Однако, часть пользователей считает, что неверно учитывать температуру грунта при расчете подземной прокладки по нормам 1990-1997гг, 1998-2003гг,после 2004 года. Температуру грунта необходимо учитывать только по нормам 59 года, так как в таблицах норм явно указано что, значения плотностей в зависимости от "разности температур теплоносителя и грунта". В таблицах норм других периодов значения приведены в зависимости тольок от температры теплоносителя (учет различных климатических зон выполнен в виде разделения таблиц на нормы для зон с длительностью отопительного периода до 5000ч и выше 5000 ч). Однако, точной ссылки на методику расчета подземной прокладки в различных нормах никто не указывает. Во всех нормативных документах приводится общая методика интреполяции для подземнй прокладки (с участием темпатуры грунта). Однако, для норм для подземной прокладки в таблицах норм нехватает данных для расчета по этой методике (например нет температуры грунта для которых приведены нормы).

Поэтому мы в программе РТП предусмотрели оба варианта расчета. Для того чтобы учесть температуру грунта, необходимо поставить галочку напротив пункта "Учитывать температуру грунта при расчете подземной прокладки по нормам 1990-1997гг, 1998-2003гг,после 2004 года" во вкладке общие данных.

Нам бы хотелось услышать Ваше мнение по поводу двоякого прочтения закона и методики.

Практически без кюпюр она была опубликована в ноябрьском номере замечательного журнала  "Экология.Энергетика. Энергосбережения". Изд-во Медиа Пресс.

Ждем ваших замечаний пожеланий!

    Плазменно-топливные системы безмазутной растопки котла позволяют отказаться от применения топочного мазута и газа, и при этом обеспечить качественную растопку и стабилизацию факела пылеугольных котлов.

   Принцип работы плазменно-топливной системы безмазутной растопки котла основан на нагреве и воспламенении угольной пыли низкотемпературной плазмой - нагретым ионизированным газом с температурой 3000-5000 °С. В этом процессе часть аэросмеси проходит через зону горения плазменной дуги, где происходит термохимическая обработка топлива. За счет высокой температуры, создаваемой в области дуги, происходит возгонка летучих из частиц угля, обогащение аэросмеси химически активными радикалами, и частичная газификация углерода, в результате чего, значительно повышается реакционная способность топлива (аэросмеси).

   Плазменно-топливные системы безмазутной растопки котла имеют целый ряд преимуществ перед традиционными системами растопки пылеугольных котлов и стабилизации горения:
Безмазутная растопка котлов
не требуется закупать растопочное топливо;
отсутствует необходимость эксплуатации мазутного хозяйства.
Улучшение экологических показателей
снижение выбросов NОx на 15-20%;
отсутствие выбросов V2O5;
снижение мехнедожога топлива.
Малые эксплуатационные затраты на обслуживание системы
расходный материал системы (электроды плазматрона) имеют низкую стоимость.
Система использует незначительную долю электрической мощности станции
0,5-2 % от тепловой мощности горелки.
Короткий срок окупаемости проекта
возврат инвестиций – от 1 до 3 лет.

   Данная система может применяться на всех основных типах мировых углей (лигниты, бурые, каменные, антрациты) со следующими характеристиками:
теплота сгорания 1600-6200 ккал/кг
выход летучих от 4 до 50%
зольность 15-56%
влажность: 5-57%

   Технология плазменного розжига получила широкое распространение в течение последних лет на подавляющем большинстве угольных электростанций развитых стран мира. В Китае данной технологией оснащены более 470 угольных котлов, суммарной мощностью блоков более 200 млн. кВт, что составляет примерно 30% от общей установленной мощности страны. Плазменный розжиг используется также в Индонезии (6 блок Индонезийской ТЭС «Суналая» (600МВт); Монголии (Улан-Баторская ТЭЦ); Тайвани (1, 2 блоки Хопингской электростанции (2×660МВт); Словакии (ТЭС «Вояны»).

Данная тема создана для ваших вопросов мне. Отвечу на вопросы связанные с моими курсами, раписанием занятий, курсовыми и дипломом.
Крупные темы вынесем в отдельные ветки.

Задавайте вопросы.

1.    Типы паровых турбин ТЭС и АЭС. Конструктивные особенности элементов турбин. Обозначения, маркировка.

2.    Тепловая схема парового котла. Уравнение теплового баланса. Расчёт КПД котла.

3.    Классификация топочных устройств, их характеристики. Основные показатели работы топочных устройств. Современные технологии сжигания топлив. Золошлакоудаление на ТЭС.

4.    Пароперегреватели ВД и СКД энергетических котлов.  Схемы включения. Эксплуатационные показатели и надёжность.

5.    Расширение пара в многоступенчатых турбинах. Двухвенечные ступени. Алгоритм расчетов проточной части. Внутреннее относительное КПД турбины. Лопаточное КПД. Способы (конструктивные, режимные) повышения КПД турбоустановки.

6.    Характеристики энергетических топлив. Приведение массы. Перерасчёт с одной массы на другую. Расчёты теплоты сгорания, энтальпий.

7.    Энергосистема. Графики нагрузок, их виды и характеристики. Покрытие графиков нагрузок электростанциями. Управление нагрузками на ТЭС и ТЭЦ. Работа станций в новых экономических условиях.

8.    Показатели тепловой экономичности КЭС и ТЭЦ. Расчёты «физическим» и ОРГРЭС методами. Проблемы расчётов удельных показателей и показателей тепловой экономичности в рыночной экономике.

9.    Виды и конструкция элементов парораспределения в турбине. Ступень Баумана. Управление парораспределением.

10.    Классификация и схемы горелок газа и твёрдых топлив. Совершенствование конструкций горелок. Назначение. Аэродинамика топочной камеры.

11.    Сетевые подогревательные установки ТЭЦ и КЭС. Теплофикационное оборудование ТЭС. Влияние теплоснабжения на общую экономичность ТЭС. Тепловые графики сети.

12.    Регенерация в тепловой схеме ТЭС и АЭС. Влияние на тепловую экономичность ПТУ. Сравнение регенерации на КЭС и ТЭЦ. Выбор ступеней регенерации. Распределение температуры подогрева. Оптимальная температура tПВ. План регенеративных подогревателей.

13.    Потери пара и конденсата на ТЭС. Схемы подпитки добавочной воды. Включение в схему испарителей. Испарители мгновенного включения. Достоинство ИМВ.

14.    Виды тепловых схем ТЭС. Цель и алгоритм расчёта ПТС. Блочные и неблочные схемы ТЭС. Основное оборудование ТЭС на схемах ПТС, условные обозначения.

15.    Структура, назначение и схемы технического водоснабжения (СТВ) на ТЭС. Сравнить различные охладители воды оборотных СТВ по глубине вакуума в конденсаторе и расходу электроэнергии на привод циркуляционных насосов.

16.    Назначение и классификация трубопроводов ТЭС. Требования к материалам и свойствам трубопроводов. Компенсация температурного расширения. Нормы и правила установки трубопроводов.

17.    Требования к генплану ТЭС. Типы компановок машинного зала, главного здания ТЭС. Характеристики генплана согласно норм проектирования.

18.    Схемы пылеприготовления. Характеристики угольной пыли. Влияние тонны размола топлива на режим работы котла и его тепловые потери. Контроль пылеприготовления. Работа и показатели мельниц.

19.    Система уплотнения паровой турбины, их конструкция и назначение. Почему сопловая и рабочая решетки турбины выполняются с перекрышей?

20.    Пуск парового барабанного котла на общую паровую магистраль. При каком давлении за котлом он подключается?

21.    Механизм сжигания жидкого топлива. Мазутные форсунки, их устройство, достоинства и недостатки.

22.    Деаэрация питательной воды на ТЭС. Способы деаэрации. Типы деаэраторов, принцип работы и варианты их включения в тепловую схему.

23.    Какие конструктивные меры используются для уменьшения осевых усилий в турбине? Методы контроля прогиба роторов.

24.    Характеристика дымовых газов. Пути снижения NOx и  SOx в продуктах сгорания. Примеры реализации на современных ТЭС. Нормы ПДК.

25.    Характеристика, различия воднохимических режимов барабанных и прямоточных котлов. Химическая обработка подпиточной воды. Требования к подпиточной воде.

26.    Особенности механизмов горения газа, твердых топлив в котлах. Зоны горения. Температурное распределение.

27.    Главные автоматические системы защиты турбины. Назначение, схемы, характеристики.

28.    Схемы газоснабжения ТЭС. Требования к ГРП,  назначение и работа элементов ГРП.

29.    Газотурбинные и парогазовые установки электростанций. Зависимость режимов работы от параметров наружного воздуха. Типы ПГУ, их особенности. Энергетические показатели.

30.    Типы, конструкции синхронных электрогенераторов турбоустановок на ТЭС, системы охлаждения и системы возбуждения. Параллельная работа турбогенераторов. Аварийные режимы.

31.    Контроль ползучести металла элементов и трубопроводов ТЭС. При каких значениях увеличения диаметра трубопроводов и труб необходима их замена?

32.    Системы парового уплотнения турбинных ступеней. Современные концевые уплотнители. Влияние на КПД ступеней.

33.    Последовательность операций пусков прямоточных котлов на общую паровую магистраль. Временные диаграмма и особенности пусков.

34.    Главные электрические схемы электростанций. Схемы на генераторном, среднем и высоком напряжении. Основное оборудование ОРУ и ЗРУ. Требования норм проектирования.

35.    Последовательность операций при пусках конденсационной турбоустановки. Временные диаграммы. Особенности пусков.

36.    Работа паровой турбины в режимах горячего, скрытого, вращающегося, холодного явного резерва мощности. Необходимые меры предосторожности при работе в этом режиме. Моторный режим.

37.    Режимы синхронного компенсатора электрогенератора, особенность работы паровой турбины в этом режиме. Назначение режима.

38.    Конструкция, принцип работы системы воздухоудаления в конденсаторе турбоустановки. Паровая и водяная плотность в конденсаторе. Контроль.

39.    Условия работы и выбор металла котла. Надёжность, ресурс работы металла.

40.    Назначение, принцип работы, типы обратных клапанов на ТЭС. Места их установки. Обозначения на схеме. Примеры по схеме ПТС.

41.    Пуск энергоблока с прямоточным котлом. Диаграммы работы. Особенности пуска. Надёжность работы энергоблока, режимная надёжность.

42.    Схема мазутного хозяйства на ТЭС. Запас мазута. Требования по паробезопасности. Контроль.

43.    Элементы системы маслоснабжения турбоустановки. Требования и нормы маслоснабжения. Качество масла, причина старения турбинного масла. Восстановительная обработка.

44.    Подготовка топлива на электростанциях,  работающих на угле, газе, мазуте, ядерном топливе. Проблемы экологии различных ТЭС и АЭС.

45.    Перепитка и упуск воды из барабана котла, их причина и последствия. Действия оператора.

46.    Блочные 3-х  фазные трансформаторы, трансформаторы собственных нужд, автотрансформаторы на ТЭС. Марка, характеристики и особенности эксплуатации.

47.    Параллельная работа силовых трансформаторов. Схемы заземления, элементы заземляющих устройств. Требования норм проектирования по заземлению.

48.    Особенности технологических схем, КЭС, ТЭЦ, АЭС. Ресурсы потребления станций для выработки электрической и тепловой энергии Экономическая эффективность станций.

49.    Условия работы последней ступени конденсационной турбины при переменном давлении за ступенью. Потери с выходной скоростью пара, их величина. Борьба с потерями.

50.    Пуск парового барабанного котла на общую магистраль. При каком давлении за котлом он подключается.

51.    Выбор и расчёт питательных насосов. Схемы включения питательных и бустерных насосов. Выбор мощности.

52.    Механизм сжигания жидкого топлива. Мазутные форсунки, их устройство, достоинства и недостатки.

53.    Профильные и концевые потери в решётках турбины. Дополнительные потери и методы их устранения.

54.    Промперегрев на ТЭС и ТЭЦ. Влияние на тепловую экономичность. Температура и давления промперегрева. Особенности промперегрева на ТЭЦ..

55.    Дымососы и вентиляторы для котельной устаноки. Принцип работы, конструкции. Аэродинамические характеристики. Схема выбора по мощности. Технические показатели. Регулирование.

56.    Работа турбоустановки на скользящем давлении пара. Как осуществляется изменение расхода пара через турбину. Достоинства и недостатки.

57.    Способы регулирования мощности энергоблока на ТЭС. Оценка их эффективности.

58.    Характеристика станционных, теплосетевых, электросетевых и системных аварий. Действия персонала.

59.    Силы, действующие на рабочие лопатки турбины. Степень реактивности. Влияние нарушений режима.

60.    Схемы слива дренажей регенеративных подогревателей. Пароохладители и охладители дренажа.

61.    Влияние числа ступеней на эффективность работы проточной части турбины. Возврат теплоты. Отражение на h-S диаграмме.

62.    Расчёт коэффициента избытка воздуха. Влияние на тепловые потери и КПД котла.

63.    Причины возникновения колебаний лопаток турбины. Резонанс и отстройка от резонанса. Контроль вибраций валопроводов. Критическая частота вращения ротора.

64.    Аварийные случаи остановки котла по ПТЭ.

65.    Загрязнение внутренних и наружных стенок труб трубного пучка конденсатора. Способы их очистки.

Принятый закон направлен на создание правовых, экономических и организационных основ стимулирования энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Подобная мера позволит экономить 10-20% стоимости услуг за электроэнергию. Это касается как населения, так и промышленных предприятий.

В документе содержится всего один прямой запрет – о прекращении с 2011 года производства и продажи ламп накаливания, мощностью 100 Вт и выше. Вместо них планируется наполнить рынок энергосберегающими аналогами, и делаться это будет поэтапно. В частности, с 1 января 2013 года может быть введен запрет на оборот ламп накаливания мощностью 75 Вт и более, а с 1 января 2014 года - мощностью 25 Вт и более. Для обеспечения безопасности людей и сохранения окружающей среды в соответствии с законопроектом правительством РФ должны быть определены требования к осветительным устройствам, электрическим лампам и утверждены правила утилизации использованных осветительных устройств и электрических ламп, а с 1 января 2011 года должна быть запущена соответствующая государственная программа, включающая, в том числе, систему приема использованных ламп у населения.

Международная группа учёных построила и испытала прототип аппарата, способного без промежуточных этапов обращать энергию Солнца в горючее. Для питания машине нужны свет, углекислый газ и вода.

На входе углекислый газ и вода на выходе синтезгаз и кислород.

КПД !!!  0.8 %

Какие есть мнения?

    Электричество наиболее дешево в середине ночи, и при помощи воздушных компрессоров воздух может быть закачан в пещеру или резервуар под давлением 55 атмосфер. Днем, когда электричество дороже, сжатый воздух нагревается при помощи того тепла, что было высвобождено и запасено в процессе компрессии, и затем используется в качестве дополнительного источника энергии для турбины.

    Пневмоаккумулирующая энергетическая установка - относительно малоэффективны, что же касается стоимости, то она составляет 1000$ на киловатт (для сравнения, хранилища на свинцово-кислых аккумуляторах обходятся в 3000$).

Сейчас в процессе реализации несколько проектов пневмоаккумулирующих энергетических установок, ведущихся на дотации правительства:

- Электрогазовая компания штата Нью-Йорк в данное время работает над проектом, который предполагает хранение сжатого воздуха в соляной пещере в северной части штата.

- Тихоокеанская электрогазовая компания занимается пневмоаккумулирующей энергоустановкой на 300 МВт в округе Керн, Калифорния.

    Ученые из Института по исследованию электроэнергии определили, что на 80% территории США имеются геологические образования, пригодные для постройки пневмоаккумулирующих энергетических установок. Также было установлено, что одна установка мощностью 300 МВт потребует наличия хранилища на 620 тысяч кубических метров, которого хватит на 8 часов электроснабжения.

     На территории США могут быть построены сотни таких установок. Они относительно недороги и способны превратить возобновляемые источники энергии, работающие нерегулярно, например, ветер, в более надежные. 

Оригинальная статья

    Для начала проект Sahara Solar Breeder (SSB) подразумевает возведение в пустыне завода по производству панелей солнечных батарей, благо основного материала для их изготовления – песка – вокруг предостаточно. Ожидается, что из его продукции будет тут же построена первая солнечная электростанция, которая обеспечит энергией расширенное производство солнечных батарей, которое позволит построить новую электростанцию, которая… и так далее.

    Ожидается, что произведенная электроэнергия будет аккумулироваться, передаваясь по сверхпроводниковым проводам. Конечно, такие установки потребуют охлаждения до температур порядка -240° C. Однако, по расчетам авторов проекта, даже при этом полученная энергия будет достаточно дешевой для потребителя.

Вообще, по словам представителя японской стороны Хидеоми Коинумы (Hideomi Koinuma), «до сих пор никто не пытался использовать песок пустынь в качестве исходного материала для получения высокочистого кремния, который требуется для производства панелей солнечных батарей». Но и это – не единственная технологическая сложность, которую предстоит решить авторам проекта. Так, им обязательно придется учесть необходимость работы в условиях нередких в Сахаре песчаных бурь. Видимо, для защиты от ветров и перепадов температур немалую часть всей установки и проводов придется устанавливать под песком, где условия намного более стабильны.

    Напомним, что нынешним летом солнечная энергетика преодолела важный рубеж: стоимость добываемого ей электричества сравнялась со стоимостью энергии, получаемой из традиционных источников.

Оригинальная статья