условиях (заданной скорости истекания Со и расходе рабочего тела m) с наибольшей силой поток будет воздействовать на лопатку, форма которой обеспечивает его поворот на 1800. Если позволить лопаткам перемещаться под действием струи (пара), то движение газа по схеме б) обеспечит наибольшую 42 мощность, равную произведению действующей на лопатку силы на скорость ее перемещения. Рисунок 5.1. Схема действия струи газа на поверхности тел различной формы Отсюда следует, что для получения максимальной работы поток должен не ударяться о поверхность, а обтекать ее плавно, без завихрения. Но использовать наиболее выгодный профиль лопаток не удается. Практически невозможно при вращательном движении диска с лопатками подать на них газ в направлении, совпадающем с плоскостью вращения. Поэтому в турбинах струя газа из сопла подается на лопатки под некоторым углом. Причем невозможно конструктивно сделать этот угол меньше 11160. В ряде случаев его делают 20-300. Рассмотренный принцип действия (схемы а), б), в)) потока на поверхности различных форм называют активным. Имеет место реактивный принцип, когда сила создается за счет реакции струи, вытекающей из сопла (рисунок 5.1,г). Реактивная сила, приложенная к цилиндру, направлена в сторону, противоположную истечению газов. 43 Активные турбины Турбины, в которых весь располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока в соплах, а в каналах между рабочими лопатками расширения не происходит, называются активными или турбинами равного давления. Рисунок 5.2. Схема ступени турбины В простейшей рабочей турбине рабочее тело поступает в сопло 1 (или группу сопел), разгоняется в нем до высокой скорости и направляется на рабочие лопатки (2). Усилия, вызванные поворотом струи в каналах рабочих лопаток (см. рисунок 5.1,в), вращают диск 3 и связанный с ним вал 4. Диск с закрепленными на нем рабочими лопатками и валом называют ротором. Один ряд сопел и один диск с рабочими лопатками составляют ступени. Ступени отделены друг от друга диафрагмами, в которые встроены сопла. Одноступенчатая активная турбина была построена шведским инженером Ловалем в 1886 году. Одноступенчатые турбины Ловаля имеют ограниченную мощность до 1 МВт и низкий КПД. В одноступенчатой турбине Ловаля весь располагаемый теплоперепад срабатывается в одной ступени и скорости потока в соплах оказываются большими (1400 м/с). Это недопустимо по условиям прочности лопаток. При таких скоростях неизбежны большие потери. Поэтому турбины Ловаля имеют низкий КПД и ограниченную мощность (до 1 МВт). 44 Все крупные турбины делают многоступенчатыми. Ступени отделены друг о друга диафрагмами, в которые встроены сопла. В таких турбинах давление падает при проходе пара через сопла и остается постоянным на рабочих лопатках. Абсолютная скорость пара в ступени, называемой ступенью давления, то возрастает в соплах, то снижается на рабочих лопатках (рисунок 5.3). Рисунок 5.3. Изменение давления р и скорости в ступенях активной турбины Объем пара по мере его расширения увеличивается, и геометрические размеры проточной части по ходу пара возрастают. Реактивные турбины Первая модель двигателя, использующего реактивную силу, была построена Героном Александрийским за 120 лет до н.э. При истечении пара из сопел здесь возникают реактивные силы, вращающие систему против часовой стрелки. Ступень турбины, по модели Герона, представляла бы собой вра45 щающийся диск с соплами, к которым необходимо организовать непрерывный подвод рабочего тела. Ввиду сложности конструирования таких ступеней, а тем более многоступенчатых турбин, чисто реактивные турбины не создавались. Рисунок 5.4. Схема первой модели реактивной паровой турбины Реактивный принцип нашел широкое применение лишь в реактивных двигателях летательных аппаратов (ракет, самолетов). Практически реактивными называются турбины, у которых располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока не только в соплах, но и на рабочих лопатках. Отношение теплоперепада на рабочих лопатках ∆hл к располагаемому теплоперепаду hт (турбины) называется степенью ре- активности: При ω=0 (чисто активная ступень) весь располагаемый теплоперепад, а следовательно, и перепад давлений срабатывается в сопловом аппарате, превращаясь в скоростной напор. 46 При ω =1 (чисто реактивная ступень) весь располагаемый теплоперепад срабатывался бы на рабочих лопатках. Современные мощные турбины выполняют многоступенчатыми с определенной степенью реактивности, чаще всего ω =0,5. В каждой ступени такой турбины расширение рабочего тела происходит не только в сопловых каналах, но и на рабочих лопатках. Мощность и КПД турбины Работа турбины, как теплового двигателя, характеризуется внутренней мощностью, развиваемой лопатками, и эффективной (на валу) мощностью. Эффективная мощность Nе меньше внутренней Ni на значение механических потерь (в подшипниках, на привод вспомогательных механизмов и т.д). Внутренняя мощность Ni меньше мощности N0, которую развивала бы идеальная турбина, на значение внутренних потерь (от трения и завихрения каналов, от пере- течек пара в зазорах помимо сопл и т.д.). Внутренний относительный КПД учитывает внутренние потери турбины и определяется соотношением . Механические потери оцениваются механическим КПД . Для большинства современных турбин ηоi=0,7÷0,88; ηмех= 0,99÷0,995. Зависимость КПД турбины t от температуры поступающего на нее пара t1, при Р1=9,8 МПа, Р2=3,9 кПа, представлена ниже: t1, 0C 350 400 500 600 ηt, % 40,5 40 42,5 44,2 47 Классификация паровых турбин По назначению турбины делятся на: 1. конденсационные с выпуском всего отработанного пара в конденсатор, где поддерживается глубокий вакуум (такие турбины устанавливаются на конденсационных электростанциях для выработки электроэнергии). 2. теплофикационные с регулируемым отбором пара для производственных нужд и теплофикации с минимальным пропуском пара в конденсатор. 3. турбины с противодавлением с выдачей всего отработанного пара для производственных нужд и теплофикации. 4. турбины с ухудшенным вакуумом с выпуском пара в конденсатор с неглубоким вакуумом и с использованием охлаждающей воды для отопления. По способу расширения пара и действия его на рабочие лопатки турбины делятся на: - активные турбины; - реактивные турбины; - комбинированные турбины. По числу оборотов различают тихоходные турбины с числом оборотов менее 3000 в минуту и быстроходные с числом оборотов 3000 и более в минуту. По давлению: 1. турбины низкого давления, использующие отработанный пар с производства; 2. турбины среднего давления от 10 до 30 атмосфер; 3. турбины высокого и сверхвысокого давления от 30 и выше атмосфер. По числу валов турбины бывают одновальные и многовальные. 48 По числу цилиндров турбины различаются на одноцилиндровые и многоцилиндровые с цилиндрами высокого, среднего и низкого давления с промежуточным перегревом пара. Вопросы для самопроверки 1. Сформулируйте первый закон термодинамики для потока рабочего тела. 2. На поверхность какой формы поток действует с наибольшей силой? 3. Что называют ступенью турбины? 4. Как изменяются давление р0 и абсолютная скорость пара с0 в ступенях активной и реактивной турбины? 5. Что называется степенью реактивности турбины? Какова степень реактивности современных турбин? 6. От чего зависит эффективная мощность турбины? 7. По каким признакам осуществляется классификация турбин? Перечислите основные из них. 49 Лекция 6 ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ Преобразование гидроэнергии в электрическую энергию стало возможным в конце XIX века благодаря открытиям в области физики и техническому прогрессу. Крупные ГЭС начали появляться на рубеже XIX и XX веков. Физические принципы преобразования энергии падающей воды в электрическую энергию довольно просты, однако техническое осуществление такого проекта оказалось в действительности довольно сложным. Строительство плотины требует проведения предварительных работ по изменению русла реки рытьем котлована, и только после этого начинается строительство самой плотины. Она строится из железобетона и представляет собой монолитное сооружение. Вода под напором, создаваемым плотиной, направляется в водовод, который заканчивается турбиной. Турбина вращает вал, соединённый с ротором генератора. Количество вырабатываемой электроэнергии на ГЭС зависит от потенциальной энергии воды, запасённой в водохранилище, и КПД её преобразования в электроэнергию. Мощность ГЭС зависит как от количества воды, так и от перепада между водной поверхностью водохранилища и уровнем установки гидроагрегата: P = ρgQH, (6.1) где ρ - удельный вес воды, г/см3; g - ускорение свободного падения, равное 9,81м/с; Q - расход воды через турбину, м3; H - напор воды, м. Разница между верхним и нижним бьефом водохранилища называется напором. Вода, поступающая на турбину под высоким напором, имеет большую потенциальную энергию, чем при малом напоре, и поэтому на высоконапорной ГЭС требуется меньший расход воды для получения одинаковой мощности. Чем выше напор, тем меньше габариты турбины, а это, в свою очередь, удешевляет стоимость всего сооружения. Но высокий напор не всегда удаётся создать, поскольку мощность ГЭС и количество вырабатываемой ею электроэнергии в основном зависят от топографических условий в районе размещения 50 водохранилища и тела плотины. К числу высоконапорных ГЭС можно отнести: Вахшскую, Красноярскую, Братскую, Саяно-Шушенскую, ГЭС Гувер в США (штат Аризона) и Асуанский комплекс в Египте. ГЭС Волжского каскада, Новосибирская и Бонневильская на реке Колумбии относятся к категории низконапорных ГЭС. Гидроэнергетический потенциал всех рек мира оценивается в 2857 ГВт, однако маловероятно, что этот потенциал когда-либо будет полностью освоен. Схемы использования водной энергии и типы гидростанций В зависимости от того, каким способом создается (концентрируется) напор, различают следующие схемы гидроустановок: 1. Плотинную, при которой весь напор создается плотиной; 2. Деривационную, при которой напор создается деривационными (отводными) сооружениями; 3. Смешанную плотинно-деривационную, при которой напор создается как плотиной, так и деривационными сооружениями. Плотинные схемы создания напора бывают приплотинные и русловые, представлены на рисунках 6.1 и 6.2. Плотина перегораживает русло реки, в результате чего уровень воды перед плотиной поднимается, образуя водохранилище той или иной емкости. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом (ВБ), а водное пространство за плотиной называется нижним бьефом (НБ). Разность отметок уровней воды верхнего и нижнего бьефов называется статическим напором (НСТ ). Здание станции располагается или за плотиной (рисунок 6.1), или рядом с плотиной (рисунок 6.2). Поверхность воды в верхнем бьефе перед плотиной образует кривую подпора, длина которой зависит от уклона реки. По этой причине используемый напор НСТ несколько меньше располагаемого напора Нуч, на величину потери напора hкр на участке кривой подпора, т. е.: НСТ = Нуч - hкр . 51 Рисунок 6.1. Поперечный разрез русловой гидроэлектростанции: 1 – затвор водосброса; 2 – паз ремонтного затвора; 3 – основной затвор турбинного водовода; 4 – генератор; 5 – трансформатор; 6 – аварийный затвор; 7 – турбина; ГВБ – горизонт верхнего бьефа; ГНБ - горизонт нижнего бьефа Рисунок 6.2 - Поперечный разрез приплотинной гидроэлектростанции: 1 – провода на ОРУ; 2 – плоский затвор; 3 – машинный зал; 4 – генератор; 5 – спиральная камера; 6 – отсасывающая труба; 7 – турбина радиально-осевого типа; 8 – турбинный водовод; 9 – глубинный водоприемник; 10 – решетка; 11 – подъемный механизм щитов 52 Деривационную схему создания напора применяют на горных реках, имеющих значительные уклоны. При сравнительно прямолинейном русле реки вода отводится из нее открытым каналом, идущим по склону долины (рисунок 6.3.); причем отводному каналу придается уклон значительно меньший, чем уклон реки. Благодаря этому уровень воды в конце канала оказывается на более высокой отметке, чем уровень воды в реке. Таким образом, возможно сосредоточить напор воды, который используют для работы турбин гидростанции. Водовод, по которому вода отводится из реки, называется деривацией. В качестве деривации может быть использован открытый канал, туннель, трубопровод и т.д. Рисунок 6.3. Общий вид деривационной гидростанции: 1 - река; 2 – плотина; 3 – открытый деривационный канал; 4 - напорный бассейн; 5 – трубо провод; 6 – здание станции; 7 – отводящий канал Гидростанции, в которых напор создается деривацией, называются деривационными. В ее состав входят следующие гидротехнические сооружения (рисунок 6.3): плотина 2, обеспечивающая поступление воды в деривацию; открытый деривационный канал 3, проходящий по склону берега реки; напорный бассейн 4, представляющий собой расширенный концевой участок канала и обеспечивающий соединение канала с напорными трубопроводами гидростанции; напорные трубопроводы 5, по которым вода из напорного бассейна подводится к турбинам станции; здание станции 6, в котором размещается гидромеханиче53 ское и электрическое оборудование станции; отводящий канал 7, по которому отработавшая вода от турбин сбрасывается обратно в реку. Гидроэнергопотенциал В мире потенциал гидроэнергии в целом оценивается в 19000 ТВт · ч/год, а его использование составляет лишь около 9 %. Процент использования гидро энергии в разных регионах весьма различен, но ещё больше различия по странам (рисунок 6. 4). В настоящее время потенциал гидроэнергии использован в Германии на 75 %, Швейцарии на 80 %, США на 44 %, Канаде на 50 %, Японии на 65 %, Швеции и Италии на 74 %, Франции на 90 % и России на 21 %. Эти данные показывают процент использования гидроэнергии от располагаемого потенциала, который может быть реализован с экономической целесообразностью. Большое внимание в настоящее время уделяется созданию малых ГЭС на небольших реках и разработке бесплотинных ГЭС наплавного типа на реках с высокой скоростью течения. Рисунок 6.4. Располагаемый и используемый потенциал гидроэнергии 54 Воздействие ГЭС на окружающую среду ГЭС относятся к установкам, работающим на ВИЭ, но по сравнению с использованием других видов природных ресурсов, преобразование гидроэнергии в электрическую значительно воздействует на окружающую среду. Формы и характер этих воздействий принципиально отличаются от воздействий станций других типов. Но и среди возобновляемых источников энергии гидроэнергия занимает особое место. В процессе создания и в последующей работе солнечных и ветровых преобразователей энергии практически отсутствуют какие-либо значительные отрицательные воздействия на окружающую среду. Промежуточное положение в этой связи занимают приливные станции, так как при их возведении требуется строить плотину для обеспечения подпора воды после отлива, что приводит к необходимости создавать водохранилище с циклическим режимом стоков в течение суток. Для работы ГЭС надо сооружать постоянные водохранилища с большой площадью зеркала водной поверхности, которая может оказывать значительное вредное воздействие на окружающую среду. Это воздействие может выражаться в следующем. 1. Уничтожение уникальной флоры и фауны в бассейнах рек, например, нарушение путей нереста благородных пород рыб на Енисее. 2. Затопление плодородных почв (ГЭС Волжского каскада, Новосибирская, Бухтарминская ГЭС в Казахстане). 3. Сокращение стока воды ниже плотины по течению. 4. Прекращение сезонных паводков. 5. Нанесение ущерба ландшафту района, где расположено водохранилище. 6. Создание очень большого давления на малый участок поверхности земли. 7. Заиливание и засорение водохранилища. 55 Все водотоки несут с собой наносы, которые, оседая в водохранилище, снижают его полезную ёмкость и ухудшают экологическую обстановку в нём. Поэтому полезное использование ГЭС продолжается от 50 до 200 лет. При образовании крупного водохранилища создаётся очень большое давление, которое приводит к возникновению напряжений в породах, слагающих дно, и если их не снять, то появляется потенциальный источник землетрясения. В декабре 1967 года в Индии была полностью разрушена плотина Коупа высотой 103 м. Причиной катастрофы явилось землетрясение, эпицентр которого находился непосредственно под телом плотины. Вопросы экологического воздействия ГЭС на окружающую среду должны стать важнейшими во время предпроектного анализа. По срокам действия последствия создания водохранилищ ГЭС могут быть разделены на две группы. Первая группа - это прямые воздействия, действие которых начинается в период создания водохранилища. Их необходимо учитывать на стадии проектирования: 1) затопление лесных и сельскохозяйственных земель; 2) сокращение продуктивности заливных лугов ниже уровня плотины; 3) отрицательные воздействия в системе рыбоводства. Другие последствия обнаруживаются спустя 5... 10 лет после заполнения водохранилища, и их особенно важно прогнозировать заранее. Одним из важнейших факторов, определяющих последствия воздействия водохранилищ на окружающую среду, является площадь водохранилища. Около 88 % общего числа водохранилищ в России сооружены в равнинных условиях, используемые напоры на ГЭС достигают 15...20 м, а площадь зеркала акваторий иногда несколько тысяч квадратных километров. Энергетическая эффективность 1 км2 затопляемых земель наименьшая для равнинных водохранилищ в низовьях крупных рек. Удельная плотность затопления в этих условиях изменяется от 5 до 15 км2/тыс.кВт установленной мощности ГЭС. Для водохранилищ ГЭС на горных реках эта величина на 1...2 порядка ниже. Кроме этого существенным фактором воздействия на окружающую среду являются засо56 ление и ощелачивание плодородных земель в районах орошения в случае недостаточного дренажа. По оценкам комиссии ООН, ежегодно из мирового сельскохозяйственного производства выпадает около 300 тыс. гектаров орошаемых земель вследствие засоления при заболачивании. В целом воздействия ГЭС на окружающую среду многочисленны, разнохарактерны по формам и должны учитываться на всех этапах создания электростанции. Поэтому огромное значение имеет применение современных методов системного анализа для выяснения последствий и комплекса взаимосвязей перечисленных явлений. Классификация гидротурбин В зависимости от того, какие основные виды энергии преобразуются на колесе турбины, последние делятся на активные и реактивные (таблица 6.1). Таблица 6.1 Классификация гидротурбин Реактивные турбины используют главным образом потенциальную энергию потока. По мере протекания жидкости по каналам рабочего колеса такой турбины избыточное давление все время уменьшается и расходуется на увеличение относительной скорости. Изогнутые лопасти рабочего колеса изменяют 57 направление потока. Таким образом, действие потока на лопасти рабочего колеса реактивной турбины слагается из реактивного давления, возникающего вследствие возрастания скорости потока и из давления, связанного с отклонением потока. Активные турбины - это такие, в которых используется только кинетическая энергия потока. Весь действующий напор перед входом потока на рабочее колесо должен быть обращен в кинетическую энергию. Давление в процессе работы турбины не изменяется и остается равным атмосферному. Определение турбин как реактивных и активных является условным. Более правильно называть реактивные турбины – турбинами с избытком давления, а активные турбины – свободноструйными. Поворотно-лопастные гидротурбины Схема устройства поворотно-лопастной гидротурбины с вертикальным валом изображена на рисунке 6.5. Рисунок 6.5. Схема устройства поворотно-лопастной гидротурбины 58 Вода из водохранилища подводится к турбинной камере 9, проходит через статор турбины 10, направляющий аппарат 2 и попадает на рабочее колесо 1, затем вода поступает в отсасывающую трубу 11, откуда уходит в нижний бьеф. Рабочее колесо турбины закреплено на вертикальном валу 4, который фиксируется подшипником 5. Вал турбины соединен с валом генератора 3. Согласование режима работы турбины с внешней нагрузкой (регулирование турбины) производится регулятором 7. Лопатки направляющего аппарата поворачиваются с помощью сервомотора 6, масло к которому подается из маслонапорной установки 8. Турбинная камера служит для подвода воды к рабочему колесу турбины с возможно минимальными гидравлическими потерями. Статор турбины и вертикальный вал передают нагрузки на фундамент установки от веса неподвижных и вращающихся частей турбины и генератора, осевого давления воды на рабочем колесе турбины и веса бетонного перекрытия. В зависимости от величины напора, размеров и конструктивных особенностей гидроагрегатов статоры могут иметь различную конструкцию: 1) отдельные колонны с опорными фланцами в верхней и нижней частях; 2) колонны, объединенные верхним опорным кольцом, а внизу опирающиеся на бетон через отдельные фланцы; 3) колонны, сверху и снизу объединенные кольцами (рисунок 6.6). Рисунок 6.6. Общий вид статора реактивной турбины 59 Для рабочего процесса в турбине статор не нужен, он применяется только как несущая конструкция. Для уменьшения сопротивления потоку воды колоннам статора придают обтекаемую форму. Направляющий аппарат турбины придает потоку воды определенное направление при входе на рабочее колесо. Изменением просветов между лопатками направляющего аппарата регулируют расход воды. Принципиальная схема механизма привода направляющего аппарата показана на рисунке 6.7. Рисунок 6.7. Механизм поворота направляющего аппарата: а – аппарат закрыт; б – аппарат открыт Каждая лопатка имеет верхнюю и нижнюю цапфы, которыми она устанавливается и направляется в верхнем и нижнем кольцах направляющего аппарата. На концы верхних цапф лопаток, выступающих над крышкой турбины, насажены кривошипы 1, которые посредством серег 2 соединены с регулирующим кольцом 3. Эти три элемента и представляют особое звено механизма. На рисунке 6.7, а лопатки показаны в положении полного закрытия. Если регулирующее кольцо будет поворачиваться против часовой стрелки, то все кривошипы и лопатки направляющего аппарата будут поворачиваться на один и тот же угол и направляющий аппарат будет открываться. На рисунке 6.7, б показано положение всех элементов механизма при полном открытии направляющего аппарата. 60 Регулирующее кольцо поворачивают масляные сервомоторы (см. рисунок 6.5), которые представляют собой цилиндры с поршнями и штоками. Когда масло подается под напором из маслонапорной установки 8 в цилиндр, поршень начинает двигаться, увлекая за собой регулирующее кольцо направляющего аппарата. Рабочее колесо поворотно-лопастной турбины (рисунок 6.8) состоит из втулки 1 с обтекателем 3 и прикрепленных к ней лопастей 2, число которых может быть 48. Так, при напорах до 20 м лопастей бывает четыре, а при напорах свыше 60 м – восемь. Рисунок 6.8. Рабочее колесо поворотно-лопастной турбины Рисунок 6.9. Схема поворота лопастей рабочего колеса 61 Поворот лопастей рабочего колеса происходит с помощью механизма поворота. Принципиальная схема такого механизма показана на рисунке 6.9. Лопасть 1 с фланцем 2 жестко скреплена с осью 3, которая может поворачиваться в подшипниках. Придавая лопастям различное положение, сохраняют высокое значение КПД турбины при изменении величины расхода воды, проходящей через нее. Управление разворотом лопастей осуществляется регулятором турбины. При изменении нагрузки регулятор автоматически меняет открытие направляющего аппарата и одновременно угол φ0 разворота лопастей рабочего колеса. При этом каждой величине открытия направляющего аппарата соответствует определенный угол разворота лопастей рабочего колеса, при котором КПД турбины будет наибольшим. Лопасти испытывают совместное действие нагрузки от потока воды и центробежных сил собственной массы, постоянно находятся в коррозионной среде и подвергаются кавитационному разрушению. Поэтому для изготовления лопастей небольших турбин применяют высокопрочную и устойчивую против кавитации углеродистую сталь, а для лопастей крупных турбин – высокохромистую сталь. В последнее время начали изготовлять биметаллические лопасти, отлитые из углеродистой стали и облицованные листами нержавеющей стали. Вал турбины предназначен для передачи крутящего момента от рабочего колеса к ротору генератора. Для обеспечения надежной работы вал изготовляют из высококачественной стали. Валы турбины и генератора по всей своей длине имеют осевое отверстие, в котором помещены трубопроводы для подачи масла в сервомотор рабочего колеса. Отсасывающая труба (см. рисунки 6.1, 6.2) – необходимая принадлежность реактивных турбин. Она позволяет установить турбину выше уровня нижнего бьефа, а также восстанавливает кинетическую энергию потока воды, сходящего с рабочего колеса. 62 Вопросы для самопроверки 1. От чего зависит мощность ГЭС? 2. Назовите существующие схемы использования водной энергии. 3. Перечислите отрицательные воздействия водохранилища на окружающую среду. 4. Что необходимо учитывать при проектировании гидроэлектростанций? 5. Как классифицируются гидравлические турбины? 6. Какова конструкция поворотно-лопастной турбины? На каких напорах она используется? 7. Поясните назначение основных конструктивных узлов турбины: турбинной камеры, направляющего аппарата, статора турбины, рабочего колеса и отсасывающей трубы. 