Экологические проблемы эксплуатации АЭС


Станции тепло и энергоснабжения

Цикл ГТУ.

В открытой схеме выбрасываемые газы имеют высокий тепловой потенциал.

Методы повышения КПД ГТУ.1) Использование теплоты уходящих газов.Регенеративный подогрев сжатого воздуха продуктами сгорания ГТ.

Промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре.

Условия отпуска теплоты от газотурбинной ТЭЦ имеют следующие особенности: Продолжительность сгорания на выходе из ГТУ составляют t=400-500°С,то достаточно для нагрева теплоносителей, в т.ч. пару, для отпуска тепловой энергии внешним потребителям.

Пиковые тепловые нагрузки могут покрываться за счет форсирования подтопки сетевого подогревателя, следовательно отпадает необходимость в ПВК.

Снижение расхода топлива в ПГУ за счет снижения удельного расхода дымовых газов.

Газотурбинные тепловые станции (ГТУ).

Область применения:

1) Для выработки электрической и тепловой энергии.

2) Транспортные (двигатели самолетов, судов, железнодорожных локомотивов, танков).

3) Приводные ГТУ: для привода мощных нагнетателей воздуха (компрессоры, воздуходувки, насосы, на газоперекачке).

4) Энерготехнологические ГТУ: используются в технологических схемах крупных предприятий для приводов компрессоров, обеспечивающих рабочий процесс и работающих за счет расширения газов, образующихся в сомом технологическом процессе.

ПТУ - сложнее и дороже

ГТУ – маневреннее, быстрее пуск. Пуск ГТУ осуществляется за несколько минут, паросиловой установки – до нескольких часов).

1. ГТУ используют для снятия пиковых нагрузок (КПД низкий).

2. Благодаря низкой стоимости на газ, в последнее время повышен интерес у конечных потребителей энергии к созданию ГТУ (собственных) для обеспечения предприятий энергоресурсами.

3. Использование ГТУ (замкнутых), работающих в паре с атомными реакторами (для охлаждения применяют гелий).

Принципиальная схема ГТУ.

Расчеты многих организаций, проведенные без согласования исходных данных, и в нашей стране и за рубежом показывают, что без радикального изменения соотношения цен между природным газом и углем, сложившегося сейчас за рубежом (газ на единицу тепла примерно вдвое дороже угля), современные ПГУ сохраняют конкурентные преимущества перед угольными энергоблоками. Чтобы это положение изменилось, соотношение этих цен должно увеличиться до ~ 4. Интересный прогноз развития технологий сделан в [13]. Из него видно, например, что применение мазутных паровых энергоблоков прогнозируется до 2025 г., а газовых - до 2035 г.; использование ПГУ с газификацией угля - с 2025 г., а топливных элементов на газе - с 2035 г.; ПГУ на природном газе будут применяться и после 2100 г., выделение СО2 начнется на них после 2025 г., а на ПГУ с газификацией угля после 2055 г. При всех неопределенностях таких прогнозов они обращают внимание на существо долговременных энергетических проблем и возможные пути их решения.

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).[1]
Природоохранные технологии на АЭС