Смекни!
smekni.com

Анализ экономических показателей ТЭС (ДВ регион) (стр. 4 из 4)

В нижней части кокса одновременно образуются оба окисла углерода СО2 и СО. Эту зону называют окислительной зоной.

К концу окислительной зоны концентрация кислорода снижается до 1-2%, а СО2 достигает максимума. Над окисленной зоной находится восстановительная зона, в которой кислород практически отсутствует.

Углекислый газ здесь взаимодействует с раскаленным углеродом с образованием окиси углерода, что приводит к уменьшению содержимого углекислого газа и увеличению окиси углерода по высоте восстановительной зоны.

В восстановительной зоне возможно также эндотермическая реакция разложения водяных паров с образованием еще одного горючего компонента – водорода. Образование горючих газов из топлива (СО, Н) составляет процесс газификации топлива.

Температура в окислительной зоне резко возрастает по высоте и достигает максимума там, где наибольшая концентрация СО2. В восстановительной зоне температура меньше чем в окислительной (реакция взаимодействия СО2 с раскаленным С – эндотермическая) [9, 6, 4].

Знание структуры горящего слоя оказывает реальную помощь при проектировании и выборе типа котла для сжигания органического топлива.

6 – Расчет экономических показателей

Термический КПД цикла для теплоэлектроцентрали определяется как отношение полезной работы к подведенной теплоте. Поскольку на ТЭЦ значительная часть теплоты используется не для производства механической работы, то и термический КПД при этом снижается.

Начальные параметры для расчета технико-экономических показателей ТЭЦ:

hТР=71.2%;

hПК=63.3%;

QС=21100000 кДж;

NЭ=550000 кДж;

QТУ=1850000 кДж;

QТ=490000 кДж;

QОПТ=220000 кДж.

Коэффициент полезного действия турбоустановки по производству электроэнергии можно записать следующим образом:

(6.1)

где QТУ и QТ – соответственно расходы теплоты турбоустановкой и внешним потребителем.

Коэффициент полезного действия теплофикационной турбоустановки по отпуску тепловой энергии учитывает потери теплоты, связанные в основном с потерями в окружающую среду в сетевых подогревателях и трубопроводах до границы ТЭЦ [18]:

(6.2)

где QОТП и QТ – соответственно отпуск теплоты внешнему потребителю и затраты теплоты на него турбоустановкой [18].

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии [18]:

(6.3),

где

- расход топлива на производство теплоты, отпускаемой потребителю.

КПД ТЭЦ по производству теплоты для внешнего потребителя [18]:

(6.4)

Общий КПД ТЭЦ [18]:

(6.5)

Расход топлива на ТЭЦ разделяют между выработанной электроэнергией и теплотой. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг/(кВт ч) [18],

(6.6)

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты для внешнего потребителя, кг/(кВт ч) или кг/ГДжm [18],

или
(6.7)

Проведя технико-экономический расчет показателей ТЭЦ можно сделать следующие выводы: КПД по производству теплоты больше чем КПД по производству электроэнергии. Это связано с потерями при преобразовании тепловой энергии пара в электрическую, за счет вращение турбинных лопастей. Общий КПД ТЭЦ 41.2% - что является приемлемым для станций подобного уровня. Необходимо также учитывать, что вышеназванные параметры напрямую зависят от качества топлива, правильности его подготовки и режимов работы ТЭЦ. В среднем подобные данные остаются характерными для ТЭЦ, работающих на бурых углях.


7 – Заключение

Положение в электроэнергетике региона и Дальнего востока в целом сегодня близко к кризисному - про­должается спад производства. Государственная политика формирования ры­ночных отношений в электроэнергетике России не учитывает свойств и осо­бенностей регионов и отраслей. Концепция, как нужно строить рыночные отношения в области энергетики, ИМЕЕТСЯ , НО ДЕТАЛЬНО ПРОРОБОТАННОЙ, ПОЛНОЦЕННОЙ ПРОГРАММЫ ПЕРЕХОДА К РЫНК-У СЕГОДНЯ НЕТ.

Одной из составляющих энергетической политики России и ее регионов дол­жно стать формирование нового механизма управления функционированием и развитием электроэнергетического комплекса. Это необходимо проводить в рамках осуществляемых в стране общих экономических реформ с учетом особенностей электроэнергетического комплекса. Поскольку эти и другие необходимые основы рыночной экономики пока не сформированы, и это потребует длительного времени, то невозможность са­морегулирования на рыночных принципах должна быть компенсирована сильным государственным регулированием экономических процессов. Единственным известным на данный момент выходом из противоречия меж­ду целью (создание эффективной рыночной экономики) и объективной необ­ходимостью сохранения централизованного управления является создание двухсекторной экономики, в которой параллельно функционирует рыночный и государственно-управляемый секторы. Можно отметить, что сторонниками такого пути реформирования экономики являются такие известные эконо­мисты , как Я. Корнай,П.Мюрелл,Р.Макконен, В. Белкин, Г. Ханин - ак­тивные приверженцы рыночной экономики и хорошо понимающие огромные проблемы в параллельном существовании частного и государственного сек­торов.

Рыночный сектор должен формироваться, прежде всего, в отраслях, близких к конечной продукции (торговля, легкая и пищевая промышленнос­ти, сельское хозяйство, строительство), а также, по мере готовности, и в других производствах, где отсутствует (или относительно легко может быть разрушен) монополизм и сбои в работе которых не ведут к большим ущер­бам и к дестабилизации экономики.

Электроэнергетика обладает рядом особенностей, обусловливающих необ­ходимость сохранения в ближайшей перспективе необходимость сохранения преимущественно государственного управления его функционированием и развитием. К ним относятся :

- особая важность для населения и всей экономики обеспечения надежного энергоснабжения;

- высокая капиталоемкость и сильная инерционность развития электроэнергетики;

- монопольное положение отдельных предприятий и систем по технологи­ческим условиям, а также вследствие сложившейся в нашей стране высокой концентрации мощностей электроэнергетики;

- отсутствие необходимых для рыночной экономики резервов в производстве и транспорте энергоресурсов:

- высокий уровень опасности объектов электроэнергетики для населения и природы.

Только учтя вышеперечисленные особенности электроэнергетики можно подходить к решению политических, экономических и социальных проблем и постановке целей в будущем планировании.

8 – Использованная литература:

1. Энергетика сегодня и завтра. под ред. Дъякова.- М.: Энергия, 1990.

2. Баскаков А.П. Теплотехника.- М.: Энергоатомиздат, 1991.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Теплотехнический справочник в 2х томах, под ред. В.Н. Юренева и др. – М.: Энергия, 1967.

5. Немцев З.Ф., Ареньев Г.В. Теплотехнические установки и теплоснабжение.- М.: Энергоатомиздат, 1986.

6. Теплоэнергетика и теплофизика. под ред. Григорьева.- М.: Энергия, 1980.

7. Расчет тепловой схемы ТЭС: Указания к курсовому проэкту, О.В.Распутин.- В.: ДВПИ, 1990.

8. Рыжкин В.Я. Тепловые Электрические Станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

9. Физико-технические аспекты процессов горения и газификации твердого топлива. ред. колл.: Козлова С.Г. и др. - М.: ЭНИН, 1987.

10. Экономия топлива на эл. ст. и в энергосистемах: Сборник статей. А.С. Горшкова. - М.: Энергия, 1967.

11. Мезенцев А.П. Основы расчета мероприятий по экономии тепловой энергии и топлива. М.: Энергия, 1970.

12. Левин Е.М., Гохштейн Г.П., Верхивер Г.П. Тепловые схемы и оборудование энергоблоков. - М.: Энергия, 1972.

13. Вопросы повышения КПД паротурбинных электростанций. - М-Л.: Госэнергкомиздат, 1960.

14. Потехонов В.Л. Тепловые Электрические Станции. М.: Энергия, 1977.

15. Бачаров И.Д. Турбоустановки Владивостокской ТЭЦ2: уч. пособие. - В: ДВГТУ, 1995.

16. Энергетическое топливо СССР: Справочник., под ред. Т.А. Зикеева. - М.: Энергия, 1972.

17. Михайлов Н.М., Шарков Т.А., Физические свойства топлива.- М.: Энергия, 1972.

18. Угрюмова С.Д. Теплотехника. - В: ДВГАЭУ, 1999. 296 с.

19. Концепция энергетической политики России в новых экономических условиях. - М.: Минтопэнерго, 1992. 68 с.

20. Э. Г. Вязьмин и др. Основные направления теплоснабжающих систем Сибири на перспективу до 2010 г.// Направления развития энергетики Сибири. - Иркутск, 1990. 82-93 с.

21. Меренков А. П. и др. Проблемы преобразования теплового хозяйства России // Изд.: РАН. Энергетика, 1992.