Вопрос повышения экономичности тепловых машин чрезвычайно важен для теплоэнергетики. В рамках данной статьи мы поговорим о том, какими способами можно поднять эффективность ТЭЦ и КЭС. Вне зависимости от используемого термодинамического цикла. 

Также будет рассмотрено применение этих принципов на основных типах генерирующего оборудования использующегося в РФ[1]: паротурбинных (далее ПТУ, 78,09% установленной мощности), газотурбинных (далее ГТУ, 5,15% установленной мощности) и паро-газовых установках (далее ПГУ, 15,95% установленной мощности).

Пусть статья и не имеет задачи разобрать экономический аспект, для того, чтобы материал не висел в воздухе, по ходу рассказа будут допускаться ремарки касательно нынешнего положения дел в теплоэнергетике России.

Материал требует минимального понимания (ниже школьного уровня, остальное будет объяснено прямо в статье) термодинамики. Если с этим сложно, советую ознакомиться со статьей Вододохова

Как повысить КПД теплоэлектростанции? Основные принципы повышения эффективности ТЭЦ и КЭС

Как известно, термический КПД цикла зависит от того, из каких процессов он проходит и перепадов температур. Отсюда берут свое начало два основных принципа повышения КПД для конденсационных электростанций. Первый – повышение начальных параметров рабочего тела – подразумевает повышение предельно возможного КПД. Второй способ – приближение цикла к циклу Карно, насколько это возможно.

ƞt=(q1-q2)/q1=1-q2/q1=1-T2∆s/T1∆s=1-T2/T1

Так как эффективность использования химической энергии в теплоэнергетике зависит от отношения затраченной на совершение работы теплоты к общей, логично использовать избыток тепла (q2) на отопление. Страны СНГ отличаются широким применением центрального отопления.  

Цикл Карно -- теоретический цикл, который обеспечивает максимально возможный термический КПД цикла при заданной разнице температур.
Цикл Карно — теоретический цикл, который обеспечивает максимально возможный термический КПД цикла при заданной разнице температур.

Теплоэлектростанции производящие только электроэнергию называются Конденсационными Электростанциями или КЭС. В случае совместной выработки тепловой и электроэнергии станция называется Теплоэлектроцентралью или ТЭЦ.

Выгода теплофикации в энергии заключается в том, что теплота при сжигании топлива для производства электроэнергии может быть использована и для отопления. Альтернативами данному варианту обеспечения тепловой энергией являются котельные и электрическое отопление. Последнее возможно в перспективе при увеличении доли зеленой энергетики, но в обозримом будущем не имеет смысла. В случае же использования для отопления котельной, выгода по топливу определяется следующим уравнением[3]:

Bэк=(BКЭС+BКОТ)-BТЭЦ

Экономия тепла же, в идеальном случае, при КПД котельной равном 1 при одинаковой выработке электроэнергии КЭС и ТЭЦ, будет равна[3]:

Qэк=QКЭС+Qкотком+Qвп

Где QКЭСкомt, а Qвп— количество тепла отданного потребителям из выхлопа турбины.

Важно то, что сравнивать раздельную и совместную выработку можно только при условии равной выработки электроэнергии и тепла.

Несмотря на то, что в данной работе не будет рассматриваться экономическая составляющая, иногда мы все-таки будем делать скромные пометки касательно нынешнего положения в теплоэнергетике. 

Важной проблемой ТЭЦ является отсутствие общепринятого и научно-обоснованного принципа разделения себестоимости отопления и электроэнергии. В СССР использовался физический метод разделения себестоимости, что привело, после развала советского союза и перестройки экономики на рыночные рельсы, к парадоксальной ситуации: ТЭЦ оказались экономически нецелесообразны, а потребитель массово переходил на тепло производимое котельными[1]. 

На данный момент проблема так и не решена окончательно. Используются несколько видов разделения стоимости, но ни одна из них не является ультимативным решением вопроса распределения себестоимости по двум основным видам продукции[1].

Термодинамические циклы. Как повысить КПД ТЭЦ на разных установках?

Теплоэнергетика подразумевает преобразование энергии химической связи в тепловую и электрическую. При этом, в зависимости от того, как мы организуем процесс перетекания одной энергии в другую, будут сильно меняться термодинамические характеристики.

Паро-турбинные установки. Цикл Ренкина

Самый массовый технологический процесс используемый в теплоэнергетике – паротурбинный цикл Ренкина – практическая интерпретация цикла Карно для водяного рабочего тела. 

Цикл Карно на влажном паре
Цикл Карно на влажном паре

В случае, если бы реализовывался бы цикл Карно, зона адиабатического расширения бы полностью находилась в зоне влажного пара. Практически это просто нецелесообразно, так как лопатки турбины становятся расходным материалом. Учитывая то, что турбиноагрегат составляет приличную долю от капитальных затрат (например, для пылеугольного блока 400 МВт, 17 МПа, 538/533 — 12 %[5]) — данный расклад недопустим. Для избежания губительного воздействия влажного пара на лопатки турбины применяется перегрев пара. 

Классический цикл Ренкина с перегревом пара
Перегрев пара. Линия х=1 обозначает фазовый переход. Т.е. за счет того, что пар был разогрет до большой температуры, он не конденсируется в капли, которые очень сильно стачивают лопатки.

Помимо прочего, за счет изобарного нагрева в котле можно избежать энергозатратного процесса сжатия воды.

Изменение начальных и конечных параметров пара

Помимо прочего, перегрев пара и повышение его начальных параметров также увеличивает и КПД ПТУ, за счет изменения теплоперепада. 

Безусловно, существуют ситуации, при которых повышение начальных параметров пара нецелесообразно. Примером могут послужить на атомные электростанции с водяным теплоносителем конструкции реактора ВВЭР: для того, чтобы перегреть рабочее тело во втором контуре, в первом, находящимся под давлением корпусе, придется повышать давление до совсем уж неразумных значений. Однако и там перегрев пара все-таки осуществляется, но промежуточный, о котором пойдет речь в третьем разделе. 

Цикл Ренкина с сепарацией и перегревом пара на АЭС
Цикл Ренкина для АЭС с сепарацией и перегревом пара

Энтальпия H=U(внутренняя энергия)+PV(произведения давления на объем). Дифференциал же равен:

dH=dU+PdV+VdP,  dQ=TdS=dU+PdV

Термический КПД цикла равен отношению полезной работы к подведенной теплоте. Так как в цикле Ренкина давление постоянное, а дифференциал энтальпий dH=TdS+VdP=TdS(т.к. VdP=0, при p=const),  значение подведенной теплоты является разностью энтальпий пара перед турбиной (h0) и питательной воды (hп.в.) : 

Qподведенная=h0 – hп.в.

Теплота же отводится в конденсаторе. В таком случае теплота отведенная от рабочего тела (давление постоянное) будет равно разности энтальпий перед и после конденсатора:

Qотведенная=hк – hп.в.

При этом, важно сделать ремарку, что мы считаем работу насоса пренебрежительно малой. Учитывая, что термический КПД ƞt=(Qподведенная – Qотведенная)/Qподведенная, подставляем полученные выражения и получаем конечную формулу термического КПД конденсационного цикла:

ƞt=(h0– hк)/(h0 – hп.в.)

Повышение начальной температуры пара всегда приводит к повышению КПД ПТУ. Однако, в связи с тем, что пар – агрессивная по отношению к лопаткам турбины среда, существует определенный технический предел повышения температуры, который ныне достигнут[6]. При повышении давления же КПД цикла Ренкина, до определенных температур, будет расти только до некоего предела:

Зависимость термического КПД идеального цикла Ренкина от начального давления при разных температурах.
Зависимость термического КПД идеального цикла Ренкина от начального давления при разных температурах.

До решения данной проблемы повышение КПД ПТУ невозможно. Более того, важен и вопрос экономической целесообразности дальнейшего развития в сторону повышения начальной температуры. Есть основания считать, что дальнейшее развитие паротурбинных установок будет идти в направлении оптимизации имеющихся конструкций (снижение теплопотерь). Однако, есть исследования и рабочие теплоэлектростанции с закритическими параметрами пара. 

Помимо прочего, еще одним способом повышения кпд является снижение конечных параметров пара (предельный кпд зависит от начальных и конечных параметров пара).

Данный метод также активно применяется в теплоэнергетике. Одной из технических его сложностей является пониженное давление. В процессе эксплуатации через зоны с пониженным давлением может проникать кислород и другие газы. Помимо прочего, конечные параметры пара не должны быть ниже определенных, при которых пар невозможно сконденсировать. Такие параметры определяются прежде всего температурой конденсатора (иными словами, температурой «снаружи»). С этим связано временное повышение КПД ПТУ в холодные времена года.

Для теплофикационных турбин повышение начальных параметров пара гораздо целесообразнее, так как важнейшей теплофикационных турбин – это удельная выработка электроэнергии на единицу отпущенного тепла[3]:

эв.п.=(h0– hт)/(hт – hт)

Где hт – энтальпия пара в теплофикационном отборе, hт – энтальпия конденсата отборного пара. Количество теплоты, отдаваемое в систему теплоснабжения отработавшим паром:

qт=hт – hт

Связана большая эффективность с тем, что hт и hт не меняются. В формуле КПД конденсационной турбины h0 находится и в числителе и в знаменателе.

Промежуточный перегрев пара

Если взглянуть на t,s-диаграмму, можно заметить, что на определенном этапе пар переходит точку росы. В случае, если перегреть пар еще раз, тем самым, приблизив эффективность к КПД цикла Карно.

После того, как пар в ходе адиабатического расширения теряет давление, его нельзя отправлять на прежнюю турбину, так как его давление ниже первичного пара. Здесь начинается вторая ступень — цилиндр среднего давления, ЦСД (а ступень работающая на первичном паре, соответственно, цилиндр высокого давления, ЦВД). Затем, соответственно, идет ЦСД. 

Промежуточный перегрев пара в цикле Ренкина. Цикл Ренкина.
Цикл Ренкина с Промежуточным перегревом пара

Перегрев пара может происходить как между ступенями, так и в них самих, с помощью отбора пара. Целесообразность перегрева выгоднее всего на конденсационных, а не на теплофикационных турбинах[1]. 

Регенеративный подогрев воды

Помимо принципиального метода повышения КПД имеются способы экономии теплоты. Один из методов – это регенеративный подогрев воды отработавшим паром. Благодаря тому, что температура передается через регенеративный подогреватель в начало цикла до конденсатора, экономится расход теплоты и увеличивается КПД без увеличения начальных параметров пара. Что важно для конструкции, так как согласно теореме Карно, максимально возможный КПД ПТУ определяется только начальными и конечными температурами рабочего тела, а агрессивность среды увеличивается с ростом температуры.

Помимо прочего, регенеративный подогрев можно совместить с деаэратором – агрегатом для избавления питательой воды от кислорода.  В частях пониженного давления в цикл может проникать кислород, от которого необходимо избавиться.

Сделать это можно с помощью пара. Согласно закону Генри, при кипении воды растворимость газов в ней стремится к нулю. В случае если с помощью регулируемого отбора изъять из турбины часть пара и направить его на деаэрацию, получится избежать коррозии от повышенного содержания кислорода. При этом, цикл не потеряет в теплоте.

Эффективость регенерации тепла

В случае произведения отбора пара удобно использовать коэффициент недовыработки мощности паром y. Его значение можно найти по формуле:

 y=(hот– hк)/(h0 – hк)

Где hот — энтальпия пара в отборе, hк— энтальпия пара поступающего в конденсатор, h0— энтальпия пара перед турбиной.

Однако, для более точных расчетов целесообразнее использовать коэффициент ценности тепла ζ, связывающий изменение расхода тепла на турбину (∆Qт) и изменения расхода тепла из отбора (Qот):
∆Qт= ζ Qот

Атмосферный деаэратор смешивающего типа
— бак; — выпуск питательной воды; 3 — водоуказательное стекло; 4 — манометр; 5,6 — тарелки; 7 — спуск воды в дренажный бак; 8 — регулятор подачи химочищенной воды; — охладитель пара; 10 — выпуск пара в атмосферу; 7 7, 75 — трубы; 72 — распределительное устройство; 13 — деаэраторная колонка; 74— парораспределитель; 76— впуск воды в гидравлический затвор; 77 — гидравлический затвор; 18 — переливная труба из гидрозатвора в данном случае роль предохранительного клапана, и термометром. В верхней части головки деаэратора размещается распределительное устройство 12, разделяющее поток воды на множество струй, распадающихся на отдельные капли. Капли падают на систему круговых 5 и кольцевых 6 перфорированных тарелок. Пространство между тарелками постоянно заполнено дождевой завесой из мелких капель воды. Греющий пар поступает в распределительное устройство 14 в нижней части головки и, поднимаясь вверх, пересекает потоки капель воды. Пар, конденсируясь на каплях, нагревает воду до температуры насыщения, что приводит к бурному выделению из нее растворенных газов, которые с небольшим количеством несконденси- ровавшегося пара направляются в охладитель выпара 9, где пар конденсируется, отдавая теплоту химочищенной воде. Воздух удаляется в атмосферу через патрубок 10, а конденсат удаляется в дренажный бак через патрубок 7. Деаэраторы оснащаются регуляторами уровня 8 и расхода пара на трубопроводе 15. В некоторых конструкциях деаэраторов для повышения степени очистки питательной воды используется барботирование воды в аккумуляторном баке паром, подаваемым в толщу воды через перфорированную трубу.

В случае отбора пара теряется теплота равная ∆Qт=Qот. Однако, при этом, экономится теплота в котле ∆Qкот=Qотƞкот. Итоговая экономия определяется по формуле:

∆Qэк=Qоткот-∆Qткот=Qотƞкот(1-ζ)

 ξ меняется в зависимости от ступени турбины, параметров пара. Обычно количество отборов колеблется от 7 до 10, так как большее количество будет приводить к меньшему энергетическому эффекту.

Влияние числа отборов на эффективность регенеративного подогрева. В пределе, с бесконечно большим числом отборов экономия характеризуется площадью закрашенной фигуры. Однако, на практике, на турбинах с самыми большими начальными параметрами пара количество отборов доходит до 10, далее добавление отборов не является целесообразным[6].
Влияние числа отборов на эффективность регенеративного подогрева. В пределе, с бесконечно большим числом отборов экономия характеризуется площадью фигуры под линией. Однако, на практике, на турбинах с самыми большими начальными параметрами пара количество отборов доходит до 10, далее добавление отборов не является целесообразным, так как повышение капитальных затрат не окупится экономией топлива за срок службы[6].

Экономайзер и подогрев питательной воды

Есть и еще один способ регенерации теплоты, не связанный, однако, с термодинамическими характеристиками цикла. Согласно второму закону термодинамики тепло не может спонтанно передаваться от более к менее нагретому телу. Вполне естественно, что в процессе нагрева и превращения воды в пар не вся тепловая энергия может перейти к рабочему телу. Помимо прочего, температура газов после выравнивания до температуры теплоносителя все еще слишком высока для того, чтобы отправлять их в дымовую трубу. 

Для того, чтобы не терять тепло, в заключительной части котлоагрегата находятся экономайзер – теплообменник в котором нагревается питательная вода, и воздухоподогреватель, в котором подогревается воздух направляемый в котел вместе с горючим (что повышает и эффективность реакции горения). 

За счет этого снижается температура уходящих газов и, в пределе, исключается необходимость разбавления оных воздухом во избежание разрушения дымовых труб.

Однако, эффективность экономайзера питательной воды снижается при применении регенеративного подогрева. Впрочем, несмотря на то, что эффективность экономайзера снижается, в целом регенеративный подогрев повышает эффективность цикла.

Теплофикация. Цикл Ренкина. В чем заключается эффективность ТЭЦ для ПТУ?

T,S-диаграмма. Цикл Ренкина. T,S-диаграмма цикла Ренкина. Цикл Ренкина с теплофикацией. T,S-диаграмма цикл Ренкина с теплофикацией.
T,S –диаграмма цикла Ренкина с теплофикационным отбором (4-5-6-7-8) и без (2-3-5-6-7-9)[3]

При цикле Ренкина для конденсационных турбин полезная работа представляет из себя площадь 2-3-5-6-7-9, а площадь 1-2-9-10 характеризует потери тепла. 

Гениальная идея человечества заключается в том, чтобы пустить остаточное тепло на отопление. При этом экономится топливо, которое в ином случае бы использовалось в котельной. В таком случае тепловая энергия затраченная на электрификацию представляет из себя площадь 4-5-6-7-8, а остаточная энергия (площадь 4-8-10-11) идет на подогрев воды для отопления.

КПД ГТУ. Эффективность газо-турбинной установки

Благодаря приближенности цикла Ренкина к циклу Карно, паровые ТЭС и ТЭЦ достаточно эффективны для своего перепада температур. Из-за невозможности приблизиться к идеальному циклу газовые турбины достаточно долгое время проигрывали по КПД ПТУ. Однако, со временем, в связи с появлением более устойчивых к перепадам температур материалов, получилось настолько увеличить разность температур на газовых турбинах, что последние стали конкурировать с комбинацией котел-паровая турбина по КПД. 

Цикл Брайтона. Цикл ГТУ.
На ГТУ используется цикл Братона.
Так как в теплоэнергетике газовые циклы чаще всего открытого типа, процесс 4-1 обычно отсутствует (на диаграммах, тем не менее, для удобства обозначается), отработавшее рабочее тело, дымовые газы, выпускается в атмосферу.

Классический вариант газового цикла — цикл Брайтона — далек от цикла Карно. Связано это с тем, что довольно технически сложно обеспечить изотерму и адиабату для газа. 

ГТУ используют цикл Брайтона. P,V-диаграмма
P,V-диаграмма цикла Брайтона. В процесс 1-2 – сжатие воздуха в компрессоре, 2-3 – сжигание газа, 3-4 – адиабатическое расширение, 4-1 — сброс теплоты.

Первый и самый очевидный способ сделать цикл более эффективным – это увеличить начальную температуру. Как уже было сказано, данный способ упирается в характеристики материалов. 

Второй метод увеличения КПД ГТУ подразумевает снижение конечных параметров газа. Сделать это можно с помощью увеличения начального давления. В таком случае при неизменной начальной температуре, термический КПД цикла увеличивается:

Эффективность ТЭЦ и КЭС. Разные термодинамические циклы, одинаковые принципы

Однако, несмотря на то, что термический КПД цикла увеличивается, увеличивается и доля работы затраченная на сжатие воздуха. 

При анализе эффективности ГТУ наряду с термическим КПД применяется коэффициент полезной работы φ, равный отношению полезной работы ко всей затраченной:

φ=lГТУ/lТ=(lТ-lК)/lТ

Где lТ – работа турбины, lК – работа компрессора

Зависимость термического КПД идеального цикла Ренкина от начального давления при разных температурах.
Зависимость термического КПД идеального цикла Ренкина от начального давления при разных температурах.

При обсуждении ПТУ подразумевалось что вся работа является полезной. Связано это прежде всего с тем, что компрессор в цикле Ренкина затрачивает пренебрежительно малое количество энергии. В случае с ГТУ же техническая работа (а именно так называется работа затраченная не на производство электроэнергии) обязательно должна учитываться.

Следуя за логикой рассказа читатель может предположить, что следующим способом увеличения КПД ГТУ будет регенерация теплоты. И будет прав, регенерация тепла действительно является очевиднейшим способом увеличить эффективность долю полезной работы на единицу тепла. Отработавшее рабочее тело (дымовые газы) все еще имеет достаточно большую температуру и часть его теплоты можно было бы вернуть в цикл (в то время, как без регенерации данный нагрев осуществлялся бы за счет сжигания топлива). 

Эффективность ТЭЦ и КЭС. Разные термодинамические циклы, одинаковые принципы
Теплота дымовых газов подогревает рабочее тело. Как следствие, мы не теряем так много теплоты вникуда.

Комбинируя первый и второй метод обеспечивается максимально ввысокий КПД ГТУ.

Еще одним действенным способом повышения эффективности является снижение потерь в компрессоре за счет приближения процессов сжатия и расширения к изотермическим. 

Эффективность ТЭЦ и КЭС. Разные термодинамические циклы, одинаковые принципы

Процесс сжатия идет ступенчато, с промежуточным охлаждением. Расширение же, в свою очередь, тоже ступенчато и представляет из себя череду адиабат и изобар. Сэкономленная теплота видна на p,v-диаграмме.

Эффективность ТЭЦ и КЭС. Разные термодинамические циклы, одинаковые принципы

Таким образом, за счет приближения цикла к параметрам цикла Карно, повышается КПД ГТУ без повышения наивысшей температуры. 

Однако, конструкции таких агрегатов, даже для своего КПД очень дороги. Для них требуется большое количество воды (в качестве теплоносителя), сложная система из нескольких цилиндров и дорогостоящее оборудование (прежде всего, теплообменники).

Проблема теплоносителя решается на парогазовых установках. Но вопросы компановки никуда не исчезают и являются важнейшей проблемой.

Теплофикация на ГТУ. В чем заключается эффективность ТЭЦ с ГТУ

Что касается теплофикации, то она также иногда применяется на ГТУ. Разумеется, при таком случае конечные параметры дымовых газов будут ограничены снизу. Температура будет зависеть от требований отопления. 

Конструктивно решаться это может по-разному, например, с помощью котла-утилизатора, через который пропускаются дымовые газы.

КПД ПГУ. Эффективность парогазовых электростанций

В точке 4 классического цикла Брайтона газ имеет большую температуру, которую, в случае, если цикл незамкнутый, просто напросто отправляют в атмосферу. Однако, в случае если проектируется крупная электростанция, встает вопрос о возможности дальнейшего использования теплоты.

Логическим продолжением является совмещение ПТУ и ГТУ – парогазовая установка. Теплота образующаяся в газовой турбине затрачивается для использования в цикле Ренкина. Соответственно, КПД ПГУ зависит от КПД каждого цикла. 

Эффективность ТЭЦ и КЭС. Разные термодинамические циклы, одинаковые принципы

Как и в случае теплофикации ГТУ, температура газов имеет определенное значение, требуемое для нагрева воды паровой установки до требуемых значений. Поэтому после совершения классического цикла Брайтона температура повторно повышается. 

Соответственно, есть возможность более полно использовать энергию за счет комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Эффективность ТЭЦ с ПГУ просто запредельна.

Конструктивно ПГУ представляет из себя газовую турбину и котел, в который отводится теплота. Обычно компановка представляет из себя две газовые турбины утилизирующих свое тепло в один котел.

Термодинамически парогазовые установки являются самыми эффективными среди современных тепловых двигателей. Пространство для повышения их КПД включается в себя все возможные способы для паротурбинных и газотурбинных установок и являются сложнейшей задачей. 

Помимо прочего, несмотря на запредельные показатели эффективности (КПД ПГУ — 50 + %), капитальные затраты делают ПГУ рентабельными только для высоких мощностей.

Послесловие

Несмотря на то, что теплоэлектростанции работающие по циклу Ренкина уступают по КПД ГТУ и ПГУ, они все еще являются важнейшей составляющей энергетической системы России и мира. Из-за этого и плохой экологической составляющей идет процесс замены электростанций работающих на паре, однако процесс этот будет долгим: тепло требуется потребителям, а на массовую замену всего парка не хватит никаких средств. В сети можно видеть разные прогнозы, в основном сходящиеся на том, что у данных агрегатов есть еще около 50-ти лет лидерства в генерации тепла и электричества. Я же не буду гадать на кофейной гуще и последую примеру специалистов атомной отрасли:

”В течение последних лет специалисты были очень осторожны в своих оценках тенденций развития ядерной энергетики, т.к. реальность упорно отказывалась следовать их прогнозам”

Н.Л. Чар и Б.Дж. Шик «Развитие ядерной энергетики: история и перспективы»

Есть как минимум один фактор, который может повлиять на изменение данной тенденции: Россия обладает огромными запасами углей, в том числе и хорошего качества. Более того, угли эти достаточно неглубокого залегания, ввиду чего цена добычи довольно невысока. Поэтому с некоторой долей вероятности можно сказать, что процесс замены парка будет медленным. Не исключено, что мы затянем вплоть до повальных аварий угрожающих работе всей энергосистемы. Работа в сторону увеличения энергетических, экологических и экономических показателей, а также увеличения срока службы паротурбинных установок будет вестись и дальше. 

Что касается перспективы российской теплоэнергетики: ГТУ и ПГУ, решительно не ясно, как именно сложится ситуация на рынке. Из-за достаточно высоких капитальных затрат парогазовые установки достаточно медленно занимают место паротурбинных. Газовые же двигаются очень и очень уверенно.

При этом, для энергетики важен не только и не столько КПД. Он лишь отображает эффективность использования топлива. Доля топливной составляющей может быть разной, а, значит, и на цену электроэнергии для потребителя улучшение энергетической эффективности будет влиять по-разному. Чем большая доля затрат за время жизни уходит на закупку и транспортировку топлива (а также на выбросы в атмосферу), тем выгоднее повышать КПД теплоэлектростанции. 

К примеру, в соседней отрасли – атомной энергетике – топливная составляющая при использовании открытого ядерного топливного цикла очень мала. В сумме со спецификой конструкций реакторов это определяет достаточно малый КПД ПТУ на водо-водяных реакторах (хотя иногда ведутся исследования по повышению начальных параметров).

Автор: К.А. Овчинников
Эксперт: А.А.Федотов

Источники:
  1. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2019 году // Системный оператор Единой Энергетической Системы России 
  2. Сухарева Е.В. Методы распределения затрат при формировании себестоимости энерги на ТЭЦ // ТДР. 2015. №2. 
  3. Б.В. Сазанов Тепловые электрические станции // “Энергия”, Москва, 1974
  4. В.А. Кирилиллин, В.В. Сычев, А.Е. Шейндлин "Техническая термодинамика" // М.: Издательство МЭИ, 2008 г.
  5. П.А. Кругликов Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС // Северо-западный заочный государственный технический университет. Санкт-Петербург. 2003 г.
  6. В.В. САХИН УСТРОЙСТВО И ДЕЙСТВИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК. Книга 1. ПОРШНЕВЫЕ МАШИНЫ. ПАРОВЫЕ ТУРБИНЫ Учебное пособие // Министерство образования и науки Российской Федерации Балтийский государственный технический университет «Военмех» Санкт-Петербург 2015
  7. В.В.Шапошников Лекции по предмету «Турбины ТЭС и АЭС». Паротурбинные установки // Кубанский государственный технологический университет 
  8. В.А. Кириллин, В.В. Сычев, А.Е. Шейндлин
    "Техническая термодинамика" // М.: Издательство МЭИ, 2008 г.
  9. М.М. Ковалевский Стационарные ГТУ открытого цикла // Москва. «Машиностроение». 1979 г.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *