Тепловая экономичность АЭС

Тепловая экономичность электростанций ГРЭС, АЭС с конденсационными турбинами характеризуется КПД станции и удельным расходом теплоты на единицу произведенной электроэнергии. Часто применяется также удельный расход условного топлива. Баланс энергии электростанции можно представить в виде [c.354]

Электрическая энергия, вырабатываемая АЭС, построенными в период 1957—1960 гг., обходилась в 5—10 раз дороже энергии, вырабатываемой тепловыми электростанциями. АЭС, построенные в 1961—1964 гг. были уже в 2— 3 раза экономичнее предшествующих. [c.317]

В СССР, Великобритании и Франции накоплен опыт применения углекислоты в качестве теплоносителя реакторов, что позволило начать работы по выявлению возможности и целесообразности создания одноконтурных АЭС с газотурбинными установками закрытого цикла на углекислом газе. Выполненные расчетные исследования и конструктивные разработки показывают, что такие установки имеют определенные преимущества, могут быть конкурентоспособными с другими типами АЭС, хотя по тепловой экономичности они не являются наилучшими. [c.6]

Технико-экономические расчеты схем с двукратной сепарацией при различных схемах промперегрева (и без него) проводились так же, как и при термодинамических исследованиях, лишь для нескольких возможных сочетаний параметров перегрева. Результаты расчетов, представленные на рис. 4.7, показывают, что минимальным расчетным затратам соответствует схема без перегрева после первого сепаратора (давление 21 ата) и с перегревом после второго сепаратора (давление 12,2 ата) только паром, отбираемым из первого сепаратора. Введение перегрева острым паром после первого сепаратора, не повышая тепловой экономичности установки, увеличивает расчетные затраты по теплосиловой части АЭС. Более сложные схемы перегрева (рис. 4.7, г, д) не улучшают технико-экономические показатели установки. Оптимальная же схема достаточно проста и обес- [c.88]

Достаточно близка к оптимальной по тепловой экономичности схема с однократным двухступенчатым промежуточным перегревом при наличии эффективного влагоудаления. АЭС без промежуточного перегрева пара имеют худшую тепловую экономичность, но гораздо более простые схемы, благодаря чему при некоторых условиях они могут оказаться (по другим критериям) сопоставимыми с более сложными схемами. Это обстоятельство требует, чтобы технико-экономическая оптимизация охватила весь диапазон возможных изменений тепловой схемы. [c.92]

При тепловых испытаниях, проводившихся Союзтехэнерго на Нововоронежской АЭС и Кольской АЭС, была определена тепловая экономичность турбин К-220-44 [94]. [c.102]

Очевидно при этом, что изменение технических и экономических показателей классических тепловых электростанций и АЭС будет в значительной мере взаимосвязано и взаимообусловлено. Так, например, в настоящее время одной из важнейших задач повышения относительной эффективности АЭС является, как известно, повышение экономики их теплового цикла путем перехода на использование параметров пара, характерных для современных тепловых электростанций. Повышение в дальнейшем экономичности АЭС будет, в свою очередь, оказывать, очевидно, влияние на более быстрое освоение на тепловых электростанциях новых прогрессивных циклов. Учитывая, однако, что возможности повышения экономичности тепловых электростан- [c.46]

На АЭС с ВВЭР-1000 по сравнению с АЭС, использующими реакторы ВВЭР-440, укрупнено основное и вспомогательное оборудование, уменьшена удельная стоимость строительства, повышены (параметры пара и тепловая экономичность установки. Себестоимость вырабатываемой электроэнергии снижена на 30%. [c.229]

При расчете ТЭП АЭС вычисляются общие эксплуатационные показатели АЭС и энергоблоков (КПД отдельных агрегатов и блока брутто и нетто), проводится анализ тепловой экономичности энергоблока при изменении внешних условий, а также определяются показатели ЯППУ энергоблока (средняя тепловая мощность реактора, параметры теплоносителя на входе и выходе из реактора и т. д.). [c.287]

Для увеличения тепловой экономичности, очевидно, следовало бы повышать начальные давление и температуру пара. Однако этому препятствуют особенности АЭС, главным образом специфика реакторной установки. В частности, можно отметить следующее. [c.350]

Таким образом, выбор начальных параметров пара на АЭС определяется их влиянием (а также влиянием параметров теплоносителя реактора) на показатели тепловой экономичности установки, надежность конструкции и стоимость оборудования, на выбор материалов активной зоны и на характеристики работы реактора (коэффициент воспроизводства, глубину выгорания и др.). [c.350]

Этот цикл перспективен, поскольку позволяет получить параметры пара, соответствующие параметрам выпускаемых отечественными заводами паровых турбин перегретого пара, повысить тепловую экономичность, сократить удельный расход пара и расход воды на конденсацию пара. Основные трудности его реализации связаны с проблемой создания надежной зоны ядерного перегрева, устойчиво работающей при высоких температурах, больших тепловых нагрузках и глубинах выгорания ядерного топлива. Этот цикл применен для второго блока Белоярской АЭС с начальными параметрами 8,0 МПа и 500 °С, а также на АЭС за рубежом. [c.121]

Экономичность АЭС с двухконтурной тепловой схемой при прочих равных условиях всегда меньше, чем с одноконтурной. Следует отметить, что стоимость второго контура и парогенератора соизмеримы со стоимостью биологической защиты в одноконтурной схеме. Поэтому стоимости I кВт установленной мощности на АЭС одноконтурного и двухконтурного типов примерно одинаковы. На АЭС предполагается широкое использование в качестве теплоносителя жидкого металла, что позволит понизить давление в первом контуре, получить высокий коэффициент теплоотдачи и уменьшить расход теплоносителя. Обычно в качестве теплоносителя применяют жидкий натрий, температура плавления которого 98 °С. Однако применение жидкого натрия вызывает ряд эксплуатационных трудностей. Особенно опасен его контакт с водой, приводящий к бурной химической реакции, что может создать опасность выноса радиационно-актив-ных веществ из первого контура в обслуживаемые помещения. Во избежание этого создается дополнительный промежуточный контур с более высоким давлением, чем в первом, и тепловая схема такой АЭС называется трехконтурной (рис. 1.31, в). В первом контуре радиоактивный теплоноситель насосом 9 прокачивается через реактор 1 и промежуточный теплообменник 8, в котором он отдает теплоту также жидкометаллическому, но не радиоактивному теплоносителю, прокачиваемому по промежуточному контуру теплообменник 8 — парогенератор 7. Контур рабочего тела аналогичен двухконтурной схеме АЭС (рис. 1.31,6). [c.34]

Накопленный опыт сооружения и эксплуатации атомных электростанций позволил сделать вывод о целесообразности строительства АЭС мощностью 2—4 млн. кВт с наиболее технически совершенными и экономичными реакторами (два на тепловых нейтронах мощностью 1 млн. кВт и 440 тыс. кВт и один— на быстрых нейтронах — 600 тыс. кВт). [c.67]

Сопоставляя выбросы ТЭС и АЭС, необходимо учитывать и так называемое тепловое загрязнение водоемов. Параметры используемого на большинстве АЭС пара ниже, чем на ТЭС. Соответственно на АЭС удельные расходы пара и тепловые сбросы с охлаждающей водой конденсаторов значительно (примерно в 1,5 раза) больше, чем на наиболее экономичных современных ТЭС. Однако на ТЭС имеет место отсутствующий у АЭС тепловой сброс с отходящими продуктами горения органического топлива. [c.40]

Изложен метод исследования и численного расчета изменений экономичности ТЭС н АЭС при вариациях их тепловых схем, основанный на применении коэффициентов ценности теплоты или коэффициентов изменения мощности. Даны правила нахождения этих коэффициентов для реальных тепловых схем современных электростанций, приведены расчеты коэффициентов для схем типовых турбоустановок. Показано использование метода для графического анализа экономим ности реальных схем. Рассмотрен ряд примеров из проектной и эксплуатационной практики. [c.2]

Расчет экономичности ТЭС и АЭС проводится также для режимов пуска и останова энергоблока (вычисление тепловых и электрических потерь). [c.287]

Решениями XXV — ХХУП съездов КПСС определено опережающее развитие ядерной энергетики именно в районах европейской части СССР. В качестве генерального направления развития базисных мощностей в европейском регионе СССР принято строительство АЭС, не только обеспечивающих экономичное замещение дальнепривозного (транспортированного) органического топлива, но и практически снимающих проблемы транспортирования топлива для производства на атомных установках электрической или тепловой энергии. [c.80]

Паротурбинная установка (ПТУ) — одна из основных частей тепловой или атомной электростанции. Ее главное предназначение — преобразование тепловой энергии пара в электрическую, отдаваемую с шин электростанции потребителям. Экономичность ТЭС или АЭС, в первую очередь термодинамическая, в существенной мере определяется экономичностью ПТУ [c.228]

Отличительной особенностью турбин К-500-5,9/25 и К-1000-5,9/25-1 является также применение боковых конденсаторов (см. 3.7). Тепловые испытания турбины К-1000-5,9/25-1 на Южно-Украинской АЭС показали высокую экономичность турбоустановок этого типа, превышающую экономичность турбоустановок с нижним расположением конденсаторов и без выделенного ЦСД (турбины К-1000-5,9/25-2). Преимущество установок первой модификации заключается также в большей простоте фундамента, меньшем объеме машинного зала, т.е. в меньших капитальных затратах. [c.234]

Согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ) режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и предприятий тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызываемых коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также без образования накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей. На АЭС очистка радиоактивной воды различных контуров позволяет защитить оборудование от образования отложений, снизить интенсивность коррозии материалов, а переработка жидких радиоактивных отходов — сконцентрировать выделенную активность в минимальном объеме и направить концентрат на длительное хранение. [c.5]

Ввиду того что давление в парогенераторе низкого давления со стороны пара первого контура больше, чем со стороны вторичного контура, не исключена возможность попадания радиоактивного пара или его конденсата из первого контура во второй. Поэтому при опреснении морской воды в цикле АЭС в биологическом отношении и экономически наиболее перспективной является схема двухцелевых АЭС [75], согласно которой ДОУ включается между цилиндрами турбин вместо сепаратора. Расчеты показали, что тепловая экономичность АЭС в этом случае не ухудшается при температурных напорах до 8—9°С [75]. Это объясняется тем, что замена сепаратора испарителем, во-первых, снижает потери в турбине от влажности пара, так как влажность вторичного пара испарителя не превышает 0,05—0,07 %, а влажность пара за сепаратором составляет 1—2%, во-вторых, используется перепад давлений в сепараторе. Таким образом, если включить ДОУ между цилиндрами турбин типа К-500-65/1500 вместо второго сепаратора (рс=0,25 МПа) с температурным перепадом, равным 7—8°С, можно получить с одного блока до 50 тыс. м /сут пресной воды, причем тепловая экономичность блока не будет снижена. [c.96]

Тепловая экономичность влажнопаровых ПТУ при скользящем давлении. Применение СД для агрегатов АЭС, как и для ТЭС, открывает возможности снижения затрат мощности на привод питательных насосов. Для блоков, имеющих электропривод питательных насосов, основной путь частичного использования этого эффекта — поочередное отключение насосов, производимое так же, как на ТЭС неблочного типа. Полезной может оказаться установка гидромуфты на одном из насосов. Более полно выигрыш в собственных нуждах может быть использован в схемах с турбоприводом питательных насосов, которые применяют для мощных энергоблоков. Режимы работы питательного насоса и его турбопривода, а также общая характеристика получаемого выигрыша при этом принципиально не отличаются от рассмотренных в п. УП1.3. [c.150]

