Реферати

Реферат: Аналіз економічних показників ТЕС (ДВ регіон)

Життя і творчість Франческо Петрарки. Епоха Петрарки - історія Петрарки. "Книга пісень" - головний добуток Петрарки. Петрарка в Росії.

Мікропроцесорна система дрессировочного стану. Проект мікропроцесорної системи, що забезпечує вимір відносної деформації смуги на дрессировочном стані: апаратні, технічні і програмні засоби; розрахунок основних параметрів. Моделювання умов технологічного процесу на стенді SDK.

Особливості безробіття і політики зайнятості в Республіці Бєларус. Поняття й економічна природа безробіття, обґрунтування її основних причин і передумов на сучасному ринку праці. Оцінка рівня безробіття на ринку праці Бєларусі, розробка методів і напрямку дозволу даної проблеми на сьогоднішній день.

Бухгалтерський облік основних засобів у ТОВ "Компаньйон". Сутність і класифікація основних засобів. Документальне оформлення і синтетичний облік руху основних засобів. Облік інвентаризації, амортизації і відновлення основних засобів. Аналіз використання основних засобів на прикладі ТОВ "Компаньйон".

Олександр Степанович Попов. Коротка біографія й опис діяльності вченого.

Зміст

1. Вступ...3

2. Стан енергетичної галузі Дальнього 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

В 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 тим в наші дні.

Теплові електростанції виробляють електричну і теплову енергію для потреб народного господарства країни і комунально-побутового обслуговування. У залежності від джерела енергії розрізнюють теплові електростанції (ТЕС), гидроелектрические станції (ГЕС), атомні електростанції (АЕС) і інш. До ТЕС відносяться конденсационние електростанції (КЕС) і теплоелектроцентралі (ТЕЦ). До складу державних районних електростанцій (ГРЕС), обслуговуючих великі промислові і житлові райони, як правило, входять конденсационние електростанції, що використовують органічне паливо і що не виробляють теплової енергії нарівні з електричною. ТЕЦ працює також на органічному паливі, але на відміну від КЕС нарівні з електроенергією проводять гарячу воду і пару для потреб теплофікації.

Однією з основних характеристик електростанцій є встановлена потужність, рівна сумі номінальних потужностей електрогенераторів і теплофикационного обладнання. Номінальна потужність - це найбільша потужність, при якій обладнання може працювати тривалий час відповідно до технічних умов.

Електроенергія, що виробляється електростанціями вказаних типів, становила приблизно 95% сумарних електроенергії електростанцій країни, що виробляються. У тому числі на частку КЕС, ТЕЦ, АЕС і ГЕС доводилося відповідно біля 48, 28, 6 і 19% електроенергії, що виробляються. Інша потужність відноситься до електростанцій з дизельними і іншими двигунами.[18,5,7]

ТЕС країни входять до складу складної багатокомпонентної паливно-енергетичної системи, що складається з підприємств топливодобивающей, топливоперерабативающей промисловості, транспортних засобів доставки палива від місця здобичі споживачам, підприємств переробки палива в зручний для використання вигляд і систем розподілу енергії між споживачами. Розвиток паливно-енергетичної системи впливає вирішальний чином на рівень енерговооруженности всіх галузей промисловості і сільського господарства, зростання продуктивності труда.

2 - Стан енергетичної галузі Дальнього Сходу

Розвиток галузі. У галузевій структурі економіки регіонів Дальнього Сходу енергетика поміщається вельми помітну - від 12,7% в Приморському краї і до 37% в Магаданської області. По вартості основних виробничих фондів це одна з самих ємних сфер народного господарства. У Магаданської і Амурської областях, наприклад, в енергетиці зосереджено до 40% всіх ОПФ. У Приморському і Хабаровськом краях, економіка яких більш диверсифицирована, на частку електроенергетики доводиться біля 10% ОПФ. Проте електроенергетика на Дальньому Сході не є галуззю спеціалізації. Її висока питома вага сьогодні зумовлена 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-ч. Це в 4,6 рази більше в порівнянні з 1970 р. Середньорічні темпи приросту виробітку електроенергії за 1970-1991 рр. були вище, ніж в середньому по Росії, і становили 7,5%. Так 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 Дальнього Сходу становило 21,3%, в той час як у всій промисловості більше за 50%. Загалом річні темпи спаду тут були вище, ніж в середньому по Росії, що свідчить про більш депресивний стан економіки регіону.[19,20]

