Otvety_Osnovy

1. Основные направления развития энергетики России. Топливный баланс РФ. Типы и параметры паротурбинных ТЭС.

Российская Федерация располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является фундаментом развития национальной экономики.

Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует экономической консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных макроэкономических показателей. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для поддержания устойчивого развития экономики государства.

Увеличивающийся экономический рост неизбежно повлечет за собой существенное расширение спроса на энергетические ресурсы внутри национального хозяйства, что требует решения ряда экономических проблем.

Соответствовать современным требованиям рыночной экономики может только топливно-энергетический комплекс, функционирующий на качественно новом уровне, – финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами.

Для долгосрочного стабильного обеспечения национального хозяйства всеми видами энергии необходима адекватная к экономическим условиям и объективная с точки зрения реализации долгосрочная государственная энергетическая политика, преследующая целью максимально эффективно использовать природные топливно-энергетические ресурсы и потенциал энергетического сектора.

Положительным сдвигом в этом направлении является утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Данная стратегия конкретизирует цели, задачи и основные направления долгосрочной энергетической политики государства на соответствующий период с учётом складывающейся внутренней и внешней ситуации в энергетическом секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской Федерации, а также политического, макроэкономического и научнотехнологического развития страны.

Главной задачей, поставленной авторами стратегии, является определение существующих и перспективных путей достижения качественно нового состояния топливноэнергетического комплекса, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учётом прогнозируемых результатов её реализации.

В рамках энергетической стратегии России на период до 2020 года были поставлены следующие приоритеты:

полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении государства;

снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счёт рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции топливно-энергетического комплекса;

повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития государства;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государству ограничены функции хозяйствующего субъекта с одновременным усилением роли регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования в топливно-энергетическом комплексе);

повышение эффективности управления государственной собственностью;

введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;

стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах.

Вместе с тем в отраслях топливно-энергетического комплекса сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на его текущее функционирование и планируемое развитие.

Основными факторами, сдерживающими развитие топливно-энергетического комплекса, являются:

высокая (более 50%) степень износа основных фондов;

ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях топливноэнергетического комплекса сократился за 90-е годы прошлого века от 2 до 6 раз;

практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства;

сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование;

деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоресурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и структуре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля;

несоответствие производственного потенциала топливно-энергетического комплекса мировому научно-техническому уровню;

отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли;

отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка;

сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду;

высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, доходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка;

отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий топливно-энергетического комплекса.

Решение указанных проблем и выполнение поставленных задач позволит топливноэнергетическому комплексу Российской Федерации перейти на новый – рыночный – уровень функционирования.

Топливно-энергетический баланс (ТЭБ) - это соотношение добычи разных видов топлива и выработанной энергии (приход) и их использования в хозяйстве (расход).

Для составления ТЭБ различные виды топлива переводят в условное (у.т.), теплота сгорания 1 кг которого равна 7000 ккал.

При пересчете в условное топливо применяются тепловые коэффициенты, на которые умножается количество пересчитываемого вида топлива.

В России структура топливно-энергетического баланса: уголь – 17%, нефть – 21%, газ – 55%, гидроэнергия – 2%, ядерная энергия – 4,5%. Удельное энергопотребление на душу населения в ср. в мире – ок. 2 т условного топлива в год, но в экономически развитых странах этот показатель в несколько раз выше.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

1)По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

2)По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.

3)По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

4)По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.

5)По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).

2. Показатели тепловой экономичности КЭС.

Тепловая экономичность КЭС характеризуется значениями КПД удельного расхода тепла и удельного расхода условного топлива. При этом на обычных ТЭС удельный расход удельного топлива является основным показателем.

Как известно, в основе цикла паротурбинной установки лежит цикл Ренкина.

На рисунке показана схема простейшей паротурбинной установки (а) и циклы Ренкина для нее при работе на насыщенном (б) и перегретом паре (в).

Термический КПД, , где -количество тепла, подведенного к 1 кг пара в котле и отведенного от него в конденсаторе соответственно, кДж/кг.

Термический КПД оценивает эффективность идеального цикла(когда используется весь располагаемый перепад энтальпий ). В реальных условиях из-за потерь энергии потоком в проточной части турбины, во входных и регулирующих устройствах, с выходной скоростью, а так же из-за протечек пара через уплотнения используется лишь часть этого

перепада .

Отношение к располагаемому или внутренней работы 1 кг пара в турбине к

располагаемой работе , характеризующие совершенство проточной части турбины, входных и регулирующих устройств, называют внутренним относительным КПД турбины

. Обычно для современных мощных турбин при номинальной нагрузке. КПД парового котла обычно находится в пределах 0,90÷0,93, а КПД генератора

– 0,97÷0,98 при воздушном охлаждении и 0,98÷0,99 при водородном его охлаждении. [1]

Абсолютный электрический КПД турбогенераторной установки,

На электростанциях, работающих на органическом топливе, наряду с потерями в турбогенераторе и паровом котле имеются потери в трубопроводах, следовательно КПД станции определяется следующим образом,

3. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ по производству электроэнергии и тепла. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении.

Тепловая экономичность ТЭЦ характеризуется следующими показателями:

-КПД ТЭЦ по производству электроэнергии, равный отношению электрической мощности к расходу теплоты топлива на выработку электрической энергии;

-КПД ТЭЦ по производству теплоты, равный отношению отпуска теплоты потребителям к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии; этот КПД учитывает только потери в сетевых подогревателях и трубопроводах;

-удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, равная отношению теплофикационной электрической мощности (т.е. той части общей электрической мощности, которая обеспечивается паром, не доходящим до конденсатора) к расходу теплоты топлива на выработку тепловой энергии.

При значительном возрастании тепловой нагрузки ТЭЦ может покрывать ее не только за счет отборов турбин, но и с помощью пиковой котельной. Коэффициент теплофикации αТЭЦ показывает, какую долю суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ покрывает за счет отборов турбин. В наиболее холодное время года αТЭЦ уменьшается, так как возрастает доля тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая за счет пиковой котельной.

КПД станции брутто по производству ЭЭ:

КПД станции нетто по отпуску ЭЭ: ηнеттост = ηбрст (1 − Bсн)

4. Начальные и конечные параметры пара на ТЭС и АЭС и влияние их на тепловую экономичность установок.

На ТЭС на органическом топливе используется цикл перегретого пара, а на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (РТН) – цикл насыщенного пара. Это связано с тем, что в РТН в качестве основного конструкционного материала активной зоны используются сплавы на основе циркония. Они позволяют уменьшить вредное поглощение нейтронов по сравнению с различными марками сталей, но выдерживают температуру не более 340-350 оС. Это меньше критической температуры водяного пара, равной примерно 374 оС, а при докритических параметрах КПД цикла насыщенного пара больше, чем цикла перегретого пара (рис. 7).

Ткр

Т0

Рк

S , кДж кг К

Рис. 7. Цикл Ренкина на насыщенном (сплошные линии) и перегретом (пунктирные линии) паре при докритических начальных параметрах пара

Начальные параметры пара – это его давление Po и температура To на входе в турбину. Отметим, что для цикла насыщенного пара можно выбирать только начальное

давление, поскольку давление насыщения однозначно определяет температуру рабочего тела.

Повышение начальных параметров пара является одним из главных способов увеличения термического КПД цикла.

Чем выше принимаемая начальная температура, тем ниже должно быть давление - по условию надежности металла. Парные значения Po и To, обеспечивающие одинаковую прочность энергооборудования, называются равнопрочными начальными параметрами рабочего тела.

При выборе начального давления пара принимают во внимание следующие факторы:

-увеличение начального давления пара до уровня примерно 30 МПа приводит к заметному повышению термического КПД цикла Ренкина, дальнейший рост Po слабо влияет на ηt и даже приводит к его уменьшению при очень высоких давлениях (рис. 8, 9);

-с ростом Po происходит уменьшение ηоi из-за повышения конечной влажности пара (рис. 10);

-при повышении Po плотность пара увеличивается и, следовательно, высота лопаток уменьшается, что ведет к снижению ηоi вследствие роста относительных потерь, обусловленных проходом пара через зазоры в турбинной ступени (т.е. концевых потерь);

-чем выше Po, тем меньше размеры агрегатов (в связи с более высокой плотностью рабочего тела), но металлоемкость оборудования в целом возрастает из-за увеличения толщины стенок (для обеспечения прочности).

Теперь обратимся к выбору начальной температуры пара на ТЭС. Из рис. 11 видно, что с ее ростом ηt все время увеличивается. Но величина To ограничена термической стойкостью конструкционных материалов: стали перлитного класса выдерживают температуру до 540 оС, нержавеющие стали - 600-650 оС. В связи с этим начальная температура пара на современных ТЭС составляет в настоящее время 540 оС.

5.Тепловые нагрузки электростанций, графики тепловых нагрузок. Отпуск тепла промышленным предприятиям на технологические нужды.

Тепловые нагрузки включают в себя:

-производственную нагрузку (снабжение промышленных предприятий тепловой энергией для обеспечения технологических процессов и работы силовых установок);

-отопительную нагрузку (обеспечение температурного режима во внутренних помещениях промышленных, жилых и общественных зданий);

-горячее водоснабжение в бытовых целях.

Тепловая энергия требуется для технологических нужд промышленности, для отопления и вентиляции производственных, жилых и общественных зданий, кондиционирования воздуха, для горячего водоснабжения (ГВС). Для производственных целей обычно требуется перегретый пар, температура которого на 15÷200С выше температуры насыщения, так как при транспортировке к потребителю часть пара конденсируется и соответственно при этом происходит потеря теплоты. На отопление, вентиляцию от ТЭЦ вода поступает при температуре 95÷1800С, в зависимости от расчётного температурного графика.

Таким образом, централизованная система теплоснабжения включает в себя:

теплоисточник (ТЭЦ или котельная), трубопроводы для транспортирования тепла (пара или воды) и установки теплопотребителей, использующие теплоту для промышленных или бытовых нужд.

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Тепловая нагрузка электростанции, определяемая расходом теплоты на производственные процессы и бытовые нужды (горячее водоснабжение), практически не зависит от температуры наружного воздуха.

Однако летом эта нагрузка несколько меньше, чем зимой. Ведь летом отопления нет. В то же время промышленная и бытовая тепловые нагрузки резко изменяются в течение суток. Кроме того, среднесуточная нагрузка электростанции при использовании теплоты на бытовые нужды в конце недели, в предпраздничные и праздничные дни значительно выше, чем в другие рабочие дни недели.

При небольших изменениях температуры наружного воздуха отопительная и вентиляционная нагрузки жилых помещений в течение суток сохраняются практически постоянными. В тех же условиях отопительная нагрузка общественных зданий и промышленных предприятий может в течение суток заметно изменяться, в нерабочие дни недели ― значительно понижаться. Вентиляционная нагрузка в нерабочее время вообще выключается. Такое изменение расхода теплоты на отопление и вентиляцию общественных зданий и промышленных предприятий приводит к экономии топлива, расходуемого на эти цели.

-суточный график, отражающий влияние таких факторов как работа многосменных предприятий, неравномерность в течение суток осветительно-бытовой нагрузки, режимы работы городского электрифицированного транспорта; в течение суток имеется два пика нагрузки – в утренние и вечерние часы, в ночное время наблюдается глубокий спад нагрузки;

-недельный график (в субботние, а особенно в воскресные и общевыходные праздничные дни нагрузка уменьшается, так как часть предприятий не работает);

-годовой график (в летние месяцы нагрузка падает в связи с выводом в ремонт части оборудования; в конце года нагрузка может возрастать при вводе в эксплуатацию новых предприятий);

-годовой график электрических нагрузок по продолжительности

Рис. 1.5. Годовой график тепловой отопительной нагрузки по месяцам: 1 — максимальные значения; 2 — минимальные значения

6. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Схема подогрева сетевой воды. Температурный и расходный графики сетевой воды. Коэффициент теплофикации.

Потребители теплоты:

1) ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ (ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ) . Отпуск тепла – с паром,

отбираемым от ПТУ

2) ОТОПИТЕЛЬНЫЕ Отпуск тепла– с горячей водой, нагреваемой на ТЭЦ в теплообменниках (сетевых подогревателях) паром из отборов ПТУ

Потребление теплоты для бытовых нужд

•Отопление Qот

•Вентиляция Qв

•Горячее водоснабжение (ГВС) Qгвс

Подогрев сетевой воды

В летний период сетевая вода подогревается только в сетевом подогревателе нижней ступени. На многих установках имеется один теплофикационный отбор (рис. 3.17, б), пар от этого отбора с давлением 0,12–0,24 МПа (на некоторых турбинах давление изменяется в пределах 0,07–0,24 МПа) отводится к основному подогревателю сетевой установки. Дополнительный подогрев сетевой воды (в холодные дни отопительного

Рис.

3.17.

Схема

подогре

ва

сетевой воды: на установк ах с двумя

теплофикационными отборами и теплофикационным пучком в конденсаторе турбины (а), с одним теплофикационным отбором (б); СП1; СП2 – сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней; ОП – основной подогреватель; ПП – пиковый подогреватель; ТК – теплофикационный пучок конденсатора турбины; ОД – охладитель дренажа; ПВК – пиковый водогрейный котел; СН – сетевой насос, К – конденсатор турбины; РОУ – редукционно–охладительная установка; ТП – тепловой потребитель

сезона) может проводиться в пиковом подогревателе, пар к которому подводится от РОУ или от промышленных отборов турбины (если это не приведет к необходимости уменьшить расход пара на технологические нужды).

На схеме, изображенной на рис. 3.17, б, наряду с основным и пиковым подогревателями показан также охладитель дренажа (ОД). Этот теплообменник имеется на сетевых установках, к которым подводится пар от регулируемого отбора установки среднего давления с деаэратором, который работает при давлении 0,12 МПа. При низкой температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа – до 125 °С. Для обеспечения нормальной работы деаэратора в этих условиях дренаж необходимо охлаждать. Охлаждение дренажа сетевой водой не приводит к изменению тепловой экономичности ТЭЦ, так как из–за некоторого подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара на основной подогреватель уменьшается, а на деаэратор в равной мере увеличивается.

7. Регенеративные подогреватели: поверхностного и смешивающего типа: схемы включения, достоинства и недостатки

Врегенеративном подогревателе поверхностного типа внутри трубок теплообменной поверхности находится нагреваемая среда - в ПНД это конденсат, а в ПВД

–питательная вода. В межтрубное пространство поступает пар из отбора турбины. Он конденсируется, соприкасаясь с более холодными трубками.

Регенеративные подогреватели смешивающего типа еще называют контактными подогревателями. В них нагрев воды осуществляется при ее смешении с отборным паром. Это означает, что давление в корпусе каждого последующего (по ходу воды) подогревателя больше, чем в предыдущем подогревателе, поскольку давление отборного пара выше. В связи с этим необходимо устанавливать насос после каждой ступени подогрева или же располагать подогреватели на разной высоте для обеспечения естественного перетока воды за счет гидростатического давления (без перекачивающего насоса).

Этого недостатка лишены поверхностные подогреватели, при использовании которых достаточно только двух насосов - конденсатного на всю группу ПНД и питательного для всех ПВД.

Всвою очередь, недостатком поверхностных подогревателей является недогрев воды до температуры насыщения отборного пара из-за температурного перепада в стенках трубок. Увеличение недогрева несколько снижает выработку электроэнергии, ибо требуются более высокие параметры отборного пара для обеспечения нужной температуры нагреваемой среды. С другой стороны, уменьшение недогрева приводит к увеличению размеров теплообменной поверхности и, следовательно, стоимости подогревателя. Поэтому оптимальная величина недогрева определяется техникоэкономическими расчетами и может составлять от 1,5-2 оС для латуни до 5 оС для нержавеющей стали.

Другим недостатком подогревателей поверхностного типа следует считать более высокую стоимость и меньшую надежность по сравнению с контактными подогревателями, так как наличие большого количества трубок поверхности теплообмена приводит не только к росту капитальных затрат на оборудование, но и повышает опасность выхода подогревателя из строя по причине коррозионных повреждений.

Расход отборного пара в регенеративный подогреватель поверхностного типа находится из уравнения теплового баланса, при составлении которого надо учесть потери