63 Лекция 7 ПРОПЕЛЛЕРНЫЕ ТУРБИНЫ Пропеллерные и поворотно-лопастные турбины применяют при почти одинаковых напорах. Пропеллерная турбина отличается от поворотнолопастной только конструкцией рабочего колеса и механизмов его обслуживания. Лопасти рабочего колеса этой турбины (рисунок 7.1) соединяются с втулкой жестко. Главным недостатком пропеллерных турбин является то, что отклонение нагрузки от расчетной приводит к резкому снижению их КПД. Вследствие этого они не выгодны в эксплуатации в тех случаях, где происходят значительные колебания нагрузки. Пропеллерные турбины устанавливаются преимущественно на гидростанциях малой мощности, а также на гидростанциях большой мощности со значительным количеством агрегатов. На таких гидростанциях пропеллерные турбины работают с постоянной мощностью, а поворотно-лопастные – с переменной. Поворотно-лопастные турбины сложнее по конструкции, больше весят и стоят дороже равных по мощности и напору пропеллерных турбин. Однако энергетические преимущества поворотно-лопастных турбин в условиях работы с переменными мощностями и напорами настолько велики, что они заняли господствующее положение в области напоров до 80 м. Рисунок 7.1. Рабочее колесо пропеллерной турбины 64 Радиально-осевые турбины По производству радиально-осевых турбин в свое время наша страна занимала ведущее место в мире. На Красноярской ГЭС работают изготовленные на ЛМЗ турбины, имеющие диаметр рабочего колеса 7,5 м и развивающие мощность 508 МВт при напоре 95 м. Еще более мощные турбины установлены на Саяно-Шушенской ГЭС. Схема конструкции вертикальной радиально-осевой турбины в значительной степени аналогична схеме поворотно-лопастной турбины. Рисунок 7.2. Рабочее колесо радиально-осевой турбины Вода к турбине подводится, как правило, по спиральной турбинной камере круглого сечения. Далее вода проходит через статор и направляющий аппарат описанной выше конструкции. Рабочее колесо (рисунок 7.2) имеет ступицу 1, нижний обод 2, между которыми расположено от 14 до 22 лопастей 3. Они имеют сложную поверхность двоякой кривизны. В средних и крупных турбинах колеса бывают цельнолитыми. Особенно крупные рабочие колеса, которые целиком невозможно транспортировать, делают разъемными и собирают при монтаже на месте установки. Лопасти для малых турбин изготавливают методом штамповки и затем жестко соединяют с чугунной ступицей и нижним ободом. Поскольку лопасти рабочего колеса не могут поворачиваться, КПД радиально-осевой турбины при отклонении режима ее работы от оптимального снижается больше, чем у поворотно-лопастной турбины. 65 При высоких напорах и скоростях течения воды поверхности рабочих колес интенсивно изнашиваются, поэтому их изготавливают из углеродистой стали повышенной прочности или из нержавеющей стали. С увеличением напора форма рабочего колеса меняется: отношение выходного диаметра к входному и относительная высота направляющего аппарата уменьшается. За номинальный диаметр рабочего колеса D1 принимается наибольший диаметр расположения входных кромок рабочего колеса. Для уменьшения перетока воды между вращающимся рабочим колесом и неподвижной камерой рабочего колеса предусматриваются специальные устройства. Так, для турбин Красноярской ГЭС применено щелевое уплотнение, имеющее очень небольшой радиальный зазор между вращающимися и неподвижными частями (1-1,5 мм). В высоконапорных турбинах (Н > 100÷150 м) для этих целей применяются лабиринтные уплотнения. Диагональные турбины Диагональная поворотно-лопастная турбина (рисунок 7.3) является промежуточным типом между радиально-осевыми и повортно-лопастными турбинами и может найти применение при напорах 30-200 м. В этой турбине сочетаются положительные качества поворотно-лопастных турбин, сохраняющих высокий КПД при разных режимах работы, с хорошими кавитационными свойствами радиально-осевых турбин. Такая турбина в СССР была предложена профессором В.С. Квятковским в 1950 году. Ее характерная особенность – наклонное под углом к оси турбины расположение поворотных лопастей 5 рабочего колеса (рисунок 7.3). Вследствие этого проточный тракт турбины получается спрямленным (нет поворота закрученного потока в предлопастном пространстве). Кольцевой поток за рабочим колесом сливается плавно в цилиндрический, не образуя под коротким обтекателем зоны с водоворотом и обратными скоростями. При одинаковых напорах и диаметрах диагональная турбина пропускает большой расход и дает 66 большую мощность, и у нее почти на 50% больше частота вращения, что удешевляет генератор. Конструкция такой турбины разработана на ЛМЗ для Бухтарминской ГЭС. При напоре Н=61 м она развивает мощность 77 000 кВт. Натуральные испытания, проведенные в 1968 г., когда диагональная турбина проработала на Бухтарминской ГЭС около 10 000 ч, показали, что ее КПД выше, чем радиально-осевой, а рабочая характеристика получается более пологой. Но в кавитационном отношении диагональная турбина несколько хуже радиальноосевой. Рисунок 7.3. Диагональная поворотно-лопастная турбина Угол наклона осей поворотных лопастей рабочего колеса к оси турбины у диагональных турбин может быть 600, 450 и 300. При угле 600 турбина становится быстроходной и ее следует применять для напоров 30-60 м; при угле 450 диагональная турбина средней быстроходности предназначается для напоров 60-120 м, а тихоходные турбины с углом 300 – для напоров 120-200 м. Ковшовые турбины Наиболее распространенными из активных гидравлических турбин являются ковшовые. Значительно реже и только для малых мощностей применяются наклонно-струйные и двукратные турбины. 67 На рисунке 7.4 приведена схема горизонтальной ковшовой турбины. Вода подводится к турбине по напорному трубопроводу 1, имеющему в конце сопло 2. Из сопла струя воды с большой скоростью попадает на лопасти (ковши) 4 рабочего колеса. Сходящая с рабочего колеса вода попадает в отводящий канал. Колесо вращается на горизонтальном валу 5, соединяющем его с генератором. Расход воды регулируется с помощью выдвижной иглы 7, расположенной в сопле, и отсекателя 3. Вся турбина заключена в кожух 6. Рисунок 7.4. Схема устройства горизонтальной ковшовой турбины Рабочее колесо ковшовой турбины состоит из диска со ступицей, к которому прикрепляют от 14 до 60 ковшей. Когда диск, ступица и ковши отлиты вместе, колесо называется цельнолитным. У крупных турбин ковши отливают отдельно и крепят болтами. На один горизонтальный вал можно насаживать не более трех колес. Ковш (рисунок 7.5) имеет вид двух спаренных полуэллипсоидальных поверхностей, в месте соприкосновения образующих общее лезвие. Струя воды круглого сечения рассекается этим лезвием пополам, и обе половины растекаются в разные стороны. Вода сходит с ковша с небольшой абсолютной скоростью, а направление движения воды меняется почти на противоположное начальному. 68 Рисунок 7.5. Схема ковша Регулирование речного стока Суточное и недельное регулирование Цель суточного регулирования стока — обеспечить при постоянном расходе воды в реке в течение суток неравномерное потребление воды гидростанцией. На рисунке 7.6 представлен суточный график нагрузки ГЭС, его можно перестроить в график водопотребления, пользуясь формулой: Q= P , 8H где Р — потребная мощность по графику нагрузки; Н — напор ГЭС (м), который определяется ориентировочно по среднесуточному расходу воды в реке. Рисунок 7.6. Суточное регулирование стока: а — график нагрузки; б — график водопотребления 69 График водопотребления ГЭС представлен на рисунке 7.6,б. Площадь, ограниченная графиком потребления воды, представляет полное суточное количество воды, необходимое для удовлетворения заданного графика нагрузки. Если разделить это количество воды на число секунд в сутки, то получим средний расход воды в м3/сек, показанный на графике средней ординатой QСР. Если расход воды в реке QВ равен (или больше) среднему расходу графика потребления, т.е. QВ≥QСР, то воды в реке достаточно для удовлетворения графика. Из графика водопотребления видно, что в некоторые часы суток воды в реке больше, чем требуется для ГЭС, а в другие часы — меньше. Чтобы использовать всю протекающую воду, необходимо запасать ее в часы малого потребления, а затем расходовать в часы повышенного потребления. Площадь провалов графика водопотребления ниже QСР (косая штриховка) равна объему накопленной воды в часы малого водопотребления, а площадь выше QСР — объему воды, который нужно сработать для удовлетворения графика нагрузки в часы повышенного потребления воды (прямая штриховка). Объем накопленной воды в часы малой нагрузки должен быть не менее объема сработки в часы пик. Наибольшая площадь непрерывного накапливания воды или ее сработки ориентировочно определит необходимый полезный объем водохранилища. На рисунке 7.6,б наибольшая площадь соответствует периоду непрерывной сработки от 14 до 22 часов. Если секундный расход воды в реке меньше среднего расхода графика водопотребления, т. е. QВ800С/км эти районы расположены в тектонической зоне вблизи границ континентальных плит. Почти все из существующих ГеоТЭС размещены в таких районах (Первая ГеоТЭС в 1904 г. в Италии). 2. Полутермальный. Температурный градиент от 40 до 800С/км. Это районы аномалий, лежащих в стороне от границ платформ. Тепло извлекается из естественных водоносных пластов или из раздробленных сухих пород. Хорошо используется для горячего теплоснабжения. 