Проблемы и перспективы развития тэс. Будущее гэс и перспективы других технологий электроэнергетики. Перспективы развития ТЭС

Основные показатели современного состояния ТЭС

Установленная мощность ТЭС по России – 148,4 млн. кВт, из которых около 50% составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и около 50% - конденсационные электростанции (КЭС).

Установленная мощность ТЭС в РАО «ЕЭС России» на 2004 г. - 121,4 млн. кВт. Производство электроэнергии на ТЭС РАО «ЕЭС России» - 521,4 млрд. кВт-ч. На РАО «ЕЭС России» было также выработано 465,8 млн. Гкал тепловой энергии, что эквивалентно 541,7 млрд. кВт-ч тепловой энергии.

В таблице 1 приводятся показатели топливопотребления по видам использованного топлива.

Таблица 1. Потребление топлива по РАО «ЕЭС России» по видам в 2004 г.

Эффективность ТЭС

Существующая эффективность конденсационных электростанций составляет 36,8%, а средний КПД э по КЭС и ТЭЦ холдинга - 29,45%.

Для сравнения различных энергетических сценариев необходимо иметь данные о КПД мощностей, производящих электроэнергию.

Полезной продукцией теплоэнергетики являются электроэнергия и тепло, вырабатываемые на ТЭЦ, КЭС и пиковых котельных.

Мощности КЭС предназначены только для выработки электроэнергии со сбросом в конденсаторы-охладители отработанного пара, содержащего около 50% первоначально подведенной энергии. Электрический коэффициент полезного действия (КПД э) таких станций сравнительно высок, однако обычно не превышает для имеющихся мощностей (КЭС) 40%.

Мощности ТЭЦ работают в «теплофикационном режиме», при котором нагреваемый пар используется последовательно в турбине для выработки электроэнергии, а остаточная энергия пара подается потребителям тепла. Теплофикационный отбор пара приводит к снижению электрического коэффициента полезного действия (КПД э) по сравнению с работой ТЭЦ в «конденсационном» режиме, при котором пар срабатывается в турбине полностью, но в дальнейшем сбрасывается в окружающую среду. В то же время общая эффективность использования топлива в теплофикационном режиме возрастает, поскольку отработанный пар, содержащий еще более половины энергии, почти полностью утилизируется. Эффективность использования топлива на ТЭЦ определяют коэффициентом использования топлива (КИТ), который может достигать 85% и выше. В отсутствие потребителей тепла, например, в летние месяцы, ТЭЦ может работать в конденсационном режиме, как и КЭС с аналогичным КПД э.

Пиковые котельные вырабатывают только тепло.

По РАО «ЕЭС России» основная часть тепловой энергии и более половины электроэнергии вырабатывается на ТЭЦ. Небольшая часть тепловой энергии вырабатывается в пиковых котельных, включаемых лишь в сильные морозы, при недостатке тепловой мощности, отбираемой с турбин. Доля топлива, расходуемого в таких котельных, может быть принята равной около 10% от его общего расхода по РАО «ЕЭС России», что соответствует данным.

В отчете РАО «ЕЭС России» за 2004 год приводятся данные по удельному расходу топлива раздельно на выработку тепловой и электрической энергии. Такое разделение условно и вводится в основном для оценки себестоимости производства того и другого вида энергии. Существуют различные методики разделения топливозатрат между производством тепла и электроэнергии на ТЭЦ. В дальнейших расчетах к расходу топлива на выработку тепловой энергии отнесено топливо, расходуемое в пиковых котельных, а также перерасход топлива, связанный со снижением КПД э ТЭЦ, работающей в теплофикационном режиме, по сравнению с конденсационным режимом.

В таблице 2, по данным, рассчитываются первичная энергия, потребленная РАО «ЕЭС России» на выработку энергии в различных режимах, а также средние по холдингу КИТ и КПД э. Для расчета данные, приведенные в по электрической и тепловой энергии, сначала объединяются, а потом из них выделяются средние показатели КИТ и КПД э с учетом принятой доли расхода топлива в пиковых котельных.

Таблица 2. Расчет основных показателей эффективности производства энергии на РАО «ЕЭС России»

Из таблицы 2 видно, что средний по холдингу КИТ (54%) сравнительно низок, из-за большой доли конденсационной выработки (если бы вся электроэнергия вырабатывалась в теплофикационном режиме, он бы достигал 70% и более).

Перспективы развития ТЭС

Согласно рекомендуемым требованиям, замещающее оборудование ТЭС на угле должно иметь КПД э 42-46% в конденсационном режиме, а ТЭС на природном газе – 52-58% в конденсационном режиме и 47% в теплофикационном. Такое резкое повышение КПД э для ТЭС, использующих природный газ, объясняется возможностью применения парогазовой технологии (ПГУ-ТЭС), при которой газ сжигается в энергетической газотурбинной установке (ГТУ) с получением электроэнергии, а тепло выхлопных газов утилизируется путем нагрева пара, используемого в обычной паровой турбине. Тепло пара, отработанного в паровой турбине, может быть использовано для нужд теплоснабжения, как и на обычной ТЭЦ (см. выше).

В предписано, что при строительстве новых ТЭС на газе можно использовать только парогазовые технологии.

В настоящее время в России существует не более десятка эксплуатирующихся и строящихся ПГУ–ТЭС, что не влияет существенно на средние показатели КПДэ и КИТ по РАО «ЕЭС России».

В таблице 3 приведены сведения о 6 таких станциях, по которым удалось получить сведения из открытых источников.

Таблица 3. Строящиеся и эксплуатирующиеся ПГУ-ТЭС в Российской Федерации

Перспективы развития электроэнергетики

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

­ надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

­ сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

­ повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

­ снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВт.ч) и в 1,6 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики (умеренный вариант) производство электроэнергии составит, соответственно, 1015 и 1215 млрд. кВт.ч.

Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда проблем, которые носят системный характер:

­ ограничения по межсистемным перетокам мощности,

­ старение основного энергетического оборудования,

­ технологическая отсталость, нерациональная структура топливного баланса и др.

Остаются невостребованными энергетические мощности, Сибирских ГЭС и ТЭС: запертые мощности в этом регионе составляют порядка 7-10 млн. кВт. Поэтому одной из стратегических задач электроэнергетики является развитие межсистемных электропередач 500-1150 кВ для усиления надежности параллельной работы ОЭС Сибири с энергосистемами европейской части России по трассе Итат - Челябинск и с ОЭС Дальнего Востока (Иркутск - Зея - Хабаровск). Это позволит избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных ТЭС с выдачей 5-6 млн. кВт на запад и 2-3 млн. кВт - на восток. Кроме того, использование маневренных возможностей ГЭС Ангаро-Енисейского каскада снимет напряженность с регулированием графика нагрузки в европейских районах.

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет в целом 60-65%, в т.ч. в сельских распределительных сетях - свыше 75%. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление ОПФ на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, - снижения надежности электроснабжения.

Нерациональная структура топливного баланса обусловлена проводившейся политикой цен на первичные энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1,5 раза превышают цены на газ. При таких условиях, учитывая большую капиталоемкость угольных электростанций, они становятся не конкурентоспособными и не могут развиваться, что может усугубить сложившуюся за последние годы ситуацию, когда в структуре топливного баланса тепловых электростанций доля выработки электроэнергии на газе превышала 60%.

Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

­ гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров по поставке электроэнергии);

­ развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной «надстройки» линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

­ сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

­ управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и т.п.

Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500-750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тыс. км.

Развитие единой электрической сети страны будет осуществляться под контролем Федеральной сетевой компании и Системного оператора (с долей государства в обеих - 75% + 1 акция), при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) на период 2003-2020 гг. оцениваются величиной порядка 177 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2 млн. кВт, на АЭС - 23 млн. кВт, на ТЭС - 143 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 37 млн. кВт). В умеренном варианте вводы оцениваются величиной порядка 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7 млн. кВт, на АЭС - 17 млн. кВт, на ТЭС - 97 млн. кВт (из них ПТУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Развитие электроэнергетики в рассматриваемый период времени будет исходить из следующих экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

­ в европейской части России - техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие АЭС;

­ в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;

­ на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, ТЭЦ на газе в крупных городах и в отдельных районах - АЭС, АТЭЦ.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г. возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 г.

Структура расходуемого топлива на ТЭС будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 г. и, соответственно, увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и уголь, а также политикой государства в использовании различных видов органического топлива для электроэнергетики.

Определяющим фактором является цена на природный газ, которая должна быть последовательно увеличена до уровня, обеспечивающего достаточные возможности для развития газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле могли быть конкурентоспособными с электростанциями на газе на формирующемся рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1,6-2,0 раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить долю газа в структуре потребления топлива ТЭС.

В результате величина среднего тарифа на электроэнергию по всем категориям потребителей оценивается на уровне 2020 г. в диапазоне 4,0-4,5 цент./кВт.ч. Необходимо ликвидировать перекрестное субсидирование и обеспечить дифференциацию тарифов в зависимости от суточного и сезонного графиков покрытия нагрузки, как это принято в мировой практике, так как затраты на производство электроэнергии от дорогих пиковых генерирующих мощностей в несколько раз превышают затраты на производство от базовых мощностей АЭС и ТЭЦ. Кроме того, предусматривается введение системы скидок энергоемким потребителям.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны, ужесточение экологических требований, преодоление к 2010 г. тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой парковый ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Новые угольные ТЭС в крупных городах, районах концентрированного сосредоточения населения и сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных ТЭС на газе к парогазовым ТЭС обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности ТЭС является строительство новых угольных блоков на суперкритические параметры пара с КПД 45-46%. Это позволит существенно снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭС на твердом топливе с 360 г. у.т./кВт.ч в 2000 г. до 310 г. у.т./кВт.ч в 2010 г. и до 280 г. у.т./кВт.ч в 2020 г.

Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для производства электрической и тепловой энергии в электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть выработка электроэнергии на ТЭС с утилизацией теплоты, отработавшей в паросиловом, газотурбинном или комбинированном парогазовом цикле.

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших ТЭЦ с ПТУ, ГТУ и на других современных технологиях.

Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые ТЭЦ, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в ТЭЦ малой мощности.

В результате в процессе развития теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от АО-энерго производителей электроэнергии и тепла, увеличится конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

­ расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротрубных энергоблоков на суперкритические параметры пара, в том числе с «кольцевой» топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

­ повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

­ повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

­ создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

­ создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с элегазовой и вакуумной изоляцией;

­ развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

­ развитие гибких электрических передач;

­ внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем РЗ и ПАА, оптоволоконных систем связи;

­ создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты, для частотно-регулируемого электропривода различного назначения;

­ повышение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15%. Учитывая рост затрат на добычу органического топлива, и, как следствие, ожидаемое значительное увеличение цен на него, необходимо обеспечить максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. С учетом этого выработка электроэнергии на ГЭС в оптимистическом и благоприятном вариантах возрастет до 180 млрд. кВт.ч в 2010 г. и до 215 млрд. кВт.ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт.ч за счет сооружения новых ГЭС.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских районах, где практически исчерпан экономически эффективный потенциал гидроэнергии, получит развитие строительство малых ГЭС, продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и покрытия неравномерного графика потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение ГАЭС.

Развитие сетевого хозяйства, обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности требует кратного роста инвестиций в отрасли.

При этом источниками инвестиций будут:

­ для тепловых генерирующих компаний - собственные средства компаний (амортизационные отчисления и прибыль), заемный и акционерный капитал;

­ для гидрогенерирующих компаний с государственным участием - наряду с указанными источниками возможно создание и использование целевых инвестиционных фондов, формируемых за счет прибыли ГЭС;

­ для федеральной сетевой компании и системного оператора - централизованные инвестиционные средства, включаемые в тарифы на передачу и системные услуги.

Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса Российской Федерации с преобразованием унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с предприятиями АО-энерго, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Для привлечения крупномасштабных инвестиций в электроэнергетику требуется коренное реформирование отрасли и соответствующая государственная тарифная политика.

В соответствии с законом «Об электроэнергетике» реформирование электроэнергетики намечено осуществлять на следующих принципах:

­ отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к подлежащим государственному регулированию исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий);

­ демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т.д.);

­ обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

­ единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетической отрасли;

­ обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики;

­ обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований.

Основной задачей проводимых реформ в электроэнергетике является развитие конкуренции в потенциально конкурентных сферах деятельности - генерация и сбыт электроэнергии в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что в свою очередь создаст условия более эффективной хозяйственной деятельности в сфере генерации, передачи и сбыта электроэнергии. При этом, безусловно, должна быть обеспечена устойчивая и стабильная работа Единой энергетической системы Российской Федерации, надежное электро- и теплоснабжение регионов Российской Федерации.

Основываясь на принципах экономической целесообразности при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а также на безусловном исполнении принципов энергетической безопасности Российской Федерации, государство будет поощрять разумное сочетание экспорта / импорта электроэнергии. Импорт электроэнергии на первом этапе реформирования электроэнергетики будет считаться оправданным в тех случаях, когда он будет способствовать недопущению скачкообразного роста тарифов на внутреннем рынке РФ, а также преодолению дефицита в отдельных сегментах оптового рынка на период реконструкции существующих и строительства новых генерирующих мощностей.

Список литературы

электроэнергетика топливный прогнозирование тариф

1. Ф. Котлер «Маркетинг и менеджмент», Питер, 2004

2. Хунгуреева И.П., Шабыкова Н.Э., Унгаева И.Ю. Экономика предприятия: Учебное пособие. - Улан-Удэ, Изд-во ВСГТУ, 2004.

3. Авдашева «теория отраслевых рынков»

4. Журнал «Бизнес и закон» №10/2008

5. Барышев А.В. «Монополизм и антимонопольная политика», 1994.

Назад Вперёд

Внимание! Предварительный просмотр слайдов используется исключительно в ознакомительных целях и может не давать представления о всех возможностях презентации. Если вас заинтересовала данная работа, пожалуйста, загрузите полную версию.

Презентация представляет собой дополнительный материал к урокам, посвящённым развитию энергетики. Энергетика любой страны является основой развития производительных сил, создания материально – технической базы общества. В презентации отражены проблемы и перспективы всех видов энергетики, перспективные (новые) виды энергетики, используется опыт музейной педагогики, самостоятельные поисковые работы обучающихся (работа с журналом «Япония сегодня»), творческие работы обучающихся (плакаты). Презентацию можно использовать на уроках географии в 9 и 10 классах, во внеурочной деятельности (занятиях на факультативах, элективных курсах), в проведении Недели географии «22 апреля – День Земли», на уроках экологии и биологии «Глобальные проблемы человечества. Сырьевая и энергетическая проблема».

В своей работе я использовала метод проблемного обучения, который заключался в создании перед обучающимися проблемных ситуаций и разрешении их в процессе совместной деятельности учащихся и учителя. При этом учитывалась максимальная самостоятельность обучающихся и под общим руководством учителя, направляющего деятельность обучающихся.

Проблемное обучение позволяет не только сформировать у обучающихся, необходимую систему знаний, умений и навыков, достигать высокого уровня развития школьников, но, что особенно важно, оно позволяет сформировать особый стиль умственной деятельности, исследовательскую активность и самостоятельность обучающихся. При работе с данной презентацией у обучающихся проявляется актуальное направление – исследовательская деятельность школьников.

Отрасль объединяет группу производств, занятых добычей и транспортировкой топлива, выработкой энергии и передачей её потребителю.

Природные ресурсы, которые используют для получения энергии – это топливные ресурсы, гидроресурсы, ядерная энергия, а также альтернативные виды энергии. Размещение большинства отраслей промышленности зависит от развития электроэнергии. Наша страна располагает огромными запасами топливно – энергетических ресурсов. Россия была, есть и будет одной из ведущих энергетических держав мира. И это не только потому, что в недрах страны находится 12% мировых запасов угля, 13% нефти и 36% мировых запасов природного газа, которых достаточно для полного обеспечения собственных потребностей и для экспорта в сопредельные государства. Россия вошла в число ведущих мировых энергетических держав, прежде всего, благодаря созданию уникального производственного, научно – технического и кадрового потенциала ТЭК.

Сырьевая проблема

Минеральные ресурсы – первоисточник, исходная основа человеческой цивилизации практически во всех фазах ее развития:

– Топливные полезные ископаемые;
– Рудные полезные ископаемые;
– Нерудные полезные ископаемые.

Современные темпы энергопотребления растут в геометрической прогрессии. Если даже учесть, что темпы роста потребления электроэнергии несколько сократятся из-за совершенствования энергосберегающих технологий, запасов электрического сырья хватит максимум на 100 лет. Однако положение усугубляется ещё и несоответствием структуры запасов и потребления органического сырья. Так, 80% запасов органического топлива приходится на уголь и лишь 20% на нефть и газ, в то время как 8/10 современного энергопотребления приходится на нефть и газ.

Следовательно, временные рамки ещё более сужаются. Однако лишь сегодня человечество избавляется от идеологических представлений о том, что они практически бесконечны. Ресурсы минерального сырья ограничены, фактически невосполнимы.

Энергетическая проблема.

Сегодня энергетика мира базируется на источниках энергии:

– Горючих минеральных ископаемых;
– Горючих органических ископаемых;
– Энергия рек. Нетрадиционные виды энергии;
– Энергия атома.

При современных темпах подорожания топливных ресурсов Земли проблема использования возобновляемых источников энергии становится всё более актуальной и характеризует энергетическую и экономическую независимости государства.

Преимущества и недостатки ТЭС.

Преимущества ТЭС:

1. Себестоимость электроэнергии на ГЭС очень низкая;
2. Генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от потребления энергии;
3. Отсутствует загрязнение воздуха.

Недостатки ТЭС:

1. Строительство ГЭС может быть более долгим и дорогим, чем других энергоисточников;
2. Водохранилища могут занимать большие территории;
3. Плотины могут наносить ущерб рыбному хозяйству, поскольку перекрывают путь к нерестилищам.

Преимущества и недостатки ГЭС.

Преимущества ГЭС:
– Строятся быстро и дешево;
– Работают в постоянном режиме;
– Размещены практически повсеместно;
– Преобладание ТЭС в энергетическом хозяйстве РФ.

Недостатки ГЭС:

– Потребляют большое количество топлива;
– Требует длительной остановки при ремонтах;
– Много тепла теряется в атмосфере, выбрасывают много твердых и вредных газов в атмосферу;
– Крупнейшие загрязнители окружающей среды.

В структуре выработки электроэнергии в мире первое место принадлежит тепловым электростанциям (ТЭС) – их доля составляет 62%.
Альтернативой органическому топливу и возобновляемым источником энергии является гидроэнергетика. Гидроэлектростанция (ГЭС) - электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Гидроэнергетика – это получение электроэнергии за счет использования возобновляемых речных, приливных, геотермальных водных ресурсов. Это использование возобновляемых водных ресурсов предполагает управление паводками, укрепление русла рек, переброс водных ресурсов в районы, страдающие от засухи, сохранение подземных токовых вод.
Однако и здесь источник энергии достаточно сильно ограничен. Это связано с тем, что крупные реки, как правило сильно удалены от промышленных центов либо их мощности практически полностью использованы. Таким образом, гидроэнергетика, в настоящий момент обеспечивающего около 10% производства энергии в мире, не сможет существенно увеличить эту цифру.

Проблемы и перспективы АЭС

В России доля атомной энергии достигает 12%. Имеющиеся в России запасы добытого урана обладают электропотенциалом в 15 трлн. кВт.ч, это столько сколько смогут выработать все наши электростанции за 35 лет. На сегодня только атомная энергетика
способна резко и за короткий срок ослабить явление парникового эффекта. Актуальной проблемой является безопасность АЭС. 2000 год стал началом перехода принципиально новые подходы к нормированию и обеспечению радиационной безопасности АЭС.
За 40 лет развития атомной энергетики в мире построено около 400 энергоблоков в 26 странах мира. Основными преимуществами атомной энергетики являются высокая конечная рентабельность и отсутствие выбросов в атмосферу продуктов сгорания, основными недостатками является потенциальная опасность радиоактивного заражения окружающей среды продуктами деления ядерного топлива при аварии и проблема переработки использованного ядерного топлива.

Нетрадиционная (альтернативная энергетика)

1. Солнечная энергетика . Это использование солнечного излучения для получения энергии в каком-либо виде. Солнечная энергетика использует возобновляемый источник энергии и в перспективе может стать экологически чистой.

Преимущества солнечной энергии:

– Общедоступность и неисчерпаемость источника;
– Теоретически, полная безопасность для окружающей среды.

Недостатки солнечной энергии:

– Поток солнечной энергии на поверхности Земли сильно зависит от широты и климата;
– Солнечная электростанция не работает ночью и недостаточно эффективно работает в утренних и вечерних сумерках;
Фотоэлементы содержат ядовитые вещества, например, свинец, кадмий, галлий, мышьяк и т. д., а их производство потребляет массу других опасных веществ.

2. Ветроэнергетика . Это отрасль энергетики, специализирующаяся на использовании энергии ветра - кинетической энергии воздушных масс в атмосфере. Так как энергия ветра является следствием деятельности солнца, то её относят к возобновляемым видам энергии.

Перспективы ветроэнергетики.

Ветроэнергетика является бурно развивающейся отраслью, так в конце 2007 года общая установленная мощность всех ветрогенераторов составила 94,1 гигаватта, увеличившись впятеро с 2000 год. Ветряные электростанции всего мира в 2007 году произвели около 200 млрд кВт·ч, что составляет примерно 1,3 % мирового потребления электроэнергии. Прибрежная ферма ветроэнергетических установок Миддельгрюнден, около Копенгагена, Дания. На момент постройки она была крупнейшей в мире.

Возможности реализации ветроэнергетики в России. В России возможности ветроэнергетики до настоящего времени остаются практически не реализованными. Консервативное отношение к перспективному развитию топливно-энергетического комплекса практически тормозит эффективное внедрение ветроэнергетики, особенно в Северных районах России, а также в степной зоне Южного Федерального Округа, и в частности в Волгоградской области.

3. Термоядерная энергетика. Солнце - природный термоядерный реактор. Ещё более интересной, хотя и относительно отдалённой перспективой выглядит использование энергии ядерного синтеза. Термоядерные реакторы, по расчётам, будут потреблять меньше топлива на единицу энергии, и как само это топливо (дейтерий, литий, гелий-3), так и продукты их синтеза нерадиоактивны и, следовательно, экологически безопасны.

Перспективы термоядерной энергетики. Данная область энергетики имеет огромный потенциал, в настоящее время в рамках проекта "ITER", в котором участвуют Европа, Китай, Россия, США, Южная Корея и Япония во Франции идет строительство крупнейшего термоядерного реактора, целью которого является вывести УТС (Управляемый термоядерный синтез) на новый уровень. Строительство планируется завершить в 2010 году.

4. Биотопливо, биогаз. Биотопливо - это топливо из биологического сырья, получаемое, как правило, в результате переработки стеблей сахарного тростника или семян рапса, кукурузы, сои. Различается жидкое биотопливо (для двигателей внутреннего сгорания, например, этанол, метанол, биодизель) и газообразное (биогаз, водород).

Виды биотоплива:

– Биометанол
– Биоэтанол
– Биобутанол
– Диметиловый эфир
– Биодизель
– Биогаз
– Водород

На данный момент самые развитые – биодизель и водород.

5. Геотермальная энергия. Под вулканическими островами Японии скрыты огромные количества геотермальной энергии, этой энергией можно воспользоваться извлекая горячую воду и пар. Преимущество: выделяет примерно в 20 раз меньше углекислого газа при производстве электричества, что снижает ее влияние на глобальную окружающую среду.

6. Энергия волн, приливов и отливов. В Японии важнейший источник энергии волновые турбины, которые преобразуют вертикальное движение океанских волн в давление воздуха вращающего турбины электрогенераторов. На побережье Японии установлено большое количество буев, использующих энергию приливов и отливов. Так используют энергию океана для обеспечения безопасности океанского транспорта.

Огромный потенциал энергии Солнца мог бы теоритически обеспечить все мировые потребности энергетики. Но КПД преобразования тепла в электроэнергию всего 10%. Это ограничивает возможности Солнечной энергетики. Принципиальные трудности возникают и при анализе возможностей создания генераторов большой мощности, использующих энергию ветра, приливы и отливы, геотермальную энергию, биогаз, растительное топливо и т.д. Всё это приводит к выводу об ограниченности возможностей рассмотренных так называемых «воспроизводимых» и относительно экологически чистых ресурсов энергетики, по крайней мере, в относительно близком будущем. Хотя эффект от их использования при решении отдельных частных проблем энергообеспечения может быть уже сейчас весьма впечатляющим.

Конечно, существует оптимизм по поводу возможностей термоядерной энергии и других эффективных способов получения энергии, интенсивно исследуемых наукой, но при современных масштабах энергопроизводства. При практическом освоении этих возможных источников потребуется несколько десятков лет из-за высокой капиталоёмкости и соответствующей инерционности в реализации проектов.

Исследовательские работы обучающихся:

1. Спецрепортаж «Зеленая энергия» для будущего: «Японии является мировым лидером по производству солнечной электроэнергии. 90% солнечной энергии, производимой в Японии, вырабатывается солнечными панелями в обычных домах. Японское правительство поставило цель в 2010 году получить примерно 4,8 млн. кВт энергии от солнечных батарей. Производство электроэнергии из биомассы в Японии. Из кухонных отходов выделяют газ метан. На этом газе работает двигатель, который генерирует электричество, также создаются благоприятные условия для защиты окружающей среды.

Б.П. Варнавский, член редколлегии «НТ», директор по производству энергии и капитальному строительству, ОАО «ЕвроСибЭнерго», г. Москва

О значимости ТЭЦ в Советском Союзе

В системе развития энергетической системы Советского Союза теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) играли ключевую роль. Все прекрасно понимали, что интенсивное развитие индустрии нуждалось в огромном количестве электроэнергии и, что особенно важно, в промышленной тепловой энергии. Исходя из этого, именно ТЭЦ получили принципиальное развитие, как ключевая форма энергоснабжения крупных промышленных предприятий и городов, в которых (или рядом с которыми) располагались эти индустриальные объекты.

Например, Омский нефтеперерабатывающий завод, входящий в рейтинг 100 лучших мировых НПЗ, является единственным предприятием из этого списка, которое не имеет своей блок-станции, а получает тепло- и электроэнергию от внешних ТЭЦ.

В зарубежных странах пошли по другому принципу развития схемы энергоснабжения - каждое крупное промышленное предприятие (с большими объемами потребления тепловой энергии, с высоким выходом вторичных ресурсов и необходимостью их утилизации) должно иметь свою блок-станцию, которая позволит обеспечить его потребности в электро- и тепло- энергии. В этом случае появляется возможность оптимизировать схему энергоснабжения любого такого предприятия, избегая посредников.

Говоря об отечественных ТЭЦ, количество которых стремительно увеличивалось вплоть до 1990 г., надо отметить, что в советские годы сформировался тип теплоэлектростанции, представляющей из себя (в зависимости от типа нагрузок) сбалансированный набор турбин типа ПТ, Т и Р. Появился проект, получивший название «Типовой проект ТЭЦ-300», который позже был модернизирован в «Типовой проект ТЭЦ-350», что значительно упростило проектирование теплоэлектростанций. Известно, что, имея типовые решения, гораздо проще заниматься разработкой проекта, при этом не требуется привлечения высококвалифицированных специалистов на данном этапе. Наличие такого типового проекта способствовало появлению унифицированных строительных конструкций, отдельных элементов, узлов, схемных решений (включая тепловую схему, за исключением вида топлива) и т.д. И сегодня мы работаем на этом унифицированном оборудовании практически по всей стране.

Работа ТЭЦ в постсоветский период

Сегодня можно спорить о правильности выбранного направления развития энергосистемы в

Советском Союзе, но, безусловно, сделанный много лет назад выбор серьезно сказался на экономических показателях работы ТЭЦ в постсоветское время, когда промышленная нагрузка многих из них в силу различных причин значительно снизилась, а в отдельных случаях упала до нуля. Поскольку сейчас все промышленные предприятия работают в рыночных условиях, у них колебания плана выпуска продукции достаточно большие, при этом суточная тепловая нагрузка предприятия может меняться в два и более раза (например, падать от 800 до 400 т/ч). Как показала практика работы ТЭЦ в постсоветский период, основными бедами ТЭЦ стали их недозагрузка и негибкость реагирования на изменение тепловых нагрузок. Таким образом, ТЭЦ и схемы энергоснабжения от них, созданные в советское время, оказались не готовы к работе в рыночных условиях.

Как следствие, возникли проблемы и с тепловыми нагрузками на нужды теплоснабжения других (не промышленных) городских объектов, которые также снижались вследствие отключения от ТЭЦ отдельных потребителей. Достаточно вспомнить тот бум, имевший место в 1990-2000 гг, когда в различных регионах страны началась децентрализация систем теплоснабжения за счет порой бездумного и не подкрепленного технико-экономическим обоснованием строительства пристроенных и крышных котельных, а также оснащение многоэтажных жилых домов квартирными котлами. Причем считалось, что все эти новые технические решения намного экономичнее и выгоднее по сравнению с системами централизованного теплоснабжения (ЦТ) от крупных котельных и ТЭЦ, но их эксплуатация (за исключением отдельных случаев) показала обратное. И сегодня, по-прежнему, главным элементом систем ЦТ считаются ТЭЦ.

Рассматривая систему ЦТ от ТЭЦ, нельзя забывать и о разумных радиусах теплоснабжения. Наверное, радиусы теплосети в 20-30 км сегодня нельзя считать допустимыми величинами не только с точки зрения эффективности, но и с точки зрения надежности системы. Нельзя забывать о вопросе надежности системы в целом и при наличии в городе крупной ТЭЦ, на которой «висит» 500 тыс. жителей, являющейся единственным источником для той или иной территории. При этом повышение надежности за счет резервирования на ТЭЦ стоит очень дорого. В первую очередь, как минимум, ее надо уберечь от разного рода аварийных ситуаций, чтобы иметь возможность покрывать собственные нужды и обеспечивать потребителям тепловую нагрузку. Что касается электрической нагрузки, то ее «потерять» можно (конечно, нежелательно), т.к. ее резервирование может обеспечить общая энергосистема. А вот как «не потерять» тепловую нагрузку станции и магистральную теплосеть? Надо ли резервировать магистральные теплосети от ТЭЦ (например, диаметром Ду 1200 мм) с соответствующими колоссальными финансовыми вложениями? Эти вопросы до сих пор никак не решены.

Есть еще одна очень важная деталь, на которую необходимо обратить внимание, - это функционирование системы теплоснабжения в советское время. Так, на обеспечение тепловой энергией потребителей Советский Союз тратил 50% добываемых топливных природных ресурсов; на электроэнергию - 25%. Тем не менее, нормативно-техническое стандартизированное обустройство производства электроэнергии было на два порядка выше, чем производства тепловой энергии. В сфере теплоснабжения было слишком мало нормативных актов, позволяющих создать надежные источники энергии и тепловые сети, в отличие от электроэнергетики. Если идти по критерию надежности «п-1» (количественное резервирование), принятому в электроэнергетике, то его трудно переложить на теплоэнергетику, поскольку он резко поднимает капитальные затраты. Реальных революционных путей повышения надежности систем ЦТ с крупными источниками энергии нет.

На наш взгляд, повышение надежности любой системы ЦТ, основой которой является ТЭЦ, заключается не в реализации мероприятий на базе критерия «п-1», а в повышении уровня надежности отдельных элементов системы (вспомогательного, общестанционного оборудования и оборудования тепловых сетей) до требований к основному оборудованию станции, и соответствующего отношения к нему (т.е. в этом случае будет считаться, что выход из строя элементов системы сравним с выходом из строя основного оборудования). Например, количественное резервирование магистральных тепловых сетей, когда существующий магистральный отвод тепловых сетей низкого качества дополняют третьим трубопроводом аналогичного качества, вряд ли приведет к фактическому повышению надежности системы при ее существенном удорожании. А вот если будет качественное резервирование тех же трубопроводов теплосетей, которое позволит практически забыть о них на заявленный ресурс в 25 лет и более, то это совершенно другой способ повышения надежности, который в итоге оказывается дешевле количественного резервирования.

Аналогичная ситуация и с насосным оборудованием. Может быть это революционная мысль, но если в системе будет работать сетевой насос с высоким рабочим ресурсом (например, 15 лет), который достигается за счет использования других материалов, технических решений (это задача фирмы-производителя), имеющий такую же надежность, как сам источник теплоснабжения, то их количество на ТЭЦ может быть сокращено до одной штуки. Если такой подход к уровню требований к вспомогательному и другому оборудованию по надежности возобладает, то по этим требованиям фирмы-производители будут делать соответствующее оборудование. При этом уменьшается количество всевозможной арматуры, упрощаются схемы, что позволит их сделать более надежными и понятными, несмотря на увеличение капитальных затрат. Эти схемы легче поддаются автоматизации, на них легче построить АСУ ТП, т.к. алгоритмы проще. Если данный подход использовать в развитии технического прогресса, то такого рода централизованные системы будут иметь право на дальнейшую жизнь.

Следующий серьезный вопрос заключается в том, что делать с ТЭЦ, выработавшими свой ресурс? Сегодня имеются проекты замещения большей части из них. Что касается электрической нагрузки, то здесь вопросов не возникает. А вот что делать с тепловой нагрузкой, не ясно. В среднем нормативный срок службы основного оборудования станции составляет 250 тыс. ч, причем в России большая часть оборудования ТЭЦ давно выработала этот установленный нормативный срок службы. Например, вторая очередь Автозаводской ТЭЦ (г. Нижний Новгород) отработала 400 тыс. ч, а на ней «сидит» нагрузка ГВС 500 тыс. жителей Нижнего Новгорода. Наконец-то принято решение о замещении оборудования второй очереди этой станции. Вопрос: как проводить замещение мощностей на действующих ТЭЦ? Очевидно, что это должна быть та же площадка или близкая к ней. Конечно, лучшим вариантом является полная ликвидация старой станции и строительство новой современной, но так не получается. Например, мы рассмотрели массу вариантов по Иркутску: как вести замещение старых ТЭЦ. Понятно, что надо надстроить соответствующую мощность, а потом вывести изношенные мощности, все логично, но где взять свободные площади. Как правило, почти все ТЭЦ промышленно-отопительные, они со всех сторон зажаты всевозможными комбинатами и заводами, т.е. ТЭЦ находятся в условиях абсолютной стесненности. Строительство ТЭЦ на новой площадке с переносом тепловых сетей является очень дорогим удовольствием. Таким образом, актуальность вопроса о замещении устаревших ТЭЦ возрастает с каждым днем, а наработанных принципов замещения нет, их надо создавать. Кто-то должен проявить инициативу в решении данного вопроса.

Это задача каждой энергетической компании в отдельности или это задача государства, которое должно следить за выполнением энергетической стратегии? А ведь процесс замещения - это стратегический вопрос, а не тактический. Но сегодня от государства мы вряд ли дождемся какой-либо помощи в решении этой проблемы. Раз уж мы получили в наследство от Советского Союза именно такую систему, сегодня мы должны знать, что с ней делать дальше.

Все ТЭЦ, как правило, являются участниками оптового рынка электроэнергии. На этом рынке интересы теплофикации, как бы мы их не декларировали, не учитываются. Хотя, в принципе, приоритет формально отдан: при работе ТЭЦ на рынке или для покрытия нагрузки диспетчерского графика есть очевидное принятое решение о том, что она должна работать в условиях 100%-й отдачи электроэнергии, вырабатываемой в комбинированном цикле; не допускается работа ТЭЦ в конденсационном режиме и т.д. Но в реальной жизни соблюдать эти приоритеты для ТЭЦ получается плохо, отсюда не всегда удается выдержать те экономические показатели, которые защищаются в тарифах и т.д. Поэтому в этом вопросе должны устанавливаться более жесткие рамки, и в этой позиции я поддерживаю А.Б. Богданова в том, что следует отдавать приоритеты по стоимости электроэнергии, вырабатываемой в комбинированном цикле, которая отпускается ТЭЦ городским жителям, о чем он писал в ряде публикаций на страницах журнала НТ (см. цикл статей

А.Б. Богданова «Котельнизация России - беда национального масштаба» в журнале НТ, опубликованных в период 2006-2007 гг - Прим. ред.). Таким образом, экономические механизмы работы ТЭЦ недоработаны, в результате их текущее положение по всей стране весьма неустойчиво.

Нами проведен анализ по приросту тепловой нагрузки на ТЭЦ в различных городах России, получилось, что эти показатели в основном стоят на месте, т.к. новое присоединение к ТЭЦ выглядит дороже, чем строительство собственной котельной. Пока мы не изменим положение вещей в этом вопросе, мы будем топтаться на месте. Приведем пример по Усть-Илимской ТЭЦ, которая в свое время строилась для энергообеспечения целлюлозно-бумажного комбината, находящегося в непосредственной близости к этой энергостанции. За последние годы комбинат изменил номенклатуру и снизил объемы выпуска продукции, что, естественно, сказалось на величине тепловой нагрузки и на работе ТЭЦ и вытекающих отсюда проблемах, которые рассматривались выше. Целлюлозно-бумажный комбинат начал заниматься вопросами энергосбережения, в первую очередь стали утилизироваться отходы предприятия (кора, опилки и др.), накопленные годами, сжигание которых позволяет полностью покрывать собственные нужды комбината в тепловой энергии. Таким образом, сегодня это предприятие уже не нуждается в прежних объемах тепловой нагрузки. Руководство Усть-Илимской ТЭЦ, понимая, как данная ситуация может сказаться на экономических показателях энергостанции, всячески шло навстречу целлюлозно-бумажному комбинату, но вести торги по стоимости отпускаемой гига- каллории тепловой энергии можно только до определенной величины - до ее себестоимости, ниже которой энергоснабжающая компания опуститься никак не может. Таким образом, даже наше предложение в поставке тепловой энергии от ТЭЦ по себестоимости проигрывало стоимости тепловой энергии, вырабатываемой комбинатом из своих вторичных ресурсов. В результате ТЭЦ потеряла большую часть промышленных отборов и, соответственно, на станции серьезно упали технико-экономические показатели. Мы привели только один пример, но он не единственный, эта пагубная для существующих ТЭЦ тенденция продолжается. При такой нежелательной тенденции мы должны понимать, как можно сегодня модернизировать существующий парк машин, чтобы использовать турбины типа Р, которые оказываются по сути не нужными при потере паровой нагрузки. Здесь могут быть реализованы различные схемы, которые бы позволили нам использовать машины типа Р на нужды теплоснабжения не промышленных потребителей. Все хорошо, кроме одного, - нужно расширять рынок ЦТ от ТЭЦ.

Например, в Иркутске расширение этого рынка происходит за счет покупки коммунальных котельных и тепловых сетей, на что тратятся огромные средства. Затем, как правило, котельные закрываются, самые крупные из них переводятся в пиковый режим. Принятые на баланс генерирующей компании тепловые сети в обязательном порядке модернизируются - их состояние доводят до приемлемого уровня, для чего в них приходится вкладывать в 3-4 раза больше денежных средств, чем в существующие (магистральные) тепловые сети генерирующей компании. В этом случае появляется возможность дополнительной загрузки ТЭЦ только после «переброса» тепловой нагрузки котельных на нее. Загрузка ТЭЦ таким способом позволяет частично возмещать затраты, возникшие ранее при потере промышленной нагрузки. Но подобные и другие программы (по энергосбережению, повышению надежности) нуждаются в государственном стимулировании, хотя бы аналогично тому, которое имеется в электроэнергетике, т.к. для частных компаний, пришедших сегодня в «большую» энергетику, такие программы требуют колоссальных денежных вливаний. При этом не всегда местные органы власти идут на такие решения, как в Иркутске.

В качестве другого решения приведем пример Санкт-Петербурга, где работает достаточно много эффективных котельных, находящихся на балансе ГУП «ТЭК СПб». Такие котельные оказываются вполне конкурентоспособными с ТЭЦ не по сути, а по общим экономическим показателям.

Мы привели несколько примеров, из которых видно, что в каждом отдельном случае необходимо искать механизмы, позволяющие в дальнейшем развивать комбинированную выработку тепло- и электроэнергии с учетом внедрения новых циклов, например парогазового цикла.

При внедрении ПГУ в России в первую очередь возник вопрос ее экономичной загрузки. Как только на ПГУ «вешаешь» теплофикационную нагрузку, летом все равно приходится работать в неэффективных режимах в связи со снижением тепловой нагрузки, т.к. присутствует только нагрузка на ГВС. Например, при реконструкции Автозаводской ТЭЦ по замещению второй очереди станции, мы в первую очередь уровняли параметры по острому пару, по отборному пару, по теплофикационным отборам для того, чтобы новый замещающий блок мог бы работать параллельно с другими очередями. Это резко сужает выбор газовых турбин, поскольку турбины должны на выхлопе обеспечивать такие параметры, чтобы на котле-утилизаторе ПГУ получать пар с параметрами 140 атм, 540 О С. Но зато в будущем данное решение позволит загрузить этот новый блок на базе ПГУ на полную мощность, а демпфером станет менее экономичное оборудование (несмотря на то, что оно имеет высокие параметры по пару). Таким образом при модернизации и реконструкции ТЭЦ, особенно при внедрении ПГУ, необходимо использовать соответствующие прогрессивные схемы, которые зависят от ряда факторов. Основным критерием, конечно, является существующая и перспективная нагрузка ТЭЦ.

Россия останется страной, в которой себестоимость производимой продукции, при всех прочих равных условиях, будет всегда выше из- за разницы среднегодовых температур отопления по сравнению с зарубежными аналогами. Соответственно объем топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), требуемый на выпуск любой единицы продукции в России, всегда будет объективно выше по сравнению с аналогичной продукцией, выпускаемой за рубежом. Мы обречены вечно быть неконкурентоспособными в силу объективных причин или нет? Выход только один: России на полкорпуса надо быть впереди других стран в части использования и генерации различных видов энергии. Для России облегчает ситуацию только то, что ТЭР в нашей стране свои, а не импортируемые, как во многих зарубежных странах, соответственно они нам достаются дешевле. Необходимо постоянно снижать величину топливной составляющей при производстве любого вида продукции, включая тепло- и электроэнергию. Для этого нужна не разрозненная работа всех российских генерирующих компаний, а координация всех наших усилий в части проведения соответствующих НИР, НИОКР, направленных на совершенствование существующих систем энергоснабжения и др.

Здесь необходимо также отметить еще один момент, который косвенно касается затронутого выше вопроса. Сегодня любой проект строительства какого-либо объекта проходит государственную экспертизу на соответствие предъявляемым критериям (например, по прочности конструкции и др.). В связи с этим, пока проект не пройдет эту экспертизу, разрешение на строительство получено не будет. Все хорошо, но существующая экспертиза не включает в себя критерии по энергетической составляющей. По нашему мнению, на уровне государственной экспертизы проекта параметры энергоэффективности объекта (в первую очередь, крупного) должны быть приравнены к его параметрам надежности (прочности, безопасности конструкции и т.д.). Да, это административный ресурс, но он необходим в существующих российских условиях. Таким образом, на стадии проекта должно быть принято решение о целесообразности строительства того или иного объекта с учетом обозначенных выше параметров (критериев).

Когда мы ведем разговор о проектировании глобальных объектов, то необходимо учитывать мировой опыт, и на крупных предприятиях, которые расположены в черте города, надо поступать таким образом, чтобы «большая» энергетика не оказывалась в положении Усть-Илимской ТЭЦ. Замещение на градообразующих ТЭЦ в сегодняшних условиях должно базироваться на гарантированной нагрузке теплоснабжения населения, а не на промышленной нагрузке, которая должна быть заботой самих промышленных предприятий!

В заключение надо отметить, что «большая» энергетика не должна забывать и о новых технологиях, например, такой технологии как тепловые насосы. Например, в г Байкальск (Иркутской обл.) перед нами возникла дилемма при внедрении теплового насоса при наличии дешевой электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС. В итоге нами было принято решение о монтаже теплового насоса с тем, чтобы изучить особенности его работы, которые целесообразно учитывать при дальнейшем внедрении данной технологии. Может быть, в чем- то эта позиция ущербна, но сегодня все сводить к голой прибыли, особенно в энергетике, нельзя, должны существовать и так называемые альтруистические (не приносящие прибыли) программы.

Тепловая часть электростанций на каждом этапе своего развития определяется прежде всего техническим уровнем основных агрегатов теплоэнергетического оборудования: паровых котлов и паровых двигателей.

В зависимости от мощности, параметров и габаритов этого оборудования решались вопросы компоновки станций, в развитии которых можно выделить 4 этапа.

Первый этап характеризуется применением ручных топок со слоевым сжиганием топлива на плоских колосниковых решетках, расположенных под котлами разных типов - от жаротрубных до горизонтальных водотрубных. Паропроизводительность водотрубных котлов 3 т/ч и мощность паровых двигателей до 5000 кВт. Применяли пар давлением до 15 атм. с перегревом до 300 °С.

Этот этап для наиболее развитых в экономическом отношении стран относится в основном к концу XIX века.

Первая четверть XX века характеризуется качественными изменениями в трех направлениях:

Механизация топок, так как ручная загрузка становится непосильной при возросшей производительности: для бурых углей разработана конструкция ступенчатых топок, для каменных - топок с цепными решетками;

Переход к водотрубным котлам с меньшими диаметрами барабанов и большим количеством труб в связи с ростом давления пара и производительности котла. Основные типы котлоагрегатов в этот период -горизонтально и вертикально водотрубные котлы;

Замена паровой машины паровой турбиной. Количественные характеристики значительно возрастают: паропроизводительность достигает 30 т/ч, мощность турбогенераторов - 30 000 кВт. Качественные характеристики: давление пара до 40 атм., перегрев до 420 °С.

Для второго этапа характерно соотношение между числом турбин и котлов 1: 5 -г 1: 8. Необходимость установки 5-8 котлов на одну турбину сказывалась прежде всего на компоновке тепловой части электростанций с 2-х рядным размещением котлов.

На третьем этапе наблюдался переход к факельному сжиганию угольной пыли в громадных камерных топках, экранированных для защиты облицовки радиационными поверхностями нагрева, которые увеличивали удельную паропроизводительность. Стремление интенсифицировать процесс горенья вызывает введение воздухоподогревателей. Паропроизводительность котлов достигает 400 т/ч, мощность турбогенераторов - 120 ООО кВт. Давление пара возрастает до 125 атм., что вынуждает применять промежуточный перегрев пара во избежание слишком большого его увлажнения на последних дисках конденсационных турбин. Температура пара перед турбиной достигает 525°С.

Для этого периода характерно применение однобарабанных и безбарабанных котлов. Их количество на турбину снижается и доходит до одного, а котельные становятся однорядными, расположенными параллельно машинному залу. Так происходит возникновение «блочных» станций (блок: котел-турбина).

Развитие блочных установок характеризует четвертый этап. Современный этап отличается высокой паропроизводительностью котлоагрегатов (до 2 500 т/ч и больше), способных снабжать паром находящуюся в блоке турбину мощностью 300, 500 и 800 МВт. Сверхкритические параметры пара требуют осуществления его двойного промежуточного перегрева .

Основными типами тепловых электростанций являются: паротурбинные конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ).

Основными направлениями их развития всегда являлось укрупнение мощности устанавливаемого на них энергетического оборудования.

При этом если в 20 - 30 годы XX века единичная мощность энергетического оборудования ограничивалась размерами возможного резерва -в энергетической системе ограниченной мощности выход из строя крупного агрегата мог повлечь за собой весьма серьезные последствия для всей системы, то теперь, по мере создания крупнейших объединенных энергетических систем, эти ограничения были сняты - теперь мощность одного агрегата ограничивается не возможностями электроэнергетики, а достигнутым уровнем металлургической и машиностроительной промышленности.

В последние годы развитие конденсационных электростанций во всех развитых странах идет по блочной схеме (самый современный блок - один котел и одновальная турбина). Мощность таких блоков уже достигает 800 МВт (Славянская ГРЭС), а мощность самих электростанций достигает 3000 - 4000 МВт.

Все большее распространение в мировой теплоэнергетике получают теплофикационные электростанции. Их особенность состоит в том, что пар, отбираемый из нескольких участков проточной части паровых теплофикационных турбин, отдает свое тепло воде, проходящей через ряд водоподогревателей и затем отправляемой в теплофикационную сеть для использования промышленными и городскими потребителями.

В области комбинированного производства тепловой и электрической энергии наша страна всегда занимала ведущие позиции. Первой такой электростанцией была электростанция №3 в Ленинграде (1924 г.).

Мощность одной теплоэлектростанции достигает 1000 МВт и более. Однако мощность ТЭЦ не может возрастать выше определенной величины, которая ограничивается потребностями не в электроэнергии, подаваемой в энергетическую систему, а потребностями в тепловой энергии и допустимыми протяженностями тепловых сетей. Например, в городах с населением менее 1 млн чел. целесообразно сооружать ТЭЦ с турбоагрегатом мощностью 250 МВт.

Все более заметную роль в современной электроэнергетике играют атомные станции.

Первая промышленная атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 МВт вступила в строй в июне 1954 года в городе Обнинске.

Опыт работы атомных электростанций у нас и в таких густонаселенных странах, как Англия, Франция, Германия, Япония, показывает, что при выполнении ряда определенных технических требований соблюдается полная радиационная безопасность для персонала станций и населения близлежащих районов.

Для АЭС не требуется строить громоздкие склады топлива и предусматривать большие территории для золо- и шлакоотвалов.

По техническим и экологическим соображениям следует ожидать быстрого прогресса в строительстве АЭС .

Достижение нового уровня развития какой - либо отрасли техники всегда порождает и новые проблемы. Так, наращиванье мощности электростанций за счет ввода крупных блоков при сверхкритических параметрах пара сделало актуальным решение проблемы регулирования суточных графиков нагрузок. Для покрытия пиков нагрузок велись разработки новых типов электростанций и агрегатов. За последние годы в теплоэнергетике началось использование газотурбинных и парогазовых установок.

В газотурбинных установках (ГТУ) роль генераторов газа повышенного давления играют турбореактивные двигатели, в частности отработавшие свой ресурс авиационные и судовые двигатели. Они весьма маневренны, запускаются за несколько минут, значительно проще в эксплуатации и дешевле паротурбинных. Отсутствие котельных агрегатов и ряда вспомогательных систем, а также указанные выше достоинства делают ГТУ экономичными и перспективными.

Другим примером нового достижения на пути повышения экономической эффективности теплового цикла и маневренности являются парогазовые установки (ПГУ), соединяющие в себе преимущества ГТУ (высокие начальные температуры цикла) и паротурбинных (низкие конечные температуры).

К числу новых способов использования природных энергетических источников можно отнести строительство геотермальных электростанций. В 1966 году на Камчатке был введен в эксплуатацию экспериментальный турбогенератор мощностью 2 500 кВт. Однако в ближайшем будущем широких масштабов строительства геотермальных электростанций не предвидится, в частности, из-за большого количества минеральных солей, содержащихся в геотермальных водах, с отложениями которых весьма трудно бороться.

Напротив, исключительно большие преимущества открываются в новейшей области энергетики высоких температур: использование плазмы в целях преобразования тепловой энергии в электрическую, минуя обычный тепловой цикл. Ближайшая реализация этого направления состоит в использовании магнитогидродинамических генераторов (МГД -генераторов).

В МГД - генераторе поток "горячих" электропроводящих газов направляется в межполюсное пространство мощных электромагнитов. Движение такого газа равносильно движению якоря с проводниками в магнитном поле, только ЭДС наводится в "мысленных" проводниках, образованных в слое газа. При помощи электродов, установленных по всей длине канала, электрическая энергия отводится во внешнюю цепь. Таким образом преобразование тепловой энергии происходит без турбины, без каких либо вращающихся частей.

Работа при высоких температурах (~2500 °С) позволяет весь цикл сделать исключительно экологичным. Применение МГД - генераторов в большой энергетике позволит примерно в 1,5 раза сократить затраты топлива на производство электроэнергии по сравнению с обычными тепловыми станциями. Замечательной особенностью МГД - генераторов является то, что они не требуют охлаждения водой и, следовательно, не загрязняют водоемы, а меньший относительный расход топлива и более полное его сгорание уменьшают загрязнения атмосферы. У нас уже работает МГД - генератор на 200 кВт, сооружается промышленная электростанция с МГД - генератором мощностью 25 МВт .

Дальнейшим развитием применения плазмы является создание термоядерного генератора, в котором будет использован сверхнагретый поток водорода в сверхсильном магнитном поле, образованном электромагнитами со сверхпроводником в качестве обмотки возбуждения.