Значение теплоэнергетики

1. Значение теплоэнергетики  для современного общества. Актуальность  для России.

 

Е.Г.Гашо, В.С.Пузаков. Современные  реалии в сфере теплоснабжения.

 

Более чем за 100 лет своего развития российская система теплофикации (когенерации) и централизованного теплоснабжения (ЦТ) стала самой большой в мире. Под теплофикацией понимается процесс централизованного обеспечения потребителей тепловой энергией, полученной на ТЭЦ по комбинированному способу выработки тепловой и электрической энергии. Под ЦТ понимается теплоснабжение потребителей от источников тепла через общую тепловую сеть. Теплофикация занимает весомое место в энергетическом комплексе страны. Более половины электрической мощности всех тепловых электростанций приходится на ТЭЦ общего пользования, которые производят свыше 30% всей электроэнергии в стране и покрывают треть спроса на тепловую энергию. На сегодняшний день система теплоснабжения страны состоит из почти 50 тыс. локальных систем теплоснабжения, которая обслуживается 17 тыс. предприятиями теплоснабжения. Сложившаяся система отопления многоэтажных жилых домов организована как система ЦТ.

 

Основными источниками тепла в  системе ЦТ являются теплофикационные энергоблоки на теплоэлектростанциях (ТЭЦ, как правило, в составе генерирующих компаний) и котельные (различных форм собственности). Производство тепловой энергии в России характеризуется следующими данными:

централизованные источники производят около 74%;

децентрализованные источники  производят 26% тепла России.

 

Основные виды используемых природных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР): природный газ, нефть и нефтепродукты, уголь. Говорить сейчас о доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в топливно-энергетическом балансе страны пока нельзя, т.к. по ним сегодня практически нет достоверных статистических данных.

 

Материалы восьмого заседания Открытого  семинара «Экономические проблемы энергетического  комплекса» от 25 января 2000 года. А.С.Некрасов, С.А.Воронина. Экономические проблемы теплоснабжения в России.

 

Теплоснабжение в России, несмотря на признание его самым топливно-емким и находящимся в критическом состоянии сегментом топливно-энергетического комплекса страны, было и остается совершенно нескоординированным в силу своей разобщенности.

 

В официальном статистическом издании, «Российском статистическом ежегоднике», раздел теплоснабжения отсутствует.

 

Крупнейшей нерешенной проблемой  современного централизованного теплоснабжения является сокращение потерь тепла. Величины этих потерь должным образом не учитываются  и экономически не оцениваются. Называемые объемы потерь тепла различаются кратно в зависимости от источников информации.

 

А.С.Некрасов (в дискуссии)

 

«Есть экономические пределы эффективности  централизованного теплоснабжения от определенного источника. Моя  точка зрения, что очень важно  сегодня просчитать по всем основным городам (и это делалось в ИСЭ им. Л.А.Мелентьева в Иркутске), как реально должно выглядеть централизованное теплоснабжение.

 

Централизация – это одно из направлений. При той плотности застройки  городов, которая у нас есть, она, конечно, должна быть. Вопрос в другом. Я как то был в Гусиноозерске, где 20 тыс. человек населения. Там теплоснабжение от Гусиноозерской ГРЭС. Если принять по 200 чел., проживающих в каждом доме, это 5 улиц по 20 домов. При плотности застройки, как это делалось в старых городах, можно получить эффективные результаты от централизованного теплоснабжения. Однако в этом городе каждый дом стоит на удалении не менее 50‑100 м друг от друга. Как при такой системе можно обеспечить централизованное теплоснабжение без экономических потерь? Невозможно. Поэтому вопрос о том, какая система теплоснабжения должна быть, это вопрос о том, какая принята стратегия в планировке городов. Хотя это выходит за рамки нашей задачи, но является базисным условием для обоснования развития централизованного теплоснабжения, особенно на базе ТЭЦ. Нельзя сегодня однозначно говорить, хорошо централизованное теплоснабжение или плохо».

 

 

 

2. Способы получения тепловой и электрической энергии

 

2.1. Тепловые электростанции

 

2.2.  Гидроэлектростанции

 

2.3.  Атомные электростанции

 

Данный раздел является кратким  обзором современного состояния  энергоресурсов, в котором рассмотрены  традиционные источники электрической  энергии. К традиционным источникам в первую очередь относятся: тепловая, атомная и энергия потока воды.

 

2.1 Тепловые электростанции

 

Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, вырабатывающая электрическую энергию  в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС  появились в кон. 19 в и получили преимущественное распространение.  В сер. 70-х гг. 20 в. ТЭС — основной вид электрической станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляла: в России и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).

 

 Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях.  Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Такая система является довольно-таки непрактичной т.к. в отличие от электрокабеля надежность  теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, эффективность централизованного теплоснабжения сильно снижается, вследствие уменьшения температуры теплоносителя. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме   становится экономически выгодна.

 

На тепловых электростанциях преобразуется  химическая энергия топлива сначала  в механическую , а затем в электрическую.

 

 Топливом для такой электростанции  могут служить уголь, торф, газ,  горючие сланцы, мазут. Тепловые  электрические станции подразделяют  на конденсационные (КЭС), предназначенные  для выработки только электрической  энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электростанций (ГРЭС).

 

Простейшая принципиальная схема  КЭС, работающей на угле, представлена на рис. Уголь подается в топливный бункер 1, а из него — в дробильную установку 2, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400—650°С и под давлением 3—24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4. Параметры пара зависят от мощности агрегатов.

 

 Тепловые конденсационные электростанции  имеют невысокий кпд (30— 40%), так как большая часть энергии  теряется с отходящими   топочными  газами и охлаждающей водой  конденсатора.

 

 Сооружать КЭС выгодно в  непосредственной близости от  мест добычи топлива. При этом потребители    электроэнергии могут находиться на значительном расстоянии от станции.

 

 Теплоэлектроцентраль отличается  от  конденсационной станции установленной  на ней специальной теплофикационной  турбиной с отбором пара. На  ТЭЦ одна часть пара полностью  используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6, а другая, имеющая большую температуру и давление (на рис. штриховая линия), отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения. Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии.

 

 Коэффициент полезного действия  ТЭЦ достигает 60—70%.

 

 Такие станции строят обычно вблизи потребителей — промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе.

 

         Рассмотренные  тепловые электростанции по виду  основного теплового агрегата  — паровой турбины — относятся  к паротурбинным станциям. Значительно меньшее распространение получили тепловые станции с газотурбинными (ГТУ), парогазовыми (ПГУ) и дизельными установками.

 

Наиболее экономичными являются крупные  тепловые паротурбинные электростанции (сокращенно ТЭС). Большинство ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт-ч электроэнергии затрачивается несколько сот граммов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генератора.  

 

 Современные паровые турбины  для ТЭС — весьма совершенные,  быстроходные, высокоэкономичные машины  с большим ресурсом работы. Их  мощность в одновальном исполнении  достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же

 

количество, перед каждым диском, групп  сопел, через которые протекает  струя пара. Давление и температура пара постепенно снижаются.

 

Из курса физики  известно, что  КПД тепловых двигателей увеличивается  с ростом начальной температуры  рабочего тела. Поэтому поступающий  в турбину пар доводят до высоких  параметров: температуру — почти  до 550 °С и давление — до 25 МПа. Коэффициент полезного действия ТЭС достигает 40%. Большая часть энергии теряется вместе с горячим отработанным паром.

 

По мнению ученых в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется  теплоэнергетика на не возобновляемых ресурсах. Но структура ее изменится. Должно сократиться использование нефти.  Существенно возрастет производство электроэнергии на атомных электростанциях. Начнется использование пока еще не тронутых гигантских запасов дешевых углей, например, в Кузнецком, Канско-Ачинском, Экибаcтузском бассейнах. Широко будет применяться природный газ, запасы которого в стране намного превосходят запасы в других странах.

 

К сожалению, запасы нефти, газа, угля отнюдь не бесконечны. Природе, чтобы  создать эти запасы, потребовались миллионы лет, израсходованы они будут за сотни лет. Сегодня в мире стали всерьез задумываться над тем, как не допустить хищнического разграбления земных богатств. Ведь лишь при этом условии запасов топлива может хватить на века.

 

2.2 Гидроэлектростанции

 

Гидроэлектрическая станция,  гидроэлектростанция (ГЭС),комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия  потока воды преобразуется в электрическую  энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического. оборудования,   преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения  которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию. Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной (рис. 1), либо деривацией (рис. 2), либо плотиной и деривацией совместно (рис. 3). Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование,   устройства  автоматического управления и контроля; в центральном посту управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.  

 

 

По установленной мощности (в  Мвт) различают ГЭС мощные (св. 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора На (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды, используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата . По ряду причин (вследствие, например сезонных изменений уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

 

По максимально используемому  напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных  реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством  плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации — до 1500 м. Классификация по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые  турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных — поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спиральными камерами, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет приблизительный, условный характер.

 

По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров  ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные.  В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинныс ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.

 

В состав сооружений русловой ГЭС, кроме  плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения (рис. 4). Состав гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой — нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа.