Стартовая >> Архив >> Энергетика Казахстана

Эффективность комбинированного производства электроэнергии и теплоты - 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

3.10.8 Об эффективности комбинированного производства электроэнергии и теплоты (теплофикации)
Основным объективным преимуществом теплофикации перед раздельной выработкой теплоты в котельных, а электроэнергии на тепловых конденсационных электростанциях (КЭС) является более полная утилизация энергетического потенциала топлива за счет использования низкопотенциальной теплоты пара, отработавшего в турбине, которая на конденсационной электростанции выбрасывается с охлаждающей конденсаторы водой. Рассмотрим абстрактный пример.
Если условно принять энергетический потенциал сожженного на конденсационной электростанции (рисунок 3.10.11) топлива за 100 единиц (ед.), то на лучших из них примерно 41 ед. пойдет на выработку электроэнергии, 51 ед. будет отведена с охлаждающей конденсаторы турбин водой в бассейн-охладитель и 8 единиц потеряются с дымовыми газами и в цикле станции. Коэффициент полезного действия (к.п.д.) может быть оценен в 41%.
В качестве электростанции с комбинированным производством электроэнергии и теплоты для полного контраста рассмотрим ТЭЦ с турбинами без конденсатора*, у которых пар по выходе из турбины направляется либо на технологические нужды предприятий, либо на нагрев сетевой воды в теплообменных установках (рисунок 3.10.12).
*Такие турбины называются турбинами с противодавлением.

Отобранный пар будет иметь более высокое давление, чем пар, поступающий в конденсаторы КЭС и при более высокой температуре охлаждающей среды, в качестве которой в данном примере используется сетевая вода, то есть не будет достигнуто максимальное использование потенциала пара на выработку электроэнергии. Поэтому, примерно, только 35 ед. энергетического потенциала топлива преобразуется в электроэнергию. При тех же 8 ед. потерь с дымовыми выбросами и в цикле станции оставшиеся 57 ед. преобразуются в теплоэнергию, направляемую в тепловые сети.

РИС. 3.10.11 Конденсационная электростанция (принципиальная схема)
Таким образом, ТЭЦ с противодавленческими турбинами вырабатывает на 6 ед. меньше электроэнергии по сравнению с КЭС, сжигающей столько же (100 ед.) топлива, но зато вырабатывает 57 ед. тепловой энергии. К.п.д. ТЭЦ равен 92% против 41% на КЭС. 6 ед. электроэнергии потребуется довыработать на КЭС при к.п.д. 41%, то есть для этого потребуется дополнительное количество топлива, равное 6/0,41≈15 ед.

РИС. 3.10.12 ТЭЦ с противодавленческой турбиной (принципиальная схема)
Таким образом, для получения 41 ед. электроэнергии на КЭС потребовалось 100 ед. топлива, а для получения также 41 ед. электроэнергии и 57 ед теплоты на ТЭЦ (с довыработкой 6 ед. электроэнергии на КЭС) потребовалось 115 ед. Это означает, что на получение единицы отпущенной от ТЭЦ с противодавленческими турбинами теплоты приходится всего около трети единицы топлива. Но, если всю электроэнергию выработать на КЭС (100 ед. топлива), а теплоту в котельных (57 ед. топлива), то потребовалось бы 157 ед. топлива. Экономия топлива, достигаемая благодаря комбинированной выработке теплоты и электроэнергии составляет 157-115=42 ед. или около 27%.
В практике теплоснабжения чисто теплофикационные ТЭЦ встречаются редко. Получили распространение ТЭЦ с турбинами, имеющими отборы пара и конденсаторы.
К.п.д. таких ТЭЦ редко бывает больше 67%. Но эти ТЭЦ обладают большой маневренностью и могут, при необходимости увеличивать выработку электроэнергии, подчиняясь электрическому графику нагрузок, а не тепловому, как на ТЭЦ с противодавленческими турбинами. Такая возможность особенно доступна в летний (неотопительный) период, когда имеет место снижение теплопотребления до величин менее 30% от январского максимума (рисунок 3.10.13). При незначительных изменениях тепловой схемы ТЭЦ возможна работа по электрическому графику в любое время, но, разумеется, со снижением эффекта от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты.
Расчеты показывают, что теплофикация при благоприятных условиях может обеспечить экономию до 30% топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и теплоты.
Еще одним объективным преимуществом теплофикации является возможность сжигания на ТЭЦ низкосортных углей (которых, в частности, много в Казахстане) с обеспечением приемлемых экологических условий.

РИС. 3.10.13 Ориентировочный график теплопотребления по месяцам года.
На ТЭЦ могут использоваться любые, самые совершенные достижения в области нейтрализации любых вредных выбросов, включая и, пока ненормируемый в Казахстане загрязнитель атмосферы, углекислый газ (СО2), что практически исключено в случае строительства в черте городов котельных или, тем более, множества мелких теплоисточников, сжигающих угли.



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