трусики женские украина

На головну

 Аналіз економічних показників ТЕС (ДВ регіон) - Теплотехніка

Зміст

1. Введення .................................................................. ... 3

2. Стан енергетичної галузі Далекого Сходу ...... .. 4

3. Характеристика бурого вугілля ........................................ 15

4. Опис і принципова схема ТЕЦ на твердому

паливі .................................................................. ... 18

5. Теорія горіння твердого палива ................................. 23

6. Розрахунок економічних показників .............................. .. 25

7. Висновок ............................................................... 29

8. Використана література ....................................... .. 34

1 - Введення

У зв'язку з серйозним загостренням ситуації в енергетичній галузі Приморського краю необхідність у вивченні економіко-технічних показників основних виробників електроенергії в регіоні є однією з найважливіших тем в наші дні.

Теплові електростанції виробляють електричну та теплову енергію для потреб народного господарства країни та комунально-побутового обслуговування. Залежно від джерела енергії розрізняють теплові електростанції (ТЕС), гідроелектричним станції (ГЕС), атомні електростанції (АЕС) та ін. До ТЕС відносяться конденсаційні електростанції (КЕС) і теплоелектроцентралі (ТЕЦ). До складу державних районних електростанцій (ДРЕС), що обслуговують великі промислові і житлові райони, як правило, входять конденсаційні електростанції, що використовують органічне паливо і не виробляють теплової енергії поряд з електричною. ТЕЦ працюють також на органічному паливі, але на відміну від КЕС поряд з електроенергією виробляють гарячу воду і пар для потреб теплофікації.

Однією з основних характеристик електростанцій є встановлена ??потужність, яка дорівнює сумі номінальних потужностей електрогенераторів і теплофикационного обладнання. Номінальна потужність - це найбільша потужність, при якій обладнання може працювати тривалий час у відповідності з технічними умовами.

Електроенергія, що виробляється електростанціями зазначених типів, становила приблизно 95% сумарної вироблюваної електроенергії електростанцій країни. У тому числі на частку КЕС, ТЕЦ, АЕС і ГЕС припадало відповідно близько 48, 28, 6 і 19% вироблюваної електроенергії. Інша потужність відноситься до електростанцій з дизельними та іншими двигунами. [18,5,7]

ТЕС країни входять до складу складної багатокомпонентної паливно-енергетичної системи, що складається з підприємств топліводобивающіх, топлівоперерабативающей промисловості, транспортних засобів доставки палива від місця видобутку споживачам, підприємств переробки палива в зручний для використання вигляд і систем розподілу енергії між споживачами. Розвиток паливно-енергетичної системи робить вирішальний вплив на рівень енергоозброєності всіх галузей промисловості і сільського господарства, зростання продуктивності праці.

2 - Стан енергетичної галузі Далекого Сходу

Розвиток галузі. У галузевій структурі економіки регіонів Далекого Сходу енергетика займає дуже помітне місце - від 12,7% в Приморському краї і до 37% в Магаданській області. За вартістю основних виробничих фондів це одна з найбільш ємних сфер народного господарства. У Магаданській і Амурській областях, наприклад, в енергетиці зосереджено до 40% всіх ОПФ. У Приморському та Хабаровському краях, економіка яких більш диверсифікована, на частку електроенергетики припадає близько 10% ОПФ. Проте електроенергетика на Далекому Сході не є галуззю спеціалізації. Її висока питома вага сьогодні обумовлений більш різким спадом виробництва в інших галузях промисловості.

Максимальна в історії далекосхідної енергетики величина виробітку електроенергії була досягнута в 1991 р - 48,1 млрд кВт-год. Це в 4,6 рази більше в порівнянні з 1970 р Середньорічні темпи приросту виробітку електроенергії за 1970-1991 рр. були вищими, ніж в середньому по Росії, і склали 7,5%. Настільки висока динаміка в цей період пов'язана з реалізацією програм електрифікації Транссибірської залізничної магістралі, а також зростанням енергоспоживання в промисловості і житловому секторі. Після 1991 р спостерігається поступовий спад у виробництві електроенергії, викликаний загальною економічною кризою в країні. За період з 1991 по 1997 р падіння виробництва в електроенергетиці Далекого Сходу склало 21,3%, в той час як у всій промисловості більше 50%. В цілому річні темпи спаду тут були вищими, ніж в середньому по Росії, що свідчить про більш депресивному стані економіки регіону. [19,20]

До кінця 1998 р сумарна встановлена ??потужність електроенергетичної промисловості на Далекому Сході досягла 13,4 млн кВт. Електричну енергію виробляють понад 8800 установок, як загального користування, так і відомчих. При цьому близько 85% енергії виробляють електростанції загального користування, що належать великим енергетичним компаніям, що входять в структуру РАО "ЄЕС Росії". Для регіону характерна наявність великої кількості малопотужних дизельних установок, що працюють у віддалених і важкодоступних в транспортному відношенні населених пунктах.

Далекий Схід належить до регіонів з низьким рівнем енергоспоживання на душу населення. У 1990 р валове середньодушове споживання електроенергії тут становило 5800 кВт-год при среднероссійском показнику 7254 кВт-год. До 1996 енергоспоживання в регіоні знизилося до 4785 кВт-год на душу населення, тобто на 18% порівняно з 1990 р В даний час середньодушове споживання електроенергії на Далекому Сході в 1,3-2,7 рази менше, ніж в індустріально розвинених країнах.

Незважаючи на бурхливий розвиток далекосхідної енергетики в попередні десятиліття, галузь залишається слабкою ланкою в економіці регіону. Через відсутність вільних коштів в останні роки практично припинилося технічне та технологічне оновлення. Багато розпочаті в 80-і роки енергетичні об'єкти заморожені або будуються вкрай повільними темпами. Криза платіжної системи загострив ситуацію із забезпеченням Далекого Сходу паливним сировиною. Низьковитратні види енергетики поки не стали пріоритетними в економіці регіону. В результаті всього цього собівартість енергії на Далекому Сході як мінімум в 4 рази вище, ніж в сусідніх сибірських регіонах, максимально використовують гідроенергетичний потенціал (Іркутської області, Красноярському краї). [21,9,10]

Електроенергетика в її нинішньому стані надає потужний ціновий тиск на структуру витрат в промислових галузях і в кінцевому рахунку робить продукцію далекосхідних підприємств неконкурентоспроможною на внутрішньому і світовому ринку.

Теплоенергетика. Теплові електростанції виробляють переважну частку усієї виробленої на Далекому Сході електроенергії. Встановлена ??потужність ТЕС загального користування становить 8,8 млн кВт, або 66% всіх енергетичних потужностей регіону. У 1998 р на частку теплових електростанцій припадало 72% сумарної вироблення електроенергії на Далекому Сході.

Основним видом палива для теплоелектростанцій є вугілля. На вугіллі працюють всі найбільш потужні електростанції регіону: Приморська ГРЕС, Сахалінська ГРЕС, Аркагалінская ГРЕС (Магаданська область), Нерюнгринская ГРЕС (Якутія), а також ТЕЦ в адміністративних центрах країв і областей Далекого Сходу.

Електростанції регіону (за винятком якутських і до недавнього часу амурських) не забезпечені повністю місцевим паливом, незважаючи на значні запаси енергетичного вугілля в усіх регіонах. У Хабаровському краї більше 80% потреб у твердому паливі задовольняється за рахунок ввезення з Якутії, Забайкалля, Амурської області та інших регіонів Росії. У Примор'ї частка привізного вугілля становить 30%, в Сахалінської області - 13% від загальної потреби.

Технічну основу теплоелектростанцій складають турбоагрегати і енергетичне обладнання російського виробництва. Максимальна одинична потужність турбоагрегату 215 тис. КВт. [19,12,13]

Гідроенергетика. На частку гідроенергетики припадає 21% генеруючих потужностей на Далекому Сході і 27% сумарної вироблення електроенергії. При цьому за останні сім років питома вага далекосхідних ГЕС у виробництві електроенергії зріс на 5 процентних пунктів.

Гідроенергетичні ресурси використовуються в Амурській, Магаданської областях і Якутії. На території Далекого Сходу діє шість ГЕС: Зейская, колімська, Вилюйская-1, -2, -3, Адичанская. До числа головних гідроелектростанцій відносяться:

Зейська ГЕС в Амурській області. ГЕС зведена в 650 км від гирла р.Зея, лівої притоки Амура. Її будівництво було розпочато в 1964 р, пуск першого гідроагрегату потужністю 215 тис. КВт відбувся в 1975 р До 1978 на станції працювало п'ять генераторів сумарною потужністю 1075 тис. КВт. В даний час встановлена ??потужність Зейской ГЕС 1330 тис. КВт. Це найбільша гідроелектростанція на Далекому Сході. Тут вперше в країні була споруджена велика масивно-контрфорсної гребля і встановлені найпотужніші поворотно-лопатеві діагональні гідротурбіни. Станція оснащена сучасним обладнанням російського виробництва і системами автоматики. Площа водосховища, утвореного греблею, - 2419 кв. км, ємність при проектному рівні - 68,42 кубічних кілометра. Частка Зейской ГЕС у виробленні електроенергії в Амурській області становить 76%, в далекосхідному регіоні - 12%.

Колимська ГЕС в Магаданській області. Станція споруджена у впадання р.Дебін в Колиму. Будівництво розпочато в 1978 р В даний час генеруюча потужність ГЕС становить 900 тис. КВт. Колимська ГЕС виробляє близько 80% електроенергії в Магаданській області.

Вилюйская ГЕС в Республіці Саха. Станція зведена у пос.Чернишевскій, в Мірнінского улусі. Перша її черга потужністю 308 тис. КВт будувалася з 1963 по 1970 р Друга черга (340 тис. КВт) вступила в дію в 1976 р Ємність водосховища, утвореного греблею ГЕС, - 35,9 кубічних кілометра. Загальна генеруюча потужність станції 648 тис. КВт, річне вироблення електроенергії за проектом 2 млрд кВт-год. В даний час Вилюйская ГЕС разом з іншими гідроелектростанціями республіки виробляє 40% від загального виробітку електроенергії в Якутії.

В останні роки з метою скорочення витрат на доставку у важкодоступні райони дорогого твердого та рідкого палива на Далекому Сході почалося будівництво малих ГЕС. У 1994 р на ключі Восток-2, на півночі Примор'я була побудована перша в регіоні міні-ГЕС. Її встановлена ??потужність 160 кВт, проектна річна вироблення енергії 800 тис. КВт-год. Пізніше міні-ГЕС з'явилася на Камчатці. Вона побудована на р.Кобалан (в 9 км від пос.Анавгай), запущена в 1995 р і має потужність 100 кВт. Ця міні-ГЕС стала першою в серії малих ГЕС, які будуть побудовані в Бистрінском районі Камчатської області. [19,20,21]

Інші джерела виробництва енергії. Альтернативні види енергетики на Далекому Сході розвинені слабко. Разом з атомною енергетикою їх частка у виробництві електроенергії не перевищує 0,7%, в той час як по Росії в цілому 17%.

На території Чукотського автономного округу, поблизу пос.Білібіно діє єдина на Далекому Сході атомна електростанція - Билибинская, побудована в 1976 р Вона обслуговує малонаселені і нерозвинені в промисловому відношенні райони, і тому її потужність невелика - 48 тис. КВт.

На Камчатці в незначних масштабах використовується енергія термальних джерел. Тут в 60-і роки побудована Паужетская геотермальна теплоелектростанція потужністю 11 тис. КВт. У грудні 1998 р зданий в експлуатацію перший блок Верхнемутновской ГеоТЕС потужністю 4 тис. КВт. Найближчим часом на цій станції буде змонтовано ще два блоки такої ж потужності.

Північно-східна частина Сахаліну - зона діяльності нафтогазовидобувної компанії "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" - обслуговується Охінском ТЕЦ, що працює на природному газі. На більш дешеве газове паливо переведені деякі електростанції Хабаровського краю, розташовані на шляху газопроводу "Оха-Комсомольськ".

Далекий Схід багатий вітровою енергією, особливо в прибережних районах. Однак це джерело енергії почав використовуватися зовсім недавно. У Хабаровському краї налагоджено власне виробництво вітроенергетичних установок потужністю від 1,5 до 10 кВт і гібридних комплексів, в яких енергія вітру може бути поєднана з використанням енергії сонця, малих ГЕС, дизелів. На території Далекого Сходу встановлено трохи більше 100 вітроенергетичних комплексів.

У незначних масштабах використовується сонячна енергія, переважно в Приморському краї - регіоні найбільш сприятливому для розвитку сонячної енергетики. В даний час в експлуатації знаходиться близько 20 сонячних водонагрівальних систем, виготовлених по конструкціях Інституту проблем морських технологій ДВО РАН (Владивосток). [19]

Енергосистеми. На Далекому Сході генеруючі потужності та передавальні мережі об'єднані в шість енергосистем. Найбільші з них охоплюють Приморський край (встановлена ??потужність 2692 тис. КВт) і Республіку Саха (2036 тис. КВт). Решта енергосистеми мають потужність менше 2 млн кВт.

З точки зору енергозабезпечення деякі регіони Далекого Сходу в силу їх географічного положення є ізольованими і самодостатніми. Абсолютно замкнуті енергосистеми мають Сахалінська і Камчатська області. З Магаданської області можливі невеликі перетоки енергії в північні райони Якутії і в Чукотський автономний округ. Енергосистеми південної зони утворюють єдину енергомережу "Схід", яка дозволяє регулювати енергетичний баланс в регіонах, але не має виходу на російські магістральні лінії електропередачі.

Традиційно енергодефіцитними у цій мережі Приморський і Хабаровський краї, де за рахунок власних генеруючих потужностей покривалося приблизно 80% і 95% внутрішньорегіональних потреб в електроенергії. Недостатня електроенергія надходила з Амурської області і Якутії. У години пікових навантажень дефіцит енергії в Приморському краї покривався за рахунок перетоків з сусіднього Хабаровського краю. В останні роки у зв'язку з різким падінням промислового виробництва Хабаровський край став енергонадлишкових, а дефіцит споживання в Примор'ї знизився до 5%.

У енергомережах зазвичай використовується напруга 110 і 220 кВ. Магістральні лінії електропередачі напругою 500 кВ є федеральною власністю. Більшість регіонів мають високий ступінь централізації електропостачання.

Перспективи галузі. Подальший розвиток електроенергетичної промисловості на Далекому Сході продиктовано необхідністю технічної модернізації, більш широкого використання високорентабельних видів енергетики і дешевих місцевих ресурсів.

В рамках традиційної енергетики в майбутньому передбачається посилити роль гідроелектростанцій у забезпеченні регіону електроенергією та теплом. Для цього в Амурській області, в 102 км від пос.Новобурейск, будується Бурейська ГЕС проектною потужністю 2000 тис. КВт. Середньорічне вироблення на цій електростанції складе 7,1 млрд кВт-год. Більша частина робіт на Бурейской ГЕС виконано. Її введення дозволить компенсувати закриття теплоелектростанцій з зношеним обладнанням та дасть більш дешеву електроенергію сусіднім Хабаровському і Приморському краях. Крім того, в північно-західній частині Амурської області планується побудувати ще одну ГЕС - на р.Гілюй. У Магаданській області в стадії будівництва знаходиться Усть-Среднеканская ГЕС проектною потужністю 1000 тис. КВт. З введенням її в експлуатацію генеруючі потужності області зростуть у півтора рази. [1]

З метою забезпечення сталого та економічно ефективного енергопостачання важкодоступних районів у Приморському краї і Камчатської області планується продовжити будівництво малих ГЕС. На Камчатці крім малих ГЕС в Бистрінском районі зводиться каскад малих ГЕС на р.Толмачева, який включатиме три станції загальною потужністю 45 тис. КВт. [19,20]

На Сахаліні у зв'язку з широкомасштабним освоєнням в найближчому майбутньому нафтогазових родовищ пріоритетний розвиток отримають електростанції, що працюють на природному газі. У 1996 р тут розпочато будівництво Ноглікской газотурбінної станції. Розташована в 6 км від магістрального газопроводу цебто-Катангли-Ногліки, вона буде споживати до 71 млн куб. м газу на рік і мати потужність 72 тис. кВт. У майбутньому планується розширення Охінском ТЕЦ, на якій будуть поставлені додаткові парогазові котли одиничною потужністю 80 тис. КВт. Одночасно ізольований сьогодні Охинський енерговузол передбачається з'єднати з Центральними енергомережами, тим самим буде завершено формування єдиної енергосистеми на Сахаліні. Прокладка газопроводу на південь острова створить умови для будівництва Сахалінської ГРЕС-2 з парогазовими генераторами потужністю 345 тис. КВт. Нова електростанція дозволить поступово вивести з роботи нині діючу ГРЕС, яка вичерпала свій технічний ресурс. На більш економічне і екологічно чисте газове паливо планується перевести і ТЕЦ-1 в Південно-Сахалінську, яка працює сьогодні на вугіллі.

Програми газифікації електроенергетичної промисловості мають також Хабаровський край і Камчатська область. У Хабаровському краї на газове паливо будуть переведені енергооб'єкти, що знаходяться по шляху проходження нині діючого газопроводу Оха-Комсомольск і поблизу споруджуваного газопроводу Комсомольськ-Хабаровськ. На Камчатці існують проекти освоєння газових родовищ півострова з одночасним перекладом на газове паливо діючих ТЕЦ, які сьогодні працюють на дорогому привізній вугіллі. У першу чергу на парогазову технологію планується перевести електростанцію в Соболевським районі (12 тис. КВт). В даний час за участю японських компаній опрацьовуються проекти монтажу газомазутних котлоагрегатів потужністю 400-500 тонн пари на годину на Владивостоцької ТЕЦ і двох газомазутних енергоблоків по 100 тис. КВт кожен на Партизанської ГРЕС.

Стратегія розвитку енергетики Далекого Сходу передбачає широке використання там, де це можливо, нетрадиційних джерел енергії. На Камчатці і Курильських островах намічається будівництво кількох геотермальних станцій, у тому числі Верхнемутновской ГеоТЕС встановленою потужністю 12 тис. КВт (перший блок зданий в експлуатацію в 1998 р), Мутновскій ГеоТЕС з чотирьох енергоблоків загальною потужністю 80 тис. КВт. На чинної Паужетской ГеоТЕС в рамках програми її модернізації планується ввести додаткові генератори, в результаті чого встановлена ??потужність станції зросте на 21 тис. КВт. [19, 1]

У віддаленій перспективі при істотному зростанні споживання електроенергії промисловістю може з'явитися необхідність у будівництві атомних і приливних електростанцій. Майданчики під АЕС вибрані в Приморському та Хабаровському краях, проведені передпроектні дослідження. Райони, сприятливі для спорудження ПЕС, знаходяться на узбережжі Охотського моря в Хабаровському краї. Є досить детальні опрацювання проектів спорудження припливних електростанцій в Тугурской і Пенженском затоках, де приливні коливання рівня моря досягають 13-14 м. Середня потужність Пенженской ПЕС по проекту визначена в 11500 тис. КВт. Разом з Тугурской ПЕС (10000 тис. КВт) вона в принципі може повністю задовольнити майбутні потреби півдня Далекого Сходу в електроенергії. [1, 14]

3 - Характеристика бурого вугілля

Буре вугілля найбільш часто застосовуються в якості пального речовини, що використовується для отримання теплової енергії в електричних, промислових та опалювальних установках і відносяться до органічного палива. Буре вугілля відносяться до викопних палив і є продуктом рослинного походження. Тривале освіту вугілля супроводжувалося складними хімічними процесами, що відбувалися при певній помірній температурі (що не перевищує 200-300К) і високому тиску.

Буре вугілля являють собою землисту однорідну масу, що не містить включень, або чорно-буру масу, яка містить включення чорного блискучого і матового вугілля, або ж однорідну, майже чорну блискучу масу з раковістим зламом. До них відносяться неспекающегося вугілля з високим виходом летких (VГ> 40). Підвищена вологість, а часто і зольність бурого вугілля служить причиною їх невисокою теплоти згорання. Вони характеризуються високою гігроскопічністю і високою загальною вологістю, зниженим вмістом вуглецю і підвищеним вмістом кисню. Це вугілля мають значної схильністю до самозаймання.

За змістом робочої вологи вони діляться на три групи:

- Б1 - з робочою вологою> 40%;

- Б2 - від 30 до 40%;

- Б3 - <30%.

За крупності:

- К - 50-100 мм (великий);

- О - 25-50 мм (горіх);

- М - 13-25 мм (дрібний). [4, 16, 17]

Характеристика вугілля Артемівського родовища.

Марка: Б, Клас: БЗКОМ

Горюча маса:

Вуглець: (СГ) - 71%; Водень (НГ): 5.7; Азот (N г): 1.4; Кисень (ОГ): 21.3; Сірка органічна (SГорг): 0.6; Вихід летючих (VГ): 50%; Теплота згоряння: 28.99 МДж / кг (6900 ккал / кг).

Характер нелеткого залишку - порошкоподібний.

Суха маса:

Зола (%): АС- 25.0; АСпред- 28.5;

Сірка загальна (SСобщ): 0.4%

Гігроскопічність (WГІ): 9.0%

Робоче паливо:

Волога: (WР) - 24.5%; (WРпред) - 29.0

Теплота згоряння (Qрн): 14.85 МДж / кг (3570 ккал / кг).

Коеф. размолоспособності (КВТІЛО): 0.92

Плавкість золи (С0): t1- 1140; t2- 1435; t3- 1495.

[4, 16, 17]

4 - Опис і принципова схема ТЕЦ на твердому топліве.Тепловая схема ТЕЦ

Принципова теплова схема ТЕЦ з турбіною, що мають два регульованих відбору пари, наведена в додатку.

Пара з парового котла 1, через пароперегреватель 2 надходить в турбіну, яка має частину високого 3, середнього 4 і низького 5 тисків. Проміжний перегрів пари не передбачений. Відпрацьована пара скидається в конденсатор 6, охолоджуваний циркуляційної водою 7. Утворений конденсат конденсатні насосом 8 прокачується через тракт регенерації низького тиску в діаератор 15, обігрівається паром відбору [18, 2].

Смешивающиеся в діаераторе потоки утворюють живильну воду, яка живильним насосом 16 через підігрівачі тракту регенерації високого тиску 17, 18, 19 подається в котел.

Тракт регенерації низького тиску містить чепцевий підігрівач 10 (Утилітарист низькопотенційну протікання DС.Пчерез лабірінтовие ущільнення турбіни) і охолоджувач ежекторного пара 9.

У розглянутій тепловій схемі передбачена двоступенева утилізація теплоти і робочого тіла продувочной води в розширниках безперервної продувки 22-23, які за пару з'єднані з відповідними (по тиску) точками теплової схеми, а засолені через теплообмінник 24, підігріваючий додаткову воду, скидається в каналізацію.

Турбіна має органи, які регулюють надходження пари в турбіну (а), з ЧВД в ЧСД (б), а з ЧСД в ЧНД (в). Прикриваючи регулюючі органи б і в, можна отримати різний пропуск пари в регульовані відбори 25 і 26. Пара з відбору 25 надходить на виробництво DП, на діаератор і регенерацію в ПВД-3. Конденсат від промислового споживача DК.Nвозвращается в схему електростанції. Пара з відбору 26, виконаного здвоєним, надходить в мережеву установку і систему регенерації.

Мережева установка призначена тепловому споживачеві 27 теплоти на потреби опалення та гарячого водопостачання. Мережна вода прокачується через підігрівачі 29, 30 мережевими насосами 1 (28) та другого (31) підйому і через перемичку 32 надходить до споживача.

При низьких зовнішніх температурах є можливість догріває воду в пікововм водогрійному котлі 23. Конденсат гріючої пари з мережевих підігрівачів зливається індивідуально у відповідні (по температурі) точки лінії основного конденсату [18].

Розглянута принципова теплова схема є типовою. Вміст у ній окремих елементів може варіюватися на конкретних теплових електричних станціях, а схеми включення цих елементів в основний тракт і взаємозв'язок з іншими елементами визначаються вимогами економічності, надійності, ремонтопридатності, зручності в експлуатації, режимними умовами.

Характеристики турбіни і її теплової схеми Т-100 / 120-130

(Використовується на ТЕЦ-2 м Владивостока)

Парова турбіна Т-100-130 Уральського тубромеханіческого заводу номінальною потужністю 100 тис. КВт при n - 3000 об / хв розрахована для роботи з конденцаціей пара і одно-, дво- і триступінчатим підігрівом води в мережевій підігрівальні установці і в спеціально виділеному пучку конденсатора.

Розрахункові параметри свіжої пари Р0 = 12.75 МПа (130 кг / см2), t0 = 565 0C, номінальний витрата охолоджуючої води 4.45 м3 / с (16000 м3 / год). Турбіна виконана трьохциліндрової з 25 ступенями. У циліндрі високого тиску (ЦВТ) 9 ступенів, циліндр середнього тиску (ЦСД) має 14 ступенів (10-23), циліндр низького тиску (ЦНД) 2 ступені (24-25). Турбіна має сім відборів, у тому числі два регульованих, опалювальних (після 21-ї і 23-й ступенів) і п'ять нерегульованих (після 9, 11, 14, 17, і 19-й ступенів).

Принципова теплова схема турбоустановки наведена на малюнку. Підігрів основного конденсату і живильної води здійснюється послідовно в охолоджувачі ежектора (ЕЖ), Сальникова холодильнику (СХ), Сальникова підігрівачі (СП), подогревателях низького тиску П1, П2, П3, П4, деаератори з тиском 0.589 МПа (6 кг / см2) і в трьох подогревателях високого тиску П5, П6, П7. Підігрівачі високого тиску мають вбудовані охолоджувачі пари і дренажу. Злив конденсату з підігрівачів високого тиску - каскадний в деаератор. Злив конденсату з ПНД4 в ПНД2 - каскадний, а з ПНД2 конденсат подається дренажним насосом в лінію основного конденсатора за ПНД2. Злив конденсату з ПНД1, СП, СХ, ПЕ здійснюється в конденсатосборщік конденсатора.

Підігрів мережної води здійснюється в мережевих подогревателях ПСВ1 і ПСВ2 (двоступеневий підігрів). Крім того, для підігріву мережної води може бути використаний спеціально виділений теплофікаційний пучок в конденсаторі (ТФК). У цьому випадку схема підігріву води триступенева.

Мережевий підігрівач №1 (ПСВ1) обігрівається паром нижнього опалювального відбору (після 23-го ступеня) і по пару не відключається. Мережевий підігрівач №2 (ПСВ2) харчується паром верхнього опалювального відбору (після 21-ї ступені). Конденсат гріючої пари з ПСВ1 зливним насосом перекачується в лінію основного конденсатора за ПНД1, а з ПСД2 - в лінію основного конденсатора за ПНД2.

Витрата мережної води через мережеву установку становить 417-1390 кг / с (1500-5000 т / год) і повинен бути однаковим через обидва мережевих підігрівача при їх одночасній роботі.

Максимальна витрата пари на турбіну 127.5 кг / c (460 т / год). Номінальне навантаження відборів - 186 МВт (160 Гкал / год), що відповідає витраті пара ~ 86.2 кг / с (310 т / год). Для модернізованої турбіни Т-100 / 120-130-3 максимальна витрата пари на турбіну складає 485 т / год, опалювальна навантаження відборів 214 МВт (186 Гкал / год). При використанні пучка конденсатора (ТФК) максимальне навантаження регульованих відборів при номінальній потужності 100 МВт витрата пари на турбіну становить 100 кг / с (360 т / год), максимальний пропуск пари через відсік 22, 23-й щаблі не повинен перевищувати 86.2 кг / с (310 т / год). Межі регулювання тиску: у верхньому теплофікаційному відборі 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс / см2); в нижньому теплофікаційному відборі 0.049-0196 МПа (0.5-2.0 кгс / см2) [15, 18].

5 - Теорія горіння твердого палива

Горіння твердого палива проходить через ряд стадій, що накладаються один на одного: прогрів, випаровування вологи, виділення летких та освіта коксу, горіння летких і коксу. Визначальною є стадія горіння коксу, тобто вуглецю, тому вуглець є головною горючої складової майже всіх натуральних твердих палив, крім того, стадія горіння коксу триваліше всіх інших (може займати до 90% всього часу, необхідного для горіння). Всі стадії горіння вимагають витрат теплоти (іноді до 20-25% згоряння палива). Процес горіння описується наступними рівняннями реакцій [3, 6]:

С + О2 = СО2 (5.1)

2С + О2 = 2СО (5.2)

С + СО2 = 2СО (5.3)

2СО + О2 = 2СО2 (5.4)

- Перші три - гетерогенні, остання - гомогенна.

Під час горіння частинки твердого палива з діаметром d обдуваются газом, які мають щільність p зі швидкістю w0.

Це створює силу тиску набігаючого потоку на частинки:

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

де С - коефіцієнт, що залежить від критерію Рейнольдса.

Якщо сила тяжіння частинок G> PC, то маємо щільний (нерухомий) шар в шарових топках, якщо GРозгляд структури палаючого шару дозволяє скласти більш детальну картину процесу горіння. Під шаром свіжого палива знаходиться палаючий кокс. Після підігріву надійшов палива відбувається випаровування вологи і виділення летючі. Одночасно з виділенням летючих утворюється кокс, опускається в нижній шар натомість вигорілого в ньому коксу. З розпечених шматочків коксу краплями вниз стікає шлак, затвердевая на колосникових решітці, звідки періодично його видаляють.

У нижній частині коксу одночасно утворюються обидва оксиду вуглецю СО2і СО. Цю зону називають окисної зоною.

До кінця окисної зони концентрація кисню знижується до 1-2%, а СО2достігает максимуму. Над окисленої зоною знаходиться відновна зона, в якій кисень практично відсутній.

Вуглекислий газ тут взаємодіє з розпеченим вуглецем з утворенням окису вуглецю, що призводить до зменшення вмісту вуглекислого газу і збільшенню окису вуглецю по висоті відновної зони.

У відновної зоні можливо також ендотермічна реакція розкладання водяної пари з утворенням ще одного пального компонента - водню. Освіта горючих газів з палива (СО, Н) становить процес газифікації палива.

Температура в окислювальному зоні різко зростає по висоті і досягає максимуму там, де найбільша концентрація СО2. У відновної зоні температура менше ніж в окислювальному (реакція взаємодії СО2с розпеченим С - ендотермічна) [9, 6, 4].

Знання структури палаючого шару надає реальну допомогу при проектуванні і виборі типу котла для спалювання органічного палива.

6 - Розрахунок економічних показників

Термічний ККД циклу для теплоелектроцентралі визначається як відношення корисної роботи до підведеної теплоти. Оскільки на ТЕЦ значна частина теплоти використовується не для виробництва механічної роботи, то і термічний ККД при цьому знижується.

Початкові параметри для розрахунку техніко-економічних показників ТЕЦ:

hтр = 71.2%;

hПК = 63.3%;

Qс = 21100000 кДж;

NЕ = 550000 кДж;

QТУ = 1850000 кДж;

QТ = 490000 кДж;

Qопт = 220000 кДж.

Коефіцієнт корисної дії турбоустановки з виробництва електроенергії можна записати наступним чином:

(6.1)

де QТУі Qт- відповідно витрати теплоти турбоустановки і зовнішнім споживачем.

Коефіцієнт корисної дії теплофікаційної турбоустановки з відпуску теплової енергії враховує втрати теплоти, пов'язані в основному з втратами в навколишнє середовище в мережевих подогревателях і трубопроводах до кордону ТЕЦ [18]:

(6.2)

де QОТПі Qт- відповідно відпустку теплоти зовнішньому споживачеві і витрати теплоти на нього турбоустановки [18].

ККД ТЕЦ з виробництва електроенергії [18]:

(6.3),

де- витрата палива на виробництво теплоти, яка відпускається споживачу.

ККД ТЕЦ з виробництва теплоти для зовнішнього споживача [18]:

(6.4)

Загальний ККД ТЕЦ [18]:

(6.5)

Витрата палива на ТЕЦ поділяють між виробленою електроенергією і теплом. Питома витрата умовного палива на вироблення електроенергії, кг / (кВт год) [18],

(6.6)

Питома витрата умовного палива на одиницю теплоти для зовнішнього споживача, кг / (кВт год) або кг / ГДжm [18],

або (6.7)

Провівши техніко-економічний розрахунок показників ТЕЦ можна зробити наступні висновки: ККД з виробництва теплоти більше ніж ККД з виробництва електроенергії. Це пов'язано з втратами при перетворенні теплової енергії пари в електричну, за рахунок обертання турбінних лопатей. Загальний ККД ТЕЦ 41.2% - що є прийнятним для станцій подібного рівня. Необхідно також враховувати, що вищеназвані параметри безпосередньо залежать від якості палива, правильності його підготовки і режимів роботи ТЕЦ. У середньому подібні дані залишаються характерними для ТЕЦ, що працюють на бурому вугіллі.

7 - Висновок

Положення в електроенергетиці регіону і Далекого сходу в цілому сьогодні близько до кризового - триває спад виробництва. Державна політика формування ринкових відносин в електроенергетиці Росії не враховує властивостей і особливостей регіонів і галузей. Концепція, як потрібно будувати ринкові відносини в галузі енергетики, МАЄТЕ, АЛЕ ДЕТАЛЬНО ПРОРОБОТАННОЙ, ПОВНОЦІННОЇ ПРОГРАМИ переходу до ринку-У СЬОГОДНІ НЕМАЄ.

Однією зі складових енергетичної політики Росії та її регіонів має стати формування нового механізму управління функціонуванням і розвитком електроенергетичного комплексу. Це необхідно проводити в рамках здійснюваних у країні спільних економічних реформ з урахуванням особливостей електроенергетичного комплексу. Оскільки ці та інші необхідні основи ринкової економіки поки не сформовані, і це вимагатиме тривалого часу, то неможливість саморегулювання на ринкових принципах повинна бути компенсована сильним державним регулюванням економічних процесів. Єдиним відомим на даний момент виходом з протиріччя між метою (створення ефективної ринкової економіки) і об'єктивною необхідністю збереження централізованого управління є створення двухсекторной економіки, в якій паралельно функціонує ринковий і державно-керований сектори. Можна відзначити, що прихильниками такого шляху реформування економіки є такі відомі економісти, як Я. краю, П. Мюрелл, Р. Макконен, В. Бєлкін, Г. Ханін - активні прихильники ринкової економіки і добре розуміють величезні проблеми в паралельному існуванні приватного та державного секторів.

Ринковий сектор повинен формуватися, насамперед, у галузях, близьких до кінцевої продукції (торгівля, легка і харчова промисловості, сільське господарство, будівництво), а також, у міру готовності, і в інших виробництвах, де відсутня (або відносно легко може бути зруйнований ) монополізм і збої в роботі яких не ведуть до великої шкоди й до дестабілізації економіки.

Електроенергетика має ряд особливостей, що обумовлюють необхідність збереження в найближчій перспективі необхідність збереження переважно державного управління його функціонуванням і розвитком. До них відносяться:

- Особлива важливість для населення і всієї економіки забезпечення надійного енергопостачання;

- Висока капіталомісткість і сильна інерційність розвитку електроенергетики;

- Монопольне становище окремих підприємств і систем за технологічними умовами, а також внаслідок що склалася в нашій країні високої концентрації потужностей електроенергетики;

- Відсутність необхідних для ринкової економіки резервів у виробництві та транспорті енергоресурсів:

- Високий рівень небезпеки об'єктів електроенергетики для населення і природи.

Тільки врахувавши вищеперелічені особливості електроенергетики можна підходити до вирішення політичних, економічних і соціальних проблем і постановці цілей в майбутньому плануванні.

8 - Використана література:

1. Енергетика сьогодні і завтра. під ред. Д'якова.- М .: Енергія, 1990.

2. Баскаков А.П. Теплотехніка.- М .: Вища школа, 1991.

3. Рижкин В.Я. Теплові електричні станції. - М .: Вища школа, 1987.

4. Теплотехнічний довідник в 2х томах, під ред. В.Н. Юренева та ін. - М .: Енергія, 1967.

5. Німців З.Ф., ареною Г.В. Теплотехнічні установки та теплоснабженіе.- М .: Вища школа, 1986.

6. Теплоенергетика і теплофізика. під ред. Грігорьева.- М .: Енергія, 1980.

7. Розрахунок теплової схеми ТЕС: Вказівки до курсового проекту, О.В.Распутін.- В .: ДВПИ, 1990.

8. Рижкин В.Я. Теплові Електричні Станції. - М .: Вища школа, 1987.

9. Фізико-технічні аспекти процесів горіння та газифікації твердого палива. ред. колл .: Козлова С.Г. та ін. - М .: ЕНІН, 1987.

10. Економія палива на ел. ст. і в енергосистемах: Збірник статей. А.С. Горшкова. - М .: Енергія, 1967.

11. Мезенцев А.П. Основи розрахунку заходів щодо економії теплової енергії та палива. М .: Енергія, 1970.

12. Левін Є.М., Гохштейн Г.П., Верхівер Г.П. Теплові схеми та обладнання енергоблоків. - М .: Енергія, 1972.

13. Питання підвищення ККД паротурбінних електростанцій. - М-Л .: Госенергкоміздат, 1960.

14. Потехонов В.Л. Теплові Електричні Станції. М .: Енергія, 1977.

15. Бачаров І.Д. Турбоустановки Владивостоцької ТЕЦ2: уч. посібник. - В: ДВГТУ, 1995.

16. Енергетичне паливо СРСР: Довідник., Під ред. Т.А. Зікєєва. - М .: Енергія, 1972.

17. Михайлов М.М., Шарков Т.А., Фізичні властивості топліва.- М .: Енергія, 1972.

18. Угрюмова С.Д. Теплотехніка. - В: ДВГАЕУ, 1999. 296 с.

19. Концепція енергетичної політики Росії в нових економічних умовах. - М .: Мінпаливенерго, 1992. 68 с.

20. Е. Г. Вязьмін та ін. Основні напрямки теплопостачальних систем Сибіру на перспективу до 2010 р .// Напрями розвитку енергетики Сибіру. - Іркутськ, 1990. 82-93 с.

21. Меренков А. П. та ін. Проблеми перетворення теплового господарства Росії // Изд .: РАН. Енергетика, 1992.

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка