- •Лекция 1
- •Раздел I. Проблемы развития энергетики
- •1.1. Энергетика и энергетические ресурсы
- •По отдельным регионам, тВт∙ч
- •1.1.1. Возобновляемые и невозобновляемые источники энергии
- •России до 2050 г.
- •Лекция 2
- •1.1.2. Перспективы использования твердого топлива. Основные месторождения ископаемого твердого топлива рф
- •Лекция 3
- •1.1.3. Перспективы развития нефтяного комплекса и систем газоснабжения. Месторождения нефти и газа
- •По состоянию на начало 2001 г.
- •Лекция 4
- •1.2. Технические характеристики топлив
- •1.2.1. Технические характеристики мазута
- •1.2.2. Технические характеристики газа
- •1.2.3. Характеристики твердого топлива
- •Горение топлива
- •1.3.2. Основные потребители воды и характеристика сточных вод
- •1.4. Энергосберегающие технологии в энергетике. Энергоаудит
- •Лекция 6
- •Раздел II. Виды потребления энергии и графики нагрузок
- •2.1. Электрическое потребление
- •2.2. Тепловое потребление
- •Раздел III. Технологические схемы
- •Раздельного и комбинированного производства
- •Электроэнергии и тепла
- •Лекция 7
- •3.1. Тепловые схемы котельных
- •3.1.1. Принципиальная тепловая схема (птс) котельной с паровыми котлами
- •3 .1.2. Принципиальная тепловая схема (птс) котельной с водогрейными котлами для закрытых систем теплоснабжения
- •3.1.3. Принципиальная тепловая схема (птс) котельной для открытых систем теплоснабжения с водогрейным котлами
- •3.1.4. Принципиальная тепловая схема (птс) котельной с паровыми и водогрейными котлами
- •3.1.5. Котельная с комбинированными пароводогрейными агрегатами
- •Лекция 8
- •3.2. Принципиальная технологическая схема паротурбинной электростанции
- •3.3. Технологическая структура электростанций
- •Лекция 9
- •Раздел IV. Классификация тепловых электрических станций (тэс)
- •Раздел V. Показатели тепловой и общей экономичности тэс
- •Лекция 12
- •5.1.3. Расходы пара, тепла, топлива и коэффициенты полезного действия конденсационной электростанции с промежуточным перегревом пара
- •Лекция 13
- •5.2. Тепловая экономичность и энергетические показатели теплоэлектроцентралей (тэц)
- •5.2.1. Расходы пара и тепла на теплофикационные установки
- •Численное значение э находится в пределах 50 – 180, возрастая с повышением начальных параметров и снижением конечного давления.
- •Лекция 14
- •Первое слагаемое в формуле (5.2.9)
- •5.2.2. Энергетические показатели тэц
- •Лекция 15
- •Раздел VI. Начальные параметры и промежуточный перегрев пара
- •6.1. Зависимость тепловой экономичности тэс от начальных параметров пара
- •6.2. Промежуточный перегрев пара на кэс
- •Лекция 16
- •6.3. Промежуточный перегрев пара на тэц
- •6.4. Влияние конечных параметров пара на тепловую экономичность тэс
- •6.5. Способы промежуточного перегрева пара
- •Раздел VII. Регенеративный подогрев
- •7.2. Расход пара на турбину с регенеративными отборами
- •7.3. Типы подогревателей и схемы их включения
- •7.4. Оптимальное распределение регенеративного подогрева питательной воды на кэс
- •7.4.1. Распределение регенеративного подогрева воды и отборов в турбине при промежуточном перегреве пара
- •7.4.2. Охладители пара отборов и их влияние на распределение регенеративного подогрева воды
- •7.5. Регенеративный подогрев воды на теплоэлектроцентралях (тэц). Распределение регенеративного подогрева воды на тэц
Лекция 3
1.1.3. Перспективы развития нефтяного комплекса и систем газоснабжения. Месторождения нефти и газа
В первой четверти XXI века нефть и продукты ее переработки будут играть важную роль в энергетическом балансе мира. В первую очередь это обусловлено отсутствием у человека альтернативного экономического источника энергии для мобильной энергетики. В табл. 5 приведены данные о формировании потенциала ресурсов и потребления нефти.
Таблица 5. Запасы, добыча и потребление нефти по регионам мира
По состоянию на начало 2001 г.
Регионы мира |
Запасы |
Добыча |
Потребление |
Страны – члены ОЭСР Северная Америка Европа Тихий океан Страны – не члены ОЭСР Латинская Америка Европа Африка Ближний и Средний Восток Азия Китай б. СССР Мир в целом |
10,4 8,8 1,4 0,2 83,8 7,2 0,2 7,0 65,3 6,7 2,4 5,8 100,0 |
29,5 19,7 8,9 0,9 59,2 8,5 0,4 10,3 30,2 5,2 4,6 11,3 100,0 |
60,3 30,4 20,3 9,6 32,2 5,6 2,0 2,9 6,1 11,1 4,5 7,5 100,0 |
В России промышленная нефтегазоносность установлена во всех регионах Восточной Сибири, Республике Саха и на морском шельфе о. Сахалин. Оценка потенциальных ресурсов нефти и газа, проведенная в конце 80-х гг. прошлого века, подтвердила гипотезу о наличии надежной сырьевой базы для нефтедобычи в восточных регионах России. Однако до начала 90-х годов развитие нефтедобычи сдерживалось из-за слабой геологической изученности этих районов. В настоящее время запасы на Сибирской платформе оцениваются в 1303 млн. т. нефти, на Сахалинском шельфе – 263 млн. т.
Природный газ добывается и используется сегодня на всех материках планеты, кроме Антарктиды. Доказанные мировые запасы газа оцениваются, примерно, в 150 трлн. м3 . Их распределение по регионам мира крайне неравномерно (табл. 6), самые значительные запасы газа находятся на Ближнем и Среднем Востоке.
В европейской части России в последние годы уменьшается потребление газа отраслями промышленности и энергетики. Коммунально-бытовой сектор имеет некоторую потенцию к росту потребления газа в перспективе. Объективно в России существует относительно высокая «насыщенность» потребителей природным газом.
Таблица 6. Доказанные запасы газа по регионам мира, 1970-1999 гг. (на начало каждого года), трлн. м3
Регионы мира |
Годы |
||||||
1979 |
1990 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
|
Северная Америка Латинская Америка Северная Европа Центральная Европа Страны СНГ, в т.ч. Россия Африка Ближний и Средний Восток Азия-Океания Всего, в т.ч. на шельфе, в трлн. м3 % запасов на шельфе от общих запасов |
9,5 1,9 3,6 0,5 12,1 – 3,8 6,6 1,6 39,6 4,4
11,2 |
7,5 6,9 5,5 0,5 52,0 – 8,5 37,8 10,6 129,4 н/д
н/д |
6,5 7,8 6,2 0,8 58,1 – 9,9 44,6 13,1 147,0 37,1
25,2 |
6,6 8,0 6,3 0,8 57,4 – 9,9 46,9 13,3 149,2 39,5
26,5 |
6,6 7,9 6,3 0,8 56,2 – 10,1 49,0 14,0 150,9 42,1
27,9 |
6,5 8,1 6,9 0,7 57,1 47,6 10,3 49,3 14,3 153,2 43,3
28,3 |
6,6 8,3 7,2 0,7 56,7 47,2 10,4 53,0 14,8 157,7 47,7
30,2 |
В Сибири и на Дальнем Востоке сложилась нерациональная по экономическим и экологическим показателям структура топливо- и энергоснабжения. Это вызывает необходимость газификации Сибири и Дальнего Востока в короткие сроки.
В странах ближнего зарубежья российский газ используется главным образом на Украине, в Белоруссии, Прибалтике и Молдавии. Средняя Азия и Казахстан обеспечиваются туркменским и узбекским газом, который идет и в южные районы России и в Закавказье.
В России имеются уникальные запасы природного газа. Разведанные запасы превышают 47 трлн. м3 (~ 34 % от мировых), а потенциальные составляют ~ 236 трлн. м3. В главном газоносном регионе – Западной Сибири – сосредоточено ~ 85 % разведанных запасов, вторые по значению месторождения Восточной Сибири и Якутии – 5-10 %, их степень разведанности не превышает нескольких процентов. Основные запасы газа в России сконцентрированы в десятке уникальных месторождений газа, расположенных в Надым-Пур-Тазовском районе (НПТР), на Ямале и на шельфе Арктических морей (табл. 7). Эти запасы имеют общемировое значение.
Таблица 7. Запасы газа в РФ
№ п/п |
Газоносный район |
Газодобывающее предприятие (ГДП) |
Число месторождений |
Запасы газа, млрд. м3 |
||
А+В+С1 |
С2 |
А+В+0,5С |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1. |
Ямальская НГО |
– |
13(Н) |
3798 |
3322 |
4365 |
2. |
Гыданская ГО |
– |
5(Н) |
168 |
964 |
520 |
3. |
Надым-Пур-Тазовское НГО
Итого НПТ НГО |
Надымгазпром
Уренгойгазпром
Ямбурггаздобыча
Сургутгазпром (Ноябрьскгаздобыча) 4ГДП |
3(С) 1(Н) 4(С) 14(Н) 2(С) 4(Н) 4(С) 13(Н)
13(С) 32(Н) |
2023,3 43,1 8350,8 3288,8 4261,9 401,2 1282,6 1202,7
15918,6 4955,8 |
79,1 – 1114,6 477 864,6 144,6 329,3 269,4
2387,6 891 |
165 3 712 282 3750 370 1157 1069
13690 4305 |
4. |
Томская обл. |
Томскгазпром, Томскнефть и др. |
2(С) 14(Н) |
91,6 208,3 |
0,9 24,2 |
73 176 |
5. |
Шельф Карского моря |
– |
2(Н) |
5500 |
|
4400 |
6. |
Шельф Баренцева моря |
– |
1(Н) |
3500 |
|
2800 |
7. |
Северный район |
Северогазпром |
1(10)* (С) |
342,9 |
1344,5 |
812 |
8. |
Поволжский район |
Астраханьгазпром |
2(8)* (С) |
2773,6 |
1114,9 |
2664 |
9. |
Северо-Кавказский р-он |
Кавказтрансгаз, Кубаньгазпром |
6(С) |
305 |
119 |
291 |
10. |
Уральский р-н |
Оренбурггазпром |
1(4)* (С) |
1805 |
|
1444 |
11. |
Север Красноярского края |
Норильскгазпром |
3(7)* (С) |
500 |
|
400 |
12. |
Юг Красноярского края |
– |
2(Н) |
900 |
300 |
840 |
Окончание табл. 7
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
13. |
Иркутская обл. |
– |
2(Н) |
1800 |
|
1440 |
14. |
Республика Саха |
Сахагазпром |
2(5)* (С) |
1670 |
|
1336 |
15. |
Сахалинский шельф |
|
8(Н) |
581 |
169 |
532 |
|
Всего в т.ч. С Н |
12ГДП |
143 30 113 |
44797,8 23406,7 21391,1 |
10637,1 4967 5670,1 |
40093 24034 16058 |
Примечание:
А, В, С1 , С2 – категория;
* В скобках дано число новых месторождений; (Н) и (С) – новые и существующие месторождения.
Сырая нефть является смесью органических соединений и включает в себя небольшое количество жидких сернистых и азотных соединений, парафинов и смол. После извлечения легких фракций и масел (бензина, лигроина, керосина, газойля, солярового масла) остаются сильновязкие тяжелые фракции – мазут, который и используется как энергетическое жидкое топливо. При этом минеральные примеси, входящие в нефть, концентрируются в мазуте.
Природные газы образуются одновременно с нефтью либо получаются в результате синтеза в присутствии воды и карбидов металлов на больших глубинах под воздействием высокого давления и температуры.
В отличие от твердого и жидкого топлива газовое топливо представляет собой механическую смесь горючих и негорючих газов. Природные газы в основном (до 90 – 96 %) содержкат метан СН4, в небольшом количестве тяжелые углеводороды (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и др.), которые часто записываются в виде общей формулы СmHn (1 - 6 %). Кроме того, природный газ содержит негорючие компоненты: немного азота N2 (1 - 4 %) и двуокись углерода СО2 (0,1 - 0,2 %).
Месторождения газа делят на чисто газовые и газоконденсатные. Газ первых состоит почти из одного метана. Газ вторых, кроме метана содержит значительное количество высших углеводородов, в основном пропана и бутана, которые легко конденсируются при повышении давления и охлаждении газа.
Природный газ некоторых месторождений Средней Азии и Оренбургского газоконденсатного месторождения содержит до 5 - 6 % сероводорода Н2S и некоторое количество сероорганических соединений, в основном сероуглерода СS2, серооксида углерода СОS и меркаптанов. При добыче нефти получают попутный газ. При выходе нефти из скважины давление ее снижается и из нефти выделяются растворенные газы в количестве 10 - 15 % расхода нефти. Для попутного газа характерно наибольшее содержание углеводородов по сравнению с другими видами газового топлива.
Использование газообразных и жидких топлив по сравнению с углем не только повышает общую культуру эксплуатации электрических станций, но и приводит к ощутимому снижению стоимости основного оборудования, росту КПД установок. Так, при сооружении электрических станций, сжигающих газ и мазут, удельные капиталовложения по сравнению с электростанцией равной мощности на угле снижаются на 20 - 24 %, а экономичность газомазутных станций по отпуску электрической энергии на 4 % выше, чем работающих на угле. Однако разведанные запасы природных газов и нефти ограничены и составляют около 6 % всех мировых запасов органических топлив. Кроме того, природные газы и нефть являются ценнейшим сырьем для народного хозяйства.