Українські реферати:
 
Бесплатные рефераты
 

 

 

 

 

 

     
 
Аналіз економічних показників ТЕС (ДВ регіон )
     

 

Теплотехніка


Зміст

1. Введення ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 3
2. Стан енергетичної галузі Далекого Сходу ... ... .. 4
3. Характеристика бурих вугіль ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .... 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 - Вступ

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

Теплові електростанції виробляють електричну та теплову енергіюдля потреб народного господарства країни і комунально-побутового обслуговування. УЗалежно від джерела енергії розрізняють теплові електростанції (ТЕС),гідроелектричним станції (ТЕС), атомні електростанції (АЕС) та ін ТЕСвідносяться конденсаційні електростанції (КЕС) і теплоелектроцентралі
(ТЕЦ). До складу державних районних електростанцій (ГРЕС),обслуговують великі промислові і житлові райони, як правило, входятьконденсаційні електростанції, що використовують органічне паливо і невиробляють теплової енергії разом з електричною. ТЕЦ працюють такожна органічному паливі, але на відміну від КЕС поряд з електроенергієювиробляють гарячу воду і пар для потреб теплофікації.

Однією з основних характеристик електростанцій є встановленапотужність, що дорівнює сумі номінальних потужностей електрогенераторів ітеплофікаційної обладнання. Номінальна потужність - це найбільшапотужність, при якій устаткування може працювати тривалий час увідповідно до технічних умов.

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

ТЕС країни входять до складу складної багатокомпонентної паливно -енергетичної системи, що складається з підприємств топліводобивающей,топлівоперерабативающей промисловості, транспортних засобів доставкипалива від місця видобутку споживачам, підприємств переробки палива взручний для використання вигляд і систем розподілу енергії міжспоживачами. Розвиток паливно-енергетичної системи робить вирішальнийвплив на рівень енергоозброєності всіх галузей промисловості ісільського господарства, зростання продуктивності праці.


2 - Стан енергетичної галузі Далекого Сходу

Розвиток галузі. У галузевій структурі економіки регіонів Далекого
Сходу енергетика займає досить помітне місце - від 12,7% в Приморськомукраї і до 37% в Магаданської області. За вартістю основних виробничихфондів це одна із найбільш ємних сфер народного господарства. У Магаданської і
Амурської областях, наприклад, в енергетиці зосереджено до 40% всіх ВПФ. У
Приморському та Хабаровському краях, економіка яких більш диверсифікована,на долю електроенергетики припадає близько 10% ВПФ. Тим не меншеелектроенергетика на Далекому Сході не є галуззю спеціалізації. Їївисока питома вага сьогодні обумовлений більш різким спадом виробництва вінших галузях промисловості.

Максимальна в історії далекосхідної енергетики величина виробіткуелектроенергії була досягнута в 1991 р. - 48,1 млрд кВт-год. Це в 4,6 разибільше в порівнянні з 1970 р. Середньорічні темпи приросту виробленняелектроенергії за 1970-1991 рр.. були вищими, ніж у середньому по Росії, ісклали 7,5%. Така висока динаміка в цей період пов'язана з реалізацієюпрограм електрифікації Транссибірської залізничної магістралі, а такожзростанням енергоспоживання в промисловості і житловому секторі. Після 1991 р.спостерігається поступовий спад у виробництві електроенергії, викликаний загальнимекономічною кризою в країні. За період з 1991 по 1997 р. падіннявиробництва в електроенергетиці Далекого Сходу склало 21,3%, у тойчас як у всій промисловості понад 50%. Загалом річні темпи спадутут були вищі, ніж у середньому по Росії, що свідчить про більшдепресивному стані економіки регіону. [19,20]

До кінця 1998 р. сумарна встановлена потужність електроенергетичноїпромисловості на Далекому Сході досягла 13,4 млн кВт. Електричнуенергію виробляють понад 8800 установок, як загального користування, так івідомчих. При цьому близько 85% енергії виробляють електростанціїзагального користування, що належать великим енергетичним компаніям,що входять до структури РАО "ЄЕС Росії". Для регіону характерна наявністьвеликої кількості малопотужних дизельних установок, що працюють у віддаленихі важкодоступних в транспортному відношенні населених пунктах.

Далекий Схід відноситься до регіонів з низьким рівнем енергоспоживанняна душу населення. У 1990 р. валове середньодушове споживанняелектроенергії тут становило 5800 кВт-год при среднероссійском показнику
7254 кВт-год. До 1996 енергоспоживання в регіоні знизилася до 4785 кВт-годна душу населення, тобто на 18% у порівнянні з 1990 р. В даний чассередньодушове споживання електроенергії на Далекому Сході в 1,3-2,7 разименше, ніж в індустріально розвинених країнах.

Незважаючи на бурхливий розвиток далекосхідної енергетики впопередні десятиліття, галузь залишається слабкою ланкою в економіцірегіону. Із-за відсутності вільних коштів в останні роки практичноприпинилося технічне та технологічне оновлення. Багато початі в 80 --і роки енергетичні об'єкти заморожені або будуються вкрай повільнимитемпами. Криза платіжної системи загострив ситуацію із забезпеченням Далекого
Сходу паливними сировиною. Низьковитратні види енергетики поки не сталипріоритетними в економіці регіону. В результаті всього цього собівартістьенергії на Далекому Сході як мінімум в 4 рази вища, ніж у сусідніхсибірських регіонах, максимально використовують гідроенергетичний потенціал
(Іркутської області, Красноярському краї). [21,9,10]

Електроенергетика в її нинішньому стані надає могутню ціноветиск на структуру витрат в промислових галузях і в кінцевому рахункуробить продукцію далекосхідних підприємств неконкурентоспроможною навнутрішньому і світовому ринку.

Теплоенергетика. Теплові електростанції виробляють переважнучастку всієї виробленої на Далекому Сході електроенергії. Встановленапотужність ТЕС загального користування складає 8,8 млн кВт, чи 66% всіхенергетичних потужностей регіону. У 1998 р. на частку теплових електростанційдоводилося 72% сумарної вироблення електроенергії на Далекому Сході.

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

Електростанції регіону (за винятком якутських і до недавнього часуамурських) не забезпечені повністю місцевим паливом, незважаючи назначні запаси енергетичного вугілля у всіх регіонах. У Хабаровськомукраї більше 80% потреб у твердому паливі задовольняється за рахунок ввезенняз Якутії, Забайкалля, Амурської області та інших регіонів Росії. У
Примор'я частка імпортної вугілля становить 30%, в Сахалінської області - 13%від загальної потреби.

Технічну основу теплоелектростанцій складають турбоагрегата іенергетичне обладнання російського виробництва. Максимальнаодинична потужність турбоагрегата 215 тис. кВт. [19,12,13]

Гідроенергетика. На частку гідроенергетики припадає 21% генеруючихпотужностей на Далекому Сході і 27% сумарної вироблення електроенергії. Прицьому за останні сім років питома вага далекосхідних ГЕС у виробництвіелектроенергії виріс на 5 процентних пунктів.

Гідроенергетичні ресурси використовуються в Амурській, Магаданськоїобластях і Якутії. На території Далекого Сходу діє шість ГЕС:
Зейская, Колимська, Вілюйська-1, -2, -3, Адичанская. До числа головнихгідроелектростанцій відносяться:

Зейская ГЕС в Амурській області. ГЕС зведена в 650 км від гирла р.Зея,лівої притоки Амура. Її будівництво було розпочато в 1964 р., пуск першогогідроагрегату потужністю 215 тис. кВт відбувся в 1975 р. До 1978 р. настанції працювало п'ять генераторів сумарної потужністю 1075 тис. кВт. Уданий час встановлена потужність ГЕС Зейской 1330 тис. кВт. Це самавелика гідроелектростанція на Далекому Сході. Тут вперше в країні буласпоруджена велика масивно-контрфорсної гребля і встановлені найпотужнішіповоротно-лопатеві діагональні гідротурбіни. Станція оснащена сучаснимустаткуванням російського виробництва і автоматики системами. Площаводосховища, утвореного греблею, - 2419 кв. км, місткість при проектномурівні - 68,42 кубічних кілометри. Частка Зейской ГЕС у виробленніелектроенергії в Амурській області становить 76%, у далекосхідному регіоні
- 12%.

Колимська ГЕС в Магаданської області. Станція споруджена у впаданняр.Дебін в Колиму. Будівництво розпочато в 1978 р. В даний часгенеруюча потужність ГЕС становить 900 тис. кВт. Колимська ГЕС виробляєблизько 80% електроенергії в Магаданської області.

Вілюйська ГЕС в Республіці Саха. Станція зведена у пос.Чернишевскій,в Мірнінском 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 кубічнихкілометри. Загальна генеруюча потужність станції 648 тис. кВт, річнавироблення електроенергії за проектом 2 млрд кВт-год. В даний час
Вілюйська ГЕС разом з іншими гідроелектростанціями республіки виробляє
40% від загального виробництва електроенергії в Якутії.

В останні роки з метою скорочення витрат на доставку вважкодоступні райони дорогого твердого та рідкого палива на Далекому
Сході почалося будівництво малих ГЕС. У 1994 р. на ключі Схід-2, напівночі Примор'я була побудована перша в регіоні міні-ГЕС. Її встановленапотужність 160 кВт, проектна річне вироблення енергії 800 тис. кВт-год.
Пізніше міні-ГЕС з'явилася на Камчатці. Вона побудована на р.Кобалан (в 9 кмвід пос.Анавгай), запущена в 1995 р. і має потужність 100 кВт. Ця міні-ГЕСстала першою в серії малих ГЕС, які будуть побудовані в Бистрінскомрайоні Камчатської області. [19,20,21]

Інші джерела виробництва енергії. Альтернативні види енергетикина Далекому Сході розвинені слабко. Разом з атомною енергетикою їх частка ввиробництві електроенергії не перевищує 0,7%, у той час як по Росії вЗагалом 17%.

На території Чукотського автономного округу, поблизу пос.Білібінодіє єдина на Далекому Сході атомна електростанція -
Білібінська, побудована в 1976 р. Вона обслуговує малонаселені інерозвинені в промисловому відношенні райони, і тому її потужність невелика -
48 тис. кВт.

На Камчатці в незначних масштабах використовується енергія термальнихджерел. Тут в 60-і роки побудована Паужетская геотермальнатеплоелектростанція потужністю 11 тис. кВт. У грудні 1998 р. зданий вексплуатацію перший блок Верхнемутновской ГеоТЕС потужністю 4 тис. кВт. УНайближчим часом на цій станції буде змонтовано ще два блоки такий жепотужності.

Північно-східна частина Сахаліну - зона діяльностінафтогазовидобувної компанії "Роснефть-Сахалінморнефтегаз" - обслуговується
Охінской ТЕЦ, що працює на природному газі. На більш дешеве газовепаливо переведені деякі електростанції Хабаровського краю,розташовані на шляху газопроводу "Оха-Комсомольськ".

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

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

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

З точки зору енергозабезпечення деякі регіони Далекого Сходу всилу їх географічного положення є ізольованими ісамодостатніми. Абсолютно замкнуті енергосистеми мають Сахалінська і
Камчатська області. З Магаданської області можливі невеликі перетіканняенергії в самі північні райони і в Якутії Чукотський автономний округ.
Енергосистеми південної зони утворюють єдину енергомережу "Схід", якадозволяє регулювати енергетичний баланс в регіонах, але не має виходуна російські магістральні лінії електропередачі.

Традиційно енергодефіцитними у цій мережі були Приморський і
Хабаровський краї, де за рахунок власних генеруючих потужностейпокривалося приблизно 80% і 95% внутрішньо регіональної потреб уелектроенергії. Відсутня електроенергія надходила з Амурської області і
Якутії. У години пікових навантажень дефіцит енергії в Приморському країпокривався за рахунок перетоків з сусіднього Хабаровського краю. В останніроки у зв'язку з різким падінням промислового виробництва Хабаровський крайстав енергоізбиточним, 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 федеральноївласністю. Більшість регіонів мають високий ступіньцентралізації електропостачання.

Перспективи галузі. Подальший розвиток електроенергетичноїпромисловості на Далекому Сході продиктовано необхідністю технічноїмодернізації, більш широкого використання високорентабельних видівенергетики і дешевих місцевих ресурсів.

У рамках традиційної енергетики в майбутньому передбачається посилити рольгідроелектростанцій у забезпеченні регіону електроенергією та теплом. Дляцього в Амурській області, в 102 км від пос.Новобурейск, будується Бурейская
ГЕС проектною потужністю 2000 тис. кВт. Середньорічна вироблення на ційелектростанції складе 7,1 млрд кВт-год. Більша частина робіт на Бурейской
ГЕС виконано. Її введення дозволить компенсувати закриття теплоелектростанційіз зношеним устаткуванням і дасть більш дешеву електроенергію сусіднім
Хабаровському і Приморському краях. Крім того, у північно-західній частині
Амурської області планується побудувати ще одну ГЕС - на р.Гілюй. У
Магаданської області в стадії будівництва знаходиться Усть-Среднеканская ГЕСпроектною потужністю 1000 тис. кВт. З введенням її в експлуатацію генеруючіпотужності області зростуть у півтора рази. [1]

З метою забезпечення сталого і економічно ефективногоенергопостачання важкодоступних районів у Приморському краї та Камчатськоїобласті планується продовжити будівництво малих ГЕС. На Камчатці кріммалих ГЕС у 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 майбутньомунафтогазових родовищ пріоритетний розвиток отримають електростанції,що працюють на природному газі. У 1996 р. тут розпочато будівництво
Ноглікской газотурбінної станції. Розташована за 6 км від магістральногогазопроводу цебто-Катанглі-Ноглики, вона буде споживати до 71 мільйон куб. мгазу на рік і мати потужність 72 тис. кВт. У майбутньому планується розширення
Охінской ТЕЦ, на якій будуть поставлені додаткові парогазові котлиодиничною потужністю 80 тис. кВт. Одночасно ізольований сьогодні
Охінскій енергоузел передбачається поєднати?? 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 іекологічно 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 газовепаливо будуть переведені енергооб'єкти, що знаходяться по шляху проходження нинічинного газопроводу Оха-Комсомольськ та поблизу споруджуваного газопроводу
Комсомольськ-Хабаровськ. На Камчатці існують проекти освоєння газовихродовищ півострова з одночасним переведенням на газове паливодіючих ТЕЦ, які сьогодні працюють на дорогому привізній вугіллі. Упершу чергу на парогазову технологію планується перевестиелектростанцію в соболевских районі (12 тис. кВт). В даний час зучастю японських компаній опрацьовуються проекти монтажу газомазутнихкотлоагрегатів потужністю 400-500 тонн пари на годину на Владивостоцької ТЕЦ ідвох газомазутних енергоблоків по 100 тис. кВт кожний на Партизанської ГРЕС.

Стратегія розвитку енергетики Далекого Сходу припускає широкевикористання там, де це можливо, нетрадиційних джерел енергії. На
Камчатці та Курильських островах намічається будівництво кількохгеотермальних станцій, у тому числі Верхнемутновской ГеоТЕС встановленоїпотужністю 12 тис. кВт (перший блок зданий в експлуатацію в 1998 р.),
Мутновской ГеоТЕС з чотирьох енергоблоків загальною потужністю 80 тис. кВт. Надіючої Паужетской ГеоТЕС в рамках програми її модернізаціїпланується ввести додаткові генератори, в результаті чоговстановлена потужність станції зросте на 21 тис. кВт. [19, 1]

У віддаленій перспективі при суттєвому зростанні споживанняелектроенергії промисловістю може з'явитися необхідність убудівництві атомних і приливних електростанцій. Майданчики під АЕС вибранів Приморському та Хабаровському краях, проведені передпроектні дослідження.
Райони, сприятливі для спорудження ПЕС, знаходяться на узбережжі Охотськогоморя в Хабаровському краї. Є досить детальні опрацювання проектівспоруди приливних електростанцій в Тугурском і Пенженском затоках, деприливні 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 майбутніпотреби півдня Далекого Сходу в електроенергії. [1, 14]


3 - Характеристика бурого вугілля

Бурі вугілля найбільш часто застосовуються як горючої речовини,використовуваного для отримання теплової енергії в електричних, промисловихта опалювальних установках і відносяться до органічного палива. Бурі вугіллявідносяться до викопних палив та є продуктом рослинногопоходження. Тривалий освіта вугілля супроводжувалося складнимихімічними процесами, що відбувалися при певній помірноютемпературі (що не перевищує 200-300к) і високому тиску.

Бурі вугілля є землистий однорідну масу, немістить включень, або чорно-буру масу, що містить включення чорногоблискучого і матового вугілля, або ж однорідну, майже чорну блискучу масуз раковістим зламом. До них відносяться неспекающіеся вугілля з високим виходомлетких (VГ> 40). Підвищена вологість, а часто і зольність бурого вугілляслужить причиною їх невисокою теплоти згоряння. Вони характеризуються високоюгігроскопічністю і високого загального вологістю, зниженим вмістомвуглецю і підвищеним вмістом кисню. Ці вугілля володіють значноюсхильністю до самозаймання.

За вмістом робочої вологи вони поділяються 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 (NГ): 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 нелетких 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 паливі.


Теплова схема ТЕЦ

Принципова теплова схема ТЕЦ з турбіною, що мають два регульованихвідбору пари, наведена у додатку.

Пара з парового котла 1, через пароперегрівача 2 надходить утурбіну, що має частина високого 3, 4 середнього і низького тисків 5.
Проміжний перегрів пари не передбачено. Відпрацьовану пару скидаєтьсяв конденсатор 6, охолоджуваний циркуляційної водою 7. Утворюється конденсатконденсатні насосом 8 прокачується через тракт регенерації низькоготиску в діаератор 15, обігрівається пором відбору [18, 2].

змішуються в діаераторе потоки утворюють живильну воду, якаживильним насосом 16 через підігрівачі тракту регенерації високоготиску 17, 18, 19 подається в котел.

Тракт регенерації низького тиску містить сальникових підігрівач
10 (утилізують низькопотенційне протікання DС.П через лабірінтовиеущільнення турбіни) і охолоджувач ежекторного пара 9.

У розглянутій теплової схемі передбачена двоступеневаутилізація теплоти і робочого тіла продувний води в розширювачабезперервної продувки 22-23, які за пару з'єднані з відповідними
(по тиску) точками теплової схеми, а засолені через теплообмінник 24,підігріває 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 звідбору 25 надходить на виробництво DП, на діаератор і регенерацію в ПВД-3.
Конденсат від промислового споживача DК.N повертається в схемуелектростанції. Пара з відбору 26, виконаного здвоєним, надходить умережеву установку і систему регенерації.

Мережева установка призначена тепловому споживачеві 27 теплоти напотреби опалення та гарячого водопостачання. Мережева вода прокачується черезпідігрівачі 29, 30 мережевими насосами 1 (28) та другого (31) підйому ічерез перемичку 32 надходить до споживача.

При низьких зовнішніх температурах є можливість догревать воду впікововм водогрійні котли 23. Конденсат що гріє, пара з мережевихпідігрівачів 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 конкретнихтеплових електричних станціях, а схеми включення цих елементів уосновний тракт і взаємозв'язок з іншими елементами визначаються вимогамиекономічності, надійності, ремонтопридатності, зручності в експлуатації,режимними умовами.


Характеристики турбіни та її теплової схеми Т-100/120-130
(що використовується на ТЕЦ-2 м. Владивостока)

Парова турбіна Т-100-130 Уральського тубромеханіческого заводуномінальною потужністю 100 тис. кВт при n - 3000 об/хв розрахована дляроботи з конденцаціей пари та одно-, дво-і триступінчатим підігрівом водив мережевій підігрівальні установці і в спеціально виділеному пучкуконденсатора.

Розрахункові параметри свіжого пара Р0 = 12.75 МПа (130 кг/см2), t0 =
565 0C, номінальний витрата охолоджуючої води 4.45 м3/с (16000 м3/ч). Турбінавиконана трьохциліндровий з 25 ступенями. У циліндрі високого тиску
(ЦВД) 9 сходинок, циліндр середнього тиску (ЦСД) має 14 ступенів (10 -
23), циліндр низького тиску (ЦНД) 2 ступені (24-25). Турбіна має сімвідборів, в тому числі два регульованих, опалювальних (після 21-ї і 23-йступенів) і п'ять нерегульованих (після 9, 11, 14, 17, і 19-й ступенів).

Принципова теплова схема турбоустановки наведена на малюнку.
Підігрів основного конденсату та живильної води здійснюєтьсяпослідовно в охолоджувачі ежектора (ЕЖ), сальникові холодильнику (СХ),сальникове Підігрівники (СП), підігрівачі низького тиску П1, П2, П3,
П4, деаератори з тиском 0.589 МПа (6 кг/см2) і в трьох підігрівачависокого тиску П5, П6, П7. Підігрівники високого тиску маютьвбудовані охолоджувачі пара і дренажу. Злив конденсату з підігрівачіввисокого тиску - каскадний в деаератор. Злив конденсату з ПНД4 в ПНД2 --каскадний, а з ПНД2 конденсат подається дренажним насосом в лінію основногоконденсатора за ПНД2. Злив конденсату з ПНД1, СП, СХ, ПЕ здійснюється вконденсатосборщік конденсатора.

Підігрів мережевої води здійснюється в мережевих підігрівача ПСВ1 і
ПСВ2 (двоступінчастий підігрів). Крім того, для підігріву мережної водиможе бути використаний спеціально виділений теплофікаційних пучок вконденсаторі (ТФК). У цьому випадку схема підігріву води триступінчата.

Мережний підігрівач № 1 (ПСВ1) обігрівається пором нижньогоопалювального відбору (після 23-го ступеня) і за пару не вимикається. Мережевийпідігрівач № 2 (ПСВ2) харчується пором верхнього опалювального відбору (після
21-го ступеня). Конденсат що гріє, пара з ПСВ1 зливним насосомперекачується в лінію основного конденсатора за ПНД1, а з ПСД2 - в лініюосновного конденсатора за ПНД2.

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

Максимальна витрата пари на турбіну 127.5 кг/c (460 т/год). Номінальнанавантаження відборів - 186 МВт (160 Гкал/год), що відповідає витраті пара ~
86.2 кг/с (310 т/год). Для модернізованої турбіни Т-100/120-130-3максимальна витрата пари на турбіну становить 485 т/год, опалювальнанавантаження відборів 214 МВт (186 Гкал/год). При використанні пучка конденсатора
(ТФК) максимальне навантаження регульованих відборів за номінальної потужності
100 МВт витрата пари на турбіну становить 100 кг/с (360 т/год), максимальнийпропуск пари через відсік 22, 23-го ступеня не повинен перевищувати 86.2 кг/с
(310 т/год). Межі регулювання тиску: у верхньому теплофікаційноївідборі 0.0589-0245 МПа (0.6-2.5 кгс/см2); в нижньому теплофікаційної 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, накладаютьсяодин на одного: прогрівання, випаровування вологи, виділення летких і освітакоксу, горіння летких і коксу. Визначальною є стадія горіння коксу,тобто вуглецю, тому що вуглець є головною горючою складовою майжевсіх натуральних твердих палив, крім того, стадія горіння коксутриваліше всіх інших (може займати до 90% усього часу,необхідного для горіння). Усі стадії горіння потребують витрат теплоти
(іноді до 20-25% згоряння палива). Процес горіння описується наступнимирівняннями 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 частки твердого палива з діаметром d обдуваються газом,мають щільність p зі швидкістю w0.
Це створює силу тиску набігаючого потоку на частинки:

Pc = C ((d2/4) (w20/2) p (5.5)

де С - коефіцієнт, що залежить від критерію Рейнольдса .

Якщо сила тяжіння частинок G> PC, то маємо щільний (нерухомий) шар ушарів топках, якщо G

     
 
     
Реферат Банк
 
Рефераты
 
Бесплатные рефераты
 

 

 

 

 

 

 

 
 
 
  Все права защищены. Українські реферати для кожного учня !