авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ЭНЕРГИЯ И ЧЕЛОВЕК

СБОРНИК ТРУДОВ

Международной молодежной научной школы

28-29 октября 2011 г.

Томск 2011 1 УДК 620.9(063) ББК 31 ло Э652 Э65 Энергия и человек: сборник трудов Международной молодежной научной школы / под ред. Г.В. Кузнецова, А.В. Захаревича, В.И. Максимова, Т.А. Нагорновой;

Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 289 с.

ISBN 978-5-98298-984-0 Сборник содержит труды Международной молодежной научной школы «Энергия и человек», посвященной фундаментальным и прикладным пробле мам современной энергетики. Материалы отражают аспекты консолидации возможностей и усилий научно-инженерного сообщества на инновационном направлении в решении энергетических проблем и технологий энергетическо го производства. Особое внимание уделено вопросам энергосбережения и эф фективности технологий сжигания органического топлива, надежности и без опасности технологических систем теплоэнергетики. Рассмотрены вопросы технологии мониторинга взаимодействия объектов энергетики с окружающей средой, технологии переработки и утилизации техногенных отходов, а также энергосберегающие технологии транспортировки, распределения и потребле ния тепловой энергии.

Предназначен для научных работников, аспирантов и специалистов, ра ботающих в области энергетики, а также для студентов вузов энергетического профиля.

УДК 620.9(063) ББК 31 ло Редакционная коллегия Г.В. Кузнецов, доктор физико-математических наук, профессор ТПУ;

В.И. Максимов, кандидат технических наук, доцент ТПУ;

А.В. Захаревич, кандидат физико-математических наук, ст.преп. ТПУ;

Т.А. Нагорнова, кандидат технических наук, ст.преп. ТПУ.

Научная школа организована и проведена при финансовой поддержке федераль ной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновацион ной России» на 2009-2013 годы ГК№ 14.741.12. © ФГБОУ ВПО НИ ТПУ, ISBN 978-5-98298-984- СЕКЦИЯ 1. АТОМНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ СТАНЦИИ УДК 621. ВОЗМОЖНОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В РЕШЕНИИ ПРОБЛЕМЫ ЭРОЗИОННО КОРРОЗИОННОГО ИЗНОСА СИСТЕМ АЭС Ташлыков О.Л., к.т.н., Климова В.А., Абрамов С.О., магистрант Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н.Ельцина, г. Екатеринбург, Россия E-mail: oleg_lt@rambler.ru;

stason_abramoff@mail.ru Эрозионно-коррозионный износ (ЭКИ) под действием влажно па ровой среды является наиболее распространенным механизмом повре ждения оборудования и трубопроводов, изготовленных из сталей пер литного класса, и одной из актуальных проблем эксплуатации АЭС.

В трубопроводах с насыщенным паром основной поток состоит из несущего потока пара и капель воды. В процессе бомбардировки мате риала стенки трубопровода частицами влаги происходит ее механиче ское разрушение, которое и определяет каплеударную эрозию. Наибо лее заметно каплеударная эрозия проявляется в местах поворотов тру бопроводов, в частности, в коленах и Т-образных соединениях, а также при наличии различных выступов. В результате происходит локальное утонение стенок трубопровода, приводящее к уменьшению остаточного ресурса его эксплуатации, а в некоторых случаях к разрушению стенки.

Процесс эрозионно-коррозионного износа является мало предска зуемым, и, как показала практика последних лет, борьба с ним требует значительных сил и средств. Рассмотрим в качестве примера наруше ния, связанные с разрывом корпуса подогревателя низкого давления (ПНД) на АЭС с реактором РБМК-1000. В 2006 году на энергоблоке № Смоленской АЭС при работе на номинальной мощности произошли два события, обусловленные разрушением основного металла внешних ко жухов корпусов ПНД. Последствием этого явилось снижение нагрузки энергоблока до 50% от номинальной в результате отключения персона лом одного из двух турбогенераторов. Повреждение основного металла внешних кожухов корпусов ПНД происходило в одном месте, на рас стоянии примерно 1000 мм слева от места присоединения паровпускно го трубопровода к корпусу подогревателя. Характер повреждения – эро зионный размыв внутренней поверхности основного металла кожуха с образованием сквозных отверстий (рис. 1) [1].

Рис. 1. Места повреждения в подогревателе низкого давления Для решения проблемы эрозионно-коррозионного износа исполь зуют несколько способов, например, упрочняют поверхность металла, применяют специальный водно-химический режим, точечный контроль толщины металла.

Распространенный в настоящее время точечный контроль толщины металла имеет ряд недостатков: требуется предварительная зачистка поверхности, дискретность контроля не позволяет получить общую кар тину износа металла и гарантированно выявить локальные зоны макси мального утонения, не решена проблема учета влияния плотных корро зионных отложений на внутренней стенке.

Таким образом, обеспечение надежной и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов АЭС за счет минимизации разрушающе го воздействия эрозионно-коррозионного износа остается одним из ак туальных вопросов в атомной энергетике. Из рассмотренных способов минимизации влияния эрозионно-коррозионного износа на надежность и эффективность работы АЭС особо можно выделить уменьшение воз действия влажно-паровой среды на стенки трубопроводов и оборудова ния атомной станции.

В специальной программе, принятой в ОАО «Концерн Росэнерго атом», намечен рад направлений по решению проблемы ЭКИ, в том числе разработка научно-теоретических и методологических основ для построения физико-математических моделей прогнозирования динами ки эрозионно-коррозионного износа.

Представленная работа посвящена минимизации разрушающего воздействия влажнопарового потока на стенки оборудования и трубо проводов. В основе лежит расчетный метод компьютерного моделиро вания гидродинамических характеристик потока с целью определения областей повышенного эрозионно-коррозионного разрушения стенок трубопроводов и оборудования.

Для анализа гидродинамических характеристик используется стан дартный пакет трехмерного моделирования SolidWorks и интегрирован ный в него пакет моделирования гидродинамики и теплообмена CosmosFloWorks, использующий систему уравнений Навье – Стокса [2].

В ходе моделирования было рассмотрено течение греющего пара в пространстве между корпусом ПНД и обечайкой в области расположе ния патрубка входа греющего пара. Геометрические размеры модели соответствуют подогревателю низкого давления ПНД-1700, применяе мому на АЭС с реактором РБМК-1000.

Влажный пар с температурой 160°С и давлением 0,6 МПа поступа ет во входной патрубок. Средняя скорость пара на входе в патрубок со ставляет 30 м/с. При моделировании течение принято изотермическим;

трубная доска и трубки не включены в расчетную область.

Для оценки разработанной компьютерной модели был проведен верификационный расчет на основании эксплуатационных и конструк торских параметров подогревателя низкого давления Смоленской АЭС на момент повреждения корпуса. Результаты расчета показывают сов падение места разрушения корпуса ПНД (рис. 2, а и в) и участка наибольшего воздействия потока (рис. 2, б), определенного в результате компьютерного моделирования.

а) б) в) Рис. 2. Результаты верификации:

а – место повреждения металла на схеме подогревателя низкого давления (ПНД);

б – компьютерная модель ПНД;

в – фото места разрыва ПНД Следовательно, постановка задачи проведена корректно, и компью терную модель можно использовать для оптимизации конструкции по догревателя низкого давления. Дальнейшая работа заключалась в разра ботке и исследовании вариантов вставок, которые могли бы являться конфигураторами потока пара. Вставки были расположены в области обечайки напротив входного патрубка.

На рис. 3 представлены смоделированные режимы движения пото ка среды в подогревателе низкого давления с применением одной из двух перспективных вставок.

Как показали результаты компьютерного моделирования, примене ние вставок обеспечивает спрямление потока и минимизируют его раз рушающее воздействие на стенки подогревателя низкого давления.

Рис. 3. Траектории движения потока в ПНД с применением вставки № Выводы:

Разработанная компьютерная модель позволяет снизить разруша ющее воздействие потока на стенки трубопроводов и оборудования и тем самым увеличить их ресурс.

Результаты компьютерного моделирования позволяют выявить наиболее вероятные места повышенного износа металла, что по вышает эффективность точечного контроля за счет его адресного применения.

Метод компьютерного моделирования является универсальным и может применяться для различных видов трубопроводов и обору дования АЭС.

Список литературы Левчук В.И. Опыт Центра материаловедения и ресурса в области оценки 1.

состояния металла оборудования АЭС // Проблемы оборудования, рабо тающего в условиях двухфазного потока: материалы семинара Москов ского центра ВАО АЭС, 26-28 февраля, 2007 г. Смоленская АЭС. Десно горск, 2007.

2. CosmosFloWorks 2006 Fundamentals. Structural Research and Analysis Cor poration, USA, 2006.

УДК 621. ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ЦИКЛОВ НАСЫЩЕННОГО ПАРА ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК АЭС С.И. Бондарь Томский Политехнический Университет, г. Томск E-mail: svetikbondar@yandex.ru Паротурбинные установки насыщенного пара широко используется в составе энергоблоков АЭС типа ВВЭР в нашей стране и за рубежом (энергоблоки PWR). Экономичность любого энергоблока двухконтур ной АЭС, к каковым относятся энергоблоки указанного типа, в самом общем случае оценивается с помощью КПД по выработке электроэнер гии c 1 2 1 2 t oi, где р, пг – КПД реактора и парогенератора, учитывающие поте ри тепла в окружающую среду, с продувкой и т.п.;

тр1, тр 2 – КПД трубопроводов 1-го и 2-го контура, учитывающие потери тепла в окру жающую среду через изоляцию;

ту – КПД турбоустановки;

– элек тромеханический КПД турбоагрегата;

t – термический КПД цикла па ротурбинной установки;

oi - относительный внутренний КПД турбины.

Из перечисленных выше КПД только два (термический и относи тельный внутренний) существенно отличаются от единицы. Поэтому поиск путей и методов повышения экономичности АЭС связано в первую очередь с исследованием факторов, определяющих уровень зна чений указанных КПД термического t и внутреннего oi или их про изведения абсолютного внутреннего коэффициента полезного действия турбоустановки i.

В ряде работ исследования по установлению влияния на тепловую экономичность начального po и конечного pк и разделительного p разд давления уже проводились и их результаты подробно изложены в [1-4].

В данной работе сделан упор на оценки степени влияния другой группы факторов, часто рассматриваемых как второстепенные, а именно:

потери давления pспп в системе ресиверы-СПП;

Для проведения соответствующих расчетов составлена программа «ZIKL», с помощью которой были проведены многовариантные расче ты тепловой экономичности элементарной (без регенерации) тепловой схемы паротурбинной установки насыщенного пара:

с внешней сепарацией и одноступенчатым промперегревом;

На рис.1 показан фрагмент скриншота экрана, содержащего изоб ражение расчетной схемы.

Рис.1. Принципиальная схема рассчитываемой паротурбинной установки В расчетах принимались неизменными следующие параметры:

начальное давление пара po 6,5 МПа;

конечное давление pк 0,003 МПа;

разделительное давление p p 1,31 МПа;

Варьируемые в расчетах факторы изменялись в следующих преде лах:

потери давления в системе СПП pспп 0..20 %;

давление греющего пара, подаваемого на первую ступень промпе регрева pq 0,1..5 МПа;

Результаты вариантных расчетов абсолютного внутреннего КПД представлены на рисунках.

Из рис. 2 видно, что потери давления в системе ресиверы-СПП влияют на абсолютный внутренний КПД меньше, чем в предыдущих случаях. На каждые 5% увеличения потерь давления в системе ресиве ры-СПП абсолютный внутренний КПД падает приблизительно на 0,1 % (абс).

Из рис. 3 видно, что с увеличением разделительного давления вли яние потерь давления в системе ресиверы-СПП на абсолютный внут ренний КПД существенно снижаются (кривые на рис. сходятся в одну точку при разделительном давления 5 МПа).

Рис. 2. Зависимость абсолютного внутреннего КПД турбоустановки с одно кратной внешней сепарацией и одноступенчатым ПП от потерь давления в системе ресиверы-СПП Рис. 3. Зависимость абсолютного внутреннего КПД i от изменения разде лительного давления p p для схемы с однократной сепарацией и одноступен чатым промперегревом при разных потерях давления в системе ресиверы СПП Результаты расчетных исследований степени влияния температур ных напоров в пароперегревателях на абсолютный внутренний КПД приведены на рис.4.

Из рис. видно, что с увеличением разделительного давления влия ние недогревов в пароперегревателях на абсолютный внутренний КПД существенно растет (кривые на рис.4 расходятся при изменении разде лительного давления от 0,45 до 5 МПа). Максимальная разница в КПД достигает 1% на каждые 5С изменения недогрева.

Рис. 4. Зависимость абсолютного внутреннего КПД от разделительного давления для схемы с однократной сепарацией и одноступенчатым промпе регревом при разных недогревах в пароперегревателе.

Анализ результатов проведенных расчетных исследований дает ос нование сделать следующие выводы:

Потери давления в системе ресиверы-СПП (ресиверы-С) ощутимо влияют на абсолютный внутренний КПД. На каждые 5% увеличения указанных потерь давления абсолютный внутренний КПД падает при близительно на 0,1-0.25 % (абс).

Список литературы Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1.

1984, 1995.

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – Энергоатомиздат, 2.

1987.

ТрояновскийБ.М.,Филиппов Г.А.,Булкин А.Е. Паровые и газовые турби 3.

ны атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.

Паротурбинные установки атомных электростанций/ Под 4.

ред.Ю.Ф.Косяка. М.: Энергия,1978.

УДК 621.039. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА АКТИВНОЙ ЗОНЫ ВТГР С ШАРОВЫМИ ТВЭЛАМИ И РАДИАЛЬНОЙ РАЗДАЧЕЙ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ Климова В.А., Пахалуев В.М., д.т.н.

Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург E-mail: artem1010@rambler.ru Высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы (ВТГР) являют ся перспективным источником теплоты для энерготехнологических це лей. В настоящее время это – единственный тип реакторов, способный обеспечить температурный потенциал до 1000 °С, необходимый для большинства промышленных процессов.

В качестве теплоносителя в ВТГР используется инертный газ ге лий. Топливо реакторов ВТГР имеет безопасную структуру с точки зре ния как эксплуатации, так и ядерного нераспространения: радиоактив ные частицы заключены в несколько термостойких слоев пироуглерода и карбида кремния, образуя так называемые микротвэлы, которые раз мещаются в графитовой матрице. Возможно два варианта твэлов – призматические и шаровые. Реакторы со свободной засыпкой шаровых твэлов в активной зоне представляют больший интерес в качестве про мышленного энергоисточника, так как в этом случае возможна пере грузка топлива «на ходу», т.е. повышение коэффициента использования установленной мощности реактора.

Однако газоохлаждаемые реакторы с шаровыми твэлами имеют существенный недостаток, связанный с теплофизическими свойствами газов, – большие (до 20% от мощности установки) затраты на прокачку теплоносителя [1]. Использование схемы с радиальным течением теп лоносителя (рис. 1) вместо традиционной схемы с осевым течением позволяет снизить гидравлические потери.

Радиальное течение газа в слое шаровых элементов можно рас сматривать как течение с ускорением потока в направлении от разда точного коллектора большего радиуса к приемному коллектору мень шего радиуса, либо как течение с торможением потока – в обратном направлении. Ускорение потока сопровождается эффектом реламинари зации турбулентного течения в пограничном слое, при котором наблю дается переход турбулентного течения в ламинарное [2]. Эффект рела минаризации сопровождается, с одной стороны, уменьшением гидрав лических потерь, а с другой стороны – снижением интенсивности теп лообмена шаровых твэлов с газом. Поэтому для расчета теплогидравли ческих характеристик ВТГР с радиальной раздачей теплоносителя нель зя использовать стандартную методику, не учитывающую эффект рела минаризации.

Рис. 1. Активная зона ВТГР с радиальной раздачей теплоносителя На кафедре «Атомная энергетика» УрФУ была разработана и со здана экспериментальная установка для исследования теплообмена и гидродинамики при радиальном течении газа через шаровую засып ку [3]. В ходе экспериментальных исследований была получена зависи мость коэффициента гидравлического сопротивления засыпки от основ ных режимных и конструктивных параметров в виде Re 0, r ;

dш=15 и 22 мм;

0,40,44;

r ( 43, Re 0,35 (1) r dш=7 мм;

=0,31, r ;

где dш – диаметр шаровых элементов, м;

– пористость засыпки, – параметр, учитывающий кривизну коллекторов установки:

4 н в ( r r r в rн (2), rн и rв – радиусы наружного и внутреннего коллекторов, соответ ственно.

Расчетная формула потери давления потока может быть представ лена соотношением G 1 1 ( p r ( 8 2 d ш )1 H rв rн, (3) где G – объемный расход газа, м/с;

Н – высота шарового слоя, м;

– плотность газа, кг/м3.

Также получено экспериментальное соотношение для коэффициен та теплоотдачи, учитывающее особенности радиального течения газа:

1 0,33 1,6 Re0,62 ;

G dш Rer Nu r 0,36 ;

2H r r r ( 1 (4) r dш r ;

r 4 r r в r Nu r, в где r – местное значение коэффициента теплоотдачи в области rвrrн;

– коэффициент теплопроводности газа;

индекс «r» относится местному значению искомого параметра.

Полученное соотношение (4) при малой относительной кривизне коллекторов переходит в формулу коэффициента теплоотдачи при осе вом течении газа в слое.

Расчетные формулы для p и Nur имеют довольно простую струк туру и отражают основные конструктивные и режимные параметры установок, использующих радиальную схему течения потока. На основе этих соотношений была разработана методика теплогидравлического расчета ВТГР с радиальной раздачей теплоносителя. Порядок расчета схематично представлен на рис. 2.

Ввод исходных данных Определение объема активной зоны и расхода газа по за данным мощности и удельному энерговыделению Определение Nu, и Re для rв из условия максимальной температуры в центре твэла (формула 4) Выбор rв, вычисление Н и rн по расходу и объему активной зоны Определение Nu,, Re и температуры в центре твэла для rн (формула 4) Определение гидравлического сопротивления с учетом по терь на перфорацию (формулы 1-3) Рис. 2. Порядок теплогидравлического расчета ВТГР с радиальной раздачей теплоносителя Для сравнения был произведен расчет активной зоны ВТГР с осе вым течением теплоносителя по стандартной методике [4]. Для осевой активной зоны приняты такие же мощность (330 МВт тепл.) и геомет рические размеры, как и для радиальной. В качестве параметра сравне ния выбрана мощность, потребляемая газодувкой первого контура, – одна из основных составляющих затрат на собственные нужны станции.

Первый контур состоит из реактора, высокотемпературного теплооб менника, системы трубопроводов и газодувки. Гидравлические потери теплообменника и трубопроводов приняты 3 кПа и 0,5 кПа, соответ ственно. Результаты расчета приведены в таблице 1.

Таблица 1. – Результаты расчета первого контура Параметр Радиальная схема Осевая схема Перепад давления в активной зоне, кПа 0,505 7, Перепад давления для первого контура, 4,00 10, кПА Температура перед газодувкой, °С 499,8 499, Мощность, потребляемая газодувкой, МВт 0,413 1, Из таблицы 1 видно, что использование осевой схемы течения при данных параметрах активной зоны позволяет сэкономить до 60% мощ ности, потребляемой газодувкой.

Проведенные исследования подтверждают, что использование ра диальной схемы течения теплоносителя позволит значительно снизить гидравлические потери в активной зоне реактора ВТГР, следовательно, разработка подобных схем является перспективной с технико экономической точки зрения. Однако создание подобных установок требует проведения дополнительных исследований, в числе которых – влияние ускоренного или замедленного течения теплоносителя на нейтронно-физические свойства активной зоны.

Список литературы:

Бедениг Д. Газоохлаждаемые высокотемпературные реакторы. / Д. Беде 1.

ниг. – М.: Атомиздат, 1975. – 224 с.

