Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ технических решений по созданию ПГУ с параллельной схемой работы и методов определения энергетических показателей 10
1.1. Пути совершенствования тепловых электростанций 10
1.2. Применение парогазовой технологии на ТЭС 16
1.3. Обзор тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы 25
1.4. Обзор работ по исследованию энергетических показателей ПГУ с параллельной схемой работы 33
1.5. Постановка задачи и цели исследования 37
ГЛАВА 2. Методические основы определения показателей тепловой экономичности и расчета тепловых схем пгу с параллельной схемой работы 39
2.1. Варианты тепловых схем ПГУ с параллельной схемой работы 39
2.2. Схема тепловых и энергетических потоков ПГУ с параллельной схемой работы 44
2.3. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы 48
2.4. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы с учетом затрат энергии на собственные нужды 54
2.5. Особенности работы основного оборудования в тепловых схемах ПГУ с параллельной схемой работы 58
2.6. Критерий выбора ГТУ для технического перевооружения паротурбинного блока 65
2.7. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы 67
2.8. Описание программных продуктов 73
2.9. Выводы по второй главе 77
ГЛАВА 3. Исследование показателей тепловой экономичности пгу с параллельной схемой работы на докритических парамет рах пара 79
3.1. Анализ влияния характеристик элементов ПГУ с па раллельной схемой на показатели тепловой экономич ности блока 79
3.1.1. Влияние электрической мощности и КПД ГТУ на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока 82
3.1.2. Влияние доли обвода части питательной воды и основного конденсата помимо ПВД и ПНД на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока 90
3.1.3. Влияние нагрузки энергетического парового котла на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока 94
3.1.4. Влияние степени утилизации теплоты дымовых газов ГТУ в котле-утилизаторе на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока... 95
3.2. Исследование показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой на базе различных типов ГТУ 98
3.3. Влияние неравномерности параметров ГТУ на показатели тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы 103
3.3.1. Неравномерность характеристик ГТУ 103
3.3.2. Исследование влияния температуры наружного воздуха на показатели работы парогазовой установки 105
3.4. Исследование эффективности применения дожигания
топлива в ПГУ с параллельной схемой работы 111
3.4.1. Условие роста тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы при использовании дополнительного сжигания топлива 111
3.4.2. Исследование эффективности применения дожигания топлива в ПГУ с параллельной схемой работы 112
3.5. Выводы потретьей главе 117
ГЛАВА 4. Исследование регулировочного диапа зона и режимов эксплуатации ПГУ с параллельной схемой работы 119
4.1. Способы регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы 119
4.2. Влияние способов регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы на показатели ее тепловой экономичности 121
4.2.1. Автономный режим работы ГТУ 121
4.2.2. Автономный режим работы І1СУ 123
4.2.3. Совместная работа ПТУ и ГТУ по параллельной схеме 127
4.3. Выводы по четвертой главе 133
ГЛАВА 5. Оценка технико-экономической эффективности модернизации тэс с использованием пту с параллельной схемой работы 135
5.1. Варианты технического перевооружения и анализ показателей тепловой экономичности 135
5.2. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта реконструкции 138
5.2.1. Основные положения методики определения экономической эффективности технического перевооружения 138
5.2.2. Оценка стоимости реконструкции 141
5.2.3. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта 143
5.3. Анализ чувствительности показателей экономической эффективности вариантов реконструкции ПСУ 148
5.4. Выводы по пятой главе 151
Выводы по диссертации 152
Список использованной литературы
- Обзор тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы
- Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы
- Влияние электрической мощности и КПД ГТУ на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока
- Влияние способов регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы на показатели ее тепловой экономичности
Введение к работе
Проблема технического обновления российской энергетики последнее время стала очень актуальной. Задача модернизации и обновления оборудования различных энергокомпаний России является важнейшей экономической задачей.
Внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику является одним из способов, лозволяющих осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности производства электрической и тепловой энергии. Намечаемые масштабы развития электроэнергетики предполагают ввод ПГУ и ГТУ в период до 2010 г - 12 тыс. МВт, в период 2011-2020 гг. - 70 тыс. МВт [1]. Однако это возможно в случае, если будут созданы условия для направления широкомасштабных внешних инвестиций в электроэнергетику и отечественное энергомашиностроение.
Вместе с тем модернизация действующих паротурбинных тепловых электростанций путем их надстройки газотурбинными установками является наиболее простым и экономичным способом повышения эффективности использования топлив при производстве электроэнергии.
Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России, важным является структура топливного баланса. В настоящее время доля природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 64 %. На перспективу до 2020 года основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 67-5-70%. Вместе с тем, в «Энергетической стратегии России до 2020 г.» установлена целесообразность дополнительной загрузки электростанций
Стр. 7 на угле, в основном в Европейской части России и на Урале, а также в ОЭС Сибири; модернизация электростанций, изначально запроектированных на уголь и в настоящее время использующих в основном природный газ. На рис.В.1 указаны необходимые ресурсы топлива для ТЭС страны по прогнозам РАО ЕЭС России [2-4]. Таким образом, доля
2020 годы угольного топлива будет возрастать. Поэтому важной задачей является вовлечение твердого топлива в энергетический баланс с повышением экономических и экологических показателей при производстве электроэнергии.
Рис. В.1. Потребность в топливе на ТЭС России на период до 2020 г.
Существует несколько технологий, позволяющих использовать твердое топливо в технологических схемах ПГУ. Одним из путей решения этой проблемы является применение ПГУ с параллельной схемой работы с пылеугольными паровыми котлами.
Настоящая работа посвящена разработке и анализу различных вариантов тепловых схем ПГУ с параллельной схемой работы, их структурных особенностей. Разработана методика и алгоритм определения показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы. Проанализировано влияние работы различных элементов на показатели работы всего парогазового блока на докритических параметрах пара. Проанализированы возможные способы регулирования нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы. Разработаны диаграммы режимов
Стр. 8 эксплуатации 111 У с параллельной схемой работы. Проведена оценка экономической эффективности предложенных решений на примере технического перевооружения пылеугольного блока на базе К-210-130.
Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, профессора кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева СВ., которому автор выражает глубокую благодарность. Автор выражает благодарность научному руководителю НИЛ МЭИ (ТУ) «ГТУ и ПТУ ТЭС» доценту каф. ТЭС к.т.н. Бурову В.Д. и профессору каф. ПГС к.т.н. Изюмову М.А. за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» за сотрудничество и помощь в процессе оформления данной работы, а также к.т.н. Дудко А.П., к.т.н. Конакотина Б.В., к.т.н. Торжкова В.Е. за оказанную поддержку и содействие при создании расчетных средств. Автор работы благодарит сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.
Стр. 9
Обзор тепловых схем парогазовых установок с параллельной схемой работы
За счет байпасирования части питательной воды помимо подогревателей высокого и низкого давления и ее подогреве выхлопными газами ГТУ общая выработка электроэнергии ПТУ возрастет на величину площади "m-n-k" (рис.1.6). При этом потери тепла с уходящими газами КУ (ц ) уменьшаются, а потери тепла, отводимого в конденсаторе ПТУ к холодному источнику (q",nK +Ч2,КУ) увеличиваются вследствие повышенного пропуска пара в конденсатор. В результате технического перевооружения блока по- схеме ПГУ с параллельной схемой работы ожидается повышение КПД по выработке электроэнергии на З-І-5 % при работе блока на докритических параметрах пара.
Следует также отметить, что сооружение газотурбинной надстройки «ГТУ-КУ» на существующем пылеугольном паротурбинном энергоблоке приводит не только к увеличению показателей тепловой экономичности, но также улучшаются и экологические характеристики действующей энергоустановки. Суммарная электрическая мощность блока увеличивается, при этом нагрузка парового котла уменьшается за счет дополнительной выработки пара котлом-утилизатором, вследствие этого удельные выбросы снижаются.
Таким образом, можно предположить следующие преимущества ПГУ с параллельной схемой работы: достаточно высокий КПД блока при возможности работы энергетического парового котла на любом виде топлива (твердое, жидкое, газообразное); станция обладает высокой надежностью, потому что выход из строя энергетического парового котла или газовой турбины приводит лишь к частичному простою станции; независимая эксплуатация паросиловой и газотурбинной установок обеспечивает высокую маневренность при частичных нагрузках; ГТУ не связана с энергетическим паровым котлом (в отличие от ПГУ со «сбросной» схемой); возможно использование серийного энергетического оборудования с незначительной реконструкцией; имеют место улучшенные экологические показатели блока; капитальные затраты на станцию с параллельной схемой ниже, чем на обычную ПГУ с КУ при сопоставимых эксплуатационных возможностях.
Крупнейшие зарубежные фирмы, производящие энергетическое оборудование, разрабатывают проекты тепловых станций, работающих на основе параллельной схемы работы парового котла и котла-утилизатора. Одним из проектов реконструкции станции по параллельной схеме является ТЭЦ-2 в Альтбах-Дайцизау (близ Штуттгарта) [31]. В 1992 году на ТЭЦ возникла необходимость замены трех паросиловых установок, отработавших 35-тилетний ресурс. После проведения полномасштабных исследований по вопросу сооружения новой ТЭЦ-2, на базе энергетических и экологических аспектов акционерным обществом Neckarwerke Electrizitatsversorgungs AG было принято решение в пользу электростанции с параллельной схемой работы. Ее принципиальная тепловая схема представлена на рис. 1.7.
Требования к минимальной нагрузке блока и ограниченная закупка природного газа определили соотношение мощностей паровой и газовой ступени (приблизительно 6:1). Исходя из этого, была выбрана современная газотурбинная установка типа V64.3A фирмы Siemens. Топливом для ГТУ служит природный газ. Паровой энергетический котел работает на твердом топливе и вырабатывает пар высокого давления с параметрами: давление - 24 МПа; температура - 540С. Также в котельном агрегате осуществляется промежуточный перегрев пара до температуры 565С.
Котел-утилизатор служит для выработки пара среднего давления (5,8 МПа/ 540С), который добавляется в горячую нитку промперегрева до поступления в паровую турбину. Для снижения температуры уходящих газов в КУ подогревается часть основного конденсата и питательной воды.
Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с параллельной схемой работы
Для осуществления более детального анализа показателей тепловой экономичности парогазового блока с параллельной схемой работы представляется целесообразным ввести ряд коэффициентов. В качестве показателя, определяющего соотношение мощностей ГТУ и ПТУ, предлагается использовать коэффициент относительной мощности ПГУ, как отношение мощности ГТУ к суммарной мощности энергоблока ПГУ [39]: K wbr- (2Л2) ГТУ л ПТУ Значение коэффициента относительной мощности для разных типов установок изменяется от 0 (для паросиловых установок - ПСУ) до 1,0 (для ГТУ).
