Программы газификации электроэнергетической промышленности имеют также
Хабаровский край и Камчатская область. В Хабаровском крае на газовое
топливо будут переведены энергообъекты, находящиеся по пути следования ныне
действующего газопровода Оха-Комсомольск и вблизи строящегося газопровода
Комсомольск-Хабаровск. На Камчатке существуют проекты освоения газовых
месторождений полуострова с одновременным переводом на газовое топливо
действующих ТЭЦ, которые сегодня работают на дорогом привозном угле. В
первую очередь на парогазовую технологию планируется перевести
электростанцию в Соболевском районе (12 тыс. кВт). В настоящее время с
участием японских компаний прорабатываются проекты монтажа газомазутных
котлоагрегатов мощностью 400-500 тонн пара в час на Владивостокской ТЭЦ и
двух газомазутных энергоблоков по 100 тыс. кВт каждый на Партизанской ГРЭС.
Стратегия развития энергетики Дальнего Востока предполагает широкое
использование там, где это возможно, нетрадиционных источников энергии. На
Камчатке и Курильских островах намечается строительство нескольких
геотермальных станций, в том числе Верхнемутновской ГеоТЭС установленной
мощностью 12 тыс. кВт (первый блок сдан в эксплуатацию в 1998 г.),
Мутновской ГеоТЭС из четырех энергоблоков общей мощностью 80 тыс. кВт. На
действующей Паужетской ГеоТЭС в рамках программы ее модернизации
планируется ввести дополнительные генераторы, в результате чего
установленная мощность станции возрастет на 21 тыс. кВт. [19, 1]
В отдаленной перспективе при существенном росте потребления
электроэнергии промышленностью может появиться необходимость в
строительстве атомных и приливных электростанций. Площадки под АЭС выбраны
в Приморском и Хабаровском краях, проведены предпроектные исследования.
Районы, благоприятные для сооружения ПЭС, находятся на побережье Охотского
моря в Хабаровском крае. Имеются довольно детальные проработки проектов
сооружения приливных электростанций в Тугурском и Пенженском заливах, где
приливные колебания уровня моря достигают 13-14 м. Средняя мощность
Пенженской ПЭС по проекту определена в 11500 тыс. кВт. Вместе с Тугурской
ПЭС (10000 тыс. кВт) она в принципе может полностью удовлетворить будущие
потребности юга Дальнего Востока в электроэнергии. [1, 14]
3 – Характеристика бурых углей
Бурые угли наиболее часто применяются в качестве горючего вещества,
используемого для получения тепловой энергии в электрических, промышленных
и отопительных установках и относятся к органическому топливу. Бурые угли
относятся к ископаемым топливам и являются продуктом растительного
происхождения. Длительное образование угля сопровождалось сложными
химическими процессами, происходившими при определенной умеренной
температуре (не превышающей 200-300К) и высоком давлении.
Бурые угли представляют собой землистую однородную массу, не
содержащую включений, или черно-бурую массу, содержащую включения черного
блестящего и матового угля, или же однородную, почти черную блестящую массу
с раковистым изломом. К ним относятся неспекающиеся угли с высоким выходом
летучих (VГ>40). Повышенная влажность, а часто и зольность бурых углей
служит причиной их невысокой теплоты сгорания. Они характеризуются высокой
гигроскопичностью и высокой общей влажностью, пониженным содержанием
углерода и повышенным содержанием кислорода. Эти угли обладают значительной
склонностью к самовозгоранию.
По содержанию рабочей влаги они делятся на три группы:
- Б1 – с рабочей влагой >40%;
- Б2 – от 30 до 40%;
- Б3 – < 30%.
По крупности:
- К – 50-100 мм (крупный);
- О – 25-50 мм (орех);
- М – 13-25 мм (мелкий). [4, 16, 17]
Характеристика угля Артёмовского месторождения.
Марка: Б, Класс: БЗКОМ
Горючая масса:
Углерод: (СГ) – 71%; Водород (НГ): 5.7; Азот (NГ): 1.4; Кислород (ОГ):
21.3; Сера органическая (SГорг): 0.6; Выход летучих (VГ): 50%; Теплота
сгорания: 28.99 МДж/кг (6900 ккал/кг).
Характер нелетучего остатка – порошкообразный.
Сухая масса:
Зола (%): АС – 25.0; АСпред – 28.5;
Сера общая (SСобщ): 0.4%
Гигроскопичность (WГИ): 9.0%
Рабочее топливо:
Влага: (WР) – 24.5%; (WРпред) – 29.0
Теплота сгорания (QРН): 14.85 МДж/кг (3570 ккал/кг).
Коэф. размолоспособности (КВТИЛО): 0.92
Плавкость золы (С0): t1 – 1140; t2 – 1435; t3 – 1495.
[4, 16, 17]
4 - Описание и принципиальная схема ТЭЦ на твердом топливе.
Тепловая схема ТЭЦ
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющих два регулируемых
отбора пара, приведена в приложении.
Пар из парового котла 1, через пароперегреватель 2 поступает в
турбину, имеющую часть высокого 3, среднего 4 и низкого 5 давлений.
Промежуточный перегрев пара не предусмотрен. Отработавший пар сбрасывается
в конденсатор 6, охлаждаемый циркуляционной водой 7. Образующийся конденсат
конденсатным насосом 8 прокачивается через тракт регенерации низкого
давления в диаэратор 15, обогреваемый паром отбора [18, 2].
Смешивающиеся в диаэраторе потоки образуют питательную воду, которая
питательным насосом 16 через подогреватели тракта регенерации высокого
давления 17, 18, 19 подается в котел.
Тракт регенерации низкого давления содержит сальниковый подогреватель
10 (утилизирующий низкопотенциальные протечки DС.П через лабиринтовые
уплотнения турбины) и охладитель эжекторного пара 9.
В рассматриваемой тепловой схеме предусмотрена двухступенчатая
утилизация теплоты и рабочего тела продувочной воды в расширителях
непрерывной продувки 22-23, которые по пару соединены с соответствующими
(по давлению) точками тепловой схемы, а засоленные через теплообменник 24,
подогревающий добавочную воду, сбрасывается в канализацию.
Турбина имеет органы, регулирующие поступление пара в турбину (а), из
ЧВД в ЧСД (б), а из ЧСД в ЧНД (в). Прикрывая регулирующие органы б и в,
можно получить разный пропуск пара в регулируемые отборы 25 и 26. Пар из
отбора 25 поступает на производство DП, на диаэратор и регенерацию в ПВД-3.
Конденсат от промышленного потребителя DК.N возвращается в схему
электростанции. Пар из отбора 26, выполненного сдвоенным, поступает в
сетевую установку и систему регенерации.
Сетевая установка предназначена тепловому потребителю 27 теплоты на
нужды отопления и горячего водоснабжения. Сетевая вода прокачивается через
подогреватели 29, 30 сетевыми насосами 1 (28) и второго (31) подъема и
через перемычку 32 поступает к потребителю.
При низких наружных температурах имеется возможность догревать воду в
пикововм водогрейном котле 23. Конденсат греющего пара из сетевых
подогревателей сливается индивидуально в соответствующие (по температуре)
точки линии основного конденсата [18].
Рассмотренная принципиальная тепловая схема является типовой.
Содержание в ней отдельных элементов может варьироваться на конкретных
тепловых электрических станциях, а схемы включения этих элементов в
основной тракт и взаимосвязь с другими элементами определяются требованиями
экономичности, надежности, ремонтопригодности, удобства в эксплуатации,
режимными условиями.
Характеристики турбины и ее тепловой схемы Т-100/120-130
(использующейся на ТЭЦ-2 г. Владивостока)
Паровая турбина Т-100-130 Уральского тубромеханического завода
номинальной мощностью 100 тыс. кВт при n – 3000 об/мин рассчитана для
работы с конденцацией пара и одно-, двух- и трехступенчатым подогревом воды
в сетевой подогревательной установке и в специально выделенном пучке
конденсатора.
Расчетные параметры свежего пара Р0 = 12.75 МПа (130 кг/см2), t0 =
565 0C, номинальный расход охлаждающей воды 4.45 м3/с (16000 м3/ч). Турбина
выполнена трехцилиндровой с 25 ступенями. В цилиндре высокого давления
(ЦВД) 9 ступеней, цилиндр среднего давления (ЦСД) имеет 14 ступеней (10-
23), цилиндр низкого давления (ЦНД) 2 ступени (24-25). Турбина имеет семь
отборов, в том числе два регулируемых, отопительных (после 21-й и 23-й
ступеней) и пять нерегулируемых (после 9, 11, 14, 17, и 19-й ступеней).
Принципиальная тепловая схема турбоустановки приведена на рисунке.
Подогрев основного конденсата и питательной воды осуществляется
последовательно в охладителе эжектора (ЭЖ), сальниковом холодильнике (СХ),
сальниковом подогревателе (СП), подогревателях низкого давления П1, П2, П3,
П4, деаэраторе с давлением 0.589 МПа (6 кг/см2) и в трех подогревателях
высокого давления П5, П6, П7. Подогреватели высокого давления имеют
встроенные охладители пара и дренажа. Слив конденсата из подогревателей
высокого давления – каскадный в деаэратор. Слив конденсата из ПНД4 в ПНД2 –
каскадный, а из ПНД2 конденсат подается дренажным насосом в линию основного
конденсатора за ПНД2. Слив конденсата из ПНД1, СП, СХ, ПЭ осуществляется в
конденсатосборщик конденсатора.
Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях ПСВ1 и
ПСВ2 (двухступенчатый подогрев). Кроме того, для подогрева сетевой воды
может быть использован специально выделенный теплофикационный пучок в
конденсаторе (ТФК). В этом случае схема подогрева воды трехступенчатая.
Сетевой подогреватель №1 (ПСВ1) обогревается паром нижнего
отопительного отбора (после 23-й ступени) и по пару не отключается. Сетевой
подогреватель №2 (ПСВ2) питается паром верхнего отопительного отбора (после
21-й ступени). Конденсат греющего пара из ПСВ1 сливным насосом
перекачивается в линию основного конденсатора за ПНД1, а из ПСД2 – в линию
основного конденсатора за ПНД2.
Расход сетевой воды через сетевую установку составляет 417-1390 кг/с
(1500-5000 т/ч) и должен быть одинаковым через оба сетевых подогревателя
при их одновременной работе.
Максимальный расход пара на турбину 127.5 кг/c (460 т/ч). Номинальная
нагрузка отборов – 186 МВт (160 Гкал/ч), что соответствует расходу пара ~
86.2 кг/с (310 т/ч). Для модернизированной турбины Т-100/120-130-3
максимальный расход пара на турбину составляет 485 т/ч, отопительная
нагрузка отборов 214 МВт (186 Гкал/ч). При использовании пучка конденсатора
(ТФК) максимальная нагрузка регулируемых отборов при номинальной мощности
100 МВт расход пара на турбину составляет 100 кг/с (360 т/ч), максимальный
пропуск пара через отсек 22, 23-й ступени не должен превышать 86.2 кг/с
(310 т/ч). Пределы регулирования давления: в верхнем теплофикационном
отборе 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2); в нижнем теплофикационном отборе
0.049-0196 МПа (0.5-2.0 кгс/см2) [15, 18].
5 - Теория горения твердого топлива
Горение твердого топлива проходит через ряд стадий, накладывающихся
друг на друга: прогрев, испарение влаги, выделение летучих и образование
кокса, горение летучих и кокса. Определяющей является стадия горения кокса,
т.е. углерода, т.к. углерод является главной горючей составляющей почти
всех натуральных твердых топлив, кроме того, стадия горения кокса
продолжительнее всех остальных (может занимать до 90% всего времени,
необходимого для горения). Все стадии горения требуют затрат теплоты
(иногда до 20-25% сгорания топлива). Процесс горения описывается следующими
уравнениями реакций [3, 6]:
С + О2 = СО2 (5.1)
2С + О2 = 2СО (5.2)
С + СО2 = 2СО (5.3)
2СО + О2 = 2СО2 (5.4)
- первые три – гетерогенные, последняя – гомогенная.
Во время горения частицы твердого топлива с диаметром d обдуваются газом,
имеющим плотность p со скоростью w0.
Это создает силу давления набегающего потока на частицы:
Pc = C((d2/4)(w20/2)p (5.5)
где С – коэффициент, зависящий от критерия рейнольдса.
Если сила тяжести частиц G>PC, то имеем плотный (неподвижный) слой в
слоевых топках, если G<PC, то взвешенный слой в камерных (факельных или
циклонных). Возможен и промежуточный режим псевдоожиренного (кипящего)
слоя, когда соблюдается условие G<PC, но после прохождения слоя скорость
газов падает до значения wоп, поскольку свободное течение увеличивается;
соответственно уменьшается и сила аэродинамического давления до Pn<G; в
итоге имеем PC<G<Pn.
Рассмотрение структуры горящего слоя позволяет составить более
детальную картину процесса горения. Под слоем свежего топлива находится
горящий кокс. После подогрева поступившего топлива происходит испарение
влаги и выделение летучи. Одновременно с выделением летучих образуется
кокс, опускающийся в нижний слой взамен выгоревшего в нем кокса. С
раскаленных кусочков кокса каплями вниз стекает шлак, затвердевая на
колосниковой решётке, откуда периодически его удаляют.
В нижней части кокса одновременно образуются оба окисла углерода СО2
и СО. Эту зону называют окислительной зоной.
К концу окислительной зоны концентрация кислорода снижается до 1-2%,
а СО2 достигает максимума. Над окисленной зоной находится восстановительная
зона, в которой кислород практически отсутствует.
Углекислый газ здесь взаимодействует с раскаленным углеродом с
образованием окиси углерода, что приводит к уменьшению содержимого
углекислого газа и увеличению окиси углерода по высоте восстановительной
зоны.
В восстановительной зоне возможно также эндотермическая реакция
разложения водяных паров с образованием еще одного горючего компонента –
водорода. Образование горючих газов из топлива (СО, Н) составляет процесс
газификации топлива.
Температура в окислительной зоне резко возрастает по высоте и
достигает максимума там, где наибольшая концентрация СО2. В
восстановительной зоне температура меньше чем в окислительной (реакция
взаимодействия СО2 с раскаленным С – эндотермическая) [9, 6, 4].
Знание структуры горящего слоя оказывает реальную помощь при
проектировании и выборе типа котла для сжигания органического топлива.
6 – Расчет экономических показателей
Термический КПД цикла для теплоэлектроцентрали определяется как
отношение полезной работы к подведенной теплоте. Поскольку на ТЭЦ
значительная часть теплоты используется не для производства механической
работы, то и термический КПД при этом снижается.
Начальные параметры для расчета технико-экономических показателей ТЭЦ:
(ТР=71.2%;
(ПК=63.3%;
QС=21100000 кДж;
NЭ=550000 кДж;
QТУ=1850000 кДж;
QТ=490000 кДж;
QОПТ=220000 кДж.
Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству
электроэнергии можно записать следующим образом:
[pic] (6.1)
где QТУ и QТ – соответственно расходы теплоты турбоустановкой и внешним
потребителем.
[pic]
Коэффициент полезного действия теплофикационной турбоустановки по
отпуску тепловой энергии учитывает потери теплоты, связанные в основном с
потерями в окружающую среду в сетевых подогревателях и трубопроводах до
границы ТЭЦ [18]:
[pic] (6.2)
где QОТП и QТ – соответственно отпуск теплоты внешнему потребителю и
затраты теплоты на него турбоустановкой [18].
[pic]
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии [18]:
[pic] (6.3),
где [pic]- расход топлива на производство теплоты, отпускаемой потребителю.
[pic]
КПД ТЭЦ по производству теплоты для внешнего потребителя [18]:
[pic] (6.4)
[pic]
Общий КПД ТЭЦ [18]:
[pic] (6.5)
[pic]
Расход топлива на ТЭЦ разделяют между выработанной электроэнергией и
теплотой. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии,
кг/(кВт ч) [18],
[pic] (6.6)
[pic]
Удельный расход условного топлива на единицу теплоты для внешнего
потребителя, кг/(кВт ч) или кг/ГДжm [18],
[pic] или [pic] (6.7)
[pic]
Проведя технико-экономический расчет показателей ТЭЦ можно сделать
следующие выводы: КПД по производству теплоты больше чем КПД по
производству электроэнергии. Это связано с потерями при преобразовании
тепловой энергии пара в электрическую, за счет вращение турбинных лопастей.
Общий КПД ТЭЦ 41.2% - что является приемлемым для станций подобного уровня.
Необходимо также учитывать, что вышеназванные параметры напрямую зависят от
качества топлива, правильности его подготовки и режимов работы ТЭЦ. В
среднем подобные данные остаются характерными для ТЭЦ, работающих на бурых
углях.
7 – Заключение
Положение в электроэнергетике региона и Дальнего востока в целом
сегодня близко к кризисному - продолжается спад производства.
Государственная политика формирования рыночных отношений в
электроэнергетике России не учитывает свойств и особенностей регионов и
отраслей. Концепция, как нужно строить рыночные отношения в области
энергетики, ИМЕЕТСЯ , НО ДЕТАЛЬНО ПРОРОБОТАННОЙ , ПОЛНОЦЕННОЙ ПРОГРАММЫ
ПЕРЕХОДА К РЫНК-У СЕГОДНЯ НЕТ.
Одной из составляющих энергетической политики России и ее регионов
должно стать формирование нового механизма управления функционированием и
развитием электроэнергетического комплекса. Это необходимо проводить в
рамках осуществляемых в стране общих экономических реформ с учетом
особенностей электроэнергетического комплекса. Поскольку эти и другие
необходимые основы рыночной экономики пока не сформированы, и это потребует
длительного времени, то невозможность саморегулирования на рыночных
принципах должна быть компенсирована сильным государственным регулированием
экономических процессов. Единственным известным на данный момент выходом из
противоречия между целью (создание эффективной рыночной экономики) и
объективной необходимостью сохранения централизованного управления является
создание двухсекторной экономики, в которой параллельно функционирует
рыночный и государственно-управляемый секторы. Можно отметить, что
сторонниками такого пути реформирования экономики являются такие известные
экономисты , как Я. Корнай , П. Мюрелл , Р. Макконен , В. Белкин , Г. Ханин
- активные приверженцы рыночной экономики и хорошо понимающие огромные
проблемы в параллельном существовании частного и государственного секторов.
Рыночный сектор должен формироваться, прежде всего, в отраслях,
близких к конечной продукции (торговля, легкая и пищевая промышленности,
сельское хозяйство, строительство), а также, по мере готовности, и в других
производствах, где отсутствует (или относительно легко может быть разрушен)
монополизм и сбои в работе которых не ведут к большим ущербам и к
дестабилизации экономики.
Электроэнергетика обладает рядом особенностей, обусловливающих
необходимость сохранения в ближайшей перспективе необходимость сохранения
преимущественно государственного управления его функционированием и
развитием. К ним относятся :
- особая важность для населения и всей экономики обеспечения надежного
энергоснабжения;
- высокая капиталоемкость и сильная инерционность развития
электроэнергетики;
- монопольное положение отдельных предприятий и систем по технологическим
условиям, а также вследствие сложившейся в нашей стране высокой
концентрации мощностей электроэнергетики;
- отсутствие необходимых для рыночной экономики резервов в производстве и
транспорте энергоресурсов:
- высокий уровень опасности объектов электроэнергетики для населения и
природы.
Только учтя вышеперечисленные особенности электроэнергетики можно подходить
к решению политических, экономических и социальных проблем и постановке
целей в будущем планировании.
8 – Использованная литература:
1. Энергетика сегодня и завтра. под ред. Дъякова.- М.: Энергия, 1990.
2. Баскаков А.П. Теплотехника.- М.: Энергоатомиздат, 1991.
3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат,
1987.
4. Теплотехнический справочник в 2х томах, под ред. В.Н. Юренева и др. –
М.: Энергия, 1967.
5. Немцев З.Ф., Ареньев Г.В. Теплотехнические установки и теплоснабжение.-
М.: Энергоатомиздат, 1986.
6. Теплоэнергетика и теплофизика. под ред. Григорьева.- М.: Энергия, 1980.
7. Расчет тепловой схемы ТЭС: Указания к курсовому проэкту, О.В.Распутин.-
В.: ДВПИ, 1990.
8. Рыжкин В.Я. Тепловые Электрические Станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
9. Физико-технические аспекты процессов горения и газификации твердого
топлива. ред. колл.: Козлова С.Г. и др. - М.: ЭНИН, 1987.
10. Экономия топлива на эл. ст. и в энергосистемах: Сборник статей. А.С.
Горшкова. - М.: Энергия, 1967.
11. Мезенцев А.П. Основы расчета мероприятий по экономии тепловой энергии и
топлива. М.: Энергия, 1970.
12. Левин Е.М., Гохштейн Г.П., Верхивер Г.П. Тепловые схемы и оборудование
энергоблоков. - М.: Энергия, 1972.
13. Вопросы повышения КПД паротурбинных электростанций. - М-Л.:
Госэнергкомиздат, 1960.
14. Потехонов В.Л. Тепловые Электрические Станции. М.: Энергия, 1977.
15. Бачаров И.Д. Турбоустановки Владивостокской ТЭЦ2: уч. пособие. - В:
ДВГТУ, 1995.
16. Энергетическое топливо СССР: Справочник., под ред. Т.А. Зикеева. - М.:
Энергия, 1972.
17. Михайлов Н.М., Шарков Т.А., Физические свойства топлива.- М.: Энергия,
1972.
18. Угрюмова С.Д. Теплотехника. - В: ДВГАЭУ, 1999. 296 с.
19. Концепция энергетической политики России в новых экономических
условиях. - М.: Минтопэнерго, 1992. 68 с.
20. Э. Г. Вязьмин и др. Основные направления теплоснабжающих систем Сибири
на перспективу до 2010 г.// Направления развития энергетики Сибири. -
Иркутск, 1990. 82-93 с.
21. Меренков А. П. и др. Проблемы преобразования теплового хозяйства
России // Изд.: РАН. Энергетика, 1992.
-----------------------
0
20 10
a<1
a>1
Надслойное пламя
Свежее топливо
Горящий кокс
Шлак
Колосниковая решетка
Температура
Концентрация О2
Страницы: 1, 2