До кінця 1998 р. сумарна встановлена потужність електроенергетичної промисловості на Дальньому Сході досягла 13,4 млн кВт. Електричну енергію виробляють більше за 8800 установок, як загального користування, так і відомчих. При цьому біля 85% енергії виробляють електростанції загального користування, належні великим енергетичним компаніям, вхідним в структуру "РАО ЕЕС Росії". Для регіону характерна наявність великої кількості малопотужних дизельних установок, працюючих у віддалених і важкодоступних в транспортному відношенні населених пунктах.

Дальній Схід відноситься до регіонів з низьким рівнем енергоспоживання на душу населення. У 1990 р. валове среднедушевое споживання електроенергії тут становило 5800 кВт-ч при среднероссийском показнику 7254 кВт-ч. До 1996 р. енергоспоживання в регіоні знизилося до 4785 кВт-ч на душу населення, тобто на 18% в порівнянні з 1990 р. У цей час среднедушевое споживання електроенергії на Дальньому Сході в 1,3-2,7 рази менше, ніж в індустріально розвинених країнах.

Незважаючи на бурхливий розвиток далекосхідної енергетики в попередні десятиріччя, галузь залишається слабою ланкою в економіці регіону. Через відсутність вільних коштів в останні роки практично припинилося технічне і технологічне оновлення. Багато які початі в 80-е роки енергетичні об'єкти заморожені або будуються надто повільними темпами. Криза платіжної системи загострила ситуацію із забезпеченням Дальнього Сходу паливною сировиною. Низкозатратние види енергетики поки не стали пріоритетними в економіці регіону. Внаслідок всього цього собівартість енергії на Дальньому Сході як мінімум в 4 рази вище, ніж в сусідніх сибірських регіонах, що максимально використовують гідроенергетичний потенціал (Иркутской області, Красноярськом краї).[21,9,10]

Електроенергетика в її нинішньому стані чинить могутній ціновий тиск на структуру витрат в промислових галузях і зрештою робить продукцію далекосхідних підприємств неконкурентоздатною на внутрішньому і світовому ринку.

Теплоенергетіка. Теплові електростанції виробляють переважаючу частку всієї вироблюваної на Дальньому 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 доводилося 72% сумарних виробітки електроенергії на Дальньому Сході.

Основним виглядом палива для теплоелектростанцій є вугілля. На вугіллі працюють всі найбільш могутні електростанції регіону: Приморська ГРЕС, Сахалінська ГРЕС, Аркагалінська ГРЕС (Магаданская область), Нерюнгрінська ГРЕС (Якутія), а також ТЕЦ в адміністративних центрах країв і областей Дальнього Сходу.

Електростанції регіону (за винятком якутських і донедавна амурских) не забезпечені повністю місцевим паливом, незважаючи на значні запаси енергетичного вугілля у всіх регіонах. У Хабаровськом краї більше за 80% потреб в твердому паливі задовольняється за рахунок ввезення з Якутії, Забайкалья, Амурської області і 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]

Гидроенергетіка. На частку гидроенергетики доводиться 21% генеруючих потужностей на Дальньому Сході і 27% сумарних виробітки електроенергії. При цьому за останні сім років питома вага далекосхідних ГЕС у виробництві електроенергії виросла на 5 процентних пунктів.

