Лекция_1_Технологические схемы тепловой электростанций ТЭС

§1.2. Энергетические ресурсы и топливный баланс Казахстана

Производство электроэнергии осуществляется на электрических станциях преобразованием первичных энергетических ресурсов в электроэнергию. Электроэнергетика является интегральной частью мирового энергетического хозяйства. Её состояние и перспективы развития определяются состоянием и перспективами развития всей мировой энергетики и её ресурсной обеспеченности.
Для выработки электроэнергии могут быть использованы следующие природные ресурсы:
- теплота, выделяющаяся при сжигании химического топлива (каменного и бурого угля, торфа, сланца, нефти и природного газа);
- теплота, выделяющаяся при делении атомного ядра;
- теплота подземных горячих источников;
- теплота воды в океанах, в которых имеется разность температур на различных глубинах;
- механическая (гидравлическая) энергия воды рек, морей и океанов;
- механическая энергия естественных воздушных потоков;
лучистая энергия солнца.
В настоящее время наибольшее практическое значение для энергетики имеют запасы топлива и гидравлической энергии, а также урана – источника ядерного горючего для атомных электростанций.
Извлекаемые ресурсы органического топлива в мире, т.е. ресурсы которые уже извлечены из недр и которые могут быть извлечены в будущем, оцениваются в 6,3 трлн. тонн условного топлива и распределяются следующим образом (Таблица 1.2) [1]:

Таблица 1.2
Ресурсы органического топлива вмире

Наименование
Запасы
Процентное соотношение

Каменный и бурый уголь
4850 млрд.т.у.т.
76%

Нефть и конденсат
1150 млрд.т.у.т.
19%

Природный газ
310 млрд.т.у.т.
5%


Распределение доказанных запасов органического топлива по регионам земного шара крайне неравномерно. Если доказанные запасы угля в основном сосредоточены в Азии (Китай, Россия, Казахстан), Северной Америке и Европе, то запасы нефти – на Ближнем и Среднем Востоке, а природного газа – в России, на Ближнем и Среднем Востоке. В приведенной структуре доказанных запасов органического топлива, как видно, преобладает твердое топливо, т.е. уголь. В ближайшей перспективе уголь остается основным источником энергии в Азии, в том числе и в Казахстане, который по добыче угля занимает 8 место в мире.
В республике, занимающей 1,8% территории всей суши Земли, сосредоточено порядка 0,5% мировых запасов минерального топлива, что составляет 30 млрд. т.у.т. Из них на долю угля приходится 80%, нефти и газового конденсата – 13%, природного и попутного газа – 7%.
Следует заметить, что топливно-энергетические ресурсы размещены на территории Казахстана также неравномерно: основные запасы угля сосредоточены в Северной и Центральной части республики, Западный регион обладает значительными запасами нефти и газа, Южный регион располагает запасами нескольких месторождений газа и угля, а также крупнейшим Нижнеилийским буроугольным месторождением.
В Казахстане сосредоточено 3,3% от мировых промышленных запасов угля. Топливно-энергетический баланс страны строится на базе углеводородного сырья. Всего в республике выявлено более 100 угольных месторождений с геологическими запасами 176,7 млрд.т., однако наиболее изученными являются около 40 месторождений, с оценкой промышленных запасов на них 34,1 млрд. тонн.
Рассмотрим структуру размещения запасов угля по территории Казахстана (Таблица 1.3).

Таблица 1.3
Структура размещения запасов углей по территории Казахстана

Наименование региона
Геологические запасы
Балансовые запасы

Восточный Казахстан
4,5
3,04

Западный Казахстан
2,9
1,79

Северный Казахстан
81,8
18,52

Центральный Казахстан
54,5
14,8

Южный Казахстан
33,0
0,48

Всего по республике
176,7
38,63


В Северном и Центральном Казахстане находятся такие крупные угольные бассейны, как Карагандинский (9,3 млрд. т), Тургайский (5,8 млрд. т), и Экибастузский (12,5 млрд. т). Все угли Казахстана можно разделить на каменные и бурые. Основная часть – 24,3 млрд. т из общих балансовых запасов приходится на каменные угли.
Общий потенциал добычи прогнозных запасов угля открытым способом в Республике оценивается в 400 млн. тонн в год. Добыча угля открытым способом в 3 - 5 раза дешевле, чем добыча угля подземным способом обработки. Так, например, стоимость добычи экибастузского угля в 1995 году была в пять раз ниже стоимости добычи рядового карагандинского угля. Добыча угля открытым способом может удовлетворить потребность республики в угле для нужд энергетики и бытового сектора. По стоимости тепла и энергии угли могут успешно конкурировать с нефтью и газом. Для решения этой проблемы требуется приобретение добывающего и транспортного оборудования большой единичной мощности и замена устаревшего оборудования.
Дальнейшее развитие предприятий угольной промышленности Казахстана связано, в первую очередь, с расширением добычи на действующих месторождениях, на базе их технического перевооружения, а также с освоением новых перспективных месторождений в условиях рыночной экономики.
По общим разведанным запасам углеводородного сырья Казахстан входит в первую десятку мира. В Республике открыто 194 месторождение углеводородного сырья с разведанными запасами нефти 2,1 млрд. тонн, конденсата – 0,7 млрд. тонн и газа – 2,6 трлн. м3. При существующих темпах добычи нефтедобывающие предприятия страны обеспечены разведанными запасами на 120 лет, а газодобывающие – на 400 лет.
Запасы нефти промышленных категорий имеются в основном в Западном Казахстане. Большая их часть сосредоточена в Прикаспийской впадине - до 86% . Самые значительные месторождения нефти в этом регионе – Тенгиз, Карачаганак и Жанажол имеют запасы более 100 млн. т. Меньшее количество нефти приходится на Центральном регион.
Таким образом, Казахстан обладает большими запасами нефти и конденсата, но существующая в настоящее время система нефтепроводов создает необходимость продавать свою нефть на экспорт в Россию, и одновременно получать российское сырьё для своих нефтеперерабатывающих заводов.
Основные запасы газа сосредоточены в Западном Казахстане. Распределение запасов газа на территории Казахстана представлено в Таблице 1.4.
Большие перспективы нефтегазоносности связаны с шельфом казахстанского сектора Каспийского моря. На это указывает наличие в этом районе благоприятных структур, а так же то, что район непосредственно примыкает к территории, где расположены уже известные нефтяные и газовые месторождения. Проведенные предварительные расчеты показывают, что потенциальные ресурсы шельфа по нефти могут по величине быть сопоставимы с общими запасами нефти всех категорий расположенными на суше Республики.




Таблица 1.4
Распределение запасов газа на территории Республики Казахстана

Наименование региона
Началь-
ные
запасы
Добыча с начала разработки
Остаточ-
ные
запасы
газа
В том числе





Разраба-тываемые
Подговленные к освоению
Разведан-ные

Западный Казахстан
2452
119
2333
1764
435
128

Южный Казахстан
37
-
37
-
17
20

Центральный Казахстан
9
-
9
-
2
7

Всего по Казахстану
2498
119
2379
1639,2
454
155


Глава 1
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, КОМБИНИРОВАННАЯ И РАЗДЕЛЬНАЯ ВЫРАБОТКА ТЕПЛОТЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

§1.1. Электрификация и её развитие в Казахстане

Электрификацией называют применение электрической энергии в промышленности, транспорте, сельском хозяйстве, для бытовых и культурных целей населения. Она имеет важнейшее значение для страны. Электрификация, являющаяся стержнем экономики, играет ведущую роль в развитии всех её отраслей, в осуществлении всего современного прогресса.
В настоящее время производство электрической энергии в основном осуществляется на электростанциях, объединенных в электросистемы. Централизация выработки электроэнергии превысила 95%.
Электрификация в стране развивается комплексно, одним из важных её направлений остается теплофикация – централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), что значительно улучшает использование топлива.
Именно электроэнергетика является одной из важнейшей отраслей промышленности республики, от её состояния зависит жизнедеятельность многих других сфер экономики. На её долю приходится около одной десятой части выпускаемой промышленной продукции республики. В Казахстане более половины общего
·объема электроэнергии и 40% теплоэнергии вырабатывают предприятия Павлодарской и Карагандинской областей.
Характерной чертой электроэнергетики Казахстана является преобладающее использование органического топлива, преимущественно угля, при выработке энергии на тепловых электрических станциях. Это объясняется достаточным наличием энергетических ресурсов в государстве. Имеющийся в изобилии дешевый уголь в большей своей части имеет низкое качество (с большим содержанием золы), что порождает, в свою очередь проблемы технического характера и проблемы, связанные с загрязнением окружающей среды. Страна располагает большими нефтяными и газовыми ресурсами, освоение которых планируется увеличить в несколько раз. Это позволит увеличить использование их, преимущественно газа, в электроэнергетике. В 2000 году на долю тепловых электростанций приходилось 86% всей производимой в стране электроэнергии.
Из всей вырабатываемой на ТЭС электроэнергии 84% составила энергия, получаемая при сжигании угля, и 16% - при сжигании мазута и газа [1].
Электропотребление в Казахстане достигло своего пика в 1990 году и составило 100,4 млрд.кВт.ч. Начавшийся в последующем спад производства и экономический кризис привели к тому, что электропотребление постоянно сокращалось приблизительно на 6-8% в год и в 1995 году достигло уровня 70,6 млрд.кВт.ч и, по сравнению с 1990 годом снизилось на 30%. Тем не менее, в конце 90-х годов начался процесс «оживления» экономики. Промышленные предприятия увеличивают использование электрической энергии, вызывая рост электропотребления в целом.
По выработке электроэнергии Казахстан занимает третье место среди стран СНГ, за прошедшие десять лет его доля осталась практически неизменной и составила 4-5%
Динамика производства электроэнергии и теплоты в Казахстане приведена в Таблице 1.1

Таблица 1.1
Производство продукции в натуральном выражении


1991
1993
1995
1997
1999
2001

Электроэнергия, кВт.ч
85584
77444
66661
52000
47498
56235

Тепловая энергия, тыс. Гкал
126249
120418
82877
63153
63321
69690




Если произвести обзор электропотребления и электропроизводства по республике, то можно заметить, что около 80 % вырабатываемой в республике электроэнергии приходится на энергосистемы Северного Казахстана, использующего в основном, уголь Экибастузского и карагандинского месторождений. Одновременно Северная зона является и самым крупным потребителем среди трёх зон республики – на неё приходится около 70% всего потребления электроэнергии в стране. Северная зона Казахстана является единственной, которая удовлетворяет свои потребности в электроэнергии.
В южной зоне и в северной части Западной зоны Казахстана наблюдается значительный дисбаланс между спросом и производством электроэнергии, обе зоны являются крупными импортерами.
За последние десять лет уровень обеспеченности в электроэнергии трех основных энергетических зон – Северной, Южной и Западной оставался неизменным. Зона Северного Казахстана функционирует как наиболее сбалансированная, полностью обеспечивающая свои потребности в электроэнергии. В действительности она сегодня некоторым избытком производственных мощностей, но при этом не имеет возможности передать их в Южный регион республики из-за недостаточной пропускной способности электрических сетей и тем самым уменьшить зависимость Юга от импорта. Поэтому избыток электрической энергии продаётся с соседние регионы России. Аналогичная ситуация в Западном регионе республики: избытки электрической мощности южной зоны не могут быть преданы в её северную часть (слабые электрические связи большой протяженности). Все это в настоящее время не позволяет с максимальной отдачей использовать производственные мощности страны.

Особенности ТЭС.
Единственное предприятие, которое работает без склада готовой продукции. Следовательно, необходима непрерывная и надежная связь с потребителем.
Принципиальная связь с экономикой.
Это достаточно крупный объект.
Принципиальная схема ТЭС.

Классификация ТЭС.
По виду отпускаемой энергии:
тепловые станции, отпускающие только электрическую энергию. Они оснащаются турбинами типа К (конденсационные): КЭС, ГРЭС(Государственная районная электростанция). Очень крупные. КПД=35-40%;
тепловые электростанции, отпускающие и электрическую и тепловую энергию-ТЭЦ. На них более полно используется теплота топлива. КПД=60-70%. Бывают двух типов: промышленные и отопительные. Промышленные ТЭЦ работают исключительно для удовлетворения потребности в тепловой энергии какого-либо предприятия. Отопительные ТЭЦ предназначены для отопления жилых районов, городов. Зимой работают по графику, летом переходят на конденсатный режим.

По технологической структуре:
ТЭС с блочной структурой основного оборудования. Используется несколько блоков. Принципиальная схема не зависит от блоков. Количество парогенераторов равно количеству турбин.
Эта структура появилась 30-40 лет назад. Причины: переход на промперегрев пара для увеличения КПД установки; необходимость упрощения схем паропроводов; требование надежной автоматизации и регулирования основных агрегатов и вспомогательного оборудования;
ТЭС не блочной структуры. С поперечными связями и общим паровым трансфером. Количество парогенераторов не равно количеству турбин.

По типу теплового двигателя:
станции с паротурбинными установками (КПД до 40%);
станции с газотурбинными установками (КПД=30-33%).
Топливо и сжатый воздух подаются в камеру сгорания, затем продукты сгорания расширяются в газовой турбине. ГТУ более компактны, чем ПТУ, менее металлоемкие, маневренные;
станции с парогазовыми установками (КПД=50-55%).
Работают по циклу газовой и паровой турбин. Основное достоинство-экономичность;

тепловые станции с двигателями внутреннего сгорания.

По виду используемого топлива:
угольные;
газовые (больше всего);
мазутные.

По типу парогенератора:
с прямоточным парогенератором;
с барабанным парогенератором.

По величине начальных параметров пара:
со сверхкритическими параметрами пара (Р>22 МПа);
с высокими параметрами пара (Р>16 МПа);
со средними параметрами пара (Р>4 МПа);
с низкими параметрами пара (Р<4 МПа).

По мощности.
станции большой мощности (Nуст>1000 МВт);
станции средней мощности (Nуст>160 МВт);
станции средней мощности (Nуст<160 МВт).

По типу часов использования установленного оборудования:
базовые (Туст>5000 час/год);
полупиковые (Туст от 5000 до 1500-2000 час/год);
пиковые (Туст <1500-2000).

По способу водоснабжения:
прямоточные;
с обратным водоснабжением.
Принципиальная технологическая схема пылеугольной станции.

1-вагоны;
2-разгрузочное устройство;
3-угольный склад станции;
4-конвееры;
5-дробильное отделение;
6-бункер сырого угля;
7-мельницы (уголь до пылевидного состояния);
8-сепаратор угольной пыли;
9-циклон;
10-бункер угольной пыли;
11-питательное устройство;
12-мельничный вентилятор;
13-топка котла;
14-вентилятор;
15-золоуловитель;
16-дымосос:
17-дымовая труба;
18-регенеративный ПВД;
19-регенеративный ПНД;
20-деаэраторы;
21-питательный насос;
22-паровая турбина;
23-конденсатор;
24-конденсатный насос;
25-циркуляционный насос;
26-подводящий водовод;
27-сбросной водовод;
28-цех ХВО;
29-сетевой бойлер;
30-прямая и обратная ветви теплосети;
31-возврат конденсата;
32-повышающие трансформаторы и открытые распределительные устройства;
33-багерные насосы.

Промышленные тепловые станции.
Предназначены для обеспечения промышленных предприятий тепловой энергией. Они должны обеспечивать энергией только то предприятие, на котором построены.

УСК - угольный склад комбината;
СОУ – Сортировка обогащенного угля;
КХП – коксохимическое производство;
УСТК – установка сухого тушения кокса;
ПВС – паровоздушная станция;
СпЦ – сталеплавильный цех;
ПрЦ – прокатный цех;
ДЦ – доменный цех;
МХ – мазутное хозяйство;
НС – насосная станция.

Отличительные особенности промышленных тепловых станций.
Двухсторонняя связь с основными технологическими агрегатами.
Станция – потребитель горючих отходов.
Объединение ряда хозяйств в единые системы.
Двойная подчиненность станции.
Наличие, наряду с турбогенераторами, паровых турбин на приводе нагнетания воздуха.


рисунок 3 Заголовок 1 Заголовок 2 Заголовок 315

Приложенные файлы

  • doc 8155252
    Размер файла: 637 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий