71670

Общая энергетика: Учебное пособие

Книга

Энергетика

В учебном пособии излагаются общие вопросы энергетических систем теоретические основы преобразования различных видов энергии тепловой ядерной гидравлической солнечной ветровой геотермальной и т. Рассматриваются технологические процессы и различные схемы преобразования...

Русский

2014-11-10

3.18 MB

20 чел.

PAGE  11

  

Министерство образования Российской федерации

Пермский государственный технический университет

Электротехнический факультет

Общая энергетика

Учебное пособие для студентов

электротехнического факультета

Составитель д.т.н., проф. каф. МСА     Казанцев В. П.

Пермь 2004


УДК 62-52

К 62

Общая энергетика: Учебное пособие / В.П. Казанцев – Пермь, РИО ПГТУ – 2004.

В учебном пособии излагаются общие вопросы энергетических систем, теоретические основы преоразования различных видов энергии (тепловой, ядерной, гидравлической, солнечной, ветровой, геотермальной и т.п.) в электрическую энергию, наиболее адаптированную к нуждам поребителей. Рассматриваются технологические процессы и различные схемы преобразования первичного источника энергии в конечный продукт, причем с акцентом на социальные и технико-экономические показатели производимой энергии.

Учебное пособие предназначено для студентов очного и заочного отделений специальности 100400 “Электроснабжение”.


Содержание

глава

Наименование главы, раздела

Стр.

Используемая аббревиатура

4

Введение

5

1

Единая энергетическая система (ЕЭС) РФ

7

1.1

Электрические станции

8

1.2

Электрические и тепловые сети

10

1.3

Потребители электрической энергии

15

1.4

Балансы энергии и мощности

15

1.5

Фондовый оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ)

19

2

Топливо и его характеристики

36

2.1

Классификация топлив

36

2.2

Технические характеристики топлив

37

2.3

Характеристики отдельных видов топлива

38

3

Основные способы получения энергии

41

3.1

Тепловые электростанции (ТЭС )

41

3.1.1

Тепловые и технологические схмы ТЭС

41

3.1.2

Компоновочные схемы ТЭС

48

3.1.3

Основное и вспомогательное оборудование ТЭС (паровые

котлы, турбины, генераторы, насосы и др.)

53

3.1.4

Теоретические основы преобразования энергии в тепловых двигателях. Энергетические показатели цикла Ранкина

67

3.1.5

Главные паропроводы и питательные трубопроводы ТЭС

72

3.1.6

Системы регенеративного подогрева питательной воды и

промежуточного перегрева пара

74

3.1.7

Графики электрических нагрузок

80

3.1.8

Системы теплоснабжения. Графики тепловых нагрузок

82

3.2

Гидравлические электростанции (ГЭС)

85

3.3

Атомные электростанции (АЭС)

87

4

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

93

4.1

Энергия солнца

93

4.2

Энергия ветра

98

4.3

Геотермальная энергия

104

4.4

Энергия морей и океанов

109

4.5

Вторичные источники ресурсов

114

4.6

Водородная энергетика

120

Заключение

124

Литература

126

Используемая аббревиатура

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

АЭС – атомная электростанция;

ВЭС – ветряная электростанция;

ГАЭС – гидравлическая аккумулирующая электростанция;

ГПП – главная понизительная подстанция;

ГТЭС – гелиотермическая электростанция;

ГЭС – гидравлическая электростанция;

ГРЭС – государственная районная электростанция;

ЕЭС – единая энергосистема;

КЭС – конденсационная электростанция;

ЛЭП – линия электропередачи;

ОЭС – объединенная энергосистема;

РП – распределительный пункт (подстанция);

СКЭС – солнечная космическая электростанция;

СЭС – солнечная электростанция;

ТП – трансформаторная подстанция;

ТЭК – топливно-энергетический комплекс;

ТЭС – тепловая электростанция;

ТЭЦ – теплофикационная электроцентраль (теплоэлектроцентраль);

ФОРЭМ – фондовый оптовый рынок энергии и мощности;

ЭС – энергосистема или электростанция (в контексте).


Введение

Научно-технический прогресс немыслим без развития энергетики и  электрификации производств. Для повышения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация производственных процессов, базирующаяся, прежде всего, на применении электрической энергии. Основными потребителями электроэнергии в производстве продукции являются электрические машины, мощность которых варьируется от единиц ватт до десятков мегаватт, причем рост планетарного населения, с одной стороны, и рост материальных потребностей, с другой, неизбежно ведут к наращиванию потребляемой электроэнергии с каждым годом.

Для производства электрической энергии применяются различные электростанции, базирующиеся на сжигании природных энергетических ресурсов. Вместе с тем, запасы традиционных природных топлив (нефти, угля, газа и др.) не бесконечны. Ограничены запасы и ядерного топлива - урана и тория, из которого с помощью реакторов можно получать плутоний. Поэтому на сегодняшний день важно не только развивать добычу экономически выгодных источников энергии, но и рационально использовать имеющиеся природные ресурсы для производства электроэнергии без существенного ущерба окружающей среде. Отсюда – широчайший комплекс проблем технико-экономического и социального характера в области энергетики.

Учебная дисциплина “Общая энергетика” рассматривает общие вопросы формирования и функционирования топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны, основу которого составляют энергетические системы (ЭС), объединенные в единую энергетическуюсистему (ЕЭС) России.

Энергетическая система (ЭС) представляет собой совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных процессом производства, передачи и распределения электроэнергии и теплоэнергии по потребителям.

Электроэнергетика — ведущая часть энергетики, обеспечивающая  электрификацию страны на основе рационального производства и распределения электрической энергии. Электроэнергетика имеет важное значение в хозяйстве любой  страны, что объясняется такими преимуществами электроэнергетики перед  энергией других видов, как относительная легкость передачи ее на большие расстояния, распределения между потребителями, а также преобразования в другие виды энергии  (механическую, тепловую, химическую, световую и др.).

В силу специфики своего производства электроэнергетика занимает особое положение. Если во всех отраслях народного хозяйства исходное сырье путем последовательного его преобразования находит свое воплощение в каком-то конкретном продукте, то в электроэнергетике химическая энергия, запасенная в топливе, энергия падения воды, солнечная, ветровая и другие виды энергии проходят путь  последовательного преобразования в тепловую, механическую и, наконец, в электрическую энергию. Промежуточным продуктом в этом процессе преобразования энергии, получившим широкое потребительское значение, является тепловая энергия.

Важнейшими составляющими энергетики и электроэнергетики, нашедшими отражение в учебных дисциплинах специальности, являются:

- Электропитающие системы и электрические сети;

- Системы электроснабжения;

- Релейная защита и автоматика систем электроснабжения;

- Переходные процессы в электроэнергетике;

- Электромагнитная совместимость в электроэнергетике;

- Надежность электроснабжения;

- Информационные системы в управлении электроснабжением;

- Энергосбережение и энергоаудит.


1. Единая энергетическая система (ЕЭС) РФ

Российская энергетика сегодня - это порядка 600 тепловых, 100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Функционирует несколько электростанций, использующих в качестве первичного источника солнечную, ветровую, гидротермальную, приливную энергию, но доля производимой ими энергии очень мала  по сравнению с тепловыми, атомными  и гидравлическими станциями (не превышает 1% от суммарно вырабатываемой энергии в ЕЭС РФ).

Основную часть мощности энергосистемы России (около 80%) составляют тепловые электростанции (ТЭС). Мощности гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанций по разным оценкам составляют от 10 до 15 % от мщности всей ЕЭС. В Сибири, богатой водными ресурсами, мощность ГЭС достигает 50 % от установленной мощности электростанций региона.

Развитие принципа централизации энергоснабжения и, прежде всего, электроснабжения логически привело сначала к образованию нескольких десятков районных энергетических систем (Мосэнерго, Пермэнерго, Челябэнерго и др.), затем к объединению их в региональные энергосистемы, а именно - к созданию семи объединенных энергосистем (ОЭС) Центра, Урала, Сибири, Востока и др.), и, наконец, к созданию единой энергосистемы (ЕЭС) России. К слову сказать, ЕЭС к 1990 г. в СССР уже успешно функционировала и охватывала практически всю обжитую территорию страны. Обмен электроэнергией между отдельными ЭС достигал 25% от общей выработанной в ЕЭС энергии, однако с распадом СССР распалась и ЕЭС СССР. ЕЭС России в значительной мере унаследовала энергетичекие мощности СССР, причем создавалась на принципиально новых отношениях субъектов производства и потребления электроэнергии. Создание в начале 90-х годов оптового рынка купли/продажи электроэнергии (ФОРЭМ) и торговля электроэнергией с 2003 г. по схеме “Энергопул” явилось закономерным процессом в условиях формирующихся рыночных отношений.

Установленная мощность большинства электростанций районных энергосистем, входящих в ЕЭС, превышает 1 млн. кВт, а у отдельных электростанций превышает 10 млн. кВт. Суммарная установленная мощность электростанций региональных энергосистем составляет единицы-десятки млн. кВт, а  суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России составляет порядка 150 млн. кВт. При этом суммарная выработка электроэнергии в 2003 г. превысила 800 млрд. кВт∙часов.

ЕЭС России представляет собой развивающийся комплекс электростанций и сетей, объединенных общим технологическим циклом с единым оперативно-диспетчерским управлением.

Характерные особенности ЕЭС РФ:

- жесткое взаимодействие в едином производственном процессе большого количества энергетических объектов, размещенных на очень большой территории, при непрерывном процессе производства, распределения и потребления электроэнергии;

- существенная неравномерность суточных, сезонных, территориальных графиков электрических и тепловых нагрузок.

Для обеспечения устойчивости, надежности (живучести) работы ЕЭС РФ применяют следующие меры:

- создание резерва мощности и энергоресурсов;

- обеспечение функционирования электростанций в пиковых режимах, т. е. создание дополнительных генерирующий мощностей для покрытия переменной части графика нагрузки электроэнергии;

- увеличение пропускной способности основной (системообразующей) электрической сети напряжением 330-500-750 кВ переменного тока;

- развитие средств релейной защиты, автоматики и телемеханики (РЗА и Т).

Создание ЕЭС позволило обеспечить ряд важных преимуществ:

- снижение требуемой установленной морщности электростанций за счет разновременности наступления максимумов нагрузки в отдельных энергосистемах; при этом общие резервы оперативной мощности снижаются, а суточный график электрической нагрузки заметно выравнивается;

- обеспечение строгого соответствия генерации и потребления электроэнергии в каждый момент времени (баланс мощности);

- оптимизация загрузки совместно работающих электростанций, и, как следствие, снижение удельного расхода топлива на отпущенную потребителю электроэнергию;

- повышение надежности электроснабжения за счет многостороннего электроснабжения регионов;

- эффективное использование водных ресурсов при работе ГЭС в многоводье и компенсация, тем самым, недовыработки электроэнергии в маловодье, а также возможность регулирования стока рек в интересах регионов;

- облегчение условий проведения ремонтов.

1.1. Электрические станции

В зависимости от источника энергии (сырья) различают тепловые электрические станции (ТЭС), гидравлические электростанции (ГЭС), гидравлические аккумулирующие электростанции (ГАЭС), атомные электростанции (АЭС), а также геотермальные, ветровые, солнечные и приливные электрические станции.

ТЭС являются основой электроэнергетики. Электрическая и тепловая энергия на них вырабатывается в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. По типу энергетического оборудования, установленного на ТЭС (типу первичного двигателя), их подразделяют на паротурбинные, газотурбинные и дизельные. Находят применение также комбинированные схемы с паротурбинными и газотурбинными установками, называемые парогазовыми установками. Газотурбинные и парогазовые ТЭС имеют ограниченное применение, хотя и обладают весьма ценным свойством – высокой маневренностью. Дизельные электростанции применяют, как правило, только в качестве автономных электростанций,  резервных и аварийных источников энергии.

Паротурбинные ТЭС являются основными электростанциями большинства энергосистем и подразделяются на конденсационные электростанции (КЭС) и теплофикационные электроцентрали (ТЭЦ).

КЭС предназначены только для производства электроэнергии и имеют турбины чисто конденсационного типа. Для крупных КЭС исторически широко используется термин ГРЭС – Государственная районная электростанция.

ТЭЦ  предназначены для комбинированного производства электроэнергии и тепла в виде горячей воды или пара, получаемого из отборов турбин. КПД ТЭС может достигать 70-75%  по сравнению с КПД КЭС, достигающем только 40%.

Электрическая энергия измеряется в киловатт-часах (кВтч), мощность установок — в кВт, а основными параметрами электрической энергии являются напряжения и ток. Напряжение измеряется в вольтах (киловольтах), ток — в амперах (килоамперах).

Тепловая энергия измеряется в килокалориях (гигакалориях), а ее основные параметры — температура (T, °C) и давление (Р, МПа).

На современных КЭС работают энергоблоки “котел-турбина-генератор-трансформатор”. Мощности энергоблоков КЭС: 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт. На ряде КЭС сохранились в работе малоэкономичные турбогенераторы 25, 50, 100 МВт. КЭС на высококачественном топливе (см. гл. 2) с большой теплотворной способностью (газ, мазут, лучшие марки угля) располагают, по возможности, вблизи центров потребления электроэнергии. КЭС на низкокачественном топливе (торфе, бурых углях) выгоднее располагать вблизи источника топлива.

Мощность и состав агрегатов ТЭЦ определяются параметрами тепловых нагрузок. Наиболее крупные агрегаты имеют мощность 100, 135, 175, 250 МВт и выполнены по блочной схеме. Мощности ТЭЦ, как правило, не превышают 500 МВт, однако для теплоснабжения крупных городов могут быть большими и достигать 1250 МВт (ТЭЦ-22 Мосэнерго). В связи с нецелесообразностью дальней передачи тепла (свыше 50 км) ТЭЦ располагают в непосредственной близости от городов и крупных предприятий.

ГЭС предназначены для выработки только электроэнергии и, как дорогостоящие электростанции, сооружаются обычно в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи судоходства, водоснабжения, ирригации и др. Наиболее крупные ГЭС РФ построены в сибири: Красноярская (6 млн. кВт с агрегатами 500 МВт), Саянская (6,4 млн. кВт с агрегатами 640 МВт). В европейской части РФ наиболее мощными являются Волгоградская ГЭС (2,5 млн. кВт) и Самарская ГЭС (2,3 млн. кВт).

Для повышения маневренности энергосистем строятся крупные гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), участвующих в выравнивании суточного графика нагрузки ТЭС и АЭС двойной мощностью (покрытие пика нагрузки при разряде и заполнение ночного провала в графике нагрузки за счет заряда). Первая из этой серии в РФ – Загорская ГАЭС мощностью 1,2 млн. кВт с агрегатами мощностью 200 МВт.

На АЭС применяются энергетические реакторы на тепловых (медленных) нейтронах. В блоке с агрегатами 440 МВт устанавливаются по 2 турбоагрегата мощностью 220 МВт, с реакторами по 1000 МВт - по 2 турбоагрегата мощностью 500 МВт. В связи с малыми объемами расхода топлива теоретически АЭС целесообразно размещать вблизи центров потребления электроэнергии, однако вследствие специфики производства электроэнергии, потребности в больших объемах технического водоснабжения, АЭС располагают на значительном удалении от узлов энергопотребления.

1.2. Электрические и тепловые сети

 

Потоки электрической энергии, передаваемые на разных ступенях электрической системы от электростанций к потребителям, весьма различны и характеризуются различными уровнями напряжения и передаваемого тока. Оптимальные напряжения для передачи и распределения электроэнергии могут быть определены индивидуально для каждого потребителя или группы потребителей. При этом номинальные напряжения питания потребителей и соответствующие им номинальные генераторные напряжения или напряжения обмоток трансформаторов являются строго регламентированными.

Напряжение 3 кВ (3,15 кВ) для электрических сетей и электроприемников применяется крайне редко, например, для собственых нужд электростанций при напряжении генератора 10,5 кВ.

Напряжения 6 (6,3 кВ) и 10 кВ (10,5 кВ) наиболее распростраены в распределительных сетях городов, помышленных предприятий и сельских районов. Преимущественное применение имеет напряжение 10 кВ в силу меньших потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Напряжение 35 кВ широко применяется для распределительных сетей (главным образом для создания центров питания сетей напря

220 кВ для питания предприятий местного района и 330-500-750 кВ для передачи мощности в основную системообразующую сеть.

Наиболее прогрессивными системами внешнего электроснабжения  предприятий являются системы глубоких вводов (110-220 кВ) и мощных токопроводов (6-35 кВ).

При системах глубоких вводов источники высшего напряжения максимально приближают к потребителям, а прием энергии распределяют по нескольким пунктам. Глубокие вводы выполняются в виде кабельных или воздушных линий к подстанциям 110-220 кВ, расположенным в центрах электронагрузок соответствующих групп потребителей; в виде воздушных магистральных линий от энергосистемы или от узловой подстанции промышленного узла с ответвлениями к подстанциям 110-220/6-10 кВ, расположенным также в центрах нагрузок предприятий. Число укрупненных подстанций глубоких вводов (ПГВ) 110-220 кВ выбирают от 2 до 10 и более в зависимости от плотности размещения и концентрации электрических нагрузок.

 Магистральные глубокие вводы экономически целесообразны при нормальной или малозагрязненной окружающей среде и при возможности размещения воздушных линий и подстанций 110-220 кВ на территории предприятия возле соответствующих основных групп электроприемников.

Радиальные глубокие вводы (кабельные или воздушные) преимущественно применяют при сильно загрязненной окружающей среде, при соответствующем расположением подстанций и в случае стесненной территории. Преимуществом радиальных схем является их простота и минимальное количество аппаратов на подстанциях, что повышает надежность последних.

Возможность прохождения линий глубоких вводов (35-220кВ) предусматривается заранее при проектировании предприятия с учетом характера застройки площадки и прохождения других коммуникаций. Большинство промышленных предприятий имеет потребителей 1-й и 2-й категории надежности, поэтому их электроснабжение осуществляется по двум линиям электропередачи. Наиболее целесообразны две схемы: 1) линии питания закреплены на отдельных опорах или идут по разным трассам; 2) каждая подстанция питается от двух цепей линии, подвешенных на разных опорах.

На предприятиях с потреблением мощности до 5 МВт часто применяют питающие и распределительные сети напряжением 6 или 10 кВ. Распределение всей энергии производится от центрального распределительного пункта (ЦРП), от которого питаются цеховые трансформаторные подстанции.

Электроэнергия на пути от источника питания до электроприемника на современных промышленных предприятиях трансформируется один или несколько раз: по напряжению и току, а потоки ее, по мере приближения к потребителям, дробятся на более мелкие и разветвленные каналы.

Преобразование энергии по напряжению производится на трансформаторных подстанциях, которые (в зависимости от места расположения в схеме электроснабжения) называются главными понижающими подстанциями (ГПП) и цеховыми трансформаторными подстанциями (ЦТП или просто ТП).

Коммутационные устройства, в которые разделяют потоки энергии без их трансформации по напряжению или другим электрическим параметрам, называются распределительными пунктами (РП). Последними могут являться как сети высокого напряжения (6-10кВ), так и сети низкого напряжения (660/380/220 В).

Для внутризаводского питания промышленных предприятий электроэнергией применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы. Радиальные схемы получили наибольшее распространение. Магистральные схемы применяются реже, в основном в тех случаях, когда электроприемники имеют большую мощность и расположены вблизи трасс, удобных для прокладки магистралей. Чаще их применяют в сочетании с радиальными.

На выбор схемы внутризаводского питания оказывают влияние взаимное расположение потребителей, требование к бесперебойности питания, число, мощность, напряжения и расположение источников питания, величина токов короткого замыкания, технико-экономические характеристики электротехнического оборудования и др. Напряжение сети, число, мощность и расположение распределительных и трансформаторных подстанций выбирают на основе технико-экономических расчетов.

Внутризаводские питающие сети напряжением 6-10кВ от ГПП (или ТЭЦ) до РП 6-10 кВ выполняют радиальными кабельными линиями или мощными магистральными токопроводами различных конструкций. Внутриплощадочные РП 6-10кВ в соответствии с СН 177-175 конструируют двухсекционными с одной системой сборных шин. К РП подключается распределительная кабельная сеть 6-10 кВ от цеховых ТП 6-10/0,4-0,66 кВ и высоковольтных электродвигателей.

Цеховые ТП 6-10/0,4-0,66 кВ в соответствии с СН 177-175 делают двух- и одно-трансформаторными в зависимости от категории надежности электроснабжения потребителей, концентрации низковольтных нагрузок и других условий. Число трансформаторов, присоединенных к одной магистральной линии, принимают равным 2-3 при мощности трансформаторов 1600-1000 кВ*А и 3-4 при мощности 630-250 кВ∙А.

Главная задача эксплуатации электрохозяйства машиностроительных предприятий - обеспечение такого обслуживания электрических сетей и электрооборудования, при котором отсутствуют производственные простои из-за неисправности электроустановок, поддерживается надлежащее качество электроэнергии и сохраняются паспортные параметры оборудования в течении максимального времени при минимальном расходе электрической энергии и материалов.

Правила устройств электроустановок (ПУЭ) [1] регламентируют режимы соединения нейтралей трансформаторов и синхронных генераторов.       

Трехфазные сети напряжением 220 кВ и выше выполняют с глухозаземленной нейтралью. Сети напряжением 110 кВ выполняют с глухозаземленной или с эффективно заземленной нейтралью. Сети напряжением 6-35 кВ, имеющие низкие токи замыкания на землю, выполняют с изолированной нейтралью. Сети низкого напряжения (до 1 кВ) выполняют как с глухозаземленной, так и с изолированной нейтралью.

Тепловые сети (теплопроводы) – это инженерные сооружения для транспортирования теплоносителя (горячей воды, пара, газов) от источника тепла (теплогенератора) к потребителям при централизованной системе теплоснабжения.

Теплогенераторами (источниками тепла) являются котельные установки, устройства для утилизации тепловых отходов промышленности и ТЭЦ. Теплоносителем обычно является горячая вода с температурой 95º-200ºС или пар при давлении до 12-16 атм. Чем выше параметры теплоносителя, тем больше затраты на его производство, однако, тем ниже затраты на тепловые сети и на передачу по ним теплоносителя. Дальность передачи тепла в современных системах - от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Тепловые сети составляются из труб с арматурой, строительных, опорных конструкций и т. п. Существенным элементом тепловых сетей является теплоизоляция.

Значительную величину составляют потери теплоты у потребителей из-за несовершенства местных систем распределения и управления, наличия технологически обусловленных режимов “перетопа”. Большая протяженность тепловых сетей, значительный износ оборудования и низкий уровень эксплуатации приводят к снижению надежности функционирования как центральных источников тепла, так и распределительных сетей, что обуславливает высокий уровень аварийности в централизованных системах и чрезвычайно низкие эксплуатационные показатели.

В настоящее время теплоснабжение около 80 % городского фонда России осуществляется от централизованных источников, и общая протяженность магистральных участков тепловых сетей диаметром 600—1400 мм составляет 13 000 км, а протяженность распределительных и внутриквартальных участков трубопроводов диаметром 50—500 мм достигает 125 000 км (в пересчете на двухтрубную систему).

Эксплуатация тепловых сетей сопровождается тепловыми потерями от внешнего охлаждения в размере 12—20 % тепловой мощности (нормируемое значение 5 %) и с утечками теплоносителя от 5 до 20 % расхода в сети (при нормируемом значении потерь с утечками до 0,5 % от объема теплоносителя в системе теплоснабжения, с учетом объема местных систем). Эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6—10 %, а затраты на химводоподготовку 15—25 % от стоимости отпускаемой тепловой энергии. Значительное превышение нормативных потерь связано с высокой степенью износа оборудования централизованных систем теплоснабжения и особенно тепловых сетей — до 70 % и более. Поэтому именно тепловые сети являются самым ненадежным элементом системы централизованного теплоснабжения, на который приходится более 85 % отказов по системе в целом.

Трубопроводы тепловых сетей прокладываются в подземных проходных и непроходных каналах — 84 %, бесканальная подземная прокладка — 6 % и надземная (на эстакадах) — 10 %. В среднем по стране свыше 12 % тепловых сетей периодически или постоянно затапливаются грунтовыми или поверхностными водами, в отдельных городах эта цифра может достигать 70 % теплотрасс. Неудовлетворительное состояние тепловой и гидравлической изоляции трубопроводов, износ и низкое качество монтажа и эксплуатации оборудования тепловых сетей отражается статистическими дан

ннее позиции децентрализованного теплоснабжения, к которому следует отнести как поквартирные системы отопления и горячего водоснабжения, так и домовые, включая многоэтажные здания с крышной или пристроенной автономной котельной.

1.3. Потребители электроэнергии

Структура потребления электроэнергии основными отраслями в % от выработанной электроэнергии показано в таблице 1.1.

         Таблица 1.1

Показатели

Электроэнергия, %

Выработано электроэнергии

электростанциями

100

Израсходовано для собственных нужд электростанций

6,1

Израсходовано при передачи и распределении по электрической сети общего пользования

8,5

Всего полезно отпущенной электроэнергии

85,4

Экспорт в другие страны

5

Итого отпущено потребителям в стране:

в том числе:

- промышленности

- строительству

- транспорту

- сельскому хозяйству

- жилищно-коммунальному хозяйству

- прочим потребителям

80,4

54,8

3,1

4,9

6,0

8,2

3,4

Главным потребителем электроэнергии является промышленность. Наиболее энергоемкими отраслями промышленности являются черная и цветная металлургия, химическая промышленность и машиностроение. В этих отраслях промышленности львиную долю (до 70%) потребляют электродвигатели. Непосредственно в электротехнологических установках (электропечах, электролизерах и др.) потребляется 25-35%, в цветной металлургии – до 70%. На освещение расходуется 5-10% электроэнергии.

1.4. Балансы энергии и мощности

В силу одновременности процессов производства и потребления электроэнергии в энергосистемах для каждого момента времени должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами).

В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток (диспетчерский график нагрузки) и на каждый месяц.

При проектировании энергосистем баланс мощности составляется для определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена потоками мощности с другими энергосистемами.

Форма баланса мощности, используемая при проектировании энергосистем, приведена в табл. 1.2.

Составление балансов производится для периода прохождения зимнего годового максимума нагрузки энергосистемы. При наличии в энергосистеме крупных сезонных потребителей либо электростанций с существенным сезонным изменением располагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится проверка баланса для весенне-летнего периода.

Расходная часть баланса мощности энергосистем (потребность) складывается из:

- годового максимума нагрузки самой энергосистемы (включая постоянно присоединенную нагрузку смежных районов соседних энергосистем и за вычетом нагрузки, постоянно присоединенной к смежным районам других энергосистем);

Таблица  1.2

№ п/п

Наименование

1

2

3

4

Потребность

Совмещенный максимум нагрузки энергосистемы

Передача мощности в другие системы

Необходимый резерв

Итого потребная мощность электростанций (1+2+3)

5

6

7

8

9

10

Покрытие

Установленная мощность электростанций

Неиспользуемая мощность (ограничения в использовании)

Располагаемая мощность, в том числе ГЭС, КЭС, ТЭЦ (5 - 6)

Получение мощности из других систем

Итого покрытие (7+8)

Избыток ( + ) или дефицит (-) мощности (9 - 4)

- планируемого балансового потока мощности в другие энергосистемы (включая экспорт);

- расчетного резерва мощности.

Приходная часть баланса мощности формируется на основании технико-экономических расчетов по выбору структуры генерирующих мощностей, т. е. расчетов по обоснованию состава, местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности, количества агрегатов), вида используемого топлива и очередности строительства электростанций на рассматриваемую перспективу. Определение оптимального развития генерирующих мощностей производится в два этапа.

На первом этапе для ЕЭС в целом и каждой ОЭС в увязке с оптимизацией топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны определяется наивыгоднейшая структура генерирующих мощностей, т. е. рациональные размеры суммарных мощностей групп электростанций, отличающихся
видом энергоресурса и типом основного оборудования. В связи с неоднозначностью исходной информации результаты определения структуры генерирующих мощностей находятся в виде зоны оптимальных решений. Указанный этап работы выполняется централизованно для страны в целом.

В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС в целом и каждой ОЭС определяются оптимальные диапазоны суммарных мощностей АЭС, КЭС и ТЭЦ на разных видах органического топлива, общая мощность ГЭС и специализированных пиковых установок, а также оптимальные размеры перетоков
мощности и энергии между ОЭС.

На втором этапе для каждой ОЭС в пределах определившегося диапазона суммарной мощности электростанций каждого типа обосновываются наивыгоднейший состав, размещение, основные параметры и последовательность развития отдельных объектов. При формировании вариантов
развития электростанций в ОЭС используются результаты проектных проработок специализированных организаций по выявлению возможных пунктов сооружения КЭС и АЭС на территориях соответствующих ОЭС, по схемам энергетического использования водных ресурсов, по схемам развитая теплофикации, по характеристикам возможного к использованию нового оборудования.

Задача определения развития генерирующих мощностей энергосистем на всех этапах решается в увязке с анализом перспективных режимов работы электростанций в суточном, недельном и годовом циклах.

Баланс мощности считается удовлетворительным, если отклонение приходной части баланса от расходной не превышает половины мощности наиболее крупного из вводимых агрегатов. Дефициты или избытки мощности в указанных пределах рассматриваются как случайные отклонения, лежащие в пределах точности прогноза.

Необходимая установленная мощность электростанций энергосистемы на перспективу определяется с учетом намечаемого ввода мощности, а также технико-экономически обоснованного демонтажа физически и морально изношенного оборудования.

Располагаемая мощность электростанций энергосистемы, учитываемая в балансе мощности на период годового максимума нагрузок, принимается равной сумме их установленных мощностей за вычетом имеющихся ограничений.

При проектировании развития энергосистем в составе ограничений учитываются:

- снижение мощности из-за неполного освоения к моменту прохождения максимума расчетного года головных образцов нового оборудования;

- снижение мощности из-за временного несоответствия между отдельными элементами технологической схемы электростанций (для них в эксплуатации используется термин “разрывы мощности”), ограничений по выдаче мощности, снижения напора ГЭС против расчетного или ограничения режима ГЭС  вследствие удовлетворения требований неэнергетических потребителей и т. п.

Сумма ограничений при составлении перспективных балансов мощности принимается на основании анализа существующих в эксплуатации ограничений с учетом мероприятий, намечаемых по их устранению. В крупных объединениях при отсутствии более точной информации ограничения принимаются в среднем равными 6—8% установленной мощности электростанций.

Баланс электроэнергии энергосистем составляется:

- для проверки возможности выработки требуемого количества электроэнергии в течение года электростанциями, учтенными в балансе мощности;

- для определения потребности энергосистемы в топливе;

- для определения потоков энергии между энергосистемами.

Расходная часть баланса энергии складывается из электропотребления данной энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в сетях), расхода энергии на заряд ГАЭС и планируемой передачи электроэнергии в другие энергосистемы.

Приходная часть баланса энергии включает в себя выработку электроэнергии всеми электростанциями системы и планируемое получение энергии из других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднему значению за несколько лет.

Для энергосистем с большим удельным весом ГЭС (30% и более) производится проверка баланса также и для условий гарантированной в условиях маловодного года 95%-ной обеспеченности выработки электроэнергии гидроэлектростанциями.

Распределение годовой выработки электроэнергии между тепловыми электростанциями производится исходя из их экономичности, обеспеченности ресурсами, стоимости различных видов топлива.

Для приближенных расчетов выработка отдельными типами электростанций может оцениваться по годовым числам часов использования их установленной мощности.

Баланс энергии считается удовлетворительным, если число часов использования среднегодовой располагаемой мощности тепловых электростанций в среднем не превышает 6500.


1.5. Федеральный оптовый рынок электрической

энергии и мощности

1.5.1. Основные понятия и определения

1. Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) - сфера купли-продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России.

2. Субъекты Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии и мощности - юридические лица, осуществляющие куплю - продажу электрической энергии (мощности) и (или) предоставляющие услуги на ФОРЭМ.

3. ФЭК России – Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации осуществляет государственное регулирование в электроэнергетической отрасли.

4. Производитель энергии (энергоисточник) - коммерческая организация, независимо от организационно-правовой формы, существляющая производство и отпуск электрической энергии (мощности) и (или) тепловой энергии (мощности) в сети для дальнейшей переработки, транспортировки, распределения и продажи потребителям.

5. АО-энерго – энергоснабжающая организация – территориальная энергетическая система, субъект ФОРЭМ, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической и (или) тепловой энергии.

6. СО ЦДУ – Системный оператор Центральное диспетчерское управление, оказывающий услуги всем субъектам оптового рынка электроэнергии по управлению режимами работы Единой энергетической системы России.

7. Потребительский (розничный) рынок электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) - сфера купли-продажи электрической энергии (мощности) и (или) тепловой энергии (мощности), осуществляемой между энергоснабжающими организациями и потребителями.

8. Баланс электроэнергии (мощности) – система показателей, характеризующая объемы производства и потребления электрической энергии, предоставления и использования электрической мощности, удовлетворяющая технологическим условиям ЕЭС России.

9. Тарифы на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность) - система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность).

10. Поставщик (субъект) ФОРЭМ - тепловые и гидравлические электростанции РАО "ЕЭС России" (ТЭС, ГЭС), атомные электростанции и другие независимые производители электрической энергии, осуществляющие отпуск электроэнергии на ФОРЭМ, а также избыточные в разрезе года АО-энерго, поставляющие на ФОРЭМ сальдо-переток электроэнергии и мощности.

11. Покупатель (субъект) ФОРЭМ - энергоснабжающие организации, а также крупные потребители, признанные субъектами ФОРЭМ в установленном порядке, получающие от Поставщиков через ФОРЭМ электроэнергию и мощность по утвержденному ФЭК тарифу и оплачивающие их стоимость непосредственно Поставщику (ам) электроэнергии, мощности и особых услуг- субъекту ФОРЭМ.

12. Крупные потребители – конечные потребители электрической энергии, приобретающие электроэнергию непосредственно с ФОРЭМ, минуя энергоснабжающую организацию в силу высоких объемов потребления электрической энергии.

13. Двухставочный тариф - система ценовых ставок, обеспечивающая раздельную оплату мощности и энергии.

14. Тарифная ставка за мощность - ценовая ставка, по которой оплачивается 1 кВт установленной, рабочей или договорной (заявленной) мощности, поставляемой на рынок или отпускаемой с рынка.

15. Тарифная ставка за энергию - ценовая ставка, по которой оплачивается 1 кВтч поставляемой на рынок или отпускаемой с рынка электрической энергии.

16. Установленная мощность электростанции - мощность, определенная по паспортным данным основных агрегатов станции, работающих на внешнюю сеть.

17. Рабочая мощность - определенная по нормативам и согласованная с диспетчером мощность электростанции, готовая к несению нагрузки.

18. Договорная мощность поставщика - мощность, оплачиваемая оптовым рынком или потребителем по утвержденным тарифам в соответствии с договором при соблюдении условий поставки, предусмотренных договором .

19. Договорная (заявленная) мощность потребителя оптового рынка (АО-энерго, потребителя - субъекта ФОРЭМ) - мощность сальдо-перетока и резерва, отпускаемая с оптового рынка и оплачиваемая потребителем в соответствии с условиями, зафиксированными в договоре между потребителем и оптовым рынком.

20. Плановая поставка электроэнергии на оптовый рынок - объем поставки, определенный в утвержденном балансе электроэнергии.

21. Плановый отпуск электроэнергии с оптового рынка - объем отпуска электроэнергии, зафиксированный в договоре с потребителем с помесячной разбивкой.

22. Схема платежей - документ, определяющий прикрепление определенных дефицитных субъектов – покупателей ФОРЭМ в качестве плательщиков ФОРЭМ к конкретным избыточным субъектам ФОРЭМ – поставщикам.

23. График платежей – график, в соответствии с которым производятся расчеты на ФОРЭМ. График основан на делении календарного месяца на диспетчерские недели. График платежей утверждается один раз в шесть месяцев Заместителем Председателя Правления РАО “ЕЭС России”.

24. Расчетная деятельность – деятельность ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” по обеспечению взаимных расчетов между субъектами ФОРЭМ, основанная на формировании и исполнении плановых и фактических схем платежей.

25. АТС – Администратор торговой системы - Некоммерческое партнерство “Администратор торговой системы оптового рынка электрической энергии Единой энергетической системы” НП “АТС”.

26. ОРЭ - Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности), определенный статьей 1 Федерального закона “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации”.

27. Переходный период – Период времени до вступления в силу в полном объеме Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ “Об электроэнергетике”.

28. Правила оптового рынка электрической энергии (Мощности) переходного периода - Правила переходного периода утвержденные Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643 “О правилах переходного периода электрической энергии и(мощности) переходного периода”.

29. СО – Системный оператор – Открытое акционерное общество “Системный оператор” – ЦДУ ЕЭС России (ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС”), выполняющий функцию системного оператора Единой энергетической системы России.

30. Участник регулируемого сектора – участник, получивший право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии и мощности в регулируемом секторе.

31. Участник сектора свободной торговли – участник, получивший право участвовать в отношениях, связанных с обращением электрической энергии и мощности в секторе свободной торговли, в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

32. ФСК – Федеральная сетевая компания – открытое акционерное общество (ОАО “ФСК ЕЭС”), являющееся организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью.

33. Стоимость начисленной товарной продукции – стоимость электроэнергии (мощности) Поставщика, начисленная исходя из тарифов, утвержденных ФЭК РФ и показателей баланса производства и поставок электроэнергии (мощности).

34. Стоимость распределенной товарной продукции – стоимость товарной продукции Поставщика, распределенной по покупателям электроэнергии.

1.5.2. Общая характеристика ФОРЭМ

Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии и мощности (ФОРЭМ) - сфера услуг и купли-продажи электрической энергии и мощности, осуществляемой его субъектами в пределах ЕЭС России.

ФОРЭМ – это сфера обращения особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, получивших статус субъектов оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.

ФОРЭМ представляет собой систему договорных отношений множества его участников (субъектов), связанных между собой единством технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в ЕЭС России.

Участниками ФОРЭМ являются организации независимо от организационно-правовой формы, получившие в установленном порядке право участвовать в процессе купли-продажи электрической энергии (мощности) на ФОРЭМ - поставщики электрической энергии и мощности (генерирующие компании) и покупатели электрической энергии и мощности (энергосбытовые организации, крупные потребители электроэнергии, гарантирующие поставщики).

Субъектами ФОРЭМ являются организации, осуществляющие куплю-продажу электроэнергии (мощности) и (или) предоставляющие услуги на ФОРЭМ.

К субъектам ФОРЭМ относятся:

  1.  Поставщики электрической энергии (мощности) ФОРЭМ, включая электростанции федерального уровня или генерирующие компании (группы электростанций), акционерные общества энергетики и электрификации - АО-энерго, концерн “Росэнергоатом” и другие производители электроэнергии (мощности) ФОРЭМ;
  2.  Покупатели электрической энергии (мощности) ФОРЭМ, включая АО-энерго, прямых покупателей - юридических лиц, имеющих право покупки электроэнергии с ФОРЭМ (оптовые покупатели-перепродавцы и конечные потребители).

Постановлением ФЭК РФ от 8 декабря 2000 г. № 72/5 для энергоемких организаций - потребителей электрической энергии (мощности) установлены следующие предельные минимальные технические ограничения для вывода их на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности):

- присоединенная мощность - 20 МВА;

- используемая мощность - 16 МВт (в месяц);

- годовое потребление электрической энергии - 100 млн. кВтч.

К субъектам, предоставляющим услуги на ФОРЭМ, относятся:

  1.  системный оператор ФОРЭМ – ОАО “СО - ЦДУ ЕЭС России”, выполняющее свои функции совместно с ОДУ;
  2.  оператор торговой системы ФОРЭМ – ЗАО “ЦДР ФОРЭМ”;
  3.  концерн Росэнергоатом.

Перечень субъектов ФОРЭМ ежегодно устанавливается Правительством Российской Федерации по предложению Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации.

За организацию купли-продажи электроэнергии на оптовом рынке (торговой системы оптового рынка) отвечает специально созданное юридическое лицо – Некоммерческое партнерство “Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности”.

В течение переходного периода в рамках ценовой зоны переходного периода, определенной Правительством Российской Федерации, оптовая торговля электроэнергией (мощностью) на оптовом рынке осуществляется в двух секторах: секторе свободной торговли и регулируемом секторе (в рамках последнего также осуществляется купля-продажа отклонений между фактическим и запланированным производством (потреблением) электроэнергии).

Участниками сектора свободной торговли являются организации, соответствующие требованиям, предъявляемым к ним правилами оптового рынка переходного периода, заключившие договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и включенные после этого в Реестр субъектов оптового рынка. Получив статус субъекта оптового рынка – участника сектора свободной торговли, поставщик или покупатель электроэнергии (мощности) может стать участником регулируемого сектора на основании решения ФЭК России о включении его в Перечень коммерческих организаций – субъектов ФОРЭМ.

Тарифы на электрическую энергию (мощность), продаваемую и покупаемую на оптовом рынке устанавливаются Федеральной энергетической комиссией (ФЭК), которая осуществляет государственное регулирование в электроэнергетической отрасли.

Субъекты ФОРЭМ обеспечивают соблюдение технологических требований по надежному функционированию единой энергосистемы:

  1.  Поддержание установленных нормативов качества электроэнергии (по частоте и напряжению) в нормальном режиме работы;
  2.  Сохранение устойчивости параллельной работы (для высших уровней ФОРЭМ) и надежности электроснабжения потребителей в утяжеленных режимах, устранение аварийных нарушений, восстановление нормального режима;
  3.  Быстрая ликвидация аварийного режима, предотвращение каскадного развития аварийных нарушений.

Схема управления ФОРЭМ

С 1 ноября 2003 года значительно изменились условия функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) в связи с выходом постановления Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643, которым были утверждены “Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода”. Постановлением была определена ценовая зона оптового рынка электрической энергии (мощности) (“Европейская ценовая зона”), в которой субъектам электроэнергетики предоставлено право покупки/продажи электроэнергии по свободным ценам (при сохранении возможности покупки/продажи по регулируемым ценам). Субъекты регионов “Востока” и “Сибири”, не входящие в эту ценовую зону, покупали/продавали электроэнергию только по регулируемым ценам.

Поэтому, начиная с 01.11.2003, ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” осуществляло расчеты на оптовом рынке с учетом функционирования трех его секторов:

  1.  сектора свободной торговли (ССТ);
  2.  регулируемого сектора (РС);
  3.  сектора отклонений (СО).

Направления финансовых потоков между субъектами ФОРЭМ осуществляются на основании плановой и фактической схем платежей за расчетный период (месяц).

Схема участников ФОРЭМ, заключивших договоры на поставку/покупку электроэнергии (мощности) и оказание услуг по состоянию на 01.01.03 г. приведена ниже.

Список организаций, по которым принято Постановление ФЭК России о выводе их на ФОРЭМ по состоянию на 01.01.04г., составляет 223 наименования. Если сравнить этот список со списком 2002года, то становится очевидна тенденция развития ФОРЭМ - список увеличился на 142 пункта. В него, в частности, вошли еще несколько организаций Пермской области, таких как: ОАО «Воткинская ГЭС», ОАО «Пермская ГРЭС», ОАО «Чусовской металлургический завод» и другие.

- поставка/покупка электроэнергии (мощности);

         - оказание услуг на ФОРЭМ

СХЕМА

субъектов ФОРЭМ, заключивших договоры на поставку/покупку электроэнергии (мощности) и оказание услуг:

1.5.3. Нормативное регулирование ФОРЭМ

1. Федеральный закон от 14.04.1995 г. № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»;

2. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

3. Федеральный закон от 26.03.2003 № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»;

4. Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 года № 793 «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)»;

5. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 года № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации»;

6. Постановление Правительства РФ от 2 апреля 2002 года № 226 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии»;

7. Постановление правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 «О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»;

8. Постановление ФЭК России от 02.10.2002 г. № 66-Э/4 «Об утверждении методики применения тарифов на электрическую энергию при оперативной дооптимизации режимов работы ЕЭС России»;

9. «Временные правила работы федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности)», утвержденные ФЭК России 01.07.1996 г.;

10. Постановление ФЭК России от 25.05.2000 г. № 28/5 «О согласовании временного порядка проведения торгов по продаже сверхплановой электрической энергии, вырабатываемой поставщиками – субъектами ФОРЭМ»;

11. Постановление ФЭК России от 07.09.2000 г. № 47/1 «Об утверждении Порядка вывода на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций – потребителей»

12. Временные методические указания по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии и мощности (ФОРЭМ)», утвержденные Протоколом заседания Правления ФЭК России от 6 мая 1997 г. № 76;

13. Постановления ФЭК России, устанавливающие тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую/отпускаемую на Федеральный (обще-российский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) (в т.ч., постановления ФЭК России от 25.12.2002 № 98-Э/2 и № 98-э/3 – тарифы на 2003 г.; от 29.10.2003 № 89-э/1 и № 89-э/3 – тарифы на 2004 г.);

14. Постановление ФЭК России от 03 апреля 1998 г. № 15/2 «Об утверждении «Временного положения об основах формирования плановых балансов производства и поставок электрической (тепловой) энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России по субъектам оптового рынка»

15. Постановление ФЭК России от 21.01.2000 г. № 4/6 «Об утверждении Инструкции о порядке расчета стоимостного баланса федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ) при установлении тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую с ФОРЭМ;

16. Постановление ФЭК России от 12.02.1999 № 5/1 «Об утверждении Положения о расчете размера абонентной платы РАО «ЕЭС России» за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России»; постановления ФЭК России об утверждении абонентной платы за услуги РАО «ЕЭС России» (в т.ч. от 25.12.2002 № 98-Э/4, от 25.06.2003 № 49-Э/3 , от 18.10.2003 № 84-Э/1 – с 01.01.2004)

17. Постановление ФЭК России от 12.05.2000 г. № 25/2 «О включении ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» в перечень коммерческих организаций – субъектов ФОРЭМ, тарифы на электроэнергию (размер платы за услуги) для которых устанавливаются ФЭК России»;

18. Постановление ФЭК России от 11.04.2001 г. № 22/9 «Об утверждении размера платы ЗАО «ЦДР ФОРЭМ» за оказание услуг по обеспечению и развитию ФОРЭМ» - до ноября 2003 года.

19. Постановление ФЭК России от 18.10.2003 № 84-Э/1 «Об утверждении тарифа на услуги по организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), оказываемые ЗАО «Центр договоров и расчетов федерального (общероссийского) оптового рынка электроэнергии (мощности)»;

1.5.4. Сравнительные показатели работы оптового

и потребительского рынков электрической энергии (мощности)

за 1998-2002 гг.

По сравнению с 1998 г. отпуск электроэнергии в сети ЕЭС РФ в 2002 г. увеличился на 9 %, доля ФОРЭМ осталась практически на прежнем уровне (табл. 1.3).

           Таблица 1.3

1.5.5. Поставщики электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ

Сравнительные показатели поставок электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ в 1999-2002 г.г. и за 2003 год (табл. 1.4).

         Таблица 1.4

Динамика фактических среднеотпускных тарифов по группам поставщиков электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ в 2000-2003 гг. (табл. 1.5).

         Таблица 1.5

Тепловые электростанции

В 2003 г. тепловые электростанции поставили на ФОРЭМ 96 353 млн. кВтч на сумму 59 239 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 512,34 руб./МВтч (табл. 1.6).

         Таблица 1.6

Гидравлические электростанции

В 2002 году гидравлические электростанции поставили на ФОРЭМ 58 289 млн. кВт-ч на сумму 5 386 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 76,99руб./МВт-ч. В 2003 г. эта цифра составила уже 61 600 млн.кВтч на сумму 8 822 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 119,35 руб./МВтч без НДС. Фактические среднеотпускные тарифы по ГЭС в 2003:

Объемы и стоимости электроэнергии, поставленной на внутренний рынок ФОРЭМ в 2002 -2003гг. (табл. 1.7).

          Таблица 1.7

Поставщики

2002 год

2003 год

Сальдо-переток на внутр. рынке

Стоимость товарной продукции

Сальдо-переток на внутр. рынке

Стоимость товарной продукции

млн. кВтч

млн.руб. с НДС

млн. кВтч

млн.руб. с НДС

ГЭС, В т.ч.

55 493

5 040

57 815

8 311

Волжская ГЭС(г. Волжский)

11 705

854

11 290

1 585

Волжская ГЭС им. Ленина

9 512

1 141

9 349

1 701

Воткинская ГЭС

2 750

365

1 656

275

Зейская ГЭС

3 909

530

3 816

971

ОАО Зеленчукские ГЭС

173

35

189

142

Камская ГЭС

1 917

236

1 051

171

Каскад В.Вол. ГЭС

860

124

840

316

Нижегородская ГЭС

1 274

110

1 279

379

Саратовская ГЭС

5 792

704

5 775

967

Саяно-Шушенская ГЭС

17 208

774

21 773

1 530

ОАО Сулакэнерго

394

167

397

132

Атомные электростанции

В 2002 году АЭС и концерн «Росэнергоатом» поставили на ФОРЭМ 131 148 млн. кВт-ч на сумму 61 263 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 389,29 руб./МВтч, а в 2003 г. - 138 754 млн. кВтч на сумму 71 582 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 429,91 руб./МВтч.

Объемы и стоимости электроэнергии (мощности), поставленной на внутренний рынок (табл. 1.8).

         Таблица 1.8

Поставщики

2002 г.

2003 г.

Сальдо-переток на внутреннем рынке

Стоимость товарной продукции

Сальдо-переток на внутреннем рынке

Стоимость товарной продукции

млн. кВт-ч

млн.руб. с НДС

млн. кВт-ч

млн.руб. с НДС

АЭС

130 193

60 957

138 044

71 173

Избыточные АО-энерго

В 2002 году избыточные АО-энерго поставили на ФОРЭМ 18 000 млн кВт-ч на сумму 6375 млн. руб. по среднеотпускному тарифу 295,13 руб./МВт-ч. В 2003 г. эти цифры составили: 11 977 млн.кВтч на сумму 5 191 млн.руб. по среднеотпускному тарифу 361,16 руб./МВтч без НДС.

1.5.6. Покупатели электроэнергии (мощности) на ФОРЭМ

В 2002 г. покупателям ФОРЭМ было отпущено 289,963 млрд. кВт-ч на общую сумму 116,52 млрд. руб., (в 2001 году 287,996 млрд. кВт-ч на сумму 94,554 млрд. руб.), в том числе:

• покупателям РФ – 275,747 млрд. кВт-ч по среднепокупному тарифу 335,67 руб./МВт-ч на сумму –111,072 млрд. руб. (в 2001 году 272,371 млрд. кВт-ч на сумму 90,467 млрд. руб.);

• на экспорт – 14,216 млрд. кВт-ч на сумму 5,45 млрд. руб. (в 2001 году 15,625 млрд. кВт-ч на сумму 4,087 млрд. руб.) 

В 2003 г. показатели несколько изменились: покупателям было отпущено 303,5 млрд. кВт-ч на общую сумму 151,9 млрд.руб. с НДС, в том числе:

• покупателям РФ – 285,1 млрд. кВт-ч по среднепокупному тарифу 416,70 руб./МВт-ч (без НДС) на сумму – 142,6 млрд. руб. (с НДС);

• экспорт – 18,2 млрд. кВт-ч на сумму 9,3 млрд. руб. (с НДС).

При этом структура покупки на ФОРЭМ изменилась не значительно.

Динамика роста фактических среднепокупных тарифов для покупателей электроэнергии (мощности) ФОРЭМ РФ в разрезе ОЭС приведена в табл.1.9.

          Таблица 1.9

1.5.7. Организация поставок электроэнергии по схеме

“Энергопул”

В связи с необходимостью совершенствования существующих механизмов торговли на оптовом рынке электрической энергии (мощности), обусловленной объективными предпосылками перехода к конкурентному рынку электроэнергии, в ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” совместно с ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС России” с марта 2002 года была организована торговля электроэнергией по схеме “Энергопул”.

В 2003 году ЗАО “ЦДР ФОРЭМ” совместно с ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС России” была продолжена торговля электроэнергией по схеме “Энергопул”.

Схема “Энергопул” позволила в регулируемом секторе оптового рынка электрической энергии (мощности) отработать элементы конкурентной торговли путем применения гибких цен на электрическую энергию, уравновешивающих спрос и предложение. Кроме того, организация и проведение торговли электрической энергией по схеме “Энергопул” создала дополнительные возможности для улучшения финансового результата работы ФОРЭМ, внесла положительный вклад в обеспечение сбалансированности стоимости электрической энергии, поставляемой на ФОРЭМ и отпускаемой с него. В указанном пилотном проекте приняли участие поставщики (электростанции федерального уровня и избыточные АО-энерго) и покупатели (дефицитные АО-энерго) ФОРЭМ Европейской территории России, Сибири и Дальнего Востока.


2. Топливо и его характеристики

2.1. Классификация топлив

Топливо – это горючие вещества, выделяющие при сжигании значительное количество теплоты, которая используется непосредственно в технологических процессах или преобразуется в другие виды энергии. К ним относятся полезные ископаемые органического происхождения – уголь, горючие газы, горючие сланцы, нефть, торф, а также древесина и растительные отходы.

В ядерной энергетике применяется понятие ядерного топлива - вещества, ядра которого делятся под действием нейтронов, выделяя при этом энергию в основном в виде кинетической энергии осколков деления ядер и нейтронов.

Обычное химическое топливо, в отличие от ядерного, называют органическим, и оно является в настоящее время основным источником теплоты.

Для анализа тепловых характеристик топлив, определения состава газов и других расчетов необходимо знать химическую структуру каждого вида топлива. Органическая часть твердых и жидких топлив состоит из большого количества сложных химических соединений, в состав которых в основном входят пять химических элементов: углерод С, водород Н, кислород О, сера S и азот N. Кроме того, топливо содержит минеральные примеси А и влагу W, представляющие вместе внешний балласт топлива.

Химический состав твердых, жидких и  газообразных топлив определяют не по количеству соединений, а по суммарной массе химических элементов (в процентах на 1 кг или 1 куб. м  топлива), т.е. устанавливают элементарный состав топлива. Различают три основных элементарных состава топлива:

  1.  рабочая масса топлива C+H+O+N+S+A+W=100%;
  2.  сухая масса топлива C+H+O+N+A=100%;
  3.  горючая масса топлива C+ H+O+N=100%.

Рабочей считается масса топлива в том виде, в каком она поступает на предприятие.

Если топливо нагреть до 102-105ºС, то испарится влага, тогда получится сухая масса топлива. Название горючей массы является условным; так как входящие в его состав азот и кислород не являются горючими элементами и составляют внутренний балласт топлива. Азот и кислород способствуют процессу горения топлива.

Горючими элементами топлива являются углерод, водород и сера. Углерод – основной, горючий элемент топлива. Он имеет высокую теплоту сгорания (33600 кДж/кг) и составляет большую часть рабочей массы топлива (50-75% для твердых топлив и 80-85% для мазутов). Водород имеет высокую теплоту сгорания (примерно 130000 кДж/кг), однако его количество в твердых топливах невелико (Н = 2-6%) и несколько больше в жидких (около 10%). Это делает теплоту сгорания жидких топлив выше, чем  твердых.

Сера имеет невысокую теплоту сгорания (9000 кДж/кг). Содержание ее в топливах невелико (S=0,2-4%), поэтому сера, как горючая составляющая, не ценится.

Наличие окислов серы в продуктах сгорания при определенных концентрациях опасно для организмов и растений и требует определенных мер и средств для ее улавливания или рассеивания в атмосфере.

2.2. Технические характеристики топлив

Основными техническими характеристиками топлива являются: теплота сгорания; выход газообразных веществ при нагреве, зольность топлива, свойства зольного остатка, влажность и сернистость топлива.

Теплота сгорания является основной характеристикой топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания Q называют количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг  твердого (жидкого) или 1 куб. м  газообразного топлива. Низшая теплота сгорания Q отличается от высшей на теплоту испарения влаги и влаги, образующейся при горении водорода. Чем больше влажность топлив, тем меньше будет величина Q низшей.

Высшая величина сгорания твердого и жидкого топлива определяется экспериментально. Низшая теплота сгорания положена в основу классификации топлив.

Выход летучих веществ. Если сухую массу топлива поместить в тигель и постепенно нагревать в инертной среде без доступа воздуха, то будет происходить уменьшение ее массы. При высоких температурах начинается разложение кислородосодержащих молекул топлива с образованием газообразных продуктов, получивших название летучих веществ. Выход летучих веществ из твердых топлив происходит в интервале температур от 110 до 1100ºС.

Выход летучих веществ определяет температуру воспламенения топлива и условия его хранения, сильно влияет на конструкцию топок, где сжигается это топливо.

Чем больше выход летучих веществ, тем легче воспламеняется топливо (газообразные, летучие вещества имеют низкую температуру воспламенения).

Зольность топлива. В процессе горения топлива его минеральная часть подвергается химическим преобразованиям. Масса несгораемого остатка – золы оказывается на 10-15% меньше, чем масса исходной минеральной части топлива и существенно отличается от нее по составу. Свойства золы играют большую роль при сжигании топлива.

Образовавшаяся после сгорания топлива зола – это смесь минералов, а их сплавы, возникающие в зоне высоких температур, называют шлаками. Суммарное количество золы и шлаков принято называть зольностью топлива. Температуры плавления отдельных минералов и их сплавов сильно различаются и находятся в пределах от 600 до 3000ºС. Поэтому плавление представляет собой процесс постоянного размягчения от твердого до жидкого состояния по мере роста температуры.

Влажность топлива. Влажность топлива (W) в процентах от его рабочей массы определяется опытным путем сушки при температуре 105ºС до достижения постоянства массы.

Большая влажность топлива вызывает трудности при сжигании. Снижается теплота сгорания, растет расход топлива, увеличиваются потери тепла с уходящими газами. Влажность топлива вызывает усиление коррозии металла отдельных конструкций топок, приводит к повышенному загрязнению поверхностей нагрева.

Сернистость топлива. При сжигании сера создает серьезные экологические проблемы. Окислы серы и азота, образующиеся в зоне высоких температур, представляют большую опасность для жизнедеятельности. Для улавливания этих окислов строят сложные очистные сооружения, что приводит к удорожанию примерно вдвое энергетических установок.

2.3. Характеристики отдельных видов топлива

Характеристики видов топлива находятся в зависимости от химического возраста этих топлив.

Торф. Самый молодой вид топлива. Энергетические установки сжигают преимущественно фрезерный торф, получаемый путем срезания с поверхности тонкого слоя фрезами. Фрезерный торф имеет высокую влажность рабочей массы (W до 50% и более) и в связи с этим низкую теплоту сгорания Q = 8500 кДж/кг. Как молодое топливо торф обладает большим выходом летучих веществ (V = 70%), что позволяет успешно его сжигать в пылевидном состоянии. Из-за большой влажности и низкой теплотворности его не перевозят на дальние расстояния. Торф используют как местное сырье.

Бурые угли по содержанию влаги в рабочей массе делятся на сильно влажные, повышенно влажные, влажные. Кроме большой влажности, бурые угли имеют высокую зольность и невысокую теплоту сгорания (Q =  6,7-17000 кДж/кг), поэтому дальние перевозки также нецелесообразны. Большой выход летучих веществ обеспечивает высокоэкономичное сжигание этих углей в виде подсушенной пыли.

Каменные угли объединяют большое количество углей различного химического возраста. Молодые каменные угли по выходу летучих веществ, близки к бурым углям, но имеют меньшую влажность и зольность. Это увеличивает их теплоту сгорания (Q =  19000-27000 кДж/кг). Средняя, по возрасту группа углей отличается повышенной зольностью. Их теплота сгорания ниже, чем у молодых углей. Более старые угли имеют малую влажность, невысокую зольность и соответственно высокую теплотворную способность (Q =  25000-27000 кДж/кг), однако низкий выход летучих веществ затрудняет их воспламенение в топках.

Полуантрациты и антрациты – это наиболее старые угли с низким выходом летучих веществ, низкой влажностью и зольностью. Также являются хорошим сырьем для металлургической промышленности.

Мазут. К техническим характеристикам жидкого топлива относятся вязкость и температура вспышки. Вязкость мазута положена в основу его маркировки. Она измеряется при определенных стандартных температурах как отношение времени вытекания через стандартное отверстие мазута и такого же количества воды и определяется в градусах условной вязкости.

С повышением температуры вязкость мазута уменьшается.

Температура вспышки мазута составляет 135-240ºС в зависимости  от его вязкости. Теплота сгорания (Q = 40000 кДж/кг).

Газы.  В качестве топлива используют преимущественно природный (естественный) горючий газ, а также различные виды искусственных (производственных) горючих газов. Газовое топливо, как правило, представляет собой смесь нескольких индивидуальных газов.

Естественные горючие газы подразделяется на собственно газы природные и газы нефтяные попутные.

Месторождения, содержащие только природное газовое топливо, в зависимости от состава последнего делятся на чисто газовые и газоконденсатные.

Природные газы преимущественно содержат метан и его гомологи (этан, пропан, бутан и другие). В них также присутствуют углекислый газ, азот, сероводород и другие. Природные газы – это высокоэкономичное энергетическое топливо, имеющее высокую теплоту сгорания (Q = 35000 кДж/кг и выше).

Газ чисто газовых месторождений состоит почти из одного метана. Этан и пропан содержатся в общем объеме в незначительных количествах, другие углеводороды и прочие газы практически отсутствуют. При таком составе (содержание гомологов менее 50 г/куб. м) газ называют бедным или тощим.

Газ газоконденсатных месторождений помимо метана содержит значительное количество высших углеводородов, главным образом пропан и бутан. Газ с высоким содержанием гомологов называют богатым или жирным.

Газы нефтяные попутные содержат в значительных количествах гомологи, в том числе высокомолекулярные предельные углеводороды, кроме того, в них присутствуют пары воды, углекислый газ, азот, сероводород, редкие газы - гелий, аргон. Попутный газ (нефтепромысловый) получают при разработке нефтяных месторождений. Количество газов (в куб. м), приходящихся 1 т добытой нефти (т. н. газовый фактор), зависит от условий формирования и залегания нефтяных месторождений и может изменяться от 1-2 до нескольких тысяч куб. м/т нефти.

Искусственные газы содержат больше негорючих компонентов (балласта). Газы коксовых печей содержат до 57% водорода, 22% метана, около 7% окиси углерода, остальное – балластные газы. Теплота сгорания коксового газа около 17000 кДж/кг. Доменный газ содержат около 30% горючих компонентов, остальное - балласт. Поэтому теплота сгорания доменного газа низкая и немного превышает 4000 кДж/кг условного топлива.

 


3. Основные способы получения энергии

3.1. Тепловые электростанции

Тепловая электростанция (ТЭС) - электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 века и к середине 70-х гг. 20-го века ТЭС стали основным типом электрической станции в мире. Доля вырабатываемой ими электроэнергии в России составляет около 80% и около 70% в мире.

Большинство городов России снабжаются электрической энергией именно от ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды или пара. Несмотря на более высокий КПД, такая система является довольно-таки непрактичной, т. к. в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, поскольку 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 более выгодна.

На тепловых электростанциях химическая энергия топлива преобразуется сначала в тепловую, затем 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).

3.1.1. Тепловые и технологические схемы ТЭС

Принципиальная тепловая схема ТЭС показывает основные потоки теплоносителей, связанные с основным и вспомогательным оборудованием в процессах преобразования теплоты для выработки и отпуска электроэнергии и теплоты. Практически принципиальная тепловая схема сводится к схеме пароводяного тракта ТЭС (энергоблока), элементы которого обычно представляют в условных изображениях.

Упрощенная (принципиальная) тепловая схема ТЭС, работающей на угле, представлена на рис. 3.1. 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—25 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4. Параметры перегретого пара (температура и давление на входе в турбину) зависят от мощности агрегатов.

Полная тепловая схема отличается от принципиальной тем, что на ней полностью отображаются оборудование, трубопроводы, запорная, регулирующая и защитная арматура. Полная тепловая схема энергоблока состоит из схем отдельных узлов, в том числе дается общестанционный узел (баки запасного конденсата с перекачивающими насосами, подпитка тепловой сети, подогрев сырой воды и т. п.). К вспомогательным трубопроводам относятся обводные, дренажные, сливные, вспомогательные, отсосов паровоздушной смеси.

Рис. 3.1. Упрощенная тепловая схема ТЭС и внешний вид паровой турбины

Тепловые КЭС имеют невысокий КПД (30 - 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Работающие на органическом топливе КЭС строят обычно вблизи мест добычи топлива.

ТЭЦ отличается  от  КЭС установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с промежуточными отборами пара или с противодавлением. На таких установках теплота отработавшего пара частично или даже полностью используется для теплоснабжения, вследствие чего потери воды с охлаждающей водой сокращаются или вообще отсутствуют (на установках с турбогенераторами с противодавлением). Однако доля энергии пара, преобразованной в электрическую, при одних и тех же начальных параметрах на установках с теплофикационными турбинами ниже, чем на установках с конденсационными турбинами. 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. 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 (см. рис. 3.1). Вал турбины жестко соединен с валом генератора. Современные паровые турбины для ТЭС являются быстроходными (3000 об/мин) высокоэкономичными машинами с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1200 МВт, 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. При этом давление и температура пара постепенно снижаются.

КЭС большой мощности на органическом топливе строятся в настоящее время в основном на высокие начальные параметры пара и низкое конечное давление (глубокий вакуум). Это дает возможность уменьшить расход теплоты на единицу выработанной электроэнергии, так как чем выше начальные параметры  p0  и T0 перед турбиной и ниже конечного давление пара рк , тем выше КПД установки. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру - до 650°С и давление — до 25 МПа.

На рисунке 3.2 представлены типичные тепловые схемы КЭС на органическом топливе. По схеме рисунка 3.2а подвод теплоты к циклу осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева tпер; по схеме рисунка 3.2б наряду с передачей теплоты при этих условиях, теплота подводится к пару и после того, как он отработал в части высокого давлении турбины.

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую – схемой с промежуточным перегревом пара. Как известно из курса термодинамики, тепловая экономичность второй схемы при одних и тех же начальных и конечных параметрах и правильном выборе параметров промежуточного перегрева выше.

По обеим схемам пар из парового котла 1 направляется в турбину 2, находящуюся на одном валу с электрогенератором 3. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины конденсатным насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается в деаэратор 8.

Рис.3.2.  Типичные тепловые  схемы  паротурбинных конденсационных

установок нa органическом топливе без промежуточного перегрева пара  (а)

и с промежуточным перегревом (б)

Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней газов; одновременно в нем, так же как в регенеративных подогревателях, питательная вода подогревается паром, отбираемым для этого из отбора турбины. Деаэрация воды проводится для того, чтобы довести до допустимых значений содержание кислорода и углекислого газа в ней и тем самым понизить скорость коррозии в трактах воды и пара. В то же время, деаэратор в ряде тепловых схем КЭС может отсутствовать.

Деаэрированная вода питательным насосом 9 через подогреватели 10 подается в котельную установку. Конденсат греющего пара, образующийся в подогревателях 10, перепускает каскадно в деаэратор 8, а конденсат греющего пара подогревателей 6 подается дренажным насосом 7 в линию, по которой протекает конденсат из конденсатора 4.

Описанные тепловые схемы являются в значительной мере типовыми и незначительно меняются с ростом единичной мощности и начальных параметров пара.

Деаэратор и питательный насос делят схему регенеративного подогрева на группы ПВД (подогреватель высокого давления) и ПНД (подогреватель низкого давления). Группа ПВД состоит, как правило,  из двух-трех подогревателей с каскадным сливом дренажей вплоть до деаэратора. Деаэратор питается паром того же отбора, что и предвключенный ПВД. Такая схема включения деаэратора по пару широко распространена. Поскольку в деаэраторе поддерживается постоянное давление пара, а давление в отборе снижается пропорционально снижению расхода пара на турбину, такая схема создает для отбора запас по давлению, который реализуется в предвключенном ПВД. Группа ПНД состоит из трех-пяти регенеративных и двух-трех вспомогательных подогревателей. При наличии испарительной установки (градирни) конденсатор испарителя включается между ПНД.

Технологическая схема ТЭС, работающей на углях, показана на рисунке 3.3. Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.

Рис.3.3. Технологическая схема пылеугольной электростанции.

Ниже дана краткая хпрактеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭЦ, работающей на угле.

1. Система пылеприготовления. Топливный тракт. Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1. Полувагоны с углём взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углём пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство- вагоноопрокидыватель 2, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 1800; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающее приёмные бункера. Уголь из бункеров подаётся питателями на транспортёр 4, по которому он поступает либо на угольный склад 4, либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6, в которые может также доставляться  с угольного склада.

Из дробильной установки топливо поступает в бункера сырого угля 6, а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7. Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10, а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13.

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно-транспортного цеха ТЭС.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первогои второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт в газовым горелкам.

На ТЭС, сжигающих  газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС, отпадают угольный склад, дробильное отделения, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.

2. Газовоздушный тракт. Система шлакозолоудаления. Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором 14. Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33, которые перекачивают их в золоотвалы.

3. Пароводяной тракт. Перегретый пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22.

Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18  в деаэратор 20, в котором вода доводится до кипения; при этом освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О2 и СО2 , что предотвращает коррозию пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая промежуточный перегрев пара и существенно повышая КПД ТЭС.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, ибо в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.

Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины (см ниже).

4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.

Потери пара и конденсата вследствие утечек в паро-водяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).

5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25. Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню), где за счёт испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяются преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами-охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателем 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31. Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30.

7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идёт на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены так же шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигателя агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32.

В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателя агрегатов собственных нужд обеспечивает надёжность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.

3.1.2. Компоновочные схемы ТЭС

ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудованной установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком, при наличии двух котлов на одну турбину – дубль-блоком. 

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать.

В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование на более высокие параметры, т. е. позволяет применять все более совершенное оборудование и повышать технико-экономические показатели электростанции. Процессы наладки основания нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку.

Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением p0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при p0≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочнными. При более высоких давлениях (на КЭС при p0≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при p0=23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции. (см. рис. 3.4, 3.5).

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и дэараторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.

В условиях тёплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии, на Ю. США и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т. п., на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2-0,3 м3/квт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции

Рис. 3.4. Пространственная схема размещения оборудования и сооружений

энергоблока пылеугольной электростанции:

I — помещение парогенераторов; II — машинный зал, 1 — разгрузочное устройство; 2 — вагоны с углем на склад; 3 — склад; 4 — кран-перегружатель; 5 — дробильная установка; 6 — ленточные конвейеры; 7, 8 — бункеры и питатели сырого угля, 9 — угольная мельница, 10 — сепаратор; 11 — пылевой циклон; 12 — бункер угольной пыли; 13 — пылевой шнек; 14 — питатели пыли; 15 — мельничный вентилятор; 16 — парогенератор; 17—пылеугольные горелки; 18 — топочная камера; 19 — пароперегреватели; 20— водяной экономайзер; 21 — воздухоподогреватель; 22 — дутьевой вентилятор; 23 — золоуловитель; 24 — дымосос; 25 — дымовая труба; 26, 27 — шлакосмывные и золосмывные каналы; 28 — трубопроводы свежего пара; 29, 30 — трубопроводы пара промежуточного перегрева; 31 — паровая турбина; 32 — электрический генератор; 33 — конденсатор; 34 — конденсатные насосы; 35 — регенеративные ПНД; 36 — деаэратор; 37 — бак-аккумулятор; 3S — питательный насос; 39 — регенеративные ПВД; 40 — питательные трубопроводы, 41 — насосная охлаждающей воды; 42 — очистные сетки; 43 — насосы охлаждающей волы, 44. 45 — подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 46 — фильтры химического обессоливания воды; 47 — сетевые подогреватели; 48 — электрическое распределительное устройство собственных нужд; 49 — электрический мостовой кран; 50 — повышающие электрические трансформаторы; 51 — тепловые щиты управления; ЭЭ — электроэнергия высокого напряжения; ТЭ — тепловая энергия

Рис.3.5. Компоновка главного корпуса газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт: 1 - однокорпусный паровой котел, 2 - турбина; 3 - конденсатор; 4 - генератор; 5 - возбудитель; 6 — трубопровод питательного турбонасоса; 7 – питательный насос;  8 -деаэраторный бак; 9 - деаэраторная колонка давлением 0,7 МПа; 10, 11 – подогреватели низкого давления смешивающего типа; 12 - дымовая труба; 13 - воздуходувка, 14 – регенеративный воздухоподогреватель; 15 - монтажный кран; РУСН - распределительное устройство собственных нужд.

устанавливают мостовые краны и др. грузоподъёмные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) - в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование - в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть - моноблок электростанции. Для турбин мощностью 150-1200 Мвт требуются котлы производительностью соответственно 500-3600 м/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т. е. дубль-блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 Мвт и меньше в СССР применяли неблочную централизованную схему, при которой пар 113 котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами. Размеры главного корпуса определяются размещаемым в нём оборудованием и составляют на один блок, в зависимости от его мощности, по длине от 30 до 100 м, по ширине от 70 до 100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной - 50 м и более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближённо удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7- 0,8 м3/квт, а на газомазутной - около 0,6 - 0,7 м3/квт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд ). На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно ж. д. составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают ж. д. пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и др. условий, 25-70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в СССР обслуживаются персоналом из расчёта 1 чел. на каждые 3 Мвт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 Мвт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность отдаваемая КЭС ограничивается водными и топливными ресурсами, а также требованиями охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выброс с продуктами сгорания топлива твёрдых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничивают установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99%). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеивают сооружением высоких дымовых труб для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона или с 3-4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.

Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизируется управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т. д. Осуществляется комплексная автоматизация др. процессов КЭС, включая поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановку блоков, защиту оборудования при ненормальных и аварийных режимах.

Взаимное расположение связанных между собой агрегатов и оборудования необходимо увязывать с процессом производства электроэнергии и теплоты. Основные экономические показатели электростанции (капитальные вложения и годовые эксплутационные расходы)при заданном составе оборудования в основном зависят от компоновки главного корпуса. Поэтому при разработке компоновки стремятся распологать оборудование таким образом, чтобы длина связующих его коммуникаций была минимальной (при соблюдении всех выше перечисленных требований), тогда будут минимальными капитальные затраты на сооружение коммуникаций и наименьшие энергетические потери в трубопроводах, а следовательно, и эксплуатационные издержки. Такой подход позволяет минимизировать и кубатуру здания, т.е. удешевляет строительную часть главного корпуса.

3.1.3. Основное и вспомогательное оборудование ТЭС

К основному оборудованию ТЭС относятся паровые котлы (парогенераторы), турбины, синхронные генераторы, трансформаторы.

Все перечисленные агрегаты стандартизованы по соответствующим показателям. Выбор оборудования определяется в первую очередь типом электростанции и ее мощностью. Практически все вновь проектируемые электростанции являются блочными, в качестве их основной характеристики используется мощность турбоагрегатов.

В настоящее время выпускаются серийные отечественные конденсационные блоки ТЭС мощностью 200, 300, 500 и 800 МВт. Для ТЭЦ наряду с блоками мощностью 250 МВт используются турбоагрегаты мощностью 100 и 175 МВт, для которых блочный принцип сочетается с отдельными поперечными связями оборудования.

При заданной мощности электростанции номенклатура оборудования, включаемого в состав блоков, выбирается по его мощности, параметрам пара и виду используемого топлива.

Паровые котлы

Паровой котел (ПК) - теплообменный аппарат для получения пара с давлением, превышающим атмосферное, образующий вместе с вспомогательным оборудованием котельный агрегат.

Характеристиками ПК являются:

- поверхность нагрева, т. е. поверхность, с одной стороны омываемая дымовыми газами, а с другой стороны – питательной водой;

- паропроизводительность, рабочее давление пара;

- КПД, т. е. отношение количества тепла, содержащегося в паре, к теплотворной способности топлива, израсходованного для получения этого пара.

Характерными для  ПК являются также вес, габариты, расход металла и имеющееся оборудование для механизации и автоматизации обслуживания.

Первые ПК имели шарообразную или близкую к ней форму. Такую форму имел и ПК, построенный в 1765 И. И. Ползуновым, создавшим первую универсальную паровую машину и тем самым положившим начало энергетическому использованию водяного пара. Сперва ПК изготовлялись из меди, затем из чугуна. В конце 18 века уровень развития чёрной металлургии дал возможность изготовить стальные цилиндрические ПК из листового материала путём склёпывания. Постепенные изменения в конструкциях ПК привели к многочисленным разновидностям. Цилиндрический котёл, имевший диаметр до 0,9 м и длину 12 м, монтировался с помощью кирпичной обмуровки, в которой выкладывались все газовые каналы. Поверхность нагрева такого ПК образовывалась лишь в нижней части котла.

Стремление к повышению параметров ПК привели к увеличению габаритов и увеличению числа потоков воды и пара. Увеличение числа потоков пошло по двум направлениям.

С одной стороны — создание стальных цилиндрических топок внутри основного цилиндрического объема котла, что привело к пронизыванию всего котла пучками жаровых (большого диаметра) и дымогарных (малого диаметра) труб и таким образом к созданию газотрубных котлов (рис. 3.6). Улучшение теплопередачи от дымовых газов к воде привело к тому, что температура газов на выходе из котла понизилась и КПД котла повысился. Это направление развития ПК характеризовалось созданием конструкций компактных транспортных котлов (паровозного, судового, локомобильного и т. п.).

Рис. 3.6. Локомобильный газотрубный паровой котёл

С другой стороны — последовательное увеличение числа цилиндров котла, превратившихся в водяные трубы, что привело к созданию конструкций водотрубных котлов.

Увеличение поверхности нагрева водотрубных котлов сопровождалось увеличением габаритов и, в первую очередь, высоты ПК. КПД ПК достиг 93—95%. Были  созданы водотрубные ПК большой паропроизводительности для питания паром турбин мощных электростанций. Водотрубные котлы стали строиться баранного типа, в которых сочетались пучки прямых или изогнутых труб с цилиндрическими стальными барабанами (рис. 3.7).

Рис. 3.7. Однобарабанный водотрубный паровой котёл 

Дальнейшее совершенствование водотрубных ПК сделало возможным осуществление ПК, состоящего сплошь из стальных труб малого диаметра, в которые с одного конца поступает вода под давлением,
а с другого выходит пар заданных параметров, так называемого
прямоточного котла. Таким образом, это ПК, в котором полное испарение воды происходит за время однократного (прямоточного) прохождения воды через испарительную поверхность нагрева. В прямоточный ПК вода с помощью питательного насоса подаётся в экономайзер.

Экономайзер - это теплообменник, в котором питательная вода перед подачей в котёл подогревается уходящими из котла газами, что повышает КПД ПК. Экономайзеры изготовляют из стальных, преимущественно гладких труб.

Из экономайзера вода поступает в змеевики или подъёмные трубы, расположенные в топке и составляющие испарительную поверхность. В выходной части змеевиков испаряются остатки влаги и начинается перегрев пара. В этой, так называемой переходной зоне, содержание пара в воде достигает 90-95% (по объёму). Змеевики переходной зоны во избежание пережога частично выводят из топки в газоходы, где теплонапряжение меньше. После переходной зоны пар окончательно перегревается в радиационном и конвективном пароперегревателях.

Пароперегреватель - элемент котлоагрегата для перегрева пара, то есть для повышения его температуры сверх температуры насыщения. Состоит из укрепленных параллельно стальных труб с внутренним диаметром 20-60 мм, присоединённых непосредственно к барабану котла или к входному, выходному, а иногда к промежуточному коллектору (рис. 3.8). По направлению движения пара относительно дымовых газов различают пароперегреватели с параллельным током, противотоком и смешанным током. В зависимости от места расположения пароперегревателя в котле и, следовательно, от вида теплообмена, осуществляющегося в нём, различают радиационные, ширмовые (полурадиационные) и конвективные пароперегреватели.

Рис. 3.8. Внешний вид пароперегревателя

Радиационные пароперегреватели размещают на потолке топочной камеры или же на стенках её, часто между трубами экранов. Они, как и испарительные экраны, воспринимают тепло, излучаемое факелом сжигаемого топлива. Ширмовые пароперегреватели, выполненные в виде отдельных плоских ширм из параллельно включенных труб, укрепляются на выходе из топки перед конвективной частью котла. Теплообмен в них осуществляется как излучением, так и конвекцией. Конвективные пароперегреватели располагают в газоходе котлоагрегата обычно за ширмами или за топкой; они представляют собой многорядные пакеты из змеевиков. Пароперегреватели, состоящие только из конвективных ступеней, обычно устанавливают в котлоагрегатах среднего и низкого давления при температуре перегретого пара не выше 440-510ºС. В котлоагрегатах высокого давления со значительным перегревом пара применяют комбинированные пароперегреватели, включающие конвективную, ширмовую, а иногда и радиационную части. При давлении пара в 14 МПа (140 кгс/см2) и выше обычно, кроме основных (первичных) пароперегревателей, устанавливают вторичные (промежуточные), в которых перегревается пар, частично отработавший в турбине.

В прямоточном ПК отсутствуют барабан и опускные трубы, что значительно снижает удельный расход металла, т. е. удешевляет конструкцию котла. Существенный недостаток таких котлов заключается в том, что соли, попадающие в котёл с питательной водой, либо отлагаются на стенках змеевиков в переходной зоне, либо вместе с паром поступают в паровые турбины, где оседают на лопатках рабочего колеса, что снижает КПД турбины. Поэтому к качеству питательной воды для таких ПК предъявляются повышенные требования Другим недостатком прямоточных ПК является увеличенный расход энергии на привод питательного насоса.

Прямоточные ПК устанавливают главным образом на  конденсационных электростанциях, где питание котлов осуществляется обессоленной водой. Применение их на теплоэлектроцентралях связано с повышенными затратами на химическую очистку добавочной (подпиточной) воды. Наиболее эффективны прямоточные ПК для сверхкритических давлений (выше 22 МПа), где другие типы котлов неприменимы.

Основными характеристиками паровых котлов является их производительность и параметры пара после первичного и промежуточного перегревателей. Расход пара на турбину устанавливается обычно для зимнего режима работы электростанции. Производительность парового котла должна выбираться с учетом увеличения расхода пара на турбину вследствие повышения давления в конденсаторе в летнее время года, утечек пара и конденсата, включения сетевых установок для отпуска теплоты и других расходов. В соответствие с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.

На крупных электростанциях  монтируют мощные водотрубные однобарабанные и прямоточные котлы высокого давления (до 25 МПа) с паропроизводительностью до нескольких т/час и температурой до 650ºС.

Теплофикационный котёл  - это котлоагрегат теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающий одновременное снабжение паром теплофикационных турбин и производство пара или горячей воды для технологических, отопительных и др. нужд. В отличие от котлов КЭС  в теплофикационных котлах обычно используют в качестве питателя воды возвращаемый загрязнённый конденсат. Для таких условий работы наиболее пригодны барабанные котлоагрегаты со ступенчатым испарением. На большинстве ТЭЦ теплофикационные котлы имеют поперечные связи по пару и по воде. В РФ на ТЭЦ наиболее распространены барабанные котлы паропроизводительностью 420 т/ч (давление пара 14 Мпа, температура 560ºС). С 1970 на мощных ТЭЦ с преобладающими отопительными нагрузками при возврате почти всего конденсата в чистом виде применяют моноблоки с прямоточными котлами паропроизводительностью 545 т/ч (25 МПа, 545ºС).

К теплофикационным ПК можно отнести и пиковые водогрейные котлы, которые используют для дополнительного подогрева воды при повышении тепловой нагрузки сверх наибольшей, обеспечиваемой отборами турбин. При этом вода нагревается сначала паром в бойлерах до 110-120ºС, а затем в котлах до 150-170ºС. В РФ эти котлы устанавливают обычно рядом с главным корпусом ТЭЦ. Применение сравнительно дешёвых пиковых водогрейных теплофикационных котлов для снятия кратковременных пиков тепловых нагрузок позволяет резко увеличить число часов использования основного теплофикационного оборудования и повысить экономичность его эксплуатации.

Турбины и генераторы

Паровые турбины (ПТ) ТЭС комплектуются с электрическими генераторами: каждой турбине соответствует свой генератор. Мощность турбины КЭС выбирается в соответствии с мощностью блоков, а число их устанавливается по заданной мощности электростанции.

ПТ используются в качестве основных двигателей промышленных когенерационных систем (производящих тепловую и электрическую энергию) в течение многих лет. Пар, образующийся в паровом котле, расширяясь, под высоким давлением проходит через лопатки турбины. Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. В отличие от поршневой паровой машины, ПТ использует не потенциальную, а кинетическую энергию пара.

Электрическая мощность системы зависит от того, насколько велик перепад давления пара на входе и выходе турбины. КПД паровой турбины в части генерации электроэнергии является самым низким из всех рассматриваемых технологий (до 25%), но в составе когенерационных систем суммарная эффективность может достигать 84% в расчете на условную единицу израсходованного топлива (по теплотворной способности). Из этого следует, что ПТ находят применение в местах, где потребность в тепловой энергии намного выше, чем в электрической. Предлагаемые на рынке системы, как правило, рассчитаны на производство от 500 кВт и более электроэнергии.

Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться под высокими давлением и температурой (например, 42 кг/см2 при 400°С или 63 кг/см2 при 480°С). Такие условия предъявляют повышенные требования к котельному оборудованию, что приводит к росту капитальных расходов и стоимости сопровождения.

Паровые турбины бывают двух типов:

- с противодавлением (когда давление пара на выходе турбины выше атмосферного);

- конденсационные (когда давление пара на выходе турбины ниже атмосферного).

Применение конденсатора на выходе турбины позволяет увеличить электрическую ффективность, но практически сводит к нулю последующее использование отходящего тепла.

Попытки создать ПТ делались очень давно. Известно описание примитивной ПТ, сделанное Героном Александрийским (1 в. до н. э.). Однако только в конце 19 в., когда термодинамика, машиностроение и металлургия достигли достаточного уровня, К.Г. Лаваль (Швеция) и Ч.А. Парсонс (Великобритания) независимо друг от друга в 1884-89 создали промышленно пригодные ПТ. Лаваль применил расширение пара в конических неподвижных соплах в один приём от начального до конечного давления и полученную струю (со сверхзвуковой скоростью истечения) направил на один ряд рабочих лопаток, насаженных на диск. ПТ, работающие по этому принципу, получили название активных ПТ. Парсонс создал многоступенчатую реактивную ПТ, в которой расширение пара осуществлялось в большом числе последовательно расположенных ступеней не только в каналах неподвижных (направляющих) лопаток, но и между подвижными (рабочими) лопатками.

ПТ оказалась очень удобным двигателем для привода вращающихся механизмов (генераторы электрического тока, насосы, воздуходувки) и судовых винтов; она была более быстроходной, компактной, лёгкой, экономичной и уравновешенной, чем поршневая паровая машина. Развитие ПТ пошло чрезвычайно быстро как в направлении улучшения экономичности и повышения единичной мощности, так и по пути создания специализированных ПТ различного назначения.

Невозможность получить большую агрегатную мощность и очень высокая частота вращения одноступенчатых ПТ Лаваля (до 30 000 об/мин у первых образцов) привели к тому, что они сохранили своё значение только для привода вспомогательных механизмов. Активные ПТ развивались в направлении создания многоступенчатых конструкций, в которых расширение пара осуществлялось в ряде последовательно расположенных ступеней. Это позволило значительно увеличить единичную мощность ПТ, сохранив умеренную частоту вращения, необходимую для непосредственного соединения вала ПТ с вращаемым ею механизмом.

Реактивная ПТ Парсонса некоторое время применялась (в основном на военных кораблях), но постепенно уступила место более компактным комбинированным активно-реактивным ПТ, у которых реактивная часть высокого давления заменена одно- или двухвенчатым активным диском. В результате уменьшились потери на утечки пара через зазоры в лопаточном аппарате, турбина стала проще и экономичнее.

В зависимости от характера теплового процесса ПТ обычно подразделяют на 3 основные группы: чисто конденсационные, теплофикационные и специального назначения.

Чисто конденсационные ПТ (рис. 3.9) служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Эти ПТ работают с выпуском отработавшего пара в конденсатор, где поддерживается вакуум. Чисто конденсационные ПТ могут быть стационарными или транспортными.

Рис. 3.9. Конденсационная турбина в разрезе

Стационарные ПТ в соединении с генераторами переменного электрического тока (турбогенераторы) - основное оборудование КЭС. Чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее и тем ниже стоимость 1 квт установленной мощности. Поэтому мощность ПТ растет из года в год и к 1974 достигла 1200 Мвт в агрегате при давлении свежего пара до 35 МпА (1 Па =1 н/м2 =10-5кгс/см2) и температуре до 650ºС. Принятая в РФ частота электрического тока 50 Гц требует, чтобы частота вращения ПТ, непосредственно соединённой с двухполюсным генератором, равнялась 3000 об/мин.

В зависимости от назначения стационарные ПТ электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых ПТ требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80%). От пиковых ПТ требуется возможность быстрого пуска и включения в работу, от ПТ собственных нужд - особая надёжность в работе.

Транспортные ПТ используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на кораблях и судах. Неоднократно делались попытки применить ПТ на локомотивах, однако паротурбовозы распространения не получили. Для соединения быстроходных ПТ с гребными винтами, требующими невысокой (от 100 до 500 об/мин) частоты вращения, применяют зубчатые редукторы. В отличие от стационарных ПТ (кроме турбовоздуходувок), судовые ПТ работают с переменной частотой вращения, определяемой необходимой скоростью хода судна.

Теплофикационные ПТ служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Для отпуска тепловой нагрузки на нужды отопления и горячего водоснабжения устанавливают турбины типа Т (Т-100, Т-175, Т-250). При наличии на ТЭЦ промышленной и отопительной тепловых нагрузок устанавливают турбины типа ПТ, а при преимущественно промышленной - типа ПР или Р.

Резервные турбины на ТЭЦ не устанавливаются. Для резервирования отпуска теплоты промышленным потребителям применяются редукционно-охладительные установки, производительность которых должна покрывать отпуск пара потребителям одной из турбин. Для отопительной нагрузки резервом являются пиковые водогрейные котлы. 

К теплофикационным ПТ относятся ПТ с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.

У ПТ с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (сушка, отопление и др.). Электрическая мощность, развиваемая турбоагрегатом с такой ПТ, зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной ПТ или электросетью, которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии. В ПТ с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень ПТ) выбирают в зависимости от нужных параметров пара. У ПТ с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней, а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему. Давление пара ПТ для отопительных целей обычно составляет 0,12 Мн/м2 (0,12 МПа), а для технологических нужд (сахарные, деревообрабатывающие, пищевые предприятия) 0,5-1,5 Мн/м2.

ПТ специального назначения обычно работают на отбросном тепле металлургических, машиностроительных, и химических предприятий. К ним относятся ПТ мятого пара, двух давлений и предвключённые (форшальт). ПТ мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющий давление немного выше атмосферного. ПТ двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней. Предвключённые ПТ представляют собой турбины с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих ПТ направляют в другие ПТ с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых ПТ возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ранее установленные на электростанции ПТ. ПТ специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные ПТ, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

Все стационарные ПТ имеют нерегулируемые отборы пара из 2-5 ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды. 

В РФ установлено 4 ступени начальных параметров пара: давление 3,5 Мн/м2, температура 435ºС для ПТ мощностью до 12 Мвт; 9 Мн/м2, 535ºС для ПТ до 50 Мвт; 13 Мн/м2, 565ºС для ПТ до 100 Мвт и 24 Мн/м2, 565ºС для ПТ мощностью 200 и 300 Мвт. Давление отработавшего пара 3,5-5 кн/м2. Удельный расход тепла от 7,6 кдж/вт×ч у самых мощных ПТ до 13 кдж/вт×ч у небольших конденсационных турбин.

В РФ не строят стационарных реактивных ПТ, но отдельные зарубежные фирмы традиционно продолжают выпускать ПТ с активной частью высокого давления и последующими реактивными ступенями.

Конструкция паровых турбин. 

По направлению движения потока пара различают аксиальные ПТ, у которых поток пара движется вдоль оси турбины, и радиальные ПТ направление потока пара в которых перпендикулярно, а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения. В РФ строят только аксиальные ПТ.

По числу корпусов (цилиндров) ПТ подразделяют на однокорпусные и 2-3-, редко 4-корпусные. Многокорпусная конструкция позволяет использовать большие располагаемые перепады энтальпии, разместив большое число ступеней давления, применить высококачественные металлы в части высокого давления и раздвоение потока пара в части низкого давления; однако такая ПТ получается более дорогой, тяжёлой и сложной.

По числу валов различают одновальные ПТ, у которых валы всех корпусов находятся на одной оси, и 2-, редко 3-вальные, состоящие из 2 или 3 параллельно размещенных одновальных ПТ, связанных общностью теплового процесса, а у судовых ПТ - также общей зубчатой передачей (редуктором).

Неподвижную часть ПТ - корпус - выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности монтажа ротора. В корпусе имеются выточки для установки диафрагм, разъём которых совпадает с плоскостью разъёма корпуса. По периферии диафрагм размещены сопловые каналы, образованные криволинейными лопатками, залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему. В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения лабиринтового типа для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого). Лабиринтовые уплотнения устанавливают в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел. На переднем конце вала устанавливают предельный регулятор (регулятор безопасности), автоматически останавливающий ПТ при увеличении частоты вращения на 10-12% сверх номинальной. Задний конец ротора снабжают валоповоротным устройством с электрическим приводом для медленного (4-6 об/мин) проворачивания ротора после останова ПТ, что необходимо для равномерного его остывания.

Турбины Калужского турбинного завода

Турбины конденсационные с регулируемыми отборами (ПТ, П)

Предназначены для непосредственного привода электрических генераторов и комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для производственных и теплофикационных нужд.

Номинальная мощность, кВт           6000...35000
Абс. давление свежего пара, МПа 
 1,1...9,3
Температура свежего пара,
oС        260...540
Давление в регулируемых
 отборах:
                производственном,
 МПа  0,4...1,76
                отопительном, МПа 
        0,07...0,25
Давление пара за турбиной,
 кПа     3,5...31,0

Турбины с противодавлением и отбором (ПР)

Широко применяются на тепловых электростанциях, а также на промышленных предприятиях, где наряду с производством электрической энергии требуется подача пара определенных параметров для производственных и теплофикационных нужд.

Номинальная мощность, кВт           2500...12000
Абс. давление свежего пара, МПа 
 1,2...9,3
Температура свежего пара,
oС        290...540
Давление в отборе,
 МПа                  0,4...1,75
Давление пара за турбиной,
 МПа     0,07...0,9

Турбины конденсационные (К)

Применяются для работы в составе парогазогазовых установок, а также для привода высоковольтных (6,3 и 10,5 кВ) генераторов.

Номинальная мощность, кВт           1790...37300
Абс. давление свежего пара, МПа 
 0,59...6,4
Температура свежего пара,
oС        207...485
Давление пара за турбиной,
 кПа     9,8...10,5

Турбины с противодавлением (Р)

Турбины на раме предназначены для привода электрических генераторов и одновременного снабжения потребителей паром требуемых пара-метров (с величиной давления до 3,25 МПа) на тепловых электростанциях и промышленных предприятиях.

Номинальная мощность, кВт           1430...25000
Абс. давление свежего пара, МПа 
 1,85...9,3
Температура свежего пара,
oС        330...540
Давление пара за турбиной,
 МПа     0,07...3,25

Турбины приводные (К, Р, ТП)

Работают с переменным числом оборотов в широком диапазоне нагрузок при переменных начальных и конечных параметрах пара. Конденсационные и противодавленческие приводные турбины применяются для непосредственного привода насосов энергетических блоков ГРЭС и АЭС мощностью 300, 500, 800 и 1000 МВт, а также для привода компрессоров, насосов, устанавливаемых в технологических линиях по производству аммиака, на танкерах и судах с неограниченным районом плавания, в других агрегатах.

Номинальная мощность, кВт           235...17150
Ном.
 частота
вращения
 ротора, об/мин                2645...9000
Абс. давление свежего пара, МПа 
 0,46...4,1
Температура свежего пара,
oС        194...438
Давление пара за турбиной,
 кПа      0,04...270

Электрические генераторы предназначены для преобразования механической энергии вращающегося вала двигателя в электроэнергию. Генераторы могут быть синхронными или асинхронными. Синхронный генератор может работать в автономном режиме или параллельно с сетью. Асинхронный генератор может работать только параллельно с сетью. Если произошел обрыв или другие неполадки в сети, асинхронный генератор прекращает свою работу. Поэтому, для обеспечения гибкости применения распределенных когенерационных энергосистем чаще используются синхронные генераторы.

Конденсатные насосы

Устанавливаются два или три таких насоса на турбину. При установке трех насосов подача каждого выбирается равной 50% полной, т.е. при выходе из строя одного насоса два оставшихся обеспечивают полную подачу. При установке двух насосов каждый из них должен обеспечивать 100% подачи. Наличие конденсатоочистки (БОУ) вызывает необходимость устанавливать две группы конденсатных насосов. Напор, создаваемый конденсатным насосом, определяется по давлению в деаэраторе и сумме потерь давления в тракте конденсата с учетом разницы геометрических отметок мест установки насосов и деаэраторов. При бездеаэраторной схеме конденсатный насос можно рассматривать как буферный по отношению к питательному и выбор их необходимо проводить совместно.

Питательные насосы

Питательный насос (ПН) подаёт воду в паровой котел. ПН бывают поршневыми и центробежными как с электрическим, так и с паровым приводом, а также струйными -инжекторными. Давление, создаваемое ПН котлов с естественной циркуляцией, на 0,2-0,3 Мн/м2 (2-3 кгс/см2) больше давления в барабане котла. Напор ПН прямоточных котлов должен преодолеть гидравлическое сопротивление всего пароводянова тракта. ПН - важный элемент котельной установки, так как даже кратковременное прекращение подачи воды в котёл может привести к аварии. Производительность, типы ПН и их приводов для производственно-отопительных и энергетических котельных регламентированы в РФ правилами котлонадзора и правилами технической эксплуатации электростанций.

Циркуляционные насосы охлаждающей воды

Эти насосы имеют большую подачу со сравнительно малым напором. Подача насосов определяется при работе в летнем режиме. Используются осевые и центробежные насосы с рабочим колесом одно- и двухстороннего входа.

Как правило, при устройстве береговых насосных станций устанавливаются осевые или центробежные насосы вертикального типа.

При централизованной схеме подачи охлажденной воды устанавливается несколько насосов (не менее 4), работающих на общую магистраль. При этом резерв предусматривается только при использовании морской воды.

При блочной схеме для каждой турбины устанавливают по два насоса без резерва.

Сетевые, дренажные и прочие насосы ТЭС

Установка сетевых насосов возможно в виде насосной группы без привязки к конкретным турбинам. Если число насосов не более трех в группе, предусматривают дополнительно один резервный насос; при большем числе работающих насосов резервные не требуются. При блочном принципе установки сетевых насосов их размещают по два у каждой турбины при мощности подачи по 50% от полной.

При установке подпиточных насосов теплосети предусматривают резерв не менее двух при закрытой и не менее трех насосов при открытой системе теплоснабжения.

Дренажные насосы регенеративных подогревателей устанавливают без резервов; насосы питательной воды испарителей, паропреобразователей и конденсатные насосы сетевой установки имеют резерв.

Выбор других насосов производится в зависимости от конкретных условий их работы. Так, два и более насоса устанавливают в аварийных системах, в элементах тепловой схемы, где требуются высокая надежность работы или имеется большая вероятность периодического выхода из строя насоса.

Газодувные машины ТЭС

Газодувное или тягодутьевое устройство (ТУ), комплекс механизмов и сооружений, обеспечивающий подачу воздуха в топку котлоагрегата или печи и удаление дымовых газов из топки. К основным газодувным машинам ТЭС относятся дымососы и дутьевые вентиляторы.

В качестве вентиляторов горячего дутья и мельничных вентиляторов используются, как правило, центробежные машины, выбор которых производится по каталогу для конкретного котла. Дутьевые вентиляторы засасывают горячий воздух и направляют его в топку под давлением до 5 кн/м2.

ТУ, состоящие обычно из дымососов и дымовой трубы, создают в газоходах разрежение до 3-4 кн/м2, под воздействием которого газы удаляются в атмосферу. У котлоагрегатов, работающих под наддувом, ТУ включает лишь вентиляторы, подающие воздух под давлением около 10 кн/м2. Дымососы и вентиляторы ТУ обычно приводятся в действие электродвигателями, а на мощных котлоагрегатах - паровыми турбинами. ТУ тепловых электростанций потребляют 1-2% всей вырабатываемой станцией энергии.

Количество продуктов сгорания (топлива) и воздуха, перемещаемое этими машинами, определяется из теплового и аэродинамического расчета первого котла. Сами машины выбираются по каталогу с запасом по напору (15% для вентиляторов и 25% для дымососов) и количеству перемещаемых газов или воздуха (10%). На каждый котел устанавливается, как правило, по два дымососа и вентилятора, без резервных. При выходе из строя одного такого механизма другой обеспечивает работу парового котла на 50%-ной нагрузке. Для крупных блоков применяются осевые дымососы и дутьевые вентиляторы двухстороннего всасывания, имеющие высокий (более 80%) КПД и двухскоростные электродвигатели, позволяющие регулировать подачу и напор. Подачу дымососов и вентиляторов регулируют в основном направляющим аппаратом, устанавливаемым на входе потока газа или воздуха. В последние годы  в качестве регулируемых электроприводов дымососов и вентиляторов находят применение более экономичные частотно-регулируемые асинхронные электроприводы.

3.1.4. Теоретические основы преобразования энергии

в тепловых двигателях. Энергетические показатели цикла Ренкина

Электрические станции на органическом топливе всегда используют перегретый пар. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно достигает 540-560оС при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа.

Энергия сгораемого топлива идет на нагрев питательной воды и пара в паровом котле. Энергия пара парового котла (теплогенератора) преобразуется в механическую энергию вращения паровой турбины, расходуется на промежуточный перегрев пара, расходуется на регенерацию (регенеративный подогрев питательной воды), на теплофикацию самой электростанции и жилых массивов (сетевой подогрев) и др. Устройства, преобразующие внутренню энергию топлива собственно в механическую, называют тепловыми двигателями.

Термодинамическое состояние тепловых двигателей характеризуется важными термодинамическими функциями состояния – энтальпией и энтропией.

Энтальпия h – термодинамическая функция, характеризующая теплосодержание системы. Она определяемая соотношением

h = U + pV, (3.1)

где U – внутренняя энергия системы;

p – давление пара;

V – объем пара.

Энтальпия отражает 1-й закон термодинамики -  количество теплоты, подведенное к системе, идет на изменение ее внутренней энергии и на совершение системой работы. При постоянном давлении количество теплоты, поглощенной системой при переходе из одного состояния в другое, равно приращению энтальпии.

Энтропия s – термодинамическая функция, характеризующая изменение энергии в процессе перехода из одного равновесного состояния в другое. Энтропия отражает 2-й закон термодинамики, определяющий статистическую направленность изменения состояния системы – замкнутая система самопроизвольно переходит из менее вероятного в более вероятное состояние. В необратимых тепловых процессах, что характерно для любых тепловых двигателей, энтропия определяется соотношением

sQ/T, (3.2)

где T – абсолютная температура системы;

Q – количество тепла, поглощенного системой.

Преобразование энергии на КЭС производится на основе термодинамического цикла Ренкина, в котором подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара в турбине и повышение давления воды в насосах - при постоянной энтропии.

В турбоустановках ТЭС преобразование теплоты в работу осуществляется по циклу Ранкина (Ренкина) на перегретом паре, а на  АЭС, как правило, на насыщенном паре (рис. 3.10).

Цикл Ранкина - идеальный термодинамический цикл (круговой процесс), в котором совершается превращение теплоты в работу (или работы в теплоту); принимается в качестве теоретической основы для приближённого расчёта реальных циклов, осуществляемых в паросиловых установках. Назван по имени У. Дж. Ранкина, одного из создателей технической термодинамики. Цикл Ранкина осуществляется следующим образом: в паровом котле происходит испарение рабочего тела (воды); в пароперегревателе - перегрев пара при постоянном давлении; в паровой турбине пар адиабатически расширяется, совершая работу; в конденсаторе - конденсируется при постоянном давлении; конденсат подаётся насосом в экономайзер, где он подогревается, а затем – в котел, где испаряется. Работа 1 кг пара, совершаемая в цикле Ранкина, на диаграмме состояния характеризуется площадью О-К-1-2-О (см. рис. 3.10а). Термический КПД цикла Ранкина равен отношению этой работы ко всему количеству теплоты, подведённому к 1 кг пара. КПД цикла Ранкина с насыщенным паром составляет 0,29-0,36, а с перегретым паром - 0,34-0,46. Цикл Ранкина отличается от цикла Карно тем, что подвод теплоты к воде и перегрев пара идут при постоянном давлении и возрастающей температуре.

Рис.3.10. Термодинамический цикл Ренкина:

а - Т, s- диаграмма на перегретом и насыщенном паре; б - процессы в h, s- диаграмме;

в - схема паротурбинной установки; А - паропроизводящая установка; В - турбина; С - турбогенератор; Д- конденсатор; Е- насос.

При идеальном протекании всех процессов, как показано на рис. 3.10, энергетические показатели цикла на 1 кг перегретого пара определяются следующими соотношениями.

 Работа, совершенная паром, равна теоретически располагаемому (адиабатному) теплоперепаду

. (3.3)

Теплота, отведенная в конденсаторе от отработавшего пара,

. (3.4)

Работа сжатия воды в насосе

где  - удельный объем воды.

Теплота, подведенная к рабочему телу (располагаемая теплота турбины),   

. (3.5)

Полезная теоретическая работа цикла

. (3.6)

Теоретический КПД турбины и термический КПД цикла Ренкина:

(3.7)

Для цикла на насыщенном паре используются аналогичные соотношения в которых энгалъпии в точках 0 и К (h0, hк) заменены энтальпиям в точках 01, К1 (h01, hk1).

В реальных турбинах работа, совершаемая килограммом пара ωi и называемая удельной внутренней работой, равна действительному теплоперепаду hi, т. е.

,     (3.8)

который меньше адиабатного из-за необратимости процесса расширения.

Действительный теплоперепад в турбине определяется либо из детального поступенчатого расчета турбины, либо из соотношения

,    (3.9)

где η0i - внутренний относительный КПД турбины или ее отдельных цилиндров. Если расчет турбины отсутствует, то η0i обычно определяют по аналогам, эмпирическим формулам или графикам.

С помощью равенств (3.8) и (3.9) определяется энтальпия пара за турбиной

(3.10)

и затем находится теплота отведенная в конденсаторе,

(3.11)

Из конденсатора вода откачивается насосом. В насосе происходит сжатие воды, и ее энтальпия возрастает на величину ∆hн, равную внутренней работе насоса:

(3.12)

где рн— давление за насосом на 30—40% большее, чем перед турбиной, из-за потерь давления в пароводяном тракте; ηгид—гидравлический КПД насоса, учитывающий внутренние потери от трения, вихреобразования и т. п. Полная работа насоса ωн больше внутренней из-за потерь в подшипниках, а также из-за протечек воды и составляет

(3.13)

где ηм , ηоб - механический КПД насоса, учитывающий потери в подшипниках, и объемный КПД, учитывающий потери из-за протечек через уплотнения; ηн =ηгид ηм ηоб полный КПД насоса.

Работа, затраченная на привод насоса (электроэнергия или энергия пара), частично возвращается в цикл в виде теплоты, а небольшую часть составляют потери в подшипниках и с протечками.

Количество подведенной к 1 кг рабочего тела теплоты равно разности энтальпий пара и воды, поступающей из насоса в котел:

 (3.14)

Внутренний абсолютный КПД турбины

. (3.15)

Если турбина вращает генератор мощностью Nэ киловатт, а 1 кг пара вырабатывает ωэ килоджоулей электроэнергии, то секундный расход пара на турбину составит

D0=Nэ/ ωэ . (3.16)

Полное количество теплоты, подведенной к турбине за 1 с, измеренное в килоджоулях в секунду или, что то же самое, в киловаттах, равно

Q0=q0D0. (3.17)

Отношение мощности турбогенератора к количеству подведенной за 1 с теплоты

(3.18)

называется КПД турбоустановки по выработки электроэнергии.

Отношение отпущенной мощности к подведенной к турбине теплоте

есть КПД турбоустановки по отпуску электроэнергии или КПД нетто турбоустановки.

Тепловую экономичность турбоустановок часто характеризуют величиной обратной КПД по выработке электроэнергии и называемой удельным расходом теплоты на выработанную электроэнергию:

или .

Выше рассматривались простые турбоустановки, в которых расход пара через все ступени турбины сохраняется одинаковым (отборы отсутствуют) и промежуточный перегрев пара не производится.

КПД реального термодинамического цикла Ренкина составляет 0,5-0,55, внутренний относительный КПД турбины 0,8-0,9, механический КПД турбины 0,98-0,99, кпд электрического генератора 0,98-0,99, КПД трубопроводов пара и воды 0,97-0,99, КПД котлоагрегата 0,9-0,94. Общий КПД современной КЭС - 35-42%.

Увеличение КПД КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13-14, 16-17 или сверхкритическое 23-25 МПа, начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540-570 °С. В СССР и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30-35 МПа при 600-650°С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления - двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7-9, конечная температура подогрева питательной воды 260-300°С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе турбины 0,003-0,005 Мн/м2.

Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной -до 5%. Значительная часть (около половины энергии на собственные нужды) расходуется на привод питательных насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается. Различают КПД КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и КПД КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими показателями, равноценными кпд, служат также удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива с теплотой сгорания 29,3 Мдж/кг (7000 ккал/кг), равные для КЭС 8,8 - 10,2 Мдж/квт×ч (2100 - 2450 ккал/квт×ч) и 300-350 г/квт×ч. Повышение КПД, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений. Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).

3.1.5. Главные паропроводы и питательные трубопроводы ТЭС

Основу полной тепловой схемы (ПТС) составляют главные трубопроводы ТЭС, к которым относятся главные паропроводы и главные питательные трубопроводы, обеспечивающие главные связи между основным оборудованием – котельными и турбинными агрегатами.

Выше уже отмечалось, что следует различать блочные ПТС, в которых отсутствуют поперечные связи между энергоблоками, и неблочные ПТС, характеризующиеся наличием поперечных связей для основных потоков пара и воды.

На рис. 3.11 показана схема главных паропроводов неблочной ТЭС. Такая схема называется секционной схемой с переключательной магистралью. Установленная запорная арматура позволяет вывести в ремонт котел или турбину, отключив их согласно правилам техники безопасности двумя запорными органами. К переключательной линии могут быть подключены резервный котел, а также редукционно-охладительные установки (РОУ) для подачи пара на собственные нужды ТЭС. Схема построена так, чтобы исключить выход из строя всей станции из-за отказа одного запорного органа, и позволяет выделить при необходимости блок “котел-турбина” или отключить переключательную магистраль для ремонта. К главным паропроводам подсоединена паровая растопочная линия, ведущая к растопочной РОУ. По этой линии при растопке котла до его подключения к переключательной магистрали отводится образующий пар (продувка пароперегревателя).

Рис.3.11. Схема главных паропроводов КЭС с поперечными связями.

 Неблочная схема с переключательной магистралью сохраняется на большинстве действующих теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Энергоблоки выполняются по схемам моно- и дубль- блоков. По нормам технологического проектирования рекомендуется применять моно-блоки, т. е. блоки с однокорпусными котлами. Дубль-блок—это блок с двухкорпусным котлом, что разрешается для ТЭС, работающих на сланцах и торфе, в энергосистемах небольшой мощности.

К главным питательным трубопроводам относятся трубопроводы питательной воды от напорной стороны питательных насосов до экономайзера котла. На рис. 3.12 приведена схема питательных трубопроводов энергоблока 300 МВт. После питательного насоса вода по питательному трубопроводу поступает к группе ПВД и затем к узлам питания (два узла на две нитки тракта прямоточного котла). Главные питательные задвижки 1 имеют байпасы 2 для регулирования расхода воды при малых нагрузках. Узел питания состоит из задвижки 3, обратного клапана 4, измерительной шайбы 5 и регулирующего питательного клапана (РПК) 6. При отключении группы ПВД в ремонт задвижки 7 и 8 закрываются, а задвижка 9 на обводной линии открывается. При заполнении и промывке котла воду можно подавать от бустерных насосов 10 по обводной линии к узлам питания. При малых нагрузках автоматически включается разгрузочная линия 11 подачи воды из питательных насосов на рециркуляцию.

Рис. 3.12. Схема питательных трубопроводов энергоблока 300 МВт.

  1.  Системы регенеративного подогрева питательной воды и

промежуточного перегрева

Тепловая схема ТЭС является схемой пароводяного тракта, в который входит основное оборудование – паровой котел и паровая турбина, а также система регенеративного подогрева питательной воды вместе с трубопроводами и насосами, осуществляющие прокачку воды через цепочку подогревателей и подающим воду для питания котла при необходимом давлении. На рис. 3.13 показан схема регенеративного подогрева с поверхностными  подогревателями и тремя насосами, которые должны работать синхронно (например от общего привода). Первый насос 1 прокачивает основной конденсат из конденсатора 2 через первую группу подогревателей 3 и подает ее во всос второго насоса 4 с необходимым подпором, который обеспечивает работу второго насоса без кавитации. Второй насос прокачивает воду через вторую группу подогревателей 5, в которой осуществляется подогрев температуры питательной воды, и подает во всос третьего насоса 6 с необходимым подпором. Третий насос развивает давление, необходимое для питания парового котла. В каждом насосе в результате перехода механической энергии в теплоту энтальпия воды повышается на

hн/=(νвсрp/ ηнвн)*10-3,

где ∆hн/  -повышение энтальпии воды, кДж/кг; ∆p – повышение давления в насосе, МПа; νвср-среднеарифметический удельный объем в изоэнтропном процессе сжатия воды в насосе, м3/кг; ηропт- внутренний КПД  насоса.  

Рис. 3.13. Схема регенеративного подогрева с поверхностными подогревателями.

Возможны три варианта установки насосов. Ставится один только 1 насос, который развивает полное необходимое давление. Повышение энтальпии воды для условий рассмотренного примера составит 39,6 кДж/кг, что означает существенное снижение расхода энергии на перекачку против варианта трех насосов.

Вариант одного насоса означает, что все подогреватели с водяной стороны оказываются под полным давлением, что усложняет и удорожает всю установку.

Вариант установки двух насосов (I и II) означает, что первая группа подогревателей находится  с водяной стороны под низким давлением первого насоса; такой насос называется конденсатным, а подогреватели — подогревателями низкого давления (ПНД). Вторая группа подогревателей оказывается с водяной стороны под высоким давлением II насоса; этот насос называется питательным, а подогреватели — подогревателями высокого давления (ПВД).

В варианте с тремя насосами ПВД с водяной стороны находятся под промежуточным давлением, создаваемым первой ступенью питательного насоса (II насос), что является преимуществом. Кроме того, в этом варианте повышение энтальпии воды в III насосе не вытесняет отбор на регенеративный подогреватель, что имеет место в варианте двух насосов.

Считается, что варианты двух и трех насосов экономически равноценны.

Приведенная схема с одними поверхностными подогревателями является бездеаэраторной и пригодна при применении нейтрального водного режима с дозированном газообразного кислорода в конденсатный тракт.

Широко распространены установки, в которых в схему регенеративного подогрева включен деаэратор, представляющий собой смешивающий подогреватель. В этом случае питательный насос ставится после деаэратора. Подобная схема представлена на рис. 3.14. Система регенеративного подогрева имеет три ПВД с каскадным сливом дренажей, которые сливаются в деаэратор, и группу ПНД. Первые две по ходу конденсата ПНД питаются паром из вакуумных отборов турбины, что в эксплуатации приводит к повышенным присосам воздуха, нарушающего процесс теплоотдачи от конденсирующегося пара. В результате в этих подогревателях имеют место повышенные недогревы пара и пониженная температура конденсата, что приводит к перегрузке третьего ПНД. Перегрузка третьего ПНД вызывает повышенную вибрацию трубного пучка, приводящую к выходу из строя трубок подогревателя. Поэтому оказалось целесообразным первые два ПНД выполнять смешивающего типа, в которых обеспечивается подогрев до температуры насыщения греющего пара.

Рис. 3.14. Схема регенеративного подогрева с деаэратором, ПВД и ПНД.

Таким образом, элементами водоподогревательной системы являются регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, поверхностного и смешивающего типа, а также насосы - конденсатные и питательные. В систему регенеративного подогрева могут быть включены испарители и их конденсаторы, предназначенные для приготовления дистиллята, используемого для подпитки пароводяного тракта.

На рис. 3.15 показаны схемы турбоустановок с регенеративным подогревом питательной воды. В них вода перед поступлением в котел нагревается в поверхностном или смешивающем подогревателе паром, отводимым из турбины.

Рис. 3.15. Регенеративный цикл паротурбинной установки:

а - схема со смешивающим подогревателем; б - схема с поверхностным подогревателем;

в - процесс в h, s- диаграмме; 1- смешивающий регенеративный подогреватель;

2- поверхностный регенеративный подогреватель; 3- конденсатный насос;

4- насос перекачки конденсата отборного пара (сливной насос).

Используемый для этой цели пар называется отборным, а места его вывода из турбины — регенеративными  отборами. Как известно из термодинамики, регенеративный подогрев рабочего тела повышает КПД тепловых двигателей. В современных турбоустановках имеется обычно 7- 9 регенеративных подогревателей как поверхностного, так и смешивающего типа (рис. 3.16). Благодаря регенеративному подогреву питательной воды на тепловых электростанциях экономится до 14% топлива.

В схеме рис. 3.16а пар из отбора в количестве D с параметрами р, h смешивается в подогревателе с водой, нагревая ее до параметров насыщения ts, hs при давлении отборного пара р: Обозначим через Do расход питательной воды, равный расходу свежего пара на турбину, а через h'kэнтальпию воды в конденсатор и составим тепловой баланс подогревателя

из которого получим

,

где α=D/D0 - доля отборного пара или, что то же самое, количество килограммов отборного пара на 1 кг свежего пара; откуда  - приращение энтальпии воды в подогревателе при ее нагреве от температуры в конденсаторе tk до температуры насыщения отборного пара ts; q=h-h/s- теплота, отданная одним килограммом отборного пара. Внутренняя удельная работа турбины складывается из работы потока пара, направляемого в отбор и работы потока пара, поступающего в конденсатор и в сумме на 1 кг свежего пара составляет

Рис. 3.16. Регенеративная схема турбоустановки (а) и процесс в h, s–диаграмме(б):

1- поверхностный подогреватель; 2- смешивающий подогреватель; 3- конденсационный насос; 4- питательный насос; 5- сливной насос; пунктиром показаны линии конденсата отборного пара.

откуда

Из сравнения последнего равенства с (8) следует, что в регенеративных турбоустановках удельная внутренняя работа меньше, чем в безрегенеративных, на значение. В современных конденсационных турбоустановках отборы пара уменьшают вырабатываемую мощность примерно на 20%, т. е.

Доля пара, поступающего в конденсатор, ,отводимая в конденсаторе теплота qотв.р и подведенная в котле теплоты qор на 1 кг свежего пара в установках с регенерацией

Обозначим через h/so энтальпию воды на линии насыщения при давлении в котле и преобразуем равенство (1):

 

где - теплота, израсходованная в котле на парообразование и перегрев пара;  - теплота, необходимая для нагрева воды от температуры в конденсаторе tk до температуры насыщения в котле ts0. Для безрегенеративной схемы теплота, подведенная в котле, составляет

Из сравнения этого равенства с (2) видно, что в регенеративной схеме для получения пара требуются теплоты меньше на величину ∆h, составляющие в современных турбоустановках примерно 30 % q0 . Сравним КПД  турбоустановок с регенерацией и без регенерации. Для этого запишем внутренний абсолютный КПД  регенеративной установки по выработке электроэнергии, используя соотношение:

и, заменив входящие в него величины с помощью равенств описанных выше, получим

Таким образом, регенеративный подогрев воды позволяет значительно повысить КПД турбоустановки. Если турбина имеет не один, а z регенеративных подогревателей (см. рис. 3.16), то уравнение теплового баланса составляются для каждого подогревателя и из этих уравнений находятся доли отборного пара α1 2 ,…,αz, а за тем определяется доля пара, поступающего в конденсатор,

αk =1-α1 –α2-… -αz.

Внутренняя работа турбоустановки с отборами определяется равенством

где - действительный теплоперепад от паровпуска до точек отбора; - действительный теплоперепад от паровпуска до конденсатора.

Экономичность ТЭС существенно повышается при введении промежуточного перегрева пара. На рис. 3.17 приведены рабочие процессы пара в турбине для паротурбинных установок, схемы которых показаны на рис. 3.2а и 3.2б. Как видим, КЭС с промежуточным перегревом имеет большее значение энтальпии при равных значениях энтропии, а, значит, является более экономичной.

Рис.3.17. Рабочий процесс пара в hs диаграмме для КЭС на перегретом

паре без промежуточного перегрева (а) и с промежуточным перегревом (б):

h1 - h7  -  энтальпия пара в первом - седьмом отборах соответственно;

h0, hп.к — энтальпия пара на входе в турбину и входе в конденсатор;

s - энтропия; х — степень сухости

В нашей стране паротурбинные КЭС на органическом топливе без промежуточного перегрева работают при начальных давлениях пара р0  до 8,8 МПа и температуре перегретого пара на входе в турбину T0 до 5350С; по циклу с промежуточным перегревом начальные давления соответственно равны 12,7 и 23,5 МПа, а T0 =540-5600C. В таких условиях при обычных значениях конечного давления pк= 0,0035-0,0045 МПа влажность пара на выходе из проточной части турбины не превышает допустимых значений (13-14%).

Для восполнения потерь пара и конденсата в водяной тракт вводят добавочную воду (химическое обессоливание) либо дистиллят (термическое обессоливание). Требования к качеству химически обессоленной воды и к дистилляту определяются требованиями к качеству питательной воды современных котлов (барабанные с давлением пара до 14 МПа, прямоточные на 25 МПа), которое должно удовлетворять следующим нормам (табл. 1).

Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам:

Соединения натрия в пересчете на Nа…..Не более 100 мкг/кг

Сводная углекислота……………………….Не более 2 мг кг

Таблица.1. Качество питательной воды котлов

Нормируемые

показатели.

Барабанный котёл.

Прямоточный

котел.

Жидкое топливо.

Другие виды топлива.

Давление, МПа.

От 4 до10

10 и более

Содержание

соединений Na, мкг/кг

15-25

10-15

5

Общая жесткость

мкг-экв/кг.

3-5

1

0.2

Содержание

кремниевой кислоты,

мкг/кг.

80

40

15

Содержание кислорода

после деаэрации,

мкг/кг

20

10

10

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен дополнительно очищаться в блочной обессоливающей установке для очистки конденсата.

Питательная вода испарителей должна соответствовать по качеству питательной воде котлов давлением до 4 МПа. Греющий пар поступает в испаритель из отбора турбины; в испарителе происходит генерация насыщенного пара из химически очищенной деаэрированной воды, вторичный пар поступает в конденсатор испарителя, где и конденсируется основным конденсатом турбины. Конденсат вторичного пара является дистиллятом.

Регулирование подачи питательной воды в испаритель осуществляется автоматическим регулирующим клапаном по импульсу от указателя уровня воды в корпусе испарителя. Уровень воды поддерживается постоянным на высоте 500 мм над верхней частью греющей секции. Внутри вертикального сварного корпуса помещена греющая секция, к цилиндрической обечайке которой снизу  и сверху приварены трубные доски. В трубных досках развальцованы стальные кипятильные трубы.

3.1.7. Графики электрических нагрузок

Потребляемая мощность меняется в течении суток, что объясняется переменным характером потребления и его структурой. Основную нагрузку дает промышленное потребление электроэнергии, которое складывается из потребления односменных, двухсменных и трехсменных предприятий.

Рис.3.1.18. Суточные графики электрической нагрузки энергосистемы:

а- формирование суточных графиков нагрузки энергосистемы; б- графики нагрузки по дням недели.

Большая доля двухсменных предприятий предопределяет ночной провал электрической нагрузки. Суточный график электрической нагрузки энергосистемы отличается также по дням недели (рабочий и рабочий день) и по временам года. Наиболее электрические нагрузки имеет место осенью и зимой (осенний - зимний максимум), т.е. в период отопительного сезона.

        На рис. 3.1.18а показано формирование суточного графика электрической нагрузки рабочего дня как суммы нагрузки различных категорий потребителей. В результате наложения потребления двухсменных и односменных предприятий и нагрузки, имеющей пиковый характер, получается характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы с  ночным провалом, последующим быстрым утренним ростом нагрузки до утреннего пика, дневным неглубоким провалом, и последующим вечерним пиком, после которого следует быстрый спад нагрузки. Параллельная работа электростанций энергосистемы помогает покрывать этот переменный суточный график электрической  нагрузки.

Для обеспечения утреннего и особенно вечернего максимума подключаются пиковые электростанции, в часы ночного провала электрической нагрузки часть турбин и соответственно котлов разгружается и несет минимальную технически допустимую нагрузку (технический минимум), часть турбин и котлов выводится в резерв.

На рис. 3.1.18б показаны суточные графики электрической нагрузки энергосистемы, причем показана разница по дням недели, а также в субботу - график промежуточный между пятницей (рабочий день) и воскресеньем.

Таким образом, суммарная электрическая нагрузка распределяется между электростанциями энергосистемы с учетом их маневренности, т. е. способности к работе по переменному графику нагрузки, и тепловой экономичности.

На рис. 3.19а,б приведен характерный суточный график электрической нагрузки энергосистемы в зимний и летний дни. На рис. 3.19в показан годовой график продолжительности электрических нагрузок, который строится по суточным графикам нагрузки - зимнему и летнему, рабочего и нерабочего дней. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (график Росандера) описывается формулой

Рис.3.19. Суточный график электрической нагрузки энергоблока.

а- зимний день; б- летний день; в- построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности.

Здесь N, Nмакс—текущее и максимальное значение мощности; τ,τгод—текущее и годовое (8760 ч) время;

f коэффициент годовой нагрузки. Годовое потребление электрической энергии равно площади под кривой на графике Росандера:

Эгод=∫ Nd τ=fNмакc τгод

3.1.8. Системы теплоснабжения. Графики тепловых нагрузок

В России потребляется колоссальное количество теплоты для нужд промышленности и бытового потребления. При этом осуществляется линия на централизованное теплоснабжение, суть которого состоит в обеспечении теплотой ряда потребителей из одного источника. Укрупнение источников теплоты дает технические и экономические преимущества. Так, замена большого числа мелких отопительных котельных одной крупной районной котельной дает возможность применить мощные современные водогрейные котлы с высоким КПД, позволяющие существенно снизить численность обслуживающего персонала и загрязнение атмосферы вредными выбросами.

Централизованная система теплоснабжения включает источник теплоты (промышленная и районная отопительная котельная, теплоэлектроцентраль), трубопроводы для транспорта теплоты (паровые или водяные тепловые сети) и установки потребителей, использующие теплоту для технологических или бытовых нужд.

Централизованное теплоснабжение с ТЭЦ в качестве источника теплоты называется теплофикацией. Последняя благодаря комбинированной выработке электроэнергии и теплоты на ТЭЦ дает существенную экономию топлива. Технологические потребители являются, как правило, круглогодовыми и имеют преимущественно ровный суточный график нагрузки (нефтеперегонные заводы, нефтехимические и химические комбинаты и др.). Некоторые теплопотребляющие предприятия работают в две смены и имеют ночной провал тепловой нагрузки. Подача пара технологическим потребителям осуществляется обычно по однотрубному паропроводу надземной прокладки. Для возврата конденсата после каждого теплообменника у потребителей предусматривается конденсатоотводчик, после которого конденсат поступает в конденсатосборннк; из последнего конденсат забирается насосом и подается по конденсатопроводу на ТЭЦ. Рекомендуется применять непрерывную откачку конденсата. Во избежание кислородной коррозии конденсатопроводов применяют закрытые конденсатосборные установки, в которых попадание воздуха исключается созданием избыточного давления посредством паровой подушки.

В установках сбора конденсата осуществляется контроль за его качеством с помощью солемеров, которые дают сигнал на остановку перекачивающих насосов в случае превышения нормы загрязнения конденсата.

Давление и потребное количество технологического пара определяются на основании норм и тепловых расчетов теплообменников у потребителей.

Давление отпускаемого на ТЭЦ пара выше, чем давление у потребителя на значение гидравлического сопротивления подающего паропровода. Диаметр паропровода выбирается на основании технико-экономических расчетов. Снижение диаметра паропровода уменьшает его стоимость, но увеличивает гидравлическое сопротивление, а следовательно, повышает давление пара, отпускаемого от ТЭЦ.

К бытовому потреблению теплоты относятся отопление, вентиляция и горячее водоснабжение. Потребление теплоты на нужды отопления и вентиляции носит сезонный характер.

 Отопление действует в холодное  время года, в течение отопительного сезона. Начало отопительного сезона определяется снижением среднесуточной температуры наружного ниже +8°С в течение 3 суток подряд. Аналогично определяется и окончание отопительного сезона, только принимается во внимание повышение наружной температуры. Согласно санитарно-гигиеническим нормам температура внутри жилых помещении tв должна поддерживаться на уровне +18 0С, в школах, детских садах поликлиниках и больницах +20 0С, в общественных зданиях +16 0С. Посредством отопительных приборов необходимо передать столько теплоты, сколько теряет здание с тепловыми потерями Qт.п.. Величина последних зависит от кубатуры здания по наружному обмеру V, м3 и от разности внутренней и наружной температур tв- tнв:

Qт.п=x0V(tв- tнв)

где xо отопительная характеристика здания, выражающая потери теплоты через наружные ограждения здания; для производственных зданий приблизительно х0=0,50-0,85 Вт/м3*К. Для жилых зданий x0 подсчитывается по эмпирической формуле ВТИ

x0=а/,

где а=1.6 при толщине наружных стен 2,5 кирпича и двойном остеклении и а=2,0—2,2 для крупноблочных зданий из сборного железобетона.

Принятые на основе многолетних наблюдении значения расчетных наружных температур tнв даны в справочниках. Расход теплоты на вентиляцию подсчитывается аналогично расходу теплоты на отопление. Расчетное значение наружной температуры для вентиляции принимается выше, чем для отопления.  

Потребление теплоты на горячее водоснабжение является круглогодичным, однако средняя нагрузка снижается относительно зимней на 15-25%. График нагрузки горячего водоснабжения в течение 1 суток приведен на рис. 3.20 и подобен суточному графику потребления электроэнергии. Ночью имеет место глубокий провал нагрузки, затем утром—пик нагрузки, за которым следуют дневной провал примерно до среднесуточной нагрузки Qср и вечерний пик. Суточные графики нагрузки горячего водоснабжения  различны для различных дней недели. Особенно высокий вечерний пик эта нагрузка имеет в субботу.

 

Рис. 3.20. Суточный график нагрузки горячего водоснабжения.

При расчете тепловых нагрузок принимается постоянная средненедельная нагрузка горячего водоснабжения, которая подсчитывается по нормам на одного жителя и затем суммируется.

На рис. 3.21 приведена схема закрытой системы теплоснабжения. Движение воды в системе осуществляется с помощью сетевого насоса 1, установленного на ТЭЦ. Подогрев воды происходит в сетевых подогревателях 2 отборным паром и в пиковых водогрейных котлах 3, после чего сетевая вода поступает в подающую линию 4. Из последней сетевая вода поступает к абонентским установкам отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Рис. 3.21. Схема закрытой системы теплоснабжения.

3.2. Гидроэлектростанции

Гидроэлектрическая станция или 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.

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 приплотинные 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. 3.22). 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.

В соответствии с назначением гидроузла в его состав могут входить судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по специальным водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30—40 м,  к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сельские ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих отечественных ГЭС на больших равнинных реках. Волжская ГЭС им. 22-го съезда КПСС— наиболее крупная среди станций руслового типа.

При более высоких напорах оказывается нецелесообразным передавать на здание ГЭС гидростатичное давление воды. В этом случае применяется тип плотиной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за плотиной, примыкает к нижнему бьефу. В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнительных сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнительные водосбросы. Примером подобного типа станций на многоводной реке служит Братская ГЭС на реке Ангара.

Несмотря на снижение доли ГЭС в общей выработке, абсолютные значения производства электроэнергии и мощности ГЭС непрерывно растут вследствие строительства новых крупных электростанций. В 1969 в мире насчитывалось свыше 50 действующих и строящихся ГЭС единичной мощностью 1000 Мвт и выше, причём 16 из них — на территории бывшего Советского Союза.

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами — их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные удельные капиталовложения на 1 квт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.

3.3. Атомные электростанции

Атомная электростанция (АЭС) - электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горючем (в основе 233U, 235U, 239Pu). Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения мощностью 5 Мвт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева).

 

Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 3.23. Тепло, выделяется в активной зоне реактора, вбирается водой (теплоносителем 1-го контура), которая прокачивается  через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступав в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образованный пар поступает в турбину 4.

Наиболее часто на АЭС применяют 4 типа реакторов на тепловых нейтронах: 1) водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; 2) графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; 3) тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя; 4) графито-газовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем.

В России строят главным образом графито-водные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графито-газовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.

В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создается тот или иной термодинамический цикл АЭС. Выбор верхней температурной границы термодинамического цикла определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами теплоносителя, принятого для данного типа реактора. На АЭС тепловой реактор, которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах  с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая  АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева (рис. 3.2.4).

В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет  роль камеры сгорания.

При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, и топливо  выгорает. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку.

К реактору и обслуживающим его системам относятся: собственно реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляции контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы спец. вентиляции, аварийного расхолаживания и др.

В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные, особенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах топливо, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в спец. трубах-каналах, пронизывающих замедлитель,  заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы применяются в России (Сибирская, Белоярская АЭС и др.),

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью герметичным. Предусматривается система контроля мест возможной утечки теплоносителя, принимают меры, чтобы появление не плотностей и разрывов контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и окружающей местности. Оборудование реакторного контура обычно устанавливают  в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются, Радиоактивный воздух и небольшое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС спец. системой вентиляции, в которой для исключения возможности загрязнения атмосферы предусмотрены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит служба дозиметрического контроля.

При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения   герметичности   оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания.

Наличие  биологической защиты, систем специальной вентиляции и аварийного расхолаживания и службы дозиметрического контроля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вредных воздействий радиоактивного облучения.

Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию  машинного зала ТЭС. Отличительная, особенность большинства   АЭС — использование   пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабо перегретого.

При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов   и промежуточных  перегревателей пара. В связи с тем, что теплоноситель и содержащиеся в нём примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя. На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются.

В число специфичных требований к компоновке оборудования  АЭС входят: минимально возможная протяжённость коммуникаций, связанных с радиоактивными средами, повышенная жёсткость фундаментов и несущих конструкций реактора, надёжная организация вентиляции помещений. В реакторном зале размещены: реактор с биологической защитой, запасные ТВЭЛы и аппаратура контроля. АЭС скомпонована по блочному принципу реактор—турбина. В машинном зале расположены турбогенераторы и обслуживающие их системы. Между машинным и реакторным залами размещены вспомогательные оборудование и системы управления станцией.

В большинстве промышленно развитых стран (Россия, США, Англия, Франция, Канада, ФРГ, Япония, ГДР и др.)  мощность действующих и строящихся АЭС к 1980  доведена до десятков Гвт. По данным Международного атомного агентства ООН, опубликованным в 1967, установленная мощность всех АЭС в мире к 1980 достигла 300 Гвт.

За годы, прошедшие со времени пуска в эксплуатацию первой АЭС, было создано несколько конструкций ядерных реакторов, на основе которых началось широкое развитие атомной энергетики в нашей стране.

АЭС являющиеся наиболее современным видом электростанций, имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС.  Об экономичности и эффективности атомных электростанций может говорить тот факт, что  из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при сжигании примерно 3000 т каменного угля.

 Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форсмажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т. п. - здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.

4. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

4.1. Энергия солнца

Солнечное излучение — экологически чистый и возобновляемый источник энергии. Запасы солнечной энергии огромны, годовое количество поступающей на Землю энергии составляет 1,05 • 1018 кВт/ч, из них 2 • 1017 кВт • ч приходится на поверхность суши. Из этого количества энергии 1,62 • 1016 кВт • ч в год могут быть использованы без ущерба для окружающей среды, что эквивалентно сжиганию 2 • 1012 т условного топлива (т. у. т.) в год. Последняя цифра в 60 раз превышает прогнозируемое на 2020 год производство всех видов энергоресурсов на земном шаре (34,2млрд. т. у. т.).

Чтобы в полной мере использовать лучистую энергию Солнца, ее нужно превратить в какой-либо иной вид. Сохранить световой луч в банке еще никому не удавалось.

Один из наиболее распространенных и перспективных способов преобразования света – фотоэлектрический. Фотоны передают свою энергию электронам в полупроводниках. Возникает электрический ток.

Всегда ли нужно ломать голову, каким образом преобразовать свет в нужный нам вид энергии? Фотоны без каких-либо посредников “сами по себе” поглощаются атомами и, в конечном счете, увеличивают тепловую энергию вещества. Надо только суметь воспользоваться даровым теплом, и тогда не нужно будет тратить дефицитную электроэнергию (солнечная электроэнергия недешева), допустим, на обогрев помещений.

Однако использование этой энергии для производства электричества в крупных размерах сопряжено с большими трудностями, главные из которых — низкая плотность солнечной радиации на поверхности земли и прерывистый характер ее поступления (ночное время суток, облачность, пасмурные дни). Известные пути преодоления этих препятствий — создание аккумуляторов энергии и комбинированных солнечно-топливных или солнечно-атомных энергосистем, а также применение концентрирующих солнечную энергию устройств, повышающих ее плотность. К сожалению, эти решения не нашли широкого применения особенно в странах, расположенных в высоких широтах, из-за неконкурентоспособности с традиционными электростанциями.

Совершенно иных результатов можно было бы достичь, отказавшись от наземных солнечных электростанций и размещая их на геосинхронной орбите.

Идея солнечной космической электростанции (СКЭС) впервые была сформулирована в США Глезером П.Е. в 1968 году. Предлагалось разместить на геосинхронной орбите солнечные батареи большой мощности, снабженные преобразователями постоянного тока в сверхвысокочастотное (СВЧ) электромагнитное излучение. Выбор геосинхронной орбиты (порядка 36 000 км) в качестве места базирования СКЭС обеспечивает зависание станции над определенным пунктом на земной поверхности, а использование направленного пучка электромагнитного излучения позволяет передать энергию со станции на Землю, где она может быть преобразована в электрический ток промышленной частоты. Плоскость геосинхронной орбиты выбиралась совпадающей с экваториальной плоскостью Земли, наклоненной, как известно, на 23,50 к плоскости эклиптики, что обеспечивает почти круглогодичную освещенность панелей солнечных батарей. Затенение батарей тенью Земли наблюдается в точках весеннего и осеннего равноденствия и не превышает в общей сложности 1,2 ч.

Учитывая также, что плотность солнечной радиации на геосинхронной орбите составляет 1,4 кВт/м2, что в 2-2,5 раза больше, чем в среднем на Земле, становятся очевидными преимущества СКЭС перед наземными станциями.

 Разумеется, не менее очевидны и трудности, прежде всего экономические, связанные с реализацией этого проекта. Однако известным стимулом для развития работ в данном исправлении, помимо создания возобновляемого источника энергии, является решение проблемы сохранения окружающей среды от все более возрастающего теплового загрязнения планеты тепловыми отходами индустриальной цивилизации. Попытки отдельных стран оградить себя от пагубного влияния собственной индустрии, вынося ее за пределы национальной территории, неспособны уже сегодня решить эту глобальную проблему, и предлагаемое писателями-фантастами строительство заводов на околоземных орбитах не представляется предметом отдаленного будущего. Неудивительно поэтому, что с конца 60-х годов началась интенсивная теоретическая и экспериментальная проработка различных вариантов мощных солнечных станций на геосинхронной орбите и отдельных элементов их конструкции.

ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОЙ РАДИАЦИИ

В ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ТОК

К концу XX столетия человечество разработало и освоило ряд принципов преобразования тепловой энергии в электрическую энергию. Их можно условно разделить на машинные и безмашинные методы. Последние часто называют методами прямого преобразования энергии, поскольку в них отсутствует стадия преобразования тепловой энергии в механическую работу.

Среди машинных преобразователей наиболее известны паро- и газотурбинные установки, в течение столетия работающие на всех наземных тепловых и атомных электростанциях. Пригодны они и для работы в космосе, но в этом случае необходим специальный теплообменник — излучатель, выполняющий роль конденсатора пара. При этом если в наземной паротурбинной установке теплота конденсации отводится циркулирующей водой, то в условиях космоса отвод тепла отработавшего в турбине пара или газа (если это газовая турбина) возможен только излучением. Поэтому энергоустановка должна быть замкнутой. Принципиальная схема замкнутой газотурбинной установки (ЗГТУ) показана на рис. 2а. Здесь солнечная радиация, собранная концентратором 1 на поверхности солнечного котла 2, нагревает рабочее тело — инертный газ до температур порядка 1200-1500 кельвинов и под давлением, создаваемым компрессором 3, подает горячий газ на лопатки газовой турбины 4, приводящей в действие электрогенератор переменного тока 5. Отработавший в турбине газ поступает сначала в регенератор 6, где подогревает рабочий газ после компрессора, облегчая тем самым работу основного нагревателя — солнечного котла, а затем охлаждается в холодильнике - излучателе 7. Как показали наземные испытания трехкиловаттной газотурбинной установки, проведенные в 1977 году на пятиметровом фацетном параболическом концентраторе в Физико-техническом институте АН Узбекистана, установки такого типа весьма маневренны, выход на номинальные обороты (36000 об/мин) занимал не более 1 мин с момента наведения солнечного пятна на полость цилиндрического котла. КПД этой установки составил 11%.

Может показаться, что для солнечных энергоустановок, использующих бесплатную энергию, величина КПД не столь существенна, как для традиционных тепловых машин на органическом топливе. Однако это не так, ибо размеры и вес наиболее громоздких и тяжелых частей солнечных космических энергоустановок — концентратора и холодильника - излучателя – зависят, прежде всего, от КПД установки.

Возможно создание энергоустановки с паротурбинным преобразователем (рис. 2б).

Здесь собранная концентратором 1 солнечная энергия нагревает в солнечном котле 2 рабочую жидкость, переходящую в насыщенный, а затем и в перегретый пар, который расширяется в турбине 4, соединяющей с электрогенератором 5. После конденсации в холодильнике-излучателе 7 отработавшего в турбине пара его конденсат, сжимаемый насосом 8, вновь поступает в котел. Поскольку подвод и отвод тепла в этой установке осуществляются изотермически, средние температуры подвода и отвода оказываются выше, чем в газотурбинной установке (при одинаковых температурах подвода тепла), а удельные площади излучателя и концентратора могут оказаться меньше, чем в ЗГТУ.

Общим же недостатком всех машинных преобразователей является наличие в них вращающихся частей, что создает проблемы с поддержанием неизменной ориентации станции. Кроме того, из-за использования в качестве рабочего тела газа или пара необходима специальная защита излучателя от пробоя метеоритами.

ПРЯМОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ

В ЭЛЕКТРИЧЕСТВО

От недостатков, присущих машинным преобразователям, в известной степени свободны энергоустановки с так называемыми безмашинными преобразователями: термоэлектрическими, термоэмиссионными и фотоэлектрическими (солнечные батареи), непосредственно преобразующими энергию солнечного излучения в электрический ток.

Термоэлектрический метод

Термоэлектрогенераторы (ТЭГ) основаны на открытом в 1821 году немецким физиком Т.И. Зеебеком термоэлектрическом эффекте, состоящем в возникновении на концах двух разнородных проводников термо-ЭДС, если концы этих проводников находятся при разной температуре.

Открытый эффект первоначально использовался в термометрии для измерения температур. Энергетический КПД таких устройств-термопар, подразумевающий отношение электрической мощности, выделяемой на нагрузке, к подведенному теплу, составлял доли процента. Только после того, как академик А.Ф. Иоффе предложил использовать для изготовления термоэлементов вместо металлов полупроводники, стало возможным энергетическое использование термоэлектрического эффекта, и в 1940-1941 годах в Ленинградском физико-техническом институте был создан первый в мире полупроводниковый термоэлектрогенератор. В 40-50-е годы была разработана теория термоэлектрического эффекта в полупроводниках, а также синтезированы весьма эффективные (по сей день) термоэлектрические материалы.

Термоэмиссионный преобразователь (ТЭП)

Открытое Эдисоном явление получило название термоэлектронной эмиссии. Подобно термоэлектричеству, оно долгое время применялось в технике слабых токов. Позднее ученые обратили внимание на возможности использования метода для преобразования тепла в электричество.

Фотоэлектрический метод преобразования энергии

Солнечная батарея (рис. 5) основана на явлении внешнего фотоэффекта, проявляющегося на р-n -переходе в полупроводнике при освещении его светом. Создают р-n (или n-p) - переход введением в монокристаллический полупроводниковый материал-базу примеси с противоположным знаком проводимости. Например, в кремний вводят алюминий или литий. В результате при попадании на р-n -переход солнечного излучения происходит возбуждение электронов валентной зоны и образуется электрический ток во внешней цепи. КПД современных солнечных батарей достигает 13—15%. Наиболее перспективным для создания преобразователей СКЭС ультратонкие солнечные элементы, имеющие КПД порядка 15% при удельных характеристиках 1 кВт/м2 и 200 Вт/кг. При использовании в качестве преобразователя СКЭС мощностью 10 ГВт этих солнечных батарей их площадь составила бы 50км2 при весе 10 тыс.т.

4.2. Энергия ветра

Ветровая энергия представляет собой возобновляемый источник энергии, являющийся вторичным по отношению к солнечной энергии. Причиной возникновения ветра является разности температур  в атмосфере, образующиеся  в результате действия  солнечного излучения, которые, в свою очередь, обуславливают возникновение различных давлений. Ветер возникает в процессе рассеивания энергии, накопившейся вследствие наличия этих различных давлений.

По оценкам различных авторов, общий ветроэнергетический потенциал Земли равен 1200 ТВт, однако возможности использования этого вида энергии в различных районах Земли неодинаковы. Среднегодовая скорость ветра на высоте 20-30 м над поверхностью Земли должна быть достаточно большой, чтобы мощность воздушного потока, проходящего через надлежащим образом ориентированное вертикальное сечение, достигала значения, приемлемого для преобразования. Ветроэнергетическая установка, расположенная на площадке, где среднегодовая удельная мощность воздушного потока составляет около 500 Вт/м², может преобразовать в электроэнергию около 175 из этих 500 Вт/м².

Энергия, содержащаяся в потоке движущегося воздуха, пропорциональна кубу скорости ветра. Однако не вся энергия воздушного потока может быть использована даже с помощью идеального устройства. Теоретически коэффициент полезного использования (КПИ) энергии воздушного потока может быть равен 59,3%. На практике, согласно опубликованным данным, максимальный КПИ энергии ветра в реальном ветроагрегате равен приблизительно 50%, однако и этот показатель достигается не при всех скоростях, а только при оптимальной скорости, предусмотренной проектом. Кроме того, часть энергии воздушного потока теряется при преобразовании  механической энергии в электрическую, которое осуществляется с КПД обычно 75-95%. Учитывая все эти факторы, удельная электрическая мощность, выдаваемая реальным ветроэнергетическим агрегатом, видимо, составляет 30-40 % мощности воздушного потока при условии, что этот агрегат работает устойчиво в диапазоне скоростей, предусмотренных проектом. Однако иногда ветер имеет скорость, выходящую за пределы расчетных скоростей. Скорость ветра бывает настолько низкой, что ветроагрегат совсем не может работать, или настолько высокой, что ветроагрегат необходимо остановить и принять меры по его защите от разрушения. Если скорость ветра превышает номинальную рабочую скорость, часть извлекаемой механической энергии ветра не используется, с тем чтобы не превышать номинальный электрической мощности генератора. Учитывая эти факторы, удельная выработка электрической энергии в теченин года, видимо составляет 15-30% энергии ветра, или даже меньше, в зависимости от местоположения и параметров ветроагрегата.

Сооружаются ветроэнергетические установки преимущественно постоянного тока. Ветряное колесо приводит в движение динамо-машину-генератор электрического тока, который одновременно заряжает параллельно соединенные аккумуляторы. Аккумуляторная батарея автоматически подключается к генератору в тот момент, когда напряжение  на его выходных клеммах становится больше , чем на клеммах батареи, и также автоматически отключается при противоположном соотношении.

Особенности работы ветроэнергетических установок в настоящее время хорошо изучены. Проводятся испытания и совершенствуются конструкции ветроагрегатов. В близком будущем, вероятно, начнется их широкое производство. Построенные до настоящего времени очень крупные ветроагрегаты представляли собой лишь прототипы будущих установок. Все они работали в течение ограниченных периодов времени. Время от времени с ними случались аварии или неполадки, которых, вероятно, можно было бы избежать, если бы была проведена надлежащая техническая  подготовка. Нет никаких существенных технических проблем, которые бы ограничивали широкое использование ветроагрегатов в ближайшем будущем. В настоящее время в большинстве национальных программ преобладают двухлопастные пропеллерные ветроагрегаты с горизонтальной осью вращения. Подавляющее большинство  всех крупных ветроэлектрических агрегатов, построенных  в прошлом, имели двух- или   -трехлопастные ветроколеса. Однако строились и другие типы ветроагрегатов. Например,  ротор Дарье с вертикальной осью, однолопастной ветроагрегат с горизонтальной осью и т.д. Каждая из конструкций имеет определенные преимущества. Вместе с тем такие конструкции вряд ли станут преобладающими в развитии ветроэнергетики.

Несмотря на отсутствие необходимых данных о параметрах ветра и трудности с выбором площадок ветроагрегатов, представляется возможным дать приблизительную оценку вклада ветровой энергии в мировой энергетический баланс: в 1990г. установленная мощность 10 ГВт и годовое производство электроэнергии 30 ТВт*ч, а в 2000г. 200 ГВт и 900 ТВт*ч.

Решающим фактором, который определит, значителен ли будет вклад ветровой энергии  и удовлетворение потребностей человека в энергии в течение ближайших 50 лет, является возможность создания соответствующей технологии. Он связан в основном с национальной энергетической политикой, затратами и приемлемостью таких установок для населения.

Наиболее вероятно, что развитие ветроэнергетики в ближайшем будущем будет осуществляться на базе использования  ветроэнергетических установок в диапазоне единичных мощностей от 5 до 100 кВт. Такие установки будут применяться для нужд насосного водоснабжения и для сельской электрификации совместно с электрическими аккумулирующими устройствами, рассчитанными на электроснабжения потребителей в течение 2 суток. Разрабатываются  также ветроэнергетические установки единичной мощностью в диапазоне от 100 кВт до 5 МВт, предназначенные для выработки электроэнергии в составе существующих энергетических  систем.

Ветродвигатель, устройство, преобразующее энергию ветра в энергию вращательного движения. Основным рабочим органом ветродвигателя является вращающийся агрегат – колесо, приводимое в движение ветром и жестко связанное с валом, вращение которого приводит в действие оборудование, выполняющее полезную работу. Вал устанавливается горизонтально или вертикально. Ветродвигатели обычно используются для выработки энергии, потребляемой периодически: при накачке воды в емкости, помоле зерна, во временных, аварийных и местных сетях электропитания.

Первой лопастной машиной, использовавшей энергию ветра, был парус. Парус и ветродвигатель кроме одного источника энергии объединяет один и тот же используемый принцип. Исследования Ю. С. Крючкова показали, что парус можно представить в виде ветродвигателя с бесконечным диаметром колеса. Парус является наиболее совершенной лопастной машиной, с наивысшим коэффициентом полезного действия, которая непосредственно использует энергию ветра для движения.

Ветроэнергетика, использующая ветроколеса и ветрокарусели, возрождается сейчас, прежде всего, в наземных установках. В США уже построены и эксплуатируются коммерческие установки. Проекты наполовину финансируются из государственного бюджета. Вторую половину инвестируют будущие потребители экологически чистой энергии.

Принцип действия всех ветродвигателей один: под напором ветра вращается ветроколесо с лопастями, передавая крутящий момент через систему передач валу генератора, вырабатывающего электроэнергию, водяному насосу. Чем больше диаметр ветроколеса, тем больший воздушный поток оно захватывает и тем больше энергии вырабатывает агрегат.

Большинство типов ветродвигателей известны так давно, что история умалчивает имена их изобретателей. Основные разновидности ветроагрегатов изображены на рис. 4.3.

Они делятся на две группы:

– ветродвигатели с горизонтальной осью вращения (крыльчатые) (2...5);

– ветродвигатели с вертикальной осью вращения (карусельные: лопастные (1) и ортогональные (6)).

Типы крыльчатых ветродвигателей отличаются только количеством лопастей.

Рис.4.3. Типы ветродвигателей

Крыльчатые

Для крыльчатых ветродвигателей, наибольшая эффективность которых достигается при действии потока воздуха перпендикулярно к плоскости вращения лопастей-крыльев, требуется устройство автоматического поворота оси вращения. С этой целью применяют крыло-стабилизатор. Карусельные ветродвигатели обладают тем преимуществом, что могут работать при любом направлении ветра не изменяя своего положения.

Коэффициент использования энергии ветра (см. рис. 4(3.9)) у крыльчатых ветродвигателей намного выше, чем у карусельных. В то же время, у карусельных – намного больше момент вращения. Он максимален для каруcельных лопастных агрегатов при нулевой относительной скорости ветра.

Распространение крыльчатых ветроагрегатов объясняется величиной скорости их вращения. Они могут непосредственно соединяться с генератором электрического тока без мультипликатора. Скорость вращения крыльчатых ветродвигателей обратно пропорциональна количеству крыльев, поэтому агрегаты с количеством лопастей больше трех практически не используются.

Карусельные 

Различие в аэродинамике дает карусельным установкам преимущество в сравнении с традиционными ветряками. При увеличении скорости ветра

Рис. 4. Коэффициенты использования энергии ветра и вращающие моменты различных типов ветродвигателей

они быстро наращивают силу тяги, после чего скорость вращения стабилизируется. Карусельные ветродвигатели тихоходны и это позволяет использовать простые электрические схемы, например, с асинхронным генератором, без риска потерпеть аварию при случайном порыве ветра. Тихоходность выдвигает одно ограничивающее требование – использование многополюсного генератора работающего на малых оборотах. Такие генераторы не имеют широкого распространения, а использование мультипликаторов не эффективно из-за низкого КПД последних.

Еще более важным преимуществом карусельной конструкции стала ее способность без дополнительных ухищрений следить за тем «откуда дует ветер», что весьма существенно для приземных рыскающих потоков. Ветродвигатели подобного типа строятся в США, Японии, Англии, ФРГ, Канаде.

Карусельный лопастный ветродвигатель наиболее прост в эксплуатации. Его конструкция обеспечивает максимальный момент при запуске ветродвигателя и автоматическое саморегулирование максимальной скорости вращения в процессе работы. С увеличением нагрузки уменьшается скорость вращения и возрастает вращающий момент вплоть до полной остановки.

Ортогональные

Ортогональные ветроагрегаты, как полагают специалисты, перспективны для большой энергетики. Сегодня перед ветропоклонниками ортогональных конструкций стоят определенные трудности. Среди них, в частности, проблема запуска.

В ортогональных установках используется тот же профиль крыла, что и в дозвуковом самолете (см. рис. 3 (6)). Самолет, прежде чем «опереться» на подъемную силу крыла, должен разбежаться. Так же обстоит дело и в случае с ортогональной установкой. Сначала к ней нужно подвести энергию – раскрутить и довести до определенных аэродинамических параметров, а уже потом она сама перейдет из режима двигателя в режим генератора.

Сравнительно медленное внедрение ВЭУ в практическую энергетику обусловлено рядом объективных причин.

Первая причина связана с особенностями ветра как источника энергии. Ветер обладает крайне непостоянными характеристиками, имеет большие текущие (мгновенные) колебания скорости, средние скорости ветра существенно изменяются в суточном и годовом цикле. Мировая практика показала, что при среднегодовых скоростях ветра менее 4...5 м/с применение ВЭУ неэффективно. Исходя из этих условий, согласно ветровому кадастру страны, не более 40% ее территории может использоваться для выработки электроэнергии. Значительным ветроэнергетическим потенциалом обладают зоны побережья и островов Северного Ледовитого и Тихого океанов, Азово-Черноморская и Каспийская зоны

Вторая причина связана с особенностями преобразования энергии ветра в электрическую Во всем мире базовой моделью для ВЭУ единичной мощностью до 300 кВт является двух- или трехлопастное ветроколесо горизонтально-пропеллерного типа, поднятое на соответствующую высоту с помощью башни. Для ВЭУ мегаваттного класса разрабатываются конструкции с вертикальной осью вращения. Диаметр ветроколеса для малых мощностей измеряется метрами, средних и больших - десятками метров.

Третьей причиной медленного внедрения в практику ВЭУ является их высокая стоимость. По данным различных источников стоимость 1 кВт вводимой в эксплуатацию мощности ВЭУ составляет от 1000 до 1500 долл. США, что в несколько раз превышает капиталовложения в дизельные электростанции небольшой мощности (до 300 кВт), составляющие 200...250 долл./кВт.

Эти общеизвестные причины могут быть дополнены специфическими причинами отсутствия ВЭУ даже на тех объектах ОАЭ, где применение их по метеоусловиям кажется очевидным (объекты гидрометеослужб, объекты связи на Севере и Дальнем Востоке, вахтовые поселки, малые городки в районах нефтедобычи и лесоразработок и т.п.). К ним относятся:

1) специфические резкопеременные графики нагрузок;

2) соизмеримая мощность отдельных потребителей с мощностью источника и, как следствие, динамические нагрузки на источник;

3) наличие особой группы электроприемников I категории, не допускающих перерывов в электроснабжении;

4) высокие требования к надежности оборудования, обусловленные низкой квалификацией обслуживающего персонала и невозможностью проведения ремонтных работе межнавигационный период.

Можно указать следующие достоинства и недостатки энергии ветра: отсутствие влияния на тепловой баланс атмосферы Земли, отсутствие потребления кислорода, выбросов углекислого газа и других загрязнителей, возможность преобразования в различные виды энергии (механическую, тепловую, электрическую), однако при этом низка плотность энергии, приходящаяся на еденицу площади ветрового колеса; непредсказуемые изменения скорости ветра в течении суток и сезона требуют резервирования ветровой станции или аккумулирования произведенной энергии; отрицательное влияние на среду обитания человека и животных, на телевизионную связь и пути сезонной миграции птиц

Основным недостатком ветроэнергетических станций является изъятие под их строительство больших площадей земельных ресурсов. Под мощные промышленные ветроэнергетические станции необходима площадь из расчета от 5 до 15 км2/МВт в зависимости от розы ветров и местного рельефа района. Максимальная мощность, которая может быть получена с км2 площади меняется в зависимости от района использования, типа станций и технологических особенностей конструкции. Среднее значение находится в диапазоне 10 МВт. Для ВЭС мощностью 1000 МВт потребуется площадь 70-200 км2, хотя частично эти земли могут использоваться для сельскохозяйственных нужд, что в большей мере зависит от шумовых эффектов и степени риска при поломках ВЭУ. Например, у больших ВЭУ лопасть при поломках и отрыве может быть отброшена на 400-800 метров.

4.3. Геотермальная энергия

В мире промышленное освоение геотермальных ресурсов началось после создания и пуска в Италии в 1916 г. геотермальной электростанции мощностью 7.5 МВт с тремя турбинами фирмы "Франко Този" мощностью по 2,5 МВт каждая. Однако широкое промышленное строительство геотермальных электростанций было развернуто только в 60-х гг. в США, Новой Зеландии, Японии, Исландии и других странах.

Суммарная установленная мощность действующих на конец 1990 г. ГеоТЭС по всем странам мира оценивается в 7.3 млн. кВт. Наибольший прогресс в этой области достигнут в США, на Филиппинах, в Мексике, Италии, Японии, причем только на создание новых технологий за последние 20 лет затрачено около 2 млрд. долларов США.

Рассмотрим области применения геотермального тепла в различных регионах России. Основными направлениями развития генерирующих мощностей в энергетике страны на ближайшую перспективу является техническое перевооружение и реконструкция электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей. Прежде всего, это строительство парогазовых установок с КПД 55…60%, что позволит повысить эффективность существующих ТЭС на 25..40%. Следующим этапом должно стать сооружение тепловых электростанций с использованием новых технологий сжигания твердого топлива и со сверхкритическими параметрами пара для достижения КПД ТЭС, равного 46..48%. Дальнейшее развитие получат и атомные электростанции с реакторами новых типов на тепловых и быстрых нейтронах.

Важное место в формировании энергетики России занимает сектор теплоснабжения страны, который является самым большим по объему потребляемых энергоресурсов – более 45% их общего потребления. Электростанциями отпускаются более 34% всего тепла, котельными – примерно 50%. В соответствии с энергетической стратегией России до 2020 года планируется рост теплопотребления в стране не менее чем 1,3 раза. Повышение цен, которое произошло в последние годы, на органическое топливо (газ, мазут, дизельное топливо) и на его транспортировку в отдельные районы России и, соответственно, объективный рост отпускных цен на электрическую и тепловую энергии принципиально изменяют отношения к использованию возобновляемых источников энергии: геотермальной, ветровой, солнечной и энергии биомасс. Так, развитие геотермальной энергетики в отдельных регионах страны позволяет уже сегодня решать проблему электро- и теплоснабжения, в частности, на Камчатке, Курильских островах, а также на Северном Кавказе и в отдельных районах Сибири и европейской части России. В числе основных направлений совершенствования и развития систем теплоснабжения должно стать расширение использования местных и нетрадиционных возобновляемых источников энергии и, в первую очередь, геотермального тепла земли.

Уже в ближайшие 7 – 10 лет с помощью современных технологий локального теплоснабжения благодаря геотермальному теплу можно сэкономить значительные ресурсы органического топлива.

Наряду с огромными ресурсами органического топлива Россия располагает значительными запасами тепла земли, которые могут быть приумножены за счет геотермальных источников, находящихся на глубине от 300 до 2500 метров в основном в зонах разломов земной коры. Территория России хорошо исследована, и сегодня известны основные ресурсы тепла земли, которые имеют значительный промышленный потенциал, в том числе и энергетический. Более того, практически везде имеются запасы тепла с температурой от 30 до 220 ºС.

В 1965-1967 годах на Камчатке были построены две ГеоЭС: Паужетская, которая до сих пор работает и производит самую дешевую электроэнергию, и Паратунская - первая в мире ГеоЭС с бинарным циклом, являющаяся прототипом около 400 ГеоЭС, построенных в других странах. Однако после этого ГеоЭС не строились, так как цены на органическое топливо и его доставку были низкими и строительство ГеоЭС считалось не рентабельным, а экологические проблемы в то время не были так актуальны.

В связи с изменением цен на топливо и транспорт, а также переделом форм собственности, в России в 90-е годы было создано несколько акционерных обществ: АО «Энергия», АО «Интергеотерм», АО «Наука» и другие, которые при поддержке Миннауки России, Минэнерго России, РАО «ЕЭС России» и РАН организовали производство отечественного оборудования для ГеоЭС и ГеоТС. Сегодня в России ГеоЭС и ГеоТС работают и строятся на Камчатке и на Курильских островах.

Верхне–Мутновская ГеоЭС (ВМГеоЭС) полностью создана Российскими учеными, специалистами и производителями оборудования (АО «КТЗ», АО «ЗиО» и другие) в короткие сроки, так как при этом был использован богатый опыт отечественного энергомашиностроения, в том числе атомной и оборонной промышленности. Одновременно с созданием ВМГеоЭС ОАО «Камчатскэнерго» построило ВЛ от Мутновского геотермального поля до города Елизово (77 км), которые успешно эксплуатируются уже 3 год, и мощную электроподстанцию в городе Елизово, способную принимать до 200 МВт(э).

Опыт эксплуатации Верхне-Мутновской ГеоЭС подтвердил правильность принятых научно-технических решений. Зимой 2001 года два энергетических блока надежно работали и постоянно выдавали в электросеть мощность более 100% номинальной, а сейчас успешно работают все три энергоблока. Опытно-промышленная Верхне-Мутновская геотермальная электростанция - это самостоятельное ОАО ОП ВМГеоЭС, которое предназначено, прежде всего, для отработки нового оборудования, внедрения технологий в области геотермальной энергетики, исследования геотермального резервуара и производства электроэнергии.

В то же время почти вся Камчатка и другие регионы России располагают значительными запасами геотермальной воды с температурой более 85 ˚С, позволяющей получать электроэнергию на ГеоЭС с бинарным циклом. Использование блочных ГеоЭС с бинарным циклом мощностью от 300 кВт до 10 МВт будет способствовать обеспечению удаленных поселков Камчатки, Чукотки и Сибири электричеством и теплом. Поэтому следующим этапом является создание четвертого энергоблока ВМГеоЭС и исследования комбинированной ГеоЭС с бинарным циклом.

Создание ВМГеоЭС вместе с ВЛ, двумя электроподстанциями и строительством дороги (60 км) открыло путь к освоению Мутновского геотермального поля. Это геополе хорошо изучено, здесь пробурено более 90 скважин различного типа. Сегодня потенциал Мутновского геотермального поля оценивается в 300 МВт.

В 2002 году ОАО «Геотерм» при активной поддержке правительства, Минфина России и РАО «ЕЭС России» завершило строительство Мутновской ГеоЭС-1 мощностью 50 (2×25) МВт.

Создание и строительство первой очереди Мутновской ГеоЭС- хороший пример современного международного сотрудничества в области энергетики. Этот проект реализуется при участии кредита (99,9 млн. дол.) Европейского банка реконструкции и развитии (ЕБРР), который ОАО «Геотерм» получил под гарантии правительства России (заем Минфина России). Основное энергетическое оборудование для МГеоЭС изготовлено в нашей стране (около 80%), а остальная часть – в Германии, на Украине, в США и в Финляндии.

Международные тендеры на строительство Мутновской ГеоЭС «под ключ» выиграли Российские организации: ВО «Технопромэкспорт» - строительство энергетического блока; ОАО «Камчатагропромстрой» - обустройство геотермального поля; ОАО «Сахалингеология» - ремонт скважин и бурение новых. Основной учредитель ОАО «Геотерм» - РАО «ЕЭС России»; оно же является инвестором и организатором развития геотермальной энергетики на Камчатке. Европейский банк при поддержке Мирового экологического фонда (GEF) выделил ОАО «Геотерм» грант для разработки бизнес-плана II очереди МГеоЭС. Тендер на подготовку бизнес-плана выиграла известная английская компания PB Power, которая в сотрудничестве с Российскими компаниями и специалистами подготовила бизнес-план, показала перспективу и привлекательность строительства II очереди МГеоЭС. На Камчатке создана современная строительная инфраструктура, которая позволит сразу после окончания строительства I очереди МГеоЭС перейти к строительству II очереди МгеоЭС мощностью 100 МВт – МГеоЭС-II.   

Успешная реализация проекта МГеоЭС-I открывает путь зарубежным банкам, сбербанку России и крупным инвесторам для участия в строительстве МГеоЭС-II. В связи с уменьшением выбросов СО2 в атмосферу в центре Камчатки GEF планирует выделить грант до 15 млн. долларов на строительство МГеоЭС-II.

Исходя из сказанного, строительство и пуск в эксплуатацию МГеоЭС-II становится весьма привлекательным проектом для банков и инвесторов, так как срок его окупаемости уменьшается и, как следствие, возрастает прибыль инвесторов.

Из всего вышесказанного можно сделать следущие выводы:

  1.  Практически на всей территории России имеются уникальные запасы геотермального тепла с температурами теплоносителя (вода, двухфазный поток и пар) от 30 до 220 ˚С.
  2.  В последние годы в России на основе крупных фундаментальных исследований были созданы геотермальные технологии, способные быстро обеспечить эффективное применение тепла земли на ГеоЭС и ГеоТС для получения электроэнергии и тепла.
  3.  Геотермальная энергетика должна занять важное место в общем балансе использования энергии. В частности, для реструктуризации и перевооружения энергетики Камчатской области, Курильских островов и частично Приморья, Сибири и Северного Кавказа следует использовать собственные геотермальные ресурсы.
  4.  Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников тепла позволит снизить расход органического топлива на 20…25 %.
  5.  Для привлечения инвестиций и кредитов в энергетику следует выполнять эффективные проекты и гарантировать своевременный возврат заемных средств, что возможно только при полной и своевременной оплате электричества и тепла, отпущенных потребителям.
  6.  В России разработана, построена и пускается в эксплуатацию первая в мире экологически чистая геотермальная электрическая станция.
  7.  Создание и строительство ВМГеоЭС показывают, что в России создана геотермальная промышленность, способная в короткие сроки построить серию геотермальных электрических и тепловых станций блочного типа для Камчатки и Курильских островов, которые полностью удовлетворяют их потребности в электроэнергии и тепле.
  8.  пуск в эксплуатацию ВМГеоЭС открывает реальный путь освоения Мутновского геотермального поля, так как для этого в трудно доступных местах была построена мощная ВЛ протяженностью 90 км и в основном построена дорога протяженностью 60 км.
  9.  Эксплуатация Верхне – Мутновской ГеоЭС позволит подавать электроэнергию в центр Камчатки, а так же обеспечивать электроэнергией строительство первой очереди Мутновской ГеоЭС мощностью 40 (2×20) МВт, которое уже началось при финансовой поддержке (кредит) Европейского банка реконструкции и развития.
  10.   Верхне – Мутновскую ГеоЭС можно рассматривать как опытно – промышленную электростанцию в развитии геотермальной энергетики России. Так, уже сегодня планируется увеличение ее мощности до 19 МВт путем строительства дополнительного энергетического блока с комбинированным циклом (паровая турбина 2,5 МВт + бинарная установка на изопентане 5,5 МВт).
  11.   Создание и пуск в эксплуатацию модульных геотермальных электрических и тепловых станций, а также создание ГеоЭС с комбинированным циклом вновь вводят Россию в число передовых стран в области геотермальной энергетики.

4.4. Энергия морей и океанов

Энергия океана - огромный источник природных энергетических ресурсов. В числе основных установок, использующих энергию океана, рассматриваются:

  1.  Приливные электростанции (ПЭС);
  2.  Волновые электростанции (ВолЭС);
  3.  Электростанции морских течений (ЭСМТ);
  4.  Энергоустановки, использующие наличие температурного градиента между верхними и нижними слоями Мирового океана так называемые гидротермальные электростанции (ГиТЭС);

В основе работы волновых энергетических станций лежит воздействие волн на рабочие органы, выполненные в виде поплавков, маятников, лопастей, оболочек и т.п. Механическая энергия их перемещений с помощью электрогенераторов преобразуется в электрическую энергию.

Виды волновых энергетических установок и принцип работы

Участвуя в глобальных солнечно-земных процессах океаны, по оценкам различных источников, располагают совокупной волновой энергией до 3*1014 кВт час. При этом океанские волны способны развивать наибольшую для возобновляемых источников энергии удельную мощность. Так сравнительно небольшая волна высотой 5 м в расчете на один квадратный метр колеблющейся поверхности развивает мощность более 10 кВт. Специалисты утверждают, что уже сейчас за счет энергии океанских волн возможно получение электроэнергии производительностью до 10 млрд. кВт. Эта величина составляет незначительную долю совокупной мощности волн морей и океанов Земли. Вместе с тем она больше мощности всех электростанций, работавших на земле в 1990 г.

Уже несколько десятилетий в ряде стран проявляется большой интерес к разработке поплавковых волновых электростанций (ПВЭС), использующих морские волны в качестве первичных источников энергии. Однако до настоящего времени устройства, создаваемые на базе известных технических решений не позволяли технически адекватно решить данную задачу.

Установки с пневматическим преобразователем

В волновых  установках с пневматическими преобразователями под действием волн воздушный поток периодически изменяет свое направление на обратное. Для этих условий и разработана турбина Уэллса, ротор которой обладает выпрямляющим действием, сохраняя неизменным направление своего вращения при смене направления воздушного потока, следовательно, поддерживается неизменным и направление вращения генератора. Турбина нашла широкое применение в различных волноэнергетических установках.

Волновая энергетическая установка "Каймей"

Волновая энергетическая установка "Каймей" ("Морской свет") – самая мощная действующая энергетическая установка с пневматическими преобразователями. Построена в Японии в 1976 г. Она использует волнение высотой до 6 – 10 м. На барже длиной 80 м, шириной 12 м, высотой в носовой части 7 м, в кормовой – 2,3 м, водоизмещением 500 т установлены 22 воздушных камеры, открытые снизу; каждая пара камер работает на одну турбину Уэллса. Общая мощность установки 1000 кВт.

Первые испытания были проведены в 1978 – 1979 гг. близ города Цуруока. Энергия передавалась на берег по подводному кабелю длиной около 3 км.

Норвежская промышленная волновая станция

В 1985 г. в Норвегии в 46 км к северо-западу от города Берген построена промышленная волновая станция, состоящая из двух установок. Первая установка на острове Тофтесталлен работала по пневматическому принципу. Она представляла собой железобетонную камеру, заглубленную в скале; над ней была установлена стальная башня высотой 12,3 м и диаметром 3,6 м. Входящие в камеру волны создавали изменение объема воздуха. Возникающий поток через систему клапанов приводил во вращение турбину и связанный с ней генератор мощностью 500 кВт, годовая выработка составляла 1,2 млн. кВт·ч. Зимним штормом в конце 1988 г. башня станции была разрушена. Разрабатывается проект новой башни из железобетона.

Конструкция второй установки состоит из конусовидного канала в ущелье длиной около 170 м с бетонными стенками высотой 15 м и шириной в основании 55 м, входящего в резервуар между островами, отделенный от моря дамбами, и плотины с энергетической установкой.

Волны, проходя по сужающемуся каналу, увеличивают свою высоту с 1,1 до 15 м и вливаются в резервуар площадью 5500 кв. м, уровень которого на 3 м выше уровня моря. Из резервуара вода проходит через низконапорные гидротурбины мощностью 350 кВт. Станция ежегодно производит до 2 млн. кВт·ч электроэнергии.

Английский "Моллюск"

В Великобритании разрабатывается оригинальная конструкция волновой энергетической установки типа "моллюск", в которой в качестве рабочих органов используются мягкие оболочки – камеры, в которых находится воздух под давлением, несколько большим атмосферного. Накатом волн камеры сжимаются, образуется замкнутый воздушный поток из камер в каркас установки и обратно. На пути потока установлены воздушные турбины Уэллса с электрогенераторами.

Сейчас создается опытная плавучая установка из 6 камер, укрепленных на каркасе длиной 120 м и высотой 8 м. Ожидаемая мощность 500 кВт. Дальнейшие разработки показали, что наибольший эффект дает  расположение камер по кругу. В Шотландии на озере Лох-Несс была испытана установка, состоящая из 12 камер и 8 турбин, укрепленных на каркасе диаметром  60 м и высотой 7 м. Теоретическая мощность такой установки до 1200 кВт.

Волновой плот Коккерела

Впервые конструкция волнового плота была запатентована в СССР еще в 1926 г. В 1978 г. в Великобритании проводились испытания опытных моделей океанских электростанций, в основе которых лежит аналогичное решение. Волновой плот Коккерела состоит из шарнирно соединенных секций, перемещение которых относительно  друг друга  передается насосам с электрогенераторами. Вся конструкция удерживается на месте якорями. Трехсекционный волновой плот Коккерела длиной 100 м, шириной 50 м и высотой 10 м может дать мощность до 2 МВт.

В СССР модель волнового плота испытывалась в 70-х гг. на Черном море. Она имела длину 12 м, ширину поплавков 0,4 м. На волнах высотой 0,5 м и длиной 10 – 15 м установка развивала мощность 150 кВт.

"Утка Солтера"

Проект, известный под названием "утка Солтера", представляет собой преобразователь волновой энергии. Рабочей конструкцией является поплавок ("утка"), профиль которого рассчитан по законам гидродинамики. В проекте предусматривается монтаж большого количества крупных поплавков, последовательно укрепленных на общем валу. Под действием волн поплавки приходят в движение и возвращаются в исходное положение силой собственного веса. При этом приводятся в действие насосы внутри вала, заполненного специально подготовленной водой. Через систему труб различного диаметра создается разность давления, приводящая в движение турбины, установленные между поплавками и поднятые над поверхностью моря. Вырабатываемая электроэнергия передается по подводному кабелю. Для более эффективного распределения нагрузок на валу следует устанавливать 20 – 30 поплавков.

В 1978 г. была испытана модель установки длиной 50 м, состоявшая из 20-ти поплавков диаметром 1 м. Выработанная мощность составила 10 кВт.

Разработан проект более мощной установки из 20 – 30 поплавков диаметром 15 м, укрепленных на валу, длиной 1200 м. Предполагаемая мощность установки 45 МВт.

Подобные системы установлены у западных берегов Британских островов Предполагается, что они смогут обеспечить потребности Великобритании в электроэнергии.

Поплавковые волновые электростанции

Одним из перспективных средств преобразования энергии волн является новая поплавковая волновая электростанция (ПВЭС) морского базирования, разработанная и запатентованная компанией "Прикладные технологии".

Основными элементами ПВЭС являются механический преобразователь энергии волн, электрогенератор и накопитель энергии, размещенные внутри герметичной капсулы – поплавка. Капсула – поплавок имеет форму цилиндра. Из конструктивных соображений подводной части корпуса поплавка может придаваться иная форма. Механический преобразователь энергии волн состоит из колебательной системы и механического привода, раскручивающего электрогенератор. Под действием морской волны поплавок – ПВЭС выводится из состояния покоя. Капсула вместе со всем содержимым начинает совершать колебательные движения, находясь под действие силы притяжения Земли и Архимедовой силы. После перехода капсулы в колебательное движение колебательная система преобразователя также приходит в движение. Через некоторое время в такой системе устанавливается режим вынужденных колебаний с частотой, близкой к частоте колебаний поплавка в воде. Механический привод, сцепленный с колебательной системой, передает вращательное усилие на вал электрогенератора, вырабатывающего электроэнергию. Для повышения эффективности действия электростанции в ее состав входит накопитель энергии.

Использование накопителя энергии в качестве энергетического буфера позволяет создавать запас энергии в периоды неполной нагрузки электрогенератора, а в периоды максимальной нагрузки или морского затишья поддерживать его вращение. Исходя из принципа действия ПВЭС данного типа, частота колебаний капсулы в воде не зависит от особенностей процесса волнообразования в море, который, как правило, носит случайный характер. Устройство ПВЭС обеспечивает надежное функционирование системы ПВЭС–волна–Земля при любых длинах, скоростях, интенсивностях и направлениях распространения морских волн. В зависимости от назначения возможно создание модулей ПВЭС, как на малые (менее 1 кВт), так и на большие (более 1 кВт) выходные мощности. ПВЭС большой мощности могут образовываться путем составления многомодульных связок из оптимальных по характеристикам ПВЭС.

Суммарная электрическая выходная мощность таких связок может составлять десятки мегаватт. Многомодульные связки ПВЭС могут располагаться в акваториях мирового океана с высокой волнообразующей активностью, в местах мало или совсем не пригодных для мореплавания. Положение этих связок может фиксироваться как путем заякоривания или прикрепления к объектам на берегу, так и при помощи судов, перемещающих связки ПВЭС в акватории океанов с активностью. Подчеркнем еще раз, что эксплуатацию ПВЭС в больших масштабах возможно осуществить не нанося вреда окружающей среде путем освоения пространств, не пригодных для жизни человека, и использования "бросовых" первичных источников энергии, неприменимых с точки зрения традиционного энергопроизводства. Наряду с такими достоинствами, как использование возобновляемых источников энергии и экологическая чистота, эти электростанции позволили бы свести к нулю не только факторы тепло-газо-пылевого загрязнения, присущие тепловым электростанциям, но даже такие. факторы загрязнения окружающей среды, создаваемые наземными ветроэлектростанциями, как шум и вибрация. Экономические оценки стоимости подобных проектов в зависимости от технического облика показывают, что цена одного киловатт-часа энергии, вырабатываемой ПВЭС значительно ниже других электроустановок соответствующей мощности. Чрезвычайно широк круг возможных применений ПВЭС. Так ПВЭС различной мощности могут быть использованы для энергообеспечения прибрежных и островных поселений. В качестве основных или аварийных энергоблоков ПВЭС могут быть также использованы для электроснабжения морских судов. Одномодульные ПВЭС уже сейчас используются в качестве источников питания для световых и радиомаяков. На базе маломощных ПВЭС возможно создание метеосистем, глобальных и региональных систем связи и навигации, систем телекоммуникации, а также аппаратуры аварийного индивидуального жизнеобеспечения и для других применений. Мощные многомодульные связки ПВЭС могут служить хорошей энергетической базой для создания экологически чистых объектов перерабатывающей промышленности морского и прибрежного базирования. На таких объектах можно было бы осуществлять переработку морепродуктов; опреснять воду; организовать химическое производство на основе электролиза морской воды, а на основе электросинтеза получать мономеры и полимеры. В процессе электролиза морской воды помимо получения водорода и кислорода возможно производство озона, тяжелой воды, хлора, щелочей, различных солей, кислот и окислителей, многих других веществ и соединений для промышленного использования Энергопромышленные комплексы на базе многомодульных ПВЭС явятся хорошей предпосылкой для развития возможностей и других областей экономики. Электроэнергия, вырабатываемая ПВЭС может быть не только использована непосредственно объектами переработки или производства, но и накоплена с помощью различных аккумулирующих устройств для последующего использования.

Особенно перспективно использование мощных многомодульных ПВЭС для масштабного электролизного производства водорода, кислорода и озона. Использование ПВЭС, электролизеров и морской воды для производства водорода намного предпочтительнее основного процесса, используемого в настоящее время и основанного на конверсии углеводородов или нефтепродуктов. Тем более, что запасы этих ископаемых ресурсов сокращаются. Возможно, именно последнее обстоятельство определит нишу ПВЭС как незаменимого звена в проблеме становления экологически безопасной водородной энергетики на Земле.

Классификация использования ПВЭС:

Маломощные ПВЭС. Преобразующие электронные устройства. Энергообеспечение:

1. Прибрежных и островных поселений;

2. Морских судов, в том числе аварийное;

3. Аварийных систем жизнеобеспечения;

4. Меосистем;

5. Стовых и радиомаяков;

6. Гбальных и региональных систем навигации и связи;

7. Систем телекоммуникаций.

Мощные ПЭВС. Плавучие заводы:

  1.  Переработка морепродуктов;
  2.  Химическое производство;
  3.  Электролизное производство;
  4.  Переработка флоры и фауны морей в продукты питания и в сырье для технических нужд;
  5.  Производство водорода и кислорода на основе электролиза воды; развитие на этой базе водородной энергетики с использованием экологически чистых тепловых машин и электрохимических генераторов.

  1.  Вторичные источники ресурсов

Эффективным возобновляемым источником энергии является биомасса. Ресурсы биомассы в различных видах есть почти во всех регионах мира, и почти в каждом из них может быть налажена ее переработка в энергию и топливо. На современном уровне за счет биомассы можно перекрыть 6-10% от общего количества энергетических потребностей промышленно развитых стран.

Биомасса сегодня является четвертым по значению топливом в мире, давая ежегодно 1250 млн. т у. т. энергии и составляя около 15% всех первичных энергоносителей (в развивающихся странах - до 38%).

Россия обладает 20% мировых лесных запасов, но в лесу ежегодно остается до 500 млн. кубометров перезрелой древесины, которая захламляет леса, увеличивает пожарную опасность. На различных стадиях переработки древесины появляются древесные отходы, которые составляют около 40% от исходного сырья. В России имеется достаточная сырьевая база для использования древесины в качестве энергетического топлива.

Растительная биомасса, в том числе древесное сырье, является единственным видом возобновляемого ресурса. При разумном использовании этого сырья оно может обеспечить потребности современной цивилизации как в промышленной продукции (бумага, стройматериалы, мебель), так и в энергетическом топливе. Ежегодная потребность мировой энергетики составляет 10 млрд. тонн условного топлива. Прирост растительной биомассы может полностью удовлетворить потребности человечества, поскольку ежегодно на поверхности Земли выращивается порядка 60 млрд. м3, что эквивалентно 30 млрд. тонн угля.

Использование биомассы может проводиться в следующих направлениях:

  1.  Прямое сжигание

Биомасса, главным образом в форме древесного топлива, является основным источником энергии приблизительно для 2 млрд. человек. В целом биомасса дает седьмую часть мирового объема топлива, а по количеству полученной энергии занимает наряду с природным газом третье место. Из биомассы получают в 4 раза больше энергии, чем дает ядерная энергетика.

Древесное топливо относится к экологически чистым видам топлива, минимально загрязняющим окружающую среду. В нем практически отсутствует сера, и содержание азота не превышает 1% от массы, то есть при сжигании древесины образуется очень мало вредных окислов азота и серы.

Существует два способа использования древесины в качестве топлива — прямое одностадийное сжигание в слоевых топках на колосниковой решетке и двухстадийное сжигание, включающее предварительное превращение твердой древесины в газовое топливо с последующим сжиганием газа в различных устройствах (камерных топках, паровых и водогрейных котлах, в химических печах, в двигателях внутреннего сгорания, в бытовых печах и газовых плитах). Область использования газового топлива значительно шире, технологичнее, легче автоматизируется, меньше загрязняет окружающую среду.

В зависимости от способа подвода теплоты различают два метода газификации: автотермический и аллотермический. При осуществлении автотермического процесса газификации теплота, необходимая для осуществления реакций, получается в процессе сжигания части исходного топлива внутри аппарата — газогенератора (газификатора). В настоящее время генераторы автотермического метода газификации наиболее конструктивно разработаны и получили широкое распространение.

Газовое топливо, получаемое в газогенераторах на воздушном дутье, может быть использовано в стационарных топочных устройствах, газовых турбинах и двигателях внутреннего сгорания вместо жидкого топлива и природного газа. В аллотермических газогенераторах необходимая для процесса нагревания исходного топлива и процесса газификации теплота подается внутрь газогенератора или через поверхность стенок, или путем подачи нагретого до 800-1000° С газового теплоносителя.

Аллотермические газогенераторы в настоящее время находятся в стадии экспериментальных исследований и опытной проверки. Газовое топливо, получаемое с их помощью, может быть использовано для бытовых нужд, для заправки газовых баллонов и в качестве топлива для транспортных средств, при баллонной системе хранения.

2. Биогаз

В нетрадиционной энергетике особое место занимает переработка биомассы (органических сельскохозяйственных и бытовых отходов) метановым брожением с получением биогаза, содержащего около 70% метана, и обеззараженных органических удобрений. Чрезвычайно важна утилизация биомассы в сельском хозяйстве, где на различные технологические нужды расходуется большое количество топлива и непрерывно растет потребность в высококачественных удобрениях. Всего в мире в настоящее время используется или разрабатывается около 60-ти разновидностей биогазовых технологий.

Биогаз — это смесь метана и углекислого газа, образующаяся в процессе анаэробного сбраживания в специальных реакторах — метантэнках, устроенных и управляемых таким образом, чтобы обеспечить максимальное выделение метана. Энергия, получаемая при сжигании биогаза, может достигать от 60 до 90% той, которой обладает исходный материал. Другое, и очень важное, достоинство процесса переработки биомассы состоит в том, что в его отходах содержится значительно меньше болезнетворных микроорганизмов, чем в исходном материале.

Получение биогаза экономически оправдано и является предпочтительным при переработке постоянного потока отходов (стоки животноводческих ферм, скотобоен, растительных отходов и т.д.). Экономичность заключается в том, что нет нужды в предварительном сборе отходов, в организации и управлении их подачей; при этом известно, сколько и когда будет получено отходов.

Получение биогаза, возможное в установках самых разных масштабов, особенно эффективно на агропромышленных комплексах, где существует возможность полного экологического цикла. Биогаз используют для освещения, отопления, приготовления пищи, для приведения в действие механизмов, транспорта, электрогенераторов.

Подсчитано, что годовая потребность в биогазе для обогрева жилого дома составляет около 45 м3 на 1 м2 жилой площади, суточное потребление при подогреве воды для 100 голов крупного рогатого скота — 5-6 м3. Потребление биогаза при сушке сена (1 т) влажностью 40% равно 100 м3, 1 т зерна — 15 м3, для получения 1 кВт·ч электроэнергии — 0,7-0,8 м3.

Следует отметить, что смесь биогаза и природного газа в соотношении 1:10 является по своим характеристикам полностью взаимозаменяемой с природным газом.

Биогаз и когенерационные установки.

Биогаз в качестве топлива для когенерационных установок.

Когенерационные установки представляют собой оборудование для комбинированного производства тепла и электроэнергии. B установках малой мощности применяются преимущественно поршневые двигатели внутреннего сгорания, приспособленные для сжигания газового топлива. Главным топливом бывает природный газ, но все чаще применяются и альтернативные виды топлива, прежде всего различные виды биогаза. Биогаз можно получать с помощью биогазовых станций, сооруженных около водоочистительных станций, свалок коммунальных отходов или земледельческих организаций, специализирующихся в животноводческом производстве.

Экономические преимущества при применении когенерационных установок на биогазовых станциях.

Наряду с производством тепла при сжигании биогаза, например, в котлах, когенерация предлагает и возможность производства электрической энергии, которая может быть использована для собственных нужд объекта или может продаваться в общую распределительную сеть. Производство электроэнергии для собственных нужд в этом случае приходится значительно дешевле по сравнению с покупкой ее из сети, а в случае ее продажи можно воспользоваться выгодными тарифами для электроэнергии, произведенной из обновительных источников энергии. Поскольку биогаз является сопроводительным продуктом при переработке органических отходов, затраты по эксплуатации установки будут связаны только с отчислениями на оборудование и на сервисное обслуживание. Доходы будут составлять как сэкономленные средства за тепло и электроэнергию, так и средства за продажу электричества в сеть.

Предположения для использования биогаза в качестве горючего когенерационных установок.

Для того, чтобы когенерационная установка могла работать на биогазе с ожидаемым экономическим эффектом, нужно уточнить следующее:

Каковы свойства биогаза?

Свойства биогаза являются решающим фактором для его применения с точки зрения вредных веществ и энергетического содержания (теплотворности). Важной считается следующая информация:

  •  содержание метана (лучше полный состав газа);
  •  постоянство качества газа; 
  •  содержание вредных веществ.

Какой объем газа и способ его улавливания в газгольдер?

Объем улавливаемого газа влияет на выбор типа когенерационной установки.

Доступность газопровода?

Если есть возможность подсоединения к газопроводу, можно использовать двухтопливную когенерационную установку для комбинированного использования как природного газа, так и биогаза (переключение топлива). Это выгодно при нерегулярном объеме подаваемого биогаза. При низком качестве биогаза можно его обогатить смешиванием с природным газом.

Какие требования предоставляются к способу работы когенерационной установки?

Будет она работать параллельно с сетью или будет целесообразно использовать ее и в качестве аварийного источника электроэнергии, или эксплуатировать ее в автономном режиме?

Какой действительный расход энергии объекта и ее цена?

Эти данные важно знать для выбора подходящего типа когенерационной установки и способа ее эксплуатации.

Требования к свойствам биогаза.

Свойства биогаза являются одним из главных параметров, которые влияют на пригодность его использования в качестве топлива для двигателя когенерационной установки. Некоторые свойства могут значительно повысить цену целого проекта, или сделать его невозможным. К оценке биогаза поэтому следует приступать с полной ответственностью. При его оценке следует знать следующие свойства:

Содержание метана CH4:

— нормальное содержание 55-65%. Минимальной считается 50-процентная концентрация.

Давление биогаза:

— давление газа при сжигании в когенерационной установке находится в пределах от 1,5 до 10 кПа.

Постоянство качества газа (константный состав и давление биогаза):

— оказывает влияние на стабильность работы и количество выпускаемых эмиссий.

Содержание вредных веществ (прежде всего соединения серы, флора и хлора):

— эти соединения могут вызвать коррозию компонентов всасывающего тракта и внутренних частей двигателя, соприкасающихся со смазочным маслом. При более высоком содержании серы является целесообразным устанавливать сероочиститель.

Использование отходов сельскохозяйственного производства.

Обострение экологических проблем, истощение запасов невозобновляемых энергоресурсов, рост цен на них, обусловили интерес к разработке и использованию технологии биоконверсии органических отходов для получения энергии.

Известно, что животные плохо усваивают энергию растительных кормов и более половины ее уходит в навоз, который является ценным органическим удобрением и может быть при этом использован в качестве возобновляемого источника энергии. Концентрация животных на крупных фермах и комплексах обусловили увеличение объемов навоза и навозных стоков, которые должны утилизироваться, не загрязняя окружающую среду.

Одним из путей рациональной утилизации навоза и навозных стоков является их анаэробное сбраживание, которое обеспечивает обезвреживание навоза и сохранение его как удобрения при одновременном получении биогаза.

При анаэробном сбраживании навоза получается 2 вида полезных продуктов — биогаз и удобрения. Их свойства представлены в табл. 10 и 12.

Таблица 10 

Показатель

СН4

Компонеты CO2

Н2

H2S

Смесь 60% СН4 + 40% COz

Объемная доля, %

55-70

27-44

1

3

100

Объемная теплотасгорания, МДж/м3

35,8

10,8

22,8

21,5

Температура воспламенения, °С

650-750

585

650-750

Плотность:

 

 

 

 

 

нормальная, г/л

0,72

1,98

0,09

1,54

1,20

критическая, г/л

102

408

31

349

320

Выход биогаза зависит как от исходного сырья (табл. 11) так и от технологии переработки.

Таблица 11: влияние вида исходного сырья на выход биогаза

Исходное сырье

Выход биогаза из 1 кг сухого вещества, л/кг.

Содержание метана в газе, %

Трава

630

70

Древесная листва

220

59

Сосновая игла

370

69

Ботва картофельная

420

60

Стебли кукурузы

420

53

Мякина

615

62

Солома пшеничная

340

58

Солома льняная

360

59

Шелуха подсолнечника

300

60

Навоз КРС

200..300

60

Конский навоз с соломой

250

56..60

Домашние отходы и мусор

600

50

Фекальные осадки

250..310

60

Твердый осадок сточных вод

570

70

Таблица 12: химический состав навоза в зависимости

от длительности сбраживания (% на сырое вещество).

Продолжительность сбраживания, сутки

Азот общий, N

Азот аммонийный, N-NH4

Р205

K2O

С : Nобщ

0 (контроль)

0,32

0,13

0,11

0,24

12,2

5

0,31

0,13

0,11

0,24

11,9

10

0,31

0,16

0,11

0,24

10,5

15

0,31

0,16

0,11

0,24

9,6

Метановое сбраживание навоза обеспечивает его дезодорацию, дегельминтизацию, уничтожение способности семян сорных растений к всхожести, перевод удобрительных веществ в легкоусвояемую растениями минеральную форму. При этом питательные (для растений) вещества — азот, фосфор и калий — практически не теряются.

Из данных табл. 12 о химическом составе сброженного навоза, полученных на биогазовой установке ВИЭСХ, следует, что при анаэробной обработке навоза фосфор и калий практически полностью сохраняются в сброженной массе. Потери азота, которые при других методах обработки навоза составляют до 30%, в процессе метаногенеза не превышают 5%. При этом значительная часть азота, присутствующего в свежем навозе в форме органических соединений, в сброженном — содержится в аммиачной форме, которая быстро усваивается растениями.

4.6. Водородная энергетика

Водород — самый распространённый элемент во Вселенной (92%). Он преимущественно составляет межзвездное вещество, формирует основную массу звезд. Наше Солнце, по меньшей мере, наполовину состоит из водорода. Собственно, звезды светят благодаря непрерывному термоядерному «сгоранию» водорода в недрах звезд и превращению его в инертный гелий. Своим существованием мы обязаны энергии сгорания водорода на Солнце. И когда запасы солнечного водорода иссякнут, жизнь на Земле станет невозможной — и потому, что погаснет наше светило, и потому, что не станет воды. Правда, иссякнут они, по заявлению ученых, лишь через 30 миллиардов лет. Так что на наш век хватит.

В земной природе встречается преимущественно в связанном виде (вода, минералы, уголь, нефть, живые существа, органические вещества). В свободном виде небольшие количества водорода иногда выбрасываются вулканами, в результате диффузии рассеиваясь в атмосфере. А так как средняя скорость теплового движения молекул водорода из-за их малой массы близка ко второй космической, то из слоев атмосферы эти молекулы улетают в космическое пространство.

Свойства водорода

При обычных условиях водород — газ без цвета и запаха, почти в 15 раз легче воздуха. Обладает очень высокой теплопроводностью, сравнимой с теплопроводностью металлов. Это происходит из-за легкости молекул водорода и, следовательно, большой скорости их движения. Водород хорошо растворяется в некоторых металлах: в одном объеме палладия, например, растворяется до 900 объемов водорода. В соотношении 2:1 с кислородом образует взрывчатый гремучий газ. Температура сгорания водорода чрезвычайно высока — 2800оС. Водород является великолепным восстановителем.

Применение и получение водорода сегодня

Широкое применение водород нашел в химической промышленности —при синтезе аммиака, изготовления соляной и метиловой кислот, получения метилового спирта. В пищевой промышленности его используют для превращения жидких жиров в твердые (их гидрогенизации). Учитывая «невесомость» водорода, им заполняли и заполняют оболочки летательных аппаратов легче воздуха. Сначала это были воздушные шары, позднее — аэростаты и дирижабли, сегодня (вместе с гелием) — метеорологические зонды. Высокая температура горения, а в сочетании с электрической дугой она достигает 4000оС, обеспечивает расплав даже самых тугоплавких металлов. Поэтому кислородно-водородные горелки используют для сварки и резки металлов. В цветной металлургии восстановлением водородом получают особо чистые металлы из оксидов. В космической технике отечественная ракета-носитель «Энергия» с успехом использует водород в качестве топлива.

Различают лабораторные и промышленные способы получения водорода.

В лабораторных условиях в настоящее время применяется:

  •  взаимодействие активных металлов с кислотами — неокислителями:
    Zn + 2HCl = ZnCl
    2 + H2 
  •  взаимодействие алюминия (или цинка) с водными растворами щелочей:
    2Al + 2NaOH + 6H
    2O = 2Na[Al(OH)4] + 3H2

В промышленности:

  •  электролиз воды и водных растворов щелочей и солей:
    2H
    2O = 2H2+ O2
    2NaCl + 2H
    2O = H2+ Cl2+ 2NaOH
  •  пропускание паров воды над раскалённым углём при 1000 оC:
    C + H
    2O = CO + H2 
  •  конверсия метана при 900 оC:
    CH
    4 + H2O = CO + 3H2 .

Преимущества водорода как топлива по сравнению с бензином.

  •  Неисчерпаемость. В Мировом океане водорода содержится 1,2×1013 т., дейтерия — 2×1013 т. Суммарная масса водорода составляет 1% общей массы Земли, а число атомов — 16%. Особенно важен здесь тот фактор, что при сгорании водород превращается в воду и полностью возвращается в круговорот природы.
  •  Весовая теплотворная способность водорода (28630 ккал/кг) в 2,8 раза выше по сравнению с бензином.
  •  Энергия воспламенения в 15 раз меньше, чем для углеводородного топлива.
  •  Максимальная скорость распространения фронта пламени в 8 раз больше по сравнению с углеводородами.
  •  Излучение пламени в 10 раз меньше по сравнению с пламенем углеводородов.
  •  Экологичность. При использовании водорода как топлива исключается возможность усиления парникового эффекта, не выделяются вредные вещества (автомобильный двигатель выбрасывает 45 токсичных веществ, в том числе и канцерогены), нет опасности образования застойных зон водорода: он легко улетучивается.

Отрицательные качества водорода: это низкие плотность и объемная теплотворная способность, более широкие пределы взрываемости и более высокая температура воспламенения по сравнению с углеводородами. Применение концепции энергоаккумулирующих веществ позволит снизить негативное влияние этих недостатков водорода как топлива, которые заметно перекрываются его достоинствами.

Водород вообще можно считать универсальным топливом, поскольку он обладает абсолютной экологической чистотой, может заменить бензин, дизельное топливо и мазут в тепловых двигателях (автомобильных, тракторных, комбайновых, локомотивных, судовых, вспомогательных и др.), пригоден для всех видов тепловых двигателей: поршневых с воспламенением от искры и сжатия, поршнетурбинных, во всех типах турбоустановок, двигателя Стирлинга, двигателей прямой реакции, для бытовых целей.

Принцип работы топливного элемента:

Водородный топливный элемент представляет собой устройство, преобразующее химическую энергию  реакции соединения водорода с кислородом в электричество.

  1.  Водород поступает на анод топливного элемента, где атомы разлагаются на электроны и протоны. Для ускорения процесса используют катализатор.
  2.  Электроны поступают в электрическую цепь, создавая ток.
  3.  Протоны проходят через полимерную электролитическую мембрану.
  4.  Кислород (из окружающего воздуха) поступает на катод и соединяется с протонами и электронами водорода, образуя воду.
  5.  Побочными продуктами реакции являются тепло и водяной пар.

Заключение

По мнению ученых в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется теплоэнергетика на невозобновляемых 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 десятки-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.

Учитывая  результаты существующих прогнозов по истощению к середине – концу следующего столетия запасов нефти, природного газа и других традиционных энергоресурсов, а также сокращение потребления угля (которого, по расчетам, должно хватить на 300 лет) из-за вредных выбросов в атмосферу, а также употребления ядерного топлива, которого при условии интенсивного развития реакторов-размножителей хватит не менее чем на 1000 лет можно считать, что на данном этапе развития науки и техники тепловые, атомные и гидроэлектрические источники будут еще долгое время преобладать над остальными источниками электроэнергии. Уже началось удорожание  нефти, поэтому тепловые электростанции на этом топливе будут вытеснены станциями на угле.

Некоторые ученые и экологи в конце 1990-х гг. говорили о скором запрещении государствами Западной Европы атомных электростанции. Но исходя из современных анализов сырьевого рынка и потребностей общества в электроэнергии, эти утверждения выглядят неуместными.

Неоспорима роль энергии в поддержании и дальнейшем развитии цивилизации. В современном обществе трудно найти хотя бы одну область человеческой деятельности, которая не требовала бы прямо или косвенно больше энергии, чем ее могут дать мускулы человека.

Потребление энергии важный показатель жизненного уровня. В те времена, когда человек добывал пищу, собирая лесные плоды и охотясь на животных, ему требовалось в сутки около 8 МДж энергии. После овладения огнем эта величина возросла до 16 МДж: в примитивном сельскохозяйственном обществе она составляла 50 МДж, а в более развитом – 100 МДж.

За время существования нашей цивилизации много раз происходила смена традиционных источников энергии на новые, более совершенные. И не потому, что старый источник был исчерпан.

Солнце светило и обогревало человека всегда, и тем не менее однажды люди приручили огонь, начали жечь древесину. Затем древесина уступила место каменному углю. Запасы древесины казались безграничными, но паровые машины требовали более калорийного "корма".

Но и это был лишь этап. Уголь вскоре уступает свое лидерство на энергетическом рынке нефти.

И вот новый виток в наши дни ведущими видами топлива пока остаются нефть и газ. Но за каждым новым кубометром газа или тонной нефти нужно идти все дальше на север или восток, зарываться все глубже в землю. Немудрено, что нефть и газ будут с каждым годом стоить нам все дороже.

Замена? Нужен новый лидер энергетики. Им, несомненно, станут ядерные источники.

Запасы урана, если, скажем, сравнивать их с запасами угля, вроде бы не столь уж и велики. Но зато на единицу веса он содержит в себе энергии в миллионы раз больше, чем уголь.

А итог таков: при получении электроэнергии на АЭС нужно затратить, считается, в сто тысяч раз меньше средств и труда, чем при извлечении энергии из угля. И ядерное горючее приходит на смену нефти и углю. Всегда было так: следующий источник энергии был и более мощным. То была, если можно так выразиться, "воинствующая" линия энергетики.

В погоне за избытком энергии человек все глубже погружался в стихийный мир природных явлений и до какой-то поры не очень задумывался о последствиях своих дел и поступков.

Но времена изменились. Сейчас, в конце 20 века, начинается новый, значительный этап земной энергетики. Появилась энергетика "щадящая". Построенная так, чтобы человек не рубил сук, на котором он сидит. Заботился об охране уже сильно поврежденной биосферы.

Несомненно, в будущем параллельно с линией интенсивного развития энергетики получат широкие права гражданства и линия экстенсивная: рассредоточенные источники энергии не слишком большой мощности, но зато с высоким КПД, экологически чистые, удобные в обращении.

Яркий пример тому - быстрый старт электрохимической энергетики, которую позднее, видимо, дополнит энергетика солнечная. Энергетика очень быстро аккумулирует, ассимилирует, вбирает в себя все самые новейшие идей, изобретения, достижения науки. Это и понятно: энергетика связана буквально со Всем, и Все тянется к энергетике, зависит от нее.

Поэтому энергохимия, водородная энергетика, космические электростанции, энергия, запечатанная в антивеществе, "черных дырах", вакууме, - это всего лишь наиболее яркие вехи, штрихи, отдельные черточки того сценария, который пишется на наших глазах и который можно назвать Завтрашним Днем Энергетики.

Литература

  1.  Под. ред. Белосельского В.И. Топливоиспользование и тепломассобменные процессы в парогенераторах. - М.: Машиностроение, 1982.
  2.  Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1982.
  3.  А.В.Троицкий. Природоохранные проблемы в гидроэнергетике. М. Энергия. - 2003, № 5. С. 29-34.
  4.  Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР. - М.: Энергоатомиздат, 1982г.
  5.  Стефан Е.П. Основы автоматического регулирования теплоэнерге-тических объектов. - М.: Наука, 1973.
  6.  Стырикович М.А., Катковская К.Я., Серов Е.П. Парогенераторы электростанций. – М.-Л.: Энергия, 1966.
  7.  Вукалович М.П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. – М: Машиностроение, 1967.
  8.  Газомазутные паровые котлы типа Е(ДЕ). Техническое описание, инструкция по монтажу, обслуживанию и ремонту 00.0303.002 ИЭ. – Бийск: Бийскэнергомаш, 1995.
  9.  Зыков А.К. Паровые и водогрейные котлы. - М.: Машиностроение, 1987.
  10.  Роддатис К.Ф., Справочник по котельным установкам малой мощности. – М.: Машиностроение, 1984.
  11.  Марочкин В.К. Паровые, водогрейные котлы низкого давления. Справочник. - М.: Энергетика, 1991.
  12.  Тепловые и атомные электрические станции / Под ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1988.
  13.  Стерман Л.С., Лавыгин Л.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов. – 3-е изд.,перераб. – МЭИ, 2004. – 424 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

62670. «Серебряный век» русской поэзии. Историко-культурная ситуация в России конца ХIХ начала ХХ века 17.33 KB
  Обучающая цель: дать представление общественно-исторической обстановки начала ХХ века под влиянием которой в России сформировались новое искусство и литература. Вид урока: урок лекция с элементами беседы Межпредметная связь: История России конец...
62671. Задача на пропорциональное деление 20.9 KB
  Работать над развитием мышления; составлять взаимно обратные задачи; выявлять закономерности; преобразовывать условия задач; научить находить разные способы решения задач. Объявление цели и задачи урока. Сегодня на уроке будем решать примеры задачи научимся решать задачу нового типа.
62674. Решение систем линейных уравнений способом сложения 74.55 KB
  Ход урока Организационный момент Здравствуйте ребята Вы готовы к уроку Кто сегодня дежурный Кто отсутствует Мотивация урока Сегодняшний урок я хотел бы начать с философской загадки Вальтера: Что самое быстрое но и самое медленное самое большое но и самое маленькое...
62676. Деление с остатком 18.95 KB
  Основные цели: Продолжать знакомиться с делением с остатком. Учить производить деление с остатком аналитическим способом через подбор наибольшего возможного неполного делимого...
62677. Запись решения задачи в виде одного выражения 15.99 KB
  Планируемые результаты: Предметные: Сформировать навык решения задач в виде записи решения задачи; Метапредметные: Развивать навык рещения составных задач; Личностные: Воспитывать внимательность; Этапы урока время Задачи этапа...