![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Введение в специальность. Основы экономики топливно-энергетического комплекса
- •Часть I
- •Москва Издательский дом мэи 2009
- •Введение
- •Глава 1. Роль топливно-энергетического комплекса в развитии национальной экономики
- •1.1. Основные характеристики энергетического хозяйства национальной экономики
- •Организационно-технологические особенности отраслей тэк
- •Экономические особенности отраслей тэк
- •1.2. Топливно-энергетические ресурсы. Количественная оценка запасов. Характеристики качества энергетических ресурсов мира
- •Прогнозируемая количественная оценка потенциальных мировых запасов энергетических ресурсов по данным съезда Мирового энергетического конгресса (мирэк)
- •Качественная оценка энергоресурсов
- •Низшая теплотворная способность топлива
- •Температура воспламенения тэр
- •1.3. Перспективный спрос и эволюция рынков энергетических ресурсов. Современное состояние и прогнозы развития мирового энергетического хозяйства
- •Мировое производство энергоресурсов
- •Вопросы для повторения
- •Глава 2. Технологические основы производства и распределения топливно-энергетических ресурсов
- •2.1. Основные элементы энергосистемы. Классификация энергогенерирующих установок
- •2.2. Физические основы преобразования энергии
- •2.3. Принципиальные схемы работы электростанций различных типов
- •Принципиальная схема газотурбинной установки
- •Рис 2.6. Принципиальная схема гту
- •Принципиальная схема парогазовых установок
- •Рис 2.7. Принципиальная схема пгу с впг
- •Рис 2.8. Принципиальная схема пгу (сбросная схема)
- •Принципиальная схема атомных электростанций
- •1―Активная зона; 2―тепловыделяющие элементы (твэлы); 3―отражатель; 4―защита; 5―теплоноситель; 6―теплообменник; 7―паровая турбина; 8―конденсатор; 9―электрический генератор
- •Электрооборудование тэс и принципиальная схема энергосистемы
- •2.4. Технологическая цепочка нефтегазовой промышленности. Разведка нефтегазовых месторождений
- •Поиск и разведка месторождений
- •2.5. Технологический цикл нефтяной отрасли Добыча нефти
- •Методы нефтедобычи
- •Нефтепроводы
- •Насосные станции
- •Система хранения нефти
- •Переработка нефти
- •Технологическая схема газовой отрасли
- •Технологическая цепочка угольной отрасли
- •Вопросы для повторения
- •Глава 3. История создания российских отраслей тэк
- •3.1. История электроэнергетической отрасли
- •3.2. Об истории российской нефти
- •3.3. История газовой отрасли
- •3.4. История угольной отрасли
- •Годовая добыча угля в ссср, млн т
- •3.5. Закономерности технологического развития
- •Характеристики технологических укладов
- •Вопросы для повторения
- •Глава 4. Энергетика XXI века
- •4.1. Системно-технологические основы энергетики будущего
- •4.2. Проблемы и перспективы развития энергосбережения
- •4.3. Водородная энергетика. Современное положение и перспективы развития
- •Сравнительная характеристика теплоты сгорания различных видов топлива
- •4.4. Использование высоких технологий в газовой отрасли
- •4.5. Инновационные технологии в угольной промышленности
- •4.6.Перспективы развития атомной энергетики
- •4.7. Экономические аспекты развития нетрадиционной энергетики
- •Состояние и перспективы использования возобновляемых
- •Годовая выработка электроэнергии на 1 кВт установленной мощности по видам нвиэ (источник мэа)
- •Вопросы для повторения
- •Библиографический список
- •Приложения
- •Этапы развития атомной энергетики России
- •Этапы развития гидроэнергетики России
- •Этапы развития теплоэнергетики России
- •Содержание
- •Часть I
2.3. Принципиальные схемы работы электростанций различных типов
Тепловые электростанции являются основой электроснабжения страны. На долю ТЭС приходится в настоящее время около 80 % всей вырабатываемой электроэнергии России. Как было отмечено ранее, ТЭС включают конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные только для выработки электроэнергии, а также теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые помимо электроэнергии обеспечивают потребителей паром и горячей водой.
Принципиальная тепловая схема КЭС, работающей на органическом топливе, представлена на рис. 2.5.
На этой схеме пар из котла 1 направляется по паропроводу в турбину 2, «сидящую» на одном валу с электрическим генератором 3. Отработавший пар в турбине конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается вновь в котел 1.
Кинетическая энергия пара приводит во вращение турбину, на одном валу с которой находится электрический генератор. Выработанная электрическая энергия отводится от этого генератора к внешним потребителям через повышающие трансформаторы.
Рис. 2.5. Принципиальная тепловая схема КЭС
Электростанции на органическом топливе в настоящее время используют перегретый пар. Температура перегрева выбирается в зависимости от конструкционных материалов, применяемых для изготовления пароперегревателей, паропроводов и некоторых элементов турбины. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно принимается равной 540 °С при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа.
Паровые котлы и паровые турбины являются основными агрегатами тепловой электростанции.
Принципиальная схема газотурбинной установки
Простейшая газотурбинная установка (ГТУ) состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, которая служит для привода электрического генератора и компрессора (рис. 2.6).
Принцип работы ГТУ следующий: атмосферный воздух в компрессоре сжимается и под давлением поступает в камеру сгорания, куда подается также газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются из камеры сгорания в газовую турбину, для которой они служат рабочим телом. Отработавшие в турбине продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.
Рис 2.6. Принципиальная схема гту
Большая часть мощности газовой турбины (до 65 %) передается электрическому генератору, остальная потребляется воздушным компрессором.
Газотурбинные установки имеют следующий принцип работы. Воздух из атмосферы поступает в компрессор низкого давления 4 и сжимается. Для снижения температуры воздуха используется воздухоохладитель 7. После этого для повышения давления воздух подается в компрессор высокого давления 1 и далее поступает в камеру сгорания 2, куда одновременно подводится топливо.
Большое количество воздуха в этой установке необходимо для снижения температуры продуктов сгорания до необходимых пределов, определяемых жаропрочностью лопаток турбины.
После камер сгорания 2 и 3 газы поступают в газовую турбину высокого и низкого давления 8 и 6. Там они, расширяясь, совершают работу, вращая вал турбины. На одном валу с турбиной низкого давления находится электрический генератор 5, вырабатывающий электрическую энергию.
Электростанции с ГТУ обладают следующими преимуществами:
1) за счет повышения средней температуры подвода тепла к турбине (температура газа на входе турбины находится в пределах 750 — 1500 °С) эти электростанции имеют повышенные значения КПД.
Благодаря тому, что в этих установках отсутствует необходимость передачи тепла сжигаемого топлива рабочему телу, которым являются сами продукты сгорания, отпадает нужда в парогенерирующих поверхностях нагрева, работающих при высоких температурах в парогенераторах;
2) электростанции с газотурбинными установками имеют более низкие удельные показатели стоимости по сравнению с обычными ТЭС за счет снижения габаритных размеров зданий станции и стоимости оборудования;
3) сроки строительства таких станций вдвое меньше, чем паротурбинных электростанций;
4) газотурбинные установки обладают повышенной эксплуатационной маневренностью. Благодаря этому имеется возможность быстрого пуска и подъема нагрузки на этих станциях. Поэтому ГТУ можно успешно использовать в пиковых режимах, а также в аварийных ситуациях в системе;
5) таким электростанциям нужно значительно меньшее количество охлаждающей воды.
В то же время электростанции с газотурбинными установками не получили широкого распространения в электроэнергетических системах, что объясняется некоторыми их недостатками:
1) тепловая экономичность ГТУ в настоящее время пока не велика и не превышает 33 %;
2) в настоящее время имеются ограниченные возможности повышения единичной мощности таких установок. Единичная мощность ГТУ составляет не более 100―150 МВт;
3) электростанции с ГТУ имеют повышенные расходы на собственные нужды, а также повышенные мощности вспомогательных механизмов.
В настоящее время ГТУ используются в пиковых и полупиковых режимах с временем работы 1000―1500 ч/год. ГТУ применяются на ТЭЦ, а также на металлургических и химических заводах в качестве дополнительного источника энергии.