Как земля может служить источником неисчерпаемой энергии

Типы ТЭЦ

ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в Северодвинске

ТЭЦ-5 в Новосибирске

По типу соединения котлов и турбин теплоэлектроцентрали могут быть блочные и неблочные (с поперечными связями). На блочных ТЭЦ котлы и турбины соединены попарно (иногда применяется дубль-блочная схема: два котла на одну турбину). Такие блоки имеют, как правило, большую электрическую мощность: 100—300 МВт.

Схема с поперечными связями позволяет перебросить пар от любого котла на любую турбину, что повышает гибкость управления станцией. Однако для этого необходимо установить крупные паропроводы вдоль главного корпуса станции. Кроме того, все котлы и все турбины, объединённые в схему, должны иметь одинаковые номинальные параметры пара (давление, температуру). Если в разные годы на ТЭЦ устанавливалось основное оборудование разных параметров, должно быть несколько схем с поперечными связями. Для принудительного изменения параметров пара может быть использовано редукционно-охладительное устройство (РОУ).

По типу паропроизводящих установок могут быть ТЭЦ с паровыми котлами, с парогазовыми установками, с ядерными реакторами (атомная ТЭЦ). Могут быть ТЭЦ без паропроизводящих установок — с газотурбинными установками. Поскольку ТЭЦ часто строятся, расширяются и реконструируются в течение десятков лет (что связано с постепенным ростом тепловых нагрузок), то на многих станциях имеются установки разных типов. Паровые котлы ТЭЦ различаются также по типу топлива: уголь, мазут, газ.

По типу выдачи тепловой мощности различают турбины с регулируемыми теплофикационными отборами пара (в обозначении турбин, выпускаемых в России, присутствует буква «Т», например, Т-110/120-130), с регулируемыми производственными отборами пара («П»), с противодавлением («Р»). Обычно имеется 1—2 регулируемых отбора каждого вида; при этом количество нерегулируемых отборов, используемых для регенерации тепла внутри тепловой схемы турбины, может быть любым (как правило, не более 9, как для турбины Т-250/300-240). Давление в производственных отборах (номинальное значение примерно 1—2 МПа) обычно выше, чем в теплофикационных (примерно 0,05—0,3 МПа). Термин «Противодавление» означает, что турбина не имеет конденсатора, а весь отработанный пар уходит на производственные нужды обслуживаемых предприятий. Такая турбина не может работать, если нет потребителя пара противодавления. В похожем режиме могут работать теплофикационные турбины (типа «Т») при полной тепловой нагрузке: в таком случае весь пар уходит в отопительный отбор, однако давление в конденсаторе поддерживается немногим более номинального (обычно не более 12—17 кПа). Для некоторых турбин возможна работа на «ухудшенном вакууме» — до 20 кПа и более.

Кроме того, выпускаются паровые турбины со смешанным типом отборов: с регулируемыми теплофикационными и производственными отборами («ПТ»), с регулируемыми отборами и противодавлением («ПР») и др. На ТЭЦ могут одновременно работать турбины различных типов в зависимости от требуемого сочетания тепловых нагрузок.

Что такое термоэлектрический генератор?

Так принято называть устройство, позволяющее преобразовать тепловую энергию в электрическую. Следует уточнить, что термин «Тепловая» не совсем точен, поскольку тепло, это способ передачи, а не отдельный вид энергии. Под данным определением подразумевается общая кинетическая энергия молекул, атомов и других структурных элементов, из которых состоит вещество.

Несмотря на то, что на ТЭС сжигается топливо для получения электричества, ее нельзя отнести к ТЭГ. На таких станциях тепловая энергия вначале преобразуется в кинетическую, а она уже в электрическую. То есть, топливо сжигается для получения из воды пара, который вращает турбину электрического генератора.

Схема работы ТЭС

Исходя из выше изложенного, следует уточнить, что ТЕГ должен генерировать электроэнергию без промежуточных преобразований.

Электрический КПД электростанций

Коэффициент полезного действия (КПД) — характеристика эффективности системы (устройства, машины) в отношении преобразования или передачи энергии. При производстве электрической энергии только часть (кинетической, тепловой и т.д.) преобразуется в электрическую энергию, остальное выделяется в виде тепла Определяется отношением полезно использованной энергии к суммарному количеству энергии, полученному системой; обозначается обычно η («эта»). η = Wпол/Wcyм. КПД является безразмерной величиной и часто измеряется в процентах. Математически определение КПД может быть записано в виде:

η=A/Q*100%

где А — полезная работа, а Q — затраченная энергия.

В силу закона сохранения энергии КПД всегда меньше единицы, то есть невозможно получить полезной работы больше, чем затрачено энергии.

КПД теплового двигателя — отношение совершённой полезной работы двигателя, к энергии, полученной от нагревателя. КПД теплового двигателя может быть вычислен по следующей формуле:

η=(Q₁-Q₂)/Q₂

где Q₁ — количество теплоты, полученное от нагревателя, Q₂ — количество теплоты, отданное холодильнику. Наибольшим КПД среди циклических машин, оперирующих при заданных температурах горячего источника T₁ и холодного T₂, обладают тепловые двигатели, работающие по циклу Карно; этот предельный КПД равен:

η=(T₁-T₂)/T₂

Тепловой КПД электростанций

При производстве электрической энергии часть тепловой энергии утилизируется на теплоснабжение. Соотношение между потраченной энергией и утилизированной, выраженное в процентах называется тепловым КПД.

Газ и экология

Газ — существенно более чистое топливо, чем любой другой углеводородный энергоноситель. При сгорании газа выделяется меньше углекислого газа по сравнению с другими традиционными источниками, например углем. Это, соответственно, оказывает гораздо меньшее негативное воздействие на окружающую среду. Современная газовая электростанция практически не имеет вредных выбросов в атмосферу и в этом смысле ее эмиссии схожи с подобными показателями обычных газовых плит. Заблуждением многих людей является ошибочное мнение о якобы абсолютно чистых альтернативных источниках энергии. Ветровые, геотермальные и гидроэлектростанции тоже наносят свой ущерб окружающей среде и порой немалый.

Для ТЭЦ переход с угля на газ способствует резкому сокращению объемов выбросов углекислого газа в атмосферу. Газ имеет большую теплоту сгорания, чем уголь. Для того чтобы получить равное количество энергии, угля надо просто больше сжечь. Газовые электростанции более эффективны по КПД: при одном и том же количестве тепла, выделяемого при горении, газовая ТЭЦ дает больше электричества.

В результате замена угольных мощностей на газовые ТЭЦ дает снижение выбросов СО₂ на 50–70%.

Газ — экологически адекватное топливо.

2.7. Расходы теплоты на ТЭЦ. КПД ТЭЦ

ТЭЦ отпускают потребителям электрическую энергию и
теплоту с паром, отработавшим в турбине. Принято распределять расходы теплоты
(и топлива) между этими двумя видами энергии.

1. Расходы
теплоты на ТЭЦ и турбоустановку (ТУ) равны:

общий
расход теплоты на ТЭЦ (теплоты сожженного топлива)

;(2.30)

общий расход
теплоты на ТУ

.(2.31)

Индексы:
«с» – станция; «ту» – турбоустановка; «э» – электрическая энергия; «т» –
тепловая энергия (теплота). и – теплота топлива на
производство электрической и тепловой энергии.

,(2.32)

где – тепловая нагрузка парового котла; – потери теплоты в котле.

Общий
расход теплоты на турбоустановку Q_ту ТЭЦ равен

,(2.33)

N_i –
внутренняя мощность турбины (без учета потерь в конденсаторе), кВт; DQ_к – потери
теплоты в конденсаторе;Q_т – расход
теплоты на внешнего потребителя.

В
РФ принят физический метод распределения расхода теплоты между электрической и
тепловой энергией: на теплового потребителя относят фактический расход теплоты,
затрачиваемый на него, а на электроэнергию – остальное количество теплоты,
тогда

.(2.34)

2.
Различают два вида КПД ТЭЦ и два вида КПД турбоустановки ТЭЦ:

а)
по производству (и отпуску) электрической энергии

;(2.35)

;(2.36)

б)
по производству и отпуску теплоты

;(2.37)

,(2.38)

где – затраты теплоты на
внешнего потребителя (теплового потребителя) с учетом h_т; – отпуск теплоты
потребителю; h_т – КПД
отпуска теплоты, учитывает потери в паропроводах, сетевых подогревателях и др. h_т = 0,98¸0,99.

Для
ТЭЦ в целом с учетом КПД парового котла h_пк и КПД
транспорта теплоты h_тр получим:

;(2.39)

.(2.40)

Значение
в основном
определяется значением , значение – значением h_пк.

Выработка электроэнергии с использованием отработавшей
теплоты существенно повышает КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ по
сравнению с КЭС и обусловливает экономию топлива.

2.8.
Процесс работы пара в турбине с регулируемым

отбором пара в i, S –
диаграмме

Методика
построения теплового процесса на i, S – диаграмме в этом случае такая же, как и для турбин
без регулируемого отбора пара (см. п. 2.6 до п. 7 включительно). Исходные
данные приведены в п. 2.6. Дальнейшее построение процесса сводится к следующему.

1. Из точки (рис. 2.5)
проводят линию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой, соответствующей
давлению отбираемого пара р_отб.
Точку пересечения обозначают .

2.
Изоэнтропийный теплоперепад между точками и (), относящийся к части высокого давления (ЧВД) турбины,
умножают на ранее определенный η_oi и получают используемый
теплоперепад внутри ЧВД = η_i.

Отложив
величину вниз от точки и проведя
горизонтальную линию до пересечения с изобарой р_отб, находят точку В‘,
характеризующую состояние пара в камере отбора.

3. Определяют потерю давления пара в регулирующих
клапанах части низкого давления (ЧНД) турбины Δр_отб=(0,03÷0,04) р_отб.

Потерю Δр_отб
наносят на диаграмму i, S и проводят
изобару р₁=р_отб – Δр_отб. Продлив горизонтальную
линию из точки В‘ до пересечения с
изобарой р₁, получают
точку , соответствующую состоянию пара перед соплами регулирующей
ступени ЧНД.

4. Из точки проводят линию
изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой р₂ и намечают точку . Определяют разность энтальпий в точках и .

т.е.
изоэнтропийный теплоперепад, приходящийся на ЧНД. Умножив Н» на полученный ранее η_i, получают
используемый теплоперепад внутри ЧНД.

Отложив вниз от точки и проведя
горизонтальную линию до пересечения с изобарой р₂, находят точку В«,
характеризующую состояние пара после выхода из последней ступени ЧНД. Продлив
горизонтальную линию до пересечения с изобарой р_к, получают точку В_к,
характеризующую состояние пара при входе в конденсатор.

Для
определения расхода свежего пара на турбину с учетом его отбора необходимо
произвести расчет схемы регенерации (см. п. 4.7).

Четвертый шаг анализа. Выработка электроэнергии на базе теплового потребления самый главный показатель эффективности энергетики в целом

До настоящего времени, анализу показателя «удельная выработка ЭЭ на базе теплового потребления» W, уделено совершенно недостаточно внимания. Именно, применение этого показателя, совместно с коэффициентом полезного использования топлива КПИТ ТЭЦ для комбинированного производства позволяет делать однозначные выводы не только о термодинамической и технологической но и конкурентной эффективности теплофикационных турбин на рынке энергии. Еще в далеких 40-х годах В.В.Лукницим было отмечено «…Использование только одного показателя КПД использования топлива не характеризует: ни совершенство агрегатов станции, ни начальных параметров, ни параметров отпускаемого тепла потребителяи то, в качестве весьма нужного показателя пользуются удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении»

Выработка электроэнергии на тепловом потреблении существенно изменяется от принятого уровня технических решений. Так, для мини-ТЭЦ W = 0,05–0,1 МВт/Гкал, для современных ТЭЦ высокого давления W = 0,4–0,7 МВт/Гкал, для самых современных парогазовых установок она достигает значения 1,3–1,9 МВт/Гкал. Вопросам определения выработки на тепловом потреблении посвящены статьи в журналах «Новости Теплоснабжения» и «ЭнергоРынок».

Продолжим изучение рельтатов расчета диаграммы режимов турбины Т-185/215 (рис 2) и рассмотрим результы расчета удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении в зависимости от температуры сетевой воды после теплофикационной турбины. (Рис №6) W_тф=N_тф,/Q_тф, [мВт.ч/Гкал], [мВт.ч/мВт.ч],

Где: N_тф; Q_тф — Выработка электроэнергии и тепловой энергии по тепловому графику определены на основании диаграммы режимов Т-185/215

На рис 1 и рис 6 наглядно показано, что выработка электрической энергии теплофикационной турбины с низкой температурой нагрева сетевой воды в теплофикационных турбинах может меняться от 0,38 до 0, 67мВт/Гкал. Чем ниже температура сетевой воды, и чем выше степень загрузки турбины тем больше можно получить комплиментарной электроэнергии с КПИТ до 68÷84%, вместо 29÷37% на альтернативной ГРЭС. Именно выработка электроэнергии на базе теплового потребления W_тф является главнейшим определяющим показателем характеризующим конкурентные свойства теплофикационных турбин. Важнее даже чем КПД брутто комплиментарной энергии теплофикационной турбины (рис 4)!

Влияние удельной выработки электроэнергии на базе теплового потребления наглядно показано на рис 7. Чем выше экономия топлива. Так при значении W=1,6 для современных ПГУ, суммарная экономия по региону будет составлять 68% от расхода топлива для производства комплиментарной энергиию

Перспективные схемы развития теплоснабжения городов необходимо проектировать не на основе существующих нормативных материалах с применением политизированных удельных расходов топлива, а на основе анализа выработки и отребления городом комплиментарной энергии с применением показателя удельной выработки (удельного потребления) электрической энергии на базе теплового потребления, исключающего перекрестное субидирование электроэнергетики за счет теплоэнергетики.

Комбинированное тепло и электроэнергия

Комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), также известное как когенерация , представляет собой использование тепловой электростанции для производства как электроэнергии, так и тепла (последнее используется, например, для целей централизованного теплоснабжения ). Эта технология применяется не только для отопления жилых помещений (низкая температура), но и для промышленного технологического тепла, которое часто является высокотемпературным теплом. Расчеты показывают, что комбинированное централизованное теплоснабжение и теплоэнергетика (CHPDH) является самым дешевым методом сокращения (но не устранения) выбросов углерода, если традиционные ископаемые виды топлива еще предстоит сжигать.

2.11. Сравнение КПД теплофикационной и конденсационной турбин

Отношение
КПД по производству электроэнергии турбины с отборами (типа КО) к КПД по производству
электроэнергии чисто конденсационной турбины равно .

.(2.63)

Здесь А_т = N_т/N_к –
энергетический коэффициент пара отбора, равный отношению мощности пара отбора N_т и пара конденсационного
потока N_к.

Относительное повышение КПД теплофикационной турбины по
производству электроэнергии по сравнению с КПД конденсационной турбоустановки
равно

.(2.64)

Прилюбомотборе пара > 0. Например, если
N_т = N_к и А_т = 1, а также 0,5, то = 0,33. При больших значения
А_т (N_т > N_к и А_т > 1) относительное
повышение КПД еще больше.

2.12. Сравнение комбинированного и раздельного производства

электрической
и тепловой энергии

Комбинированное
производство электрической и тепловой энергии обеспечивает уменьшение расхода
топлива. Однако при малой годовой продолжительности теплового потребления и дешевом
топливе экономичным может быть раздельное производство электрической энергии и
теплоты. Это когда, электроэнергия вырабатывается конденсационным путем, а
теплота отпускается из котельной низкого давления (КНД) (рис. 2.7).

Сравним
расходы топлива (основные технико-экономические показатели) на ТЭЦ и раздельную
установку (РУ). Общие расходы топлива на раздельную установку и на ТЭЦ равны:

В_ру=В_КЭС + В_КНД;(2.65)

Втэц=В_э + В_т
.(2.66)

Или,
выражая и через удельные расходы топлива, получим

В_ру=b_КЭС(N_к + N_т) + В_КНД;(2.67)

.(2.68)

Здесь – соответственно мощность пара идущего в отбор и через всю
турбину в конденсатор;

– удельный расход
топлива, связанный с паром отбора;

и принимая , получаем

;(2.69)

(индекс «р» означает противодавление).

Соотношение
(2.69) позволяет определить экономию топлива благодаря теплофикации. Заменяя в
(2.69) (N_т – мощность
пара отбора на теплофикацию, – удельная выработка
электроэнергии на тепловом потреблении), получаем удельную экономию условного
топлива, кг/ГДж:

,(2.70)

или

.(2.71)

Принимая
=50¸100 кВт×ч/ГДж,
получаем Db=7,5¸22,5
кг/ГДж, в среднем Db=15
кг/ГДж). Формула (2.71) наглядно показывает зависимость эффективности
теплофикации от энергетического совершенства выработки электроэнергии на тепловом
потреблении, т.е. от параметров пара и КПД турбины и ТЭЦ. При отпуске теплоты Q_т=1 млн. ГДж
экономия условного топлива за счет теплофикации DВ15000 т.

«Никто не ставил задачи перевести Сибирь с угля на газ»

— Почему так получилось? Ведь европейскую часть целенаправленно газифицировали. А Сибирь просто не успели?

— Не в этом дело

Во-первых, и в СССР обращали внимание на стоимость газа. В Сибири сразу предполагалось, что это топливо будет стоить дороже, чем с западной стороны Урала

И немного дороже угля, который у нас просто лежал и лежит, и будет еще долго лежать под ногами. Нам, энергетикам, в то время было все равно — мы не оперировали понятием денег. Деньги мы получали только в кассе, в виде зарплаты. А остальное все шло по лимитам — на топливо, на оборудование, — которые распределялись централизованно. Идеальная система, кстати — никакой коррупции! Но вот на правительственном уровне все считали до копейки и тогда, и в то время газ выходил для Сибири дороже.

Сейчас, кстати, такая же ситуация — перевод угольной ТЭС на газ обойдется очень дорого. Сейчас многие кричат — газ, газ! Но мы же привыкли к тарифам на тепло и на электроэнергию в нашей тарифной зоне. А у нас они ниже, чем в европейской части страны. Цена газа сейчас меньше 100 долларов за тысячу кубометров. А должна быть минимум 250−260 долларов. Вот вам и рост тарифа.

— Но это сейчас. А тогда то почему не получилось все газифицировать?

— А тут вторая причина — не было свободных лимитов газа. Как я уже говорил, все объемы разобрали на нужды промышленности. Ведь откуда вообще шел газ в Сибирь? Первое — это попутный нефтяной газ, о котором я и говорил. Конечно, и в том газопроводе был подвод с Мыльжинского месторождения, но в основном по трубе качали ПНГ. Второе — это сетевой газ, который дошел до Сибири намного позже. Сначала до Омска, потом до Новосибирска.

Но всегда газовое топливо прежде всего предназначалось для нужд индустрии — металлургии, химпрома, машиностроителей. То есть для тех отраслей народного хозяйства, где использование газа могло дать огромный экономический эффект. Тепловые электростанции, даже крупные, не способны потреблять сопоставимые с промышленными гигантами объемы газа. Даже в Новосибирске, где тогда костяк экономики составляли предприятия ОПК, не самые энергоемкие, на энергетику оставалось только так называемое буферное потребление.

Была и третья причина, актуальность которой не исчезла до наших дней. Уголь в Сибири буквально лежит под ногами. Его же надо использовать! Вы представьте, что такое тащить уголь на запад — какое выйдет транспортное плечо. Поэтому там и газификация, в том числе и энергетики, велась целенаправленно и обдуманно. А у нас тут плечо, ну даже если 1000 км — это не страшно. Скажем, от Канско-Ачинского бассейна до ТЭЦ-3 в Барнауле больше 800 км — но все равно это экономически выгодно и обоснованно.

Наконец, никто и не ставил тогда задачи перевести Сибирь с угля на газ. Если бы партия сказала «Надо!», мы бы ответили, как комсомол, «Есть!», и все бы сделали. Но партия такого не говорила.

Вы поймите, вся энергетика тогда строилась исключительно под нужны военной промышленности, крупной индустрии. Главное, для чего возводили ТЭЦ в городах — снабжение заводов электроэнергией, теплом, паром. Попутным делом было отопление и электроснабжение жилых кварталов. Все ТЭЦ в Новосибирске, например, за исключением ТЭЦ-5, строили под заводы. Надо для родины развивать электронную промышленность — расширяем мощности ТЭЦ-4. Надо еще больше снарядов и оружия — наращиваем ТЭЦ-3.

Только Новосибирская ТЭЦ-5 изначально планировалась исключительно для нужд стремительно выросшего города. В той зоне, где ее построили, заводов и тогда не было, и сейчас нет. Новая электростанция должна была работать на буром угле. Это очень удобно — от станции Жеребцово железная дорога идет до ТЭЦ-5 напрямую. Кстати, вот сейчас ее перевели на бурый уголь — и это хорошо. Когда она работала на кузнецком каменном угле, вагоны с топливом тащили с Инской — для железнодорожников мука страшная была.

Конверсия электростанций, работающих на ископаемом топливе

Существует несколько методов уменьшения загрязнения и сокращения или устранения выбросов углерода электростанциями, работающими на ископаемом топливе. Часто используемый и экономичный метод — это переоборудование установки для работы на другом топливе. Это включает преобразование угольных электростанций в энергетические культуры / биомассу или отходы и преобразование электростанций, работающих на природном газе, в биогаз или водород. Преобразование угольных электростанций в электростанции, работающие на отходах, дает дополнительное преимущество, поскольку они могут уменьшить количество захоронений на свалках . Кроме того, электростанции, работающие на отходах, могут быть оборудованы системой рекуперации материалов, что также благоприятно для окружающей среды. В некоторых случаях торрефикация биомассы может принести пользу электростанции, если энергетические культуры / биомасса являются материалом, который будет использовать преобразованная электростанция на ископаемом топливе. Кроме того, при использовании энергетических культур в качестве топлива и при внедрении производства биоугля тепловая электростанция может даже стать углеродно-отрицательной, а не просто углеродно-нейтральной. Повышение энергоэффективности угольной электростанции также может снизить выбросы.

Помимо простого преобразования для работы на другом топливе, некоторые компании также предлагают возможность преобразовать существующие электростанции, работающие на ископаемом топливе, в сетевые системы хранения энергии, которые используют накопители электрической тепловой энергии (ETES).

Снижение загрязнения углем

Снижение загрязнения углем — это процесс, при котором уголь химически очищается от минералов и примесей, иногда газифицируется , сжигается, а образующиеся дымовые газы обрабатываются паром с целью удаления диоксида серы и повторно сжигаются, чтобы получить диоксид углерода в дымовых газах. экономически извлекаемые и хранимые под землей (последнее называется «улавливанием и хранением углерода»). В угольной промышленности термин «чистый уголь» используется для описания технологий, разработанных для повышения как эффективности, так и экологической приемлемости добычи, подготовки и использования угля, но не предусматривает конкретных количественных ограничений на какие-либо выбросы, особенно диоксида углерода. В то время как загрязняющие вещества, такие как сера или ртуть, могут быть удалены из угля, углерод невозможно эффективно удалить, оставив при этом пригодное для использования топливо, а чистые угольные электростанции без связывания и хранения углерода существенно не сокращают выбросы углекислого газа. Джеймс Хансен в открытом письме тогдашнему президенту США Бараку Обаме ратовал за «мораторий и поэтапный отказ от угольных электростанций, которые не улавливают и не хранят CO ₂ ». Подобным образом в своей книге « Буря моих внуков» Хансен обсуждает свою Декларацию об управлении , первый принцип которой требует «моратория на угольные электростанции, которые не улавливают и не улавливают углекислый газ».

Работа электростанции на водороде, переоборудованном из природного газа

Газовые электростанции также могут быть модифицированы для работы на водороде . Сначала водород может быть получен из природного газа путем парового риформинга в качестве шага к экономии водорода , что в конечном итоге приведет к сокращению выбросов углерода.

С 2013 года процесс конверсии был улучшен учеными из лаборатории жидких металлов Карлсруэ (KALLA) с помощью процесса, называемого пиролизом метана . Им удалось легко удалить сажу (сажа является побочным продуктом процесса и в прошлом повреждала рабочие детали, в первую очередь никель-железо-кобальтовый катализатор). Сажа (содержащая углерод) может храниться под землей и не выбрасывается в атмосферу.

Типы тепловых электростанций

Типы тепловых электростанций — важный вопрос. Ответ на него расскажет, каким образом появляется необходимая энергия. Сегодня постепенно вносятся серьезные изменения, где главным источником энергетики окажутся альтернативные виды, но пока их применение остается нецелесообразным.

Конденсационные (КЭС);
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);
Государственные районные электростанции (ГРЭС).

Электростанция ТЭС потребует подробного описания. Виды различны, поэтому только рассмотрение объяснит, почему осуществляется строительство такого масштаба.

Конденсационные (КЭС)

Виды тепловых электростанций начинаются с конденсационных. Такие ТЭЦ применяются исключительно для выработки электроэнергии. Чаще всего она аккумулируется, сразу не распространяясь. Конденсационный метод обеспечивает максимальный КПД, поэтому подобные принципы считаются оптимальными. Сегодня во всех странах выделяют отдельных объекты крупного масштаба, обеспечивающие обширные регионы.

Постепенно появляются атомные установки, заменяющие традиционное топливо. Только замена остается дорогостоящим и длительным процессом, так как работа на органическом топливе отличается от иных способов. Причем отключение ни одной станции невозможно, ведь в таких ситуациях целые области остаются без ценной электроэнергии.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

ТЭЦ используются сразу для нескольких целей. В первую очередь они используются для получения ценной электроэнергии, но сжигание топлива также остается полезным для выработки тепла. За счет этого теплофикационные электростанции продолжают применяться на практике.

Государственные районные электростанции

Общие сведения о современных тепловых электростанциях не отмечают ГРЭС. Постепенно они остаются на заднем плане, теряя свою актуальность. Хотя государственные районные электростанции остаются полезными с точки зрения объемов выработки энергии.

Разные виды тепловых электростанций дают поддержку обширным регионам, но все равно их мощность недостаточна. Во времена СССР осуществлялись крупномасштабные проекты, которые сейчас закрываются. Причиной стало нецелесообразное использование топлива. Хотя их замена остается проблематичной, так как преимущества и недостатки современных ТЭС в первую очередь отмечают большие объемы энергии.

Какие электростанции являются тепловыми? Их принцип построен на сжигании топлива. Они остаются незаменимыми, хотя активно ведутся подсчеты по равнозначной замене. Тепловые электростанции преимущества и недостатки продолжают подтверждать на практике. Из-за чего их работа остается необходимой.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

«Нужно развивать парогазовые технологии»

— Как вы оцените перевод Новосибирской ТЭЦ-5 на бурый уголь, который СГК в прошлом году осуществила?

— Это очень правильный и логичный шаг. Надо отметить, что бородинский уголь, который СУЭК теперь поставляет в Новосибирск, это самый лучший бурый уголь, который только может быть. На Новосибирской ТЭЦ-3, которая давно работает на буром угле, мы всегда были рады, когда удавалось закупить именно партии бородинского угля. Назаровский бурый, например, большие сложности нам всегда доставлял. Бояться горожанам ничего не нужно. Да, котлы на ТЭЦ-5 изначально не были предназначены для сжигания бурого угля, но это технический вопрос, он решаем. И СГК его решит.

— Понятно, что волнует горожан в связи с этим переводом — экология. Сейчас вообще такие вопросы на слуху, на хайпе даже. А в ваше время, когда вы руководили энергосистемой, людей это волновало?

— Да. И в свое время мы в «Новосибирскэнерго» начинали заниматься, например, золошлакоотвалами. Ведь ЗШО — это не отходы, это сырье. В Новосибирске на площадку ТЭЦ-6 в 1990-е вывезли миллион тонн золошлака. При Барабинской ТЭЦ был построен завод по выпуску кирпича из шлаков, под переработку 200 тысяч тонн в год. Когда строили автомагистраль Омск — Новосибирск, в основание трассы на участке примерно в 200 км уложили порядка 200 тысяч тонн ЗШО с этой станции. И надо сказать, эта дорога стояла лучше, чем остальные, я сам по ней ездил много лет. Ведь проблема Новосибирской области какая — одно болото же сплошное, поэтому дороги пучатся постоянно.

Наладили тогда и поставки ЗШО на цементный завод в Искитиме, даже документы получили на такой продукт, выпустили 4 тысячи тонн — это же не игрушки, цемент должен веками держать. К сожалению, потом все эти начинания были свернуты. И сейчас мы пришли к тому, от чего уходили…

Вот вы спрашиваете про экологию… Мы сейчас получаем тепло и свет от газа или угля. Но ведь газ — вот он сгорел, и его уже не будет. Кусочек угля сгорел — и его тоже больше не будет. Может, термоядерную энергию когда-нибудь освоят, но и она конечной будет. И водород, на который сейчас многие молятся, кончится тоже… Я считаю, что двигаться нужно не в сторону тотальных ВИЭ. Нужно развивать парогазовые технологии. Например, сейчас есть технологии, которые позволяют на парогазовых установках за счет использования высоких температур в цикле (от 1200 градусов и выше) получить КПД под 70%! По всем оценкам, такого же эффекта можно добиться и на угольном топливе. Но как? В Томске, я знаю, на ТЭЦ-3 сделали установки для получения генераторного газа. Но дальше там не пойдут.

На Новосибирской ТЭЦ-2 можно сделать такие же установки, получить генераторный газ, использовать существующие котлы-утилизаторы. Нам надо двигаться дальше в парогазовом цикле. Мы способны повысить КПД таких установок. Допустим, сегодня на ГРЭС мы получаем КПД на уровне 42−44%. А можно добиться 50% и выше. Это будет огромный скачок в тепловой энергетике! Но для этого из угля нужно сначала получать синтез-газ. А потом уже его использовать в цикле ПГУ. Понимаете, нам никуда от угля не убежать. Но повышать эффективность угольной генерации необходимо. И технологии есть! Надо просто взять их и делать!

Принцип работы тепловой электростанции

Основной принцип работы тепловой электростанции заключается в производстве тепловой энергии из органического топлива, которая в дальнейшем используется для выработки электрического тока.

Понятия ТЭС и ТЭЦ существенно различаются между собой. Первые установки относятся к так называемым чистым электростанциям, вырабатывающим только электрический ток. Каждая из них известна еще и как конденсационная электростанция – КЭС. ТЭЦ расшифровывается как теплоэлектроцентраль и является разновидностью ТЭС. Данные установки не только генерируют электричество, но и являются тепловыми, то есть дают тепло в системы отопления и горячего водоснабжения. Такое комбинированное использование требует специальных паровых турбин с противодавлением или системой промежуточного отбора пара.

Несмотря на разнообразие конструкций, работа всех ТЭС осуществляется по общей схеме. В котел постоянно подается топливо в виде угля, газа, торфа, мазута или горючих сланцев. На многих электростанциях используется заранее приготовленная угольная пыль. Вместе с топливом поступает воздух в подогретом виде, выполняющий функцию окислителя.

В процессе горения топлива создается тепло, нагревающее воду в паровом котле. Происходит образование насыщенного пара, подаваемого в паровую турбину через паропровод. Далее тепловая энергия становится механической.

Вал и остальные движущиеся части турбины связаны между собой и представляют единое целое. Струя пара под высоким давлением и при высокой температуре выходит из сопел и воздействует на лопатки турбины. Закрепленные на диске, они начинают вращаться и приводят в движение вал, соединенный с генератором. В результате вращения происходит преобразование механической энергии в электрический ток.

Пройдя через паровую турбину, пар снижает свою температуру и давление. Далее он попадает в конденсатор и прокачивается по трубкам, охлаждаемым водой. Здесь пар окончательно превращается в воду и поступает в деаэратор для очистки от растворенных газов. Очищенная вода с помощью насоса подается в котельную установку через подогреватель.

Экономика

Субсидии

Угольные электростанции, как правило, используются в качестве технологии базовой нагрузки , так как они имеют высокие коэффициенты готовности, а наращивание и снижение их производительности относительно сложно и дорого. Таким образом, они плохо работают на рынках энергии в реальном времени , где они не могут реагировать на изменения предельной цены на местах. В Соединенных Штатах это особенно актуально в свете появления дешевого природного газа, который может использоваться в качестве топлива на управляемых электростанциях , заменяющих роль базовой нагрузки в сети.

Только правительства « большой двадцатки» субсидируют уголь не менее чем на 63,9 миллиарда долларов США в год, из которых почти три четверти приходится на угольную электроэнергию.

Факторы мощности

В Индии коэффициенты мощности ниже 60%. В 2020 году угольные электростанции в США имели общий коэффициент использования мощности 40,2%; то есть они работали на чуть меньше половины своей совокупной паспортной мощности.

Неустойчивые активы

Если глобальное потепление ограничится уровнем значительно ниже 2 ° C, как указано в Парижском соглашении , к 2050 году прогнозируются неэффективные активы угольной электростанции в размере более 500 миллиардов долларов США, в основном в Китае. В 2020 году аналитический центр Carbon Tracker оценил, что 39% угольных электростанций уже были дороже, чем новые возобновляемые источники энергии и хранилища, и что 73% будут к 2025 году. По состоянию на 2020 год около половины угольных энергетических компаний Китая теряют деньги, старые и мелкие. у электростанций «нет надежды на получение прибыли». По состоянию на 2018 год Индия поддерживает работу потенциальных малоэффективных активов за счет их субсидирования.

Какие еще виды ТЭС существуют

Помимо паротурбинных ТЭЦ и КЭС (ГРЭС), на территории России работают станции:

Газотурбинные (ГТЭС). В данном случае турбины вращаются не от пара, а на природном газу. Также в качестве топлива на таких станциях могут использоваться мазут или солярка. КПД таких станций, к сожалению, не слишком высок (27 — 29%). Поэтому используют их в основном только как резервные источники электроэнергии или же предназначенные для подачи напряжения в сеть небольших населенных пунктов.
Парогазотурбинные (ПГЭС). КПД таких комбинированных станций составляет примерно 41 — 44%. Передают энергию на генератор в системах этого типа одновременно турбины и газовые, и паровые. Как и ТЭЦ, ПГЭС могут использоваться не только для собственно выработки электроэнергии, но и для отопления зданий или же обеспечения потребителей горячей водой.