Гідроенергетичні ресурси використовуються в Амурської, Магаданської областях і Якутії. На території Дальнього Сходу діє шість ГЕС: Зейская, Колимська, Вілюйська-1, -2, -3, Адичанська. До числа головних гідроелектростанцій відносяться:

Зейская ГЕС в Амурської області. ГЕС зведена в 650 км від гирла р. Зея, лівої притоки Амура. Її будівництво було почате в 1964 р., пуск першого гидроагрегата потужністю 215 тис. кВт відбувся в 1975 р. До 1978 р. на станції працювало п'ять генераторів сумарною потужністю 1075 тис. кВт. У цей час встановлена потужність Зейської ГЕС 1330 тис. кВт. Це сама велика гідроелектростанція на Дальньому Сході. Тут уперше в країні була споруджена велика массивно-контрфорсная дамба і встановлені самі могутні поворотно-лопатеві діагональні гидротурбини. Станція оснащена сучасним обладнанням російського виробництва і системами автоматики. Площа водосховища, освіченого дамбою, - 2419 кв. км, ємність при проектному рівні - 68,42 кубічних кілометра. Частка Зейської ГЕС у виробітку електроенергії в Амурської області становить 76%, в далекосхідному регіоні - 12%.

Колимская ГЕС в Магаданської області. Станція споруджена у впадіння р. Дебин в Колиму. Будівництво почате в 1978 р. У цей час генеруюча потужність ГЕС становить 900 тис. кВт. Колимская ГЕС проводить біля 80% електроенергії в Магаданської області.

Вилюйская ГЕС в Республіці Саха. Станція зведена у пос. Чернишевский, в Мірнінськом улусе. Перша її черга потужністю 308 тис. кВт будувалася з 1963 по 1970 р. Друга черга (340 тис. кВт) вступила в лад в 1976 р. Ємність водосховища, освіченого дамбою ГЕС, - 35,9 кубічних кілометра. Загальна генеруюча потужність станції 648 тис. кВт, річний виробіток електроенергії по проекту 2 млрд кВт-ч. У цей час Вілюйська ГЕС разом з іншими гідроелектростанціями республіки проводить 40% від загального виробітку електроенергії в Якутії.

У останні роки з метою скорочення витрат на доставку у важкодоступні райони твердого і рідкого палива, що дорого коштує на Дальньому Сході почалося будівництво малих ГЕС. У 1994 р. на ключі Схід-2, на півночі Примор'я була побудована перша в регіоні мини-ГЕС. Її встановлена потужність 160 кВт, проектний річний виробіток енергії 800 тис. кВт-ч. Пізнє мини-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 мини-ГЕС стала першою в серії малих ГЕС, які будуть побудовані в Бистрінськом районі Камчатської області.[19,20,21]

Інші джерела виробництва енергії. Альтернативні види енергетики на Дальньому Сході розвинені слабо. 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. Билибино діє єдина на Дальньому Сході атомна електростанція - Білібінська, 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-е роки побудована Паужетська геотермальна теплоелектростанція потужністю 11 тис. кВт. У грудні 1998 р. зданий в експлуатацію перший блок Верхнемутновської ГеоТЕС потужністю 4 тис. кВт. Найближчим часом на цій станції буде змонтовано ще два блоки такої ж потужності.

Північно-східна частина Сахаліну - зона діяльності нафтогазодобувний компанії "Роснефть-Сахалинморнефтегаз" - обслуговується Охинської ТЕЦ, працюючої на природному газі. На більш дешеве газове паливо переведені деякі електростанції Хабаровського краю, розташовані на шляху газопроводу "Оха-Комсомольск".

Дальній Схід багатий вітровою енергією, особливо в прибережних районах. Однак це джерело енергії почало використовуватися зовсім недавно. У Хабаровськом краї налагоджене власне виробництво ветроенергетических установок потужністю від 1,5 до 10 кВт і гібридних комплексів, в яких енергія вітру може бути суміщена з використанням енергії сонця, малими ГЕС, дизелів. На території Дальнього Сходу встановлено трохи більше за 100 ветроенергетических комплексів.

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

Енергосистеми. На Дальньому Сході генеруючі потужності і передаючі мережі об'єднані в шість енергосистем. Самі великі з них охоплюють Приморський край (встановлена потужність 2692 тис. кВт) і Республіку Саха (2036 тис. кВт). Інші енергосистеми мають потужність менше за 2 млн кВт.

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

Традиційно енергодефицитними в цій мережі були Приморський і Хабаровський краї, де за рахунок власних генеруючих потужностей покривалося приблизно 80% і 95% внутрирегиональних потреб в електроенергії. Бракуюча електроенергія поступала з Амурської області і Якутії. У часи пікових навантажень дефіцит енергії в Приморському краї покривався за рахунок перетоков з сусіднього Хабаровського краю. У останні роки в зв'язку з різким падінням промислового виробництва Хабаровський край став енергоизбиточним, а дефіцит споживання в Примор'ї знизився до 5%.

У енергомережах звичайно використовується напруження 110 і 220 кВ. Магістральні лінії електропередачі напруженням 500 кВ є федеральною власністю. Більшість регіонів володіють високою мірою централізації електропостачання.

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

У рамках традиційної енергетики в майбутньому передбачається посилити роль гідроелектростанцій в забезпеченні регіону електроенергією і теплом. Для цього в Амурської області, в 102 км від пос. Новобурейск, будується Бурейська ГЕС проектною потужністю 2000 тис. кВт. Середньорічний виробіток на цій електростанції становитиме 7,1 млрд кВт-ч. Велика частина робіт на Бурейської ГЕС виконана. Її введення дозволить компенсувати закриття теплоелектростанцій із зношеним обладнанням і дасть більш дешеву електроенергію сусіднім Хабаровському і Приморському краям. Крім того, в північно-західній частині Амурської області планується побудувати ще одну ГЕС - на р. Гилюй. У Магаданської області в стадії будівництва знаходиться Усть-Среднеканская ГЕС проектною потужністю 1000 тис. кВт. З введенням її в експлуатацію генеруючі потужності області зростуть в півтори разу. [1]

З метою забезпечення стійкого і економічно ефективного енергопостачання важкодоступних районів в Приморському краї і Камчатської області планується продовжити будівництво малих ГЕС. На Камчатці крім малих ГЕС в Бистрінськом районі зводиться каскад малих ГЕС на р. Толмачева, який буде включати три станції загальною потужністю 45 тис. кВт.[19,20]

На Сахаліні в зв'язку з широкомасштабним освоєнням в найближчому майбутньому нафтогазових родовищ пріоритетний розвиток отримають електростанції, працюючі на природному газі. У 1996 р. тут почате будівництво Ноглікської газотурбинной станції. Розташована в 6 км від магістрального газопроводу Даги-Катангли-Ноглики, вона буде споживати до 71 млн куб. м газу в рік і мати потужність 72 тис. кВт. У майбутньому планується розширення Охинської ТЕЦ, на якій будуть поставлені додаткові парогазовие казани одиничною потужністю 80 тис. кВт. Одночасно ізольований сьогодні Охинський енергоузел передбачається з'єднати з Центральними енергомережами, тим самим буде завершене 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-Сахалінське, яка працює сьогодні на вугіллі.

Програми газифікації електроенергетичної промисловості мають також Хабаровський край і Камчатська область. У Хабаровськом краї на газове паливо будемо переведені енергообъекти, що знаходяться по шляху проходження нині діючого газопроводу Оха-Комсомольск і поблизу газопроводу, що будується Комсомольск-Хабаровск. На Камчатці існують проекти освоєння газових родовищ півострова з одночасним перекладом на газове паливо діючої ТЕЦ, які сьогодні працюють на дорогому привізному вугіллі. Насамперед на парогазовую технологію планується перевести електростанцію в Собольовськом районі (12 тис. кВт). У цей час з участю японських компаній проробляються проекти монтажу газомазутних котлоагрегатов потужністю 400-500 тонн пари в годину на Владівостокської ТЕЦ і двох газомазутних енергоблоків по 100 тис. кВт кожний на Партизанської ГРЕС.

Стратегія розвитку енергетики Дальнього Сходу передбачає широке використання там, де це можливе, нетрадиційних джерел енергії. На Камчатці і Курільських островах намічається будівництво декількох геотермальних станцій, в тому числі Верхнемутновської ГеоТЕС встановленою потужністю 12 тис. кВт (перший блок зданий в експлуатацію в 1998 р.), Мутновської ГеоТЕС з чотирьох енергоблоків загальною потужністю 80 тис. кВт. На діючої Паужетської ГеоТЕС в рамках програми її модернізації планується ввести додаткові генератори, внаслідок чого встановлена потужність станції зросте на 21 тис. кВт. [19, 1]

У віддаленій перспективі при істотному зростанні споживання електроенергії промисловістю може з'явитися необхідність в будівництві атомних і приливних електростанцій. Майданчики під АЕС вибрані в Приморському і Хабаровськом краях, проведені предпроектние дослідження. Райони, сприятливі для споруди ПЕС, знаходяться на побережжі Охотського моря в Хабаровськом краї. Є досить детальне опрацювання проектів споруди приливних електростанцій в Тугурськом і Пенженськом затоках, де приливні коливання рівня моря досягають 13-14 м. Середня потужність Пенженської ПЕС по проекту визначена в 11500 тис. кВт. Разом з Тугурської ПЕС (10000 тис. кВт) вона в принципі може повністю задовольнити майбутні потреби півдня Дальнього Сходу в електроенергії. [1, 14]

3 - Характеристика бурого вугілля

Буре вугілля найчастіше застосовуються як горюча речовина, що використовується для отримання теплової енергії в електричних, промислових і опалювальних установках і відносяться до органічного палива. Буре вугілля відноситься до викопним топливам і є продуктом рослинного походження. Тривале утворення вугілля супроводилося складними хімічними процесами, що відбувалися при певній помірній температурі (не перевищуючої 200-300К) і високому тиску.

Буре вугілля являє собою землисту однорідну масу, не вмісну включень, або черно-бурую масу, вмісну включення чорного блискучого і матового вугілля, або ж однорідну, майже чорну блискучу масу з раковистим зламом. До них відносяться неспекающиеся вугілля з високим виходом летучих (VГ > 40). Підвищена вогкість, а часто і зольность бурого вугілля служить причиною їх невисокої теплоти згоряння. Вони характеризуються високою гигроскопичностью і високою загальною вогкістю, зниженим змістом вуглеводу і підвищеним змістом кисня. Це вугілля володіє значною схильністю до самозагорання.

За змістом робочої вологи вони діляться на три групи:

- Б1 - з робочою вологою > 40%;

- Б2 - від 30 до 40%;

- Б3 - < 30%.

По крупности:

- До - 50-100 мм (великий);

- Про - 25-50 мм (горіх);

- М - 13-25 мм (дрібний). [4, 16, 17]

Характеристика вугілля Артемовського родовища.

Марка: Би, Клас: БЗКОМ

Горюча маса:

Вуглевод: (СГ) - 71%; Водень (НГ): 5.7; Азот (NГ): 1.4; Кисень (ОГ): 21.3; Сірка органічна (SГорг): 0.6; Вихід летучих (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%

Гигроськопічность (WГИ): 9.0%

Робоче паливо:

Волога: (WР) - 24.5%; (WРпред) - 29.0

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

Коеф. размолоспособности (КВТИЛО): 0.92

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

[4, 16, 17]

4 - Опис і принципова схема ТЕЦ на твердому паливі.

Теплова схема ТЕЦ

Принципова теплова схема ТЕЦ з турбіною, що мають два регульованих відбори пари, приведена в додатку.

Пара з парового казана 1, через пароперегреватель 2 поступає в турбіну, що має частину високого 3, середню 4 і низьку 5 тиску. Проміжний перегрів пари не передбачений. Відпрацьована пара скидається в конденсатор 6, що охолоджується циркуляційною водою 7. Конденсат, що Утворюється конденсатним насосом 8 прокачується через тракт регенерації низького тиску в диаератор 15, що обігрівається парою відбору [18, 2].

Ті, що Змішуються в диаераторе потоки утворять живлячу воду, яка живлячим насосом 16 через підігрівачі тракту регенерації високого тиску 17, 18, 19 подається в казан.

Тракт регенерації низького тиску містить сальниковий підігрівач 10 (утилізовуючий низкопотенциальние протечки DС. Пчерез лабиринтовие ущільнення турбіни) і охолоджувач ежекторного пари 9.

У тепловій схемі, що розглядається передбачена двоступенева утилізація теплоти і робочого тіла продувочной води в розширювачах безперервного продування 22-23, які по парі сполучені з відповідними (по тиску) точками теплової схеми, а засолені через теплообмінник 24, що підігріває додаткову воду, скидається в каналізацію.

Турбіна має органи, регулюючі надходження пари в турбіну (а), з ЧВД в ЧСД (би), 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 поступає на виробництво DП, на диаератор і регенерацію в ПВД-3. Конденсат від промислового споживача DК.Nвозвращается в схему електростанції. Пара з відбору 26, виконаного здвоєним, поступає в мережеву установку і систему регенерації.

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

При низьких зовнішніх температурах є можливість догревать воду в пикововм водогрейном казані 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 в 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, ремонтопригодности, зручності в експлуатації, режимними умовами.

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

(що використовується на ТЕЦ-2 м. Владивостоку)

Парова турбіна Т-100-130 Уральського тубромеханического заводу номінальною потужністю 100 тис. кВт при n - 3000 про/міна розрахована для роботи з конденцацией пари і одне-, двох- і триступінчатим підігріванням води в мережевій підігрівальній установці і в спеціально виділеному пучку конденсатора.

Розрахункові параметри свіжої пари Р0= 12.75 МПа (130 кг/см2), t0= 5650C, номінальна витрата охолоджуючої води 4.45 м3/з (16000 м3/ч). Турбіна виконана трехцилиндровой з 25 рівнями. У циліндрі високого тиску (ЦВД) 9 рівнів, циліндр середнього тиску (ЦСД) має 14 рівнів (10-23), циліндр низького тиску (ЦНД) 2 рівня (24-25). Турбіна має сім відборів, в тому числі два регульованих, опалювальних (після 21-й і 23-й рівнів) і п'ять нерегульованих (після 9, 11, 14, 17, і 19-й рівнів).

Принципова теплова схема турбоустановки приведена на малюнку. Підігрівання основного конденсату і живлячої води здійснюється послідовно в охолоджувачі ежектора (ЕЖ), сальниковом холодильнику (СХ), сальниковом підігрівачі (СП), підігрівачах низького тиску П1, П2, П3, П4, деаераторе з тиском 0.589 МПа (6 кг/см2) і в трьох підігрівачах 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 конденсатосборщик конденсатора.

Підігрівання мережевої води здійснюється в мережевих підігрівачах ПСВ1 і ПСВ2 (двоступеневе підігрівання). Крім того, для підігрівання мережевої води може бути використаний спеціально виділений теплофикационний пучок в конденсаторі (ТФК). У цьому випадку схема підігрівання води триступінчата.

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

Витрата мережевої води через мережеву установку становить 417-1390 кг/з (1500-5000 т/ч) і повинна бути однаковим через обидва мережевих підігрівача при їх одночасній роботі.

Максимальна витрата пари на турбіну 127.5 кг/з (460 т/ч). Номінальне навантаження відборів - 186 МВт (160 Гкал/ч), що відповідає витраті пари ~ 86.2 кг/з (310 т/ч). Для модернизированной турбіни Т-100/120-130-3 максимальна витрата пари на турбіну становить 485 т/ч, опалювальне навантаження відборів 214 МВт (186 Гкал/ч). При використанні пучка конденсатора (ТФК) максимальне навантаження регульованих відборів при номінальній потужності 100 МВт витрата пари на турбіну становить 100 кг/з (360 т/ч), максимальний пропуск пари через відсікаючому 22, 23-й рівня не повинен перевищувати 86.2 кг/з (310 т/ч). Межі регулювання тиску: у верхньому теплофикационном відборі 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2); в нижньому теплофикационном 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 одну: прогрівання, випаровування вологи, виділення летучих і утворення коксу, горіння летучих і коксу. Такою, що Визначає є стадія горіння коксу, т. е. вуглеводу, т. до. вуглевод є головною горючої становлячої майже всіх натуральних твердих топлив, 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]:

З + О2= СО2(5.1)

2С + О2= 2СО (5.2)

З + СО2= 2СО (5.3)

2СО + О2= 2СО2(5.4)

- перші три - гетерогенні, остання - гомогенна.

Під час горіння частинки твердого палива з діаметром d обдуваються газом, що має густину р з швидкістю w0.

Це створює силу тиску набігаючого потоку на частинки:

Pc= З(pd2/4)(w20/2)р (5.5)

де З - коефіцієнт, що залежить від критерію рейнольдса.

Якщо сила тягаря частинок G > PC, то маємо щільний (нерухомий) шар в шарових топках, якщо G < PC, то зважений шар в камерних (факельних або циклонних). Можливий і проміжний режим псевдоожиренного (киплячого) шара, коли дотримується умова G < PC, але після проходження шара швидкість газів падає до значення wоп, оскільки вільна течія збільшується; відповідно меншає і сила аеродинамічного тиску до Pn < G; в результаті маємо PC < G < Pn.

Розгляд структури шара, що горить дозволяє скласти більш детальну картину процесу горіння. Під шаром свіжого палива знаходиться кокс, що горить. Після підігрівання палива, що поступило відбувається випаровування вологи і виділення летучи. Одночасно з виділенням летучих утвориться кокс, що опускається в нижній шар замість коксу, що вигорів в йому. З розжарених шматочків коксу краплинами вниз стікає шлак, затвердіваючи на колосниковой гратці, звідки періодично його видаляють.

У нижній частині коксу одночасно утворяться обидва оксиди вуглеводу СО2і ЗІ. Цю зону називають окислювальною зоною.

До кінця окислювальної зони концентрація кисня знижується до 1-2%, а СО2достігаєт максимума. Над окисленою зоною знаходиться відбудовна зона, в якій кисень практично відсутній.

Вуглекислий газ тут взаємодіє з розжареним вуглеводом з утворенням окислу вуглеводу, що приводить до зменшення вуглекислого газу, що міститься і збільшення окислу вуглеводу по висоті відбудовної зони.

У відбудовній зоні можливо також ендотермічна реакція розкладання водяних пар з утворенням ще одного горючого компонента - водня. Утворення горючих газів з палива (ЗІ, Н) складає процес газифікації палива.

Температура в окислювальній зоні різко зростає по висоті і досягає максимума там, де найбільша концентрація СО2. У відбудовній зоні температура менше ніж в окислювальній (реакція взаємодії СО2с розжареним З - ендотермічна) [9, 6, 4].

Знання структури шара, що горить надає реальну допомогу при проектуванні і виборі типу казана для спалення органічного палива.

6 - Розрахунок економічних показників

Термічний КПД циклу для теплоелектроцентралі визначається як відношення корисної роботи до підведеної теплоти. Оскільки на ТЕЦ значна частина теплоти використовується не для провадження механічної роботи, то і термічний КПД 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 по виробництву електроенергії можна записати таким чином:

(6.1)

де QТУи QТ- відповідно витрати теплоти турбоустановкой і зовнішнім споживачем.

Коефіцієнт корисної дії теплофикационной турбоустановки по відпуску теплової енергії враховує втрати теплоти, пов'язані в основному з втратами в довкілля в мережевих підігрівачах і трубопроводах до межі ТЕЦ [18]:

(6.2)

де QОТПи QТ- відповідно відпуск теплоти зовнішньому споживачу і витрати теплоти на нього турбоустановкой [18].

КПД ТЕЦ по виробництву електроенергії [18]:

(6.3),

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

КПД ТЕЦ по виробництву теплоти для зовнішнього споживача [18]:

(6.4)

Загальний КПД ТЕЦ [18]:

(6.5)

Витрату палива на ТЕЦ розділяють між виробленою електроенергією і теплотою. Питома витрата умовного палива на виробіток електроенергії, кг/(кВт ч) [18],

(6.6)

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

або (6.7)

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

7 - Висновок

Положення в електроенергетиці регіону і Дальнього сходу загалом сьогодні близько до кризового - продовжується спад виробництва. Державна політика формування ринкових відносин в електроенергетиці Росси і не враховує властивостей і особливостей регіонів і галузей. Концепція, як треба будувати ринкові відносини в області енергетики, Є, АЛЕ ДЕТАЛЬНА ПРОРОБОТАННОЙ, ПОЛН Про ЦІННУ ПРОГРАМ И ПЕРЕХОДУ До РИНКУ СЬОГОДНІ НЕМАЄ.

Однієї з складових енергетичної політики Росії і її регіонів повинне стати формування нового механізму управління функціонуванням і розвитком електроенергетичного комплексу. Це необхідно провести в рамках здійснюваних в країні загальних економічних реформ з урахуванням особливостей ел ектроенергетического комплексу. Оскільки ці і інші необхідні основи ринкової економіки поки не сформовані, і це зажадає тривалого часу, то неможливість саморегулирования на ринкових принципах повинна бути компенсована сильним державним регулюванням економічних процесів. Єдиним відомим на даний момент виходом з суперечності 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 відмітити, що прихильниками такого шляху реформування економіки є такі відомі економісти, як Я. Корна й, П. Мюрелл, Р. Макконен, В. Белкин, Г. Ханін - активні прихильники ринкової економіки і добре розуміючі величезні проблеми в паралельному існуванні приватного і державного секторів.

Ринковий сектор повинен формуватися, передусім, в галузях, близьких до до онечной продукції (торгівля, легка і харчова промисловість, сільське господарство, будівництво), а також, по мірі готовності, і в інших виробництвах, де відсутній ( або відносно легко може бути зруйнований) монополізм і збої в роботі яких не ведуть до великим ущербам і до дестабілізації економіки.

Електроенергетика володіє рядом особливостей, що зумовлюють 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 капиталоемкость і сильна інерційність розвитку електроенергетики;

- монопольне положення окремих підприємств і систем по технологічних умовах, а також внаслідок чого склався в нашій країні високої концентрації потужностей електроенергетики;

- відсутність необхідних для ринкової економіки резервів в п роизводстве і транспорті енергоресурсів:

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

Тільки врахувавши вищеперелічені особливості електроенергетики можна підходити до розв'язання політичних, економічних і соціальних проблем і постановки цілей в майбутньому плануванні.

8 - Використана література:

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

2. Баськаков А. П. Теплотехника.- М.: Енергоатомиздат, 1991.

3. Рижкин В. Я. Тепловие електричні станції. - М.: Енергоатомиздат, 1987.

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

5. Німців З. Ф., Ареньев Г. В. Теплотехнічеськиє установки і теплоснабжение.- М.: Енергоатомиздат, 1986.

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

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

8. Рижкин В. Я. Тепловие Електричні Станції. - М.: Енергоатомиздат, 1987.

9. Фізико-технічні аспекти процесів горіння і газифікація твердого палива. ред. колл.: Козлова С. Г. і інш. - М.: ЕНИН, 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 і палива. М.: Енергія, 1970.

12. Левин Е. М., Гохштейн Г. П., Верхивер Г. П. Тепловие схеми і обладнання енергоблоків. - М.: Енергія, 1972.

13. Питання підвищення КПД паротурбинних електростанцій. - М-Л.: Госенергкомиздат, 1960.

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

15. Бачаров И. Д. Турбоустановки Владівостокської ТЕЦ2: уч. допомога. - В: ДВГТУ, 1995.

16. Енергетичне паливо СРСР: Довідник., під ред. Т. А. Зікеєва. - М.: Енергія, 1972.

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

18. Угрюмова С. Д. Теплотехника. - В: ДВГАЕУ, 1999. 296 з.

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

20. Е. Г. Вязьмін і інш. Основні напрями теплоснабжающих систем Сибіру на перспективу до 2010 г. // Напряму розвитку енергетики Сибіру. - Иркутск, 1990. 82-93 з.

21. Меренков А. П. і інш. Проблеми перетворення теплового господарства Росії // Ізд.: РАН. Енергетика, 1992.