Электрический кпд электростанции: Коэффициент полезного действия электрических станций

Содержание

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ | Энциклопедия Кругосвет

Содержание статьи

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЭНЕРГИЯ, один из самых важных видов энергии. Электроэнергия в своей конечной форме может передаваться на большие расстояния потребителю. См. также ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ.

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

Производство и распределение электроэнергии.

На районной (т.е. приближенной к источникам энергоресурсов) электростанции электроэнергия вырабатывается чаще всего электромашинными генераторами переменного тока. Для уменьшения потерь при ее передаче и распределении напряжение, снимаемое на выходные электрогенератора, повышается трансформаторной подстанцией. Затем электроэнергия передается по высоковольтным линиям электропередачи (ЛЭП) на большие расстояния, которые могут измеряться сотнями километров. К ЛЭП подключен ряд распределительных подстанций, отводящих электроэнергию к местным центрам электропотребления. Поскольку далее электроэнергия передается по улицам и населенным районам, на подстанциях напряжение для безопасности еще раз понижается трансформаторами. К понижающим трансформаторам подстанций подключены линии магистральной сети. В удобных точках этой сети устанавливаются пункты ответвления для распределительной сети электропотребителей.

Электростанции.

Электростанции разных типов, расположенные в разных местах, могут быть объединены высоковольтными ЛЭП в энергосистему. В этом случае постоянную (базовую) нагрузку, потребляемую на всем протяжении суток, берут на себя атомные электростанции (АЭС), высокоэффективные паротурбинные тепловые электростанции и электроцентрали (ТЭС и ТЭЦ), а также гидроэлектростанции (ГЭС). В часы повышенной нагрузки к общей сети ЛЭП энергосистемы дополнительно подключаются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), газотурбинные установки (ГТУ) и менее эффективные ТЭС, работающие на ископаемом топливе.

Электроснабжение от энергосистем имеет существенные преимущества перед снабжением от изолированных электростанций: улучшается надежность энергоснабжения, лучше используются энергоресурсы района, снижается себестоимость электроэнергии за счет наиболее экономичного распределения нагрузки между электростанциями, уменьшается требуемая резервная мощность и т.д.

Коэффициент нагрузки.

Потребительская нагрузка изменяется в зависимости от времени суток, месяца года, погоды и климата, географического расположения и экономических факторов.

Максимального (пикового) уровня нагрузка может достигать на протяжении всего лишь нескольких часов в году, но мощность электростанции или энергосистемы должна быть рассчитана и на пиковую нагрузку. Кроме того, избыток, или резерв, мощности необходим для того, чтобы можно было отключать отдельные энергоблоки для технического обслуживания и ремонта. Резервная мощность должна составлять около 25% полной установленной мощности.

Эффективность использования электростанции и энергосистемы можно характеризовать процентным отношением электроэнергии (в киловатт-часах), фактически выработанной за год, к максимально возможной годовой производительности (в тех же единицах). Коэффициент нагрузки не может быть равен 100%, так как неизбежны простои энергоблоков для планового технического обслуживания и ремонта в случае аварийного выхода из строя.

КПД электростанции.

Термический КПД электростанции, работающей на угле, можно приближенно характеризовать массой угля в килограммах, которая сжигается для получения одного киловатт-часа электроэнергии. Этот показатель (удельный расход топлива) неуклонно снижался от 15,4 кг/кВтЧч в 1920-х до 3,95 кг/кВтЧч в начале 1960-х, но к 1990-м годам постепенно повысился до 4,6 кг/кВтЧч. Повышение в значительной мере объясняется введением пылезолоуловителей и газоочистителей, съедающих до 10% выходной мощности электростанции, а также переходом на экологически более чистый уголь (с низким содержанием серы), на который многие электростанции не были рассчитаны.

В процентном выражении термический КПД современной ТЭС не превышает 36%, в основном из-за потерь тепла, уносимого отходящими газами – продуктами горения.

У АЭС, работающих при более низких температурах и давлениях, несколько меньший полный КПД – около 32%.

Газотурбинные установки с котлом-утилизатором (парогенератором, использующим тепло выхлопных газов) и дополнительной паровой турбиной могут иметь КПД более 40%.

Термический КПД паротурбинной электростанции тем больше, чем выше рабочие температуры и давления пара. Если в начале 20 в. эти параметры составляли 1,37 МПа и 260° C, то в настоящее время обычны давления свыше 34 МПа и температуры свыше 590° C (АЭС работают при более низких температурах и давлениях, чем самые крупные ТЭС, поскольку нормативами ограничивается максимально допустимая температура активной зоны реактора).

На современных паротурбинных электростанциях пар, частично отработавший в турбине, отбирается в ее промежуточной точке для повторного нагревания (промежуточного перегрева) до исходной температуры, причем могут быть предусмотрены две или более ступеней промперегрева. Пар из других точек турбины отводится для предварительного нагрева питательной воды, подводимой к парогенератору. Такие меры намного повышают термический КПД.

Экономика электроэнергетики.

В таблице представлены ориентировочные данные о потреблении электроэнергии на душу населения в некоторых странах мира.

Таблица «Годовое потребление электроэнергии на душу населения»
ГОДОВОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ДУШУ НАСЕЛЕНИЯ (кВт·ч, начало 1990-х годов)
Норвегия	22485	Бразилия	1246
Канада	14896	Мексика	1095
Швеция	13829	Турция	620
США	10280	Либерия	535
ФРГ	6300	Египет	528
Бельгия	5306	Китай	344
Россия	5072	Индия	202
Япония	5067	Заир	133
Франция	4971	Индонезия	96
Болгария	4910	Судан	50
Италия	3428	Бангладеш	39
Польша	3327	Чад	14

ПАРОТУРБИННЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Основную долю электроэнергии, производимой во всем мире, вырабатывают паротурбинные электростанции, работающие на угле, мазуте или природном газе.

Парогенераторы.

Парогенератор паротурбинной электростанции, работающей на ископаемом топливе, представляет собой котельный агрегат с топкой, в которой сжигается топливо, испарительными поверхностями, в трубах которых вода превращается в пар, пароперегревателем, повышающим температуру пара перед подачей в турбину до значений, достигающих 600° C, промежуточными (вторичными) пароперегревателями для повторного перегрева пара, частично отработавшего в турбине, экономайзером, в котором входная питательная вода нагревается отходящим топочным газом, и воздухоподогревателем, в котором топочный газ отдает свое остаточное тепло воздуху, подводимому к топке.

Для подачи в топку воздуха, необходимого для горения, применяются вентиляторы, создающие в ней искусственную, или принудительную, тягу. В одних парогенераторах тяга создается вытяжными вентиляторами (дымососами), в других – приточными (напорными), а чаще всего и теми и другими, что обеспечивает т.н. уравновешенную тягу с нейтральным давлением в топке.

При сгорании топлива негорючие компоненты, содержание которых может достигать 12–15% полного объема битуминозного и 20–50% бурого угля, оседают на подовине топочной камеры в виде шлака или сухой золы. Остальное проходит через топку в виде пыли, от которой полагается очищать отходящие газы, прежде чем выпускать их в атмосферу. Пылезолоочистка осуществляется циклонами и электрофильтрами, в которых частицы пыли заряжаются и осаждаются на коллекторных проволоках или пластинах, имеющих заряд противоположного знака.

Нормативами для новых электростанций ограничивается выброс в атмосферу не только твердых частиц, но и диоксида серы. Поэтому непосредственно перед дымовой трубой в газоходах предусматриваются химические скрубберы, часто устанавливаемые после электрофильтров. В скрубберах (мокрых или сухих) с помощью различных химических процессов из отходящих газов удаляют серу.

Из-за высокой требуемой степени пылезолоочистки в настоящее время применяют еще и тканевые рукавные фильтры с встряхиванием и обратной продувкой, содержащие сотни больших тканевых рукавов – фильтровальных элементов.

Электрогенераторы.

Электромашинный генератор приводится во вращение т.н. первичным двигателем, например турбиной. Вращающийся вал первичного двигателя связан соединительной муфтой с валом электрогенератора, который обычно несет на себе магнитные полюса и обмотки возбуждения. Магнитное поле тока, создаваемого в обмотке возбуждения небольшим вспомогательным генератором или полупроводниковым устройством (возбудителем), пересекает проводники обмотки статора (неподвижной станины генератора), благодаря чему в этой обмотке наводится переменный ток, который снимается с выходных зажимов генератора. Большие трехфазные генераторы вырабатывают три отдельных, но согласованных между собой тока в трех отдельных системах проводников, напряжение на которых достигает 25 кВ. Проводники присоединены к трехфазному повышающему трансформатору, с выхода которого электроэнергия передается по трехфазным же высоковольтным ЛЭП в центры потребления.

Мощные современные турбогенераторы имеют замкнутую систему вентиляции с водородом в качестве охлаждающего газа. Водород не только отводит тепло, но и уменьшает аэродинамические потери. Рабочее давление водорода составляет от 0,1 до 0,2 МПа. Для более интенсивного охлаждения генератора водород может также подаваться под давлением в полые проводники статора. В некоторых моделях генераторов обмотки статора охлаждаются водой. См. также ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ.

В целях повышения эффективности охлаждения и уменьшения размеров генератора ведутся исследования возможности создания генератора, охлаждаемого жидким гелием. См. также СВЕРХПРОВОДИМОСТЬ.

Паровые турбины.

Пар от пароперегревателей парогенератора, поступивший в турбину, проходит через систему профилированных входных сопел (сопловой аппарат). При этом давление и температура пара понижаются, а скорость сильно увеличивается. Высокоскоростные струи пара ударяются о венец из рабочих лопаток (с аэродинамическим профилем), закрепленных на роторе турбины, и энергия пара преобразуется в энергию вращения ротора.

Пар проходит через последовательность направляющих и рабочих лопаточных решеток, пока его давление не понизится примерно до 2/3 атмосферного, а температура – до уровня (32–38° C), минимально необходимого для предотвращения конденсации пара.

На выходе турбины пар обтекает пучки труб конденсатора, по которым прокачивается холодная вода, и, отдавая тепло воде, конденсируется, благодаря чему здесь поддерживается небольшой вакуум. Конденсат, скапливающийся в нижней части конденсатора, откачивается насосами и, пройдя через ряд нагревательных теплообменников, возвращается в парогенератор, чтобы снова начать цикл. Пар для этих нагревательных теплообменников отбирается из разных точек парового тракта турбины со все более высокой температурой соответственно повышению температуры возвратного потока конденсата.

Поскольку для конденсатора требуются большие количества воды, крупные ТЭС целесообразно строить рядом с большими водоемами. Если запасы воды ограничены, то строятся градирни. В градирне вода, использованная для конденсации пара в конденсаторе, закачивается на вершину башни, откуда стекает по многочисленным перегородкам, распределяясь тонким слоем по поверхности большой площади. Входящий в башню воздух поднимается за счет естественной тяги или принудительной тяги, создаваемой мощными вентиляторами. Движение воздуха ускоряет испарение воды, которая за счет испарения охлаждается. При этом 1–3% охлаждающей воды теряется, уходя в виде парового облака в атмосферу. Охлажденная вода подается снова в конденсатор, и цикл повторяется. Градирни применяют и в тех случаях, когда вода забирается из водоема, – чтобы не сбрасывать отработанную теплую воду в естественный водный бассейн.

Мощность самых крупных паровых турбин достигает 1600 МВт. Ступени высокого, промежуточного и низкого давления могут быть выполнены на одном роторе, и тогда турбина называется одновальной. Но крупные турбины часто выпускаются в двухвальном исполнении: ступени промежуточного и низкого давления монтируются на роторе, отдельном от ступени высокого давления. Максимальная температура пара перед турбиной зависит от типа сталей, применяемых для паропроводов и пароперегревателей, и, как правило, составляет 540–565° C, но может достигать и 650° C. См. также ТУРБИНА.

Регулирование и управление.

Прежде всего необходимо точно поддерживать стандартную частоту вырабатываемого переменного тока. Частота тока зависит от частоты вращения вала турбины и генератора, а поэтому необходимо в полном соответствии с изменениями внешней нагрузки регулировать поток (расход) пара на входе в турбину. Это осуществляется при помощи очень точных регуляторов с компьютерным управлением, воздействующих на входные регулирующие клапаны турбины. Микропроцессорные контроллеры координируют работу разных блоков и подсистем электростанции. Компьютеры, находящиеся в центральной диспетчерской, автоматически осуществляют пуск и останов паровых котлов и турбин, обрабатывая данные, поступающие более чем из 1000 разных точек электростанции. Автоматизированные системы управления (АСУ) следят за синхронностью работы всех электростанций энергосистемы и регулируют частоту и напряжение.

ДРУГИЕ ВИДЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Гидроэлектростанции.

Около 23% электроэнергии во всем мире вырабатывают ГЭС. Они преобразуют кинетическую энергию падающей воды в механическую энергию вращения турбины, а турбина приводит во вращение электромашинный генератор тока. Самый крупный в мире гидроэнергоблок установлен в Итайпу на р. Парана, там, где она разделяет Парагвай и Бразилию. Его мощность равна 750 МВт. Всего на ГЭС в Итайпу установлено 18 таких блоков.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) оборудуются агрегатами (гидравлическими и электрическими машинами), которые по своей конструкции способны работать как в турбинном, так и в насосном режиме. В часы малых нагрузок ГАЭС, потребляя электроэнергию, перекачивает воду из низового водоема в верховой, а в часы повышенных нагрузок в энергосистеме использует запасенную воду для выработки пиковой энергии. Время пуска и смены режимов составляет несколько минут. См. также ГИДРОЭНЕРГЕТИКА.

Газотурбинные установки.

ГТУ довольно широко применяются на малых электростанциях, принадлежащих муниципалитетам или промышленным предприятиям, а также в качестве «пиковых» (резервных) блоков – на крупных электростанциях. В камерах сгорания ГТУ сжигается мазут или природный газ, и высокотемпературный газ высокого давления воздействует на рабочие колеса турбины примерно так же, как и пар в паровой турбине. Вращающийся ротор газовой турбины приводит во вращение электрогенератор, а также воздушный компрессор, который подводит к камере сгорания воздух, необходимый для горения. Примерно 2/3 энергии поглощается компрессором; горячие выхлопные газы после турбины выводятся в дымовую трубу. По этой причине КПД газотурбинных установок не очень высок, но зато малы и капитальные затраты в сравнении с паровыми турбинами той же мощности. Если ГТУ используется на протяжении лишь нескольких часов в году в периоды пиковой нагрузки, то высокие эксплуатационные расходы компенсируются низкими капитальными, так что применение ГТУ для обеспечения до 10% полной выходной мощности электростанции оказывается экономически целесообразным.

В комбинированных парогазотурбинных энергетических установках (ПГУ) высокотемпературные выхлопные газы газовой турбины направляются не в дымовую трубу, а в котел-утилизатор, который вырабатывает пар для паровой турбины. КПД такой установки выше, чем у лучшей паровой турбины, взятой отдельно (около 36%).

Электростанции с ДВС.

На электростанциях, принадлежащих муниципалитетам и промышленным предприятиям, для привода электрогенераторов часто применяются дизельные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания. См. также ДВИГАТЕЛЬ ТЕПЛОВОЙ.

У двигателей внутреннего сгорания низкий КПД, что связано со спецификой их термодинамического цикла, но этот недостаток компенсируется низкими капитальными расходами. Мощность самых больших дизелей составляет около 5 МВт. Их преимуществом являются малые размеры, позволяющие с удобством располагать их рядом с электропотребляющей системой в хозяйстве муниципалитета или на заводе. Они не требуют больших количеств воды, так как не приходится конденсировать выхлопные газы; достаточно охлаждать цилиндры и смазочное масло. На установках с большим числом дизелей или бензиновых двигателей их выхлопные газы собираются в коллектор и направляются на парогенератор, что существенно повышает общий КПД.

Атомные электростанции.

На АЭС электроэнергия вырабатывается так же, как и на обычных ТЭС, сжигающих ископаемое топливо, – посредством электромашинных генераторов, приводимых во вращение паровыми турбинами. Но пар здесь получается за счет деления изотопов урана или плутония в ходе управляемой цепной реакции, протекающей в ядерном реакторе. Теплоноситель, циркулирующий через охлаждающий тракт активной зоны реактора, отводит выделяющуюся теплоту реакции и непосредственно либо через теплообменники используется для получения пара, который подается на турбины.

Капитальные расходы на строительство АЭС крайне велики по сравнению с расходами на электростанции, сжигающие ископаемое топливо, той же мощности: в США в среднем около 3000 долл./кВт, тогда как для ТЭС на угле – 600 долл./кВт. Но АЭС потребляет очень малые количества ядерного топлива, а это может оказаться весьма существенным для стран, которым иначе пришлось бы импортировать обычное топливо. См. также ТЕПЛООБМЕННИК; ЯДЕР ДЕЛЕНИЕ; АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА; СУДОВЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ И ДВИЖИТЕЛИ.

Солнечные, ветровые, геотермальные электростанции.

Солнечная энергия преобразуется непосредственно в электроэнергию полупроводниковыми фотоэлектрическими генераторами тока, но капитальные затраты на эти преобразователи и их установку таковы, что стоимость установленной мощности оказывается в несколько раз выше, чем на ТЭС. Существует ряд крупных действующих гелиоэлектростанций; самая крупная из них, мощностью 1 МВт, находится в Лос-Анджелесе (шт. Калифорния). Коэффициент преобразования составляет 12–15%. Солнечную радиацию можно также использовать для выработки электроэнергии, концентрируя солнечные лучи при помощи большой системы зеркал, управляемой компьютером, на парогенераторе, установленном в ее центре на башне. Опытная установка такого рода мощностью 10 МВт была построена в шт. Нью-Мексико. Гелиоэлектростанции в США вырабатывают около 6,5 млн. кВтЧч в год.

Создатели ветровых электростанций мощностью 4 МВт, построенных в США, встретились с многочисленными трудностями из-за их сложности и больших размеров. В штате Калифорния был построен ряд «ветровых полей» с сотнями малых ветровых турбин, включенных в местную энергосистему. Ветровые электростанции окупаются только при условии, что скорость ветра больше 19 км/ч, а ветры дуют более или менее постоянно. К сожалению, они очень шумны и поэтому не могут располагаться вблизи населенных пунктов. См. также ВЕТРОДВИГАТЕЛЬ.

Геотермальная электроэнергетика рассматривается в статье ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ.

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Электроэнергия, вырабатываемая генератором, отводится к повышающему трансформатору по массивным жестким медным или алюминиевым проводникам, называемым шинами. Шина каждой из трех фаз (см. выше) изолируется в отдельной металлической оболочке, которая иногда заполняется изолирующим элегазом (гексафторидом серы).

Трансформаторы повышают напряжение до значений, необходимых для эффективной передачи электроэнергии на большие расстояния. См. также ТРАНСФОРМАТОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ.

Генераторы, трансформаторы и шины соединены между собой через отключающие аппараты высокого напряжения – ручные и автоматические выключатели, позволяющие изолировать оборудование для ремонта или замены и защищающие его от токов короткого замыкания. Защита от токов короткого замыкания обеспечивается автоматическими выключателями. В масляных выключателях дуга, возникающая при размыкании контактов, гасится в масле. В воздушных выключателях дуга выдувается сжатым воздухом или применяется «магнитное дутье». В новейших выключателях для гашения дуги используются изолирующие свойства элегаза.

Для ограничения силы токов короткого замыкания, которые могут возникать при авариях на ЛЭП, применяются электрические реакторы. Реактор представляет собой катушку индуктивности с несколькими витками массивного проводника, включаемую последовательно между источником тока и нагрузкой. Он понижает силу тока до уровня, допустимого для автоматического выключателя.

С экономической точки зрения, наиболее целесообразным, на первый взгляд, представляется открытое расположение большей части высоковольтных шин и высоковольтного оборудования электростанции. Тем не менее все чаще применяется оборудование в металлических кожухах с элегазовой изоляцией. Такое оборудование необычайно компактно и занимает в 20 раз меньше места, нежели эквивалентное открытое. Это преимущество весьма существенно в тех случаях, когда велика стоимость земельного участка или когда требуется нарастить мощность существующего закрытого распредустройства. Кроме того, более надежная защита желательна там, где оборудование может быть повреждено из-за сильной загрязненности воздуха.

Для передачи электроэнергии на расстояние используются воздушные и кабельные линии электропередачи, которые вместе с электрическими подстанциями образуют электросети. Неизолированные провода воздушных ЛЭП подвешиваются с помощью изоляторов на опорах. Подземные кабельные ЛЭП широко применяются при сооружении электросетей на территории городов и промышленных предприятий. Номинальное напряжение воздушных ЛЭП – от 1 до 750 кВ, кабельных – от 0,4 до 500 кВ.

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

На трансформаторных подстанциях напряжение последовательно понижается до уровня, необходимого для распределения по центрам электропотребления и в конце концов по отдельным потребителям. Высоковольтные ЛЭП через автоматические выключатели присоединяются к сборной шине распределительной подстанции. Здесь напряжение понижается до значений, установленных для магистральной сети, разводящей электроэнергию по улицам и дорогам. Напряжение магистральной сети может составлять от 4 до 46 кВ.

На трансформаторных подстанциях магистральной сети энергия ответвляется в распределительную сеть. Сетевое напряжение для бытовых и коммерческих потребителей составляет от 120 до 240 В. Крупные промышленные потребители могут получать электроэнергию с напряжением до 600 В, а также с более высоким напряжением – по отдельной линии от подстанции. Распределительная (воздушная или кабельная) сеть может быть организована по звездной, кольцевой или комбинированной схеме в зависимости от плотности нагрузки и других факторов. Сети ЛЭП соседних электроэнергетических компаний общего пользования объединяются в единую сеть.

Откуда берётся электричество и КПД электромобилей

Всё больше мировых производителей обещают нам выпустить новые модели электромобилей, даже консервативный Porsche обещает нам Mission E в 2018 году:

Часто при обсуждении электромобилей возникают комментарии, что КПД электродвигателя 95%, а у ДВС КПД всего 55%, но электричество у нас не из розетки же берётся.

Это действительно всё так, но бензин/дизель в двигатель не сам из мирового эфира попадает.

Раз уж мы решили рассматривать потери на полном цикле превращения полезных ископаемых в движение самобеглых повозок, то начнём с самого начала: добычи нефти и газа.

Допущения:

ДВС: рассмотрим дизельный и бензиновый вариант, хотя дизельного транспорта в России в год продаётся не более 7% от общего числа автомобилей, т.к. основной проблемой для владельцев дизельных автомобилей остается плохое качество дизтоплива на российских АЗС. Действительно, примеси в солярке могут вывести из строя дорогостоящую топливную аппаратуру. Из-за этого в России вцелом не более 2-3% дизельных автомобилей (Москва и Питер — привет!), что можно считать статистической погрешностью. Зато у дизеля теоритический КПД выше.

КПД ДВС: заявленные в документации КПД в реальности почти не достигаются из-за узкого диапазона «рабочих» оборотов, и при толкании в городских пробках КПД падает в разы. Но будем оптимистами и применим к идеальным условиям коэффициент 0,5 (Хотя стоило бы взять 0,3).
КПД турбированного дизеля (которых ничтожно мало на наших дорогах) составляет 55% в идеальных условиях.
КПД бензинового ДВС скромнее и составляет 30% в идеальных условиях.

КПД современного электродвигателя достигает 95%. Не плохо, да? Но его ещё зарядить надо, мы это посчитаем.

Топливо:

Для ДВС надо добыть нефть, доставить на НПЗ, переработать, доставить бензин на базу, потом доставить на АЗС, потом наконец продать.

Подробнее тут…

Для электромобиля надо добыть газ, закачать в газопровод, закачать в ТЭЦ, выработанное электричество передать по сети в точку зарядки.

Почему именно газ и газовые ТЭС?

Мы не в Сингапуре живём, а в России, и тут их больше всего:

доля ТЭС – 67%, ГЭС – 21%, АЭС – 11%.

Я бы мог взять АЭС и ГЭС (фактически 1/3 от генерации) — там выбросов вообще 0 экологично и практично, можно принимать КПД аж за 100%, но пожалеем ДВС, будем считать сжигание углеводородов на газовых ЭС.

Теплоэнергетика. В России насчитывается 358 тепловых электростанций большой и средней электрической мощностью более 25 МВт. Их общая установленная мощность равна 158,6 ГВт.

Список тепловых электростанций России

Структура по топливу. Структура по топливу на ТЭС следующая: природный газ 71%, уголь 27,5%, жидкое топлива 1%, прочее 0,5%.

nnhpe.spbstu.ru/struktura-elektroenergetiki-v-rossii/

Природный газ, как топливо для электростанций доступен практически во всех промышленных зонах городов России.

Электрический КПД современной газовой электростанции достигает 55–60%. При этом капитальные затраты на 1 МВт/час установленной мощности газовой ТЭЦ составляют всего 50% от угольной, 20% от атомной, 15% от ветровой электростанции.

Строительство тепловых электростанций, работающих на природном газе, требует относительно малых инвестиций — в сравнении с электростанциями, работающих на других видах топлива, таких, как уголь, уран, водород.

Строительство газовой электростанции занимает всего 14–18 месяцев.

Газ экономически эффективнее других видов топлива и альтернативных источников энергии.

Потери:

Добыча ископаемых — нефть надо качать, газ чуть проще.
Транспортировка: Газ по сети газопроводов до электростанции. Нефть по нефтепроводам, транспортом, иногда даже кораблями. Пусть при перекачке теряется пара процентов.
Переработка нефти в бензин отнимает процентов 20 энергии конечного продукта, что весьма оптимистично.
Потери в ЛЭП на дальние расстояния, возьмём значения из нормативной документации: ЛЭП на 750 КВольт длинной 2200 км имеет КПД 0,9 (см. treugoma.ru/electric-energy/feature-system/)

Для электромобиля учтём все возможные потери транспортировки электричества:

Повышающая подстанция
КПД линии электропередачи 750 КВольт длинной 2200 км
Понижающая подстанция
Потери в городе до зарядного устройства
Потери в зарядном устройстве
Зарядка батареи с учётом потерь

В трансмиссиях идёт потеря энергии, для АКПП ДВС это коэффициент 0,85. На электромобилях иногда обходятся вообще без редукторов и прямо подключают двигатель к колёсам, в нашем случае возьмём двухступенчатый редуктор зубчатого зацепления имеющий коэффициент 0,95.

Докинем для электромобиля ещё потерь:

Нагрев салона/батареи тэном и от охлаждения двигателя и батарей
Потери при извлечении энергии из батареи

Будем считать что в ДВС этих потерь нет.

Так вот если учесть все потери, получаем таблицу с коэффициентами:

Итог:

КПД электромобиля: 26,65%

КПД дизеля: 13,79%

КПД бензинового 7,52%

Бензиновые двигатели просто расточительны с точки зрения эффективности использования природных ископаемых.
Турбодизели в 1,83 раза эффективнее бензиновых двигателей, но их мало и они очень чувствительны к качеству топлива.
Электричесткие двигатели в 3,54 раза эффективнее бензиновых ДВС и в 1,93 раза эффективнее турбодизелей.

Даже если предположить, что Нефть сама телепортируется из недр на НПЗ, а затем телепортируется сразу на АЗС без потерь, то КПД дизеля будет всего 18,70%, а бензинового ДВС 10,20%

Так будет выглядеть расчёт:

То есть даже при таких послаблениях для ДВС, догнать по эффективности электромобили не получается.

Пока электромобили остаются дорогой и экологичной игрушкой для городских пробок и любителей максимального ускорения в любой момент.

Надеюсь было интересно и если есть мотивированные уточнения по формулам или коэффициентам — с удовольствием рассмотрю варианты.

Энергетические показатели конденсационной электростанции

Глава вторая

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1. Основной энергетический показатель электростанции

Основным показателем энергетической эффективности
электростанции является коэффициент полезного действия (КПД) по отпуску
электрической энергии, называемый абсолютным электрическим коэффициентом
полезного действия электростанции, Он определяется отношением отпущенной
(производственной, выработанной) электроэнергии к затраченной энергии (теплоте
сожженного топлива).

КПД
электростанции по отпуску электроэнергии называется КПД нетто:

(2.1)

где Э — выработка электроэнергии; Э_с.н
— расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС; — доля
расхода электроэнергии на собственные нужды, равная в зависимости от параметров
пара и вида топлива 4–6%; Q_c —
теплота, затраченная в топливе. Значения Э, Э_с.н, Q_c относятся к любому
промежутку времени и выражены в одинаковых электрических или тепловых единицах.

Важным
расчетным показателем является КПД, определяемый для часового промежутка
времени:

(2.2)

где N_э — электрическая
мощность, кВт; Q_c —
теплота сожженного топлива, кДж/ч.

При
решении реальных задач энергетического хозяйства, при его планировании и в
отчетности используют КПД нетто, в общем анализе энергетической эффективности
электростанции — КПД брутто, которым определяют энергетическую
эффективность электростанции в первом приближении:

(2.3)

Для
часового промежутка времени КПД брутто

(2.4)

где Q_c — в
кДж/ч.

КПД
брутто определяет эффективность процесса выработки электроэнергии на
электростанции.

КПД брутто и нетто электростанции связаны между собой
отношением

Энергетический
процесс современной паротурбинной электростанции основан на термодинамическом
цикле Ренкина с подводом и отводом теплоты рабочему телу (воде и водяному пару)
при постоянном давлении. Термический КПД этого цикла для 1 кг рабочего
тела

(2.5)

где Q₀ и Q_к — подвод и отвод теплоты в этом цикле; h₀ и h_к.а — энтальпия пара
перед турбиной и после нее при адиабатном расширении; h¢_к и h_п.н — энтальпии конденсата пара после турбины и питательной
воды после питательного насоса; принято h_п.н = h_п.в, т. е. что
питательная вода после насоса поступает в паровой котел.

Равенство
(2.5) можно записать в виде

(2.6)

Здесь Н_а
— располагаемый теплоперепад в адиабатном процессе работы пара в турбине; H_н.а — работа повышения давления воды в питательном насосе,
эквивалентная подогреву воды в адиабатном процессе t_н.а = H_н.а; Q¢₀ = h₀ –h¢_к — расход теплоты на турбину без учета подогрева воды в питательном
насосе, кДж/кг.

Формулы
(2.5) и (2.6) определяют КПД нетто с учетом работы питательного насоса

(2.7)

где u— усредненный
удельный объем воды на входе и выходе, м³/т; p_н и p_в — давление воды на
выходе из насоса и входе в насос, МПа.

КПД
брутто цикла Ренкина без учета подогрева воды в питательном насосе

(2.8)

Теплоперепад
H_а расходуется на
производство электроэнергии и приводные двигатели собственных нужд. Расход
энергии на питательный насос — основная составляющая общего собственного
расхода энергии на электростанции. Мощность, потребляемая питательным насосом,
зависит непосредственно от начального давления пара p₀ и должна обязательно учитываться при выборе начальных
параметров пара на электростанции. Так, при u = 1,1 м³/т и p_н – p_в = 30 МПа
t_н.а = H_н.а = 33 кДж/кг.

2.2. Основные
составляющие абсолютного КПД электростанции

Коэффициент полезного действия электростанции по
производству электроэнергии зависит от КПД основных элементов — турбоустановки
и парового котла, а также соединяющих их трубопроводов пара и воды (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Тепловая схема простейшей конденсационной электростанции:
ПК— паровой котел; ПЕ — пароперегреватель;
Т — турбина; Г — электрический генератор; К— конденсатор;
КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос

Абсолютный
электрический КПД турбоустановки

(2.9)

где Q_ту — расход теплоты
на турбоустановку, кДж/ч.

КПД
парового котла

где Q_п.к —
тепловая нагрузка парового котла, кДж/ч.

КПД транспорта теплоты (трубопроводов) определяется
выражением

Используя
последние соотношения, получаем следующее выражение для теплоты сожженного
топлива:

Подставляя
выражение для Q_c в
(2.4), получаем

или

(2.10)

Общий
баланс теплоты конденсационной электростанции (энергоблока) выражается
следующим образом.

КПД бензиновых и дизельных электрогенераторов

энергетическое и силовое оборудование

(495) 620-49-39
многоканальный тел./факс
[email protected]

Каталог оборудования

Услуги компании

Главная >
Полезно знать >

Невысокая стоимость, компактные размеры и малая шумность от работающей установки делают бензиновое оборудование популярными. Однако часто потребители задают вопрос: так ли выгодна покупка данного аппарата?
Выбор зависит от целей создания автономного электроснабжения. Если для резервного источника энергии, то оптимально подойдет бензиновый генератор. Для постоянного обеспечения электротоком рационально приобретать дизельгенерирующую электроустановку.
Отличия генераторов
Бензиновый генератор
Главным отличием агрегатов является коэффициент полезного действия. Данный показатель характеризует бензиновые генераторы не с лучшей стороны: их КПД в среднем составляет 0,18%-0,24%. Производители этого оборудования постоянно ломают голову над повышением коэффициента полезного действия. В последнее время удалось совершить качественный скачок при переходе в компоновке двигателя на верхние клапаны. Система OHV значительно уменьшает площадь камеры сгорания, что снижает и сам нагрев ДВС. Наряду с этим достигнуто увеличение степени сжатия до 7-9 единиц, что сократило потребление топлива. Но это предел увеличения КПД.
Дизельный генератор
Существует теория, что прорыв можно совершить, отказавшись от использования карбюратора и заменив его на систему впрыска с использованием электронного управления. Но сегодня стоимость даже самой простой из них равна цене всего двигателя, вследствие чего установка сделает аппарат очень дорогим и его приобретение станет экономически невыгодным. Более перспективным направлением в плане высокого коэффициента полезного действия считаются дизельные электрогенерирующие установки, КПД которых варьируется в диапазоне от 0,70% до 0,80%. Чтобы рассмотреть более подробно, в чем же заключается выгода таких показателей, возьмем конкретный пример.
Согласно паспортным данным, дизельный и бензиновый генераторы, номинальная мощность которых составляет 2 кВт, расходуют 280г/кВт*ч и 395г/кВт*ч соответственно. То есть, ДГУ потребляет топлива в 1.4 раза!
При минимальной нагрузке расход увеличивается на 10%, что повышает выгоду до 1,87 раза.

Copyright 2007-2020 © Энергоэкспо

КПД газопоршневой электростанции — IEC Energy

Автономные источники электроэнергии востребованы в промышленности, широко применяются для снабжения удаленных объектов. Особенность современного оборудования — эффективное использование ресурсов. Так, например, КПД газопоршневой электростанции достигает 90%. ГПУ применяют и как самостоятельные источники электроэнергии, и для создания резервных мощностей.
Как увеличивают КПД

Актуальность газопоршневых установок обусловлена следующими факторами:
низкой себестоимостью получаемого киловатта;

высокими тарифами сбытовых компаний;

сложностью прокладки инфраструктуры электроснабжения для удаленных объектов;

применением природного газа в качестве горючего;

надежностью оборудования;

ремонтопригодностью;

высокой эффективностью.

Плюсы и минусы газопоршневых электростанций определяют возможности их применения. Ранее одним из ограничений был низкий КПД при выработке электричества. Он и сейчас редко превышает 44%. Более половины энергии затрачивается на нагрев узлов, деталей, корпуса оборудования, уходит с выхлопом.

Внедрение методик использования вторичных энергоресурсов — отработанных газов, тепла от нагрева оборудования во время работы — позволило расширить сферу применения ГПУ и повысить их эффективность в два раза.

Такой результат обеспечивается внедрением когенерационных и тригенерационных систем. С их помощью удается направить на полезную работу практически всю полученную энергию, КПД газопоршневых электростанций повышается до 90%.
Совместное получение электричества и тепла

Совмещение оборудования для получения электричества и тепла в одном агрегате при выработке электрической энергии получило название когенерация. Данная схема особенно актуальна на объектах, где есть необходимость применения тепла для обогрева, организации горячего водоснабжения, использования в технологических процессах.

Отбор энергии происходит с помощью теплообменника, через который пропускают отработанные газы. В результате теплопередачи температура выхлопа падает с 450°C до 120°C. А теплоноситель нагревается до 90–115°C.

Для отбора тепла может использоваться несколько источников:
Система охлаждения масла.

Водяной контур охлаждения двигателя.

Система охлаждения топливной смеси.

Поток выхлопных газов.

Нагрев происходит в два этапа, в качестве теплоносителя применяется вода. Сначала она получает энергию от контуров отвода тепла. Здесь ее температура поднимается до 80–85°C.

На втором этапе она идет по трубам внутри теплообменника, через который пропускают горячие выхлопные газы. В процессе прохождения высокотемпературная воздушная фракция отдает энергию воде. На данной стадии могут быть применены котлы-утилизаторы. Они позволяют получить пар давлением от 6 до 32 бар.

Улучшенные методы преобразования энергии

Системы когенерации имеют слабое место: когда заканчивается отопительный сезон и тепло перестает быть востребовано, у ГПЭС происходит просадка по выходной мощности. КПД оборудования снижается.

Для компенсации данного недостатка используется метод тригенерации — получение электроэнергии, тепла и холода от одной установки. Охлаждение происходит за счет работы АХБМ — абсорбционной бромисто-литиевой холодильной машины. Принцип ее действия основан на свойствах бромида лития, способного абсорбировать хладагент.

Метод тригенерации имеет неоспоримые преимущества по сравнению с другими схемами преобразования энергии. Наиболее эффективен он, если охлаждающая система функционирует на максимальной мощности.

Высокий КПД газопоршневой электростанции означает, что данная установка наилучшим образом использует энергию сжигания природного газа.

Отличительные качества электростанций компании IEC Energy:
длительный срок службы;

высокая производительность;

конфигурация оборудования настраивается под нужды пользователя.

Звоните по телефону +7 495 799 74 64, чтобы уже сегодня воспользоваться всеми преимуществами современных, мощных, экологичных электростанций IEC Energy.
сборник задач по теплотехнике2 / ГЛАВА 7
ГЛАВА 7
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
§ 7.1. ПОКАЗАТЕЛИ
РЕЖИМА РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Характерной
особенностью режима эксплуатации
электрических станций является
строгое соответствие производства
электрической и тепловой энергии ее
потреблению. Поэтому для обеспечения
надежной работы электростанции необходимо
знать изменение потребления энергии
по времени. Изменение потребления
энергии по времени изображается
диаграммой, которая называется
графиком
нагрузки. Графики
нагрузки могут быть суточными,
месячными и годовыми. На рис. 7.1 изображен
годовой график электрической нагрузки.
На графике по оси абсцисс откладывается
продолжительность нагрузки в часах за
год (1 год — 365·24 = 8760 ч), а по оси ординат
— нагрузка в кВт.
Площадь, ограниченная
кривой годового графика (рис. 7.1),
представляет собой в масштабе количество
выработанной станцией за год энергии
в киловатт-часах. Определив площадь F
(м²)
под кривой годового графика, находят
количество выработанной энергии (кВт·ч)
станцией за год:
Э=Fm, (7.1)
где m
— масштаб
графика, кВт·ч/м².
Режим
работы электрических станций оценивается
коэффициентом использования
установленной мощности, коэффициентом
нагрузки,
коэффициентом резерва, числом часов
использования установленной мощности
и числом часов использования максимума
нагрузки.
Коэффициент
использования установленной мощности
k_и
представляет
собой отношение количества выработанной
энергии за год Э
к установленной мощности электростанции
N
k_и=Э/(8760N)=N/N,
(7.2)
где N
— средняя
нагрузка электростанции, кВт.
Средняя нагрузка
электростанции (кВт)
N=Э/8760. (7.3)
Коэффициент
нагрузки k_н
представляет
собой отношение средней нагрузки
электростанции N
к максимальной
N,
т. е.
k_н=N/N, (7.4)
Коэффициент резерва
k_p
представляет
собой отношение установленной
мощности электростанции N
к максимальной
нагрузке
N:
k_p=N/N, (7.5)
или
k_p=k_н/k_и(7.6)
Число часов
использования установленной мощности
Т_у
представляет
собой отношение количества выработанной
энергии за год Э
к установленной
мощности станции N:
T_y=Э/N. (7.7)
Число часов
использования максимума нагрузки Т_м
представляет
собой отношение количества выработанной
энергии за год Э
к максимальной нагрузке электростанции
N,
т. е.
T_м=
Э/N. (7.8)
Задача 7.1.
На электростанции установлены три
турбогенератора мощностью N=50·10³
кВт каждый. Определить количество
выработанной энергии за год и коэффициент
использования установленной мощности,
если площадь под кривой годового графика
нагрузки станции F=9,2·10^-4
м²
и масштаб графика т=9·10¹¹
кВт·ч/м².
Ответ: Э=8,28·10⁸
кВт·ч; k_и=0,63.
Задача 7.2.
На электростанции установлены два
турбогенератора мощностью N=25·10³
кВт каждый. Определить среднюю нагрузку
станции и коэффициент использования
установленной мощности, если количество
выработанной энергии за год Э=30·10⁷
кВт·ч.
Ответ: N=34245
кВт; k_и=0,685.
Задача 7.3.
Определить
число часов использования установленной
мощности и коэффициент нагрузки
электростанции, если установленная
мощность электростанции N=16·10⁴
кВт, максимальная нагрузка станции
N=13,6·10⁴
кВт, площадь под кривой годового графика
нагрузки станции F=
8·10^-4
м²
и масштаб графика m=1·10¹²
кВт·ч/м².
Ответ: T_у=5000
ч; k_н=0,67.
Задача 7.4.
Определить
число часов использования максимума
нагрузки и коэффициент резерва
электростанции, если площадь под
кривой годового графика нагрузки станции
F=8,5·10^-4
м²,
масштаб графика т=8,8·10¹¹
кВт·ч/м²,
число часов использования установленной
мощности Т_у=5500
ч и максимальная нагрузка станции
N=12,5·10⁴
кВт.
Ответ: T_м=5984
ч; k_р=1,09.
Задача 7.5.
На электростанции установлены два
турбогенератора мощностью N=75·10³
кВт каждый. Определить показатели
режима работы станции, если максимальная
нагрузка станции N=135·10³
кВт, площадь под кривой годового графика
нагрузки F=9,06·10^-4
м²
и масштаб графика т=8,7·10¹¹
кВт·ч/м².
Решение:
Количество выработанной электрической
энергии за год станцией определяем по
формуле (7.1):
Э=Fm=9,06·10^-4·8,7·10¹¹=788,2·10⁶
кВт·ч.
Средняя нагрузка
электростанции, по формуле (7.3),
N=Э/8760=788,2·10⁶/8760=9·10⁴
кВт.
Установленная
мощность электростанции
N=2N=2·75·10³=150·10³
кВт.
Коэффициент
использования установленной мощности
определяем по формуле (7.2):
k_и=N/N=9·10⁴/(150·10³)=0,6.
Коэффициент
нагрузки, по формуле (7.4),
k_н=N/N=9·10⁴/(135·10³)=0,666.
Коэффициент
резерва, по формуле (7.6),
k_p=k_н/k_и=0,666/0,6=1,11.
Число часов
использования установленной мощности,
по формуле (7.7),
T_y=Э/N=788,2·10⁶/150·10³=5255
ч.
Число часов
использования максимума нагрузки, по
формуле (7.8),
T_м=
Э/N=788,2·10⁶/135·10³=5840
ч.
Задача 7.6.
На электростанции установлены три
турбогенератора мощностью N=50·10³
кВт каждый. Определить число часов
использования установленной мощности
и коэффициент резерва станции, если
количество выработанной энергии за год
Э=788,4·10⁶
кВт·ч и коэффициент нагрузки k_н=0,69.
Ответ: T_у=5256
ч; k_p=1,15.
Задача 7.7.
На электростанции установлены три
турбогенератора мощностью N=25·10³
кВт каждый. Определить коэффициенты
использования установленной мощности,
нагрузки и резерва, если количество
выработанной энергии за год Э=394,2·10⁶
кВт·ч и максимальная нагрузка станции
N=65,2·10³
кВт.
Ответ: k_и=0,6;
k_н=0,69;
k_p=1,15.
Задача 7.8.
На электростанции установлены три
турбогенератора мощностью N=1·10⁴
кВт каждый. Определить показатели режима
работы станции, если количество
выработанной энергии за год Э=178,7·10⁶
кВт·ч и максимальная нагрузка станции
N=28,3·10³
кВт.
Ответ: k_и=0,68;
k_н=0,72;
k_p=1,06;
T_у=5957
ч; T_м=6315
ч.
§ 7.2. ПОКАЗАТЕЛИ,
ХАРАКТЕРГОУЮЩИЕ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
Экономичность
работы электрической станции оценивается
коэффициентами полезного действия,
удельным расходом условного топлива,
удельным расходом теплоты на выработку
электроэнергии и себестоимостью
энергии.
Кпд электростанции
подразделяются на кпд брутто, определяемый
без учета расхода энергии на собственные
нужды, и кпд нетто — с учетом расхода
электрической энергии и теплоты на
собственные нужды.
Кпд конденсационной
электростанции (КЭС) брутто η
представляет собой отношение количества
выработанной электроэнергии к энергии,
подведенной с топливом:
η=Э^выр/(BQ), (
7.9)
где Э^выр
— количество выработанной электроэнергии,
кДж; В —
расход топлива, кг; Q
— низшая
теплота сгорания рабочей массы топлива,
кДж/кг.
Если известны кпд
отдельных узлов и установок электростанции,
то без учета работы питательных насосов
кпд КЭС брутто может быть определен по
формуле
η=η_куη_трη_tη_oiη_мη_г, (7.10)
где η_ку
— кпд
котельной установки; η_тр
— кпд трубопроводов; η_oi
— термический
кпд цикла Ренкина при заданных параметрах
пара на электростанции; η_t
— относительный
внутренний кпд турбины; η_м
— механический
кпд турбины; η_г
— электрический
кпд генератора.
Кпд конденсационной
электростанции нетто ηпредставляет
собой отношение отпущенной электроэнергии
к энергии, подведенной с топливом:
η=Э^отп/(BQ), (7.11)
где Э^отп=Э^выр—Э^сн
— количество отпущенной электроэнергии,
равное разности выработанной и
израсходованной на собственные
нужды, кДж.
Для теплоэлектроцентралей
(ТЭЦ) применяются частные кпд по выработке
электроэнергии ηи теплоты
η.
Кпд ТЭЦ брутто по
выработке электроэнергии определяется
по формуле
η=Э^выр/(B_эQ), (7.12)
где В_э
— расход
топлива на выработку электроэнергии,
кг.
Кпд ТЭЦ брутто по
выработке теплоты находится по формуле
η=Q^отп/(B_QQ), (7.13)
где Q^отп
— количество теплоты, отпускаемое
потребителям, кДж; В_Q
— расход
топлива на выработку отпущенной теплоты,
кг.
Кпд ТЭЦ нетто по
отпуску электроэнергии определяется
по формуле
η=Э^отп/[(B_э—B_сн)Q], (7.14)
где В_сн
— расход
топлива на выработку электроэнергии
для собственных нужд, потребляемой
в связи с отпуском теплоты, кг. Кпд ТЭЦ
нетто по отпуску теплоты находится по
формуле
η=Q^отп/[(B_Q+B_сн)Q]. (7.15)
Удельный расход
условного топлива (кг/МДж) на КЭС на
выработку 1 МДж (10³кДж)
электроэнергии определяется по формуле
b=BQ/(29,33Э^выр)=0,0342/η. (7.16)
Удельный расход
условного топлива [кг/(кВт·ч)] на КЭС на
выработку 1 кВт·ч электроэнергии
находится по формуле
b=3600BQ/(29300Э^выр)=0,123/η. (7.17)
Удельный расход
условного топлива (кг/МДж) на ТЭЦ на
выработку 1 МДж электроэнергии определяется
по формуле
b=B_эQ/(29,33Э^выр)=0,0342/η.
(7.18)
Удельный расход
условного топлива [кг/(кВт·ч)] на ТЭЦ на
выработку 1 кВт·ч электроэнергии
находится по формуле
b=3600B_эQ/(29300Э^выр)=0,123/η.
(7.19)
Удельный расход
условного топлива (кг/МДж) на ТЭЦ на
выработку 1 МДж теплоты определяется
по формуле
b=B_QQ/(29,33Q^отп)=0,0342/η. (7.20)
Удельный расход
теплоты [МДж/(кВт·ч)] на выработку
электроэнергии на КЭС находится по
формуле
d
=Qb, (7.21)
или
d=1/η. (7.22)
Удельный расход
теплоты [МДж/(кВт·ч)] на выработку
электроэнергии на ТЭЦ определяется
по формуле
d
=Qb,
(7.23)
или
d=1/η.
(7.24)
Расход топлива на
ТЭЦ (кг)
В_ТЭЦ=В_э+В_Q. (7.25)
Расход топлива
(кг) на выработку отпущенной теплоты
находится по формуле
В_Q=Q^отп/(Qη_ку). (7.26)
Расход топлива
(кг) на ТЭЦ может быть определен по
формуле
В_ТЭЦ=D/И, (7.27)
где И
— испарительность
топлива, кг/кг; D
— расход
пара на ТЭЦ, кг.
Коэффициент
использования теплоты топлива на ТЭЦ
оценивает эффективность использования
топлива
η_ТЭЦ=(Q^отп+Э^выр)/(В_ТЭЦQ). (7.28)
Кпд атомной
электростанции определяется по формуле
η_АЭС=η_рη_трη_tη_oiη_мη_г, (7.29)
где η_р
— кпд
реактора; η_тр
— кпд теплового потока; η_t
— термический кпд; η_oi—
относительный внутренний кпд турбины;
η_м
— механический кпд; η_г
— кпд
электрогенератора.
Удельный расход
ядерного топлива [кг/(кВт·ч)] на атомной
электростанции (АЭС) находится по формуле
b_АЭС=1/(24·10³kη_АЭС), (7.30)
где k
— средняя
глубина горючего, МВт·сут/кг урана.
Себестоимость 1
кВт·ч электроэнергии [коп/(кВт·ч)]
отпускаемой КЭС, определяется по
формуле
S=ΣИ/Э^отп=[(И_топ+И_ам+И_зп+ΣИ_пр)/Э^отп]100, (7.31)
где ΣИ
— сумма затрат, руб/год; И_топ
— затраты на топливо, руб/год; И_ам
— затраты
на амортизацию, руб/год; И_зп
— затраты на заработную плату,
руб/год; И_пр
— все остальные статьи затрат, руб/год.
Себестоимость 1
кВт·ч электроэнергии [коп/(кВт·ч)]
отпускаемой ТЭЦ, находится по формуле
S=В_эΣИ/(В_ТЭЦЭ^отп)=[В_э(И_топ+И_ам+И_зп+ΣИ_пр)/В_ТЭЦЭ^отп]100. (7.32)
Задача 7.9.
Конденсационная станция израсходовала
В=720·10⁶
кг/год каменного угля с низшей теплотой
сгорания Q=20500
кДж/кг и выработала электроэнергии
Э^выр=590·10¹⁰
кДж/год, израсходовав при этом на
собственные нужды 5% от выработанной
электроэнергии. Определить кпд брутто
и кпд нетто станции.
Ответ: η=0,4;
η=0,38.
Задача 7.10.
Определить кпд конденсационной
электростанции брутто без учета
работы питательных насосов, если кпд
котельной установки η_ку=0,89,
кпд трубопроводов η_тр=0,97,
относительный внутренний кпд турбины
η_oi=0,84,
механический кпд турбины η_м=0,98,
электрический кпд генератора η_г=0,98,
начальные параметры пара перед турбинами
р₁=9
МПа, t₁=550°С
и давление пара в конденсаторе р_к=4·10³
Па.
Ответ:
η=0,3.
Задача 7.11.
Конденсационная электростанция работает
при начальных параметрах пара перед
турбинами р₁=8,8
МПа, t₁=535°С
и давлении пара в конденсаторе р_к=4·10³
Па. Определить, на сколько повысится
кпд станции брутто без учета работы
питательных насосов с увеличением
начальных параметров пара до р=10
МПа и t=560°C,
если известны кпд котельной установки
η_ку=0,9,
кпд трубопроводов η_тр=0,97,
относительный внутренний кпд турбины
η_oi=0,84,
механический кпд турбины η_м=0,98
и электрический кпд генератора
η_г=0,98.
Решение:
Энтальпию пара i₁
при заданных начальных параметрах
пара p₁
и t₁
и энтальпию пара i₂
в конце
адиабатного расширения находим по
is-диаграмме
(рис. 7.2): i₁=3480
кДж/кг; i₂=2030
кДж/кг. Энтальпию конденсата при давлении
р_к=4·10³
Па определяем
по табл. 2 (см. Приложение): i=121,33
кДж/кг.
Термический кпд
установки при начальных параметрах
пара p₁
и t₁
находим по
формуле
η_t=(i₁—i₂)/(i₁—i)=(3480-2030)/(3480-121,33)=0,432.
Кпд КЭС брутто при
начальных параметрах пара р₁
и t₁
определяем
по формуле (7.10):
η=η_куη_трη_tη_oiη_мη_г=0,9·0,97·0,432·0,84·0,98·0,98=0,304.
Энтальпию пара i
при начальных
параметрах пара р
и t,
энтальпию
пара i
в конце адиабатного расширения находим
по is-диаграмме
(рис. 7.2): i=3540
кДж/кг; i=2050
кДж/кг.
Термический кпд
установки при начальных параметрах
пара р
и t
находим по формуле
η=(i—i)/(i—i)=(3540-2050)/(3540-121,33)=0,436.
Кпд КЭС брутто при
начальных параметрах пара р
и t,
по формуле
(7.10),
η=η_куη_трηη_oiη_мη_г=0,9·0,97·0,436·0,84·0,98·0,98=0,307.
Следовательно,
кпд КЭС брутто повысится на
Δη=η—η=0,307-0,304=0,003,
или на 1%.
Задача 7.12.
Теплоэлектроцентраль израсходовала
B_ТЭЦ=94·10⁶
кг/год каменного угля с низшей теплотой
сгорания Q=24700
кДж/кг, выработав при этом электроэнергии
Э^выр=61·10¹⁰
кДж/год и отпустив теплоту внешним
потребителям Q^отп=4,4·10¹¹
кДж/год. Определить кпд ТЭЦ брутто по
выработке электроэнергии и теплоты,
если расход топлива на выработку
отпущенной теплоты составляет B_Q=23·10⁶
кг/год.
Ответ: η=0,348;
η=0,775.
Задача 7.13.
Теплоэлектроцентраль израсходовала
B_ТЭЦ=72·10⁶
кг/год каменного угля с низшей теплотой
сгорания Q=25500
кДж/кг, выработав при этом электроэнергии
Э^выр=48·10¹⁰
кДж/год и отпустив теплоту внешним
потребителям Q^отп=3,1·10¹¹
кДж/год. Определить кпд ТЭЦ брутто по
выработке электроэнергии и теплоты,
если кпд котельной установки η_ку=0,88.
Ответ: η=0,33;
η=0,88.
Задача 7.14.
Теплоэлектроцентраль израсходовала
B_ТЭЦ=82·10⁶
кг/год бурого угля с низшей теплотой
сгорания Q=15800
кДж/кг, выработав при этом электроэнергии
Э^выр=38·10¹⁰
кДж/год и отпустив теплоты внешним
потребителям Q^отп=3,2·10¹¹
кДж/год.
Определить кпд ТЭЦ нетто по отпуску
электроэнергии и теплоты, если расход
электроэнергии на собственные нужды
8% от выработанной энергии, расход топлива
на выработку отпущенной теплоты B_Q=20·10⁶
кг/год и расход топлива на выработку
электроэнергии для собственных нужд
В_сн=4,6·10⁶
кг/год.
Конденсационные тепловые электрические станции
Кондесационными называют паровые турбины, у которых пар после отработки подвергается конденсации в специальных устройствах – конденсаторах. Соответственно и тепловые электростанции, которые снабжают потребителя только электрический энергией, называют конденсационными (КЭС).
Как и другие промышленные предприятия конденсационные электростанции тоже имеют производственные цеха и помещения. К основным цехам можно отнести котельную, зал турбогенераторов и цех распределительных электрических устройств. Все эти цеха оборудуются множеством вспомогательного оборудования (очистка воды, подача топлива, насосы, дымососы и множество другого оборудования).
Давайте рассмотрим схему производственных процессов конденсационной электростанции:
Принцип работы конденсационной электростанции не очень сложный и заключается в следующем – кусковое топливо (как правило, уголь) поступает из склада топлива 1 в топливный бункер 2 с помощью транспортера. С топливного бункера топливо поступает в дробилку (шаровую мельницу) 3. После дробления, полученное пылеобразное топливо с помощью специальных вентиляторов 4 вдувается к горелкам котла 5. Для того, что бы улучшить процесс горения топливной пыли воздух, всасываемый с атмосферы, подогревают в воздухонагревателе 7 дымовыми газами, после чего вентилятором дутьевым 8 направляется в котел. В котле происходит процесс горения с температурой 1200 – 1600 С⁰. В процессе горения происходит нагрев труб внутри котла, по которым течет вода. Результатом становится появление пара с температурой 540-560 С⁰ и давлением 13 – 25 МПа, который по паропроводу поступает в турбину 20.
Из – за разности в температуре и давлении на входе и выходе турбины пар, проходящий через нее, совершает механическую работу и вращает вал турбины, а вместе с ним и генератор 19, вырабатывающий электрический ток.
Газы, образованные в процессе горения, на выходе из котла имеют все еще довольно высокую температуру, порядка 350-450 С⁰. Для максимально эффективного использования их тепловой энергии на пути их следования установлен водяной экономайзер 6, он дополнительно подогревает питательную воду. После экономайзера газы попадают в золоулавливатель, после чего с помощью отсасывающего дымососа 10 выбрасывается дымовую трубу 9.
Механическая работа, которая совершается паром, с увеличением разности между давлением и температурой входящего и выходящего пара будет расти. Поэтому чем больше используется энергия, выработанная на конденсационной электростанции, тем выше ее КПД. Также наряду с повышением давления пара входящего в турбину стараются параллельно и снизить давление его при выходе, то есть на выходе он должен иметь давление ниже атмосферного. После выполнения механической работы отработанный пар направляется по трубам в конденсатор 18. Конденсатор – это цилиндр, внутри которого располагают трубы, по которым циркулирует холодная вода, а пар, пришедший из турбины, омывая эти трубы, превращается в результате охлаждения в дистиллированную воду. Через подогреватель низкого давления 14 конденсат с помощью насоса 15 направляется в деаэратор 13. Деаэратор служит для очистки конденсата от различных растворенных газов, и особенно от кислорода, поскольку он вызывает интенсивную коррозию труб котла конденсационных электростанций. В деаэраторе хранится питательная вода, которая служит для восполнения потерь воды и пара, поэтому добавочная вода, поступающая в него, проходит через водоочистительные сооружения. С помощью насоса 12 из деаэратора питательная вода через подогреватель высокого давления 11 и водяной экономайзер 6 подается в котел конденсационной электрической станции.
Холодную воду из реки или другого источника 16 для конденсации пара в конденсаторе насосом 17 подают холодную воду. Так как через трубы протекает довольно большое количество воды, то ее температура на выходе с конденсатора, как правило, не превышает 25-36 ⁰С. Воду с такой температурой невозможно использовать для обслуживания бытовых или промышленных потребителей, поэтому ее сбрасывают в пруд или реку (рисунок а):
Если поблизости водоемов нет, то для охлаждения используют башни-охладители (градирен) (рисунок б), или же, брызгательные бассейны (рисунок в). Таким образом, на конденсационных электрических станциях воду используют по замкнутому циклу.
Вырабатываемая электрическими генераторами на станции электрическая энергия при напряжении 10 кВ подается на открытую повышающую трансформаторную подстанции 21, на которой электрическое напряжение генератора 10 кВ будет повышено до значений 110, 220, 500 кВ или выше и подается по линиям электропередач ЛЭП до потребителей. Тепловые конденсационные электростанции имеют очень низкий КПД порядка 30-40%. Именно из-за низкого КПД работа конденсационных электростанций на привозном топливе экономически нецелесообразна. В большинстве случаев крупные конденсационные электрические станции называют Государственными районными электрическими станциями (ГРЭС) и сооружаются в районах с большими запасами низкосортного топлива, снабжая при этом электрической энергией потребителей, которые находятся на большом расстоянии от электростанций.
Эффективность производства и распределения электроэнергии
Цепочка поставок энергии
Большая часть энергии доступных источников энергии тратится впустую из-за неэффективности процессов преобразования и распределения энергии. Рассматривая домашнее электрическое освещение в качестве типичного примера, менее 1% энергии, потребляемой для производства электричества, в конечном итоге преобразуется в световую энергию.Остальные 99% теряются в цепочке поставок. При использовании обычных электростанций, работающих на ископаемом топливе, потери накапливаются следующим образом:
10% энергии топлива теряется при сгорании, и только 90% теплотворной способности передается пару.
КПД паровой турбины при преобразовании энергии пара в механическую энергию ограничен примерно 40%. (Закон эффективности Карно)
По сравнению с этим роторный электрический генератор очень эффективен.Эффективность преобразования большой машины может достигать 98% или 99%.
При передаче электроэнергии по распределительной сети между электростанцией и потребителем потери при распределении составляют 10%, в основном из-за сопротивления электрических кабелей.
Дополнительная энергия теряется из-за эффективности преобразования энергии устройства конечного пользователя. Лампы накаливания особенно неэффективны, поскольку они преобразуют только 2% электрической энергии в свет.
Подробнее потери рассматриваются ниже.
Эффективность производства
КПД электростанции η определяется как соотношение между полезной выработкой электроэнергии из генерирующего агрегата в определенное время и энергетической ценностью источника энергии, подаваемой на агрегат за тот же период времени.
При производстве электроэнергии на основе паровых турбин 65% всей первичной энергии теряется в виде тепла.
Максимальная теоретическая энергоэффективность более подробно определяется циклом Ренкина. Для современных практических систем это около 40%, но меньше для более старых электростанций.
Эффективность снижается еще больше, если для питания установки используются виды топлива с более низким содержанием энергии, такие как биомасса.
Сравнение эффективности
В таблице ниже показана теоретическая эффективность преобразования различных источников энергии различными способами в полезную электрическую энергию.

Источник — Eurelectric
См. Также Затраты на энергию
Эффективность использования завода
На практике установки по выработке электроэнергии редко выдают свою теоретическую мощность на постоянной основе из-за колебаний спроса и необходимости время от времени останавливать оборудование для проведения планового технического обслуживания или аварийного ремонта.Следующие факторы используются для указания эффективности генерирующего предприятия в управлении своей генерирующей мощностью.
Коэффициент мощности:
Коэффициент мощности — это показатель операционной эффективности, который указывает на способность электростанции вырабатывать свою полную мощность. Это просто фактическая выходная энергия генератора за данный период, деленная на теоретическую выходную энергию, если бы машина работала с полной номинальной выходной мощностью в течение того же периода.Это косвенно показатель надежности снабжения.
Коэффициент мощности традиционной атомной или угольной электростанции находится под контролем руководства и может составлять более 80%, тогда как коэффициент мощности ветряных генераторов или солнечных электростанций зависит от элементов и обычно составляет менее 40%, а 25% — нет. быть необычным. Это означает, что ветряная турбина мощностью 1000 кВт будет в лучшем случае производить столько же энергии в год, сколько угольная электростанция мощностью 500 кВт, а возможно, и намного меньше.
Коэффициент нагрузки
Коэффициент загрузки — это показатель загрузки предприятия, который показывает, насколько эффективно мощность предприятия соответствует пиковому спросу потребителей. Это отношение средней нагрузки к пиковой нагрузке в течение определенного интервала времени. Низкий коэффициент загрузки означает неэффективное использование оборудования и капитала.
Базовая нагрузка
Различные типы генераторов работают с диапазоном плановых коэффициентов нагрузки, определяемых политикой генерирующих коммунальных компаний.Установки с высоким КПД обычно рассчитаны на обеспечение базовой нагрузки сети, и, следовательно, они работают с очень высоким коэффициентом нагрузки.
В Великобритании в 2004 году угольные электростанции имели коэффициент нагрузки около 62 процентов, газовые электростанции — 60 процентов, атомные электростанции — 71 процент, гидроэлектростанции — 37 процентов и гидроаккумуляторы — 10 процентов. В тот же период общий средний коэффициент нагрузки для всей электросети Великобритании составлял около 55%.
Источник: Сборник статистики энергетики Великобритании (DUKES), 2005 г.
Пиковые нагрузки
Модели нагрузки
рассматриваются более подробно на странице «Потребление электроэнергии», а в разделе «Согласование нагрузки» приводятся варианты обеспечения пиковых нагрузок. Генерирующие установки, обеспечивающие пиковые нагрузки, обычно имеют очень низкий коэффициент нагрузки, поэтому для этой цели часто используются более старые, менее эффективные установки.
Заводская маржа:
Использование электрической сети и генерирующих станций в ней будет намеренно ниже полной мощности для обеспечения надежности снабжения, даже когда какая-то генерирующая установка не работает или в случае неожиданных пиков потребительского спроса.
Запланированная избыточная мощность известна как маржа завода.
Заводская маржа является показателем надежности поставок. Это количество, на которое установленная генерирующая мощность превышает прогнозируемый пиковый спрос, и выражается в процентах. Маржа завода не менее 20% считается необходимой, чтобы избежать отключений электроэнергии и потенциальной перегрузки электросети. Таким образом, высокая маржа установки приводит к низкому коэффициенту нагрузки.
Эффективность распределения электроэнергии
Коэффициенты потерь распределения (DLF)
Сопротивление кабелей, проводящих ток между электростанцией и помещениями конечного пользователя, вызывает дополнительные потери эффективности из-за джоулева нагрева (потери I ² R) соединительных силовых кабелей.Есть два основных влияющих фактора.
Расположение
Сопротивление кабелей увеличивается с увеличением расстояния, поэтому потери обычно составляют 5% для источников питания в городских районах, близких к источнику питания, и до 10–20% для удаленных сельских районов. Общий средний показатель по США составляет от 7% до 8%.
Напряжение
Поскольку джоулевые тепловые потери пропорциональны квадрату тока, потери при распределении можно уменьшить, передавая мощность с минимально возможным током, используя более высокие передаваемые напряжения.Верхний предел напряжения устанавливается путем нарушения воздушной изоляции между силовыми кабелями и землей или, что более вероятно, между изоляторами, подвешивающими кабели к опорам (опорам) передачи.
В системах передачи высокого напряжения есть также дополнительные, хотя и незначительные, потери в меди и железе в трансформаторах, повышающие напряжение на генерирующей станции и снова понижающие его в точке потребления из-за сопротивления обмоток и гистерезисные и вихретоковые потери в сердечниках трансформаторов.
Эффективность использования энергии
Следующий пример показывает неэффективность преобразования первичного источника энергии в полезный световой поток. Типичная лампа накаливания мощностью 60 Вт дает яркость около 15 люмен на ватт приложенной мощности. Таким образом, общий световой поток лампы составляет 900 люмен, что эквивалентно примерно 1,35 Вт или 1,35 Джоулей в секунду излучаемой световой мощности, а эффективность преобразования составляет 2.25%. Остальная часть приложенной электроэнергии теряется в виде тепла. Принимая во внимание типичный КПД электростанции, составляющий 35% и 10% джоулей потерь тепла в распределительной сети, эффективность преобразования первичной энергии в световую энергию составляет всего 0,7%

Для сравнения: компактная люминесцентная лампа (КЛЛ) дает от 50 до 60 люмен на ватт.Использование люминесцентных ламп вместо ламп накаливания позволяет снизить энергопотребление ламп с 60 до 15 Вт при той же световой мощности. Потребитель экономит скромные 45 Джоулей в секунду, но соответствующее основное потребление энергии сокращается на огромные 141 Джоулей в секунду.
Здесь стоит заработать шесть очков:
Использование ламп накаливания — очень неэффективный способ освещения.
Для питания лампы накаливания мощностью 60 Вт в течение одного года требуется от 200 до 300 кг угля хорошего качества.
Учитывая, что сегодня во всем мире используются миллиарды ламп накаливания, непомерно много энергии тратится на освещение.
Доступны альтернативы энергосбережению.
Энергосберегающие устройства не только экономят деньги потребителей, но и увеличивают экономию энергии по мере того, как вы возвращаетесь по цепочке поставок.В этом типичном случае экономия 1 Джоуля конечным пользователем приводит к снижению общего количества потребляемой энергии более чем на 3 Джоуля.
Коэффициент увеличения экономии также применяется к любой экономии энергии, достигнутой конечным пользователем, такой как снижение температуры на термостатах или отключение функций дистанционного управления устройством и режима ожидания.
См. Также Engineering Harmony
Вернуться к Обзор электроэнергетики
.
КПД электроэнергии (η)
Энергоэффективность
Энергоэффективность определяется как отношение выходной мощности
мощность
деленное на
входная мощность:
η = 100% ⋅ P _выход / P _дюйм
η — КПД в процентах (%).
P _в — потребляемая мощность на входе в
Вт (Вт).
P _out — выходная мощность или фактическая работа в ваттах (Вт).
Пример
Электродвигатель имеет потребляемую мощность 50 Вт.
Мотор был активирован на 60 секунд и произвел 2970 работы.
джоули.
Найдите КПД двигателя.
Решение:
P _в = 50 Вт
E = 2970J
т = 60 с
P _выход = E / т
= 2970 Дж / 60 с = 49.5 Вт
η = 100% * P _из
/ P _в = 100 * 49,5 Вт / 50 Вт = 99%
Энергоэффективность
Энергоэффективность определяется как отношение выходной энергии
деленное на
подводимая энергия:
η = 100% ⋅ E _выход / E _дюйм
η — КПД в процентах (%).
E _в — потребляемая энергия в джоулях (Дж).
E _out — выходная энергия или фактическая работа в джоулях (Дж).
Пример
Лампочка имеет потребляемую мощность 50 Вт.
Лампочка включалась на 60 секунд и выделяла тепло
2400 джоулей.
Найдите эффективность лампочки.
Решение:
P _в = 50 Вт
E _нагрев = 2400J
т = 60 с
E _дюйм = P _дюйм * t =
50 Вт * 60 с = 3000 Дж
Так как лампочка должна светить, а не нагревать:
E _выход = E _дюйм — _{E _нагрев} = 3000J — 2400J = 600J
η = 100 * E _из
/ E _в = 100% * 600 Дж / 3000 Дж = 20%
См. Также
.
7 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА | Уголь: энергия будущего
, чтобы гарантировать, что твердые отходы от передовых технологий использования ископаемых источников энергии не будут препятствием для коммерциализации этих технологий. В частности, цели заключаются в достижении 50-процентной утилизации твердых отходов от передовых технологий использования ископаемых источников энергии и на коммерческих рынках к 2010 году, для налаживания использования для рекультивации рудников щелочных побочных продуктов, таких как производимые камерами сгорания с псевдоожиженным слоем и газификаторами с использованием известняка добавляется для удаления серы и обеспечения коммерческой приемки продукции, изготовленной из побочных продуктов пылеугольного топлива (DOE, 1993a).Существует множество примеров успешной переработки отходов, таких как использование летучей золы. Наилучшими вариантами использования в будущем обычно считаются строительство, сельское хозяйство, рекультивация шахт и стабилизация почвы. Текущая стоимость этих вариантов и огромное количество отходов относительно спроса на побочные продукты являются основными препятствиями на пути увеличения коммерциализации.
Последний компонент программы Control Technologies Programme — это перспективные исследования. Основное внимание в этой части программы уделяется фундаментальным методам очистки горячего газа, таким как исследования керамических фильтров и мембран.
Выводы
Текущие коммерческие технологии для SO ₂, NO _x и контроля твердых частиц на пылеугольных электростанциях значительно улучшились за последнее десятилетие и теперь могут соответствовать или превышать целевые показатели выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Министерства энергетики на 2000 и 2005 годы. необходимость и основная потенциальная выгода текущих демонстрационных проектов CCT.
Наиболее трудные задачи НИОКР в ближайшем будущем связаны с разработкой систем очистки от твердых частиц и серы из горячего газа, которые будут использоваться с передовыми системами выработки электроэнергии (IGCC, PFBC, IGFC).В частности, еще предстоит решить технические проблемы обеспечения надежной и стабильной работы. Решения этих проблем имеют ключевое значение для создания экономичных и высокоэффективных систем производства электроэнергии. Особенно критична потребность в высокотемпературной системе удаления твердых частиц под высоким давлением для усовершенствованного PFBC.
Другие программы Министерства энергетики начинают или продолжают решать возникающие проблемы, связанные с опасными загрязнителями воздуха (токсичными веществами для воздуха), выбросами парниковых газов (особенно CO ₂) и минимизацией твердых отходов.Все это важные вопросы, которые потребуют повышенного внимания НИОКР в будущем.
ССЫЛКИ
Angrist, S.W. 1976. Прямое преобразование энергии, 3-е изд. Ридинг, Массачусетс: Эддисон-Уэсли.
Баннистер, Р.Л., Ф.П. Бевц, В.Ф. Домерацкий, Т. Липперт. 1993. Усовершенствованные альтернативы технологии угольных электростанций с комбинированным циклом. Представлено на конференции по модернизации угольных электростанций, Варшава, Польша, 15-17 июня.Орландо, Флорида: We
.
Годовой прогноз развития энергетики на 2020 год

Годовой прогноз развития энергетики на 2020 год
Ежегодный энергетический прогноз представляет собой оценку Управлением энергетической информации США перспектив развития энергетических рынков до 2050 года.
Полный отчет PDF PPT
Интернет-трансляция выпуска
Примечание. Доступ к данным диаграммы можно получить, щелкнув правой кнопкой мыши диаграмму в файле PPT.
Ключевые выводы из эталонного шкафа:

В U.Ежегодный прогноз развития энергетики на 2020 год (AEO2020) S. Energy Information Administration (EIA) (AEO2020) Базовый пример: потребление энергии в США растет медленнее, чем валовой внутренний продукт на протяжении прогнозного периода (2050 г.), поскольку энергоэффективность в США продолжает расти. Это снижение энергоемкости экономики США продолжится до 2050 года.
нажмите, чтобы увеличить

Структура производства электроэнергии продолжает быстро меняться, при этом возобновляемые источники энергии станут самым быстрорастущим источником производства электроэнергии до 2050 года из-за продолжающегося снижения капитальных затрат на солнечную и ветровую энергию, поддерживаемого федеральными налоговыми льготами и более высокими государственными налоговыми льготами. уровни возобновляемых источников энергии.При медленном росте нагрузки и увеличении производства электроэнергии из возобновляемых источников, производство электроэнергии на угле и атомной электростанции в США сокращается; большая часть спада произойдет к середине 2020-х годов.
нажмите, чтобы увеличить

Соединенные Штаты продолжают добывать исторически высокие уровни сырой нефти и природного газа. Медленный рост внутреннего потребления этих видов топлива приводит к увеличению экспорта сырой нефти, нефтепродуктов и сжиженного природного газа.
нажмите, чтобы увеличить

После падения в течение первой половины периода прогноза, всего U.S. Выбросы углекислого газа, связанные с энергетикой, возобновят умеренный рост в 2030-х годах, главным образом за счет увеличения спроса на энергию в транспортном и промышленном секторах; однако к 2050 году они останутся на 4% ниже уровня 2019 года.
нажмите, чтобы увеличить
Вся основная инфографика на вынос
.