Тепловые электрические станции. (Часть 1)

1. Тепловые электрические станции (часть 1)

Курс – 4;
Семестр – 7;
Вид отчетности – экзамен;
Лекций – 34 час.;
Лаб. Работ – 17 час.;
Практик – 17 час.;
КП
Слайд-конспект лекций для специальности 220301 – автоматизация
теплоэнергетических процессов и производств (в теплоэнергетике)
Авторы: проф. П.А.Щинников, доц. И.В.Бородихин каф. ТЭС, НГТУ,
г.Новосибирск, 2008

2.

Рекомендуемая литература
1. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические
станции: Учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин,
С.Г. Тишин. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 416 с.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции:
Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Гиршфельда. –
М: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.
3. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки
электростанций: Учебник для вузов / Д.П. Елизаров. –
М.: Энергоиздат, 1982. – 264 с.

3.

Рекомендуемая литература
4. Теплотехнический справочник /
Под ред. В.Н. Юренева, Д.П. Лебедева. Т.1. – М:
Энергоатомиздат, 1975. – 744 с.
5. Теплотехнический справочник /
Под ред. В.Н. Юренева, Д.П. Лебедева. Т.2. – М:
Энергоатомиздат, 1976. – 896 с.
6. Тепловые и атомные электрические станции / Справочник.
Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М.Зорина – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 603 с.

4. Современные тенденции развития энергетики

Мировое потребление коммерческой
энергии Е и численность населения Р
Мировое потребление коммерческой
энергии е на душу населения
• Условное топливо — топливо с теплотой сгорания 29 308 кДж/кг (7000 ккал/кг*). Тонна условного
топлива (т. у.т.) — количество топлива, при сжигании которого образуется 7 млн. ккал.
• Человек индустриального общества потребляет в 100 раз больше энергии, чем первобытный
человек, и живет в 4 раза дольше.
• Под энергетикой (в самом широком смысле) понимается любая область человеческой
деятельности, связанная с производством и потреблением энергии.
• Значительное количество (около 80 %) коммерческой энергии вырабатывается за счет сжигания
огрнаического топлива, что сопровождается выбросом в атмосферу загрязняющих веществ.
• Последние полвека мировая энергетическая политика, основана на повышении эффективности
использования энергии и всемерной ее экономии.

5. Прогноз развития мировой энергетики до 2100 г.

6. Топливно-энергетичесикй комплекс

топливно-энергетический
комплекс (ТЭК) – часть
энергетического хозяйства от
добычи (производства)
энергетических ресурсов до
получения энергоносителей
потребителями;
Электроэнергетика – часть
ТЭК, обеспечивающая
производство и распределение
электроэнергии и тепла;
централизованное
теплоснабжение – часть ТЭК,
обеспечивающая производство
и распределение пара и
горячей воды от источников
общего пользования;
теплофикация – часть
электроэнергетики и
централизованного
теплоснабжения,
обеспечивающая
комбинированное производство
элек-троэнергии, пара и
горячей воды на
теплоэлектроцентралях (ТЭЦ)
и магистральный транспорт
тепла.

7. Производство и потребление ТЭР

8. Энергетика в энергетической стратегии

Энергоемкость экономики
России по первичному
энергоносителю:
1 – пессимистический сценарий;
2 – оптимистический сценарий
Факторы энергосбережения:
– структурная экономия энергии
– технологическое энергосбережение
– прирост энергопотребления

9. Структура топливного баланса энергетики РФ

уголь
30%
прочие
1%
газ
67%
мазут
3%
На 2007 год
уголь
37%
мазут
2%
газ
60%
Прогноз РАО на 2015 год

10. Карта зон ТГК

11. Расположение электростанций ОГК

12. Карта округов РФ

Федеральные округа
Российской Федерации
Дальневосточный
Северо-Западный
Центральный
Приволжский
Южный
Уральский
Сибирский

13. Территориальная структура установленных мощностей РФ (по федеральным округам)

Д.Восточный
6%
Сибирский
22%
Уральский
11%
Приволжский
21%
Д.Восточный;
12,5 ГВт
СевероЗападный
10%
Центральный
22%
Южный
8%
Сибирский;
43,0 ГВт
Уральский;
22,2 ГВт
Приволжский;
41,3 ГВт
СевероЗападный;
19,2 ГВт
Центральный;
45,4 ГВт
Южный;
15,9 ГВт

14. Производство электроэнергии и теплоты с учетом регионального деления

Структура выработки электроэнергии
Производство тепловой энергии по регионам
Юг
1,5%
Д.Восточный СевероЗападный
4%
9%
Сибирский
15%
Центральный
27%
Уральский
17%
Приволжский
19%
Южный
9%
Восток
5,9%
Центр
25,8%
Сибирь
20,0%
Северо-Запад
8,6%
Урал
23,1%
Волга
15,2%

15. Структура генерирующих мощностей ТЭЦ с учетом их параметров для России

Структура электрической мощности ТЭЦ
24,0 МПа
540°С/540°С
7%
3,5 МПа
435°С
6%
9,0 МПа
500°С
22%
13,0 МПа
555°С
65%

16. Некоторые показатели функционирования энергетики России

Наименование показателя
Размерность
Значение
Установленная мощность
В том числе:
ГЭС
ТЭС
АЭС
Прочие
Выработка электроэнергии
Выработка теплоты
Годовая выработка электроэнергии на душу населения
Удельные расходы топлива
На электроэнергию
На теплоту
Потребление ресурсов в топливном эквиваленте
Коэффициент
использования
установленной
мощности (КИУМ)
ГВт
199,5*
ГВт
ГВт
ГВт
ГВт
млрд. кВт ч
млн. Гкал
кВт ч/чел.
45,5
128,7
23,2
2,1
992,9**
1 445**
7 050**
кг у.т/кВт ч
кг/Гкал
млн. т.у.т
0,33**
143**
534,3**
от. ед.
0,57**
* – по состоянию на март 2007 года; ** – по итогам работы в 2006 году

17. Некоторые характеристики федеральных округов

Некоторые характеристики федеральных
Приволжский
Южный
Уральский
Сибирский
Дальневосточный
Доля в ВВП, %
Территория, тыс. км2
Среднегодовая температура
воздуха, С
Население, млн. чел.
Плотность
населения,
2
чел./км
Установленная
мощность,
ГВт
Установленная мощность на
душу населения, кВт/чел.
Выработка электроэнергии,
млрд. кВт ч
Выработка теплоты, млн.
Гкал
Потребление ресурсов в
топливном эквиваленте, млн.
т.у.т.
Число часов использования
установленной
мощности,
час.
Центральный
Показатель
Северо-Западный
округов
10,1
1678
3
31,5
653
5,4
16,6
1036
5,3
7,5
589
10
18
1789
0,5
11,6
5114
–2,5
4,7
6215
–3
13,731 37,142 32,017 21,694 12,603 20,792 7,169
8,2
56,9
30,9
36,8
7,0
4,1
1,2
19,2
45,4
41,3
15,9
22,2
43,0
12,5
1,4
1,22
1,29
0,73
1,76
2,07
1,74
85,4
269,1
193,6
92,3
165,8
148,9
37,7
139
445
303
58
239
206
55
48,1
152,5
107,2
38,7
88,9
78,6
20,3
4447
5927
4688
5807
7469
3463
3018

18. Регионы пиковых нагрузок с превышением советского максимума

170
160
150
160
в 2006 к 1990 году в %
1990 год - 100 %
140
130
120
110
102
104
105
106
108
110
110
115
121
124
Уд
му
рт
ск
Во
ая
ло
го
дс
ка
Ка
я
ре
ль
Бе
ск
лг
ая
ор
од
с
Ку кая
ба
нс
Ас
ка
тр
я
ах
ан
Ле
ск
ни
ая
нг
ра
дс
ка
Тю
Ка
ме я
ли
нс
ни
ка
нг
я
ра
дс
М
ка
ос
я
ко
вс
Да
ка
ге
я
ст
ан
ск
ая
100

19. Зависимость ВВП от выработки электроэнергии, характерная для развивающейся экономики России

18
16
ВВП, $ (1993)/чел.
14
12
10
8
6
4
2
0
0
1
2
3
4
5
6
Потребление энергоресурсов, т у.т./чел.
7
8
9

20. Эволюция ВВП на душу населения и потребления энергетических ресурсов

35
30
ВВП, $ (1993)/чел.
25
20
15
10
5
0
0
2
4
6
8
10
Потребление энергоресурсов, т у.т./чел.
12
14

21. Прогноз роста ВВП на душу населения и потребления энергетических ресурсов

35
30
ВВП, $ (1993)/чел.
25
20
15
10
5
0
0
2
4
6
8
10
Потребление энергоресурсов, т у.т./чел.
12
14

22. Внутренний валовый (или региональный) продукт в зависимости от потребления энергоресурсов

Зависимость ВРП от потребления энергоресурсов
ВРП (ВВП), $/чел. в год
35 000
тренд развитых стран
тренд развитых
несырьевых стран
30 000
25 000
20 000
15 000
Урал
10 000
5 000
0
0
2
Восток
Россия Центр
Юг
Волга Север
Сибирь
4
6
тренд сырьевых стран
8
10
потребление энергоресурсов, т.у.т/чел. в год
12
14

23. Изменение коэффициента преобразования топлива для регионов РФ в сравнении с другими странами

Изменение коэффициента преобразования топлива для
4
3
2
1
Россия
Ирак
Иран
Канада
Индонезия
Колумбия
Марокко
5
0
Регионы РФ
Сырьевые
страны
Италия
Франция
Израиль
ФРГ
Япония
Дания
Австрия
Швейцария
6
Норвегия
Ю.Корея
Испания
США
Швеция
Нидерланды
Великобритания
Бельгия
Аргентина
7
Волга
Сибирь
Север
Центр
Юг
Урал
Восток
Коэффициент преобразования топлива
регионов РФ в сравнении с другими странами
Выражая потребление
энергоресурсов на душу
населения в стране (регионе)
через валовый внутренний
продукт можно получить
показатель преобразования
топлива (энергоресурса) в ВВП
КПТ
Несырьевые
страны
1 ед. ВВП = 1000 $/чел. в год
1 ед. топливного ресурса = 1 т.у.т/чел. в год
ВВП
В
где КПТ – коэффициент
преобразования топлива; ВВП –
валовый внутренний продукт на
душу населения, $/чел. в год; В –
потребление первичного
энергоресурса в пересчете на
условное топливо на душу
населения, т.у.т/чел. в год.

24. Изменения коэффициента преобразования энергии для регионов РФ в сравнении с другими странами

Коэффициент преобразования энергии;
среднегодовая температура региона, град. С
30
Венесуэлла
Колумбия
Индия Филлипины
25
тренд среднегодовой
температуры воздуха
20
Лаос
Египет
Мексика
Италия
Перу
США
Испания
Ю.Корея
Болгария
Турция
Канада
Венгрия Франция Япония
Аргентина
Юг
Швейцария
Новозеландия
ВеликобританияФРГ Нидерланды
Швеция
Румыния
Центр
Бельгия
Польша
Волга
Австрия Дания
Финляндия
Север Норвегия
тренд коэффициента
преобразования энергии
15
10
5
0
0
-5
Китай Бразилия
Иран
Австралия
Таиланд
Урал
5
10
Сибирь Восток
15
20
"Холодные" страны
Регионы РФ
25
30
35
40
45
"Жаркие" страны
Выражая потребление
электроэнергии на душу
населения в стране (регионе)
через валовый внутренний
продукт можно получить
показатель преобразования
энергии в ВВП
КПЭ
50
ВВП
Э
где КПЭ – коэффициент
преобразования энергии;
ВВП – валовый внутренний
продукт на душу населения,
$/чел. в год; Э – потребление
электроэнергии на душу
населения, кВт ч/чел. в год
Здесь 1 ед. энергии = 1000 кВт ч/чел. в год потребленной электроэнергии

25. Электроэнергетика Сибирского федерального округа

Перспектива развития
электроэнергетики СФО до
2030 года

26. Задача

Обеспечить увеличение выработки
электроэнергии в России к 2030 году
до уровня:
1. Пессимистический сценарий – 1700
млрд. кВт*ч;
2. Базовый сценарий – 2000 млрд. кВт*ч;
3. Оптимистический сценарий – 2300
млрд. кВт*ч.
Фактически для базового сценария означает удвоение установленной мощности

27. Состояние генерирующих мощностей ТЭС Сибирского федерального округа

Сибирский федеральный округ
(СФО): 1 – Республика Алтай; 2 –
Алтайский край; 3 – Республика
Бурятия; 4 – Читинская область;
4a – Агинский Бурятский
автономный округ; 5 – Иркутская
область; 5a – Усть-Ордынский
Бурятский автономный округ; 6 –
Республика Хакасия; 7 –
Кемеровская область; 8 –
Красноярский край; 8a –
Эвенкийский автономный округ;
8b – Таймырский (ДолганоНенецкий) автономный округ; 9
– Новосибирская область; 10.
Омская область; 11 – Томская
область; 12 – Республика Тыва

28. Площадь территории и состав населения СФО

Городское и
Плотность
Площадь,
сельское население населения
км2
1989
2002
1989 2002
Сибирский
федеральный округ
(г. Новосибирск)
Республика Алтай (г.
Горно-Алтайск)
Республика Бурятия (г.
Улан-Удэ)
Республика Тыва (г.
Кызыл)
Республика Хакасия (г.
Абакан)
Алтайский край (г.
Барнаул)
Красноярский край (г.
Красноярск)
Таймырский (ДолганоНенецкий)
автономный округ (г.
Дудинка)
Эвенкийский
автономный округ (п.
Тура)
Иркутская область (г.
Иркутск)
Усть-Ордынский
Бурятский автономный
округ (п. УстьОрдынский)
Кемеровская область
(г. Кемерово)
Новосибирская
область (г.
Новосибирск)
Омская область (г.
Омск)
Томская область (г.
Томск)
Читинская область (г.
Чита)
Агинский Бурятский
автономный округ
(п. Агинское)
5111950 21068035 20062938
Городское
население
1989 2002
Сельское
население
1989 2002
4,12
3,92
71,8
71,1
28,2
28,9
92600
190831
202947
2,06
2,19
27,0
26,4
73,0
73,6
351300
1038252
981238
2,96
2,79
61,7
59,6
38,3
40,4
168600
308557
305510
1,83
1,81
46,8
51,5
53,2
48,5
61900
566861
546072
9,16
8,82
72,4
70,8
27,6
29,2
167850
2631261
2607426
15,68
15,53
57,9
53,2
42,1
46,8
710000
3038593
2966042
4,28
4,18
72,9
75,7
27,1
24,3
862100
55803
39786
0,06
0,05
65,8
66,2
34,2
33,8
767600
24769
17697
0,03
0,02
31,0
33,0
69,0
67,0
745500
2824920
2581705
3,79
3,46
80,5
79,3
19,5
20,7
22400
135870
135327
6,07
6,04
18,6
-
81,4
100,0
95500
3171134
2899142
33,21
30,36
87,3
86,7
12,7
13,3
178200
2778724
2692251
15,59
15,11
74,5
75,1
25,5
24,9
139700
2141909
2079220
15,33
14,88
67,6
68,7
32,4
31,3
316900
1001653
1046039
3,16
3,30
68,9
67,7
31,1
32,3
412500
1375340
1155346
3,33
2,80
65,1
63,9
34,9
36,1
19300
77188
72213
4,00
3,74
32,5
35,3
67,5
64,7

29. На территориях СФО сформированы четыре территориальных генерирующих кампании (ТГК), две независимые генерирующие кампании и ряд станций в

На территориях СФО сформированы четыре территориальных
генерирующих кампании (ТГК), две независимые генерирующие
кампании и ряд станций вошли в объединенные генерирующие
кампании (ОГК)
ТГК-11 – ОАО «Омская генерирующая кампания», ОАО «Томскэнерго», ОАО
«Кузбассэнерго-1» – установленной мощностью 4436 МВт;
ТГК-12 – ОАО «Алтайэнерго», ОАО «Кузбассэнерго-2» – установленной мощностью
3197 МВт;
ТГК-13 – ОАО «Красноярская генераия», ОАО «Тываэнерго», ОАО «Хакасская
генерирующая кампания» – установленной мощностью 2362 МВт;
ТГК-14 – ОАО «Бурятгенерация», ОАО «Читинская генерирующая кампания» –
установленной мощностью 646 МВт.
Кроме того:
Березовская ГРЭС-1 – входит в состав ОГК-4 – установленной мощностью 1440 МВт;
Харанорская ГРЭС – входит в состав ОГК-3 – установленной мощностью 430 МВт;
Гусинозерская ГРЭС – входит в состав ОГК-3 – установленной мощностью 1100 МВт;
Красноярская ГРЭС-2 – входит в состав ОГК-6 – установленная мощность 1250 МВт;
Независимая ОАО «Новосибирскэнерго» – установленной мощностью 2400 МВт;
Независимая ОАО «Иркутскэнерго» – установленной мощностью 3380 МВт.

30. Карта-схема зон ТГК

31. Расположение электростанций ОГК

32. Средний по электростанциям округа износ теплоэнергетического оборудования

Установле
нная
мощность,
МВт
21141
Паропроизвод Доля
ительность,
оборудования с
т/ч
выработкой
ресурса до 50%,
118315
МВт (%)
3957 (19)
Доля
оборудования с
выработкой
ресурса свыше
50%,
МВт (%)
5926 (28)
Доля
оборудования с
выработкой
ресурса свыше
100%,
МВт (%)
11258 (53)

33. Структура генерирующих мощностей СФО

Структура генерирующих мощностей по СФО
КЭС
17,8%
ТЭЦ
33,3%
Структура генерирующих мощностей ТЭС по СФО
ГЭС
48,9%
КЭС
34,8%
ТЭЦ
65,2%

34. Структура генерирующих мощностей ТЭС с учетом их параметров для СФО

Структура электрической мощности ТЭЦ СФО
3,5 МПа
435°С
10,9%
9,0 МПа
500°С
22,3%
13,0 МПа
555°С
66,8%
Структура электрической мощности ГРЭС СФО
24,0 МПа
540°С
5,0%
13,0 МПа
555°С
41,9%
3,5 МПа
435°С
8,9%
9,0 МПа
500°С
34,2%

35. Удельные расходы топлива для ТЭЦ разных параметров

Параметры ТЭЦ, МПа, С
вЭ, г у.т/кВт ч вQ, кг/Гкал
3,5; 435
437
153
9,0; 500
401
146
13,0; 555
321
141
24,0; 540/540
269
134
Средние удельные расходы топлива для ТЭС СФО
на отпуск электроэнергии и теплоты от ТЭЦ составят 351 г у.т/кВт ч и 143,4
кг/Гкал соответственно
КПД отпуска электроэнергии от КЭС не превышает 35,5%, что
соответствует расходу топлива в 346 г у.т/кВт ч

36. Возможности нетрадиционной энергетики для СФО

Мини- и
микро ГЭС
12%
Ветер
32%
ТБО
32%
Биомасса
24%

37. Уголь

Топливный баланс СФО
Мазут 2%
Экибастузский 4%
Другие 3%
Газ 6%
КАУ 29%
Кузнецкий 41%
Забайкальский 4%
Азейский 9%
Черемховский 2%

38. Прогноз потенциально возможной добычи энергетических углей Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов до 2050 года

Прогноз потенциально возможной добычи
энергетических углей Кузнецкого и КанскоАчинского бассейнов до 2050 года
млн. т.у.т
600
Энергетический
потенциал к 2030
году на основе
углей СФО можно
оценить на уровне
370 млн. т.у.т (за
вычетом уже
задействованного
в энергобалансе),
или в 1110 млрд.
кВт ч в год, что
соответствует 185
ГВт установленной
мощности
500
КУ+КАУ
400
300
КУ
200
КАУ
100
0
2010
2020
2030
2040
2050

39. Газ

Потенциальные запасы газа в России
составляют около 230 трлн. м3
Разведанные запасы – 47 трлн. м3
Объем добычи газа в России в 2004
году составил 633 млрд. м3, , в том
числе «Газпромом» 545 млрд. м3
Увеличение уровня добычи газа
«Газпромом» к 2030 г. до 610…630
млрд. м3
Увеличение уровня добычи газа
«Газпромом» к 2030 г. до 610…630
млрд. м3
Доля экспортируемого газа составляет
40 %
Доля газа в топливном балансе РАО
«ЕЭС России» в целом превышает 70%

40. Потенциал первичных ресурсов СФО

Таким образом потенциал (экономически целесообразный) СФО по
первичным ресурсам оценивается на уровне 280…285 ГВт
Потенциал генерирующих мощностей по
первичным энергоресурсам
Нетрадиционные
4%
Гидроресурсы
27%
Уголь
62%
Газ
7%
Базовый сценарий для СФО (в первом приближении) означает выход на
выработку 372 млрд. кВт ч в год, что приблизительно эквивалентно 75 ГВт
установленной мощности

41. Выводы

1.
Потенциал нетрадиционной возобновляемой
энергетики не превышает 1 %.
2. Во всех случаях (сценариях) применение газа –
ограничено.
3. Угольный потенциал позволяет обеспечить
перспективное увеличение установленной мощности.

42. Систематизация фазовых компонент углеводородных компонент в первичных энергоносителях

43. Плотность потока энергии в зависимости от технологии

10000
0
100
10 103
15 103
18 103
25 103
18 103
1000
15 103
10000
10 103
Плотность потока энергии, кВт/м2
Плотность потока энергии в зависимости от
технологии
10
1
0,5
0,1
0,2
0,1
0,01
0,001
ПТУ
ГТУ
БПГУ
ПГУ
ПГУ с
ГЗФ
ГЭС
Технологии
ГЕО
ВЭС
ТЭ
Гелио

44. Зависимость КПД от различных технологических процессов

60
55
КПД, %
50
45
40
35
30
ПТУ
ГТУ
КС,
ЦКС
ГЗФ
ПГУ с СКД ССКД ПГУ с Дизель
КС
ГЗФ
Технологии
ТЭ
ПГУ с БПГУ
НПГ

45. Технически достижимые направления развития

Направления развития перспективных технологий
Совершенствование
термодинамических циклов
Ренкина
ФилдаКомбинированные
Барановского
Совершенствование схемной и
элементной базы
Схем
Оборудования
Совершенствование сжигания
топлива
Вовлечение угля в
комбинированные
схемы
Новые
виды
топлива
Образцовые циклы
Технология
История развития
Современное
состояние
Перспективы
развития
Методические аспекты исследования
Научная
проработка
Техническая и
технологическая
готовность
Опыт внедрения,
область применения
Новые способы
организации
топочных
процессов

46. Тепловая электрическая станция

47. Преобразование энергии на ТЭС

Химическая
энергия
сжигание
Тепловая
энергия
парообраз
ование
Потенциальная
энергия
турбина
Механическая
энергия
генератор
Электрическая
энергия

48. Общее представление о тепловой электростанции на органическом топливе

Тепловой баланс газомазутной и пылеугольной (в скобках) ТЭС

49. Классификация тепловых электрических станций на органическом топливе

ТЭС, энергоблоки
По назначению
По типу установок
По давлению
Газотурбинные
Низкого (до 1 МПа)
Парогазовые
Среднего
(1…10 МПа)
Паротурбинные
Высокого (14 МПа)
ГРЭС
Конденсационные
ТЭЦ
Теплофикационные
Сверхвысокого
(18…20 МПа)
Сверхкритического
(более 22,5 МПа)
Суперсверхкритического
(до 32 МПа)

50. Сравнение экономичности некоторых типов энергоблоков

51.

Классификация тепловых электрических станций на органическом
топливе
ТЭС, энергоблоки
По работе в энергосистеме
По типу связи котел–турбина
Работающие в
энергосистеме
Блочные структуры
Работающие
изолированно
С параллельными связями

52. Графики электрических нагрузок

Зимний суточный график (210 сут.)
t
7
5
Летний суточный график (155 сут.)
Годовой график (365 сут.)
t лj
з
j
t j 210t зj 155t лj
4
6
3
2
1
0
8
16
24
8
16
24
1. Трехсменные предприятия.
5. Транспорт.
2. Двухсменные предприятия.
6. Осветительные потребители.
3. Односменные предприятия.
7. Собственные нужды электростанций.
4. С/х и коммунальное хозяйство.
8760
t ,ч

53. Графики электрических нагрузок

ГЭС, ГТУ,
конденсационные
мощности ТЭЦ
КЭС, ПГУ,
конденсационные
мощности ТЭЦ,
ГЭС
Пиковая
часть
Полубазовая
(полупиковая)
часть
АЭС,
теплофикационные
мощности ТЭЦ, ГЭС
Базовая
часть
Преимущественное покрытие различных частей графика нагрузок различными типами генерирующих
мощностей

54. Коэффициент использования установленной мощности

NУ
Nmax
Nср
8760
t ,ч
Коэффициент использования
установленной мощности
(КИУМ)
ЭN
Nñð
ÝN
N Ó 8760
KÈ N
N Ó 8760 N Ó
N У – установленная
мощность энергоблока
(электростанции)
Э N – выработанная
электроэнергия
N У – средняя мощность энергоблока (электростанции)
Число часов использования установленной мощности, ч/год
Э
tу N
NУ

55. Показатель КИУМ

N ср
h
КИУМ
8760 N уст
h
Тип станции
ГЭС
КЭС (ГРЭС)
ТЭЦ
АЭС
час
3000…4000
5000…7000
5500…6500
6500…7000
КИУМ
По покрытию
графика нагрузок
0,34…0,46
0,57…0,8
0,63…0,74
0,74…0,8
Максимальный
теоретический
0,92*
0,87
0,87**
0,83***
* – теоретически и технически возможен, но нереализуем для большинства ГЭС по условиям
наполняемости водохранилищ водой;
** – теоретически и технически возможен, но нереализуем для турбин типа Т, ПТ из-за привязки к
теплофикационному графику нагрузки в отопительный период;
*** – в России по итогам 2006 года среднее значение КИУМ на АЭС составило 0,76; за рубежом
– 0,85, для лучших зарубежных станций – 0,9

56. Коэффициент использования установленной мощности для генерирующих мощностей регионов РФ

1,00
КИУМ
0,66
Волга
Север
Восток Сибирь
0,40
0,20
факт
теоретический
0,60
факт
теоретический
0,40
Центр
факт
теоретический
Юг
факт
теоретический
0,34
0,54
факт
теоретический
0,51
Урал
факт
теоретический
0,60
0,20
0,80
0,68
0,80
0,40
КИУМ
0,85
факт
теоретический
1,00
0,00
0,00
Восток Сибирь Север Волга
фактические значения
Юг
Центр
Урал
сравнение с теоретическими значениями

57.

Технологическая схема ТЭС
Электрическая часть
Система регенерации
Система технического водоснабжения
Основное оборудование
Система
эвакуации
дымовых газов
Система топливоподачи (газ)

58. Принципиальная тепловая схема ТЭС

2
3
1
4
5
9
7
6
8
10
1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор;
4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – подогреватели низкого давления;
7 – деаэратор; 8 – питательный насос; 9 – подогреватели высокого давления;
10 – дренажный насос

59. Конец темы