Теплоцентрали и конденсационные электростанции. Современные тенденции развития, экономические обоснования их использования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат на тему:

Теплоцентрали и конденсационные электростанции. Современные тенденции развития, экономические обоснования их использования

Содержание

Конденсационная электростанция

Теплоэлектроцентраль

Экономические обоснования использования ТЭЦ и КЭС

Современные тенденции развития ТЭЦ и КЭС

Список использованной литературы

Конденсационная электростанция

Конденсационная электростанция (КЭС) -- тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию. Исторически получила наименование «ГРЭС» -- государственная районная электростанция. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме наряду с другими крупными электростанциями. Однако следует учитывать, что не все станции, имеющие в своём названии аббревиатуру «ГРЭС», являются конденсационными, некоторые из них работают как теплоэлектроцентрали.

Первая ГРЭС «Электропередача», сегодняшняя «ГРЭС-3», сооружена под Москвой в г. Электрогорске в 1912--1914 гг. по инициативе инженера Р. Э. Классона. Основное топливо -- торф, мощность -- 15 МВт. В 1920-х планом ГОЭЛРО предусматривалось строительство нескольких тепловых электростанций, среди которых наиболее известна Каширская ГРЭС.

Принцип работы

Схема КЭС на угле: 1 -- градирня; 2 -- циркуляционный насос; 3 -- линия электропередачи; 4 -- повышающий трансформатор; 5 -- турбогенератор; 6 -- цилиндр низкого давления паровой турбины; 7 -- конденсатный насос; 8 -- поверхностный конденсатор; 9 -- цилиндр среднего давления паровой турбины; 10 -- стопорный клапан; 11 -- цилиндр высокого давления паровой турбины; 12 -- деаэратор; 13 -- регенеративный подогреватель; 14 -- транспортёр топливоподачи; 15 -- бункер угля; 16 -- мельница угля; 17 -- барабан котла; 18 -- система шлакоудаления; 19 -- пароперегреватель; 20 -- дутьевой вентилятор; 21 -- промежуточный пароперегреватель; 22 -- воздухозаборник; 23 -- экономайзер; 24 -- регенеративный воздухоподогреватель; 25 -- фильтр; 26 -- дымосос; 27 -- дымовая труба.

Вода, нагреваемая в паровом котле до состояния перегретого пара (520--565 градусов Цельсия), вращает паровую турбину, приводящую в движение турбогенератор.

Избыточное тепло выбрасывается в атмосферу (близлежащие водоёмы) через конденсационные установки в отличие от теплофикационных электростанций, отдающих избыточное тепло на нужды близлежащих объектов (например, отопление домов).

КЭС является сложным энергетическим комплексом, состоящим из зданий, сооружений, энергетического и иного оборудования, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики. Основными системами КЭС являются:

котельная установка;

паротурбинная установка;

топливное хозяйство;

система золо- и шлакоудаления, очистки дымовых газов;

электрическая часть;

техническое водоснабжение (для отвода избыточного тепла);

система химической очистки и подготовки воды.

При проектировании и строительстве КЭС ее системы размещаются в зданиях и сооружениях комплекса, в первую очередь в главном корпусе. При эксплуатации КЭС персонал, управляющий системами, как правило, объединяется в цеха (котлотурбинный, электрический, топливоподачи, химводоподготовки, тепловой автоматики и т. п.).

Топливное хозяйство имеет различный состав в зависимости от основного топлива, на которое рассчитана КЭС (угольное топливо, газовое топливо).

Система золошлакоудаления устраивается только на угольных электростанциях. Системы золошлакоудаления могут быть гидравлические, пневматические или механические. Наиболее распространённая система оборотного гидравлического золошлакоудаления состоит из смывных аппаратов, каналов, багерных насосов, пульпопроводов, золошлакоотвалов, насосных и водоводов осветлённой воды.

Выброс дымовых газов в атмосферу является наиболее опасным воздействием тепловой электростанции на окружающую природу. Для улавливания золы из дымовых газов после дутьевых вентиляторов устанавливают фильтры различных типов (циклоны, скрубберы, электрофильтры, рукавные тканевые фильтры), задерживающие 90--99 % твердых частиц. Однако для очистки дыма от вредных газов они непригодны.

Электрическая часть КЭС предназначена для производства электрической энергии и её распределения потребителям. В генераторах КЭС создается трехфазный электрический ток напряжением обычно 6--24 кВ. Так как с повышением напряжения потери энергии в сетях существенно уменьшаются, то сразу после генераторов устанавливаются трансформаторы, повышающие напряжение до 35, 110, 220, 500 и более кВ. Трансформаторы устанавливаются на открытом воздухе. Часть электрической энергии расходуется на собственные нужды электростанции. Подключение и отключение отходящих к подстанциям и потребителям линий электропередачи производится на открытых или закрытых распределительных устройствах (ОРУ, ЗРУ), оснащенных выключателями, способными соединять и разрывать электрическую цепь высокого напряжения без образования электрической дуги.

Система технического водоснабжения обеспечивает подачу большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин. Системы разделяются на прямоточные, оборотные и смешанные. В прямоточных системах вода забирается насосами из естественного источника (обычно из реки) и после прохождения конденсатора сбрасывается обратно. В оборотных системах вода циркулирует под воздействием циркуляционных насосов и охлаждается воздухом. Охлаждение может производиться на поверхности водохранилищ-охладителей или в искусственных сооружениях: брызгальных бассейнах или градирнях.

В маловодных районах вместо системы технического водоснабжения применяются воздушно-конденсационные системы (сухие градирни), представляющие собой воздушный радиатор с естественной или искусственной тягой. Это решение обычно вынужденное, так как они дороже и менее эффективны с точки зрения охлаждения.

Система химводоподготовки обеспечивает химическую очистку и глубокое обессоливание воды, поступающей в паровые котлы и паровые турбины, во избежание отложений на внутренних поверхностях оборудования.

При горении топлива потребляется большое количество кислорода, а также происходит выброс значительного количества продуктов сгорания таких как: летучая зола, газообразные окислы серы азота, часть которых имеет большую химическую активность.

Теплоэлектроцентраль

Теплоэлектроцентрамль (ТЭЦ) -- разновидность тепловой электростанции, которая производит не только электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).

Главное отличие ТЭЦ от КЭС состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки:

тепловому -- электрическая нагрузка жёстко зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка - приоритет)

электрическому -- электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет - электрическая нагрузка).

Совмещение функций генерации тепла и электроэнергии (когенерация) выгодно, так как оставшееся тепло, которое не участвует в работе на КЭС, используется в отоплении. Это повышает расчетный КПД в целом (80 % у ТЭЦ и 30 % у КЭС), но не говорит об экономичности ТЭЦ. Основными же показателями экономичности являются: удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и КПД цикла КЭС.

При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, так как передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна.

Экономические обоснования использования ТЭЦ и КЭС

В нашей климатической зоне системы теплоснабжения занимают важное место. Они расходуют более половины первичных энергоресурсов. Им присущи массовость, пронизывающая все сферы жизнедеятельности страны, большое техническое разнообразие, сильная зависимость от вида потребляемых первичных энергоресурсов и влияние на экологию окружающей среды. В условиях перехода к рыночной экономике системы теплоснабжения все больше находятся в поле экономических интересов практически всех производств и слоев населения. Не обеспечив экономичной работы и надлежащего развития этих систем, невозможно добиться рационального использования энергоресурсов.

Одним из эффективных направлений топливосбережения в энергоснабжении потребителей была и остается теплофикация - комбинированное производство электрической и тепловой энергии при минимальном расходе топлива.

В структуре систем теплоснабжения важную роль играют наиболее экономичные теплофикационные системы, включающие ТЭЦ разных типов: паротурбинные, газотурбинные, парогазовые. И если в ЦТ они исторически традиционны и достигли определенного технологического и технического совершенства, то в ДЦТ они стали появляться в последние годы как конкуренты централизованным теплоисточникам.

Оценка технико-экономической эффективности системы теплоснабжения должна проводиться исходя из реалий складывающейся рыночной экономики.

С переходом к рыночной экономике коренным образом меняются цели и методология экономических обоснований технических решений.

В случаях, когда нет экономической конкуренции между теплоснабжающими системами, т.е. когда учет отпускных цен на теплоту не меняет характера принимаемых решений в выборе системы - централизованная или децентрализованная, критерием выбора варианта теплоснабжения могут быть суммарные затраты за расчетный период, обусловленные лишь техническим, технологическим и экологическим преимуществом системы теплоснабжения. При этом экономический эффект выражается экономией суммарных затрат по отношению к альтернативному варианту теплоснабжения, что не противоречит рыночному принципу расчета по прибыли, т.к. экономия затрат является составной частью прибыли.

При наличии экономической конкуренции, когда выбор системы теплоснабжения зависит от цен и тарифов на теплоту, критерием в экономических обоснованиях принимается чистая прибыль с учетом действующей системы налогообложения. В этом случае на результаты расчета оказывают влияние не только технические, технологические и экологические преимущества теплоснабжающей системы, но и конъюнктура цен на реализуемую теплоэнергию.

Экономический эффект теплоснабжающей системы, в чем бы он не проявлялся, должен учитываться в суммарных затратах на теплоснабжение. Прежде всего, это касается комбинированных теплофикационных систем, энергетический эффект (экономия топлива) в которых должен относиться на отпускаемую тепловую и электрическую энергию.

Анализ показывает, что из всех применявшихся в прошлом методов экономического сравнения вариантов по критерию затрат для условий рыночной экономики наиболее подходит метод суммарных затрат за расчетный период с дисконтированием их к базовому году. При этом наиболее полно реализуется основное требование рыночной экономики - учет упущенной выгоды в процессе принятия решения.

Экономическое обоснование систем ЦТ и ДЦТ по критерию чистой прибыли

Сущность методологии обоснования инвестиционных проектов сводится к тому, что критерием оценки эффективности вложения инвестиций в проект может быть чистая прибыль за период существования проекта, дисконтированная к расчетному году и именуемая чистой текущей стоимостью (ЧТС). ЧТС определяется как стоимость, получаемая путем дисконтирования, отдельно на каждый год, разности всех оттоков и притоков наличности, накапливающихся за период функционирования проекта при фиксированной, заранее определенной норме процента на капитал.

Целевой функцией экономического выбора варианта проекта является ЧТС рассчитывается по всем рассматриваемым вариантам инвестиционного проекта. Условием выбора экономически оправданного варианта служит ЧТС = max.

Система теплоснабжения - централизованная и децентрализованная - рассматривается как инвестиционный проект, позволяющий реализовать заданное количество теплоты потребителям по рыночным ценам.

В движении капитала (наличности) при существующем налогообложении в системах теплоснабжения в общем случае участвуют:

* доходы от продажи теплоэнергии - Д;

* собственные капвложения -;

* заемные капвложения -;

* акционерные капвложения -;

* погашения заемных капвложений -;

* проценты по заемному капиталу (проценты по кредиту) -;

* проценты по акционерному капиталу -;

* суммарные годовые издержки по системе теплоснабжения, включая затраты на топливо,

эксплуатационное и ремонтное обслуживание, оплату за потребленную электроэнергию и выбросы в окружающую среду, но без учета отчислений на реновацию - И;

* налог, включаемый в себестоимость реализуемой теплоты -;

* налог на прибыль от реализации теплоты потребителям -

Следует иметь в виду, что при централизованном финансировании иногда появляется необходимость в распределении капитальных вложений между системами теплоснабжения и их элементами, когда выделенных в данный момент средств на цели теплоснабжения недостаточно и требуется установить экономически обоснованную очередность в их представлении.

Общим экономическим критерием эффективности использования инвестиций является удельная прибыль, приходящаяся на единицу вложенных средств.

Современные тенденции развития ТЭЦ и КЭС

Для обеспечения прогнозируемого роста экономики энергетической стратегией страны необходим рост вводов мощности в рассматриваемый период гораздо больший, что обусловлено массовым старением оборудования электростанций, которое исчерпает свой парковый ресурс до 2020 г. По существующим ГЭС допустима гипотеза о сохранении их мощности в течение всего периода. По существующим АЭС с энергоблоками первого и второго поколения подтверждена техническая допустимость и показана высокая экономическая эффективность продления не менее, чем на 10 лет сроков их эксплуатации. Что же касается действующих ТЭС (КЭС и ТЭЦ), то экономическая целесообразность продления срока эксплуатации их устаревшего оборудования весьма спорна. Между тем, потенциальные масштабы сокращения мощности действующих ТЭС очень велики: в первом десятилетии исчерпают парковый ресурс более 70 млн. кВт, а во втором десятилетии еще около 45 млн. кВт, то есть к 2020 г. закончится срок службы 115 из 140 млн. кВт действующих ТЭС. Поэтому главная трудность в развитии электроэнергетики - необходимость компенсации выбытия стареющего оборудования тепловых электростанций за счет технического перевооружения существующих или строительства новых ТЭС.

При техническом перевооружении, как и при новом строительстве ТЭС главным рычагом их структурной перестройки служит НТП в теплоэнергетике. Масштабность проблемы использования НТП при техническом перевооружении ТЭС иллюстрируется сравнением эффективности топливоиспользования при двух вариантах структуры ТЭС в европейской части ЕЭС. Главный вывод: ориентация на использование прогрессивных технологий лишь на новых ТЭС и отказ от внедрения НТП при техническом перевооружении действующих ТЭС приведет к существенному росту потребности ТЭС в топливе (особенно в газе) и сделает невозможной требуемую Энергетической стратегией перестройку топливоснабжения ТЭС.

Сравнение эффективности разных типов новых базисных электростанций (КЭС и ТЭЦ на газе и угле, а также АЭС) свидетельствует, что при прогнозируемых ценах газа во всех европейских районах наиболее высока эффективность сооружения новых КЭС и ТЭЦ на газе при их ориентации на новые технологии (ПГУ и ГТУ). Сильный разрыв между эффективностью этих электростанций и новых АЭС, а также КЭС на угле объективно приводит к обоснованию дальнейшего роста мощности газовых электростанций, то есть фактически - к формированию монотопливной (газовой) структуры топливопотребления ТЭС в европейских районах.

В целом по России рациональная структура генерирующих мощностей при двух сценариях электропотребления (пониженном и высоком) предполагает следующие пропорции между разными типами электростанций.

Структура генерирующих мощностей в Европейской части ЕЭС России (высокий вариант)

Рациональные направления развития ТЭЦ и КЭС:

?? ТЭЦ: ограниченный ввод мощности новых ТЭЦ, причем ТЭЦ на газе сооружаются в виде некрупных ГТ-ТЭЦ или ПГ-ТЭЦ, а ТЭЦ на угле - в основном только в районах вне зоны газоснабжения. Основной же рост электрической мощности ТЭЦ - за счет замены и модернизации оборудования существующих электростанций. При этом на газовых ТЭЦ мелкие агрегаты (90 и ниже) типа Т и ПТ заменяются на газотурбинные установки; а крупные агрегаты (130 ) типа Т и ПТ - на парогазовые установки, причем желательно - по утилизационной схеме; на угольных ТЭЦ агрегаты типа Т и ПТ в ближайшие годы модернизируются с заменой их на аналогичное оборудование, а затем (по мере разработки нового оборудования) заменяются на оборудование с ЦКС и ПГУ с газификацией угля; агрегаты типа Р и ПР заменяются аналогичным оборудованием, но в ряде случаев их полная мощность не восстанавливается.

?? КЭС: замена оборудования существующих газомазутных КЭС с энергоблоками мощностью 150-300 МВт на ПГЭС; модернизация оборудования существующих газомазутных КЭС с блоками 800 и 1200 МВт; модернизация и замена оборудования существующих КЭС на угле; ограниченный ввод новых ПГЭС - почти исключительно в Тюмени и на Сахалине; сооружение новых КЭС на угле, причем в европейской части ЕЭС они размещаются в основном в трех ОЭС (Урал, Средняя Волга и Центр), а при высокой потребности - и в ОЭС Северо-Запада (КЭС на интинском угле).

Для обеспечения рациональной структуры генерирующих мощностей в рассматриваемый период необходимо реализовать суммарный ввод мощности электростанций в размере 159-233 млн. кВт в зависимости от уровня электропотребления. В том числе 70-89 млн. кВт на ТЭЦ и 60-98 млн. кВт на КЭС. В том числе ввод парогазового и газотурбинного оборудования на ТЭЦ и КЭС составит в этот период, соответственно, 23-44 млн. кВт и 19-27 млн. кВт.

Вместе с тем, в перспективе потребуется заметное перераспределение ресурсов газа Во все большей степени газ должен направляться на городские ТЭЦ, а КЭС (включая ПГЭС) должны использоваться с постепенно снижающимся суточным и годовым числом часов использования их мощности. Главными же источниками базисной мощности в этих регионах должны стать АЭС и угольные КЭС.

Реализация рационального варианта структуры генерирующих мощностей при пониженном уровне электропотребления позволит существенно снизить влияние электроэнергетики на окружающую среду: эмиссия диоксида углерода уменьшится с 797 млн. т в 1990 г. до 665 млн. т к 2020 г. Однако при высоком уровне она увеличится к 2020 г. до 865 млн. т, то есть примерно на 8-9 % по сравнению с 1990 г.

Для выполнения основных функций системообразующих сетей (выдачи мощности крупных электростанций, присоединения крупных питающих подстанций, реализации межсистемных эффектов от совместной работы объединенной энергосистемы (ОЭС), выполнения услуг по передаче мощности и энергии на ФОРЭМ, экспорта в энергосистемы соседних государств) в перспективе до 2020 г. потребуется ввести новые и реконструировать существующие системообразующие сети напряжением 220 кВ и выше общей протяженностью 45-55 тыс. км. При этом наряду с новым строительством необходимо техническое перевооружение существующих сетей с использованием новых технологий и оборудования. Еще более масштабно должны развиваться новые и реконструироваться существующие распределительные сети городов и сельской местности напряжением 110 кВ и ниже (35 кВ, 6-10 кВ и 0,4 кВ). Основным требованием к сетям нового поколения является повышение их технического уровня, обеспечивающего согласованные с потребителями уровни надежности электроснабжения, нормативное качество электроэнергии, адаптацию к росту электрических нагрузок, использование новых средств автоматизации и новых технологий обслуживания, электрическую и экологическую безопасность. Для этого потребуется практически полностью (на 80 %) заменить сельские сети и трансформаторные пункты напряжением 6-10 кВ, а в городах - преимущественно трансформаторные пункты напряжением 0,4 кВ и 6-10 кВ. Оценка инвестиционных потребностей электроэнергетики при обоих вариантах свидетельствует о необходимости кратного роста инвестиций по сравнению даже с первым пятилетием: в 2-3 раза во втором пятилетии; в 3,3-4,5 раза - в третьем пятилетии и в 2,8-4,7 раза - в четвертом пятилетии.

Список использованной литературы:

теплоцентраль конденсационная электростанция

В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров и др. Тепловые электрические станции. Под ред. В. М. Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. -- М.: «Издательский дом МЭИ», 2007. -- 466 с.

Г. Ф. Быстрицкий «Основы Энергетики» М.: Инфра-М 2007 ISBN 978-5-16-002223-9

Основы современной энергетики: Курс лекций для менеджеров энергетических компаний. В двух частях. / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е. В. Аметистова. ISBN 5-7046-0889-2

Часть 1. Современная теплоэнергетика / Трухний А. Д., Макаров А. А., Клименко В. В. -- М.: Издательство МЭИ, 2002. -- 368 с., ил. ISBN 5-7046-0890-6

Санаев Б.Г., Лагереев А.В., Ханаева В.Н. Чемезов А.В. Энергетика России в первой половине XXI века: прогнозы, тенденции, проблемы // Энергетическая политика, № 4, 2001. - С. 16-25.

Таги - Заде Ф.Г. Энергосбережение городов: Учебник для вузов. - М.: Стройиздат, 1992.

1. Размещено на www.allbest.ru