Реферат Курсовая Конспект
ЛЕКЦИЯ 1 Раздел I. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ - раздел Энергетика, Лекция 1 ...
|
ЛЕКЦИЯ 1
Раздел I. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
1.1. Энергетика и энергетические ресурсы
Отрасль народного хозяйства, занятая превращением энергии из видов, в которых она широко встречается в природе, в виды, в которых она больше всего нужна для различных целей, называется энергетикой.
Потребление больших количеств энергии является необходимым условием непрерывного роста и совершенствования производства.
Важным показателем уровня развития народного хозяйства и культуры страны является годовое производство (и потребление) электрической энергии.
По данным Международного энергетического агентства (МЭА) рост производства электроэнергии в мире в течение первого десятилетия XXI столетия оценивается в среднем как 3 % в год. Прогноз мирового электропотребления по регионам приведен в табл. 1. Ожидается, что в 2010 г. будет произведено 19500, а в 2020 – 28000 ТВт∙ч электроэнергии, половина которой будет выработана в развивающихся странах с быстрым экономическим ростом.
Чтобы удовлетворить такой спрос на электроэнергию, до 2020 г. необходимо ввести ~ 3000 ГВт новых генерирующих мощностей. Это значит, что прирост мощности в год до 2010 г. должен составить 103 ГВт и до 2020 г. –158 ГВт.
Таблица 1. Прогноз мирового электропотребления
по отдельным регионам, ТВт∙ч
Регион | Годы | Средне-годовой прирост, % | ||||
Индустриальные страны, в т. ч. США | 1,8 1,9 | |||||
Центральная Европа и б. СССР | 1,9 | |||||
Развивающиеся страны, в т. ч. развивающиеся страны Азии | 4,2 4,5 | |||||
Китай | 5,5 | |||||
Индия | 3,9 | |||||
Южная Корея | 3,0 | |||||
Другие страны Азии | 3,3 | |||||
Центральная и Южная Америка | 4,0 | |||||
Мир | 2,7 |
По состоянию на 1.01.1999 г. суммарная установленная мощность электростанций мира достигла 3180 ГВт, в т. ч. ТЭС – 66,4; ГЭС – 21,5; АЭС – 11,1 %. Производство электроэнергии всеми электростанциями мира в 1998 г. составило 13674 ТВт ч, в т.ч. на ТЭС – 8584, на ГЭС – 2567, на АЭС – 2315 ТВт ч. Более 60 % электроэнергии производится в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), в которую входят 29 развитых стран Западной и Центральной Европы, Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), более 15 % – в странах б. СССР.
Таблица 2. Основные показатели развития электроэнергетики
ЛЕКЦИЯ 2
Перспективы использования твердого топлива.
Таблица 3. Распределение запасов угля по некоторым странам мира, млрд. т
Страна | Антрациты и каменные | Бурые и лигниты | Всего | Доля в мировых, % | Обеспеченность, лет |
В целом в мире, в т.ч. страны ОЕСD США РФ Китай Австралия Индия Германия Южная Африка Остальные страны | 509,5 206,5 111,3 49,1 62,2 47,3 72,7 24,0 55,3 87,5 | 474,7 240,6 135,3 107,9 52,3 43,1 2,0 43,0 – 91,1 | 984,2 447,1 246,6 157,0 114,5 90,4 74,7 67,0 55,3 178,6 | 100,0 45,4 25,1 15,9 11,6 9,2 7,6 6,8 5,6 18,2 | более 500 |
Вытеснение угля из топливного баланса ТЭС связано в первую очередь с неконкурентоспособностью угля по сравнению с природным газом и нефтью. В настоящее время в России соотношение цен на нефть, природный газ и уголь составляет 1 : 0,2 : 0,3. До повышения цен на нефть и нефтепродукты 1998 г. цена на уголь была выше, чем цены на мазут. В мировой же практике цены на газ, как правило, превышают цены на уголь на 30-40 % (в расчете на т.у.т.).
Огромные запасы углей в России и анализ складывающейся конъюнктуры ископаемых видов топлива на мировых энергетических рынках и рынках страны позволяют предполагать, что в перспективе целесообразно более широкое использование в топливно-энергетическом балансе России угольного топлива, особенно на ТЭС.
Имеющиеся ресурсы углей России позволяют обеспечить объемы добычи 1,5 млрд. т./ г. В табл. 4 приведены потенциально возможные уровни добычи углей.
Таблица 4. Потенциально возможные уровни добычи углей в России, млн. т.
Угли | Годы | |||
Всего кузнецкие восточно-сибирские в т.ч. канско-ачинские дальневосточные |
Из трех крупнейших угольных бассейнов, расположенных за Уралом –Кузнецкого, Экибастузского и Канско-Ачинского, два последних относятся к категории бассейнов низкосортного угля: Экибастузский - вследствие высокой зольности угля (до 55 %), Канско-Ачинский - вследствие высокой влажности (до 45 %). Но эти угли являются самыми дешевыми, в основном благодаря возможности их открытой добычи.
К низкосортным энергетическим топливам относятся также отходы углеобогащения (шлам, промпродукт), горючие сланцы, торф, растительные отходы и др.
В перспективе низкосортное топливо станет основным сырьем твердых органических топлив, сжигаемых на электростанциях нашей страны.
Основания для этого?
Во-первых, наша страна обладает весьма большими запасами низкосортного топлива, в первую очередь бурого угля. На территории РФ бурые угли залегают в Центрально – Европейской части, на Урале, в Забайкалье, на Дальнем Востоке, в Якутии. Велики также запасы горючих сланцев, торфа, биомассы.
Во-вторых, достижения современной топочной техники, разработки и внедрение новых технических решений при сжигании высокозольных и высоковлажных топлив, таких, как сжигание в кипящем слое, сжигание в виде водоугольных суспензий и др., открывают перспективы высокоэффективного использования топлив низкой калорийности.
Основными поставщиками энергетических углей является Донецкий, Кузнецкий, Экибастузский, Канско-Ачинский бассейны. Угли каждого месторождения различаются по маркам и качеству. Каждая марка имеет свои особенности. Их необходимо учитывать при выборе схемы сжигания, конструктивном оформлении котлов, определении их режимов работы.
Угли Донецкого бассейна являются базовым топливом для многих регионов европейской части России. Запасы в бассейне составляют 100 млрд. т.; общие геологические запасы всех углей 141 млрд. т. н. т. (119 млрд. т.у.т.).
На электрических станциях Урала и Западной Сибири используется преимущественно Экибастузский уголь. Балансовые запасы Экибастузского и Майкюбенского бассейнов оцениваются примерно в 8 млрд. т. В настоящее время на данном топливе работает большое количество котлов энергоблоков 300, 500 МВт, а также котлов средней мощности.
В Канско-Ачинском бассейне в настоящее время разрабатываются три месторождения: Ирша-Бородинское, Назаровское, Березовское .
Перспективным является Кузнецкий угольный бассейн. На базе кузнецких углей в настоящее время вырабатывается около 17 % электрической энергии. Однако дальнейшее его развитие с учетом использования в отдаленных регионах сопряжено с большими социальными, экологическими и транспортными трудностями. Практически не решены вопросы потери топлива в пути при транспортировке его по железной дороге.
Чисто региональное значение имеют другие угольные бассейны, например, Карагандинский, Итатский, Воркутинский и др. Их развитие определяется промышленной и социальной инфраструктурой регионов.
Основной прирост угледобычи в период 2030-2050 гг. ожидается на новых угольных базах Сибири и Дальнего Востока.
В США предполагается постоянный рост добычи угля. По оптимистическому прогнозу до 2200 г. абсолютная максимальная добыча твердого топлива в США составит 2,3 – 4 млрд. т. условного топлива.
ЛЕКЦИЯ 3
Перспективы развития нефтяного комплекса и систем
Газоснабжения. Месторождения нефти и газа
В первой четверти XXI века нефть и продукты ее переработки будут играть важную роль в энергетическом балансе мира. В первую очередь это обусловлено отсутствием у человека альтернативного экономического источника энергии для мобильной энергетики. В табл. 5 приведены данные о формировании потенциала ресурсов и потребления нефти.
Таблица 5. Запасы, добыча и потребление нефти по регионам мира
Таблица 7. Запасы газа в РФ
№ п/п | Газоносный район | Газодобывающее предприятие (ГДП) | Число месторождений | Запасы газа, млрд. м3 | ||
А+В+С1 | С2 | А+В+0,5С | ||||
1. | Ямальская НГО | – | 13(Н) | |||
2. | Гыданская ГО | – | 5(Н) | |||
3. | Надым-Пур-Тазовское НГО Итого НПТ НГО | Надымгазпром Уренгойгазпром Ямбурггаздобыча Сургутгазпром (Ноябрьскгаздобыча) 4ГДП | 3(С) 1(Н) 4(С) 14(Н) 2(С) 4(Н) 4(С) 13(Н) 13(С) 32(Н) | 2023,3 43,1 8350,8 3288,8 4261,9 401,2 1282,6 1202,7 15918,6 4955,8 | 79,1 – 1114,6 864,6 144,6 329,3 269,4 2387,6 | |
4. | Томская обл. | Томскгазпром, Томскнефть и др. | 2(С) 14(Н) | 91,6 208,3 | 0,9 24,2 | |
5. | Шельф Карского моря | – | 2(Н) | |||
6. | Шельф Баренцева моря | – | 1(Н) | |||
7. | Северный район | Северогазпром | 1(10)* (С) | 342,9 | 1344,5 | |
8. | Поволжский район | Астраханьгазпром | 2(8)* (С) | 2773,6 | 1114,9 | |
9. | Северо-Кавказский р-он | Кавказтрансгаз, Кубаньгазпром | 6(С) | |||
10. | Уральский р-н | Оренбурггазпром | 1(4)* (С) | |||
11. | Север Красноярского края | Норильскгазпром | 3(7)* (С) | |||
12. | Юг Красноярского края | – | 2(Н) |
Окончание табл. 7
13. | Иркутская обл. | – | 2(Н) | |||
14. | Республика Саха | Сахагазпром | 2(5)* (С) | |||
15. | Сахалинский шельф | 8(Н) | ||||
Всего в т.ч. С Н | 12ГДП | 44797,8 23406,7 21391,1 | 10637,1 5670,1 |
Примечание:
А, В, С1 , С2 – категория;
* В скобках дано число новых месторождений; (Н) и (С) – новые и существующие месторождения.
Сырая нефть является смесью органических соединений и включает в себя небольшое количество жидких сернистых и азотных соединений, парафинов и смол. После извлечения легких фракций и масел (бензина, лигроина, керосина, газойля, солярового масла) остаются сильновязкие тяжелые фракции – мазут, который и используется как энергетическое жидкое топливо. При этом минеральные примеси, входящие в нефть, концентрируются в мазуте.
Природные газы образуются одновременно с нефтью либо получаются в результате синтеза в присутствии воды и карбидов металлов на больших глубинах под воздействием высокого давления и температуры.
В отличие от твердого и жидкого топлива газовое топливо представляет собой механическую смесь горючих и негорючих газов. Природные газы в основном (до 90 – 96 %) содержкат метан СН4, в небольшом количестве тяжелые углеводороды (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и др.), которые часто записываются в виде общей формулы СmHn (1 - 6 %). Кроме того, природный газ содержит негорючие компоненты: немного азота N2 (1 - 4 %) и двуокись углерода СО2 (0,1 - 0,2 %).
Месторождения газа делят на чисто газовые и газоконденсатные. Газ первых состоит почти из одного метана. Газ вторых, кроме метана содержит значительное количество высших углеводородов, в основном пропана и бутана, которые легко конденсируются при повышении давления и охлаждении газа.
Природный газ некоторых месторождений Средней Азии и Оренбургского газоконденсатного месторождения содержит до 5 - 6 % сероводорода Н2S и некоторое количество сероорганических соединений, в основном сероуглерода СS2, серооксида углерода СОS и меркаптанов. При добыче нефти получают попутный газ. При выходе нефти из скважины давление ее снижается и из нефти выделяются растворенные газы в количестве 10 - 15 % расхода нефти. Для попутного газа характерно наибольшее содержание углеводородов по сравнению с другими видами газового топлива.
Использование газообразных и жидких топлив по сравнению с углем не только повышает общую культуру эксплуатации электрических станций, но и приводит к ощутимому снижению стоимости основного оборудования, росту КПД установок. Так, при сооружении электрических станций, сжигающих газ и мазут, удельные капиталовложения по сравнению с электростанцией равной мощности на угле снижаются на 20 - 24 %, а экономичность газомазутных станций по отпуску электрической энергии на 4 % выше, чем работающих на угле. Однако разведанные запасы природных газов и нефти ограничены и составляют около 6 % всех мировых запасов органических топлив. Кроме того, природные газы и нефть являются ценнейшим сырьем для народного хозяйства.
ЛЕКЦИЯ 4
ЛЕКЦИЯ 5
Воздействие методов производства электроэнергии
На окружающую среду
ЛЕКЦИЯ 6
Раздел II. ВИДЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ И ГРАФИКИ
НАГРУЗОК
Раздел III. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ
РАЗДЕЛЬНОГО И КОМБИНИРОВАННОГО ПРОИЗВОДСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ТЕПЛА
ЛЕКЦИЯ 7
3.1. Тепловые схемы котельных
Принципиальная тепловая схема (ПТС) котельной
Принципиальная тепловая схема (ПТС) котельной
Принципиальная тепловая схема (ПТС) котельной
Котельная с комбинированными пароводогрейными
ЛЕКЦИЯ 8
Принципиальная технологическая схема паротурбинной
ЛЕКЦИЯ 9
Раздел IV. Классификация тепловых электрических станций (ТЭС)
Тип тепловой электрической станции (ТЭС) на органическом топливе определяют следующие факторы.
1. Вид используемого топлива. Различают ТЭС на твердом, жидком и газовом топливе (см. разд. I), на двух или на всех трех видах топлива. В настоящее время на ТЭС РФ, странах СНГ и за рубежом наряду с твердым топливом (каменные и бурые угли и др.) применяют жидкое (мазут, реже сырую нефть, обычно высокосернистые) и газовое (природный газ). Переход на жидкое и газовое топливо значительно упрощает и удешевляет топливное хозяйство электростанции. Использование природного газа способствует также чистоте воздушного бассейна.
2. Вид отпускаемой энергии (энергетическое назначение). Различают конденсационные электростанции (КЭС) – с паровыми конденсационными турбоагрегатами, отпускающие энергию одного вида – электрическую, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие внешним потребителям электрическую энергию и тепловую энергию с паром или горячей водой. По характеру теплового потребления различают ТЭЦ: промышленного типа, с отпуском предприятиям пара для технологических процессов; отопительного типа, с отпуском тепла обычно с горячей водой для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд населения; промышленно-отопительного типа, с отпуском пара и горячей воды для технологических и отопительных нужд.
Конденсационным электростанциям районного значения в РФ и странах СНГ присваивают обычно название ГРЭС (государственная районная электрическая станция), например Каширская ГРЭС, Конаковская ГРЭС и др.
Электрическая мощность КЭС в РФ составляет около 2/3 всей электрической мощности тепловых электростанций страны (около 1/3 мощности – на ТЭЦ). Однако по общему расходу топлива, численности персонала, капитальным вложениям КЭС и ТЭЦ в РФ соизмеримы между собой. ТЭЦ обес-
печивают значительную долю экономии топлива в энергохозяйстве страны и существенно улучшают условия жизни населения.
В отдельных случаях на ТЭС смешанного типа устанавливают конденсационные и теплофикационные турбоагрегаты одновременно.
3. Тип основных тепловых двигателей (турбин) для привода электрогенераторов. Различают ТЭС с паровыми (ПТ) и газовыми турбинами (ГТ). Почти исключительное распространение имеют паровые турбины; газовые турбины в РФ имеются лишь на небольшом числе электростанций. Это объясняется тем, что паровые турбины изготовляют больших мощностей в соответствии с возрастающими мощностями электростанций. В РФ работают паровые турбины 150(160), 200 (210) и 300 МВт, а также турбины 500, 800 и 1200 МВт. За рубежом (в США) осваиваются одновальные турбины мощностью 880 МВт и двухвальные 1100 – 1300 МВт. Мощность одновального турбоагрегата предполагается повысить до 1500 МВт.
Газовые турбины достигли мощности 200 МВт.
Коэффициент полезного действия современных паротурбинных ТЭС достигает 40 %, газотурбинных – пока не выше 28–34 %.
На паротурбинных ТЭС возможно применение любого вида органического топлива (уголь, лигнит, сланцы, торф, мазут, газ). На газотурбинных ТЭС применяют преимущественно газовое или жидкое топливо.
Перспективно применение комбинации паровых и газовых турбин в виде парогазовой установки (ПГУ). На сегодняшний день мощность ПГУ достигает 450 МВт, а кпд таких установок - 53 %, например, Северо-Западная ТЭЦ г. Санкт-Петербург.
4. Технологическая структура .(см. разд. III).
5. Степень загрузки и использования электрической мощности. В этом отношении ТЭС разделяют на базовые, которые несут равномерную высокую нагрузку и большое число часов использования максимальной нагрузки в течение года с годовым использованием максимальной (установленной) мощности 6000 ÷ 7500 ч; полубазовые с 4000 ÷ 6000 ч; пиковые – загружаются в течение суток неравномерно и имеют низкое использование оборудования в течение года с до 2000 ч; полупиковые – имеют в течение года пониженное использование оборудования с 2000 ÷ 4000 ч.
Электростанции с более совершенным энергооборудованием и лучшими энергетическими показателями загружают в большей мере. На данной электростанции могут быть различные агрегаты (энергоблоки) с разной степенью совершенства. Соответственно, они загружаются различно, указанное разделение относится и к отдельным агрегатам (энергоблокам).
До последнего времени новые более крупные агрегаты создавались для несения базовых нагрузок. Быстрое изменение их нагрузки, быстрый их пуск затруднительны. Для быстрого набора и изменения нагрузки использовали обычно ранее установленные агрегаты меньшей мощности. Они вытеснялись последовательно более новыми и совершенными агрегатами в полубазовую, полупиковую и даже пиковую область графика нагрузки.
В настоящее время в связи с усилением неравномерности графиков электрической нагрузки (снижением отношения суточной минимальной нагрузки к максимальной) и все уменьшающейся долей агрегатов небольшой мощности создаются специальные полубазовые, полупиковые агрегаты и энергоблоки (РФ – паротурбинные агрегаты и энергоблоки мощностью 500 МВт, 13 МПа, 510/510 оС с упрощенной конструкцией и технологической схемой с повышенной маневренностью). В качестве пиковых агрегатов предполагается использовать газотурбинные установки. Полупиковые и пиковые энергоблоки целесообразно устанавливать на основных электростанциях энергосистемы с базовыми и полубазовыми энергоблоками.
Приведенная классификация тепловых электростанций не является исчерпывающей. Более полно тип электростанции характеризуется еще рядом дополнительных данных, как-то: система технического водоснабжения; способ подготовки топлива и система пылеприготовления; схема отпуска тепла внешним потребителям (для ТЭЦ); способ подготовки добавочной воды парогенераторов; системы очистки дымовых газов и удаления шлаков и золы; способы размещения оборудования в главном корпусе электростанции, зданий и сооружений на ее территории. К этому нужно добавить характеристики электрической части ТЭС и системы ее автоматического управления и контроля.
Перечисленные характеристики ТЭС указывают на их многообразие, обусловливающее индивидуальный, как правило, тип каждой конкретной электростанции.
Раздел V. Показатели тепловой и общей
экономичности ТЭС
ЛЕКЦИЯ 10
Тепловая экономичность и энергетические показатели
Конденсационной электростанции (КЭС)
Баланс тепла и коэффициенты полезного действия
ЛЕКЦИЯ 11
Расходы пара, тепла, топлива, и коэффициенты
Полезного действия конденсационной электростанции
ЛЕКЦИЯ 12
Расходы пара и тепла на теплофикационные установки
ЛЕКЦИЯ 14
ЛЕКЦИЯ 15
РАЗДЕЛ VI. НАЧАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ
Зависимость тепловой экономичности ТЭС от начальных
ЛЕКЦИЯ 16
Влияние конечных параметров пара на тепловую
ЛЕКЦИЯ 17
Раздел VII. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ
ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Общая характеристика регенеративного подогрева
Оптимальное распределение регенеративного
Охладители пара отборов и их влияние на распределение
– Конец работы –
Используемые теги: Лекция, раздел, проблемы, развития, энергетики0.079
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: ЛЕКЦИЯ 1 Раздел I. ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Твитнуть |
Новости и инфо для студентов