Реферат: Анализ экономических показателей ТЭС (ДВ регион)

Содержание

1. Введение…………………………………………………………...3

2. Состояние энергетической отрасли Дальнего Востока…….. 4

3. Характеристика бурых углей…………………………………. 15

4. Описание и принципиальная схема ТЭЦ на твердом

топливе…………………………………………………………... 18

5. Теория горения твердого топлива…………………………… 23

6. Расчет экономических показателей………………………….. 25

7. Заключение……………………………………………………… 29

8. Использованная литература………………………………….. 34

1 – Введение

В связи с серьезным обострением ситуации в энергетической отрасли Приморского края необходимость в изучении экономико-технических показателей основных производителей электроэнергии в регионе является одной из важнейших тем в наши дни.

Тепловые электростанции вырабатывают электрическую и тепловую энергию для нужд народного хозяйства страны и коммунально-бытового обслуживания. В зависимости от источника энергии различают тепловые электростанции (ТЭС), гидроэлектрические станции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и др. К ТЭС относятся конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). В состав государственных районных электростанций (ГРЭС), обслуживающих крупные промышленные и жилые районы, как правило, входят конденсационные электростанции, использующие органическое топливо и не вырабатывающие тепловой энергии наряду с электрической. ТЭЦ работают также на органическом топливе, но в отличие от КЭС наряду с электроэнергией производят горячую воду и пар для нужд теплофикации.

Одной из основных характеристик электростанций является установленная мощность, равная сумме номинальных мощностей электрогенераторов и теплофикационного оборудования. Номинальная мощность – это наибольшая мощность, при которой оборудование может работать длительное время в соответствии с техническими условиями.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанциями указанных типов, составляла примерно 95% суммарной вырабатываемой электроэнергии электростанций страны. В том числе на долю КЭС, ТЭЦ, АЭС и ГЭС приходилось соответственно около 48, 28, 6 и 19% вырабатываемой электроэнергии. Остальная мощность относится к электростанциям с дизельными и другими двигателями.[18,5,7]

ТЭС страны входят в состав сложной многокомпонентной топливно-энергетической системы, состоящей из предприятий топливодобывающей, топливоперерабатывающей промышленности, транспортных средств доставки топлива от места добычи потребителям, предприятий переработки топлива в удобный для использования вид и систем распределения энергии между потребителями. Развитие топливно-энергетической системы оказывает решающее влияние на уровень энерговооруженности всех отраслей промышленности и сельского хозяйства, рост производительности труда.

2 – Состояние энергетической отрасли Дальнего Востока

Развитие отрасли. В отраслевой структуре экономики регионов Дальнего Востока энергетика занимает весьма заметное место - от 12,7% в Приморском крае и до 37% в Магаданской области. По стоимости основных производственных фондов это одна из самых емких сфер народного хозяйства. В Магаданской и Амурской областях, к примеру, в энергетике сосредоточено до 40% всех ОПФ. В Приморском и Хабаровском краях, экономика которых более диверсифицирована, на долю электроэнергетики приходится около 10% ОПФ. Тем не менее электроэнергетика на Дальнем Востоке не является отраслью специализации. Ее высокий удельный вес сегодня обусловлен более резким спадом производства в других отраслях промышленности.

Максимальная в истории дальневосточной энергетики величина выработки электроэнергии была достигнута в 1991 г. - 48,1 млрд кВт-ч. Это в 4,6 раза больше по сравнению с 1970 г. Среднегодовые темпы прироста выработки электроэнергии за 1970-1991 гг. были выше, чем в среднем по России, и составили 7,5%. Столь высокая динамика в этот период связана с реализацией программ электрификации Транссибирской железнодорожной магистрали, а также ростом энергопотребления в промышленности и жилом секторе. После 1991 г. наблюдается постепенный спад в производстве электроэнергии, вызванный общим экономическим кризисом в стране. За период с 1991 по 1997 г. падение производства в электроэнергетике Дальнего Востока составило 21,3%, в то время как во всей промышленности более 50%. В целом годовые темпы спада здесь были выше, чем в среднем по России, что свидетельствует о более депрессивном состоянии экономики региона.[19,20]

К концу 1998 г. суммарная установленная мощность электроэнергетической промышленности на Дальнем Востоке достигла 13,4 млн кВт. Электрическую энергию вырабатывают более 8800 установок, как общего пользования, так и ведомственных. При этом около 85% энергии вырабатывают электростанции общего пользования, принадлежащие крупным энергетическим компаниям, входящим в структуру РАО "ЕЭС России". Для региона характерно наличие большого количества маломощных дизельных установок, работающих в отдаленных и труднодоступных в транспортном отношении населенных пунктах.

Дальний Восток относится к регионам с низким уровнем энергопотребления на душу населения. В 1990 г. валовое среднедушевое потребление электроэнергии здесь составляло 5800 кВт-ч при среднероссийском показателе 7254 кВт-ч. К 1996 г. энергопотребление в регионе снизилось до 4785 кВт-ч на душу населения, то есть на 18% по сравнению с 1990 г. В настоящее время среднедушевое потребление электроэнергии на Дальнем Востоке в 1,3-2,7 раза меньше, чем в индустриально развитых странах.

Несмотря на бурное развитие дальневосточной энергетики в предшествующие десятилетия, отрасль остается слабым звеном в экономике региона. Из-за отсутствия свободных средств в последние годы практически прекратилось техническое и технологическое обновление. Многие начатые в 80-е годы энергетические объекты заморожены либо строятся крайне медленными темпами. Кризис платежной системы обострил ситуацию с обеспечением Дальнего Востока топливным сырьем. Низкозатратные виды энергетики пока не стали приоритетными в экономике региона. В результате всего этого себестоимость энергии на Дальнем Востоке как минимум в 4 раза выше, чем в соседних сибирских регионах, максимально использующих гидроэнергетический потенциал (Иркутской области, Красноярском крае).[21,9,10]

Электроэнергетика в ее нынешнем состоянии оказывает мощное ценовое давление на структуру затрат в промышленных отраслях и в конечном счете делает продукцию дальневосточных предприятий неконкурентоспособной на внутреннем и мировом рынке.

Теплоэнергетика. Тепловые электростанции вырабатывают преобладающую долю всей производимой на Дальнем Востоке электроэнергии. Установленная мощность ТЭС общего пользования составляет 8,8 млн кВт, или 66% всех энергетических мощностей региона. В 1998 г. на долю тепловых электростанций приходилось 72% суммарной выработки электроэнергии на Дальнем Востоке.

Основным видом топлива для теплоэлектростанций является уголь. На угле работают все наиболее мощные электростанции региона: Приморская ГРЭС, Сахалинская ГРЭС, Аркагалинская ГРЭС (Магаданская область), Нерюнгринская ГРЭС (Якутия), а также ТЭЦ в административных центрах краев и областей Дальнего Востока.

Электростанции региона (за исключением якутских и до недавнего времени амурских) не обеспечены полностью местным топливом, несмотря на значительные запасы энергетических углей во всех регионах. В Хабаровском крае более 80% потребностей в твердом топливе удовлетворяется за счет ввоза из Якутии, Забайкалья, Амурской области и других регионов России. В Приморье доля привозного угля составляет 30%, в Сахалинской области - 13% от общей потребности.

Техническую основу теплоэлектростанций составляют турбоагрегаты и энергетическое оборудование российского производства. Максимальная единичная мощность турбоагрегата 215 тыс. кВт.[19,12,13]

Гидроэнергетика. На долю гидроэнергетики приходится 21% генерирующих мощностей на Дальнем Востоке и 27% суммарной выработки электроэнергии. При этом за последние семь лет удельный вес дальневосточных ГЭС в производстве электроэнергии вырос на 5 процентных пунктов.

Гидроэнергетические ресурсы используются в Амурской, Магаданской областях и Якутии. На территории Дальнего Востока действует шесть ГЭС: Зейская, Колымская, Вилюйская-1, -2, -3, Адычанская. К числу главных гидроэлектростанций относятся:

Зейская ГЭС в Амурской области. ГЭС возведена в 650 км от устья р.Зея, левого притока Амура. Ее строительство было начато в 1964 г., пуск первого гидроагрегата мощностью 215 тыс. кВт состоялся в 1975 г. К 1978 г. на станции работало пять генераторов суммарной мощностью 1075 тыс. кВт. В настоящее время установленная мощность Зейской ГЭС 1330 тыс. кВт. Это самая крупная гидроэлектростанция на Дальнем Востоке. Здесь впервые в стране была сооружена крупная массивно-контрфорсная плотина и установлены самые мощные поворотно-лопастные диагональные гидротурбины. Станция оснащена современным оборудованием российского производства и системами автоматики. Площадь водохранилища, образованного плотиной, - 2419 кв. км, емкость при проектном уровне - 68,42 кубических километра. Доля Зейской ГЭС в выработке электроэнергии в Амурской области составляет 76%, в дальневосточном регионе - 12%.

Колымская ГЭС в Магаданской области. Станция сооружена у впадения р.Дебин в Колыму. Строительство начато в 1978 г. В настоящее время генерирующая мощность ГЭС составляет 900 тыс. кВт. Колымская ГЭС производит около 80% электроэнергии в Магаданской области.

Вилюйская ГЭС в Республике Саха. Станция возведена у пос.Чернышевский, в Мирнинском улусе. Первая ее очередь мощностью 308 тыс. кВт строилась с 1963 по 1970 г. Вторая очередь (340 тыс. кВт) вступила в строй в 1976 г. Емкость водохранилища, образованного плотиной ГЭС, - 35,9 кубических километра. Общая генерирующая мощность станции 648 тыс. кВт, годовая выработка электроэнергии по проекту 2 млрд кВт-ч. В настоящее время Вилюйская ГЭС вместе с другими гидроэлектростанциями республики производит 40% от общей выработки электроэнергии в Якутии.

В последние годы с целью сокращения затрат на доставку в труднодоступные районы дорогостоящего твердого и жидкого топлива на Дальнем Востоке началось строительство малых ГЭС. В 1994 г. на ключе Восток-2, на севере Приморья была построена первая в регионе мини-ГЭС. Ее установленная мощность 160 кВт, проектная годовая выработка энергии 800 тыс. кВт-ч. Позднее мини-ГЭС появилась на Камчатке. Она построена на р.Кобалан (в 9 км от пос.Анавгай), запущена в 1995 г. и имеет мощность 100 кВт. Эта мини-ГЭС стала первой в серии малых ГЭС, которые будут построены в Быстринском районе Камчатской области.[19,20,21]

Другие источники производства энергии. Альтернативные виды энергетики на Дальнем Востоке развиты слабо. Вместе с атомной энергетикой их доля в производстве электроэнергии не превышает 0,7%, в то время как по России в целом 17%.

На территории Чукотского автономного округа, вблизи пос.Билибино действует единственная на Дальнем Востоке атомная электростанция - Билибинская, построенная в 1976 г. Она обслуживает малонаселенные и неразвитые в промышленном отношении районы, и потому ее мощность невелика - 48 тыс. кВт.

На Камчатке в незначительных масштабах используется энергия термальных источников. Здесь в 60-е годы построена Паужетская геотермальная теплоэлектростанция мощностью 11 тыс. кВт. В декабре 1998 г. сдан в эксплуатацию первый блок Верхнемутновской ГеоТЭС мощностью 4 тыс. кВт. В ближайшее время на этой станции будет смонтировано еще два блока такой же мощности.

Северо-восточная часть Сахалина - зона деятельности нефтегазодобывающей компании "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" - обслуживается Охинской ТЭЦ, работающей на природном газе. На более дешевое газовое топливо переведены некоторые электростанции Хабаровского края, расположенные на пути газопровода "Оха-Комсомольск".

Дальний Восток богат ветровой энергией, особенно в прибрежных районах. Однако этот источник энергии начал использоваться совсем недавно. В Хабаровском крае налажено собственное производство ветроэнергетических установок мощностью от 1,5 до 10 кВт и гибридных комплексов, в которых энергия ветра может быть совмещена с использованием энергии солнца, малых ГЭС, дизелей. На территории Дальнего Востока установлено немногим более 100 ветроэнергетических комплексов.

В незначительных масштабах используется солнечная энергия, преимущественно в Приморском крае - регионе наиболее благоприятном для развития солнечной энергетики. В настоящее время в эксплуатации находится около 20 солнечных водонагревательных систем, изготовленных по конструкциям Института проблем морских технологий ДВО РАН (Владивосток).[19]

Энергосистемы. На Дальнем Востоке генерирующие мощности и передающие сети объединены в шесть энергосистем. Самые крупные из них охватывают Приморский край (установленная мощность 2692 тыс. кВт) и Республику Саха (2036 тыс. кВт). Остальные энергосистемы имеют мощность менее 2 млн кВт.

С точки зрения энергообеспечения некоторые регионы Дальнего Востока в силу их географического положения являются изолированными и самодостаточными. Абсолютно замкнутые энергосистемы имеют Сахалинская и Камчатская области. Из Магаданской области возможны небольшие перетоки энергии в самые северные районы Якутии и в Чукотский автономный округ. Энергосистемы южной зоны образуют единую энергосеть "Восток", которая позволяет регулировать энергетический баланс в регионах, но не имеет выхода на российские магистральные линии электропередачи.

Традиционно энергодефицитными в этой сети были Приморский и Хабаровский края, где за счет собственных генерирующих мощностей покрывалось примерно 80% и 95% внутрирегиональных потребностей в электроэнергии. Недостающая электроэнергия поступала из Амурской области и Якутии. В часы пиковых нагрузок дефицит энергии в Приморском крае покрывался за счет перетоков из соседнего Хабаровского края. В последние годы в связи с резким падением промышленного производства Хабаровский край стал энергоизбыточным, а дефицит потребления в Приморье снизился до 5%.

В энергосетях обычно используется напряжение 110 и 220 кВ. Магистральные линии электропередачи напряжением 500 кВ являются федеральной собственностью. Большинство регионов обладают высокой степенью централизации электроснабжения.

Перспективы отрасли. Дальнейшее развитие электроэнергетической промышленности на Дальнем Востоке продиктовано необходимостью технической модернизации, более широкого использования высокорентабельных видов энергетики и дешевых местных ресурсов.

В рамках традиционной энергетики в будущем предполагается усилить роль гидроэлектростанций в обеспечении региона электроэнергией и теплом. Для этого в Амурской области, в 102 км от пос.Новобурейск, строится Бурейская ГЭС проектной мощностью 2000 тыс. кВт. Среднегодовая выработка на этой электростанции составит 7,1 млрд кВт-ч. Большая часть работ на Бурейской ГЭС выполнена. Ее ввод позволит компенсировать закрытие теплоэлектростанций с изношенным оборудованием и даст более дешевую электроэнергию соседним Хабаровскому и Приморскому краям. Кроме того, в северо-западной части Амурской области планируется построить еще одну ГЭС - на р.Гилюй. В Магаданской области в стадии строительства находится Усть-Среднеканская ГЭС проектной мощностью 1000 тыс. кВт. С вводом ее в эксплуатацию генерирующие мощности области возрастут в полтора раза. [1]

С целью обеспечения устойчивого и экономически эффективного энергоснабжения труднодоступных районов в Приморском крае и Камчатской области планируется продолжить строительство малых ГЭС. На Камчатке помимо малых ГЭС в Быстринском районе возводится каскад малых ГЭС на р.Толмачева, который будет включать три станции общей мощностью 45 тыс. кВт.[19,20]

На Сахалине в связи с широкомасштабным освоением в ближайшем будущем нефтегазовых месторождений приоритетное развитие получат электростанции, работающие на природном газе. В 1996 г. здесь начато строительство Ногликской газотурбинной станции. Расположенная в 6 км от магистрального газопровода Даги-Катангли-Ноглики, она будет потреблять до 71 млн куб. м газа в год и иметь мощность 72 тыс. кВт. В будущем планируется расширение Охинской ТЭЦ, на которой будут поставлены дополнительные парогазовые котлы единичной мощностью 80 тыс. кВт. Одновременно изолированный сегодня Охинский энергоузел предполагается соединить с Центральными энергосетями, тем самым будет завершено формирование единой энергосистемы на Сахалине. Прокладка газопровода на юг острова создаст условия для строительства Сахалинской ГРЭС-2 с парогазовыми генераторами мощностью 345 тыс. кВт. Новая электростанция позволит постепенно вывести из работы ныне действующую ГРЭС, которая исчерпала свой технический ресурс. На более экономичное и экологически чистое газовое топливо планируется перевести и ТЭЦ-1 в Южно-Сахалинске, которая работает сегодня на угле.

Программы газификации электроэнергетической промышленности имеют также Хабаровский край и Камчатская область. В Хабаровском крае на газовое топливо будут переведены энергообъекты, находящиеся по пути следования ныне действующего газопровода Оха-Комсомольск и вблизи строящегося газопровода Комсомольск-Хабаровск. На Камчатке существуют проекты освоения газовых месторождений полуострова с одновременным переводом на газовое топливо действующих ТЭЦ, которые сегодня работают на дорогом привозном угле. В первую очередь на парогазовую технологию планируется перевести электростанцию в Соболевском районе (12 тыс. кВт). В настоящее время с участием японских компаний прорабатываются проекты монтажа газомазутных котлоагрегатов мощностью 400-500 тонн пара в час на Владивостокской ТЭЦ и двух газомазутных энергоблоков по 100 тыс. кВт каждый на Партизанской ГРЭС.

Стратегия развития энергетики Дальнего Востока предполагает широкое использование там, где это возможно, нетрадиционных источников энергии. На Камчатке и Курильских островах намечается строительство нескольких геотермальных станций, в том числе Верхнемутновской ГеоТЭС установленной мощностью 12 тыс. кВт (первый блок сдан в эксплуатацию в 1998 г.), Мутновской ГеоТЭС из четырех энергоблоков общей мощностью 80 тыс. кВт. На действующей Паужетской ГеоТЭС в рамках программы ее модернизации планируется ввести дополнительные генераторы, в результате чего установленная мощность станции возрастет на 21 тыс. кВт. [19, 1]

В отдаленной перспективе при существенном росте потребления электроэнергии промышленностью может появиться необходимость в строительстве атомных и приливных электростанций. Площадки под АЭС выбраны в Приморском и Хабаровском краях, проведены предпроектные исследования. Районы, благоприятные для сооружения ПЭС, находятся на побережье Охотского моря в Хабаровском крае. Имеются довольно детальные проработки проектов сооружения приливных электростанций в Тугурском и Пенженском заливах, где приливные колебания уровня моря достигают 13-14 м. Средняя мощность Пенженской ПЭС по проекту определена в 11500 тыс. кВт. Вместе с Тугурской ПЭС (10000 тыс. кВт) она в принципе может полностью удовлетворить будущие потребности юга Дальнего Востока в электроэнергии. [1, 14]

3 – Характеристика бурых углей

Бурые угли наиболее часто применяются в качестве горючего вещества, используемого для получения тепловой энергии в электрических, промышленных и отопительных установках и относятся к органическому топливу. Бурые угли относятся к ископаемым топливам и являются продуктом растительного происхождения. Длительное образование угля сопровождалось сложными химическими процессами, происходившими при определенной умеренной температуре (не превышающей 200-300К) и высоком давлении.

Бурые угли представляют собой землистую однородную массу, не содержащую включений, или черно-бурую массу, содержащую включения черного блестящего и матового угля, или же однородную, почти черную блестящую массу с раковистым изломом. К ним относятся неспекающиеся угли с высоким выходом летучих (VГ>40). Повышенная влажность, а часто и зольность бурых углей служит причиной их невысокой теплоты сгорания. Они характеризуются высокой гигроскопичностью и высокой общей влажностью, пониженным содержанием углерода и повышенным содержанием кислорода. Эти угли обладают значительной склонностью к самовозгоранию.

По содержанию рабочей влаги они делятся на три группы:

- Б1 – с рабочей влагой >40%;

- Б2 – от 30 до 40%;

- Б3 – < 30%.

По крупности:

- К – 50-100 мм (крупный);

- О – 25-50 мм (орех);

- М – 13-25 мм (мелкий). [4, 16, 17]

Характеристика угля Артёмовского месторождения.

Марка: Б, Класс: БЗКОМ

Горючая масса:

Углерод: (СГ) – 71%; Водород (НГ): 5.7; Азот (NГ): 1.4; Кислород (ОГ): 21.3; Сера органическая (SГорг): 0.6; Выход летучих (VГ): 50%; Теплота сгорания: 28.99 МДж/кг (6900 ккал/кг).

Характер нелетучего остатка – порошкообразный.

Сухая масса:

Зола (%): АС – 25.0; АСпред – 28.5;

Сера общая (SСобщ): 0.4%

Гигроскопичность (WГИ): 9.0%

Рабочее топливо:

Влага: (WР) – 24.5%; (WРпред) – 29.0

Теплота сгорания (QРН): 14.85 МДж/кг (3570 ккал/кг).

Коэф. размолоспособности (КВТИЛО): 0.92

Плавкость золы (С0): t1 – 1140; t2 – 1435; t3 – 1495.

[4, 16, 17]

4 - Описание и принципиальная схема ТЭЦ на твердом топливе.

Тепловая схема ТЭЦ

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющих два регулируемых отбора пара, приведена в приложении.

Пар из парового котла 1, через пароперегреватель 2 поступает в турбину, имеющую часть высокого 3, среднего 4 и низкого 5 давлений. Промежуточный перегрев пара не предусмотрен. Отработавший пар сбрасывается в конденсатор 6, охлаждаемый циркуляционной водой 7. Образующийся конденсат конденсатным насосом 8 прокачивается через тракт регенерации низкого давления в диаэратор 15, обогреваемый паром отбора [18, 2].

Смешивающиеся в диаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 16 через подогреватели тракта регенерации высокого давления 17, 18, 19 подается в котел.

Тракт регенерации низкого давления содержит сальниковый подогреватель 10 (утилизирующий низкопотенциальные протечки DС.П через лабиринтовые уплотнения турбины) и охладитель эжекторного пара 9.

В рассматриваемой тепловой схеме предусмотрена двухступенчатая утилизация теплоты и рабочего тела продувочной воды в расширителях непрерывной продувки 22-23, которые по пару соединены с соответствующими (по давлению) точками тепловой схемы, а засоленные через теплообменник 24, подогревающий добавочную воду, сбрасывается в канализацию.

Турбина имеет органы, регулирующие поступление пара в турбину (а), из ЧВД в ЧСД (б), а из ЧСД в ЧНД (в). Прикрывая регулирующие органы б и в, можно получить разный пропуск пара в регулируемые отборы 25 и 26. Пар из отбора 25 поступает на производство DП, на диаэратор и регенерацию в ПВД-3. Конденсат от промышленного потребителя DК.N возвращается в схему электростанции. Пар из отбора 26, выполненного сдвоенным, поступает в сетевую установку и систему регенерации.

Сетевая установка предназначена тепловому потребителю 27 теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через подогреватели 29, 30 сетевыми насосами 1 (28) и второго (31) подъема и через перемычку 32 поступает к потребителю.

При низких наружных температурах имеется возможность догревать воду в пикововм водогрейном котле 23. Конденсат греющего пара из сетевых подогревателей сливается индивидуально в соответствующие (по температуре) точки линии основного конденсата [18].

Рассмотренная принципиальная тепловая схема является типовой. Содержание в ней отдельных элементов может варьироваться на конкретных тепловых электрических станциях, а схемы включения этих элементов в основной тракт и взаимосвязь с другими элементами определяются требованиями экономичности, надежности, ремонтопригодности, удобства в эксплуатации, режимными условиями.

Характеристики турбины и ее тепловой схемы Т-100/120-130

(использующейся на ТЭЦ-2 г. Владивостока)

Паровая турбина Т-100-130 Уральского тубромеханического завода номинальной мощностью 100 тыс. кВт при n – 3000 об/мин рассчитана для работы с конденцацией пара и одно-, двух- и трехступенчатым подогревом воды в сетевой подогревательной установке и в специально выделенном пучке конденсатора.

Расчетные параметры свежего пара Р0 = 12.75 МПа (130 кг/см2), t0 = 565 0C, номинальный расход охлаждающей воды 4.45 м3/с (16000 м3/ч). Турбина выполнена трехцилиндровой с 25 ступенями. В цилиндре высокого давления (ЦВД) 9 ступеней, цилиндр среднего давления (ЦСД) имеет 14 ступеней (10-23), цилиндр низкого давления (ЦНД) 2 ступени (24-25). Турбина имеет семь отборов, в том числе два регулируемых, отопительных (после 21-й и 23-й ступеней) и пять нерегулируемых (после 9, 11, 14, 17, и 19-й ступеней).

Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рисунке. Подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется последовательно в охладителе эжектора (ЭЖ), сальниковом холодильнике (СХ), сальниковом подогревателе (СП), подогревателях низкого давления П1, П2, П3, П4, деаэраторе с давлением 0.589 МПа (6 кг/см2) и в трех подогревателях высокого давления П5, П6, П7. Подогреватели высокого давления имеют встроенные охладители пара и дренажа. Слив конденсата из подогревателей высокого давления – каскадный в деаэратор. Слив конденсата из ПНД4 в ПНД2 – каскадный, а из ПНД2 конденсат подается дренажным насосом в линию основного конденсатора за ПНД2. Слив конденсата из ПНД1, СП, СХ, ПЭ осуществляется в конденсатосборщик конденсатора.

Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях ПСВ1 и ПСВ2 (двухступенчатый подогрев). Кроме того, для подогрева сетевой воды может быть использован специально выделенный теплофикационный пучок в конденсаторе (ТФК). В этом случае схема подогрева воды трехступенчатая.

Сетевой подогреватель №1 (ПСВ1) обогревается паром нижнего отопительного отбора (после 23-й ступени) и по пару не отключается. Сетевой подогреватель №2 (ПСВ2) питается паром верхнего отопительного отбора (после 21-й ступени). Конденсат греющего пара из ПСВ1 сливным насосом перекачивается в линию основного конденсатора за ПНД1, а из ПСД2 – в линию основного конденсатора за ПНД2.

Расход сетевой воды через сетевую установку составляет 417-1390 кг/с (1500-5000 т/ч) и должен быть одинаковым через оба сетевых подогревателя при их одновременной работе.

Максимальный расход пара на турбину 127.5 кг/c (460 т/ч). Номинальная нагрузка отборов – 186 МВт (160 Гкал/ч), что соответствует расходу пара ~ 86.2 кг/с (310 т/ч). Для модернизированной турбины Т-100/120-130-3 максимальный расход пара на турбину составляет 485 т/ч, отопительная нагрузка отборов 214 МВт (186 Гкал/ч). При использовании пучка конденсатора (ТФК) максимальная нагрузка регулируемых отборов при номинальной мощности 100 МВт расход пара на турбину составляет 100 кг/с (360 т/ч), максимальный пропуск пара через отсек 22, 23-й ступени не должен превышать 86.2 кг/с (310 т/ч). Пределы регулирования давления: в верхнем теплофикационном отборе 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2); в нижнем теплофикационном отборе 0.049-0196 МПа (0.5-2.0 кгс/см2) [15, 18].

5 - Теория горения твердого топлива

Горение твердого топлива проходит через ряд стадий, накладывающихся друг на друга: прогрев, испарение влаги, выделение летучих и образование кокса, горение летучих и кокса. Определяющей является стадия горения кокса, т.е. углерода, т.к. углерод является главной горючей составляющей почти всех натуральных твердых топлив, кроме того, стадия горения кокса продолжительнее всех остальных (может занимать до 90% всего времени, необходимого для горения). Все стадии горения требуют затрат теплоты (иногда до 20-25% сгорания топлива). Процесс горения описывается следующими уравнениями реакций [3, 6]:

С + О2 = СО2 (5.1)

2С + О2 = 2СО (5.2)

С + СО2 = 2СО (5.3)

2СО + О2 = 2СО2 (5.4)

- первые три – гетерогенные, последняя – гомогенная.

Во время горения частицы твердого топлива с диаметром d обдуваются газом, имеющим плотность p со скоростью w0.

Это создает силу давления набегающего потока на частицы:

Pc = C(pd2/4)(w20/2)p (5.5)

где С – коэффициент, зависящий от критерия рейнольдса.

Если сила тяжести частиц G>PC, то имеем плотный (неподвижный) слой в слоевых топках, если G<PC, то взвешенный слой в камерных (факельных или циклонных). Возможен и промежуточный режим псевдоожиренного (кипящего) слоя, когда соблюдается условие G<PC, но после прохождения слоя скорость газов падает до значения wоп, поскольку свободное течение увеличивается; соответственно уменьшается и сила аэродинамического давления до Pn<G; в итоге имеем PC<G<Pn.

Рассмотрение структуры горящего слоя позволяет составить более детальную картину процесса горения. Под слоем свежего топлива находится горящий кокс. После подогрева поступившего топлива происходит испарение влаги и выделение летучи. Одновременно с выделением летучих образуется кокс, опускающийся в нижний слой взамен выгоревшего в нем кокса. С раскаленных кусочков кокса каплями вниз стекает шлак, затвердевая на колосниковой решётке, откуда периодически его удаляют.

В нижней части кокса одновременно образуются оба окисла углерода СО2 и СО. Эту зону называют окислительной зоной.

К концу окислительной зоны концентрация кислорода снижается до 1-2%, а СО2 достигает максимума. Над окисленной зоной находится восстановительная зона, в которой кислород практически отсутствует.

Углекислый газ здесь взаимодействует с раскаленным углеродом с образованием окиси углерода, что приводит к уменьшению содержимого углекислого газа и увеличению окиси углерода по высоте восстановительной зоны.

В восстановительной зоне возможно также эндотермическая реакция разложения водяных паров с образованием еще одного горючего компонента – водорода. Образование горючих газов из топлива (СО, Н) составляет процесс газификации топлива.

Температура в окислительной зоне резко возрастает по высоте и достигает максимума там, где наибольшая концентрация СО2. В восстановительной зоне температура меньше чем в окислительной (реакция взаимодействия СО2 с раскаленным С – эндотермическая) [9, 6, 4].

Знание структуры горящего слоя оказывает реальную помощь при проектировании и выборе типа котла для сжигания органического топлива.

6 – Расчет экономических показателей

Термический КПД цикла для теплоэлектроцентрали определяется как отношение полезной работы к подведенной теплоте. Поскольку на ТЭЦ значительная часть теплоты используется не для производства механической работы, то и термический КПД при этом снижается.

Начальные параметры для расчета технико-экономических показателей ТЭЦ:

hТР=71.2%;

hПК=63.3%;

QС=21100000 кДж;

NЭ=550000 кДж;

QТУ=1850000 кДж;

QТ=490000 кДж;

QОПТ=220000 кДж.

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии можно записать следующим образом:

(6.1)

где QТУ и QТ – соответственно расходы теплоты турбоустановкой и внешним потребителем.

Коэффициент полезного действия теплофикационной турбоустановки по отпуску тепловой энергии учитывает потери теплоты, связанные в основном с потерями в окружающую среду в сетевых подогревателях и трубопроводах до границы ТЭЦ [18]:

(6.2)

где QОТП и QТ – соответственно отпуск теплоты внешнему потребителю и затраты теплоты на него турбоустановкой [18].

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии [18]:

(6.3),

где - расход топлива на производство теплоты, отпускаемой потребителю.

КПД ТЭЦ по производству теплоты для внешнего потребителя [18]:

(6.4)

Общий КПД ТЭЦ [18]:

(6.5)

Расход топлива на ТЭЦ разделяют между выработанной электроэнергией и теплотой. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг/(кВт ч) [18],

(6.6)

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты для внешнего потребителя, кг/(кВт ч) или кг/ГДжm [18],

или (6.7)

Проведя технико-экономический расчет показателей ТЭЦ можно сделать следующие выводы: КПД по производству теплоты больше чем КПД по производству электроэнергии. Это связано с потерями при преобразовании тепловой энергии пара в электрическую, за счет вращение турбинных лопастей. Общий КПД ТЭЦ 41.2% - что является приемлемым для станций подобного уровня. Необходимо также учитывать, что вышеназванные параметры напрямую зависят от качества топлива, правильности его подготовки и режимов работы ТЭЦ. В среднем подобные данные остаются характерными для ТЭЦ, работающих на бурых углях.

7 – Заключение

Положение в электроэнергетике региона и Дальнего востока в целом сегодня близко к кризисному - продолжается спад производства. Государственная политика формирования рыночных отношений в электроэнергетике России не учитывает свойств и особенностей регионов и отраслей. Концепция, как нужно строить рыночные отношения в области энергетики, ИМЕЕТСЯ , НО ДЕТАЛЬНО ПРОРОБОТАННОЙ , ПОЛНОЦЕННОЙ ПРОГРАММЫ ПЕРЕХОДА К РЫНК-У СЕГОДНЯ НЕТ.

Одной из составляющих энергетической политики России и ее регионов должно стать формирование нового механизма управления функционированием и развитием электроэнергетического комплекса. Это необходимо проводить в рамках осуществляемых в стране общих экономических реформ с учетом особенностей электроэнергетического комплекса. Поскольку эти и другие необходимые основы рыночной экономики пока не сформированы, и это потребует длительного времени, то невозможность саморегулирования на рыночных принципах должна быть компенсирована сильным государственным регулированием экономических процессов. Единственным известным на данный момент выходом из противоречия между целью (создание эффективной рыночной экономики) и объективной необходимостью сохранения централизованного управления является создание двухсекторной экономики, в которой параллельно функционирует рыночный и государственно-управляемый секторы. Можно отметить, что сторонниками такого пути реформирования экономики являются такие известные экономисты , как Я. Корнай , П. Мюрелл , Р. Макконен , В. Белкин , Г. Ханин - активные приверженцы рыночной экономики и хорошо понимающие огромные проблемы в параллельном существовании частного и государственного секторов.

Рыночный сектор должен формироваться, прежде всего, в отраслях, близких к конечной продукции (торговля, легкая и пищевая промышленности, сельское хозяйство, строительство), а также, по мере готовности, и в других производствах, где отсутствует (или относительно легко может быть разрушен) монополизм и сбои в работе которых не ведут к большим ущербам и к дестабилизации экономики.

Электроэнергетика обладает рядом особенностей, обусловливающих необходимость сохранения в ближайшей перспективе необходимость сохранения преимущественно государственного управления его функционированием и развитием. К ним относятся :

- особая важность для населения и всей экономики обеспечения надежного энергоснабжения;

- высокая капиталоемкость и сильная инерционность развития электроэнергетики;

- монопольное положение отдельных предприятий и систем по технологическим условиям, а также вследствие сложившейся в нашей стране высокой концентрации мощностей электроэнергетики;

- отсутствие необходимых для рыночной экономики резервов в производстве и транспорте энергоресурсов:

- высокий уровень опасности объектов электроэнергетики для населения и природы.

Только учтя вышеперечисленные особенности электроэнергетики можно подходить к решению политических, экономических и социальных проблем и постановке целей в будущем планировании.

8 – Использованная литература:

1. Энергетика сегодня и завтра. под ред. Дъякова.- М.: Энергия, 1990.

2. Баскаков А.П. Теплотехника.- М.: Энергоатомиздат, 1991.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Теплотехнический справочник в 2х томах, под ред. В.Н. Юренева и др. – М.: Энергия, 1967.

5. Немцев З.Ф., Ареньев Г.В. Теплотехнические установки и теплоснабжение.- М.: Энергоатомиздат, 1986.

6. Теплоэнергетика и теплофизика. под ред. Григорьева.- М.: Энергия, 1980.

7. Расчет тепловой схемы ТЭС: Указания к курсовому проэкту, О.В.Распутин.- В.: ДВПИ, 1990.

8. Рыжкин В.Я. Тепловые Электрические Станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

9. Физико-технические аспекты процессов горения и газификации твердого топлива. ред. колл.: Козлова С.Г. и др. - М.: ЭНИН, 1987.

10. Экономия топлива на эл. ст. и в энергосистемах: Сборник статей. А.С. Горшкова. - М.: Энергия, 1967.

11. Мезенцев А.П. Основы расчета мероприятий по экономии тепловой энергии и топлива. М.: Энергия, 1970.

12. Левин Е.М., Гохштейн Г.П., Верхивер Г.П. Тепловые схемы и оборудование энергоблоков. - М.: Энергия, 1972.

13. Вопросы повышения КПД паротурбинных электростанций. - М-Л.: Госэнергкомиздат, 1960.

14. Потехонов В.Л. Тепловые Электрические Станции. М.: Энергия, 1977.

15. Бачаров И.Д. Турбоустановки Владивостокской ТЭЦ2: уч. пособие. - В: ДВГТУ, 1995.

16. Энергетическое топливо СССР: Справочник., под ред. Т.А. Зикеева. - М.: Энергия, 1972.

17. Михайлов Н.М., Шарков Т.А., Физические свойства топлива.- М.: Энергия, 1972.

18. Угрюмова С.Д. Теплотехника. - В: ДВГАЭУ, 1999. 296 с.

19. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях. - М.: Минтопэнерго, 1992. 68 с.

20. Э. Г. Вязьмин и др. Основные направления теплоснабжающих систем Сибири на перспективу до 2010 г.// Направления развития энергетики Сибири. - Иркутск, 1990. 82-93 с.

21. Меренков А. П. и др. Проблемы преобразования теплового хозяйства России // Изд.: РАН. Энергетика, 1992.