Типы тепловых электростанций

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

Классификация тепловых электростанций

1. По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разде­ляются на районные и промышленные.

Районные электростанции — это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей рай­она (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электро­энергию, часто сохраняют за собой историческое название – ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростан­ции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.

Промышленные электростанции – это электростанции, обслуживаю­щие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химиче­ской продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.

2. По виду используемого топлива тепловые электростанции разделя­ются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядер­ном горю­чем.

За конденсационными электростанциями, работающими на органиче­ском топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС – тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употреб­ляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепло­выми электростанциями, работающими на принципе преобразования теп­ловой энергии в электрическую.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европей­ской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива — мазут, используя последний ввиду его высокой стоимости только в крайних случаях; такие ТЭС называют газома­зутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь – низкокалорийный уголь или отходы добычи высококалорийного каменного угля (антрацито­вый штыб – АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС назы­вают пылеугольными.

3 . По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преоб­разования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в меха­ническую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину – паровую турбину. ПТУ – основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газо­турбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции назы­вают ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позво­ляет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться кон­денсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В настоящее время в России работает четыре новых ПГУ-ТЭЦ (Северо-Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга, Калининградская, ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» и Сочинская), построена также теплофикационная ПГУ на Тюменской ТЭЦ. В 2007 г. введена в эксплуатацию Ивановская ПГУ-КЭС.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энерге­тических установок – энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конден­сации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (кол­лектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

5. По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических параметров (ССКП).

Критическое давление – это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской тепло­энергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД – 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 560 °С (вплоть до 620 °С), использование которых требует новых материалов и новых кон­струкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень парамет­ров строят в несколько этапов – очередями, параметры которых повыша­ются с вводом каждой новой очереди.

Общее представление о тепловой электростанции

Уже отмечалось, что ТЭС – это огромное промышленное предпри­ятие по производству электроэнергии. Основным «сырьем» для работы ТЭС является органическое топливо, содержащее запас химической энер­гии, измеряемый теплотой сгорания. Теплота сгорания (ккал/кг) – количество тепловой энергии, которое выделяется при полном сгорании единицы рабочей массы (1 кг) жидкого или твердого топлива. Наибольшей "калорийностью" обладают мазут и антрацит, наименьшей – торф.

Антраци́т (от лат. anthracites, из др.-греч. «уголь; карбункул») – самый древний из ископаемых углей.

Характеризуется большой плотностью и блеском. Содержит 95% углерода. Применяется как твердое высококалорийное топливо (теплотворность 6800—8350 ккал/кг).

Антрацит – это самый древний ископаемый уголь. По своим характеристикам и свойствам антрацит более всего похож на каменный уголь. Их разница, правда, заключается в том, что в составе антрацита больше углерода (более 90%). То есть, это значит, что антрацит более горючее вещество, чем используемый нами обычно уголь. По цвету он бывает как бархатным, так и железно-черным и обязательно со стальным блеском. Если говорить о горении антрацита, то он горит только при сильной тяге воздуха. Причем горит либо почти без пламени или иногда даже и вовсе без него. Стоит также заметить, что горит антрацит не только без пламени, но без запаха и без дыма. Но при этом он не спекается. По своей характеристике антрацит тверже каменного и бурого угля. Хотя так же, как и они, он является продуктом медленного гниения растений и получается из того, что они образуют после разложения. Иногда можно встретить залежи антрацита совсем рядом с залежами каменного угля.

Ценность антрацита заключается, прежде всего, в природе его происхождения. Обычно уголь представляет собой закаменевшие растительные остатки, а у антрацита эти остатки максимально преобразованы, поэтому их практически невозможно обнаружить и идентифицировать. В общей структуре ископаемых углей его доля незначительна и составляет приблизительно до 3% от общего объема.

Р азведанные мировые запасы антрацита – 28,2 млрд т, в том числе в России – 6,7 млрд т. Основные угленосные бассейны: Пенсильванский (США), Альберта (Канада), Витбанк (ЮАР); на Украине — восточная часть Донецкого бассейна. В России — Кузнецкий, Тунгусский, Таймырский бассейны, Горловский бассейн.

На рис. 2 показана диаграмма превращения теплоты топлива на ТЭС с тремя газомазутными энергоблоками электрической мощностью по 800 МВт, осредненная за годовой период. Отношение количества энер­гии, отпущенной ТЭС потребителям за некоторый промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнергии. Для ТЭС, баланс теплоты которой приведен на рис. 2, он составляет 38,4 %.

Топливо подается в котел и для его сжигания туда же подается окис­литель – воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы. В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг топлива требуется 10-15 кг воздуха и, таким образом, воздух – это тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки которого в зону горения необходимо иметь мощные вентиляторы. В резуль­тате химической реакции горения, при которой углерод С топлива превра­щается в оксиды СО₂ и СО, водород Н₂ – в пары воды Н₂О, сера S – в оксиды SO₂ и SO₃ и т.д., образуются продукты сгорания топлива – смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, выра­батываемой ТЭС.

Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энер­гию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до тем­пературы 130-160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляет 5-15 %.

Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде, обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот пар направляется в паровую турбину. На выходе из турбины с помощью аппарата, который называется конденсатором, поддерживается глубо­кий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3-8 кПа (напом­ним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечи­вает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразу­ется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором элек­трогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар) функционирования ТЭС.

Для работы конденсатора, который не только обеспечивает низкое дав­ление за турбиной, но и заставляет пар конденсироваться (превращаться в воду), требуется большое количество холодной воды. Это – третий вид «сырья», поставляемый на ТЭС, и для функционирования ТЭС он не менее важен, чем топливо. Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся природ­ных источников воды (река, море), либо строят искусственные накопители (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители и др.).

Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты кон­денсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, посту­пающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепло­вое загрязнение окружающей среды.

Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде теплоты (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в густом состоянии в железнодорожных цистернах), либо в виде электро­энергии (например, на привод электродвигателей насосов и вентиляторов различного назначения). Эту энергию называют собственными нуждами.

Технологический процесс преобразования химической энергии топлива в электроэнергию на ТЭС

Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органи­ческом топливе, пока практически не интересуясь процессами, происходя­щими в ее оборудовании.

Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:

• энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воз­дух для горения. В топке котла идет процесс горения — химическая энер­гия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питатель­ная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением 13—24 МПа по одному или нескольким трубопроводам подается в паро­вую турбину;

• турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приво­дит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из ста­тора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;

• конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из тур­бины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень сущест­венно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовав­шейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;

• питательный насос для подачи питательной воды в котел и созда­ния высокого давления перед турбиной.

Таким образом, в паротурбинной установке (ПТУ) над рабочим телом совершается непрерывный цикл преобразования химической энергии сжигаемого топлива в электри­ческую энергию.

Кроме перечисленных элементов, реальная ПТУ дополнительно содержит большое число насосов, теплообменников и других аппаратов, необходимых для повышения ее эффективности.

Рассмотрим технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе (рис. 3).

Основными элементами рассматриваемой электростанции являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механиче­скую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устрой­ства (электрогенератор, трансформатор и др.), обеспечивающие выра­ботку электроэнергии.

Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспреде­лительному пункту (ГРП) 1. Здесь его давление снижается до нескольких атмосфер и он подается к горелкам 2, расположенным в поде котла (такие горелки называются подовыми).

Собственно котел представляет собой (вариант) П-образную конст­рукцию с газоходами прямоугольного сечения. Левая ее часть называется топкой. Внутренняя часть топки свободна, и в ней происходит горение топлива, в данном случае газа. Для этого к горелкам специальным дутье­вым вентилятором 28 непрерывно подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 25. На рис. 3 показан так называемый вращаю­щийся воздухоподогреватель, теплоаккумулирующая набивка которого на первой половине оборота обогревается уходящими дымовыми газами, а на второй половине оборота она нагревает поступающий из атмосферы воздух. Для подавления образования оксидов азота используется рецирку­ляция: часть дымовых газов, уходящих из котла, специальным вентилято­ром рециркуляции 29 подается к основному воздуху и смешивается с ним. Горячий воздух смешивается с газом и через горелки котла пода­ется в его топку — камеру, в которой происходит горение топлива. При горении образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.

Стены топки облицованы экранами 19 — трубами, к которым пода­ется питательная вода из экономайзера 24. На схеме изображен так назы­ваемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, про­ходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Широкое распространение полу­чили барабанные котлы, в экранах которых осуществляется многократ­ная циркуляция питательной воды, а отделение пара от котловой воды происходит в барабане.

Пространство за топкой котла достаточно густо заполнено трубами, внутри которых движется пар или вода. Снаружи эти трубы омываются горячими дымовыми газами, постепенно остывающими при движении к дымовой трубе 26.

Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элемен­тов. В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Пар покидает котел и поступает по паропроводу к паровой турбине.

Мощная турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин – цилиндров.

К первому цилиндру – цилиндру высокого давления – пар подводится непосредственно из котла, поэтому он имеет высокие параметры (240 ат/540 ⁰С). На выходе из этого цилиндра пар имеет 35 ат/340 ⁰С. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа деталей в последнем цилиндре. Поэтому из цилиндра высокого давления относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) пар посту­пает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.

Таким образом, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соеди­ненный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.

И котел, и турбина могут работать только при очень высоком каче­стве питательной воды и пара, допускающем лишь ничтожные примеси других веществ. Кроме того, расходы пара огромны (например, в энер­гоблоке 1200 МВт за 1 с испаряется, проходит через турбину и конден­сируется более 1 т воды). Поэтому нормальная работа энергоблока воз­можна только при создании замкнутого цикла циркуляции рабочего тела высокой чистоты.

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 — теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаж­дающая вода, подаваемая циркуляционным насосом 9 из реки, водо­хранилища или специального охладительного устройства (градирни). На рис. 2 показана так называемая система оборотного водоснабжения с градирней. Градирня — это железобетонная пустотелая вытяжная башня (рис. 4) высотой до 150 м и выходным диаметром 40—70 м, которая создает самотягу для воздуха, поступающего снизу через возду-хонаправляющие щиты.

Внутри градирни на высоте 10-20 м устанавли­вают оросительное (разбрызгивающее устройство). Воздух, движущийся вверх, заставляет часть капель (примерно 1,5-2 %) испаряться, за счет чего охлаждается вода, поступающая из конденсатора и нагретая в нем. Охлажденная вода собирается внизу в бассейне, перетекает в аванкамеру 10 (см. рис. 3), и оттуда циркуляционным насосом 9 она подается в кон­денсатор 12. Наряду с оборотной, используют прямоточное водоснабже­ние, при котором охлаждающая вода поступает в конденсатор из реки и сбрасывается в нее ниже по течению. Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденса­ции пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топ­лива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация — удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора пред­ставляет собой емкость для питательной воды котла.

Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводи­мым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД).

Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД — это основной и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС. Пар, который расши­рился в турбине от входа до трубопровода отбора, выработал определен­ную мощность, а поступив в регенеративный подогреватель, передал свое тепло конденсации питательной воде (а не охлаждающей!), повы­сив ее температуру и тем самым сэкономив топливо в котле. Темпера­тура питательной воды котла за ПВД, т.е. перед поступлением в котел, составляет в зависимости от начальных параметров 240—280 °С. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата.

Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную теп­лоту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 24 и в воздухо­подогреватель 25, в которых они охлаждаются до температуры 140—160 °С и направляются с помощью дымососа 27 к дымовой трубе 26. Дымовая труба создает разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, она рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допус­кая их высокой концентрации в нижних слоях.

Если на ТЭС используется твердое топливо, то она снабжается топли-воподачей и пылеприготовительной установкой. Прибывающий на ТЭС в специальных вагонах уголь разгружается, дробится до размера кусков 20—25 мм и ленточным транспортером подается в бункер, вмещающий запас угля на несколько часов работы. Из бункера уголь поступает в спе­циальные мельницы, в которых он размалывается до пылевидного состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилято­ром подается воздух, нагретый в воздухоподогревателе. Горячий воздух смешивается с угольной пылью и через горелки котла подается в его топку в зону горения.

Пылеугольная ТЭС снабжается специальными электрофильтрами, в которых происходит улавливание сухой летучей зоны. Шлак, образую­щийся при горении топлива и не унесенный потоком газов, удаляется из донной части топки и транспортируется на золоотвалы.

Перспективы строительства ТЭС

1. В отличие от ГЭС тепловые электростанции можно размещать отно­сительно свободно с учетом используемого топлива. Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом месте, так как транспорт газа и мазута относительно де­шев (по сравнению с углем). Пылеугольные ТЭС желательно размещать вблизи источников добычи угля. К настоящему времени «угольная» теплоэнергетика сложилась и имеет выраженный региональный характер.

2. Удельная стоимость установленной мощности (стоимость 1 кВт уста­новленной мощности) и срок строительства ТЭС значительно меньше, чем АЭС и ГЭС.

3. Производство электроэнергии на ТЭС в отличие от ГЭС не зависит от се­зона и определяется только доставкой топлива.

4. Площади отчуждения хозяйственных земель для ТЭС существенно меньше, чем для АЭС, и, конечно, не идут ни в какое сравнение с ГЭС, влияние которых на экологию может иметь далеко не региональный характер. Приме­рами могут служить каскады ГЭС на р. Волге и Днепре.

5. На ТЭС можно сжигать практически любое топливо, в том числе самые низкосортные угли, забалластированные золой, водой, породой.

6. В отличие от АЭС нет никаких проблем с утилизацией ТЭС по заверше­нии срока службы. Как правило, инфраструктура ТЭС сущест­венно «переживает» основное оборудование (котлы и турбины), установ­ленное на ней, а здания, маш­зал, системы водоснабжения и топливоснаб­жения и т.д., которые составляют ос­новную часть фондов, еще долго служат. Большинство ТЭС, построенных более 80 лет по плану ГОЭЛРО, до сих пор работают и будут работать дальше после ус­тановки на них новых, более совершенных турбин и котлов.

Наряду с этими достоинствами, ТЭС имеет и ряд недостатков.

1. ТЭС — самые экологически «грязные» источники электроэнергии, осо­бенно те, которые работают на высокозольном сернистом топливе. Правда, ска­зать, что АЭС, не имеющие постоянных выбросов в атмо­сферу, но создающие по­стоянную угрозу радиоактивного загрязнения и имеющие проблемы хранения и переработки отработавшего ядерного топлива, а также утилизации самой АЭС после окончания срока службы, или ГЭС, затопляющие огромные площади хозяй­ственных земель и изме­няющие региональный климат, являются экологически более «чистыми» можно лишь со значительной долей условности.

2. Традиционные ТЭС имеют сравнительно низкую экономичность (луч­шую, чем у АЭС, но значительно худшую, чем у ПГУ).

3. В отличие от ГЭС, ТЭС с трудом участвуют в покрытии перемен­ной части суточного графика электрической нагрузки.

4. ТЭС существенно зависят от поставки топлива, часто привозного.

Несмотря на все эти недостатки, ТЭС являются основными производи­те­лями электроэнергии в большинстве стран мира и останутся таковыми, по край­ней мере на ближайшие 50 лет.

Перспективы строительства мощных конденсационных ТЭС тесно связаны с видом используемого органического топлива. Несмотря на большие преимуще­ства жидкого топлива (нефти, мазута) как энергоноси­теля (высокая калорийность, легкость транспортировки), его использова­ние на ТЭС будет все более и более сокращаться не только в связи с огра­ниченностью запасов, но и в связи с его большой ценностью как сырья для нефтехимической промышленности. Для Рос­сии немалое значение имеет и экспортная ценность жидкого топлива (нефти). По­этому жидкое топливо (мазут) на ТЭС будет использоваться либо как резервное топ­ливо на газомазутных ТЭС, либо как вспомогательное топливо на пылеуголь­ных ТЭС, обеспечивающее устойчивое горение угольной пыли в котле при неко­торых режимах.

Использование природного газа на конденсационных паротурбинных ТЭС нерационально: для этого следует использовать парогазовые уста­новки утилиза­ционного типа, основой которых являются высокотемпера­турные ГТУ.

Таким образом, далекая перспектива использования классических паротур­бинных ТЭС и в России, и за рубежом прежде всего связана с использованием уг­лей, особенно низкосортных. Это, конечно, не озна­чает прекращения эксплуата­ции газомазутных ТЭС, которые будут посте­пенно заменяться ПГУ.

Снабжение теплом промышленных предприятий и населения крупных и средних городов

Жизнь человека связана с широким использованием не только элек­трической, но и тепловой энергии.

В соответствии с санитарными нормами трудовая деятельность чело­века на предприятиях и его домашний отдых должны протекать в опреде­ленных комфортных условиях: все помещения должны отапливаться, вентилироваться, снабжаться горячей водой для бытовых целей; в жилых помещениях температура воздуха должна составлять +20-22 °С, а в поликлиниках, больницах, детских учреждениях +20-23 °С, в общест­венных зданиях +18-22 °С. Эти комфортные условия могут быть реали­зованы только при постоянном подводе к объекту отопления (теплоприемнику) вполне определенного количества тепла, которое зависит от температуры наружного воздуха. Для этих целей чаще всего использу­ется горячая вода с температурой у пользователя 80-90 °С.

Для различных технологических процессов промышленных предпри­ятий (например, сушки, окраски, работы паровых молотов) требуется так называемый производственный пар с давлением 1-3 МПа.

Важно сразу усвоить, что тепло, используемое человеком для бытовых нужд, является низкопотенциальным, т.е. ее теплоноситель имеет относительно невысокую температуру и давление, поскольку именно это позволяет организовать высокоэконо­мичное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, о чем в основном пойдет речь ниже.

В общем случае снабжение любого объекта тепловой энергией обеспечивается системой, состоящей из трех основных элементов: источ­ника тепла (например, котельной), тепловой сети (например, трубопрово­дов горячей воды или пара) и теплоприемника (например, батареи водя­ного отопления, располагаемой в комнате).

Е сли источник теплоты и теплоприемник практически совмещены, т.е. тепловая сеть либо отсутствует, либо очень коротка, то такую систему тепло­снабжения называют децентрализован­ной (рис. 4).

Примером такой системы является печное или электрическое ото­пление. В свою очередь, децентрализо­ванное теплоснабжение может быть индивидуальным, при котором в каждом помещении используется индивидуаль­ные отопительные приборы (например, электронагреватели), или местным (например, обогрев здания с помощью индивидуальной котельной или тепло-насосной установки). Теплопроизводительность таких котельных не пре­вышает 1 Гкал/ч (1,163 МВт).

Мощность тепловых источников индивидуального теплоснабжения невелика и определяется потребностями их владельцев.

Альтернативой децентрализованному является централизованное теплоснабжение. Ее характерный признак – наличие разветвленной тепловой сети, от которой питаются многочисленные абоненты (заводы, фабрики, общественные здания, жилые помещения и др.). Для централи­зованного теплоснабжения используются два вида источников: котельные и теплоэлектроцентрали.

Степень централизации теплоснабжения может быть различной.

В зависимости от числа теплоприемников, питаемых от одного теплоисточника, различают централизованное теплоснабжение групповое (питается группа зданий от групповой котельной установки мощностью 1-10 Гкал/ч), квартальное (от квартальной котельной теплопроизводительностью 10-50 Гкал/ч), районное (питается район – несколько групп зданий), городское (питается несколько районов города), межго­родское (питается несколько городов).

Выбор типа теплоснабжения не однозначен, поскольку он определяется не только техническими и технико-экономическими преимуществами и недостатками того или иного типа. Он также зависит и от финансовых воз­можностей тех или иных потребителей. Если бы, например, население Рос­сии имело бы достаточно средств для оплаты электроэнергии для целей отопления, то использование электронагревательных приборов было бы, наверное, самым комфортным и экологичным. Но при этом следует пом­нить, что ее стоимость будет не меньше, чем стоимость электроэнергии, которая получена на ТЭС из топлива с использованием только 40 % теп­лоты, заключенной в нем, с учетом потерь в электрических сетях.

Несмотря на отмеченные трудности, можно однако с уверенностью сказать, что для большинства крупных северных городов с населением более 100 тыс. чел. наиболее рациональным является централизованное теплоснабжение на базе ТЭЦ. Оно позволяет не только сэкономить зна­чительное количество топлива, но и существенно сократить вредные выбросы в атмосферу, сэкономить дорогие городские площади.

Для небольших населенных пунктов, особенно тех, которые требуют ото­пления короткое время в году и в которых не стоят остро вопросы экологии, целесообразно использовать децентрализованные источники теплоты, соот­ветствующие вкусам и финансовым возможностям потребителей.