Леонтьев А.И. К проблеме реламинаризации сверхзвуковых турбулент 2.

ных пограничных слоев на осесимметричных телах в летных условиях при наличии теплообмена. А.И. Леонтьев, А.М. Павлюченко // Теплофи зика высоких температур. 2004. Т. 42. №5. С. 725-739.

Климова В.А., Пахалуев В.М., Щеклеин С.Е. Численное моделирование 3.

и экспериментальные исследования гидродинамики и теплообмена при радиальном течении газа в аппарате с шаровой насадкой. В.А. Климова, В.М. Пахалуев, С.Е. Щеклеин // Теплоэнергетика. 2011. № 4. С. 52-56.

Дементьев Б.А., Малышев Б.В. и др. Теплогидравлический расчет на 4.

ЭВМ высокотемпературных реакторов с шаровыми твэлами. Учебное пособие / Б.А. Дементьев, Б.В. Малышев и др. – М.: МЭИ, 1986. – 64 с.

УДК 620. ЗАМЕНА МЕДЬСОДЕРЖАЩИХ СПЛАВОВ В ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТАХ ПТУ АЭС Лавриненко С.В., аспирант Томский политехнический университет, г. Томск E-mail: serg86@tpu.ru Основанием для разработки проектов АЭС нового поколения с энергоблоками повышенной мощности является исполнение Федераль ной целевой программы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года».

Обеспечение надежной работы парогенераторов (ПГ) – важнейшая задача эксплуатации АЭС во всем мире. Из-за повреждения теплооб менных труб до выработки проектного ресурса были заменены или вы ведены из эксплуатации практически все зарубежные вертикальные па рогенераторы первого поколения с трубами из сплава 600МА [1].

В настоящее время в мире находятся в эксплуатации 22 энергобло ка с ВВЭР-440 (из них 6 в России) и 29 – с ВВЭР-1000 (9 в России). Па рогенераторы АЭС с ВВЭР могут работать в составе энергоблока при соблюдении следующих условий:

1. элементы и узлы ПГ удовлетворяют требованиям статической и циклической прочности, а также способны оказывать сопротивление хрупкому разрушению;

2. количество работоспособных труб, оставшихся после выведе ния из эксплуатации поврежденных теплообменных труб, должно обес печивать необходимые для эксплуатации параметры энергоблока.

Одним из элементов ПГ АЭС с ВВЭР, являющимся критичным с точки зрения обеспечения надежной и безопасной эксплуатации, – это теплообменные трубы. Их состояние является фактором, определяю щим ресурс парогенератора. На сегодняшний день максимальное коли чество заглушенных труб на одном из ПГ энергоблоков АЭС с ВВЭР 440 достигает 12 % (в среднем число заглушенных труб на ПГ энерго блока составляет 8 %) и на ПГ энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 — 9,6 % (среднее число заглушенных труб — 4,9 %) [2].

Одной из актуальных проблем эксплуатации АЭС с реакторами ВВЭР является снижение поступления продуктов коррозии и коррози онно-агрессивных примесей в парогенератор. На действующих энерго блоках АЭС с ВВЭР-1000 (при ведении гидразинно-аммиачного (ГАР) ВХР II контура) большая часть железа в питательной воде парогенера тора обусловлена коррозией оборудования и трубопроводов конденсат но-питательного и парового трактов [3].

Водно-химический режим (ВХР) АЭС — один из важнейших фак торов, влияющих на их надежную, безопасную эксплуатацию. На всем протяжении жизненного цикла АЭС остается актуальной проблема со здания и поддержания таких физико-химических свойств теплоносите лей, которые бы предотвращали коррозионные повреждения конструк ционных материалов оборудования и образование отложений на его по верхностях.

На рисунке 1 представлена зависимость изменения поступления продуктов коррозии железа и меди в питательную воду в зависимости от рН рабочей среды – с увеличением рН скорость коррозии меди уве личивается, железа – падает [4].

Рис.1. Поступление продуктов коррозии железа и меди в питательную воду в зависимости от рН среды.

Явление эрозии-коррозии металла характеризуется одновременным и взаимосвязанным протеканием двух процессов: с одной стороны, формирования защитного оксидного слоя на поверхности металла, а с другой – его растворения и выноса в поток продуктов растворения.

Наиболее экономически эффективная мера предупреждения ЭКВ – повышение эрозионно-коррозионной стойкости элементов энергобло ков на стадии проектирования путем оптимизации выбора металла, фор мы и размеров проточной части трубопроводов и оборудования, а также параметров водно-химического режима. При этом корректировка по следнего является фактически единственным из вышеперечисленных факторов, влияющих на интенсивность общей эрозии – коррозии не только отдельных элементов, но и всей рабочей поверхности конден сатно-питательного и влажно-парового трактов энергоблоков.

Очень важной является проблема устранения медьсодержащего оборудования из конденсатно-питательного тракта. На многих зарубеж ных АЭС («Пакш», «Козлодуй», «Дукованы») такая модернизация, включающая замену латунных трубок конденсаторов турбин на нержа веющие, введение ВХР с высоким показателем рН, выполнение химиче ских промывок ПГ, была проведена. В результате количество повре ждений труб в ПГ резко снизилось. Для примера в таблице 1 приведены значения отношения числа заглушенных в период планово предупредительного ремонта (ППР) теплообменных труб к числу труб, подвергнутых контролю до и после проведения указанных мероприятий (парогенераторы энергоблока №1 АЭС «Пакш») [1].

Таблица 1. – Относительное количество заглушенных теплообменных труб парогенератора энергоблока №1 АЭС «Пакш»

Номер ПГ Годы проведения Относительное количество заглушен ППР ных теплообменных труб до и после проведения защитных мероприятий* до после 1 1995-2003 0,004 2 1999-2003 0,006 3 1989-2004 0,0016 0, 4 1992-2003 0,05 0, 5 1990-2006 0,003 6 1990-2006 - 0, *В 1999 г. был осуществлен переход на повышенное значение рН, а в г. – химическая промывка от железа и меди.

Очевидным преимуществом замены материала поверхности теп лообмена является заметное (в 3-4 раза) уменьшение скорости накопле ния шлама в парогенераторах в течение кампании. Предельно допусти мое значение удельной загрязненности теплообменных труб ПГ при гидразинно-аммиачном ВХР достигается за 34 года эксплуатации энергоблока, при этаноламиновом ВХР – за 1015 лет.

Замена материала поверхности теплообмена на нержавеющую сталь позволит увеличить значение рН в питательной воде до 9,5...9,7, что приведет к заметному снижению скорости эрозионно коррозионного износа оборудования и трубопроводов, изготовленных из углеродистых сталей, что, в конечном счете, приведет к уменьшению загрязненности теплообменных поверхностей ПГ.

Трубная система конденсаторов турбин АЭС нового поколения для охлаждающей воды изготовляется из нержавеющей стали или титаново го сплава.

Список литературы:

Трунов Н.Б., Давиденко С.Е., Попадчук В.С. Современное состояние 1.

проблемы управления ресурсом парогенераторов АЭС с ВВЭР // Тепло энергетика. 2011. №3. С. 6-10.

Обоснование требований к достоверности вихретокового контроля теп 2.

лообменных труб парогенераторов типа ПГВ / В.А. Григорьев, В.В.

Уланов, А.А. Шубин и др. //ВАНТ. Сер. Обеспечение безопасности АЭС. 2006. Вып. 13.

Тяпков В.Ф. Комплексный подход к выбору водно-химического режима 3.

II контура в проектах АЭС с ВВЭР-1200 // Теплоэнергетика. 2011. №5.

С. 16-20.

Тяпков В.Ф., ОАОВНИИАЭС, г. Москва, Шарафутдинов Р.Б., НТЦ ЯРБ 4.

Ростехнадзор, г. Москва.

УДК 621. МИНИМИЗАЦИЯ ДОЗОВЫХ ЗАТРАТ ПЕРСОНАЛА ПРИ РЕМОНТНОМ ОБСЛУЖИВАНИИ ПУТЕМ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТМЫВКИ СИСТЕМ АЭС Наумов А.А., Ташлыков О.Л., к.т.н.

Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург E-mail: oleg_lt@rambler.ru;

zeroone@mail.ru По мере увеличения срока эксплуатации первых АЭС во всем мире выявилась тенденция возрастания облучения персонала. Как показывает анализ облучаемости персонала главным дозообразующим фактором является ремонтно-профилактическое обслуживание радиационно опас ного оборудования [1].

Среди мероприятий, позволяющих снизить облучаемость ремонт ного персонала, можно условно выделить «стратегические» (ограниче ние содержания кобальта в нержавеющих сталях, совершенствование компоновки АЭС и т.д.), которые могут быть реализованы на этапе про ектирования АЭС, и «тактические», реализуемые на действующих АЭС.

В общем случае снизить дозозатраты при проведении ремонта можно:

сокращением времени нахождения в зоне действия ионизирующего излучения;

увеличением расстояния от источника ионизирующего излучения до работающего;

снижением параметров радиационной обстановки.

Распространенным способом воздействия на радиационный фактор являются дезактивация и предремонтные промывки систем и оборудо вания от отложений.

Наиболее эффективна дезактивация на трубопроводах с интенсив ной циркуляцией теплоносителя. В некоторых местах (застойные зоны, заглушенные патрубки и т.д.) наблюдалось увеличение мощности дозы из-за накопления радиоактивных продуктов коррозии. Так в боксах во дяных коммуникаций среднее значение коэффициента дезактивации со ставило 1,6. В то же время в районе донышек раздаточных групповых коллекторов (РГК) радиационная обстановка ухудшилась в 2,2 раза в результате намыва радиоактивного шлама в заглушенные резервные па трубки продувки тупиковых зон РГК (рис.1) [2].

В результате требуются специальные мероприятия по радиацион ной защите: установка биозащиты (свинцовых матов, стаканов) на ре зервные патрубки продувки тупиковых зон РГК;

проведение дополни тельной дезактивации тупиковых зон струей воды из высоконапорной установки со стороны вскрытых обратных клапанов РГК.

Рис.1. Мощность дозы по реперным точкам тупиковых зон РГК до и после проведения кислотной дезактивации КМПЦ в районе дренажа РГК Системы промывок раздаточного группового коллектора были внедрены на реакторной установке с РБМК-1000 для улучшения радиа ционной обстановки в помещениях контура многократной принуди тельной циркуляции при ремонтах. Однако, как показала практика, дан ные системы, хотя и улучшают радиационную обстановку, но не доста точно эффективны, особенно при наличии застойных зон в раздаточном групповом коллекторе (заглушенные патрубки и т.д.).

Представленная работа посвящена решению проблемы повышения эффективности отмывки радиоактивных систем путем компьютерного моделирования гидродинамики дезактивирующего потока на примере раздаточного группового коллектора (РГК) РБМК-1000.

Основным параметром, показывающим эффективность продувоч ной линии, служила удельная кинетическая энергия потока в присте ночной области тупиковой зоны РГК. При этом пристеночная область в нижней части тупиковой зоны разделена на два участка: вертикальный (1) и горизонтальный (2), т.е. те участки, в которых происходит наибольшее накопление отложений (рис.2).

Рис. 2 Участки моделирования потоков Для получения наиболее объективных данных по эффективности отмывки тупиковых зон была выбрана удельная кинетическая энергия.

На основании результатов моделирования получены графики лога рифмических значений удельной кинетической энергии, позволяющие выделить наиболее эффективный вариант установки продувочного па трубка (рис.3).

Из графика видно, что вариант № 8 (с установленным под углом градусов патрубком и завихрителем внутри него) наиболее эффективен, так как обладает высокими значениями энергии и в нем отсутствует значительный провал, связанный с образованием застойной зоны.

Рис. 3. Общий график логарифмических значений удельной кинетической энергии: №№ 1 – 8 – логарифмические значения удельной кинетической энер гии для вариантов установки продувочного патрубка Так же в ходе компьютерного моделирования были получены гра фические представления о движении потока в тупиковой зоне РГК для различных вариантов установки продувочного патрубка (пример рис.4).

Рис.4 Движение потока воды для стандартной системы продувки при моделировании Выводы:

Турбулизация отмывочного потока позволяет значительно повы сить эффективность удаления радиоактивных отложений из тупи ковых зон и заглушенных патрубков.

Проведенное компьютерное моделирование способов подвода от мывочного раствора позволило повысить эффективность отмывки радиоактивных отложений из тупиковых зон и заглушенных па трубков за счет использования завихрителя.

Список литературы Ташлыков О.Л., Щеклеин С.Е., Маркелов Н.И. Оптимизация ремонтных 1.

работ с учетом дозовых затрат персонала / Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики // Пленарные и секционные доклады пятой международной научно-технической конференции 19-21 апреля 2006 г. – Москва, 2006. с.251-254.

Ташлыков О.Л. Дозовые затраты персонала в атомной энергетике. Ана 2.

лиз. Пути снижения. Оптимизация / О.Л.Ташлыков: монография.

Saarbrсken, Germany: LAP LAMBERT Academic Publishing GmbH & Co.

RG. 2011. 232 c.

Наумов А.А., Ташлыков О.Л. Минимизация дозовых затрат при ремонт 3.

ном обслуживании систем и оборудования АЭС // Известия вузов. Ядер ная энергетика. -2010. №1. С.80-88.

УДК 621. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ УЛЬТРАЗВУКА НА ОТВЕРЖДАЕМЫЕ ДЕЗАКТИВИРУЮЩИЕ СМЕСИ М.С. Соколова, В.В. Кокорин, А.Г. Шастин, к.т.н.

Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург E-mail: margheritasokolova@gmail.com С выводом отработавших свой срок ядерных энергетических блоков встает вопрос дезактивации оборудования, использовавшегося в радиоактивных контурах, с целью утилизации.

В настоящее время на кафедре «Атомная энергетика» Уральского федерального университета ведется разработка методов дезактивации с использованием так называемых отверждаемых дезактивирующих растворов. Эти методы, наряду с высокой дезактивирующей способностью (дезактивацией до естественного фона), требуют, по сравнению с обычными методами дезактивации, значительно меньших энергетических и трудовых затрат для перевода жидких радиоактивных отходов в твердое состояние, пригодное для длительного и безопасного хранения.

Известен способ дезактивации с помощью водных глинистых сус пензий [1], которые преобразуют в керамику, а керамическая матрица по стойкости лучше, чем цемент и даже стекло. В данной работе для повышения сорбирующей способности суспензии в глину добавлялся диатомит сухоложского месторождения. Диатомит на 82% состоит из оксида кремния и обладает лучшими сорбирующими свойствами, чем глина.

Задачей исследований было определение влияния ультразвука на процесс перевода суспензии в твердое состояние при наличии диатомита в суспензии.

Для создания фосфатной керамики в качестве жидкости затворения используют фосфорную кислоту или фосфатные связующие, а порошковой частью служат активные тонкодисперсные добавки оксидов металлов. Основным достоинством фосфатной керамики является то, что прочные изделия можно получать при комнатной температуре. В качестве добавок использовались оксиды кальция, магния, железа и алюминия (в виде боксита).

Для процесса преобразования суспензии в фосфатную керамику характерна реакция связующих добавок (боксита, оксидов магния, кальция, железа) с фосфорной кислотой:

где x, y – индексы степеней окисления;

n, m, p, f – коэффициенты, уравнивающие реакцию.

Для образцов с содержанием добавки в виде боксита эта реакция выглядит следующим образом:

Способы получения алюмофосфатной керамики на основе оксидов алюминия изложены в [2], однако они относятся к отверждению сконцентрированных РАО, получаемых после выпаривания на спецводоочистке.

При исследовании влияния ультразвука на процесс преобразования суспензии в фосфатную керамику использовался магнитострикционный преобразователь с частотой ультразвуковых колебаний 22 кГц и электрической мощностью 4 кВт.

Рецептура составов суспензий и вяжущих добавок, использованных в исследованиях, представлена в таблицах 1 и 2.

Таблица 1.Составы отверждаемых дезактивирующих смесей.

лучения суспензии, (диатомита и глины) Удельное время об сухой Отношение глины к диатомита Отношение добавляемых веществ к сухой смеси диатомита и глины Отношение диатомиту № образца боксит H3PO к воде сек/гр смеси MgO Fe3O CaO 1 0:1 4:5,1 0,1 - - 0,25 - 0, 2 4:3,3 0,22 0,095 - - - 0, 1: 3 4:2,3 0,225 0,045 - - - 0, 4: 4 4:2,3 0,225 0,045 - - - 0, 4: 5 4:5,23 0,45 - - 0,56 - 0: 6 4:5,23 0,45 - - 0,56 0, 0: 0,045+ 7 0:1 4:6 0,25 - 0,023 - 0, 0, 0,045+ 8 0:1 4:6 0,25 - 0,023 - 0, 0, Таблица 2. Способы отверждения образцов № Способ сушки Примечания Естественная сушка в течение 6 Сохраняет форму, но размывается водой суток при комнатной температуре. Да Хрупкий, легко размывается водой лее 2 часа при температуре 2000С 1,5 часа при температуре 140 0С. Через Сохраняет форму и не размывается во 24 часа 2 часа при температуре 200 0С дой Постепенный нагрев до 40 0С, затем до Сохраняет форму и не размывается во 60 0С, до 100 0С, до 1200С, до 1400С.

дой Через 5 суток при температуре 2000С 2 часа при температуре 2000С Рассыпался Трещины по дну образца, размывается 2 часа при температуре 2000С водой Выдержка в металлической форме в течение 2 суток при комнатной темпе- Появлялись газовые пузыри. Сохраняет ратуре. Далее 2 часа при температуре форму, но размывается водой 2000С Из полученных результатов видно, что:

1) Добавка боксита в количестве 0,25 части от сухого диатомита (образец №1, рис. 1) дает получаемым изделиям крепость, способность к сохранению формы, но не дает стойкость к размыванию водой.

Исследования показали, что увеличение содержания боксита до 0, частей (образцы №5 и 6) приводит к упрочнению (рис. 1, 5-6) получаемой керамики, при этом повышается стойкость образцов к размыванию водой.

2) Содержание оксида железа в фосфатной керамике в количестве 0,068 от сухого диатомита, приводит к ухудшению прочностных характеристик и снижению устойчивости к воде. На практике, количество оксидов железа, которые перейдут в дезактивирующий раствор в процессе дезактивации, будет гораздо меньше того, что было добавлено в образцы. Необходимо провести дополнительные исследования, в которых отношение оксидов железа к глине и диатомиту будет приближено к содержанию их в дезактивирующих растворах после дезактивации.

№ №1 № № № № №7 № Рис.1. Образцы Для увеличения прочностных характеристик образцов, содержащих железо, в качестве дополнительной добавки был использован оксид кальция и дополнительная обработка ультразвуком (образцы №7 и №8).

Результатом стало увеличение прочности.

3) Использование в одной смеси глины и диатомита в различных соотношениях (образцы №2 и №3) привело к выводу, что увеличение соотношения глины к диатомиту от 1:1 до 4:1, дает более прочную керамику, но не повышает стойкость к воде.

4) Для увеличения стойкости к воде в качестве добавки использовался оксид магния в количестве 0,045 части от сухой смеси диатомита и глины (образец №3).

5) Во всех случаях облучение ультразвуком дает значительное улучшение качества отверждения суспензии по сравнению с отверждаемыми без облучения. Кроме того, облучение ультразвуком позволяет сократить необходимые объемы связующих добавок для по лучения стойкой керамической матрицы, что позволит уменьшить объ ем ТРО, отправляемых в хранилище.

Список литературы Аксенов В.И., Шастин А.Г., Щеклеин С.Е. Способ дезактивации // Па 1.

тент России № 2416833С1.

ВЭГ Арон С. (US), Мэлони Мартин Д. (US)/ Алюминиево-фосфатная ке 2.

рамика для хранения отходов и способы обработки отходов // Патент России №2318260C2.

УДК 621. ПРЯМОЕ ПЛАЗМЕННОЕ ПОЛУЧЕНИЕ ЯДЕРНОГО ТОПЛИВА ИЗ ГЕКСАФТОРИДА УРАНА Шахматова О.Д.

Томский политехнический университет, г. Томск E-mail: olga29101991@rambler.ru При традиционном подходе к получению чистых оксидов урана из растворов процесс осуществляют с применением целого ряда следую щих гидрохимических операций: осаждение нерастворимой соли (ам миакаты, оксалаты, карбонаты, фториды и пр.), фильтрация, сушка, прокалка, переработка маточного раствора, абсорбция оксидов азота и т.п. [1-3].

Однако, представляет интерес определение возможности прямого получения двуокиси урана непосредственно из гексафторида урана с применением плазменной техники в условиях различных плазменных теплоносителей [2]. Это позволило бы радикально уменьшить стои мость целевого продукта за счет сокращения количества передельных операций, объема емкостного оборудования, затрат химических реаген тов, энергозатрат и трудозатрат. Кроме того, все операции получения оксидных материалов, основанные на осаждении и последующих гид рохимических операциях, наносят большой ущерб окружающей среде.

В данной работе представлены результаты термодинамического моделирования процесса плазменной конверсии гексафторида урана при давлении Р=0.1 МПа, в широком интервале рабочих температур 300…4000 K и при использовании различных плазменных теплоносите лей. На рисунке 1 представлен характерный равновесный состав ос новных газообразных и конденсиро ванных продуктов плазменной конвер сии гексафторида урана в водородной плазме.

Рис. 1. Равновесный состав продук тов плазменной конверсии гексафторида урана в водородной плазме (50%UF6 :

50%Н2) Из анализа равновесных составов (рис. 1) следует, что при рабочих температурах до 1000 К основным продуктом плазменной конверсии гексафторида урана в водородной плазме является UF4(с) в конденсиро ванной фазе, а при температурах 1800…2000 К образуется UF4 в газовой фазе. Требуемого целевого продукта в виде UO2(c) в конденсированной фазе не образуется.

На рисунке 2 представлен равновесный состав основных газооб разных и конденсированных продуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в аммиачной плазме.

Рис. 2. Равновесный состав продук тов плазменной конверсии гексафторида урана в аммиачной плазме (50% UF6 : 50% NН3) Из анализа равновесных составов (рис. 2) следует, что при рабочих температурах до 1000 К основным продуктом плазменной конверсии гексафторида урана в аммиачной плазме является UF4(с) в конденсиро ванной фазе, а при температурах 1800…2000 К образуется UF4 в газовой фазе. Требуемого целевого продукта в виде UO2(c) в конденсированной фазе не образуется.

На рисунке 3 представлен равновесный состав основных газооб разных и конденсированных продуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в пароводяной плазме.

Рис. 3. Равновесный состав продуктов плазменной конверсии гек сафторида урана в пароводяной плазме (50% UF6 : 50% Н2О) Из анализа равновесных со ставов (рис. 3) следует, что при рабочих температурах до 800К ос новным продуктом плазменной конверсии гексафторида урана в пароводяной плазме является UO2F2(с) в конденсированной фазе, а при температурах 900…1600 К образуется U3O8(с) в конденсированной фазе, а свыше 1800К – U4O9 (с) в конденси рованной фазе. Требуемого целевого продукта в виде UO2(c) в конден сированной фазе не образуется.

На рисунке 4 представлен равновесный состав основных газооб разных и конденсированных продуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в воздушной плазме.

Рис. 4. Равновесный состав про дуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в воздушной плазме (50%UF6 : 50%Воздух) Из анализа равновесных составов (рис. 4) следует, что при рабочих температурах до 1000К основным продуктом плазменной конверсии гексафторида урана в воздушной плазме является UF6 в газовой фазе, при температурах 1800…2200 К образуется UF5 в газовой фазе, а свыше 3000 К – UF4 в газовой фазе. Требуемого целевого продукта в виде UO2(c) в конденсированной фазе не образуется.

На рисунке 5 представлен равновесный состав основных газооб разных и конденсированных продуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в воздушно водородной плазме.

Рис. 5. Равновесный состав про дуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в воздушно-водородной плазме (50%UF6 : 10%Н2 : 40% Воздух) Из анализа равновесных составов (рис. 5) следует, что при рабочих температурах до 800 К основным продуктом плазменной конверсии гек сафторида урана в воздушно-водородной плазме является UF4(с) в кон денсированной фазе, а при температурах 1000…2000 К образуется тре буемый целевой продукт в виде UO2(c) в конденсированной фазе.

На рисунке 6 представлен характерный равновесный состав основ ных газообразных и конденсированных продуктов плазменной конвер сии гексафторида урана в воздушно-аммиачной плазме.

Из анализа равновесных составов (рис. 6) следует, что при рабочих температурах до 800 К основным продуктом плазменной конверсии гек сафторида урана в воздушно- аммиачной плазме является UF4(с) в кон денсированной фазе, а при температурах 1000…2000 К образуется тре буемый целевой продукт в виде UO2(c) в конденсированной фазе. Сни жение массовой доли аммиака с 10% до 5% приводит к резкому измене нию состава продуктов (рис. 7) Рис. 6. Равновесный состав про дуктов плазменной конверсии гекс афторида урана в воздушно- ам миачной плазме (50%UF6 : 10%NН : 40% Воздух) Рис. 7. Равновесный состав про дуктов плазменной конверсии гекса фторида урана в воздушно- аммиачной плазме (50%UF6 : 5%NН3 : 45% Воздух) Из анализа равновесных соста вов (рис. 7) следует, что при рабочих температурах до 900К основным продуктом плазменной конверсии гексафторида урана в воздушно- ам миачной плазме является UO2F2 (с) в конденсированной фазе, а при температурах 1200…1600 К образуется U3O8 (с) в конденсированной фазе, а свыше 1600 К – U4O9 (с) в конденсированной фазе. Требуемого целевого продукта в виде UO2(c) в конденсированной фазе не образует ся.

Учитывая, что применение воздушно-водородных плазменных теп лоносителей является небезопасным, можно рекомендовать для практи ческой реализации процесс плазменной конверсии гексафторида урана в воздушно-аммиачной плазме для прямого получения двуокиси урана UO2(c).

Список используемой литературы:

Шевченко В.Б., Судариков Б.Н. Технология урана. – М.:

1.

ГОСАТОМИЗДАТ, 1961. – 330с.

Туманов Ю.Н. Плазменные и высокочастотные процессы получения и 2.

обработки материалов в ядерном топливном цикле: настоящее и буду щее. – М.: «Физматлит», 2003. – 759с.

Давыдов В.И., Гамрекели М.Н., Добрыгин Л.Г. Термические процессы и 3.

аппараты для получения окислов редких и радиоактивных металлов. – М.: «Атомиздат», 1977. – 270с.

СЕКЦИЯ 2. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА УДК 662. ПРОЕКТИРОВАНИЕ АКТИВНОГО КОРРЕКТОРА КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ И ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЕГО РАБОТЫ Карпенко К.В., Краснов И.Ю., к.т.н.

Томский политехнический университет, г. Томск E-mail: xoxol_101.87@mail.ru В России последнее время всё больше и больше внимания уделяет ся энергосберегающим аспектам. Преобразование электроэнергии ха рактеризуется коэффициентом мощности (далее КМ), который опреде ляет количество активной энергии, передаваемой потребителю [1]. В случае отсутствия потребления реактивной энергии КМ должен быть близок к единице, а для этого необходимо, чтобы из сети потреблялся ток, совпадающий по форме и фазе с напряжением сети.

Компенсация реактивной мощности – один из самых эффективных способов энергосбережения на промышленных предприятиях [2]. Ука занные цели достигались с помощью пассивных методов компенсации реактивной мощности – использования источников реактивной мощно сти, среди которых применение находили статические тиристорные компенсаторы, а также конденсаторные установки [3]. Поскольку со временные системы электропитания, в большинстве своем, – импульс ные устройства, то для улучшения его гармонического состава целесо образно использование активного корректора коэффициента мощности (далее ККМ) [4, 5]. Активные ККМ используются как в однофазных, так и в многофазных цепях. Элементы схемы ККМ выбираются в соответ ствии с предполагаемыми условиями работы ККМ, мощностью и типом нагрузки. Величина индуктивности дросселя влияет на гармонический состав потребляемого тока, который регламентирован соответствую щим ГОСТом. Система управления ККМ формирует шестимерный мас сив импульсных сигналов (для IGBT-драйверов), каждый из которых соответствует состоянию одного из шести ключей инвертора (открыт или закрыт). Второй, четвёртый и шестой элементы данного массива инверсны первому, третьему и пятому элементам этого же массива со ответственно. Функциональная схема системы управления представлена на рис. 1.

IGBT драйверы Инверсия НОРМ I(НОРМ IA I ABC () 1) ABC I IB KI Инверсия * IC I ABC Блок Блок Инверсия идентификации преобразования Импульс частоты и dq2ABC ные синхронизации UC блоки iq id НОРМ U ABC Блок ограничения UA U UB KU Низкочастотный ПИ-регулятор UC фильтр dc () U dc зад Рис. 1. Функциональная схема системы управления ключами инвертора ККМ Длина вектора тока определяется координатой id, которая в свою очередь формируется по закону ПИ (пропорционально – интегрально) – регулирования ошибки рассогласования dc по напряжению на конден саторе (разница между заданным сигналом и сигналом обратной связи) [6];


координата iq задаётся нулевой угол поворота вектора тока вы числяется в соответствии с алгоритмом идентификации частоты и фазо вого сдвига питающего напряжения. Для использования в вычислениях более сглаженного и точного сигнала с датчика напряжения на конден саторе U C используется низкочастотный фильтр типа скользящего сред него [7]. Для проведения имитационного моделирования работы ККМ в трехфазной сети была построена модель сети с ККМ, который включает в себя (рис. 2): трехфазный источник питания «Three-Phase Source» и блоки: задания уровня напряжения на конденсаторе, амперметров и вольтметров, заземления, ККМ, вычисления активной и реактивной мощности «Active & Reactive Power» для вычисления коэффициента мощности, осциллографов для визуального анализа сигналов.

U_dc зад Измер.

Частота Conn A Ua Активная нагрузка U_dc+ (резистор ) i B + Ub Момент Conn i U_dc C + Uc Индуктивная нагрузка (двигатель ) О ККМ Three -Phase Source 311 V 50 Hz + U_dc (В) v Discrete, Ts = 1e-005 s. I_A (A) + v powergui U_A (В) Осциллограф Осциллограф U_dc зад Заземление V PQ I Active & Reactive Осциллограф Power Рис. 2. Схема модели трехфазной сети с активной нагрузкой в Matlab/Simulink Коэффициент мощности, гармонический состав сигнала тока по требления (амплитуда основной 1-й гармоники 50 Гц, амплитуда 5-й гармоники 250 Гц и коэффициент суммарных гармонических искаже ний THD), уровень напряжения на конденсаторе – до момента подклю чения ККМ (без использования ККМ) и после (с ККМ) сведены в табл.

1. Коэффициент мощности сети был рассчитан по формуле:

P cos, P Q2 D где P – активная мощность, Q – реактивная мощность, D – искажа ющая составляющая мощности.

Таблица 1. – Численные результаты моделирования с активной и реактивной нагрузкой Параметр Без ККМ С ККМ Тип нагрузки Активная Реактивная Активная Реактивная Коэффициент мощ- 0,75 0,71 0,999 0, ности cos Гармонический со- 50 Гц – 19,33 50 Гц – 50 Гц – 50 Гц – став сигнала тока по-А 16,45 А 32,61 А 16,08 А требления, А, 250 Гц – 5,71 250 Гц – 250 Гц – 250 Гц – (% от основной гар- А 5,15 А 0,65 А 0,64 А моники 50 Гц). THD – 31,57 – THD – 13,02 THD – 26, THD % 22,59 % % % Напряжение на кон- 76,1 75,38 100,0 100, денсаторе, (% от за данного уровня) В ходе исследовательской работы, представленной в данной статье, была создана имитационная модель трехфазной сети с ККМ в среде Matlab/Simulink. Результаты проведённого моделирования подтвержда ют адекватность построенной модели в режиме пассивного выпрямите ля (без использования ККМ), а также эффективность работы ККМ для улучшения гармонического состава тока и поддержания заданного уровня напряжения на конденсаторе. После анализа полученных ре зультатов можно заключить, что:

В электроприводе с ККМ установленная полная мощность 1.

трансформатора питающей сети по сравнению с сетью без ККМ снижа ется на 35 %, соответственно уменьшаются сечения подводящих кабе лей и расход электроэнергии [8].

Ток потребления при использовании ККМ полностью соот 2.

ветствует требованиям ГОСТу по эмиссии низкочастотных гармониче ских составляющих в питающую сеть [9].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Зевеке Г.В., Ионкин П.А., Нетушил А.В., Страхов С.В. Основы теории 1.

цепей. – 5-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 528 с.

Геворкян М.В. Современные компоненты компенсации реактивной 2.

мощности для низковольтных сетей. – М.: Издательский дом «Додэка ХХI», 2003. – 64 с.

Кудрин Б.И. История компенсации реактивной мощности // Электрика, 3.

2001. № 6. – С.26-29.

Дабровски К. Компенсация РМ – интеллектуальный регулятор // Энерго 4.

Инфо, 2007. № 2. – С.2-12.

Овчинников Д.А., Кастров М.Ю., Лукин А.В., Малышков Г.М. Трехфаз 5.

ный выпрямитель с коррекцией коэффициента мощности // Практиче ская силовая электроника, 2002. Вып.6. – С.12-39.

Краснов И.Ю., Черемисин В.Н. Активный корректор коэффициента 6.

мощности // Itech intelligent technologies, 2008. №11. – С. 24-27.

Гутников В.С. Фильтрация измерительных сигналов. – Л.: Энергоатом 7.

издат, 1990. – 192 с.

Кочкин В. Реактивная мощность в электросетях. Технологии управляе 8.

мой компенсации // Новости электротехники, 2007. № 3. – С.34-44.

ГОСТ 13109-97 (МЭК 61000-3-2-95) – Нормы качества электрической 9.

энергии в системах электроснабжения общего назначения.

УДК 662. АНАЛИЗ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ СИНХРОННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ГАЗОПРЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ КС «ЧАЖЕМТО»

Антонова М.А. аспирант, Копьев В.Н. к.т.н.

Томский политехнический университет, г. Томск E-mail: antonovam@tpu.ru В целом до настоящего времени компрессорные станции ООО «Га зпром трансгаз Томск» достаточно стабильно выполняло свои функции.

Однако, назрел целый ряд проблем, связанных моральным и физиче ским старением оборудования и трубопроводов.

На газопроводе «НВ ГПЗ-Парабель-Кузбасс» сооружены шесть компрессорных станций – КС «Александровская», КС «Вертикос», КС «Парабель», КС «Чажемто», КС «Володино», КС «Проскоково».

На всех КС в зданиях компрессорных цехов установлены ЭГПА типа СТД 4000. Одним из серьезных недостатков применения СД в ка честве привода компрессорных станций является высокая чувствитель ность к возможным перерывам питания, приводящим к нарушению тех нологического процесса, а также возможной потерей устойчивости.

Целью расчета является проверка соответствия типового времени срабатывания АВР ЗРУ-10кВ компрессорных станций максимально до пустимому времени перерыва питания по условию динамической устойивости. Расчет проведен на примере КС «Чажемто» (рисунок 1).

Ввод от ПС «Чажемто»

Sкз мин=157мВА 10 кВ Sкз макс=210мВА ВЛ-10 кВ LВл=1,2 км ВЛ-10 кВ АВР t=0,6 c Шины ЗРУ-10 кВ СД СД СТД-4000 СТД- Рис.1 - Расчетная схема КС «Чажемто»

Мощность КЗ в точке К1 в минимальном режиме кз мин МВА Мощность КЗ в точке К1 в максимальном режиме кз макс МВА Длина ВЛ 10кВ вл км вл Ом км Двигатель синхронный СТД 4000-2 МВт, кВ, д д об, мин т м,,,, д коэффициент загрузки кз МВА д д д д МВА Форсировка возбуждения вф Максимальный момент макс Максимальный механизм имеет маховой момент м д Время АВР авр с время перерыва питания на шинах ЗРУ10 кВ Расчет:

Базисная мощность б МВА, напряжение кВ, б кА б Приведение сопротивлений элементов схемы:

Сопротивление системы в максимальном режиме б макс кз макс Сопротивление системы в минимальном режиме б мин кз мин Для расчета берем сопротивление системы при минимальном ре жиме, как наиболее худшем режиме для сохранения устойчивости син хронных двигателей.

Сопротивление ВЛ-10кВ б вл вл вл ср Сопротивление двигателя () ( ) Общее сопротивление мин вл мин вл ЭДС переходная двигателя д б д д д д ( )( ) Амплитуда угловой характеристики до отключения питания и при восстановлении питания (U=1) Угол вылета ротора до отключения питания 17, Угол вылета по условию динамической устойчивости по доп доп Допустимое время перерыва питания по условию динамической устойчивости.

( доп )д д с доп м Где Тд – электромеханическая составляющая ( м ) ном д д ном Сопоставляя время перерыва питания АВР t=0,6 с с допустимым перерывом питания по условию устойчивости t= c видно что элек тродвигатель выйдет из синхронизма – динамическая устойчивость нарушается.

Промежуточной мерой по решению указанной проблемы может стать применение быстродействующих АВР на базе силовых тиристо ров, позволяющих существенно сократить время включения резервного источника. Кардинальным же решением должна стать реконструкция компрессорных станции: замена двигателей на асинхронные. Помимо отсутствия остро чувствительности к перерывам питания, АД обладают важным преимуществом с точки зрения организации технологического процесса – возможностью использования частотного регулирования.

Список литературы http://www.toroid.ru/preobrazovateli.html [Электрон.ресурс]-2006.

1.

Беляев А.В. Противоаварийная автоматика в узлах нагpузки с мощными син 2.

хронными электродвиrателями. М.:НТФ «Энергопресс»,2005. – 88с.

Мелешкин Г.А., МеркурьевГ.В. Устойчивость энергосистем. Монография.

3.

Книга 1: СПб.: НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2006. – 369 с.

УДК 621.398 З МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СТЕРЖНЕВЫХ МОЛНИЕПРИЁМНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ И ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРЫ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА Потапенко Т.А.

Белгородский государственный технологический университет им.

В.Г. Шухова, г. Белгород E-mail: ttwiggy@rambler.ru Среди систем молниезащит объектов (зданий, сооружений, элек трооборудования, промышленных коммуникаций и др.) от воздействия молнии можно выделить стержневые молниеотводы (СМ), молниеотво ды типа металлической сетки, тросовые молниеотводы, специальные молниеотводы зонтикового типа с коронирующей системой игольчатых электродов, модернизированные СМ с молниеприёмниками для созда ния условий встречного разряда [1] в виде ESE-молниеотводов (Early Streamer Emission – ранняя стримерная эмиссия).

В рамках работы представлены особенности математической моде ли исследования распределённых молниеприёмников СМ на объектах подстанций электроэнергетических систем [2] на основе применения модифицированного метода инверсии для определения электростатиче ских полей (ЭП) и структура системы мониторинга разрядов атмосфер ного электричества в составе автоматизированной системы контроля и управления (АСКУ) трансформаторной подстанцией.

Постановка задачи. Схема модели подстанции представляется в виде некоторой территории В0 с размерами l1xl2 и с объектами на ней от x11 до x34 (в виде агрегатированных устройств). Схема для математиче ского моделирования с учётом возможности расположения молниепри ёмников на В0 в виде распределённых СМ, представляется как в [3]. За основу решения первой внешней краевой задачи принимается метод ин версии для численного решения (МИЧР) с допущениями [3]. В области В1(x,z), находящейся в вертикальной плоскости между облаком и по верхностью земли с объектами xij, определяется ЭП потенциала с учё том проводящей поверхности земли на основе уравнения Лапласа:


2 В1(x,z).

0 ;

(x,z) x 2 z Граничные условия для этой задачи следующие:

на границе А2 (нижняя плоскость области В1(x,z) в виде проводящей поверхности земли) с расположенными объектами и СМ:

(x,z0) = 0, (x,z0) А2;

на границе области А (справа и слева от исследуемых объетов):

() = 0;

на границе А1 (верхняя плоскость В1(x,z) в виде облака):

(x,zn) А1.

(x,zn) = А, Здесь В1(x,z) – расчетная область, ограниченная А1, А2, А3, А, при чем А – условная граница на бесконечности. Для расчетов в области В1(x,z) введены внутренние границы А4 и А5 с учётом МИЧР, необходи мые для выделения некоторой условно ограниченной области ВА1(x,z).

Принимаем, что часть выделенной области ВА1(x,z), входящей в со став В1(x,z), является основной и на ней задаются границы для вычисли тельных экспериментов в виде некоторого прямоугольника, находяще гося в центральной части ВА1(x,z). Область ВА1(x,z) имеет форму прямо угольника или круга, тогда с учётом МИЧР необходима дополнительная область В*А1(x,z), например, с учетом вида области ВА1(x,z), чтобы часть В1(x,z), находящаяся между границами А4 и А и между А5 и А, отобра зилась на В*А1(x,z). Области ВА1(x,z) и В*А1(x,z) соприкасаются как в [3].

Типовые результаты расчета для схем СМ в области ВА1(x,z) объ ектов подстанции (х11 – х14) представлены как поверхности равных напряженностей ЭП (уравнения Еi = const) и с учётом высот молниепри ёмников СМ и технологических объектов, которые показаны на рис. 1.

В области ВА1(x,z) параметры следующие: h – максимальная высота объ екта;

H1 – высота от поверхности земли до верхней границы заряженно го облака;

Hm – высота СМ, рассчитанная в соотношении не менее 0,2h.

Расчёты ведутся в относительных величинах типа H*mi = Hmi /h.

Рис. 1. Результаты расчета в виде уравнений Еi = const при H*m = 1, Следует отметить, что представленные результаты расчётов по предложенному методу МИЧР качественно совпадают с данными о СМ с системой активной молниезащиты ERITECH DYNASPHERE [4]. Раз виваемый подход [3] позволяет оценить особенности элементов систе мы молниезащиты с учётом рационального места расположения мол ниеприёмников.

Современные АСКУ трансформаторной подстанцией являются мо гоуровневыми и состоят из отдельных модулей (рис. 2), которые могут заменяться, в зависимости от энергообъекта, класса напряжения, мощ ности и др. В АСКУ предусмотрен удалённый доступ к информации на основе Internet и может использоваться интеграция различных сетей на базе RS-485, волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) и др.

Система контроля и управления реализуется в виде шкафа автома тизированного рабочего места (АРМ оператора) и решает задачи:

дистанционного управления трансформаторным оборудованием;

конфигурирования устройств и систем нижнего уровня, визуали зации, регулирования, архивирования данных по оборудованию и др.

АРМ входит в состав системы контроля и управления (СУМ).

Особенность среднего уровня АСКУ заключается в том, что он предназначен для передачи команд управления с верхнего уровня на нижний, а также сбора информации с контроллеров нижнего уровня, датчиков и других используемых приборов с целью передачи получен ной информации на верхний уровень и с возможностью получения этой информации оператором для управления объектами нижнего уровня. В состав технических средств входят:

шкафы управления и мониторинга (УМТ) трансформаторного оборудования на базе контроллеров с возможностью реализации алго ритмов управления системой охлаждения трансформаторов и устрой ствами регулирования напряжения под нагрузкой;

шкафы контроля параметров высоковольтных вводов (КПВВ) трансформаторного оборудования;

шкафы мониторинга состояния элегазовых выключателей (МЭВ);

отдельные «интеллектуальные» приборы и датчики, передающие обработанную информацию на соответствующий уровень АСКУ и др.

На нижнем уровне находятся датчики контроля трансформаторного оборудования, состояний на вводах, элегазового выключателя и т.д., си стемы автоматического регулирования (САР) маслонасосами и вентиля торами обдува, система контроля и САР температуры и т.д.

Для анализа грозовой активности, особенно проявляющейся в уда рах молнии в окрестностях подстанции, в состав АСКУ входит система автоматизированного мониторинга разрядов атмосферного электриче ства на базе молниеприёмников СМ. Структура этой системы включает специализированные устройства (СУ), находящиеся на молниеприём никах, для непрерывного измерения параметров на распределённых СМ по точкам контроля. Каждое СУ связано с модулями аналогового ввода по точкам контроля, завязанных в технологическую цифровую сеть.

Internet ПК1i ПК1k...

Ethernet Шкаф АРМ АРМ ПК2k ПК2i...

АРМ диспет.

операт.

СУМ ВОЛС Шкаф Шкаф Шкаф УМТ КПВВ МЭВ RS- M1i M1j M2i M2j ЛРi ЛРj...

...

...

CAPi CAPj D1i D1j D2i D2j...

...

O O МВk МВi МВj МВBi.........

D5i D5j У2i У2k D3i D3j D4i D4j...

.........

Рис. 2. Блок-схема многоуровневой АСКУ подстанции Информация с модулей аналогового ввода передаётся контроллеру универсального типа, расположенного в Шкафу УМТ. В целом верхний уровень этой системы находится в составе системы контроля и управле ния (Шкаф АРМ СУМ) и предназначен для сбора информации, обра ботки, как по точкам контроля, так и по группам объектов, а также отображения, документирования данных учета и др.

Список литературы 1. http://www.erico.com http:// www.siemens.com/hvds (High Voltage Direct Current Transmission 2.

– Proven Technology for Power Exchange).

Потапенко, А.Н. Математические модели и вычислительные экспери 3.

менты распределённых тросовых молниеотводов для электроэнегетиче ских систем/ А.Н. Потапенко, А.И. Штифанов, Т.А. Потапенко// Вестник БГТУ им В.Г. Шухова. – 2010. – №4 – С. 78-83.

http://www.teziz.ru/products.phtml?cat=36&scat= 4.

УДК 608. МИКРОТУРБИННЫЙ ДВИГАТЕЛЬ В ТРИГЕНЕРАЦИОННОЙ УСТАНОВКЕ Фирсова Е.В.

руководитель Соколов В.Ю.

ФГБОУ ВПО «Оренбургский государственный университет»

E-mail: teploosu@mail.ru В настоящее время, на рынке потребителей энергетических носите лей наблюдается постоянный рост тарифов, связанный с эксплуатацией морально устаревшего оборудования на ТЭЦ, ГРЭС и других генери рующих станциях, а так же считаем актуальным вопрос наиболее пол ноценного использования энергетического потенциала топлива. Реше ние данного вопроса затруднительно в связи с большими финансовыми затратами на реконструкцию ныне существующих станций. Один из предлагаемых способов строительство крышных котельных для отопле ния зданий и сооружений. Однако, для энергообеспечения объектов это го не достаточно.

Мы предлагаем решить возникшую проблему за счет использова ния в системах жизнеобеспечения зданий энергетических установок, работающих по тригенерационному циклу. Тригенерационные установ ки позволяют получать не только дешевую тепловую и электрическую энергию, но и холод, а так же они имеют следующие технические пока затели:

Высокую эффективность использования топлива;

Естественное охлаждение мини – генерационной, на которую рас ходуется часть производимой электроэнергии;

Охлаждают воду для системы кондиционирования;

Повышенный коэффициент использования топлива;

Возможность выборочного использования:

- в зимних условиях электрической энергии и тепла;

- в летних условиях электрической энергии и холода;

Одновременное использование тепла, холода и электрической энергии, как для собственных нужд, так и для продажи;

Удовлетворительные экологические параметры;

Еще одним преимуществом тригенерационных установок является возможность использования микротурбинного двигателя для получения энергетических носителей. Микротурбина дает возможность эксплуата ции установки в автономном режиме или параллельно с сетью, и повы шает энергоэффективность тригенерационных установок по следующим параметрам:

Возможность работы установки при перепаде электрической нагрузки до 70-80%;

Возможность устойчивой работы в течение длительного времени при малой степени загруженности, в том числе в режиме холостого хода (по произвольному электрическому графику);

Техническое обслуживание каждые 4000 часов – так как отопи тельный период Оренбургской области составляет 4848 часов, то получается, что техобслуживание проводится раз в сезон;

за часов работы на сервисное обслуживание затрачивается не более 55 нормо-часов, т.е. для нашего региона – раз в 5 сезонов;

Интервал замены масла в турбогенераторе 24000, а в дожимном компрессоре 8000 мото-часов;

Бесперебойность работы;

Возможность работы на низкокалорийных топливах (угле) и на топливе с минимальной концентрацией метана 30% (биогазовые установки);

Низкий уровень эмиссии по NOx – 25 ppmv при 15% О2;

Принципиальная схема, предлагаемая нами, тригенерационной установки на базе микротурбинного двигателя представлена на рисунке 1.

Установка, реализующая тригенерационный цикл (рисунок 1), со стоит из микротурбинного двигателя (17 и 16) с камерой сгорания топ лива 12, линии уходящих газов 9 и электрогенератора, расположенного на одном валу с микротурбинным двигателем (17 и 16), теплообменника 5 и рекуператора 14, абсорбционной холодильной машины, в состав ко торой входит абсорбер 6, десорбер 7, конденсатор 8, теплообменник 5 и охлаждаемый объект 4, линии выхода тепла 3.

Установка, реализующая тригенерационный цикл (рисунок 1), ра ботает следующим образом.

При работе микротурбинного двигателя (16 и 17) вырабатывается полезная энергия, преобразуемая в электрическую за счет электрогене ратора, расположенного на одном валу с микротурбинным двигателем (16 и 17). Подаваемое по линии 11, топливо сгорает в топке 12, из кото рой уходящие газы по линии 18 проходят через теплообменник 5 и ре куператор 14, и нагревают теплоноситель, проходящий по линиям 3 для отопления и горячего водоснабжения.

Рисунок 1 – Принципиальная схема тригенерационной установки на базе микротурбинного двигателя 1-воздушный вход;

2- выход электроэнергии;

3- выход тепла;

4- охлаждаемый объект;

5- теплообменник;

6- абсорбер;

7- десорбер;

8- конденсатор;

9- ухо дящие газы;

10- охлаждающая вода;

11- топливо;

12- камера сгорания;

13 подогретый воздух;

14- рекуператор;

15- воздух;

16- компрессор;

17- микро турбина;

18- уходящие газы.

Охлажденные уходящие газы проходят через десорбер 7, в котором происходит нагревание хладагента до образования пара, после которого газы выходят в окружающую среду по магистрали 9. Нагретый до паро образного состояния хладагент поступает в конденсатор 8, в котором охлаждается и, пройдя через теплообменник 5, поступает в абсорбер 6, после которого поступает обратно в десорбер 7. Раствор конденсата по магистрали 10 уходит в окружающую среду.

Таким образом, микротурбинный двигатель, используемый в три генерационном цикле, позволяет, помимо выработки трех видов энерге тических носителей, экономично работать установке в гибком режиме, при постоянно меняющемся графике суточного потребления. Более эко логичен, по сравнению с другими подобными установками.

Экологичность данной установки достигается тем, что сгоревший газ, проходя через микротурбину, теплообменник, рекуператор и десор бер отдает тепло внутренней схеме и все его вредные примеси осажда ются в теплообменном оборудовании.

Список литературы Теплотехника: Учеб. для вузов / А. П. Баскаков, Б. В. Берг, О. К. Витт и 1.

др.;

Под ред. А. П. Баскакова.—2-е изд., перераб.— М.:Энергоатомиздат, 1991.

Фирсова Е.В. Использование мини-ТЭЦ для тригинерации энергии 2.

/Всероссийская научно-техническая конференция «Энергетика: состоя ние, проблемы перспективы» / Оренбург 2010. С.47-51.

Фирсова Е.В. Возможность использования двигателя Стирлинга в ком 3.

бинированном источнике энергии/ Всероссийская научно-техническая конференция «Энергетика: состояние, проблемы перспективы» / Орен бург 2010. С.55-58.

Фирсова, Е.В. Возможность тригенерации энергии при эксплуатации 4.

мини-ТЭЦ / IX Международная научно-практическая конференция «Проблемы и достижения в промышленной энергетике» Министерство промышленности и науки Свердловской области / Екатеринбург 2010.

С.9-13.

УДК 621. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ НА ПОДСТАНЦИЯХ Крюков П.К., Щекочихина И.А.

Омский государственный технический университет, г. Омск E-mail: ira.shchekochihina@gmail.com Сложившаяся на сегодняшний день экономическая ситуация тре бует от всех производств снижения энергоемкости и применения энер госберегающих технологий, улучшения качества работы в области энергосбережения и снижения потерь электроэнергии.

В ОАО «Сургутнефтегаз» ведётся планомерная работа по повыше нию экономической эффективности производства. Одной из составля ющих этой работы является экономия электроэнергии. В первую оче редь речь идёт о сокращении потерь электроэнергии поскольку в затра тах на добычу 1 тонны нефти она составляет немалую часть.

Потери при преобразовании электроэнергии в силовых трансфор маторах ПС 35/6 кВ зависят от степени загрузки трансформаторов. Вы бор экономически целесообразного режима работы трансформаторов на подстанциях относится к организационным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии.

Из-за ошибок проектирования или из-за изменившейся нагрузки в реальности часть подстанции 35/6 кВ работают с низким коэффициен том загрузки. В таких случаях может оказаться целесообразным отклю чение одного трансформатора на двухтрансформаторной подстанции.

При этом, если подстанция питает потребителей I категории должно быть предусмотрено автоматическое включение второго трансформато ра при отключении работающего.

Рассмотрим условие перехода на работу с одним трансформатором.

Потери мощности случае работы одного и двух трансформаторов опре деляются по выражениям (1) и (2) [1].

S P тр Pкз п / ст Pхх, (1) Sном 0,5Sп / ст P2 тр 2(Pнагр Pхх ) 2 Pкз Pхх, (2) Sном где Pхх, Pкз, Sном– потери холостого хода, потери короткого замы кания и номинальная мощность одного трансформатора;

Sп/ст – мощ ность подстанции.

Один из трансформаторов целесообразно отключать при выполне нии неравенства:

2 1 Sп / ст Sп / ст Pкз 2Pхх Pкз Pхх.

2 Sном Sном S Если учесть, что К З п / ст, предельный коэффициент загрузки при Sном котором потери мощности равны определяется из выражения:

2Pхх KЗ. (3) Pкз‚ Если коэффициент загрузки меньше предельного значения, то от ключение одного трансформатора на подстанции приведет к снижению потерь энергии.

Обычно трансформатор отключается вместе с питающей его лини ей. В этом случае необходимо учитывать увеличение потерь в линии, оставшейся в работе. Потери мощности для двухтрансформаторной подстанции с учетом потерь в линиях:

Sп / ст S P2 тр 2 Pнагр Pхх 2 Pкз п / ст RЛ Pхх, 2Sном 4U ВН где UВН – номинальное напряжение на обмотке высокого напряже ния трансформатора.

Для той же подстанции, но при отключении одного трансформато ра:

S S P тр Pкз п / ст п /2ст RЛ Pхх.

1, Sном U ВН Тогда предельный коэффициент загрузки с учетом потерь в линиях:

2Pхх KЗ. (4) Sном Pкз R U ВН2 Л Если сравнить выражение (3) и (4) видно, что учет потерь в линии приводит к снижению минимального коэффициента загрузки трансфор матора для отключения одного трансформатора на подстанции.

В настоящие время в эксплуатации НГДУ «Нижнесортымскнефть»

ОАО «Сургутнефтегаз» находится 61 подстанция 35/6 кВ, причём 15 из них загружены менее чем на 60% (по результатам годового графика за 2010 год).

Таблица 1. – Малонагруженные подстанции 35/6 кВ НГДУ «Нижне сортымскнефть»

Предельный Кз № с уче при вклю ПС Реальный том Sном S1 S %1 %2 ченном сек кВА кВА кВА Кз 35/6 потерь ционном кВ в ли выключателе ниях №290 10000 2151 1219 21 12 0,33 0,526 0, №157 6300 900 1161 14 18 0,32 0,543 0, №156 10000 1700 1238 17 12 0,29 0,526 0, №74 6300 340 190 6 5 0,11 0,543 0, №129 6300 850 1180 14 19 0,33 0,543 0, №128 6300 1590 1780 25 28 0,53 0,543 0, №251 4000 602 530 15 13 0,28 0,58 0, №228 6300 1480 1730 23 27 0,5 0,543 0, №289 6300 755 528 11 8 0,19 0,543 0, №230 6300 1370 1390 21 22 0,43 0,543 0, №246 6300 1710 1740 27 27 0,54 0,543 0, №276 4000 744 283 18 8 0,26 0,58 0, №269 4000 830 503 20 12 0,32 0,58 0, №300 6300 1388 1197 22 19 0,41 0,543 0, №314 6300 1573 674 24 10 0,34 0,543 0, Общая схема двухтрансформаторных подстанций имеет вид, пока занный на рисунке 1.

В -35 кВ Л-35 кВ Л В В-35 В- С - В 1Т 2Т С - В В-6 В- Рис. 1. Однолинейная трансформаторная схема подстанции 35/6 кВ Для данной схемы, избежать увеличения потерь в линии при от ключении одного трансформатора можно включив секционный выклю чатель СВ-35 и оставив в работе обе линии.

Для определения экономического эффекта от внедрения предлага емой схемы работы двухтрансформаторной ПС 35/6 кВ была рассчитана годовая экономия электроэнергии.

Потери электроэнергии определялись по формуле:

P К W nPххT кз з.

n Число часов использования максимума нагрузки для нефтедобычи составляет 7000-7500 часов. Для приведенных значений Тmax значение меняется в диапазоне 5950 – 6700 часов.

Таким образом, экономия электроэнергии при переводе 15 под станций на однотрансформаторную схему при питании по одной линии составит 820996-867456 кВтч в год, а при дополнительном включении секционного выключателя 931493-965584 кВтч в год.

Список литературы:

Идельчик В.И. Электрические системы и сети : учебник для вузов / В.И.

1.

Идельчик. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 592с.

СЕКЦИЯ 3. ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА УДК 621.565.9:621.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТЕПЛО- И МАССОБМЕНА ПРОТЕКАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ В ТЕМПЕРАТУР В МОРОЗИЛЬНЫХ КАМЕРАХ Максимов В.И., к.т.н., Байрамов В.М.

Томский политехнический университет, г. Томск E-mail: Vasif@sibmail.com Образование инея на поверхности теплообмена охлаждающих устройств различного типа, существенно влияет на условия их работы:

появляется дополнительное термическое сопротивление, возрастает общая поверхность теплообмена, ухудшаются аэродинамические харак теристики и т. д.

При умеренно низких температурах в пределах от 0 до -40 °С иней, чаще всего, образуется вследствие осаждения водяных паров на этой поверхности. Процесс зарождения кристаллов, дальнейший их рост, об разование колоний кристаллов, формирование нижнего и верхнего сло ев инея подробно рассмотрены в [6].

Немало важным фактом является, что в начальный период отложе ния инея, плотность его снижается, так как в этот период кристаллы любой структуры растут в основном вверх. Затем после образования за мкнутого фронта кристаллизации и приобретения инеем ячеистой структуры падение плотности замедляется. Дальнейшее инееобразова ние, связанное с формированием инея на нижележащем слое и диффу зией водяных паров через иней к поверхности, приводит к некоторому возрастанию плотности инея и в дальнейшем к стабилизации ее при мерно на одном уровне [6].



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.