Перевод блока ВВЭР-440 в конце рабочей кампании на скользящее давление был выполнен Кольской АЭС совместно с ЛПИ. В процессе первой опытной эксплуатации этого блока за счет его перевода на скользящее давление в сочетании с использованием мощностного эффекта и отключением ПВД кампания реактора была продлена на 84 эффективных (115 календарных) суток, в том числе с номинальной мощностью — на 8 суток [17]. Дополнительная выработка электроэнергии при этом превысила 900 млн. кВт - ч. Тепловая экономичность турбоустановки при номинальной мощности, поддерживавшейся при изменении давления открытием перегрузочного клапана, практически не менялась (рис. VIII.25). [c.153]

Ишерение влажности. В связи с возрастающими требованиями к надежности оборудования АЭС, а также необходимостью определения расхода свежего пара при проведении испытаний по определению тепловой экономичности турбин АЭС представляется целесообразным иметь штатный прибор для измерения влажности пара на входе влажнопаровых турбин АЭС. Такие приборы могут найти широкое применение и для влажнопаровых отсеков турбин блоков СКД. [c.59]

Результаты определения тепловой экономичности влажнопаровых турбин АЭС [c.102]

Перегрев. может производиться острым паром или теплоносителями первого контура. Перегрев теплоносителями первого контура для двухконтурной АЭС (см. 9-1) обеспечивает большую тепловую экономичность, чем перегрев остры.м паро.м. Однако в этом случае необходимо увеличивать тракт активного теплоносителя или направлять пар после сепаратора в реакторный зал с последующим возвращением в ЦНД турбины, что приводит к значительным потеря.м давления. Поэтому ВоТажный пар после сепаратора обычно перегревается отборным или острым паром. [c.192]

В одноконтурных АЭС все оборудование работает в радиационно-активных условиях, что осложняет его эксплуатацию. Преимуществом таких АЭС являются их относительная простота и меньщая стоимость оборудования, а также отсутствие дополнительных потерь, связанных с получением рабочего тела в двух- и трехконтурных АЭС. В двухконтурных АЭС рабочее тело паротурбинной или газотурбинной установки не является радиационно-активным, что упрощает эксплуатацию электростанции. В двухконтурной паротурбинной АЭС обязательным элементом является парогенератор, в котором для передачи теплоты от теплоносителя к рабочему телу необходим температурный напор. Поэтому для водного теплоносителя в реакторе требуется поддержание в I контуре давления более высокого, чем давление пара, подаваемого к турбине. Стремление избежать в I контуре вскипания теплоносителя в реакторе приводит к необходимости поддержания давления теплоносителя в I контуре значительно большего, чем давление пара во II контуре. При этом тепловая экономичность двухконтурной АЭС меньше, чем одноконтурной, при том же давлении в реакторе. [c.265]

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии составляет 11 300 кДж /(кВт-ч) и к. п. д, т) брутто = 32,2%. Повышение тепловой экономичности одноконтурной АЭС по сравнению с двухконтурной АЭС определяется повышением начальных параметров пара в паросиловом цикле. В данной одноконтурной АЭС парообразование осуществляется непосредственно в реакторё и исключается необходимость применения специального парогенератора, что упрощает и удещевляет оборудование АЭС, При этом давление теплоносителя кипящей воды мало отличается от давления пара перед турбиной. [c.270]

Теп.ювая экономичность АЭС. Тепловая экономичность паротурбинных установок, КЭС и ТЭЦ, характерйзуе-мая значениями к. п. д. брутто и нетто, удельным расходом теплоты на выработку электроэнергии на тепловом потреблении, подробно рассмотрена выше. [c.271]

Экспериментально проверенная в 1957 г. на Обнинской АЭС тепловая схема первого блока Белоярской станции определила существенное повышение параметров пара (см. табл. 5) и улучшение условий теплосъема, составив значительное событие в развитии атомной энергетики. Для строительства второго блока той же АЭС, начатого в 1964 г., принята еще более экономичная , более компактная и, как показали предварительно проведенные опыты, практически безопасная по радиоактивному загрязнению турбинного тракта одноконтурная схема тепловых коммуникаций с графито-водяным кипящим реактором электрической мощностью 200 тыс кет, без теплообменников. Такая же одноконтурная схема с кипящим реактором ВК-50 мощностью 50 тыс. кет осуществлена на Ульяновской АЭС, сооруженной к 1965 г. на территории Мелекесского научно-исследовательского института атомных реакторов. [c.177]

Технико-экономические показатели АЭС уже оейчае во всех западных экономических районах СССР (включая Уральский), а также в Средней Азии и на Дальнем Востоке более экономичны, чем обычные ТЭС той же мощности. Лишь в Восточном Казахстане, Западной и Восточной Сибири, т. е. в районах, где используется дешевое топливо — уголь, нефть и газ, сооружение АЭС пока менее эффективно. АЭС и впредь будут строиться в европейской части Советского Союза, где имеет место дефицит топливных ресурсов, а в восточных районах СССР будут строиться тепловые электростанции, работающие на дешевом угле. [c.68]

Эффективность передачи тепловой энергии и последующего ее превращения в механическую энергию, определяется чистотой контактирующих с водой и паром поверхностей металла. Образование различных веществ на теплопередающих поверхностях приводит к ухудшению теплопередачи. Температура топочных газов превыщает 1000 °С, а интенсивность передачи тепла в современных котлах достигает 400 - 500 тыс. ккалДч м ). В реакторах АЭС эта величина достигает 1 млн. ккалДм ч). При таких интенсивностях теплопередачи образование отложений, тормозящих этот процесс со стороны тепловоспринимающей среды, легко приводит к опасному повышению температуры металла. Образование отложений на лопаточном аппарате турбин резко снижает их экономичность, а при значительных количествах отложений может вызвать и повреждения отдельных деталей турбины. [c.52]

Математическая модель была использована для проведения расчетных исследований и оптимизации параметров теплосиловой части АЭС с кипящим реактором. Рассматривалась турбоустановка мощностью 500 Мет в турбину поступает сухой насыщенный пар при давлении 65 ата, расход пара принят постоянным во всех рассматриваемых вариантах и равным 2700 т/час. Температура питательной воды принята 160° С. Давление в конденсаторе турбины принято равным 0,04 ата (по результатам предварительно проведенной оптимизации низкопотенциальной части турбоуста-нсвки и системы водоснабжения для одного из районов страны). В соответствии с изложенной выше методикой первым этапом работы по оптимизации параметров теплосиловой части АЭС были термодинамические исследования возможных тепловых схем турбоустановки для выбора наиболее экономичных схем и определения степени влияния отдельных параметров. [c.83]

Экономичность турбины К-1000-60/1500 находится на уровне лучших образцов тихоходных турбин АЭС зарубежных фирм, близких по мощности, параметрам пара и тепловой схеме. При номинальной тепловой мощности реактора 3200 МВт электрические мощности брутто и нетго равны соответственно 1133 и 1083 МВт, а КПД энергоблока 35,1 и 33,9%. Показатели основных узлов турбины (проточная часть, конденсаиионная установка, система регенерации) близки к расчетным. Вместе с тем имекттся определенные резервы в повышении экономичности, которая может быть доведена до 9950-9980 кДж/(кВт-ч). [c.104]

Тепловой расчет, по которому определяют размеры решеток и ступеней турбин, выполняют по эко1Юмической мощности т. е. мощности, соответствующей наибольшей экономичности турбины. Для турбин, работающих в достаточ1Ю широком диапазоне из.мепения нагрузки, в качестве расчетной принимают мощность, равную 0,8—0,9 поминалыюй. Мощные турбины, которые предполагается эксплуатировать при полной загрузке в течение продолжительного времени, обычно имеют близкую к номинальной расчетную мощность (0,9- 1,0) Р,) . Турбины для АЭС, как правило, проектируются при условии равенства этих мощностей = [c.70]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...