3. Нормальный. Температурный градиент менее 400С/км. Использование не экономично. В каждом из трех классов в принципе можно получать тепло за счет естественной гидротермальной циркуляции, при которой вода проникает в глубокозалегающие породы, где превращается в сухой пар, пароводяную смесь или просто нагревается до достаточно высокой температуры. 94 Принцип выработки электрической энергии на современных геотермальных электростанциях (ГеоТЭС) тот же, что и на ТЭС, работающих на органическом топливе. Теплота, получаемая из недр Земли, используется для выработки пара, вращающего турбоагрегат (рисунок 10.1). КПД ГеоТЭС из-за низкой температуры ниже ТЭС на органическом топливе. Пар, поступающий из недр земли, загрязнен растворенными в нем солями. Сепаратор пара удаляет нежелательные химические примеси. Из конденсатора поступает чистая вода, которая может использоваться в хозяйственных целях или вновь закачивается через скважины в недра Земли. Рисунок 10.1. Геотермальная паровая скважина Высокое содержание солей в геотермальной воде приводит к тому, что через несколько лет происходит закупорка скважин. Это требует затрат на их очистку или бурение новых скважин в другом месте. Отбор тепла идет обычно быстрее, чем его восстановление за счет естественного процесса. Со временем температура пара или горячей воды падает, и это означает, что наступает исчерпание геотермической энергии. Чтобы предотвратить этот процесс исчерпания геотермической энергии, под землю под высоким давлением должна заканчиваться вода, что связано с определенным риском землетрясения (г.Денвер, США). Геотермальные источники оказывают заметное влияние на окружающую среду при использовании в энергетических установках. В глубинных водах в 95 значительных количествах содержатся растворенные минералы (в 8 раз больше, чем в морской воде, и растворенные газы, такие как углекислый газ, сероводород и другие. Выбросы серы в виде сероводорода у ГеоТЭС могут быть выше, чем на ТЭЦ, использующих серосодержащие топлива. Помимо загрязнения воды и воздуха солями и газами, а также мышьяком и ртутью, ГеоТЭС выбрасывают в атмосферу большое количество тепла и влаги. Извлечение из недр земли больших количеств теплоносителя создает опасность опускания ее поверхности и возникновение угрозы землетрясений. Кроме того, крупные геоТЭС занимают большую площадь. Построенная в Новой Зеландии в 1969 году ГеоТЭС мощностью 250 МВт занимает площадь 65 км2. В настоящее время в мировой энергетике принято решение проектировать ГеоТЭС ограниченной мощности. Приливные гидростанции (ПЭС) Энергия морских приливов (лунная энергия) известна давно. В некоторых районах мирового океана амплитуда приливной воды (разность между верхней и нижней отметками прилива) достигает 20 м, около Огненной Земли – 18 м, на побережье США – 28 м. Если открыть шлюз в то время, как приливная волна набирает высоту, и затем в высшей точке прилива шлюз закрыть (рисунок 10.2), то накопленную воду можно во время отлива пропустить через турбины и таким образом выработать электрическую энергию. Рисунок 10.2. Схема электростанции на приливном течении 96 Если установить реверсивные турбины, тогда добавится выработка электроэнергии при заполнении водохранилища. Суммарный энергетический потенциал приливов составляет 13 ГВт, что намного меньше, чем потенциал рек. Но в отличие от ГЭС работа ПЭС определяется космическими явлениями и не зависит от погодных условий. К этому добавим следующие преимущества: 1. энергия приливов не образует вредных отходов; 2. не растрачивает невосполняемых минеральных ресурсов; 3. наносимый ущерб невелик. Недостатки: 1) стоимость 1 кВтч на 30-100% выше, чем на ТЭС и ТЭС; 2) неравномерность работы в течение суток не позволяет систематически использовать ее в периоды максимальных нагрузок; 3) нарушение судоходства. Экономически целесообразно использовать энергию приливов и отливов при амплитуде более 5 м. С 1966 г. во Франции на реке Рене действует ПЭС 240 МВт. Разработка и создание гидравлических турбин с диаметром 7,5 и мощностью 60 МВт позволили снизить стоимость вырабатываемой электрической энергии. Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) Неравномерность графика нагрузки потребителей в часы максимума нагрузки требует покрывать пиковые набросы активной и реактивной мощности. Эту задачу хорошо решают гидроаккумулирующие электрические станции. В интервалы времени, когда нагрузка в энергосистеме минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы. В режиме непродолжительных пиков нагрузки ГАЭС работает в генераторном режиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду (рисунок 10.3). В Европейской части России возможно сооружение до 150 ГАЭС. Но районы с благоприятным рельефом местности (перепады около 1 км) удалены от центров потребления электрической энергии, а строительство ЛЭП будет дороже строительства самой ГАЭС. Первая экспериментальная ГАЭС была по97 строена под Киевом с напором 70 м, мощностью 225 МВт. Под Сергиевым Посадом сооружена ГАЭС мощностью 1200 МВт с обратимыми агрегатами. Станция 4 часа в сутки работает в генераторном режиме и около 5 часов в сутки - в двигательном, а в остальное время в режиме синхронного компенсатора (СК). Рисунок 10.3. Гидроаккумулирующая станция: 1 – верхний бассейн; 2 – водовод; 3 – здания ГАЭС; 4 – нижний бассейн Мощность ГАЭС зависит от расхода воды и напора. При ограниченном объеме верхнего бассейна увеличить мощность можно за счет большого напора, очень удобны в этих целях горные реки. В Австрии имеется ГАЭС с самым большим в мире напором - 1800 м. Стоимость ГАЭС резко снижается, если вместо верхнего бассейна используется водоем. ГАЭС стали особенно эффективны с появлением обратимых гидротурбин, выполняющих функции турбин и насосов. Перспективы развития ГАЭС зависят от их КПД, который равен отношению количества выработанной электрической энергии к израсходованной электроэнергии. Первые ГАЭС имели КПД 40%, а современные 70-75%. Солнечная энергия, аккумулированная океаном Существует природная система аккумулирования солнечной энергии. Это - Мировой океан. Благодаря потоку солнечного излучения образуется температурный градиент между поверхностными и глубинными слоями морской 98 воды. В качестве рабочего тела были предложены аммиак либо фреон, обычно применяемые в холодильных агрегатах. На рисунке 10.4 схематически показано устройство океанической тепловой электростанции (ОТЭС). Рисунок 10.4. Схема работы: 1 – котел испаритель; 2 – турбогенератор; 3 – конденсатор; 4 – компрессор; 5 – теплая вода (250С); 6 – пары аммиака (200С) под высоким давлением; 7 – вырабатываемая электроэнергия; 8 – пары аммиака (100С) под низким давлением; 9 – сбрасываемая холодная вода (70С); 10 – жидкий аммиак (100С) под низким давлением; 11 – жидкий аммиак (100С) под высоким давлением; 12 – сбрасываемая теплая вода (230С); 13 – забор холодной воды (50С) Холодная вода поступает из глубинных слоев океана и используется для сжижения аммиака при температуре 100С. Жидкий аммиак затем испаряется при температуре 200С с помощью теплой воды, поступившей с поверхности океана. Температура отработавшей воды понижается на два градуса – с 25 до 230С. Пар аммиака, находящийся под высоким давлением, расширяется в турбине, охлаждаясь при этом на 100С; значительно падает и давление паров аммиака. Затем происходит их конденсация под действием более холодной воды, которая в результате сама нагревается на 20С. 99 Основная проблема заключается не в технической осуществимости проекта, а в себестоимости производимой ОТЭС электроэнергии. На сегодняшний день электроэнергия, вырабатываемая ОТЭС, оказывается значительно дороже, чем электроэнергия, вырабатываемая на традиционных топливах. Энергия биомассы Во всем мире разрабатываются различные технологии переработки биомассы и ее энергетического использования (таблица 10.1). Таблица 10.1 Различные технологии переработки биомассы Примечание: Пиролиз – высокотемпературная обработка; анаэробное сбраживание – сбраживание без доступа воздуха. Одним из перспективных направлений энергетического использования биомассы является производство биогаза. Биогаз – продукт анаэробного разложения микроорганизмами органических веществ. Теплотворная способность биогаза составляет 25 ГДж/м3. Наиболее эффективно производство биогаза из навоза, из 1 т которого производится 12 м3 метана. 100 В Москве на Люберецкой станции аэрации установлено 12 метантенков общим объемом до 100 000 м3. На станции ежегодно производится 50 млн.м3 газа, которого хватает не только на собственные нужды станции, но и для обеспечения газом поселка в 9 тысяч человек. По данным профессора Д. Дэвинса, на 1 человека в год приходится до 5 тонн сухих органических отходов. В США общий годовой объем органических отходов достигает 1 млрд. тонн. При этом городские отходы составляют 25 % и отходы сельскохозяйственного производства - 75%. Из этого количества отходов можно производить такое количество газа и жидкого топлива, которое эквивалентно 180 млн. тонн условного топлива. Массовым отходом полеводства является солома злаковых. Ее количество превышает 200 млн. тонн в год. Для хозяйственных нужд используется не более 100 млн. тонн. Переработка оставшихся 100 млн. тонн может дать около 20 млрд. м3 в год метана. Первичные загрязнители воздуха К веществам, загрязняющим атмосферу, относятся окись углерода, углеводороды, окислы серы, окислы азота и твердые частицы. Некоторые другие загрязняющие вещества по своему происхождению являются вторичными, т.е. образуются на основе этих первичных загрязнителей. Первичные загрязнители имеют множество естественных источников; вот почему, даже если бы человек не жил на Земле, все равно в атмосфере существовал, был остаточный фоновый уровень содержания вредных соединений. Правда, необходимо подчеркнуть, что это чувствуют, пожалуй, только люди, живущие на склонах вулканов; естественный фоновый уровень загрязнения в целом крайне низок и сам по себе едва ли мог бы привести к последствиям, от которых так страдают наши густонаселенные города. Источники первичных загрязнителей перечислены в таблице 10.2, из которой видно, что главную роль в выбросе первичных загрязнений играют средства транспорта и стационарные источники продуктов сгорания. Ниже рассматривается каждое из первичных веществ, определяется его 101 воздействие на природную среду, а затем анализируются вопросы, связанные с вторичными загрязнителями. Таблица 10.2. Источники первичных загрязнителей Окись углерода Для живых существ, дышащих легкими, окись углерода может оказаться чрезвычайно вредной и даже ядовитой. Окись углерода примерно в 210 раз лучше поглощается кровью, чем кислород, так что, если в воздухе присутствуют оба газа, окись углерода поглощается гемоглобином в первую очередь и, соединяясь с ним, образует карбоксигемоглобин (СОНb); продуктом присоединения кислорода к гемоглобину является оксигемоглобин (О2Нb). Карбоксигемоглобин связывает молекулы гемоглобина и препятствует переносу оксигемоглобином кислорода от легких к тканям. Вследствие этого сердце и легкие вынуждены работать с большей нагрузкой, а если в крови образуется много СOHb, наступает коматозное состояние, приводящее к смерти. 102 Углеводороды (СН) Предельные углеводороды – метан и члены его ряда – сравнительно инертны в отношении их воздействия на здоровье (если они присутствуют в небольших количествах) и образования вторичных загрязнителей. В то же время многие другие углеводороды, не являющиеся членами ряда метана, для здоровья опасны, даже если не происходят фотохимические реакции. Это – соединения, принадлежащие к ряду альдегида, бензола, кетона и этилена. Они вызывают раздражение глаз, кожи и расстройство дыхательных органов. Если речь идет о бензоле, то его концентрация в атмосфере может вызывать раковое заболевание. Взвешенные частицы Большая часть твердых примесей в атмосфере, попавших туда в результате сжигания топлива на электростанциях и работы промышленных предприятий, оседает на землю в виде пылинок. Несомненно, частицы будут рассеяны на очень большом расстоянии от источника загрязнения. Не исключено, что их воздействие на человеческий организм окажется довольно заметным. Степень частиц, попавших в организм человека через дыхательные пути, зависит от химических свойств частиц, их гранулометрического состава в воздухе, а также от эффективности, с которой химические вещества, содержащиеся в частицах, подвергаются экстракции при отложении частиц в дыхательных органах. Различные химические элементы по-разному влияют на организм человека – одни совершенно безвредны, другие токсичны. Многие металлические микроэлементы, которые присутствуют в окружающей среде, представляют собой системные яды. Отдельные элементы могут вызывать заболевания легких (например, силикоз). Считается, что при определении степени токсического действия взвешенных частиц решающее значение имеет их размер. Токсический эффект обычно возрастает с уменьшением диаметра частиц. 103 Окислы серы Двуокись серы (SO2) и трехокись (SО3) поступают в воздушный бассейн (в соотношении примерно 30:1) при сжигании органических топлив. В результате реакции обоих этих веществ с атмосферной влагой образуется серная кислота. Серная кислота и двуокись серы вредны для здоровья, так как вызывают сужение бронхов и воспаление их слизистой оболочки. Довольно трудно выделить воздействие каждого из этих соединений изолированно, поскольку в загрязненной атмосфере они почти всегда присутствуют вместе. Серная кислота приводит к возникновению кислотного тумана, а для этого необходимо появление ядер конденсации. В результате SO2 и твердые частицы производят синергетическое (совместное) действие; это значит, что суммарный эффект воздействия превышает действие, оказываемое каждым компонентом в отдельности. Синергетическое действие возникает либо при поглощении сульфатов поверхностью частицы, либо когда сама частица представляет собой жидкий сульфат. Многие взвешенные частицы – просто капли, хотя принято отождествлять частицу с твердым телом. Сульфаты, образовавшиеся при растворении SO2 в атмосферной влаге, становятся активными ядрами конденсации и содействуют образованию туманов и водяных капель. Длинный, отчетливо видимый белый факел, выходящий из труб электростанции, обязан своим существованием исключительно выбросу большого количества двуокиси серы, на частицах которой происходит конденсация водяного пара. «Чистый» факел дымовых газов быстро рассеялся бы, а не тянулся через всю округу. В результате совместного действия SO2 и твердых частиц весьма трудно дать отдельную количественную оценку влияния SO2 на здоровье. Отметим, что при загрязнениях чаще повторяются и тяжелее протекают респираторные заболевания среди детей и престарелых; известны случаи смерти людей, страдавших бронхитом. Сообщалось также о повышенном числе случаев заболевания раком легких у лиц, постоянно подвергающихся воздействию SO2. Совер104 шенно ясно, что загрязнение воздуха окислами серы и твердыми частицами наносит огромный вред здоровью, не считая воздействия кислотных осадков. Окислы азота Окись и двуокись азота (NO) и (NO2), наряду с другими его окислами, образуются при сжигании различных топлив; доля NO2 в общем количестве окислов не превышает 0,5%. В атмосфере окись азота постепенно превращается в NO2, хотя этот процесс протекает более интенсивно в присутствии других примесей и под действием солнечного света. В нормальной, незагрязненной атмосфере массовые концентрации NO и NO2 равны соответственно 2 и 8 мкг/м3. Как известно, NO безвредна при нормальных концентрациях, даже если воздух загрязнен. Напротив, NO2 в высшей степени вредна, и при достаточно большой концентрации ее воздействие может оказаться смертельным. Как NO, так и NO2 влияют на жизнь растений: скорость их роста замедляется, урожайность падает. Эти окислы также воздействуют на текстильные изделия, вызывая потускнение красок, повреждение хлопковых и нейлоновых волокон. Пороговая концентрация запаха для NO2 составляет около 225 мкг/м3. Чересчур длительное воздействие NO2 приводит к стесненности дыхания и воспалению бронхов; повышается частота респираторных заболеваний. Двуокись азота поглощает солнечное излучение главным образом в синей области спектра, поэтому пропущенный свет кажется красноватым. Окись азота - бесцветный газ, двуокись имеет красновато-бурый цвет. В результате пелена сильно загрязненного воздуха, нависшая над городом, имеет хорошо всем знакомый цвет ржавчины. Вторичные загрязнители воздуха Выше было рассмотрено прямое воздействие большинства загрязняющих веществ, выделяемых при промышленном производстве, в том числе при работе электростанций и двигателей внутреннего сгорания. Однако многие из этих 105 загрязняющих веществ реагируют между собой под действием солнечного излучения и при определенных метеорологических условиях; в результате образуются вторичные загрязнители воздуха, которые по своему вредному воздействию не уступают первичным, а подчас даже и превосходят их. Вопросы для самопроверки 1. Какие источники относят к геотермальным? 2. На какие три класса разделяют геотермальные районы? 3. Назовите российские геотермальные электростанции. Перечислите преимущества и недостатки ГеоТЭС. 4. Поясните принцип действия, а также достоинства и недостатки приливных электростанций. 5. В какой части графика нагрузки располагают ГАЭС? 6. Как определяется КПД ГАЭС и от чего зависит их мощность? 7. Объясните принцип работы ОТЭС. 8.Перечислите способы переработки биомассы и получаемые при этом продукты. 9. Назовите вещества, загрязняющие атмосферу. 10. Какое воздействие на человека оказывают первичные загрязнители воздуха: окись углерода, углеводороды, окислы серы и азота? 106 Лекция 11 ЭКОНОМИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ В настоящее время при рассмотрении различных аспектов стратегии развития топливно-энергетического комплекса России все большее значение приобретает необходимость учета возможностей такого важного фактора экономики, как энергосбережение, что объясняется главным образом неуклонно возрастающей степенью исчерпанности запасов энергетического сырья. Ведь, как известно, размер капиталовложений в энергосбережение единицы топлива и энергии более чем в 2 раза меньше тех затрат, что потребуются на прирост их добычи и производства в таком же количестве. Принимая во внимание то обстоятельство, что в ближайшем будущем эффективность энергосбережения обязательно превратится из фактора в большой степени умозрительного в реальный фактор экономики и потому играющий важную роль при определении параметров развития топливноэнергетического комплекса, становится актуальной задача создания целостной картины, описывающей структуру и количественные параметры потенциала энергосбережения в России. Одним из результатов решения вышеуказанной задачи стала разработка структурной схемы потенциала энергосбережения (рис. 11.1), охватывающей весь технологический цикл энергоносителей, участвующих в топливноэнергетическом балансе (ТЭБ) страны, т.е. определяющей возможности энергосбережения как на стадии добычи полезного ископаемого, так и на стадиях переработки и использования энергетического сырья. В представленной схеме сведены воедино (с надлежащей обработкой и корректировкой) и структурированы многие разрозненные статистические, фактические, прогнозные данные из разных источников, касающиеся оценки различных аспектов энергосбережения в России. 107 Рисунок 11.1. Структурная схема потенциала энергоснабжения В настоящее время доля полезного использования топливно- энергетических ресурсов (ТЭР) в экономике России составляет примерно 46%. Из оставшейся части затраченных ТЭР (54 %) правомерно считать реальным резервом экономии энергоресурсов не более 2/3 этого объема. Поскольку в 1999 г. в топливно-энергетическом балансе России был использован 991 млн. т у.т. различных видов энергетического сырья (см. таблицу 11.1), можно считать, что общий потенциал энергосбережения составляет примерно 300 млн. т у.т. Следует отметить, что резерв сбережения ТЭР не имеет однозначного количественного распределения по составляющим. Это объясняется следующими обстоятельствами: во-первых, в приводимых ниже рассуждениях учитывался не весь резерв экономии энергоресурсов, а только определенная его часть; вовторых, численное значение резерва по каждому источнику энергосбережения теоретически может изменяться от нуля до соответствующего максимума, т. е. распределение общего резерва энергосбережения по составляющим в принци108 пиальном плане многовариантно. Причем экономия энергоресурсов возможна лишь там, где будет соответствующее инвестирование средств. Поэтому предлагаемая структура потенциала энергосбережения в количественном аспекте представляет собой один из возможных вариантов описания резервов экономии энергии в промышленности. Таблица 11.1 При определении объемов резерва сбережения по отдельным видам энергетического сырья вполне допустимо считать их пропорциональными нынешнему соотношению долей энергоносителей в структуре ТЭБ, т.е. на сегодняшний день резерв экономии для угля может быть оценен в 50 млн. т у.т., нефти — 75, природного газа — 140, атомной энергетики — 20, гидроэнергетики — 15 млн. т у.т. Технологический цикл для сырьевых энергоносителей (угля, нефти и природного газа) состоит из следующих основных этапов: добыча, переработка, использование. Для атомной энергетики и гидроэнергетики технологический цикл сводится к производству энергии и ее использованию. В соответствии с этим можно выделить три направления в энергосбережении: 1. Использование ресурсосберегающих технологий в добыче и первичной переработке энергетического сырья. 109 2. Применение ресурсосберегающих технологий в процессах использования энергетического сырья, особенно в энергоемких производствах, к которым в первую очередь относятся черная и цветная металлургия, химическая промышленность, производство минеральных удобрений, машиностроение и металлообработка, производство строительных материалов. 3. Поиск и внедрение в производство источников сбережения вторичных (производных) энергоносителей. Среди таких источников следует выделить использование энергосберегающих технологий при теплофикации и электроснабжении, применение тепловых насосов, электрификацию железных дорог, дизелизацию автомобильного транспорта. Резерв экономии сырьевых ТЭР в процессе их добычи и первичной переработки определяется такими показателями, как полнота извлечения запасов сырья, уровень технологических потерь при добыче и транспортировке. Например, только увеличение глубины переработки нефти с 63 до 90 % позволило бы сэкономить до 60 млн. т у.т. в год. С учетом состояния нынешней российской экономики при количественной оценке данного вида энергосбережения следует, по мнению авторов, ориентироваться на практическую осуществимость экономии рассматриваемых ТЭР в процессе их добычи в объеме 50 млн. т у.т. Следовательно, учитывая, что общий потенциал энергосбережения по рассматриваемым видам сырья составляет порядка 300 млн. т у.т., на долю технологий использования энергоресурсов остается 250 млн. т у.т. Потенциал энергосбережения при использовании энергоресурсов в свою очередь можно представить как сумму двух составляющих — резерва сбережения при использовании ТЭР в энергоемких производствах и резерва экономии вторичных (производных) энергоресурсов. Существуют оценки, указывающие, что только на долю горнорудного производства и черной металлургии приходится 25 % всех потребляемых промышленностью энергоресурсов, что составляет более 200 млн. т у.т., из которых 60 млн. т у.т., как представляется, могут считаться резервом экономии. При использовании ТЭР в энергоемких производствах реальным значением потенциала энергосбережения, по мнению 110 авторов, можно считать 80 млн. т у.т., из которых 50 млн. т у.т. относится к горнорудному производству и черной металлургии, а оставшиеся 30 млн. т у.т. — в равных долях к каждому из других вышеупомянутых производств. Вторая часть резерва энергосбережения при использовании ТЭР — экономия за счет использования вторичных энергоресурсов, на долю которых приходится 170 млн. т у.т., — может быть представлена как сумма трех составляющих: экономия тепловой энергии, электроэнергии и моторных топлив. Сберегающий потенциал электроэнергетики России оценивается в 65 - 75 млн. т у.т. Для дальнейших расчетов было принято значение 75 млн. т у.т. Потенциально возможная экономия моторных топлив за счет внедрения новейших достижений оценивается в 18 - 20 млн. т у.т. Наиболее значительными следует признать энергосберегающие возможности теплоэнергетики. В наследство от длительного исторического периода искусственно дешевой энергии нам остались низкоэффективные системы теплоснабжения, сверхнормативные потери в которых в масштабах России составляют 175-200 млн. т у.т. в год. За реально достижимую экономию в теплоэнергетике допустимо принять 85 млн. т у.т. Резерв экономии тепловой энергии имеет несколько источников, среди которых ведущее место занимает теплоизоляция. Качественная тепловая изоляция позволяет снизить потери тепла только на электростанциях в 3-4 раза. В настоящее время на ТЭС находится в эксплуатации 7,7 млн м3 теплозащищаемых конструкций, излучающих в окружающую среду 2·1010 Вт/ч тепла. В отечественных теплопроводах уровень потерь в 2,5 раза превышает нормативный, при этом 16,5 % выработанной тепловой энергии теряется в сетях. Реальный резерв этого источника энергосбережения можно оценить в 60 млн. т у.т. Очень эффективным источником сбережения тепловой энергии является применение тепловых насосов для теплоснабжения административных и жилых зданий. Тепловые насосы трансформируют тепловую энергию с низкотемпературного уровня на более высокий с использованием в рабочем цикле источника низкопотенциального тепла (сбросовое тепло, теплота грунта на глу111 бине 4 - 5 м и др.). При этом коэффициент преобразования энергии достигает значения 3 и более. Энергосберегающий потенциал данного источника сбережения может составить не менее 10 млн. т у.т. Около 5 млн. т у.т. энергии может сэкономить широкое применение приборов для контроля расхода тепла и воды. Дальнейшее развитие теплофикации — совместного производства тепловой и электрической энергии — позволит, по оценкам специалистов, дополнительно сэкономить еще до 20 млн. т у.т., которые в равных долях можно отнести к экономии как тепловой, так и электрической энергии. В этом случае экономия будет достигаться за счет синергетического эффекта, когда результат комбинирования превышает сумму отдельных результатов (в настоящее время коэффициент полезного использования топлива на ТЭЦ более чем в 2 раза превышает аналогичный показатель на ГРЭС федерального уровня). Весомым источником экономии электроэнергии может стать применение частотно-регулируемого электропривода. Как известно, мощность промышленных электродвигателей подбирается в расчете на максимально возможную производительность оборудования, хотя продолжительность работы на максимальном уровне составляет в среднем 10-15% общего времени работы. При такой эксплуатации двигателей среднесуточное потребление электроэнергии в большинстве случаев бывает значительно (до 60 %) больше действительно необходимого. Оснащение электродвигателей частотно-регулируемым приводом дает возможность регулировать частоту их вращения в зависимости от нагрузки. Внедрение таких приводов не влечет за собой замену оборудования и целесообразно для установки на 60 % используемых в народном хозяйстве электродвигателей. Энергосберегающий эффект данного мероприятия может составить не менее 20 млн. т у.т. Из схемы на рисунке 11.1 видно, что кроме собственно сбережения основных видов энергетического сырья существует еще одно направление энергосбережения, потенциально сопоставимое в количественном выражении с вышеописанным, — это замещение в ТЭБ основных энергоносителей нетради112 ционными возобновляемыми источниками энергии (НВИЭ). Существуют расчеты, позволяющие оценить данный вид энергосберегающего резерва примерно в 230 млн. т у.т. Замещение основных видов энергетических ресурсов НВИЭ — процесс, не зависящий от непосредственного энергосбережения и требующий дополнительных капиталовложений в строительство нетрадиционных энергоустановок. Главное преимущество последних состоит в том, что используемые ими ресурсы для производства энергии возобновляемы природой и в определенном смысле неисчерпаемы. Потенциал отдельных видов НВИЭ в масштабах России чрезвычайно высок и оценивается следующим образом: энергия ветра - 10 млн. т у.т., солнечная энергия — более 10, геотермальная энергия — 115, энергия биомассы — 35, малая гидроэнергетика — более 60 млн. т у.т. Однако сегодня масштабы использования НВИЭ в России крайне незначительны — объем ежегодного замещения ими главных видов топлива составляет 1,5 млн. т у.т. Такое положение совершенно неприемлемо, тем более что в России практически для каждого ресурса этого вида уже существуют соответствующие научно- технические разработки, выполненные на высоком уровне. Разработанная структурная схема энергосберегающего потенциала сырьевых отраслей экономики России, не претендующая на исчерпывающую полноту точность предлагаемых количественных оценок эффективности энергосбережения для отдельных направлений и способов сбережения, тем не менее позволяет хотя бы в первом приближении представить и объективно оценить возможности энергосбережения в России в структурированном виде. В Институте угля и углехимии (ИУУ) СО РАН разрабатываются различные варианты развития топливно-энергетического комплекса, оценка которых напрямую связывается с возможностью обеспечения энергетической безопасности государства. Ее можно определять, в частности, как наличие необходимого для надежного функционирования экономики и социальной сферы количества энергетического сырья. Важным условием достижения энергетической 113 безопасности следует считать обеспечение оптимального соотношения объемов отдельных видов энергоносителей в ТЭБ. Можно отметить, что на сегодняшний день в России имеется необходимый суммарный объем энергоносителей и даже остается значительное количество энергетического сырья для экспорта. Что же касается структуры ТЭБ (рисунок 11.2), то она далека от оптимальной и, безусловно, не отвечает требованиям энергетической безопасности. Согласно исследованиям ИУУ СО РАН, оптимальным для условий современной России является следующее соотношение угля (У), нефти (Н), природного газа (Г), атомной энергетики (А) и гидроэнергетики (Гд) в топливно-энергетическом балансе: У : Н : Г : А : Гд = 32 : 25 : 26 : 10 : 7. Рисунок 11.2. Динамика изменения структуры ТЭБ: У — уголь; Н — нефть; Г — природный газ; А — атомная энергетика; Гд — гидроэнергетика; в числителе — доля энергоносителя в ТЭБ, %, в определенном году; в знаменателе — абсолютное значение объема данного энергоносителя, млн. т у.т. 114 Такое соотношение определяется прежде всего количеством запасов различных видов энергетического сырья. Как известно, запасы нефти и природного газа начали заметно истощаться, и их хватит лишь на несколько десятилетий, в то время как запасов угля в России может хватить на 800-1000 лет. Таким образом, совершенно очевидно, что роль угля в энергетике России сегодня недопустимо низка и необходимо предпринимать активные усилия для увеличения добычи угля в стране и повышения его роли в ТЭБ. Вопросы для самопроверки 1. Назовите, каковы резервы экономии при добыче и первичной переработке топливных ресурсов. 2. Каков резерв сбережения при использовании и производстве вторичных энергоресурсов? 3. Каковы варианты развития топливно-энергетического комплекса России? 4. Как необходимо изменить соотношение различных видов энергетического сырья в ТЭБ с целью повышения уровня энергетической безопасности России? 5. Как должен приниматься во внимание фактор энергосбережения при разработке прогнозов добычи сырьевых ресурсов? 115 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Теплотехника: Учеб. для вузов /А.П.Баскаков, Б.В.Берг, О.К. Вайт и др.; под ред. А.П. Баскакова М.: Энергоатомиздат, 1991. 2. Теплотехника: Учеб. для втузов /А.М. Архаров, С.И. Исаев, И.А. Кожинов и др.; под общ. ред. В.И. Крутова. М.: Машиностроение, 1986. 3. Дэвинс Д. Энергия. М.: Энергоатомиздат, 1985. 4. Степанов Н.Н. Гидравлические машины. Киев: В.школа, 1978. 5. Канторович Б.В., Кузнецов Н.К. Гидравлика, водоснабжение, гидросиловые установки. М., 1961. 6. Энергетика сегодня и завтра: 70 лет ГОЭЛРО // Под ред. А.Ф. Дьякова М.: Высшая школа, 1988. 7. Прогресс в энергетике // Под ред. П.С. Непорожнего. М.: Высшая школа, 1988. 8. Удалов С.Н. Возобновляемые источники энергии: Конспект лекций. Новосибирск. 1998. Часть 1,2. 116 ПРИЛОЖЕНИЕ Вопросы к экзамену 1. Типы электрических станций. Их доля в общем производстве электроэнергии. 2. Преимущества и недостатки различных типов электрических станций. 3. На каком принципе работают ТЭС, АЭС и ГЭС? 4. Развитие конструкций котлов. Устройство современного парового котла. 5. Принцип работы паровой котельной установки. 6. Элементы парового котла. 7. Ядерные энергетические установки. Основные элементы ядерного реактора. 8. Типы и классификация ядерных реакторов. 9. Водо-водяной энергетический реактор. 10. Принцип действия и схема реактора – размножителя на быстрых нейтронах. 11. Паровые турбины. Мощность и КПД турбины. Активные и реактивные турбины. 12. Классификация паровых турбин. 13. Схемы использования гидравлической энергии. Преобразование гидро-энергии в электрическую. Мощность и выработка энергии ГЭС. 14. Классификация гидротурбин. 15. Поворотно-лопастные гидротурбины. 16. Пропеллерные турбины. 17. Радиально-осевые типы гидротурбин. 18. Регулирование речного стока. Суточное и недельное регулирование. 19. Сезонное регулирование стока. 117 25. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии. 26. Солнечная энергетика. Солнечные батареи. 27. Параболоцилиндрические солнечные коллекторы. 28. Принцип работы солнечной ЭС башенного типа. 29. Солнечная энергия, аккумулированная океаном. 30. Ветроэнергетика. Классификация ветроустановок. 31. Геотермальная энергетика. 32. Волновые, приливные электроустановки. 20. Энергия биомассы. 21. Первичные и вторичные загрязнители воздуха. 22. Энергетическая стратегия России. 118