Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения - Энергетика Казахстана

Оглавление
Энергетика Казахстана
Потребление электроэнергии и качество жизни
Связь между качеством услуг и качеством жизни
Причины снижения качества услуг
Условия устойчивого развития качества услуг
Энергетические ресурсы мира
Производство первичных энергоресурсов и электроэнергии
Потребление электроэнергии
Состояние и перспективы развития топливно-энергетической базы
Ресурсы твердого топлива и возможности их использования
Ресурсы углеводородного сырья и перспективы их использования
Гидроэнергетические ресурсы Казахстана
Гидроэнергетический потенциал мира
Перспективы развития атомной энергетики
Нетрадиционные источники энергии
Баланс электроэнергии
Характеристика и структура потребления электроэнергии
Характеристика электрической нагрузки и прогноз на перспективу
Рост экономического потенциала и электропотребления
Топливно-энергетический баланс и экспортно-импортная политика
Национальные энергосистемы и межгосударственные объединения
Принципы построения схемы электрических сетей и требования к ним
Эффективность формирования энергосистем
Основные тенденции развития энергосистем в мире
Развитие энергосистем в СССР (СНГ)
Этапы формирования электроэнергетики Казахстана
Перечень оборудования на электростанциях
Оценка экологической безопасности оборудования
Проблемы трансграничного переноса
Оценка надежности и безопасности работы оборудования
Принципы и нормы проектирования энергосистем
Опоры и фундаменты
Провода и тросы
Изоляция и линейная арматура
Управление объединенными энергосистемами
Информационно-вычислительные системы
Управление нормальными режимами
Управление энергопотреблением
Потери электроэнергии в сетях
Противоаварийное управление
Противоаварийная автоматика
Автоматическое регулирование возбуждения
Автоматика ликвидации асинхронного режима
Автоматическое ограничение повышения частоты и напряжения
Работа объединенных энергосистем стран СНГ в период перехода экономики
Региональные и национальные диспетчерские центры в странах СНГ
Управление резервами активной мощности
Регулирование напряжения и реактивной мощности
Координация действий систем защиты
Внедрение аспектов надежности
Экономические условия взаимодействия
Критерии межсистемных контрактов, типы межсистемных соглашений
Организационная схема взаимодействия в перспективе
Необходимые условия интеграции в управлении энергообъединениями
Сети связи и телемеханики
Первичные сети
Вторичные сети
Централизованное теплоснабжение
Теплоисточники в системах централизованного теплоснабжения
Тепловые сети
Режимы регулирования отпуска теплоты
Системы централизованного теплоснабжения в городах Казахстана
Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты
Отношение к теплофикации в развитых странах Мира
Сохранение и развитие теплофикации в Казахстане
Поиск оптимального соотношения собственности и формы их содержания
Коммерческие принципы управления в государственном секторе
Электроэнергетика и рыночные механизмы
Форма собственности и форма эксплуатации
Юридические формы организации деятельности энергокомпании
Основные положения приватизации
Выбор методов приватизации
Подготовка к проведению приватизации
Учет в процессе приватизации
Обзор проведенной приватизации в некоторых странах мира
Критическая оценка приватизации
Регулятивная функция в электроэнергетике
Регулирование тарифов
Финансовое регулирование и регулирование ценных бумаг
Решение споров
Система оперативного планирования и тарифообразования
Сочетание изменения структуры, владения и регулирования
Текущая обстановка
Анализ структуры энергетической отрасли зарубежных стран
Анализ структуры энергетики Казахстана
Формирование ценообразования в энергетике
Принципы перспективного ценообразования на электрическую энергию
Эластичность цен и спроса
Важность и потенциал энергосбережения
Рекомендуемые меры энергосбережения
Ограничения рыночных цен на энергию
Роль Правительства по реализации энергосберегающей политики
Интеграция технологии, параметров оборудования и путей финансирования
Тепловые электрические станции
Поставщики технологии сжигания в кипящем слое
Метод сжигания в кипящем слое под давлением PFBC
Внутрицикловая газификация угля
Реконструкция тепловых электростанций
Национальная энергетическая система
Проектный цикл кредитования инвестиций в энергетику
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - Эксимбанк Казахстан
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - предложение АВВ на два блока 280 МВт(эл.)/685 МВт (тепл.)
Цикл кредитования инвестиций в энергетику - заключение международного консорциума ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Контракт на строительство ТЭЦ-2 500 МВт в Жезказгане
Руководство по бизнес планированию
Руководство по бизнес планированию - Бизнес план
Глоссарий
Как вычислять финансовые индикаторы, осущестимость инвестирования
Инструкция по заполнению формы бизнес плана

Пар и нагретая вода требуемых параметров (давления и температуры) вырабатываются обычно в котельных или на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ)***.
Котельные - предприятия, основное теплопроизводящее оборудование которых составляют паровые и (или) водогрейные котлы, работающие на органическом топливе (угле, газе, мазуте). Паровые котлы вырабатывают пар, который может направляться непосредственно на технологические нужды обслуживаемых предприятий. При этом его параметры при необходимости могут корректироваться (в сторону понижения) вспомогательным оборудованием - редукционно-охладительными установками (РОУ), устанавливаемыми, как правило, на теплоисточнике.
*В международной системе тепловых единиц употребляется Джоуль (Дж). 1 Дж=0,239 кал; 1 Гкал = 4,19 ГДж.
**До настоящего времени в Казахстане действуют строительные нормы и правила (СНиП), действовавшие на территории бывшего СССР. В частности СНиП 2.04.07-86 "Тепловые
сети".
***Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - тепловая электростанция с комбинированным производством электроэнергии и теплоты, заключающимся в том, что остаточный потенциал отработавшего на вращение турбогенератора пара (или газа) используется для целей теплоснабжения.

Если котельная с паровыми котлоагрегатами должна обслуживать отопительные системы (рисунок 3.10.1), в которых теплоносителем является вода, то в котельных устанавливаются кроме РОУ пароводяные теплообменники1 (обычно называемые сетевыми подогревателями или, что то же, сетевыми бойлерами), в которых пар от котлов, доведенный до требуемых параметров с помощью РОУ, отдает свою теплоту сетевой воде2. Котельные с паровыми котлами применяются в основном в промузлах или в городских районах, где есть предприятия с потребностью в паре для технологических нужд. Чаще всего в котельных применяются котлы паропроизводительностью 10, 20, 50 и 75 т/ч на давление 1,3 и 3,9 МПа.

РИС. 3.10.1 Принципиальная тепловая схема паровой котельной.
- насосы сырой (водопроводной) воды. 2 - подогреватель сырой воды. 3 - насосы химически очищенной воды для восполнения потерь конденсата. 4 - насосы химически очищенной во подпитки теплосетей. 5 - подпилочные насосы теплосетей. 6 - насосы питательной вод котлов. 7 - сетевые насосы. 8 - сетевые подогреватели. 9 - конденсатные насосы. 10 - бак сбора конденсата. 11, 12, 13, 14 - редукционно- охладительные установки (РОУ). ПК - аровые котлы. ДПВ - деаэратор питательной воды котлов. ДТС - деаэратор подпиточной воды для теплосетей. ХВО - химводоочистка.

Для жилых районов и предприятий, не имеющих потребности в паре, но требующих отопления, строятся котельные, основным оборудованием которых являются водогрейные котлы (рисунок 3.10.2). Сетевая вода нагревается до требуемой температуры непосредственно в этих котлах. Такие котельные (при прочих равных условиях) имеют меньшую стоимость и проще в эксплуатации. В относительно крупных котельных широко применяются водогрейные котлы производительностью 30, 50 и 100 Гкал/ч, позволяющие нагревать сетевую воду до 150°С.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) - это тепловые электростанции, на которых производят электроэнергию, а также теплоту в виде пара разных параметров и горячей воды.

1Пароводяной теплообменник - подогреватель, в котором пар (греющий теплоноситель) через стенки трубок нагревает прокачиваемую по ним воду (нагреваемый теплоноситель).

2Сетевая вода - вода, которая циркулирует в тепловых сетях.


РИС. 3.10.2 Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной
1 - насосы сырой воды, 2 - подогреватель сырой воды, 3 - подпиточные насосы, 4 - расходный бак эжектора, 5 - насосы эжекторные, 6 - насосы рециркуляционные, 7 - насосы сетевые, 8 - подогреватель химически очищенной воды, 9 - охладитель выпара, ВК - водогрейные котлы, ХВО - химводоочистка, ВД - вакуумный деаэратор, Э - водоструйный эжектор.

РИС. 3.10.3 Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
1- подпиточный насос теплосетей, 2 и 8 - сетевые насосы, 3 - коллектор подающий, 4 - насос  очищенной воды для восполнения потерь конденсата, 5 - насосы химически очищенной воды для подпитки теплосетей, 6 - деаэратор подпитки теплосетей, 7 - основные подогреватели, 9 - коллектор обратный, 10 - регенеративный подогреватель высоко давления, 11 и 14 - питательные насосы паровых котлов, 12 - деаэратор питательной воды паровых котлов, 13 - регенеративные подогреватели низкого давления, 15 - встроенный в конденсатор подогреватель сетевой воды ("встроенный пучок"), 16 - конденсатные насосы, 17-  бак конденсата, 18 - коллектор возврата конденсата, 19 и 21 - редукционно- охладательные установки (РОУ), ПК - паровые котлы. К-Р - конденсатор турбины, ЭГ - электрогенератор, ХВО ПК - химводоочистка для паровых котлов, ХВО ТС - химводоочистка подпитки теплосетей, ПВК - пиковые водогрейные котлы.
Состав основного оборудования ТЭЦ может быть весьма разнообразным в связи с широким спектром котельного и турбинного оборудования как по единичной мощности, так и по параметрам и техническим характеристикам. Кроме того, наряду с паросиловым оборудованием применяются газовые турбинные установки.
До настоящего времени в Казахстане наиболее распространен паросиловой цикл, заключающийся в том, что, вырабатываемый в энергетических паровых котлах, "острый" пар, приводит во вращение паровые турбины и, сидящие на одном валу с ними, электрогенераторы. Часть этого пара отбирается из цилиндров турбин (тепловые отборы) и используется для пароснабжения технологических процессов промышленных предприятий, а также для нагрева сетевой воды в конденсаторах турбин* и сетевых подогревателях. Паротурбинные электростанции различают по общей и единичной мощности агрегатов: малой мощности - с агрегатами до 25 МВт; средней мощности - с агрегатами 50 - 100 МВт; большой мощности - с агрегатами более 200 МВт.
* Вода из обратной линии теплосети проходит через специальный, встроенный в конденсатор подогреватель, называемый "встроенным теплофикационным пучком".

Вторая группа характерных признаков различия типов паротурбинных электростанций - начальные параметры пара: электростанции низкого давления острого пара - до 4 МПа; высокого давления - до 13 МПа; сверхвысокого давления - до 25,5 МПа.
Например, на Алматинской ТЭЦ-1 установлено 6 энергетических котлов с параметрами
10 МПа, 540°С и 160 т/ч. Острый пар от них направляется на три турбины, мощностью одна 25 и две по 60 МВт. Всем этим турбинам требуется на входе острый пар давлением 9 МПа и температурой 535°С.
На Алматинской ТЭЦ-2 установлено 7 энергетических котлов с параметрами 14 МПа,
560°С и паропроизводительностью по 420 т/ч; 6 турбин мощностью 50, 3-80 и 2-110 МВт. На Экибастузской конденсационной электростанции (КЭС) установлено 8 энергоблоков,
состоящих из котлоагрегата на 25,5 МПа, 545°С, 1650 т/ч и турбоагрегата мощностью 500 МВт каждый.
С начала XX века и до середины 80-х годов параметры, единичные мощности агрегатов и общие мощности электростанций постоянно росли, так как это позволяло в условиях развития объединенных электрических энергосистем улучшать технико-экономические показатели электростанций и снижать удельные затраты на строительство, быстро наращивая мощности. В настоящее время эта тенденция замедлилась.
На рисунке 3.10.3 показана принципиальная тепловая схема ТЭЦ на органическом топливе, оборудованная конденсационными турбинами с отборами пара. На валу турбины находится электрогенератор, а отработавший в турбине пар отводится из отборов с давлением 0,8 - 1,6 МПа в коллектор пара для внешних потребителей (20), на станционный деаэратор (12) и на регенеративный подогреватель питательной воды паровых котлов (10). Для станционного деаэратора (12) должно поддерживаться давление 0,6 МПа, поэтому предусмотрена ГОУ (19). Подача пара внешним потребителям из коллектора (20) резервируется через ГОУ (21), использующим острый пар котлов. От внешних потребителей конденсат возвращается на коллектор (18), собирается в конденсатные баки (17) для контроля качества и направляется в станционный деаэратор (12), как и весь конденсат (потоки которого условно не показаны), получаемый после охлаждения пара в станционных подогревателях (7-, 10,13) и конденсаторе. Потери конденсата на станции и у потребителей восполняются химически очищенной водой, приготовляемой в водоподготовительном цехе ТЭЦ (ХВО ПК). Весь конденсат перед поступлением в деаэратор подогревается в регенеративных подогревателях низкого давления (13) из специальных нерегулируемых отборов пара от турбин. Деаэрированная вода прокачивается в котлы через регенеративные подогреватели высокого давления, где нагревается до температуры, зависящей от параметров котлов.
Для подогрева сетевой воды, циркулирующей в тепловых сетях, используется пар из теплофикационных отборов турбин давлением 0,05-0,25 МПа. На современных ТЭЦ сетевая вода получает многоступенчатый подогрев. Сначала вода из обратного коллектора (9) участвует в охлаждении пара в конденсаторе турбины (в, так называемом, встроенном теплофикационном пучке (15), затем в двух ступенях (вторая ступень условно не показана) основных сетевых подогревателей (7) и, наконец, в пиковых водогрейных котлах (ПВК). Иногда вместо водогрейных котлов устанавливаются пиковые пароводяные подогреватели, в которых греющий теплоносителем является острый пар котлов, редуцированный до давления 0,6 - 0,8 МПа. После пиковых подогревателей (или водогрейных котлов) сетевая вода поступает в коллектор (3) и распределяется по подающим трубопроводам тепло магистралей, отходящих от ТЭЦ.
Утечки воды из тепловой сети и расход воды, на горячий водоразбор (в случае непосредственного водоразбора из тепловой сети) восполняются водой, приготовляемой в цехе водоподготовки для теплосети (ХВО ТС) и в деаэраторе подпитки теплосети (6).
На газотурбинных ТЭЦ (Л У) выхлопной (отработавший в турбине) горячий газ поступает в котлы-утилизаторы, которые выбираются с учетом требований по характеру (пар или вода) и параметрам направляемого к потребителю теплоносителя.
Наиболее эффективны на современном этапе парогазовые установки (ЛГУ), реализующие парогазовый цикл: отработавший в газовой турбине горячий газ направляется в котел-утилизатор, в котором вода перегревается в пар с параметрами достаточными для обеспечения работы паровой турбины (при необходимости - с дожиганием в котле органического топлива) и далее цикл завершается как на обычной паросиловой ТЭЦ
Принципиальные схемы выдачи теплоты в паре или в горячей воде на ТЭЦ-ГТУ или ТЭЦ-ПГУ полностью аналогичны соответствующим схемам обычных котельных или паросиловых ТЭЦ.



 
« Энергетика и экология   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети