Научный проект на соискание именной стипендии от организации

                                             

 

 

НАУЧНАЯ РАБОТА

на соискание именной корпоративной стипендии АО «ПАВЛОДАРЭНЕРГО»

 

 

 

на тему: «Технологический процесс выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнила:   Ткачёва Ю.А.

            3 курс

            ТТ-31/9

           0907000 «Теплотехническое оборудование и системы теплоснабжения»

 

Научный руководитель:           преподаватель специальных дисциплин

                                                    Капиятова Б.М.

 

Дата защиты:                       «____»  ____________ 2017г

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г.Павлодар, 2016г

Содержание

 

Введение                                                                                                                                   4

Выработка электроэнергии                                                                                                     5

Теплофикация и когенерация                                                                                               18

Заключение                                                                                                                             26

Список использованных источников                                                                                   27

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Аннотация

 

Энергетическая промышленность наших дней - одна из чаще всего обсуждаемых сфер жизнедеятельности страны, ведь именно сейчас она приобретает всё более многогранные экономические, технические и даже политические аспекты. Уже в ближайшие годы, на фоне исчерпания месторождений природных энергетических ресурсов, общее потребление всех их видов возрастет в несколько раз. Обеспечение же этого потребует от специалистов глубокого изучения состава и роли энергетического комплекса в мировом хозяйстве, и в частности - России. Актуальность выбранной темы контрольной работы не вызывает сомнений, если взять за основу аксиому, что научно-технический прогресс невозможен без развития энергетики, электрификации. И для повышения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация производственных процессов, замена человеческого труда (особенно тяжелого или монотонного), машинным. Но подавляющее большинство технических средств механизации и автоматизации (оборудование, приборы, ЭВМ) имеет электрическую основу. Особенно широкое применение электрическая энергия получила для привода в действие электрических моторов. Мощность электрических машин (в зависимости от их назначения) различна: от долей ватта (микродвигатели, применяемые во многих отраслях техники и в бытовых изделиях) до огромных величин, превышающих миллион киловатт (генераторы электростанций).        Человечеству электроэнергия нужна, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Вместе с тем, запасы традиционных органических топлив (нефти, угля, газа) конечны. Конечны также и запасы ядерного топлива - урана и тория, из которого можно получать в реакторах-бридерах (размножителях) плутоний. Поэтому на сегодняшний день крайне важно найти выгодные источники электроэнергии, причем - выгодные не только с точки зрения дешевизны топлива, но и с точки зрения простоты конструкций, эксплуатации, стоимости необходимых для постройки станции материалов, их долговечности.            Пока же мир больше эксплуатирует технические достижения ХХ века. Перспективные направления развития отрасли делают только пробные шаги либо находятся в стадии проектов, и данная контрольная работа является кратким обзором типов действующих электростанций с некоторым анализом их роли в энергетической промышленности страны. В частности, рассматриваются традиционные источники электрической энергии: атомные, гидро и тепловые предприятия. Соответственно, цель работы - прежде всего ознакомление именно с современным положением дел в этой необычайно широкой проблематике, характеристика наиболее выгодных в нынешнее время способов получения электроэнергии.

 

 

 

 

 

Введение

 

Автоматизация технологического процесса - совокупность методов и средств, предназначенных для реализации системы или систем, позволяющих осуществлять управление самим технологическим процессом без непосредственного участия человека, либо оставления за человеком права принятия ответственных решений.

Технологический объект управления - совокупность совместно функционирующего

технологического оборудования и реализованного на нем технологического процесса.

Технологический процесс - процесс обработки или переработки сырья, материалов и полуфабрикатов в процессе производства продукции. Иными словами - процесс превращения материалов, энергии или информации.

Технологические процессы можно классифицировать в зависимости от способов превращения сырья в продукты:

Непрерывные - технологические процессы, в которых перемещение материальной энергии и информации происходит непрерывным потоком, что обеспечивает непрерывное функционирование процесса.

Периодические - процессы, в которых перемещение материалов, энергии и информации происходит периодическим потоком, который циклически повторяется.

Непрерывно-периодические - в них технология протекает за ограниченное время, перемещение материалов, энергии и информации происходит в виде непрерывных потоков.

Разработка современных АСУТП  требует глубокого теоретического и экспериментального исследования технологического процесса. С этой целью проводят декомпозицию технологического процесса в виде некоторого числа подсистем, которые связанны между собой материальными потоками. Каждая подсистема представляется в виде объекта управления. Под объектом управления понимают часть технологического процесса, который с одной стороны ограничен датчиком, а с другой - регулирующим устройством.

Не всегда размеры (границы) технологического процесса совпадают с границами объекта управления. Автоматизация достигается путём внедрения новых технологий, использованием высокоточных логических систем вычисления. Автоматизация всё же не обходится без участия человека, поэтому требует подхода квалифицированных специалистов.

 

 

 

 

 

 

 

 

Выработка электроэнергии

 

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Главное отличие ТЭЦ от КЭС состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки: тепловому - электрическая нагрузка сильно зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка - приоритет) электрическому - электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует, например, в летний период (приоритет - электрическая нагрузка).

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран) и является сырьевой страной, живущей за счет продажи природных запасов энергоносителей (80% экспорта - сырье, а доля промышленного экспорта сокращается ежегодно). До 2010 года Казахстан являлся нетто-экспортёром электроэнергии, а после 2010 года является нетто-импортером, то есть потребляет больше электроэнергии, чем производит.

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 20 тысяч МВт, а фактическая мощность — 15 тысяч МВт. Казахстан вырабатывает 91,9 млрд. КВт*час электроэнергии в год (данные 2013 г.). Выработка по типу электростанций распределяется следующим образом:

ТЭС (тепловые электростанции) — 87,7 %, в том числе:

  - КЭС (конденсационные электростанции) — 48,9 %;

  - ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) — 36,6 %;

  - ГТЭС (газотурбинные электростанции) — 2,3 %;

  - ГЭС (гидроэлектростанции) — 12,3 %.

Около 72 % электроэнергии в Казахстане вырабатывается из угля, 12,3 % — из гидроресурсов, 10,6 % — из газа и 4,9 % — из нефти. Таким образом, четырьмя основными видами электростанций вырабатывается 99,8% электроэнергии, а на альтернативные источники приходится менее 0,2%.

Типы ТЭЦ.

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.

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.

Основным оборудованием ТЭЦ являются турбина, котел и генератор. Серийные агрегаты стандартизированы по соответствующим показателям: мощности, параметрам пара, производительности, напряжению и силе тока и т. д. При выборе предпочтение отдается стандартным агрегатам. На выбор агрегатов существенное влияние оказывает тепловая схема электростанции.

По типу выдачи тепловой мощности различают турбины с регулируемыми теплофикационными отборами пара (в обозначении турбин 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.

Так как теплота на ТЭЦ расходуется на производство электрической и тепловой энергии, то различаются КПД ТЭЦ по производству и отпуску электрической энергии и по производству и отпуску тепловой энергии. Однако для совместной оценки экономической эффективности обоих процессов используется полный (общий) КПД ТЭЦ, который характеризует степень использования теплоты, расходуемой на производство обоих видов энергии одновременно. Значение этого КПД для ТЭЦ, снабженных турбинами с конденсацией и отборами пара, составляет около 60%, а для ТЭЦ, использующих турбины с противодавлением,— 75%.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это, возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала.

На тепловой электростанции топливо сгорает в котле, с образованием высокотемпературного пламени. Вода проходит по трубкам через пламя, нагревается и превращается в пар высокого давления. Пар приводит во вращение турбину, вырабатывая механическую энергию, которую генератор превращает в электричество. Выйдя из турбины, пар поступает в конденсатор, где омывает трубки с холодной проточной водой, и в результате снова превращается в жидкость.

Конденсатор теплофикационной турбины отличается от конденсатора турбины конденсационной тем, что в нем выделено определенное количество охлаждающих трубок с отдельным подводом и отводом охлаждающей (или нагреваемой) воды. В зимний период, когда требуется большое количество тепла, регулирующий клапан  перед ЦНД турбины закрывают почти полностью, для того чтобы почти весь поступающий в турбину пар направить в сетевые подогреватели. Однако для того, чтобы рабочие лопатки ЦНД не разогрелись до недопустимой температуры от трения о неподвижную плотную паровую среду, через ЦНД пропускают небольшое количество пара. Во встроенный пучок подают небольшое количество сетевой или подпиточной воды теплосети, а в трубки основного трубного пучка  циркуляционная охлаждающая вода не подается. Конденсирующийся на трубках встроенного пучка пар передает свое тепло конденсации сетевой воде. Конденсатор в таком режиме работает как подогреватель сетевой воды.

Типичная паровая турбина содержит две группы лопаток. Пар высокого давления, поступающий непосредственно из котла, входит в проточную часть турбины и вращает рабочие колеса с первой группой лопаток. Затем пар подогревается в пароперегревателе и снова поступает в проточную часть турбины, чтобы вращать рабочие колеса с второй группой лопаток, которые работают при более низком давлении пара. Вид в разрезе Типичный генератор тепловой электростанции (ТЭЦ) приводится во вращение непосредственно паровой турбиной, которая совершает 3000 оборотов в минуту. В генераторах такого типа магнит, который называют также ротором, вращается, а обмотки (статор) неподвижны. Система охлаждения предупреждает перегрев генератора.

Главное отличие ТЭЦ от ТЭС состоит в наличии на ТЭЦ водонагревательной (теплофикационной) сетевой установки. Остывшая в теплопри­емниках тепловой сети обратная сетевая вода поступает к сетевым насосам I подъема. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса  сетевая вода последовательно проходит через трубную систему сетевых подогревателей. Нагрев сетевой воды в них осуществляется теплотой конденсации пара, отбираемого из двух отборов паровой турбины. Отбор пара осуществляется при таких давлениях, чтобы температура его конденсации в сетевом подогревателе была достаточной для нагрева сетевой воды. Нагретая в подогревателях сетевая вода поступает к сетевым насосам II подъема, которые подают ее в пиковый водогрейный котел ПВК и обеспечивают ее прокачку через всю или часть (до теплонасосной станции) тепловой сети. Для нагрева сетевой воды в ПВК в него от ГРП подается газ, а от дутьевого вентилятора — воздух. Нагретая до требуемой темпе­ратуры сетевая вода (прямая) подается в магистраль прямой сетевой воды и из него — тепловым потребителям. 
          Второе существенное отличие турбоустановки отопительной ТЭЦ от ТЭС состоит в использовании не конденсационной, а теплофикационной паровой турбины — турбины, позволяющей выполнять большие регулируемые отборы пара на сетевые подогреватели, регулируя их давление (т.е. нагрев сетевой воды и ее расход).

Простейшим типом теплофикационной турбины является турбина с противодавлением. В этой турбине нет конденсатора, и весь пар после турбины должен идти к потребителям. Ее достоинством является простота устройства и отсутствие потерь на конденсацию пара, ее недостатком - полная зависимость выработки электроэнергии от расхода пара потребителем. Такие турбины устанавливаются обычно для пароснабжения промышленных предприятий с постоянной нагрузкой в течение года. Без потребителя пара невозможна и их эксплуатация, а значит и выработка электричества.

Теплофикационные турбины устанавливают на ТЭЦ, т.е. там, где помимо выработки электричества, ещё нужно получать тепловую энергию — отопление и горячее водоснабжение. Они, как правило, могут работать и в конденсационном режиме, например, в летнее время. В таком случае пар на сетевые подогреватели не поступает, а весь используется для выработки электричества.

Теплофикационные турбины с промышленным отбором пара  — ПТ.

Промышленный отбор пара означает то, что часть пара с таких турбин уходит на какое-либо стороннее производство (завод, фабрику и т.д.). Пар может возвращаться обратно на электростанцию в виде конденсата, а может и полностью теряться.

Установленные на них турбины называются конденсационными турбинами с регулируемым отбором пара.

Турбины типоразмера Т-12-35. Это конденсационная турбина мощностью 12000 кВт с начальными параметрами 34,3 МПа (35 кгс/см² ) и t = 435^оС с теплофикационным (иначе – отопительным) регулируемым отбором. Турбина одноцилиндровая, состоящая из двух частей: части высокого давления (ЧВД), в которой имеются одна двухвенечная ступень и одиннадцать активных ступеней давления, после которых расположен регулируемый отбор, и часть низкого давления (ЧНД), имеющая четыре

активные ступени давления. Турбина имеет и два нерегулируемых отбора для подогрева питательной воды. Давление в регулируемом отборе можно менять в диапазоне 0,7-2,5 МПа, поддерживая нужную температуру пара, отпускаемого для подогрева сетевой воды поддерживают в зависимости от температуры наружного воздуха.

Паровая турбина. Большая часть кинетической энергии пара превращается в механическую энергию вращения вала турбины. Паровая турбина ТЭЦ имеет не одну, а несколько ступеней. В одной ступени сложно выработать всю потенциальную энергию пара (перепад давлений) и получить большую мощность вращения. Поэтому, для уменьшения скорости вращения вала турбину разделяют на ступени, в каждой из которых происходит частичное падение перепада давлений. Скорость после каждой ступени остается одной и той же; развиваемая же каждой ступенью мощность передается на вал турбины и на нем суммируется. Обычно скорость вращения вала многоступенчатых турбин на ТЭЦ составляет п = 3000 об/мин, что позволяет получить на применяемых электрогенераторах частоту тока 50 Гц.

Совершив работу в турбине, пар поступает в конденсатор.

Конденсатор. Чем ниже конечное давление пара, тем большую работу при данных начальных параметрах совершает пар. Для понижения давления пара ниже атмосферного его нужно направлять из турбины в особое герметически изолированное устройство, называемое конденсатором, где путем охлаждения пар конденсируют. При этом температура конденсатора  равна температуре пара, из которого получен конденсат. Отнятие тепла от пара происходит в процессе р = const.

Для паровых турбин применяют только поверхностные конденсаторы. Такой конденсатор состоит из цилиндрического барабана-корпуса с двумя крышками по торцам; в оба барабана вделаны две металлические трубные доски, в которых закреплено большое число трубок.

Пар из турбины поступает в конденсатор через патрубок и окружает трубки, по которым движется вода. Через патрубок в пространство поступает вода, забираемая из реки или какого-либо другого источника водоснабжения. По нижним трубкам она движется в сторону правой крышки, а по выходе из них по трубкам верхней половины конденсатора движется влево. Охлаждая трубки. Вода отнимает через их поверхность тепло от пара, который конденсируется, то есть превращается в воду, которая называется конденсатором. Конденсат стекает в нижнюю часть конденсатора. И отсюда через патрубок его откачивают насосом. Подогретая теплом, отнятым от пара, вода выходит из патрубка и возвращается в источник водоснабжения. Вода, используемая для охлаждения пара в конденсаторе, называется циркуляционной водой, а насос, который падаете в конденсатор, - циркуляционным насосом.

Возможно применение таких конденсаторов, в которых пар и охлаждающая вода смешиваются. Такие конденсаторы называются смешивающими.  Воздух, неизбежно проникающий в конденсатор с паром, необходимо отбрасывать. Отсос воздуха с незначительным количеством пара производится через патрубок с помощью пароструйного насоса, называемого эжектором. Если вблизи электростанции нет проточной воды, циркуляционную воду из конденсатора направляют в охладительные установки.

 На современных тепловых электрических станциях применяются различные методы повышения их экономичности: повышают давление Р₁ и температуру пара t₁ перед турбиной, снижают (до возможного) давление Р₂ за турбиной, а также применяется промежуточный перегрев пара. На всех видах конденсационных турбин применяется регенерация, дающая экономию топлива 5-12%. Но самую большую экономию энергии, как будет показано ниже, дает теплофикация.                                                  На рисунке 1 дана схема ТЭЦ с одним отопительным регулируемым отбором пара (промышленный отбор не совмещается с отопительным из–за больших давлений в нем (до 1,5 МПа) и в данной методике не рассматривается). В отопительном отборе давление не превышает 0,25 МПа. Перегретый пар, вырабатываемый в котле 1 с перегревателем, поступает в турбину 2, состоящую из двух цилиндров: цилиндра высокого давления (ЦВД – эквивалент ЧВД) и  цилиндра низкого давления (ЦНД – эквивалент ЧНД). Между ЦВД и ЦНД имеется патрубок для регулируемого отбора пара. Всё количество пара D_B после прохождения через ЦВД разделяется на два потока. Один поток (его будем обозначать D_отб) через патрубок регулируемого отбора поступает в устройство 8, которое условно изображает внешний тепловой потребитель (теплофикационный пароводяной поверхностный подогреватель), и в регенеративный подогреватель 7. Другой поток, его будем обозначать D_K, сл Пар в количестве D_K  поступает в ЦНД и выходит из него с параметрами P₆ и i₆, а затем следует в конденсатор 3. Из последнего выходит конденсат в количестве D_K с энтальпией i^’₆  и конденсатным насосом 4 направляется в питательный бак (деаэратор) 5, из которого насосом 6 попадает в регенеративный подогреватель 7, куда поступает и пар из отбора с энтальпией i₄ (действительное состояние пара в отборе). Количество пара D_P должно быть таким, чтобы весь конденсат был нагрет до t_отб – температуры насыщения при давлении отбора P_отб. Пар из отбора при этом конденсируется, и общее количество конденсата, покидающего регенеративный подогреватель при энтальпии i^’_4,  составляет D_K  + D_P. Пар, поступивший к тепловому потребителю, вследствие отдачи тепла конденсируется, и конденсат с энтальпией i^’₄ при выходе из теплого потребителя с конденсатом такой же энтальпии, поступающим из регенеративного подогревателя. Суммарное количество конденсата составляет D_K + D_P + D_T и согласно формуле равно D_B. Это количество конденсата, равное количеству пара D_B, которое возвратилось в котел.

На схеме так же рассматривается водяная система теплоснабжения. Сетевая вода теплофикационного пароводяного подогревателя (теплопотребитель 8) с максимальной температурой порядка 120 ˚C (в зависимости от температурного графика) по тепловой сети поступает  к абонентам 8^’ и расходуется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При необходимости получения более высокой температуры вода догревается в пиковом водогрейном котле 11. Обратная сетевая вода (система теплоснабжения обычно выполняется двухтрубная), имеющая в различные периоды температуру 40-70 ˚C, подогревается дополнительно в теплофикационном пункте 13 конденсатора, что обеспечивает наиболее полное использование тепла отработавшего пара низкого давления. Для этого требуется повышение давление пара в конденсаторе. Наибольшее давление в конденсаторе устанавливаются, главным образом, в зимний период, когда турбина развивает полную электрическую мощность на базе теплофикационного отбора пара. В связи с этим подогрев сетевой воды в теплофикационном пучке выгоднее производить в холодное время года, а в остальное время – использовать теплофикационный пучок для подогрева холодной воды. Если теплофикационный пучок постоянно используется для подогрева сетевой воды, давление в конденсаторе должно выдерживаться от 0,012 до 0,045 МПа. Циркуляция воды в сетях и подогревателях обеспечивается сетевым 10 и вспомогательным 14 насосами. Утечка воды в тепловых сетях восполняется системой подпитки 12.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1    Схема ТЭЦ с одним отопительным регулируемым отбором пара:

 

1-    котел

2-    турбина

3-    конденсатор

4-    конденсатный насос

5-    деаэратор

6-    насос

7-    регенеративный подогреватель

8-    внешний тепловой потребитель

8'- абоненты

9-    насос

10-     сетевой насос

11-     пиковый водогрейный котел

12-     система подпитки

13-     теплофикационный пучок конденсатора

14-     вспомогательный насос  

 

Оборудование электростанции как раз и служит для экономичного преобразования химической энергии топлива в электрическую. Рассмотрим для конкретности технологический процесс производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ, работающей на угле (рисунок 1).

 

Рисунок 2. Схема простейшей паротурбинной электростанции, работающей на угле.

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 (генератор, трансформаторы и т. д.), обеспечивающие выработку электроэнергии. Основным элементом котельной установки является котел. Прибывающий на ТЭС в специальных вагонах уголь разгружается, дробится до размера кусков 20—25 мм и ленточным транспортером подается в бункер 19, вмещающий запас угля на несколько часов работы. Из размалывается до пылевидного состояния. В мельницу непрерывно специальным дутьевым вентилятором 9 подается горячий воздух, нагреваемый в воздухоподогревателе 8. Горячий воздух смешивается с угольной пылью и через горелки котла подается в его топку — камеру, в которой происходит горение топлива. При горении пылевидного топлива образуется факел, представляющий собой мощный источник лучистой энергии, температура факела превышает 1500 °С. Таким образом, при горении топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела. Стены топки облицованы экранами 20 — трубами, к которым подается питательная вода из экономайзера 7. На схеме изображен так называемый прямоточный котел, в экранах которого питательная вода, проходя только один 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. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель 6, в котором повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Газообразные продукты сгорания топлива, отдав свою основную теплоту питательной воде, поступают на трубы экономайзера 7 и воздухоподогреватель 8, в которых они охлаждаются до температуры 140— 160 °С и направляются с помощью дымососа 11 к дымовой' трубе 12. В электрофильтрах 10 происходит улавливание сухой летучей золы. Дымосос и дымовая труба создают разрежение в топке и газоходах котла; кроме того, дымовая труба рассеивает вредные продукты сгорания в верхних слоях атмосферы, не допуская их высокой концентрации в нижних слоях. Зола, образующаяся при горении топлива и не унесенная потоком газов, удаляется из донной части топки и транспортируется на золоотвалы. Полученный на выходе из котельной установки пар высоких параметров поступает по паропроводу 4 к паровой турбине 3. Расширяясь в ней, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 2, в обмотках которого образуется электрический ток. Трансформаторы 1 повышают его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передают часть выработанной энергии на питание собственных нужд "ГЭС, а остальное — в электрическую систему. И котел, и турбина могут работать только при очень высоком качестве питательной воды и пара, допускающем 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 турбину 3, поступает в конденсатор 17 — теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает холодная вода, подаваемая циркуляционным насосом 18 из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни). Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 16 подается через регенеративный подогреватель 15 в деаэратор 5. В подогревателе 15 температура конденсата повышается за счет теплоты пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 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 14, приводимым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в котел. Таким образом замыкается технологический пароводяной цикл преобразования химической энергии топлива в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата. Снабжение потребителей теплотой осуществляется с помощью отборов пара из турбины подобно тому, как это делается для регенеративного подогрева питательной воды. Промышленный потребитель обычно использует пар непосредственно из отборов турбин. Для целей теплофикации пар из так называемого отопительного отбора турбины направляется в сетевые подогреватели, в трубках которых циркулирует сетевая (отопительная) вода. Сетевые подогреватели устанавливают прямо на электростанции. Рассмотренная установка для производства электроэнергии называется моноблоком: один котел вырабатывает пар только для одной турбины. Наряду с ними на ТЭС существуют дубль-блоки-установки, в которых один котел снабжает две турбины. Мощные ГРЭС оборудуются блоками мощностью 120—1200 МВт. Наиболее крупные ТЭС в нашей стране достигли мощности 3600 МВт. Ограничения по мощности электростанций связаны с трудностями их обеспечения охлаждающей водой и требованиями охраны окружающей среды. Компоновку энергетических установок на ТЭЦ, исходя из требований надежности снабжения потребителей тепловой энергией, выполняют по-другому. Все котлы ТЭЦ работают на один или несколько общих паропроводов (коллекторов пара), а из них питаются все турбины электростанции. Такая компоновка называется неблочной. Раньше она использовалась и для конденсационных электростанций. Рассмотренная нами схема ТЭС является очень упрощенной. В ней отсутствуют: обычно используемый промежуточный перегрев пара; подогреватели высокого давления, устанавливаемые между питательным насосом и котлом; конденсатоочистка, очищающая конденсат, идущий из конденсатора; водоподготовительная установка, восполняющая потери воды из технологического контура, и другое оборудование, без которого ТЭС работать не может. Но представление всех связей даже для такой простой схемы, как на рис. 1.1, вызывает немалые трудности. Поэтому для изображения оборудования электростанции во всей его взаимосвязи по пару, конденсату, питательной воде используют тепловые схемы — графическое изображение отдельных элементов и трубопроводов с помощью условных обозначений. Привыкнув к условным обозначениям, легко прочитать даже самую сложную тепловую схему. Пример тепловой схемы рассмотренной ТЭС приведен на рис. 3.

 

 

 

 

 

Рис. 3. Упрощенная тепловая схема электростанции: 1— котел; 2- турбина; 3 — генератор; 4 — конденсатор;   5 — циркуляционный насос; 6 — конденсатный насос; 7 — подогреватель; 8 — питательный насос; 9 — деаэратор

Выработка тепловой энергии котельной установкой осуществляется по технологическому процессу, при котором происходит преобразование химической энергии топлива при его сжигании в тепло газообразных продуктов сгорания, передача тепла рабочей среде - воде, меняющей в паровых котлах свое агрегатное состояние, а в водогрейных только энтальпию. Наряду с выработкой тепловой энергии в котельной установке осуществляются подготовка теплоносителя заданных параметров и отпуск его в систему теплоснабжения.

Данные по выработке тепловой энергии котлами-утилизаторами сернокислотного производства в разные периоды года на предприятиях, теплопотребление которых почти полностью покрывается за счет ВЭР, показывают, что в летний период выработка тепла сокращается на 30 - 40 % по сравнению с зимним. Такое явление объясняется недостатками в системе учета и отчетности по выработке и использованию тепла ВЭР, а не недостатками в работе котлов-утилизаторов. Так как по своему назначению котлы-утилизаторы не могут снижать выработку тепла при неизменной производительности технологического агрегата, то отмечаемое сокращение выработки пара в котлах-утилизаторах сернокислотного производства есть не что иное, как не учтенная в выработке прямая потеря полученного пара путем выброса его в атмосферу.  

Энергетический цех занимается выработкой тепловой энергии, которая потребляется структурными подразделениями внутри предприятия, торговым домом и частично реализуется потребителям на сторону.  

При сжигании топлива для выработки тепловой энергии в групповых котельных и на ТЭЦ полезно используется значительно больше тепла топлива, чем при сжигании его в местных установках.  Котельные установки предназначены для выработки тепловой энергии в виде пара или горячей воды.  

Удельный расход электроэнергии на выработку тепловой энергии может быть определен двумя путями: 1) по опытным данным посредством замеров расхода электроэнергии и количества производимой тепловой энергии; 2) расчетным путем на основании фактической производительности теплоэнергетического оборудования.  

Изложены основные сведения о выработке тепловой энергии на ТЭЦ и в районных и квартальных котельных; дано краткое описание теплоиспользующих установок потребителей.

Тепловые насосы, предназначенные для выработки тепловой энергии с использованием низкопотенциального тепла, должны удовлетворять требованиям действующих нормативно-технических документов и настоящих Правил.  

Тепловые насосы, предназначенные для выработки тепловой энергии с использованием низкопотенциального тепла, должны удовлетворять требованиям действующих нормативно-технических документов и настоящих Правил. Производство электрической энергии на ТЭС сопро­вождается большими потерями теплоты. В то же время многим отраслям промышленности таким, как химиче­ская, текстильная, пищевая, металлургическая, и ряду других теплота необходима для технологических целей. Для отопления жилых зданий требуется в значительном количестве горячая вода. В этих условиях естественно использовать пар, полу­чаемый в парогенераторах на тепловых станциях, как для выработки электроэнергии, так и для теплофикации потребителей. Электростанции, выполняющие такие функции, называются теплоэлектроцентралями. Отработанный в турбинах конденсационных станций пар имеет температуру 25—30°С, поэтому он не пригоден для использования в технологических процессах на пред­приятиях.» Во многих производствах требуется пар, име­ющий давление 0,5—0,9 МПа, а иногда и до 2 МПа длят приведения в движение прессов, паровых молотов, тур­бин. Иногда требуется горячая вода, нагретая до темпе­ратуры 70—150°С. Для получения пара с необходимыми для потребите­лей параметрами используют специальные турбины с промежуточными отборами пара. В таких турбинах, по­сле того как часть энергии пара израсходуется на при­ведение в движение турбины и параметры его понизят­ся, производится отбор некоторой доли пара для потре­бителей. Оставшаяся доля пара далее обычным способом используется в турбине и затем поступает в конденсатор. Поскольку для части пара перепад давления оказывает­ся меньшим, несколько возрастает расход топлива на выработку электроэнергии. Так, если при перепаде дав­ления от 9000 до 4 кПа на выработку 1 кВт-ч электро­энергии требуется 4 кг пара, то при увеличении давления отработанного пара до 120 кПа необходимое количество пара составляет 5,5 кг. Однако такое увеличение расхода пара на выработку электроэнергии на ТЭЦ и связанное с этим увеличение расхода топлива в конечном счете ока­зываются меньшими по сравнению с расходом топлива в случае раз­дельной выработки электроэнергии и выра­ботки ,теплоты на не­больших котельных ус­тановках.                                                             Благодаря более полному использова­нию тепловой энергии КПД ТЭЦ достигает 60-65%, а КПД КЭС —не более 40%. На рис. 2.13 приведен примерный тепловой баланс ТЭЦ. Горячая вода и пар под давлением, дости­гающем в отдельных случаях 3 МПа, доставляются потребителям по трубо­проводам. Совокупность трубопроводов, предназначен­ных для передачи теплоты, называется тепловой сетью. Экономия топлива связана с совершенствованием теп­ловой изоляции, поэтому повышение ее качества отно­сится к одной из важнейших задач теплофикации. Эффективность работы системы теплоснабжения во многом зависит от рационального размещения ТЭЦ, которые стремятся по возможности приблизить к крупным потребителям теплоты и электрической энергии, так как передача теплоты в виде пара неэкономична на расстояниях свыше 5—7 км. На решение вопроса о целесо­образных местах расположения ТЭЦ в последнее время значительно влияет загрязнение ими окружающей среды. Централизованное теплоснабжение на базе комбини­рованной выработки теплоты и электрической энергии имеет большие преимущества: обеспечивает основную долю потребности в теплоте промышленного и жилищно-коммунального хозяйства, уменьшает расходование топ­ливно-энергетических ресурсов, а также материальных, и трудовых затрат в системах теплоснабжения. Однако при максимальной централизации теплоснаб­жения на ТЭЦ можно выработать только 25—30% требу­емой электроэнергии. Работа же конденсационных стан­ций определяется только условиями выработки электро­энергии, что делает весьма благоприятными концентра­цию больших электрических мощностей и позволяет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в настоящее время и в будущем будут строиться конденсационные станции, несмотря на те преимущества, которые имеет выработка электроэнергии -на ТЭЦ. Развитию теплофикации в СССР придается большое значение. Так, уже в начале девятой пятилетки установленная электрическая мощность теплофикацион­ных агрегатов превысила 45 млн. кВт, что составило око­ло ⅓ установленной мощности всех ТЭС страны, работа­ющих на органическом топливе.

 

Теплофикация и когенерация

 

Теплофикация — энергоснабжение тепловых и электрических потребителей на базе комбинированного производства тепла и электроэнергии в одной технологической установке. Переход с раздельного производства энергии на теплофикацию позволяет увеличить коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) в 1,5 раза с 55 % до 83 %. Используемое при теплофикации тепло, как правило, является продуктом отходов производства при выработке электроэнергии или сжигании мусора. Вместо того, чтобы бесполезно отдавать это тепло в окружающую среду, его можно применить для обогрева зданий и целых кварталов города. Чем дальше удалено местонахождение источника от потребителя, тем больше тепла теряется при транспортировании. Поэтому для теплофикации предпочтительнее использовать электростанцию небольшой мощности вблизи районов концентрации населения, чем крупные, но удаленные от мест потребления. Таким образом, преимущество теплофикации состоит в том, что, наряду с экономией производственного пространства, достигается лучшее использование произведенной энергии, и поэтому стоимость такого тепла сравнительно низка. Так как подобные энергетические установки могут быть одновременно поставщиками как тепла, так и электрического тока, их общий к.п.д. достигает 80%. Например, теплофикационные установки блочного типа обеспечивают теплом многие жилые кварталы городов. Однако в настоящее время лишь незначительная часть действующих мощностей таких энергетических установок используется наилучшим образом. Когенерация — передовая технология, позволяющая вырабатывать электричество и тепло. Особенно эффективна она при наличии дешевого топлива и минимальной удаленности генератора от потребителя. Когенерация (теплофикация) — это способ одновременного получения электрической и полезной тепловой энергии от сжигания топлива. Для максимального снижения эксплутационных расходов произведенные виды энергии необходимо использовать полностью. На сегодняшний день наиболее дешевым видом топлива является природный газ. Его потребление в процессе теплофикации особенно эффективно при соблюдении трех условий:                                                                                  — надежность и низкая цена поставки «голубого топлива» в места переработки;                                                                                                     — дефицит электроэнергии и, соответственно, высокие цены за кВт/час;                                                                                                               — близость потребителя.

Главное преимущество когенератора перед обычными теплоэлектростанциями заключается в том, что он преобразует энергию с большей эффективностью. Система когенерации работает с наименьшими тепловыми потерями. Уменьшаются также производственные расходы. Когенератор представляет собой эффективную альтернативу тепловым сетям благодаря возможности гибкого изменения параметров теплоносителя в зависимости от требований в любое время года. Он вырабатывает электрическую и тепловую энергию в соотношении 1:1,6. Когенератор не зависим от финансового состояния дел в энергетических компаниях. Доход (экономия) от реализации энергоносителей покрывает все расходы на теплофикатор. Капитальные вложения в когенератор окупаются быстрее средств, затраченных на подключение к тепловым сетям. Таким образом, обеспечивается быстрый и устойчивый возврат инвестиций. Теплофикационные приборы хорошо вписываются в электрическую схему отдельных потребителей и при параллельном подключении в электросети города. Они покрывают недостаток генерирующих мощностей, позволяют избавиться от перегрузок и предоставляют возможность присоединения новых районов.       Устройство теплофикационного прибора.                   Когенератор состоит из газового двигателя, генератора, системы отбора тепла и системы управления. Теплоноситель может отбираться из газовыхлопа, масляного холодильника и охлаждающей жидкости двигателя. При этом в среднем на 100 кВт электрической мощности потребитель получает 150–160 кВт тепловой в виде горячей воды (90-129 °С) для отопления и ГВС. Для выравнивания пиков и провалов тепловых нагрузок необходимо предусмотреть тепловые аккумуляторы. Системы когенерации электрической мощностью 150-3200 кВт и тепловой – 240-5120 кВт могут устанавливаться в относительно небольших помещениях, причем существующие котлы и водогреи могут использоваться как дополнительные или запасные источники тепла. Так же можно задействовать и местные энергосистемы. Благодаря теплофикационным приборам успешно решается проблема обеспечения потребителей дешевой электрической и тепловой энергией. Кроме того, независимое электроснабжение влечет за собой ряд преимуществ. Потребление. Электричество, получаемое при когенерации, имеет стандартные параметры (трехфазный ток 50 Гц, стандартное напряжение 0,4-10 кВ) и легко реализуется на рынке. Требования к тепловой энергии отличаются большим разнообразием. Они зависят от вида технологического процесса или графика потребления тепла по суткам и сезонам. Более того, требования потребителя могут не совпадать с имеющимися стандартами. Вот почему основная задача при проектировании теплофикационных объектов заключается в максимальном согласовании совокупной энергии с требованиями заказчика. Она считается выполненной, если характеристики всего производящего и потребляющего оборудования сети грамотно скоординированы. Например, газопоршневые машины являются источниками электроэнергии и горячей воды (+90 °С) и иногда пара, низкого (в 1 атм, получаемого из теплообменников двигателя) или высокого давления (получаемого от выхлопной системы). В ряде случаев остаточное тепло используется в низкотемпературных производственных процессах, таких как сушка, дубление, обработка пищевых продуктов, обогрев помещений и нагревание воды в зданиях. При рассмотрении проекта применения когенератора для нужд производства необходимо изучить работу всех тепловых технологических контуров, поскольку может оказаться возможным непосредственное использование низкопотенциального тепла теплофикатора. Использование когенераторов в центральной части крупных городов позволяет увеличивать поставки электроэнергии без реконструкции старых перегруженных сетей. При этом значительно улучшается качество энергоносителей. Автономное функционирование устройства дает возможность поддерживать стабильные теплоэлектрические параметры, такие как напряжение, частота и температура, качество воды. Потенциальными потребителями энергии могут быть заводы, больницы, объекты жилищной сферы, а также газоперекачивающие, компрессорные станции, котельные и т. д. Когенерация решит проблему обеспечения населения теплом и электроэнергией без дополнительного строительства мощных высоковольтных линий передач и теплопроводов. Близость когенерационных установок к потребителю позволяет значительно снижать потери при транспортировке энергии и улучшать ее качество, повышая коэффициент использования природного газа. Используя когенераторы, местные власти могут более гибко выстраивать отношения с генерирующими компаниями-монополистами. В некоторых регионах стоимость подключения нового абонента сопоставима с ценой теплофикатора с одинаковыми энергетическими параметрами. Капитальные затраты на приобретение устройства возмещаются в течение трех-четырех лет за счет низкой себестоимости энергии, а расходы на подсоединение к сетям теряются при передаче вновь построенных станций на баланс энергетиков. По сравнению с обеспечением от централизованных сетей, энергоснабжение от теплофикационных приборов снижает ежегодные траты примерно на 100 долл. за каждый кВт номинальной электрической мощности в случае, когда он работает в базовом режиме генерации энергии (при 100 % нагрузки круглый год). Такое возможно, если когенератор питает нагрузку в непрерывном цикле функционирования и если он действует параллельно с сетью. Последнее решение выгодно также генерирующим компаниям, поскольку они приобретают дополнительные мощности без финансовых вложений. Более того, энергетики имеют возможность купить дешевую электроэнергию для последующей перепродажи третьим лицам. При традиционном производстве электроэнергии масштабные потери энергии (до 65 %) происходят в паротурбинных генераторах, где в качестве топлива используются уголь, мазут, газ, ядерные компоненты и т. д. Энергия теряется при охлаждении в градирне. КПД газотурбинной установки редко превышает 38-40 %. Применение теплофикационных систем способно утилизировать избытки тепла и направлять их на нужды потребителя. К методам теплофикации можно отнести использование газотурбинных установок с котлами-утилизаторами или когенераторов на базе первичного газового (дизельного) двигателя внутреннего сгорания с электрогенератором на валу, где применяются комплексные устройства переработки оставшейся от первичного цикла тепловой энергии. Таким образом, обеспечивается автономность производства электричества, снижающая его цену. На 1000 кВт в среднем можно получить 150-160 кВт тепловой мощности в виде горячей воды для нужд отопления и горячего водоснабжения. При всех преимуществах данной технологии к выбору систем теплофикации следует подходить серьезно. Необходимо учитывать доступность и цену топлива, местные климатические условия и потребность в тепле. Важно убедиться в надежности и качестве имеющегося в арсенале оборудования. Потребуется предварительный тщательный технико-экономический анализ, по результатам которого можно принимать решения по инвестициям, выбору методологий установки и типов оборудования. Следует учитывать условия взаимодействия с внешними инженерными сетями, в первую очередь — электрическими. Возникновение идеи централизованного теплоснабжения относится к 80-м годам XIX века. В 1877 году в г. Локпорте в США была сооружена первая установка для централизованного теплоснабжения. Однако в США длительное время (до 1937 года) централизованное теплоснабжение не связывалось с организацией комбинированной выработки электроэнергии, то есть не являлось теплофикацией.  Анализируя положительные и отрицательные стороны теплофикации, способствуя умножению первых и устранению вторых, представляется целесообразным продолжать наращивать усилия по увеличению поставок тепла от теплофикационных систем на белорусский рынок. Практически это может быть достигнуто путем сочетания двух направлений.               Первое направление — обновление, техническое перевооружение и реконструкция действующих теплофикационных систем. При этом, прежде чем приступить к обновлению действующих систем, следует проверить целесообразность их дальнейшего функционирования в существующем виде. В одних случаях системы от отдельных источников тепла экономично объединять для совместной работы, полностью исключая при этом необходимость содержания резервного энергооборудования. В других случаях, когда зона охвата города тепловыми сетями велика, а их техническое перевооружение или ремонт требуют неоправданно больших капиталовложений, систему предпочтительно делить.                                                                         Второе направление — освоение новых технологий, новых типов энергоисточников прежде всего в населенных пунктах, где нет в настоящее время ТЭЦ и ГРЭС, за счет вытеснения морально и физически стареющих городских котельных путем внедрения новых полностью автоматизированных паросиловых, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ. Для будущего теплофикации очень важно также создать благоприятные для нее экономические условия, которые ориентировали бы производителей и потребителей тепла не на сиюминутные экономические выгоды, связанные с произвольным ценообразованием и тарифами в условиях несовершенного законодательства и налогообложения, а на осуществляемые в интересах национальной экономики и общества в целом экономию ресурсов и защиту окружающей среды. Существующий технико-экономический анализ работы ТЭЦ совершенно не отвечает технологии производства низкопотенциального сбросного тепла и электрической энергии. Метод ценообразования на сбросное тепло необходимо пересматривать. Ответы на эти и многие другие парадоксы в энергетике кроются в абсурдности существующего метода ценообразования на энергию, в оторванности тарифной политики от технологии производства тепловой и электрической энергии. Методологические недостатки отечественной тарифной политики. В существующей тарифной политике на тепловую и электрическую энергию заложено 6 видов логических ошибок, определяющих недостатки сегодняшней тарифной политики применительно к “энергетике крупного города”. Мы пытаемся одной мерой оценить стоимость двух различных видов энергетической продукции: мощности во времени предоставляемой тепловой и электрической энергии; количества за период отпущенной тепловой и электрической энергии. Отсутствует (неразвита) система классификации видов энергетической продукции по качеству, количеству. Отсутствуют (неразвит) принцип авансирования затрат на соответствующий вид энергетической продукции. При комбинированном производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ принятый на сегодня метод разделения затрат топлива на тепловую и электрическую энергию не отвечает технологии производства энергии на ТЭЦ. Мы не стимулируем экономичного потребителя на комбинированное потребление тепловой и электрической энергии, получаемой по комбинированному способу на ТЭЦ, а также не принуждаем неэкономичного потребителя к изменению технологии потребления энергии (мы вынуждены принуждать все общество). Мы не осуществляем анализ и нормирование расходов топлива, закладываемых в тарифы для конкретного типа потребителей тепловой и электрической энергии. Самым главным недостатком существующей тарифной политики является то, что тарифы не отражают технологическую суть производства энергии как по качеству, так и по количеству. Предметом рыночных отношений является не просто количество потребленной энергии, а предоставление мощности в определенное временя. На рынок энергетических услуг предоставляется два вида энергетической продукции: Возможность использования заявленной энергетической мощности в определенное время; Количество потребленной энергии. При этом методологически нет никакой принципиальной разницы, на какой вид энергии предоставляются услуги — тепловую или электрическую.                                      Недостаток существующего ценообразования заключается в том, что цена не отражает качества энергии. Если для электроэнергии разработан государственный стандарт, то, как ни парадоксально, мы находимся только на пороге формирования требований к качеству производства и продажи тепловой энергии. Согласно требованиям Гражданского кодекса, поставлены и сформулированы задачи по определению качества и надежности теплоснабжения. Так, если для котельной нет принципиальной разницы, когда производится тепло — летом или зимой, — то для ТЭЦ это различные технологии. Если летом для горячего водоснабжения можно использовать бросовое тепло, поступающее на градирни ТЭЦ, то зимой для отопления жилья отработанного тепла уже не хватает, и необходимо затрачивать дополнительные первичные источники энергии. Если же летом тепло от ТЭЦ не купят, то она все равно это тепло выбросит в окружающую среду или же просто остановится в вынужденный резерв из-за отсутствия теплового потребления. Одна из основных ошибок существующего метода ценообразования заключается в том, что для простоты калькуляции рассчитываются не конкретные тарифы для характерных режимов энергоснабжения, а средневзвешенные, среднегодовые тарифы. Хотя среднегодовая цена тепла у ТЭЦ ниже чем у котельной, все равно она не стимулирует промышленных покупателей тепловой энергии пойти на то, чтобы не сжигать топливо на своих котельных и по обоюдовыгодной цене использовать сбросное тепло от ТЭЦ. Абсурдность существующих тарифов заключается и в том, что цена не отражает количество потребленной энергии по времени. Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла с мощностью 0.11 Гкал/час. Для производства этого же количества тепла, требуемого для того, чтобы обеспечить зимний максимум нагрузок за расчетную пятидневку требуется уже 8.3 Гкал/час. Разница мощностей установленного оборудования составляет 73-кратную величину. Соответственно нужны дополнительные специалисты, площади, оборудование. Оборудование находится в резерве 97% времени и работает только 3% времени, а стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях. Но для общества нет никакой разницы в оплате затрат.            Тепловые насосы в отопительном процессе могут использоваться в водо- и пароподогревателях. Еще несколько лет тому назад они представляли собой лишь ориентиры в экономии энергии. Сейчас они нашли уже довольно широкое применение. Однако не во всех случаях тепловые насосы позволяют экономить энергию. Особенно это касается тепловых насосов с электроприводом, которые потребляют значительное количество электроэнергии. Совсем по-другому обстоит дело при использовании двигателей внутреннего сгорания с дизельным или газовым топливом, равно как и абсорбционных тепловых насосов. Принцип работы. Тепловой насос по принципу работы не отличается существенно от холодильника, где тепло с помощью вспомогательного источника энергии извлекается из объема охлаждаемого тела и передается в воздух помещения. Тепловой насос «качает» энергию из окружающего воздуха, земли или воды и использует это тепло для подогрева воды и отопления. В зависимости от привода различают компрессионные и абсорбционные тепловые насосы. Тепловой насос извлекает энергию из окружающей среды при относительно низких температурах. Для использования этой энергии при отоплении или паро- и водоподогреве температурный уровень энергии необходимо повысить. Это может быть сделано, например, путем сжатия пара. Электрические компрессионные тепловые насосы осуществляют сжатие пара за счет электродвигателей небольшой мощности. Газокомпрессионные тепловые насосы обеспечивают сжатие пара путем использования небольшого газового мотора. Поскольку уносимое мотором тепло может вовлекаться в циркуляцию, осуществляемую тепловыми насосами, выработанная первичная энергия используется хорошо. Так, из 100% произведенной первичной энергии с учетом использования энергии окружающей среды можно получить до 160% полезной энергии. Компрессионные тепловые насосы с дизельными моторами сравнимы с газовыми тепловыми насосами, однако здесь возникает проблема с отводом выхлопных газов. Абсорбционные тепловые насосы, в сущности, отличаются от компрессионных тепловых насосов только элементами привода. Сжатие осуществляется не при помощи двигателя, а рабочим телом и теплом сгорания жидкого или газового топлива. Так как абсорбционные тепловые насосы почти не имеют подвижных элементов, они отличаются высокой долговечностью (большим рабочим ресурсом). Абсорбционные тепловые насосы весьма перспективны для отопления жилых домов, поскольку их узлы невелики по размерам и в серийном производстве недороги. Источники тепла. Все тепловые насосы используют тепло окружающей среды, источником которого, в конечном счете, является солнечное излучение. В результате сжатия испаряющейся жидкости насос переходит на высокий температурный уровень. Так как все же со снижением температуры окружающей среды расход электроэнергии сильно повышается, некоторые природные источники тепла не могут в течение всего года использоваться экономно. Область применения тепловых насосов в системе теплофикации. Законодателям, определяющим энергетическую стратегию региона, необходимо полностью отказаться от услуг так называемого “физического метода” распределения экономии топлива и перейти на применение “эксергетического метода” анализа. Методические указания по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования должны быть пересмотрены и должны отвечать технологической сути комбинированного производства энергии. Чем ниже температура сетевой воды, используемой тепловым потребителем, тем меньше требуется топлива на ТЭЦ для его дополнительного производства как тепловой, так и электрической энергии. Низкотемпературное тепло на уровне 45 °С как раз и является той экономической нишей, где применение тепловых насосов технически и экономически выгодно. Не надо строить дополнительных теплообменников для забора тепла из систем охлаждения конденсаторов! Достаточно забирать это тепло непосредственно в центре тепловых потребителей из обратной сетевой воды, “захолаживая” обратную сетевую воду от 45-70° С до температуры +10°С. Цена на это тепло должна зависеть от числа часов использования сбросного тепла. Если же это тепло не будет забираться в часы максимума тепловых нагрузок, то цена должна быть в 10-20 раз ниже цены пикового тепла. Тепловые насосы и теплофикация являются взаимно исключающими и взаимно дополняющими энергосберегающими технологиями. Теплофикация является более эффективным технологическим решением, чем тепловые насосы. Применять тепловые насосы непосредственно на ТЭЦ, ГРЭС, где имеются круглогодичные сбросы тепла в градирни, пруды охладители, нет никакого смысла. Греть воду, получать пар необходимых параметров необходимо производить непосредственно с отборов паровых турбин, без сложной трансформации тепла с помощью тепловых насосов. Однако, если на ТЭЦ имеются сбросы тепла в атмосферу или водоем, то можно применять тепловой насос для сверх балансовой нагрузки, непосредственно забирая тепло из обратной сетевой воды у удаленного потребителя по цене сбросного тепла. Это означает, что, если на ТЭЦ имеется сбалансированная тепловая и электрическая нагрузка, то область применения тепловых насосов возможно только в те периоды, когда нет пиковых нагрузок. Для условий г. Омска этот внепиковый период времени составляет порядка 7000-7500 часов. Экономическая ниша в схеме балансов тепловой и электрической энергии на ТЭЦ позволяет сделать технологический прорыв в применении тепловых насосов в “Энергетике крупного города”. Так, с применением тепловых насосов можно и нужно:      

-значительно расширить область комбинированного производства и комбинированного потребления тепловой и электрической энергии;         

-пересмотреть концепцию теплоснабжения населения городов:            

-базовая низкотемпературная нагрузка до 115° С                

-от теплофикационных отборов ТЭЦ;                                                                        -пиковая нагрузка — от пиковых котельных, абсорбционных тепловых насосов, компрессионных тепловых насосов, находящихся в центре тепловых нагрузок;

- применять низкотемпературный транспорт базовой нагрузки тепловых сетей по графику: для полубазовых нагрузок ТЭЦ – 65-10° С, для пиковых нагрузок ТЭЦ – 115-10° С, для пиковых нагрузок тепловых сетей — количественно — и качественное регулирование;                        

-использовать полиэтиленовые трубы для невысоких температур до 95° С и невысоких давлений до 0.6 Мпа;                      

-применять трехтрубные системы: две трубы — отопление, третья труба- только для горячего водоснабжения;     

-получать пар из сетевой воды и закрыть сотню низкоэффективных паровых котельных.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Экономия энергетических ресурсов должна стать элементом нашего менталитета, производственной и бытовой культуры, долгом каждого гражданина. Экономия тепловой, электрической энергии и воды – это не отказ от комфорта, а обеспечение необходимых условий проживания граждан путем рационального их использования. Для того, чтобы экономить, необходимо подсчитать то, что мы потребляем. Это возможно, если установить в квартирах приборы учета. В наших квартирах технически не сложно организовать учет электрической энергии, газа, горячей и холодной воды, а учет тепловой энергии обеспечить общедомовым теплосчетчиком.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

1.     Гиршфельд В. Я., Морозов Г. Н. «Тепловые электрические станции»: учеб. для техникумов. – 2-е изд., 2002 г.

2.     Деев Л. В., Котельные установки и их обслуживание, М., «Высшая школа», 2000 г.

3.     Резников М. И., Липов Ю. М., Паровые котлы тепловых электрических станций, М., Энергоиздат, 2001 г.

4.     Лосев С. М., Паровые турбины и конденсационные устройства, 10 изд., М. — Л., 1994 г.