Так как в схемах 111 У с параллельной схемой работы в готлах-утилизаторах может иметь место использование системы дожигания топлива перед пароперегревателем КУ для поддержания заданной температуры пара, то возникает необходимость использования показателя, который учитывает долю сжигаемого в КУ газового топлива [42]: Кф- (2.13) Еще одним показателем, положенным в основу разработанной методики является коэффициент полезного действия ГТУ. При работе в автономном режиме он определяется как: ХТЭ.аи. ЛГТ=7 . (2.14)
Однако, при подключении ГТУ в схеме парогазовой установки к котлу-утилизатору, ее электрическая мощность несколько снижается из-за повышенных потерь давления за газовой турбиной (сопротивление КУ) и возможного роста сопротивления на входе в компрессор. Это уменьшение можно оценить, используя коэффициент снижения мощности ГТУ, т.е.: «ЛГ-К,,, (2.15) где К N-коэффициент снижения электрической мощности ГТУ при ее работе в составе ПГУ [43]: (2.16) NL ГАР N N r p. ГТУ V am J здесь: AP - аэродинамическое сопротивление КУ, кПа; Р , - атмосферное давление, кПа. КПД энергетического парового котла рассчитывается в соответствии с нормативным методом [45]: Стр. 4 к пот о о Здесь учитываются потери при транспорте рабочего тела с помощью соответствующего коэффициента транспорта теплоты: 4.= - (2.18)
Как было отмечено ранее, выработка пара для паровой турбины осуществляется в двух различных источниках: энергетическом паровом котле, работающем на твердом топливе, и котле—утилизаторе использующем тепло отработанных газов газовой турбины. Для более полной утилизации теплоты уходящих газов в КУ осуществляется подогрев части питательной воды и основного конденсата (с последующим возвращением ее в цикл ПТУ). Поэтому при расчете паротурбинной установки необходимо учитывать как теплоту, подводимую от энергетического парового котла, так и теплоту, вносимую в цикл ПТУ котлом-утилизатором. Кроме этого, в зависимости от распределения суммарного отпуска теплоты на ПТУ между КУ и ПК меняется электрическая мощность паротурбинной установки и, как следствие, мощность всего энергоблока. В связи с этим, автором предлагается ввести ряд новых показателей для анализа изменения основных характеристик парогазовой установки при различных режимах работы: - доля теплоты пара, поступающего из КУ в паровую турбину, оп ределяемая как отношение теплоты сообщаемой в КУ пару к суммарно му расходу теплоты на ПТУ: Рп= ; (2.19) - доля теплоты питательной воды, поступающей из КУ в ПТУ, оп ределяемая как отношение теплоты сообщаемой в КУ питательной воде к суммарному расходу теплоты на ПТУ: Стр. Рпв= ; (2-20) , гш -ПТУ — доля теплоты основного конденсата, поступающего из КУ в ПТУ, определяемая как отношение теплоты сообщаемой в КУ основному конденсату к суммарному расходу теплоты на ПТУ: Ок ПТУ Таким образом, когда вся теплота на паротурбинную установку отпускается от котла-утилизатора (режим ПГУ с КУ) сумма величин Рп, Ргш и Рк равна 1, а в случае отпуска всей теплоты от энергетического парового (режим ПСУ) равна 0. КПД по выработки электроэнергии паротурбинной установки в составе ПГУ с параллельной схемой работы согласно схеме тепловых и энергетических потоков (рис.2.4) можно определить по формуле: ЛПТУ (2-22) Все вышеуказанные показатели достаточно точно описывают работу ПГУ с параллельной схемой работы и легли в основу методики определения ее показателей тепловой экономичности
Влияние электрической мощности и КПД ГТУ на показатели тепловой экономичности парогазового энергоблока
С целью исследования влияния мощности и экономичности газовой турбины на показатели тепловой экономичности парогазового блока с параллельной схемой были проведены вариантные расчеты при различных мощностях ГТУ на примере схемы №1 (рис.2.1).
Для проведения такого исследования необходим большой массив данных. Вместе с тем трудно подобрать достаточное количество реальных газотурбинных установок, которые удовлетворяли бы необходимым условиям. Поэтому в выполненных расчетах мощность ГТУ варьировалась в реальных диапазонах их изменения. При этом температура газов на выходе из газовой турбины принималась неизменной при номинальной нагрузке. Необходимо отметить, что мощность ГТУ тесно связана с расходом газов. На основе данных по большому количеству ГТУ выявлена приближенная связь указанных величин, которая была использована в расчетах. В качестве базовой газотурбинной установки была принята ГТУ V.64.3A («Siemens»).
Согласно полученной формуле (2.38), для ПГУ с параллельной схемой работы на базе К-210-130 можем определить максимальный расход газов через котел-утилизатор. Принимаем, что величина температурного напора на холодном конце испарителя КУ составляет 10 С, а недогрев до температуры насыщения в экономайзере КУ равен 15С. Тогда получаем, что: О-=(168-110).344 4Л9(33бЛ-15 =450 кг/с. (3.1) 1,1-(575-(336,7+10)) Таким образом, выделяем ряд газотурбинных установок, которые возможно использовать при модернизации выбранного паротурбинного энергоблока. Характеристики ГТУ представлены в табл.3.4.
На первом этапе исследования рассматривалась работа паротурбинной установки при байпасировании части подогревателей высокого и низкого давления. Были определены различные комбинации обводов части питательной воды и основного конденсата помимо ПНД и ПВД, при которых электрическая мощность генератора паровой турбины достигает максимально-возможной величины - 220 МВт (табл.ЗЛ). При стр. этом принималось, что расход пара в голову турбины во всех режимах равен номинальному и составляет 168 кг/с.
Для каждой из рассматриваемых типов ГТУ были произведены конструкторские расчеты котла—утилизатора при различных соотношениях байпаса части питательной воды и основного конденсата помимо регенеративных подогревателей высокого и низкого давления. При этом основной конденсат подогревается в ГПК котла-утилизатора до температуры, которая соответствует температуре на входе в деаэратор, а именно до 154 С. Часть питательной воды поступает в экономайзер КУ, для производства пара высокого давления со следующими параметрами: давление - 14 МПа, температура — 545С. Оставшаяся часть подается в подогреватель питательной воды, где нагревается до температуры на входе в котел, т.е. до 246С.
Результаты расчетного исследования представлены на рис.3.1. Из анализа выполненных расчетов следует, что при увеличении степени вытеснения регенерации части низкого давления расход пара в конденсатор возрастает. Таким образом, было выявлено ограничение на максимально возможный обвод части основного конденсата помимо подогревателей низкого давления, так как расход пара, поступающий в конденсатор, не должен превышать максимально-допустимой величины (рис.3.1), которая для данного турбоагрегата составляет 133 кг/с (табл.3.1).
Нагрузка парового котла (DnK ) в режиме работы в составе ПТУ определяется исходя из условия обеспечения необходимого расхода острого пара на входе в паровую турбину: DL=D0-DKV. (3.2)
Расход пара, генерируемого в КУ (D ), прямо пропорционально зависит от расхода газов, поступающих в котел-утилизатор (2.37). Таким образом, из (3.1) следует, что чем больше мощность ГТУ, тем больше расход генерируемого пара, и, следовательно, меньше нагрузка энергетического парового котла. В результате возникает следующее ограничение: обвод части питательной воды помимо ПВД не должен быть меньше расхода
пара, генерируемого в КУ, за счет утилизации теплоты уходящих газов ГТУ(рис.3.1).
Как видно из рис. 3.1, в случае поддержания постоянной мощности паровой турбины при увеличении расхода основного конденсата, подогреваемого в котле-утилизаторе, уменьшается расход отбираемой питательной воды. При постоянной мощности ГТУ расход тепла на турбоустановку со стороны энергетического парового котла остается практически постоянным во всех режимах, так как количество питательной воды, поступающей в ПК, не изменяется.
Согласно (2.23), КПД по выработке электроэнергии ПГУ с параллельной схемой работы в случае поддержания постоянной мощности паровой турбины не зависит от соотношения долей обвода питательной воды и основного конденсата помимо системы регенеративных подогревателей (рис.3.1).
При увеличении мощности ГТУ возрастает расход пара генерируемого в КУ, тем самым нагрузка энергетического парового котла согласно (3.1) уменьшается. Таким образом, накладывается еще одно ограничение на работу ПГУ с параллельной схемой работы: нагрузка энергетического парового котла должна быть выше минимально-допустимой. Нижняя граница нагрузки ПК определяется устойчивостью сгорания топлива в топке, выходом летучих на горючую массу и для котлов, работающих на каменных углях лежит в районе 60ч-65% от номинальной.
Теперь рассмотрим работу энергоблока при условии поддержания минимально-допустимой нагрузки энергетического парового котла. В этом случае рассмотрена ПГУ с параллельной схемой работы на примере двух типов ГТУ по мощности. Результаты исследования приведены на рис.3.2.
Влияние способов регулирования электрической нагрузки ПГУ с параллельной схемой работы на показатели ее тепловой экономичности
Различный характер изменения температуры уходящих газов ГТУ в зависимости от tHB и расхода газов (рис.3.8) определяет изменение теплового потока, передаваемого в котел-утилизатор от ГТУ, что неизбежно оказывает влияние на работу КУ. С целью изучения этого влияния были проведены расчетные исследования режимов работы ПГУ с параллельной схемой работы на базе газотурбинных установок вышеуказанных типов.
Для исследования выбрана расчетная схема ПГУ с параллельной схемой работы, представленная на рис.2.3, как наиболее эффективная согласно проведенному анализу схем в п.3.2.
Конструкторский расчет котлов-утилизаторов проводился для характеристик ГТУ, соответствующих tH.B.=4,l С (п.3.2). Для диапазона температур наружного воздуха -26ч- +30 С была проведена серия поверочных расчетов сконструированных КУ. Давление генерируемого пара составляет 14 МПа. Температура перегретого пара принята 545 С и поддерживается постоянной во всех рассмотренных режимах.
Однако температура выхлопных газов у ГТУ «GT8C» и «ГТЭ-110» на всех диапазоне температур наружного воздуха не позволяет генерировать пар необходимой температуры (рис.3.8). Поэтому при использовании этих ГТУ применялось дополнительное дожигание топлива перед перегре вателем котла-утилизатора для достижения температуры газов на выходе из камеры дожигания 575 С (соответствует принятому в п.3.2 температурному напору 0те=ЗОоС). Расчетная схема в данном случае соответствует представленной на рис.2.3 и дополнена блоком дожигающих устройств перед КУ. Расход топлива на дожигание определялся в соответствии с (2.39). Нарис. 3.9 приведены зависимости рд = f(tHB) для данных типов ГТУ.
Резкое падение температуры выхлопных газов для ГТУ типа «ГТЭ-110» при снижении tHB приводит к значительному повышению доли дожигания топлива при уменьшении температуры наружного воздуха (рис. 3.9). Для ГТУ типа «GT8C» » имеет место незначительное изменение температуры выхлопных газов в зависимости от tHB (рис.3.8), поэтому характер кривой рд =f(tHB) более пологий.
Для каждой из указанных 111 У были определены показатели тепловой экономичности в соответствии с алгоритмом и методикой, приведен ными в главе 2 настоящей работе. При расчете учитывались все особенности работы основного оборудования (п. 2.5).
Определение показателей нетто ПГУ с параллельной схемой работы » проводилось исходя из следующих условий: затраты энергии на привод вспомогательных систем ГТУ приняты в размере 1,5 % от мощности установки в автономном режиме; расход электроэнергии на привод дожимающего компрессора определялся, исходя из имеющего место для данной tm расхода топлива и необходимого давления природного газа перед камерой сгорания ГТУ. При этом давление топливного газа на входе в ДК во всех случаях принято 0,5 МПа; затраты энергии на пылеприготовление и на привод тягодутьевых машин оценивались исходя из удельных характеристик [73]: требуемая мощность циркуляционных насосов определялась, исходя из условия поддержания заданного вакуума в конденсаторе ПТУ с учетом изменения температуры охлаждающей воды.
В остальном определение расходов электроэнергии на приводы вспомогательных механизмов осуществлялось в соответствии с п.2.4.
В Приложении 3.2 приведены результаты расчетов ПГУ с параллельной схемой работы при различных температурах наружного воздуха. На рис. 3.10-3.12 для рассмотренных вариантов ПГУ представлены гистограммы, демонстрирующие изменение мощностей (нетто) ГТУ и ПТУ, а также КПД производства электроэнергии (нетто) в годовом разрезе.
