Электрический кпд электростанции: Что такое КПД? Электростанции — ТАСС

Основные составляющие абсолютного КПД электростанции



­Коэффициент полезного действия электростанции по производству электроэнергии зависит от КПД основных элементов — турбо-установки и парового котла, а также соединяющих их трубопроводов пара и воды.

Таким образом, КПД электростанции (энергоблока) зависит непосредственно от КПД турбоустановки, парового котла и трубопроводов. Наибольшее влияние на КПД электростанции оказывает КПД турбоустановки, учитывающий основную потерю теплоты в цикле производства электроэнергии — потерю в холодном источнике QK, достигающую 45—50% затрачиваемой теплоты. Остальные потери теплоты на электростанции значительно меньше (0 = 6ч 12°/0, QTp = =1-2%). КПД электростанции определяется в основном значениями КПД турбоустановки т)аТу и парового котла т)п.к.
Электрическая мощность турбоагрегата N3 получается как результат преобразования энергии пара в ряде последовательнных этапов в соответствующих элементах оборудования. Эти этапы характеризуются своей мощностью и своим КПД. Электрическая мощность N3 связана с механической эффективной мощностью на муфте между турбиной и генератором Ne соотношением Ns—Ner)r= = Ne—NT.
Электрический КПД генератора т)г учитывает потери мощности генератора Nr. Эффективная мощность турбины связана с ее внутренней мощностью Ni:
где т]м — механический КПД турбины, учитывающий потери трения в опорных и упорных подшипниках, расход энергии в системах регулирования и смазки турбины vVM.
Здесь тдр=ЯаЯа —коэффициент дросселирования пара в стопорных и регулирующих клапанах турбины; при номинальной нагрузке турбины теплоперепад пара после дросселирования Н и т]др определяются из условия р’0, где р0 и р’о — давление пара перед клапанами и после них; т]0г=Я,Яа — внутренний относительный КПД проточной части турбины с учетом потерь с выходной скоростью пара последней ступени.

Значение КПД tfiy определяется в основном значением термического КПД исходного термодинамического цикла. Значения v)t удается повысить, применяя высокие начальные параметры пара и регенеративный подогрев конденсата турбины.
Коэффициенты полезного действия т]ату и t]t — абсолютные, они характеризуют использование теплоты при преобразовании ее в работу в цикле и учитывают потерю теплоты в холодном источнике (в конденсаторе турбины).


Получаем развернутое выражение (структуру) КПД электростанции по производству электроэнергии в зависимости от термического КПД цикла и относительных КПД элементов оборудования.

Выше приведены численные значения относительных КПД для полной (номинальной) или экономичной мощности электростанции. При неполных, частичных нагрузках значения КПД уменьшаются.


При осуществлении технологического процесса преобразования энергии внутри электростанции (подготовка топлива, подача котельного воздуха, отвод дымовых газов кот-, лов, подача питательной воды, конденсата и охлаждающей воды конденсаторов и др.), расходуется часть выработанной энергии эс. н в размере 4—6% (эс.н— доля собственного расхода электроэнергии, или около 1,5—2,5% затрачиваемой теплоты топлива).­

предыдущая новость

следующая новость

Cписок

Архив новостей




Российские ученые смогли повысить КПД ветровых электростанций до 40% благодаря новому алгоритму

2 мин

…

Новый алгоритм позволяет снизить колебания токов статора и ротора, которые вызываются падением напряжения.


Москва, 17 апр — ИА Neftegaz.RU. Российские ученые разработали алгоритм, который позволяет повысить коэффициент полезного действия (КПД) ветровых электростанций, что может значительно повысить рентабельность ветровых установок.


Об этом сообщила пресс-служба проекта «5-100» со ссылкой на статью в научном журнале IEEE Transactions on Power Electronics.


Новый алгоритм позволяет снизить колебания токов статора и ротора, которые вызываются падением напряжения.


Они могут быть значительно уменьшены, но при этом останутся в заданных пределах безопасности.


При этом внедрение нового ПО не требует замены контроллеров.


Разработчики программы полагают, что благодаря этому ветроэнергетика станет рентабельной для тех регионов мира, где ветры дуют непостоянно или с малой силой.


Один из авторов исследования, профессор Южно-Уральского государственного университета в Челябинске Е. Соломин, отметил, что для совершенствования работы ветровых установок, помимо разработки нового ПО также важно совершенствовать устройство самих турбин и различных электрических компонентов энергоустановок.


Обычно ветряные станции ставят только там, где постоянно дуют ветра, потому как в остальных регионах установка будет стоить больше, чем станция позволит сэкономить.


Ветер — один из самых чистых источников энергии, однако станции необходимо модернизировать, разрабатывать новые решения, чтобы технология была также экономически выгодной. Выгоднее, чем, например, ТЭС.


Одна из самых актуальных проблем ветряных установок — низкая стойкость к резким скачкам и просадкам в напряжении и силе тока.


Дело в том, что турбина ветряков устроена таким образом, что она может реагировать на резкие изменения в скорости ветра, при необходимости ускоряя свое движение или замедляя его, а для этого ее ротор и статор собраны так, что они постоянно нуждаются в притоке электричества из электросети.


Из-за резких просадок в напряжении работа турбины нарушается, иногда она даже останавливается, в результате чего КПД ветряка падает.


Инженеры придумали встраивать в ротор шунтирующие вентили, которые сглаживают подобные скачки напряжений и силы тока.


Однако это в итоге усложняет производство, а значит, повышает стоимость электроэнергии ветра.


Эффективность тоже падает.


Российские ученые смогли найти решение проблемы в программном обеспечении.


Они предложили менять напряжение, которое поступает в другой важный ее компонент, статор.


Эти манипуляции можно проводить программным путем, не меняя конструкцию турбин.


Первые тесты показали, что алгоритм повышает КПД экспериментального лабораторного ветряка мощностью в 5,5 киловатт на 15-40%.


Аналогичных результатов ученые добились, создав компьютерную модель промышленной ветровой турбины мощностью в 1,6 МВт.


Это исследование поможет сделать ветровую энергетику более выгодной, а также позволит ей стать экономически рентабельной на территории России и других регионов мира, где ветра относительно слабы или дуют непостоянно.

Автор: А. Шевченко

Источник : Neftegaz.RU

#вэу
#ветряная электростанция
#ученые
#кпд
#виэ
#алгоритм

КПД электростанций разных типов

«Энергия не может быть ни создана, ни уничтожена» Первый закон термодинамики…. Майер.

Электростанции, работающие на угле

На долю угля приходится почти 41 % мирового производства электроэнергии. Угольные электростанции работают по модифицированному термодинамическому циклу Ренкина. КПД определяется параметрами этого термодинамического цикла. Общий КПД угольной электростанции колеблется от 32 % до 42 %. Это в основном диктуется температурами пара перегрева и промежуточного нагрева, а также давлением перегрева. Большинство крупных электростанций работают при давлении пара 170 бар и температурах перегрева 570 °C и промежуточного нагрева 570 °C. КПД этих установок колеблется от 35 % до 38 %. Сверхкритические электростанции, работающие при 220 бар и температуре 600/600 °C, могут достигать КПД 42 %. Электростанции со сверхкритическим давлением при 300 бар и 600/600 °C могут достигать КПД в диапазоне от 45% до 48%.

Электростанции, работающие на природном газе

На электростанции, работающие на природном газе (включая СПГ), приходится почти 20 % мирового производства электроэнергии. Эти электростанции используют газовые турбины или комбинированные циклы на основе газовых турбин. Газовые турбины в режиме простого цикла, только работающие газовые турбины, имеют КПД от 32 % до 38 %. Наиболее важным параметром, определяющим эффективность, является максимально возможная температура газа. Новейшие газовые турбины с технологическими достижениями в области материалов и аэродинамики имеют КПД до 38 %. В режиме комбинированного цикла новые газовые турбины класса «Н» с парогенератором тройного давления и паровой турбиной могут работать с КПД 60 % в условиях ISO. Это, безусловно, самый высокий КПД в области тепловой энергетики.

Возобновляемые источники энергии

Гидротурбины, самые старые и наиболее часто используемые возобновляемые источники энергии, имеют самый высокий КПД среди всех процессов преобразования энергии. Потенциальный напор воды находится рядом с турбиной, поэтому потерь при преобразовании энергии нет, только механические потери и потери в меди в турбине и генераторе и потери в хвостовой части. КПД находится в пределах 85-90%. Ветряные турбины имеют общий КПД преобразования от 30 % до 45 %. Эти два возобновляемых источника, хотя и эффективны, зависят от доступности источника энергии. Солнечные тепловые системы могут достигать КПД до 20 %. Движущийся путь солнца и погодные условия резко изменяют падающее солнечное излучение. Эффективность в годовом исчислении, около 12 %, значительно меньше, чем в дневном. Геотермальные системы, с другой стороны, также используют цикл Ренкина с температурой пара в точке насыщения. Поскольку других потерь при преобразовании нет, эта установка может достигать КПД в диапазоне 35 %.

Атомная

Эффективность атомных станций немного отличается. На стороне паровой турбины используется термодинамический цикл Ренкина с температурой пара в условиях насыщения. Это дает более низкую эффективность теплового цикла, чем у высокотемпературных угольных электростанций. Эффективность термического цикла находится в диапазоне 38 %. Поскольку скорость выделения энергии при делении ядер чрезвычайно высока, энергия, передаваемая пару, составляет очень небольшой процент — всего около 0,7 %. Таким образом, общий КПД установки составляет всего около 0,27 %. Но эффективность использования топлива на атомных электростанциях не учитывается; доступность топлива и радиационные потери занимают центральное место

Дизельные двигатели

Дизельные двигатели, промышленные двигатели большой мощности, обеспечивающие КПД в диапазоне 35–42 %.

Энергетическая промышленность пытается повысить эффективность преобразования электростанций, чтобы максимизировать выработку электроэнергии и снизить воздействие на окружающую среду.

Эффективность производства и распределения электроэнергии

 

 

Цепочка поставок энергии

Большая часть энергии, содержащейся в доступных источниках энергии, тратится впустую из-за неэффективности процессов преобразования и распределения энергии. Если рассматривать бытовое электрическое освещение в качестве типичного примера, менее 1% энергии, потребляемой для обеспечения электричества, в конечном итоге преобразуется в световую энергию. Остальные 99% тратятся впустую в цепочке поставок. При использовании обычной электростанции, работающей на ископаемом топливе, потери накапливаются следующим образом:

  • 10 % энергии топлива теряется при сгорании, и только 90 % теплотворной способности передается пару.
  • Эффективность паровой турбины при преобразовании содержащейся в паре энергии в механическую энергию ограничена примерно 40%. (Закон эффективности Карно)
  • Роторный электрический генератор очень эффективен по сравнению с ним. КПД преобразования большой машины может достигать 98% или 99%.
  • Передача электроэнергии по распределительной сети между электростанцией и потребителем приводит к потерям при распределении в размере 10%, в основном из-за сопротивления электрических кабелей.
  • Дополнительные потери энергии из-за эффективности преобразования энергии устройства конечного пользователя. Лампы накаливания особенно неэффективны, так как преобразуют только 2% электроэнергии в свет.

Подробнее потери рассматриваются ниже.

 

Повышение эффективности

КПД электростанции η определяется как отношение между полезной выработкой электроэнергии от генерирующей установки в определенное время и энергетической ценностью источника энергии, подаваемой на установку в 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 старых электростанций.

 

Эффективность снижается еще больше, если для питания установки используется топливо с более низким содержанием энергии, такое как биомасса.

 

Сравнение эффективности

В таблице ниже показана теоретическая эффективность преобразования различных источников энергии различными способами в полезную электрическую энергию.

Источник — Евроэлектрик

 

См. также затраты на электроэнергию

 

Эффективность использования завода

На практике установки по выработке электроэнергии редко обеспечивают свою теоретическую мощность на постоянной основе из-за колебаний спроса и необходимости время от времени отключать оборудование для проведения планового технического обслуживания или аварийного ремонта. Следующие факторы используются для определения эффективности генерирующей компании в управлении ее генерирующей мощностью.

 

Коэффициент емкости:

Коэффициент мощности является мерой операционной эффективности, которая указывает на способность генерирующей установки работать на полную мощность. Это просто фактическая выходная мощность генератора за данный период, деленная на теоретическую выходную мощность, если машина работала на полной номинальной выходной мощности в течение того же периода. Косвенно это показатель надежности снабжения.

 

Коэффициент мощности обычной атомной или угольной электростанции находится под контролем руководства и может превышать 80 %, тогда как коэффициент мощности ветряных генераторов или солнечных электростанций зависит от элементов и обычно составляет менее 40 %, при этом 25 % не быть необычным. Это означает, что ветряная турбина мощностью 1000 кВт в лучшем случае будет производить столько же энергии в год, сколько 500 кВт угольной электростанции, а возможно, и намного меньше.

 

Коэффициент нагрузки

Коэффициент загрузки — это мера загрузки предприятия, которая показывает, насколько эффективно мощность предприятия соответствует пиковому спросу потребителей. Это отношение средней нагрузки к пиковой за определенный промежуток времени. Плохой коэффициент загрузки означает неэффективное использование оборудования и капитала.

 

Базовая нагрузка

Различные типы генераторов работают с диапазоном запланированных коэффициентов нагрузки, определяемых политикой генерирующих компаний. Обычно высокоэффективные станции рассчитаны на обеспечение базовой нагрузки сети и, следовательно, они работают с очень высоким коэффициентом нагрузки.

 

В Великобритании в 2004 году коэффициент нагрузки угольных электростанций составлял около 62 %, газовых электростанций — 60 %, атомных электростанций — 71 %, гидроэлектростанций — 37 % и гидроаккумулирующих гидроэлектростанций — 10 %. За тот же период общий средний коэффициент нагрузки для всей электросети Великобритании составил около 55 процентов.

Источник: Сборник энергетической статистики Великобритании (DUKES) за 2005 г.

 

Пиковые нагрузки

Схемы нагрузки

более подробно рассматриваются на странице «Потребность в электроэнергии», а в разделе «Согласование нагрузки» приводятся варианты обеспечения пиковых нагрузок. Генерирующие станции, обеспечивающие пиковые нагрузки, обычно имеют очень низкий коэффициент нагрузки, поэтому для этой цели часто используются более старые и менее эффективные станции.

 

Маржа завода:

Использование электрической сети и генерирующих станций в ней будет преднамеренно ниже полной мощности, чтобы обеспечить надежность поставок, даже когда какая-либо генерирующая станция не работает или в случае непредвиденных пиков потребительского спроса.

Запланированная избыточная мощность называется пределом установки.

Заводская маржа является показателем надежности поставок. Это величина, на которую установленная генерирующая мощность превышает прогнозируемый пиковый спрос, и выражается в процентах. Запас станции не менее 20% считается необходимым, чтобы избежать отключений электроэнергии и потенциальной перегрузки электросети. Таким образом, высокая маржа установки приводит к низкому коэффициенту загрузки.

 

Эффективность распределения электроэнергии

Факторы потерь при распределении (DLF)

Сопротивление кабелей, проводящих ток между генерирующей установкой и помещением конечного пользователя, вызывает дополнительные потери эффективности из-за джоулевого нагрева (I 2 R Потери) соединительных силовых кабелей. Есть два основных фактора влияния.

  • Местоположение

    • Сопротивление кабелей увеличивается с расстоянием, так что потери обычно составляют 5 % для городских районов, близких к источнику питания, и от 10 до 20 % для удаленных сельских районов. Общий средний показатель для США составляет от 7% до 8%.

  • Напряжение

    • Поскольку джоулевы тепловые потери пропорциональны квадрату силы тока, потери при распределении можно уменьшить, передавая мощность с как можно более низким током, используя более высокие напряжения передачи. Верхний предел напряжения устанавливается пробоем воздушной изоляции между силовыми кабелями и землей или, что более вероятно, через изоляторы, подвешивающие кабели к опорам (опорам) ЛЭП.

    В системах электропередачи высокого напряжения также имеются 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 гистерезис и потери на вихревые токи в сердечниках трансформаторов.

 

Эффективность использования энергии

В следующем примере показана неэффективность преобразования первичной энергии в полезный световой поток. Типичная лампа накаливания мощностью 60 Вт дает световой поток 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 Дж в секунду мощности излучаемого света, а эффективность преобразования составляет 2,25%. Остальная часть приложенной электрической энергии теряется в виде тепла. Принимая во внимание типичный КПД электростанции 35% и тепловые потери в распределительной сети 10% Джоулей, КПД преобразования первичной энергии в световую составляет всего 0,7%

 

 

Для сравнения, компактная люминесцентная лампа (КЛЛ) производит от 50 до 60 люмен на ватт. Используя люминесцентные лампы, а не лампы накаливания, потребляемая мощность ламп может быть снижена с 60 Вт до 15 Вт при той же светоотдаче. Потребитель экономит скромные 45 Дж в секунду, но соответствующее потребление основной энергии снижается на целых 141 Дж в секунду.

 

Здесь стоит заработать шесть очков:

  • Использование ламп накаливания — очень неэффективный способ освещения.
  • Для питания 60-ваттной лампы накаливания в течение одного года требуется от 200 до 300 кг угля хорошего качества.
  • Учитывая, что сегодня в мире используются миллиарды ламп накаливания, огромное количество энергии тратится впустую на освещение.
  • Доступны альтернативные варианты энергосбережения.
  • Энергосберегающие приборы не только экономят деньги потребителей, экономия энергии усиливается по мере того, как вы проходите обратно по цепочке поставок.
    Электрический кпд электростанции: Что такое КПД? Электростанции — ТАСС