Pechat_Shpory_po_Shapiku


1 Топливно-энергетический комплекс. Энергетическая стратегия развития энергетики в Республике Беларусь
Современное энергетическое хозяйство включает всю совокупность предприятий, установок и сооружений, а также связывающих их хозяйственных отношений, которые обеспечивают функционирование и развитие добычи (производства) энергоресурсов и всех цепочек их преобразования до конечных установок потребителей включительно.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — часть энергетического хозяйства от добычи (производства) энергетических ресурсов до получения энергоносителей потребителями
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) является важнейшей структурной составляющей национальной экономики, которая обеспечивает функционирование всех ее звеньев и повышение уровня жизни населения. Топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь включает системы добычи, транспорта, хранения, производства и распределения основных видов энергоносителей: природного газа, нефти и продуктов ее переработки, твердых видов топлива, электрической и тепловой энергии. Роль комплекса в экономике страны определяется следующими параметрами: он производит 24 % промышленной продукции страны, осваивает четвертую часть всех инвестиций в основной капитал промышленности, в нем сосредоточено 22,8 % промышленнопроизводственных основных фондов, занято 5,3 % промышленно-производственного персонала.
В ТЭК Беларуси выделяют: 1) топливную промышленность (нефтяную, газовую, торфяную); 2) электроэнергетическую промышленность. ТЭК имеет развитую производственную инфраструктуру, включая сеть нефтепроводов и газопроводов, в том числе магистральных, а также высоковольтные линии электропередач. Нефтяная промышленность включает нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую промышленность.
Нефтедобывающая промышленность специализирована на добыче нефти и первичной подготовке ее для транспортировки и переработки. В настоящее время разведано 65 месторождений нефти, 39 из них разрабатываются. Нефть в них залегает в средних и малых месторождениях площадью от 50 до 1-2 км2. Дебит скважин небольшой, основной способ добычи – насосный. Более крупные месторождения выработаны, и годовой объем добычи упадѐт до 1,8 млн т. Прогнозируются следующие объемы нефтедобычи: 2010 г - 1,5, 2015 г. - 1,3, 2020 г - 1-1,2 млн. т.
Нефтеперерабатывающая промышленность обеспечивает потребности страны в моторном и котельно-печном топливе, маслах, продуктах для нефтехимического производства. Суммарная мощность двух нефтеперерабатывающих предприятий составляет около 40 млн т в год в пересчете на сырую нефть.
Крупнейшим в Европе является Новополоцкий НПЗ (ПО «Нафтан»), установленная мощность которого достигает 25 млн. т в год, завод выпускает более 75 наименований продукции. Поставки сырой нефти на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) осуществляются из России с использованием системы магистральных нефтепроводов «Дружба». Мозырский НПЗ перерабатывает белорусскую нефть. Трубопроводный транспорт используется и для перекачки нефтепродуктов (дизельного топлива и бензина) по территории Беларуси и на экспорт.
Газовая промышленность осуществляет добычу попутного газа, транспортировку, переработку природного и попутного газа, его использование.
Потребление природного газа национальной экономикой возрастает: 1965 г. - 2,2 млрд м3, 1970 г. - 3,1, 1975 г. - 3,5, 1980 г. - 14,8, 1995 г. - 13,5, 2003 г. - 18,1 млрд м3.
Для покрытия сезонной неравномерности в потреблении газа создается система подземных хранилищ. Мощности первого Осиповичского подземного газохранилища (360 млн м3) оказались недостаточными, ведется строительство Прибугского, с выходом которого на проектную мощность (1,35 млрд м3) объем хранения природного газа в Беларуси достигнет примерно 10 % годового газопотребления. В то же время сезонная неравномерность составляет около 15 % годового газопотребления, поэтому ведутся работы по подготовке перспективной геологической структуры для создания подземного газохранилища в районе Светлогорска (Василевичи Гомельской области).
Торфяная промышленность производит добычу торфа на топливо, для сельского хозяйства, химической переработки, занимается производством торфобрикетов.
В настоящее время торфяная промышленность представлена 37 предприятиями, на которых ведется добыча и переработка торфа, он используется прежде всего в коммунально-бытовом секторе. Основными видами продукции являются: торфяные брикеты, торф кусковой и сфагновый. Эксплуатационные запасы торфа на сырьевых базах предприятий составляют 142,5 млн т, в том числе торфа, пригодного для брикетирования – 100 млн т.
Электроэнергетика осуществляет выработку, передачу и распределение электрической и тепловой энергии. На ее долю приходится 7,3 % валовой продукции промышленности, 15,9 % основных промышленно-производственных фондов.
Современная электроэнергетика Беларуси представляет собой постоянно развивающийся высокоавтоматизированный комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским управлением. Производственный потенциал белорусской энергосистемы представлен 22 крупными электростанциями, 25 районными котельными, включает почти 7 тыс. км системообразующих и около 250 тыс. км распределительных линий электропередач высокого напряжения и более 2 тыс. км тепловых сетей. Установленная мощность электростанций составила 7,2 млн кВт. Основу электроэнергетики Беларуси составляют тепловые электростанции, они вырабатывают 99,9 % всей электроэнергии. Среди тепловых электростанций различают конденсационные (ГРЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Их доля в общей установленной мощности составляет соответственно 43,7 % и 56,3 %.
Самая крупная электростанция Беларуси – Лукомльская ГРЭС, мощностью 2560 МВт, вырабатывает более 40 % всей электроэнергии, используя природный газ и топочный мазут. К числу крупнейших электрических станций следует отнести Березовскую ГРЭС (установленная мощность - 930 МВт).
Среди теплоэлектроцентралей установленной мощностью по выработке электрической энергии выделяются: Минские ТЭЦ-4 (1030 МВт), ГЭЦ-3 (420 МВт). ТЭЦ-5 (330 МВт). Гомельская ТЭЦ-2 (540 МВт), Могилевская ТЭЦ-2 (345 МВт), Новополоцкая ТЭЦ (505 МВт), Светлогорская ТЭЦ (260 МВт). Мозырская ТЭЦ (195 МВт), Бобруйская ТЭЦ-2 (180 МВт). Теплоэлектроцентрали и районные котельные вырабатывают около 60 % тепловой энергии. Действуют также несколько тысяч малых энергоустановок, которые имеют низкие технико-экономические характеристики, негативно воздействуют па окружающую среду, забирают значительное количество трудовых ресурсов.
В различные периоды на территории Беларуси было построено более 20 гидроэлектростанций небольшой мощности.
Классификация топливно-энергетических ресурсов. Органическое топливо
Топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) - совокупность всех природных и преобразованных видов топлива и энергии, используемых в республике.
Топливно-энергетические ресурсы - совокупность природных и произведенных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйственной деятельности.
Топливно-энергетические ресурсы делятся на первичные и вторичные.
К первичным энергетическим ресурсам относят те ресурсы, которые люди получают непосредственно из природных источников для последующего преобразования в другие виды энергии, либо для непосредственного использования. Часто первичные ресурсы должны быть извлечены и подготовлены к дальнейшему использованию. Первичные ресурсы подразделяют на возобновляемые и невозобновляемые.
Вторичные энергетические ресурсы - энергетические ресурсы, получаемые в виде побочных продуктов основного производства или являющиеся такими продуктами.
Топливно-энергетические ресурсы включают не только источники энергии, но и произведенные энергетические ресурсы: тепловую энергию (в первую очередь энергию горячей воды и водяного пара) и электрический ток.
Произведенные энергетические ресурсы получают, используя энергию первичных и вторичных энергоресурсов. Электрическая энергия впоследствии может быть снова преобразована в другие виды энергии.
горючие (топливные), которые включают в себя энергию технологических процессов химической и термохимической переработки сырья, а именно горючие газы, твёрдые и жидкие топливные ресурсы, которые не пригодны для дальнейших технологических преобразований;
тепловые - это тепло отходящих газов при сжигании топлива, тепло воды или воздуха, использованных для охлаждения технологических агрегатов и установок, теплоотходов производств;
энергоресурсы избыточного давления (напора) - это энергия газов, жидкостей и сыпучих тел, покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением (напором), которое необходимо снижать перед следующей ступенью использования этих жидкостей, газов, сыпучих тел или при выбросе их в атмосферу, водоёмы, ёмкости и другие приёмники. Энергетические ресурсы избыточного давления преобразуются в механическую энергию, которая либо непосредственно используется для привода механизмов и машин, либо преобразуется в электрическую энергию.
Невозобновляемые это естественно образовавшиеся и накопившиеся в недрах планеты запасы веществ, способные при определенных условиях высвобождать заключенную в них энергию. Но образование новых веществ и накопление в них энергии происходит значительно медленнее, чем их использование. К ним относятся ископаемые виды топлива и продукты их переработки: каменный и бурый уголь, сланцы, торф, нефть, природный и попутный газ. Особыми видами невозобновляемых энергетических ресурсов являются расщепляющиеся (радиоактивные) вещества, находящиеся в недрах нашей планеты.
Из двух возможных природных источников ядерной энергетики - урана и тория, пока в практическом использовании находится лишь уран. В будущем возможно потребуется и торий
Суммарные ресурсы урана, использованные в атомной энергетике, не могут оцениваться по количеству его добычи из недр. Как известно, некоторая его часть была использована и для других целей, в частности для производства оружия. Однако основная часть добытого урана сегодня находится в хранилищах облученного ядерного топлива (ОЯТ), т.к. КПД использования энергии заключенной в уране, к сожалению не превышает 1%. В мире пока используются в основном легководные реакторы на тепловых нейтронах в открытом топливном цикле, без использования технологий рециклинга ОЯТ.
ВИДЫ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ
В традиционном понимании к ВЭР относятся:
энергия солнца;
энергия ветра;
энергия водных потоков;
энергия морских приливов и волн;
высокопотенциальная геотермальная энергия;
низкопотенциальная энергия земли, воздуха и воды;
биомасса;
биогаз, свалочный и шахтный газ,
а также промышленные и бытовые отходы, образующиеся в результате деятельности главного загрязнителя планеты - человека.
Коллекторы солнечных батарей
Ресурсы: солнечное излучение. Месторасположение: повсюду. Сфера использования: отопление, обеспечение горячей водой. Диапазон мощности: от 1,5 до 200 МВт.ч/в год, причем в долгосрочной перспективе верхнего предела мощности не существует. Расходы на производство тепловой энергии составляют сегодня: 20 - 50 пфеннигов/кВт.ч.
Энергия ветра
Ресурсы: кинетическая энергия ветра. Месторасположение: по всему миру, главным образом, на побережье и вершинах гор. Сфера использования: производство электроэнергии. Диапазон мощности: от 0,05 кВт до 2,5 МВт на одну установку, ветряные фермы на 100 МВт и более. Расходы на производство электроэнергии составляют сегодня: 8 - 30 пфеннигов/кВт.ч.
Все ветряные мельницы работают по так называемому принципу сопротивления: оказывая своими крыльями сопротивление ветру, они могут преобразовывать максимум 15 процентов силы ветра. Современные ветроэнергетические установки работают по принципу подъемной силы, когда, как у самолета, используется подъемная сила встречного ветра.
Энергия воды
Ресурсы: энергия воды при её движении и падении с высоты. Месторасположение: горы, реки. Сфера использования: производство электроэнергии, аккумулирование энергии. Диапазон мощности: гидроаккумулирующие гидроэлектростанции и ГЭС на не зарегулированном стоке до 5 000 МВт. Расходы на производство электроэнергии составляют сегодня: 5 - 10 пфеннигов/кВт.ч.
Биомасса
Ресурсы: древесина, зерновые культуры, сахаро- и крахмалосодержащие растения, масличные растения. Месторасположение: по всему миру при наличии биомассы. Сфера использования: производство тепла, комбинированная выработка тепла и электроэнергии, в виде топлива. Диапазон мощности: от 1 кВт до 30 МВт. Расходы: при выработке тепла 4 - 20 пфеннигов/кВт.ч; при получении тока 12 - 20 пфеннигов/кВт.ч.
Существует множество вариантов использования биомассы для выработки энергии. При этом первостепенное значение имеют, прежде всего, растения с высоким содержанием обменной энергии и древесина.
Биогаз
Ресурсы: органические отходы. Месторасположение: по всему миру в зависимости от наличия отходов. Сфера использования: производство тепла, комбинированная выработка тепла и электроэнергии. Диапазон мощности: 20 кВт - 10 МВт. Расходы на сегодня: при выработке тепла 5 - 15 пфеннигов/кВт.ч; при получении электроэнергии 12 - 30 пфеннигов/кВт.ч.
Биогаз возникает при разложении органических веществ специальными метановыми бактериями.
Геотермальная энергия
Ресурсы: тепло земных недр. Месторасположение: повсюду. Сфера использования: отопление и охлаждение, сезонное аккумулирование холода и тепла, технологическое тепло, выработка электроэнергии. Диапазон мощности: вблизи поверхности: 6 - 8 кВт; на углубленных пластах: до 30 МВт. Издержки производства: при выработке тепла 4 - 12 пфеннигов/кВт.ч; при получении тока 15 - 20 пфеннигов/кВт.ч.
Геотермальная энергия представляет собой тепло, пробивающееся из недр Земли на её поверхность. Пригодное для использования тепло зависит от глубины, на которой производится отбор геотермальной энергии. Через каждые 100 метров становится теплее на приблизительно 3° по Цельсию. Принцип использования тепла недр Земли довольно прост: под Землю закачивается вода, там она нагревается и затем подается наверх. Частично используются также природные термальные воды. Из-за высоких расходов на установку оборудования геотермальная энергия пока используется довольно редко.
Все вышеперечисленные виды энергии потенциально не принадлежат никому на территории страны. Поэтому их может использовать в личных целях любой гражданин или предприятие. На данном этапе развития общество еще не задумывается всерьез о применении всех этих видов энергии. Тем не менее, определенные разработки в этом направлении уже ведутся. Так, в настоящее время начато производство автомобилей с гибридными двигателями, которые имеют возможность работать на водороде. Это первый шаг к тому, чтобы начать перестраивать производственные циклы по получению энергии.
Особенность возобновляемых ресурсов в том, что они образуются вне зависимости от деятельности человека. Не зависимо от того, найдет ли человек применение всему этому потенциалу или нет, независимые источники энергии будут существовать и увеличиваться. Это преимущество подталкивает человечество к тому, чтобы начать масштабные разработки в плане применения этих видов энергии в хозяйственных и промышленных целях.
ОРГАНИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО
Органическим топливом называют горючие вещества, способные активно вступать в реакцию с кислородом и обладающие значительным удельным тепловыделением (на единицу массы или объема).
К энергетическим видам топлив относятся такие, которые экономически целесообразно использовать для получения больших количеств теплоты. Запасы их должны быть огромны и относительно легко доступны для массового использования. Кроме того, они не должны являться ценным сырьем для других отраслей промышленности. В качестве энергетических топлив электростанций наибольшее значение имеют: твердое – каменные и бурые угли и отходы их переработки, антрацит и полуантрацит; жидкое – мазут; газовое – природный газ. В меньшей мере используются торф и горючие сланцы, стабилизированная нефть и горючие газы промышленности (доменный, коксовый), хотя в отдельных районах страны они составляют заметную часть топливного баланса.
Органическое топливо Природное Искусственное
Твердое Древесина, торф, бурый уголь, антрациты, горючие стланцы Полукокс, кокс, брикеты, древесный уголь
Жидкое Нефть Продукты переработки нефти: бензин, мазут, лигроин, соляровое масло, газойль.
Продукты переработки твердого топлива – смолы.
Газовое Природный газ чисто газовых месторождений, попутные газы Газоотходы технических производств, доменный газ, коксовый, нефтезаводской.
Газы полученные в специальных установках (генераторный).
 
3 Энергетика и электрогенерирующие станции
Под энергетикой понимают совокупность больших естественных и искусственных подсистем, служащих для преобразования, распределения и использования энергетических ресурсов всех видов.
Цель энергетики — обеспечение производства энергии путем преобразования первичной (природной) энергии (например, химической энергии, содержащейся в угле) во вторичную (например, электрическую или тепловую энергии). Производство энергии обычно проходит несколько стадий:
получение и концентрация энергетических ресурсов (например, добыча, переработка и обогащение ядерного топлива);
передача энергетических ресурсов к преобразующим установкам (например, доставка угля на ТЭС);
преобразование с помощью электростанций первичной энергии во вторичную (например, химической энергии органического топлива в электрическую и тепловую энергию);
передача вторичной энергии потребителям (например, по линиям
электропередачи);
потребление доставленной энергии в полученном или преобразованном виде (например, для приготовления пищи с помощью электроплит).
Под электроэнергетикой обычно понимают подсистему энергетики, охватывающую производство электроэнергии на электростанциях и ее доставку потребителям по линиям электропередачи. Ключевым элементом электроэнергетики является электростанция — преобразователь какой-либо первичной энергии в электрическую. Электростанции принято классифицировать по виду используемой первичной энергии и виду применяемых преобразователей.
Электроэнергетику принято делить на традиционную и нетрадиционную:

Традиционная электроэнергетика основана на использовании энергии органических топлив (теплоэнергетика), энергии воды (гидроэнергетика) и ядерного горючего (атомная энергетика). Характерные черты традиционной электроэнергетики — хорошая освоенность на основе длительной проверки в условиях эксплуатации (самой «молодой» атомной энергетике всего 50 лет). Основную долю электроэнергии в мире и России получают на базе традиционных электростанций, единичная мощность установок которых, часто превышает 1000 МВт. Самыми «молодыми» в традиционной энергетике являются парогазовые установки (ПГУ), «возраст» которых чуть больше 20 лет.
Нетрадиционная электроэнергетика в своем большинстве также основана на традиционных принципах, но первичной энергией в них служат либо источники местного значения (ветровые электростанции, солнечные электростанции, малые гидроэлектростанции, биоэнергетические установки и др.), либо источники, находящиеся в стадии освоения (например, топливные элементы), либо источники будущего (водородная и термоядерная энергетика). Характерными признаками нетрадиционной энергетики являются их экологическая чистота, существенно большие удельные затраты на строительство (достаточно сказать, что для солнечной ТЭС мощностью 1000 МВт требуется собирать солнечную энергию с площади 2x2 км) и малая единичная мощность.
Традиционную и нетрадиционную электроэнергетику не следует сравнивать и противопоставлять друг другу, как это часто делается в средствах массовой информации. Для каждой из них имеется свое место.
В традиционной энергетике в мировом масштабе в 2000 г. преобладала теплоэнергетика: на базе нефти вырабатывалось 39 % электроэнергии, угля — 27 %, газа — 24 %, т.е. 90 % электроэнергии. На АЭС вырабатывалось 7 %, а на ГЭС — всего 3 %. Однако при этом надо иметь в виду существенные региональные отличия, вызванные в первую очередь наличием соответствующих ресурсов. Например, энергетика таких стран, как Польша, ЮАР, практически целиком основана на использовании угля, а Нидерландов — газа. Очень велика доля теплоэнергетики в Китае, Австралии, Мексике.
В ряде стран преобладают ГЭС. В Норвегии и Бразилии вся выработка электроэнергии происходит на ГЭС. Можно привести список из нескольких десятков стран, где доля выработки ГЭС превышает 70 %.
По доле АЭС в выработке электроэнергии первенствует Франция (около 80 %).
Преобладает она в Бельгии, республике Корея и некоторых других странах
(см. лекцию 5).
В настоящих лекциях речь будет идти только о традиционной теплоэнергетике, а точнее — об ее источниках, оборудовании и проблемах, связанных с ее функционированием.

Типы тепловых электростанций
Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.
Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.
По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.
Районные электростанции — это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название — ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.
Промышленные электростанции — это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы. Ниже рассматриваются только районные электростанции.
По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.
За конденсационными электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС — тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.
В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива — мазут, используя последний ввиду его дороговизны только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь — низкокалорийный уголь или отходы высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб — АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.
По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.
Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину — паровую турбину. ПТУ — основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).
Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В России имеется только одна работающая ПГУ-ТЭЦ (ПГУ-450Т) мощностью 450 МВт. На Невинномысской ГРЭС работает энергоблок (см. лекцию 7) ПГУ-170 мощностью 170 МВт, а на Южной ТЭЦ СанктПетербурга — энергоблок ПГУ- 300 мощностью 300 МВт.
По технологической схеме паропроводов ТЭС делятся на блочные ТЭС и на ТЭС с поперечными связями.
Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок — энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по-другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.
По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления и сверхкритического давления (СКД).
Критическое давление — это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД — 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам выполняются с промежуточным перегревом и по блочной схеме. Часто ТЭС или ТЭЦ строят в несколько этапов — очередями, параметры которых улучшаются с вводом каждой новой очереди.


4 Общее представление о тепловой электростанции
Рассмотрим типичную конденсационную ТЭС, работающую на органическом топливе, пока практически не интересуясь процессами, происходящими в ее оборудовании.
ТЭС — это огромное промышленное предприятие по производству электроэнергии. Основным «сырьем» для работы ТЭС является органическое топливо, содержащее запас химической энергии, измеряемый теплотой сгорания Qсг.
Топливо подается в котел и для его сжигания сюда же подается окислитель — воздух, содержащий кислород. Воздух берется из атмосферы. В зависимости от состава и теплоты сгорания для полного сжигания 1 кг топлива требуется 10—15 кг воздуха и, таким образом, воздух — это тоже природное «сырье» для производства электроэнергии, для доставки которого в зону горения необходимо иметь мощные высокопроизводительные нагнетатели. В результате химической реакции сгорания, при которой углерод С топлива превращается в оксиды СО2 и СО, водород Н2 — в пары воды Н2О, сера S — в оксиды SO2 и SO3 и т.д., образуются продукты сгорания топлива — смесь различных газов высокой температуры. Именно тепловая энергия продуктов сгорания топлива является источником электроэнергии, вырабатываемой ТЭС.
Далее внутри котла осуществляется передача тепла от дымовых газов к воде, движущейся внутри труб. К сожалению, не всю тепловую энергию, высвободившуюся в результате сгорания топлива, по техническим и экономическим причинам удается передать воде. Охлажденные до температуры 130—160 °С продукты сгорания топлива (дымовые газы) через дымовую трубу покидают ТЭС. Часть теплоты, уносимой дымовыми газами, в зависимости от вида используемого топлива, режима работы и качества эксплуатации, составляет 5—15 %.
Часть тепловой энергии, оставшаяся внутри котла и переданная воде, обеспечивает образование пара высоких начальных параметров. Этот пар направляется в паровую турбину. На выходе из турбины с помощью аппарата, который называется конденсатором, поддерживается глубокий вакуум: давление за паровой турбиной составляет 3—8 кПа (напомним, что атмосферное давление находится на уровне 100 кПа). Поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору, где давление мало, и расширяется. Именно расширение пара и обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. Паровая турбина устроена так, что энергия расширения пара преобразуется в ней во вращение ее ротора. Ротор турбины связан с ротором электрогенератора, в обмотках статора которого генерируется электрическая энергия, представляющая собой конечный полезный продукт (товар) функционирования ТЭС.
Для работы конденсатора, который не только обеспечивает низкое давление за турбиной, но и заставляет пар конденсироваться (превращаться в воду), требуется большое количество холодной воды. Это — третий вид «сырья», поставляемый на ТЭС, и для функционирования ТЭС он не менее важен, чем топливо. Поэтому ТЭС строят либо вблизи имеющихся природных источников воды (река, море), либо строят искусственные источники (пруд-охладитель, воздушные башенные охладители и др.).
Основная потеря тепла на ТЭС возникает из-за передачи теплоты конденсации охлаждающей воде, которая затем отдает ее окружающей среде. С теплом охлаждающей воды теряется более 50 % тепла, поступающего на ТЭС с топливом. Кроме того, в результате происходит тепловое загрязнение окружающей среды.
Часть тепловой энергии топлива потребляется внутри ТЭС либо в виде тепла (например, на разогрев мазута, поступающего на ТЭЦ в густом виде в железнодорожных цистернах), либо в виде электроэнергии (например, на привод электродвигателей насосов различного назначения). Эту часть потерь называют собственными нуждами.
На рисунке (!Выбрать рисунок!) показана диаграмма превращения теплоты топлива на ТЭС с тремя газомазутными энергоблоками электрической мощностью по 800 МВт, осредненная за годовой период. Отношение количества энергии, отпущенной ТЭС за некоторый промежуток времени, к затраченной за это время теплоте, содержащейся в сожженном топливе, называется коэффициентом полезного действия нетто ТЭС по выработке электроэнергии. Для ТЭС, рассмотренной на рисунке, он составляет 38,4 %.

Понятие КПД нетто ТЭС обычно используется как универсальная оценка для сравнения ТЭС в различных странах, при научном анализе и в некоторых других случаях. В повседневной практике на ТЭС используют другой показатель — удельный расход условного топлива bу, измеряемый в г/(кВт·ч). Напомним (см. лекцию 1), что условное топливо — это топливо, имеющее теплоту сгорания Qсг = 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг.



5. Технологический процесс преобразования химической энергии топлива в электроэнергию на ТЭС

20, 21, 22 - пароперегреватель, состоящий из потолочного 20, ширмового 21 и конвективного 22 элементов. На рисунке (!Выбрать рисунок!) тепловая схема паротурбинной установки ТЭС: 3 - регенеративные подогреватели низкого давления
4,6 – конденсатные насосы
–питательный насос
– деаэратор
17, 16, 15 – цилиндр высокого, среднего и низкого давления соответственно
18 - регенеративные подогреватели высокого давления 12 – конденсатор
14 – генератор
23 – промежуточный пароперегреватель
Любая конденсационная паротурбинная электростанция включает в себя четыре обязательных элемента:
энергетический котел, или просто котел, в который подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идет процесс горения — химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной внутри котла. Сгорающее топливо является мощным источником теплоты, которая передается питательной воде. Последняя нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения. Этот пар с температурой 540 °С и давлением 13—24 МПа по одному или нескольким
трубопроводам подается в паровую турбину;
турбоагрегат, состоящий из паровой турбины, электрогенератора и возбудителя. Паровая турбина, в которой пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), преобразует потенциальную энергию сжатого и нагретого до высокой температуры пара в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя;
конденсатор служит для конденсации пара, поступающего из турбины, и создания глубокого разрежения. Это позволяет очень существенно сократить затрату энергии на последующее сжатие образовавшейся воды и одновременно увеличить работоспособность пара, т.е. получить большую мощность от пара, выработанного котлом;
питательный насос для подачи питательной воды в котел и создания высокого давления перед турбиной.
Технологический процесс производства электроэнергии на ТЭС, работающей на газе:
Основными элементами рассматриваемой электростанции являются котельная установка, производящая пар высоких параметров; турбинная или паротурбинная установка, преобразующая теплоту пара в механическую энергию вращения ротора турбоагрегата, и электрические устройства (электрогенератор, трансформатор и т.д.), обеспечивающие выработку электроэнергии.
Основным элементом котельной установки является котел. Газ для работы котла подается от газораспределительной станции, подключенной к магистральному газопроводу (на рисунке не показан), к газораспределительному пункту (ГРП). При горении топлива в котле его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию факела.
Питательная вода, проходя трубную систему котла только 1 раз, нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар.
Сухой насыщенный пар поступает в основной пароперегреватель (20, 21, 22). В основном пароперегревателе повышается его температура и, следовательно, потенциальная энергия. Полученный на выходе из конвективного пароперегревателя пар высоких параметров покидает котел и поступает по паропроводу к паровой турбине.
Мощная паровая турбина обычно состоит из нескольких как бы отдельных турбин — цилиндров.
К первому цилиндру — цилиндру высокого давления (ЦВД) 17 пар подводится прямо из котла, и поэтому он имеет высокие параметры (для турбин СКД — 23,5 МПа, 540 °С, т.е. 240 ат/540 °С). На выходе из ЦВД давление пара составляет 3—3,5 МПа (30—35 ат), а температура — 300— 340 °С. Если бы пар продолжал расширяться в турбине дальше от этих параметров до давления в конденсаторе, то он стал бы настолько влажным, что длительная работа турбины была бы невозможной из-за эрозионного износа его деталей в последнем цилиндре. Поэтому из ЦВД относительно холодный пар возвращается обратно в котел в так называемый промежуточный пароперегреватель 23. В нем пар попадает снова под воздействие горячих газов котла, его температура повышается до исходной (540 °С). Полученный пар направляется в цилиндр среднего давления (ЦСД) 16. После расширения в ЦСД до давления 0,2—0,3 МПа (2—3 ат) пар поступает в один или несколько одинаковых цилиндров низкого давления (ЦНД) 15.
Таким образом, расширяясь в турбине, пар вращает ее ротор, соединенный с ротором электрического генератора 14, в статорных обмотках которого образуется электрический ток. Трансформатор повышает его напряжение для уменьшения потерь в линиях электропередачи, передает часть выработанной энергии на питание собственных нужд ТЭС, а остальную электроэнергию отпускает в энергосистему.
Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор 12 — теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая из реки, озера или специального охладительного устройства (градирни).
Пар, поступающий из турбины в межтрубное пространство конденсатора, конденсируется и стекает вниз; образующийся конденсат конденсатным насосом 6 подается через группу регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) 3 в деаэратор 8. В ПНД температура конденсата повышается за счет теплоты конденсации пара, отбираемого из турбины. Это позволяет уменьшить расход топлива в котле и повысить экономичность электростанции. В деаэраторе 8 происходит деаэрация — удаление из конденсата растворенных в нем газов, нарушающих работу котла. Одновременно бак деаэратора представляет собой емкость для питательной воды котла.
Из деаэратора питательная вода питательным насосом 7, приводимым в действие электродвигателем или специальной паровой турбиной, подается в группу подогревателей высокого давления (ПВД).
Регенеративный подогрев конденсата в ПНД и ПВД — это основной и очень выгодный способ повышения КПД ТЭС.
6. Снабжение теплом промышленных предприятий и населения крупных и средних городов
Для постоянного подвода к объекту отопления (теплоприемнику) вполне определенного количества тепла чаще всего используется горячая вода с температурой у пользователя 80—90 °С. Для различных технологических процессов промышленных предприятий (например, сушки, окраски, работы паровых молотов) требуется так называемый производственный пар с давлением 1—3 МПа.
Тепло, используемое человеком для бытовых нужд, является низкопотенциальным, т.е. ее теплоноситель имеет относительно невысокую температуру и давление, поскольку именно это позволяет организовать высокоэкономичное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.
Снабжение любого объекта тепловой энергией обеспечивается системой, состоящей из трех основных элементов: источника тепла (например, котельной), тепловой сети (например, трубопроводов горячей воды или пара) и теплоприемника (например, батареи водяного отопления, располагаемой в комнате).
Если источник теплоты и теплоприемник практически совмещены, т.е. тепловая сеть либо отсутствует, либо очень коротка, то такую систему теплоснабжения называют децентрализованной. Примером такой системы является печное или электрическое отопление. В свою очередь, децентрализованное теплоснабжение может быть индивидуальным, при котором в каждом помещении используется индивидуальные отопительные приборы (например, электронагреватели), или местным (например, обогрев здания с помощью индивидуальной котельной или теплонасосной установки). Теплопроизводительность таких котельных не превышает 1 Гкал/ч (1,163 МВт).
Мощность тепловых источников индивидуального теплоснабжения невелика и определяется потребностями индивидуумов.
Альтернативой децентрализованному является централизованное теплоснабжение. Ее характерный признак — наличие разветвленной тепловой сети, от которой питаются многочисленные абоненты (заводы, фабрики, общественные здания, жилые помещения и т.д.). Для централизованного теплоснабжения используются два вида источников: котельные и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Степень централизации теплоснабжения может быть различной.
В зависимости от числа теплоприемников, питаемых от одного теплоисточника, различают централизованное теплоснабжение групповое (питается группа зданий от групповой котельной установки мощностью 1—10 Гкал/ч), квартальное (от квартальной котельной теплопроизводительностью 10—50 Гкал/ч), районное (питается район — несколько групп зданий), городское (питается несколько районов города), межгородское (питается несколько городов).
Выбор типа теплоснабжения не однозначен, поскольку он определяется не только техническими и технико-экономическими преимуществами и недостатками того или иного типа. Он также зависит и от финансовых возможностей тех или иных потребителей. Если бы, например, население России имело бы достаточно средств для оплаты электроэнергии для целей отопления, то использование электронагревательных приборов было бы, наверное, самым комфортным и экологичным. Но при этом следует помнить, что ее стоимость будет не меньше, чем стоимость электроэнергии, которая получена на ТЭС из топлива с использованием только 40 % теплоты, заключенной в нем, с учетом потерь в электрических сетях.
Несмотря на отмеченные трудности, можно однако с уверенностью сказать, что для большинства крупных северных городов с населением более 100 тыс. чел. наиболее рациональным является централизованное теплоснабжение на базе ТЭЦ. Оно позволяет не только сэкономить значительное количество топлива, но и существенно сократить вредные выбросы в атмосферу, сэкономить дорогие городские площади.
Для небольших населенных пунктов, особенно тех, которые требуют отопления короткое время в году и в которых не стоят остро вопросы экологии, целесообразно использовать децентрализованные источники теплоты, соответствующие вкусам и финансовым возможностям потребителей.
На рисунке (!Выбрать рисунок!) показана схема водогрейной котельной. К сетевому насосу из тепловой сети поступает обратная сетевая вода — вода, использованная для отопления. Сетевой насос служит для прокачки сетевой воды через водогрейный котел, в котором она нагревается теплом сжигаемого топлива (газа, мазута, каменного или бурого угля). Нагретая вода, называемая прямой сетевой водой, подается в тепловую сеть для использования потребителями (абонентами). Таким образом, осуществляется постоянная циркуляция сетевой воды, нагреваемой в котле и охлаждаемой в теплоприемниках. Для восполнения неизбежной утечки сетевой воды служат водоподготовительная установка и подпиточный насос.

В крупных городах основным источником централизованного теплоснабжения являются ТЭЦ и районные тепловые станции (РТС) производительностью до 400 Гкал/ч. Обычно здание РТС в плане имеет вид буквы «Н» и состоит из котельной, машинного зала и строительной перемычки между ними. В котельном зале размещаются водогрейные котлы, в машинном зале — многочисленные насосы, система подпитки теплосети, в перемычке — пульт управления и бытовые помещения.
7. Понятие о теплофикации
Очень часто по аналогии с электрификацией под теплофикацией понимают строительные, монтажные и организационные мероприятия, обеспечивающие теплового потребителя из централизованного источника теплоты. На самом деле это нечто другое.
Теплофикация — это действительно централизованное теплоснабжение потребителей теплом, но не от любого источника, а именно от ТЭЦ. При этом на ТЭЦ это тепло получают при конденсации пара, взятого из паровой турбины после того, когда он прошел часть турбины и выработал электрическую мощность. Тепловая энергия отработанного пара отбора турбин в теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) по тепловым сетям направляется для отопления в жилые дома и предприятия.
Теплофикация является одним из важнейших путей экономии топлива за счет сокращения потерь тепла в конденсаторе с отработавшим паром, ибо на ТЭЦ этот пар полностью (турбины с противодавлением) или частично (турбины с промышленными и теплофикационными отборами пара и конденсацией) отдается потребителям при необходимом для последних давлении.
Теплофикация оказывает положительное формирующее влияние на развитие систем теплоснабжения промышленности и населенных пунктов не только в связи с большой экономией топлива, достигаемой при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, но и в связи с решающим фактором развития централизации теплоснабжения, что приводит к повышению общего технического уровня производства и распределения тепла. В настоящее время разработаны и широко используются авторегуляторы абонентских вводов (расхода, давления и температуры воды), работающие на гидравлическом принципе; авторегуляторы подпитки; авторегуляторы станционных подогревательных установок. В крупных теплофикационных системах используются телеизмерительные установки для дистанционного контроля параметров
(давления, температуры, расхода) теплоносителя.
8. Раздельная и комбинированная выработка электроэнергии и тепла.
Термодинамическое преимущество комбинированной выработки
Если для некоторого потребителя, например города требуется в некоторый момент количество электроэнергии Nэ (в единицу времени) и количество тепла Qт, то технически проще всего получить их раздельно.
Для этого можно построить конденсационную ПТУ рис. а) (!Выбрать рисунок!) электрической мощностью Nэ с глубоким вакуумом, создаваемым конденсатором, который охлаждается водой.
На рисунке представлена схема раздельной (а) и комбинированной (б) выработки тепла и элетроэнергии:
– энергетический котел
– паровая турбина
– конденсатор
– питательный насос
– водогрейный котел
– потребитель тепла
– сетевой насос
– сетевой подогреватель


При ее температуре tохл.в = 15—20 °С можно получить давление в конденсаторе рк =
0,04—0,06 ат (3—4 кПа), а температура конденсирующегося пара будет составлять tк = 30—35 °С. Кроме того, для производства тепла Qт можно построить РТС, в водогрейном котле которой циркулирующая сетевая вода будет нагреваться, например, от 70 до 110 °С. При раздельном производстве Qт тепла и Nэ электроэнергии общая затрата тепла, которая будет получена из топлива, составит
где hк — КПД котла, составляющий 90—94 % (см. рис. 1.1); hПТУ — КПД
конденсационной ПТУ, равный примерно 45 %.
Ту же задачу производства электроэнергии и тепла можно решить по-другому (рис.
б). Вместо конденсатора на КЭС можно установить сетевой подогреватель, от которого получать количество теплоты Qт. Конечно, поскольку нагретая сетевая вода должна иметь, скажем, 110 °С, то давление в сетевом подогревателе (и за паровой турбиной) должно быть не 0,05 ат. (как в конденсаторе турбины КЭС), а на уровне 1,2 ат. При этом давлении образующийся из конденсирующего пара конденсат будет иметь температуру примерно 120 °С, что и обеспечит нагрев сетевой воды до 110 °С.
Таким образом, в одной энергетической установке вырабатывается одновременно электрическая энергия и тепло в требуемых количествах. Поэтому такое производство тепла и электроэнергии называют комбинированным. Термины «комбинированное производство» и «теплофикация» — синонимы. Изображенная на рис. б) установка является не чем иным как простейшей ТЭЦ с турбиной с противодавлением (так как давление за ней, как правило, выше атмосферного).
Расход тепла при комбинированной выработке при тех же Nэ и Qт составит:

В этой формулепри hПТУ = 1, учтено, что тепло, выходящее с паром из турбины, не отдается бесполезно охлаждающей воде в конденсаторе, а полностью отдается в сетевом подогревателе тепловому потребителю. При этом не сжигается дополнительное топливо в водогрейном котле.
Разность количеств тепла, затраченного на получение электрической мощности Nэ и тепла Qт при раздельной и комбинированной их выработке
где c = Nэ/Qт — очень важная характеристика, называемая выработкой
электроэнергии на тепловом потреблении.
Так как ΔQ = ΔBтQсг где ΔBт — экономия топлива, а Qсг — его теплота сгорания, то экономия топлива при комбинированной выработке тепла и электроэнергии по сравнению с раздельной составит

Так как hПТУ < 1, то всегда ΔBт > 0, т.е. при теплофикации всегда возникает экономия топлива. Физическая причина экономии топлива очевидна: теплота конденсации пара, покидающего паровую турбину, отдается не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребителю.
Из последней формулы видно, что чем хуже конденсационная паротурбинная установка, т.е. меньше hПТУ, тем эффективнее теплофикация, так как большее количество тепла, передававшееся охлаждающей воде при раздельной выработке, теперь передается сетевой воде.
Экономия ΔBт зависит от соотношения электрической и тепловой мощности c = Nэ/Qт. Чем больше Nэ при фиксированной Qт, тем большая конденсационная мощность замещается экономичной теплофикационной.
Приведенная на б) простейшая теплофикационная ПТУ позволяет легко понять преимущество комбинированной выработки. Однако она имеет существенный недостаток: с ее помощью нельзя произвольно изменять соотношение между электрической Nэ и тепловой мощностью Qт. Изменение любой из них приводит к автоматическому изменению другой и не всегда в соответствии с требованиями потребителей. Чаще всего ПТУ такого типа используют там, где требуется изменение по определенному графику только одного параметра, обычно тепловой нагрузки Qт, а второй параметр — мощность, будет такой, «какой получится».
Для того, чтобы исключить этот недостаток, теплофикационную турбину выполняют с регулируемым отбором пара нужных параметров и с конденсацией пара в конце процесса расширения.


9. Устройство ТЭЦ и технологический процесс получения горячей сетевой воды на ТЭЦ
На рисунке (!Выбрать рисунок!) показана упрощенная технологическая схема производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ.

Технология производства электроэнергии на конденсационной ТЭС и ТЭЦ практически не отличаются, поэтому в этой части совпадают. Мало того, когда ТЭЦ не отпускает тепла она работает просто как конденсационная ТЭС.
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 СН-I. Насосы повышают давление сетевой воды, исключая ее закипание при нагреве в сетевых подогревателях и обеспечивая ее прокачку через сетевые подогреватели. Из сетевого насоса СН-I сетевая вода последовательно проходит через трубную систему сетевых подогревателей СП-1 и СП-2. 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 СП-1 и СП-2 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).
10 Место атомной энергетики в мире, России и ее европейской части
История атомной энергетики охватывает период менее полувека, и к настоящему времени доля выработки электроэнергии на АЭС во многих странах достигала достаточно больших значений. В настоящее время в мире работает 436 АЭС.
Установленная мощность АЭС в США составляет 90 млн кВт, в России — более 22 млн кВт.
Значения абсолютной суммарной выработки электроэнергии, а также доли выработки на АЭС для различных стран мира:

Хотя эти данные относятся к 1992 г., они отражают с достаточной точностью положение и в настоящее время. Определенные отклонения могут быть только для небольших стран, где ввод даже одного энергоблока на АЭС мощностью 1 млн кВт может существенно изменить ситуацию.
Главенствующее положение по доле выработки электроэнергии на АЭС занимает Франция, а по абсолютному производству электроэнергии на АЭС она уступает лишь США.
Россия вырабатывала на АЭС в 1992 г. около 12 % электроэнергии, сейчас эта цифра достигла примерно 15 %. Почти все АЭС России сконцентрированы в европейской части, где имеется серьезный дефицит органического топлива. И если оценить долю выработки АЭС для европейской части России, то она достигает примерно 30 %. Еще большее значение АЭС имеют в некоторых регионах: в Северо-Западном регионе России они обеспечивают 40 % энергопотребления, а в Центрально-Черноземном — более 60 %.
В настоящее время в России работает 10 АЭС, структура установленной мощности которых приведена в таблице (!Выбрать рисунок!):



11 Ресурсы, потребляемые АЭС, ее продукция и отходы производства
Главное отличие АЭС от ТЭС состоит в использовании ядерного горючего вместо органического топлива. Ядерное горючее получают из природного урана, который добывают либо в шахтах (Франция, Нигер, ЮАР), либо в открытых карьерах (Австралия, Намибия), либо способом подземного выщелачивания (США, Канада, Россия).
Природный уран — это смесь в основном неделящегося изотопа урана 238U (более 99 %)
235 и делящегося изотопа U (0,71 %), который соответственно и представляет собой ядерное горючее. Для работы реакторов АЭС требуется обогащение урана. Для этого природный уран (!Выбрать рисунок!) направляется на обогатительный завод, после переработки на котором 90 % природного обедненного урана направляется на хранение, а 10 % приобретают обогащение до нескольких процентов (3,3—4,4 % для энергетических реакторов). На рисунке представлено превращение ядерного горючего в топливном цикле (для водо-водяного реактора ВВЭР-1000).

Обогащенный уран (точнее — диоксид урана) направляется на завод, изготавливающий твэлы — тепловыделяющие элементы. Из диоксида урана изготавливают цилиндрические таблетки диаметром около 9 мм и высотой 15—30 мм. Эти таблетки помещают в герметичные тонкостенные циркониевые трубки длиной почти в 4 м. Это и есть твэлы. Твэлы собирают в тепловыделяющие сборки (ТВС) по несколько сотен штук, которые удобно помещать и извлекать из активной зоны реактора.
Все дальнейшие процессы «горения» — расщепления ядер 235U с образованием осколков деления, радиоактивных газов, распуханием таблеток и т.д. происходят внутри трубки твэла, герметичность которой должна быть гарантирована.
235
После постепенного расщепления U и уменьшения его концентрации до 1,26 % (см. рисунок), когда мощность реактора существенно уменьшается, ТВС извлекают из реактора, некоторое время хранят в бассейне выдержки, а затем направляют на радиохимический завод для переработки.
Таким образом, в отличие от ТЭС, где топливо сжигается полностью (по крайней мере, к этому стремятся), на АЭС добиться 100 % расщепления ядерного горючего невозможно. Отсюда — невозможность оценивать КПД АЭС с помощью удельного расхода условного топлива. Здесь же подчеркнем, что АЭС не использует воздух для окисления топлива, отсутствуют какие-либо выбросы золы, оксидов серы, азота, углерода и так далее, характерных для ТЭС. Мало того, даже радиоактивный фон вблизи АЭС меньше, чем у ТЭС (этот фон создается элементами, содержащимися в золе). Результатом деления ядер расщепляющихся элементов в ядерном реакторе является выделение огромного количества тепла, которое используется для получения пара.
Таким образом, ядерный реактор АЭС — это аналог парового котла в ПТУ ТЭС. Сама ПТУ АЭС принципиально не отличается от ПТУ ТЭС: она также содержит паровую турбину, конденсатор, систему регенерации, питательный насос, конденсатоочистку. Так же, как и ТЭС, АЭС потребляет громадное количество воды для охлаждения конденсаторов.
Полезным продуктом работы АЭС служит электроэнергия Э. Для оценки эффективности АЭС, точнее энергоблока АЭС, служит его КПД нетто:
где Э — выработанная за выбранный период электроэнергия; Qреакт — тепло,
выделившееся в реакторе за этот период.
Подсчитанный таким образом КПД АЭС составляет всего 30—32 %, но сравнивать его с КПД ТЭС, составляющим 37—40%, строго говоря, не вполне правомочно.
Подобно тому, как ТЭС имеет отходы в виде золы и других выбросов, АЭС также имеет отходы, однако они особого вида. Это в первую очередь отработавшее ядерное топливо, а также другие радиоактивные остатки. Эти отходы утилизируют: сначала их выдерживают в специальных бассейнах для уменьшения радиоактивности, а потом направляют на переработку на радиохимические заводы, где из них извлекают ценные компоненты, в том числе и несгоревшее в реакторе топливо.
Подведем итог: АЭС — это энергетическое предприятие, вырабатывающее электроэнергию из энергии, выделяющейся при радиоактивном распаде элементов, содержащихся в твэлах.


12 Ядерные реакторы различного типа
В настоящее время в мире существует пять типов ядерных реакторов. Это реактор ВВЭР (Водо-Водяной Энергетический реактор), РБМК (Реактор Большой Мощности Канальный), реактор на тяжелой воде, реактор с шаровой засыпкой и газовым контуром, реактор на быстрых нейтронах. У каждого типа реактора есть особенности конструкции, отличающие его от других, хотя, безусловно, отдельные элементы конструкции могут заимствоваться из других типов. ВВЭР строились в основном на территории бывшего СССР и в Восточной Европе, реакторов типа РБМК много в России, странах Западной Европы и Юго-Восточной Азии, реакторы на тяжелой воде в основном строились в Америке.
1. ВВЭР
Реакторы ВВЭР являются самым распространенным типом реакторов в России. Весьма привлекательны дешевизна используемого в них теплоносителя-замедлителя и относительная безопасность в эксплуатации, несмотря на необходимость использования в этих реакторах обогащенного урана. Из самого названия реактора ВВЭР следует, что у него и замедлителем, и теплоносителем является обычная легкая вода. В качестве топлива используется обогащенный до 4,5% уран.
(!Выбрать рисунок!)
Корпус реактора состоит из цилиндрического сосуда (см. рисунок) и крышки 3, притягиваемой к сосуду многочисленными шпильками 2 со специальными колпачковыми гайками. В сосуде подвешивается шахта 5, представляющая собой тонкостенный сосуд с уплотнением 6 и системой отверстий, обеспечивающих направленное движение теплоносителя. Теплоноситель (вода) с давлением 15,7 МПа и температурой 289 °С поступает по четырем штуцерам в кольцевое пространство между корпусом и шахтой и движется вниз между ними. На этой стадии вода выполняет функцию отражателя нейтронов. Дно шахты 5 имеет многочисленные отверстия, через которые вода попадает внутрь шахты, где располагается активная зона, состоящая из отдельных шестигранных ТВС, каждый из которых содержит 312 твэлов.

2. РБМК
РБМК построен по несколько другому принципу, чем ВВЭР. Прежде всего в его активной зоне происходит кипение - из реактора поступает пароводная смесь, которая, проходя через сепараторы, делится на воду, возвращающуюся на вход реактора, и пар, который идет непосредственно на турбину. Электричество, вырабатываемое турбиной, тратится, как и в реакторе ВВЭР, также на работу циркуляционных насосов. В РБМК пар образуется в непосредственно в активной зоне реактора (кипящий реактор) и прямо идет на турбину — нет второго контура.
3. Реактор на тяжелой воде
В Канаде и Америке разработчики ядерных реакторов при решении проблемы о поддержании в реакторе цепной реакции предпочли использовать в качестве замедлителя тяжелую воду. У тяжелой воды очень низкая степень поглощения нейтронов и очень высокие замедляющие свойства, превышающие аналогичные свойства графита.
Вследствие этого реакторы на тяжелой воде работают на необогащенном топливе, что позволяет не строить сложные и опасные предприятия по обогащению урана. В принципе хорошо спроектированный и построенный реактор на тяжелой воде может работать долгие годы на естественном уране, нуждающемся лишь в выделении его из руды, и давать дешевую энергию. Но тяжелая вода очень дорога в производстве, и поэтому вследствие неизбежных утечек ее из трубопроводов суммарные затраты на эксплуатацию реактора возрастают и приближаются к аналогичным у РБМК и ВВЭР.
Конструкция реактора во многом аналогична конструкции реактора ВВЭР.
4. Реактор с шаровой засыпкой
В реакторе с шаровой засыпкой активная зона имеет форму шара, в который засыпаны тепловыделяющие элементы, также шарообразные. Каждый элемент представляет из себя графитовую сферу, в которую вкраплены частицы оксида урана. Через реактор прокачивается газ - чаще всего используется углекислота СО2. Газ подается в активную зону под давлением и впоследствии поступает на теплообменник. Регулирование реактора осуществляется стержнями из поглотителя, вставляемыми в активную зону. Реактор с шаровой засыпкой выгодно отличается тем, что в нем принципиально не может произойти взрыв гремучего газа, и в случае разгона реактора сомым неприятным последствием будет лишь расплавление тепловыделяющих элементов и невозможность дальнейшей эксплуатации реактора. Взрыва такого реактора при его разгоне произойти не может в принципе. С другой стороны, в случае попадания воды в активную зону (например, из второго контура в случае прорыва трубы в теплообменнике) разрушение реактора и выброс радиоактивного газа-теплоносителя неизбежно. Реакторы с шаровой засыпкой в незначительном количестве строились в Восточной Европе и Америке.
5. Реакторы на быстрых нейтронах
Реактор на быстрых нейтронах очень сильно отличается от реакторов всех остальных типов. Его основное назначение - обеспечение расширенного воспроизводства делящегося плутония из урана-238 с целью сжигания всего или значительной части природного урана, а также имеющихся запасов обедненного урана. При развитии энергетики реакторов на быстрых нейтронах может быть решена задача самообеспечения ядерной энергетики топливом. Прежде всего, в реакторе на быстрых нейтронах нет замедлителя. В связи с этим в качестве топлива используется не уран-235, а плутоний и уран-238, которые могут делиться от быстрых нейтронов. Сравнение
Если подводить итог, то стоит сказать следующее. Реакторы ВВЭР достаточно безопасны в эксплуатации, но требуют высокообогащенного урана. Реакторы РБМК безопасны лишь при правильной их эксплуатации и хорошо разработанных системах защиты, но зато способны использовать малообогащенное топливо или даже отработанное топливо ВВЭР-ов. Реакторы на тяжелой воде всем хороши, но уж больно дорого добывать тяжелую воду. Технология производства реакторов с шаровой засыпкой еще недостаточно хорошо разработана, хотя этот тип реакторов стоило бы признать наиболее приемлемым для широкого применения, в частности, из-за отсутствия катастрофических последствий при аварии с разгоном реактора. За реакторами на быстрых нейтронах - будущее производства топлива для ядерной энергетики, эти реакторы наиболее эффективно используют ядерное топливо, но их конструкция очень сложна и пока еще малонадежна.

13 Технологические схемы производства электроэнергии на АЭС с реакторами типов ВВЭР и РБМК
1. Реакторы типа ВВЭР используют для строительства двухконтурных АЭС. Как следует из названия, такая АЭС (!Выбрать рисунок!) состоит из двух контуров. Первый контур расположен в реакторном отделении. Он включает реактор типа ВВЭР, через который с помощью ГЦН прокачивается вода под давлением 15,7 МПа (160 ат). На входе в реактор вода имеет температуру 289 °С, на выходе — 322 °С. При давлении в 160 ат вода может закипеть, как видно из рис. 1.2, только при температуре 346 °С и, таким образом, в первом контуре двухконтурной АЭС всегда циркулирует только вода без образования пара.

Рисунок – Схема двухконтурной АЭС с водо-водяным реактором типа ВВЭР Из ядерного реактора вода с температурой 322 °С поступает в парогенератор. Парогенератор — это горизонтальный цилиндрический сосуд (барабан), частично заполненный питательной водой второго контура; над водой имеется паровое пространство. В воду погружены многочисленные трубы парогенератора ПГ, в которые поступает вода из ядерного реактора. Можно сказать, что парогенератор — это кипятильник, выпаривающий воду при повышенном давлении. С помощью питательного насоса ПН и соответствующего выбора турбины в парогенераторе создается давление существенно меньшее, чем в первом контуре (для реактора ВВЭР-1000 и турбины мощностью 1000 МВт это давление свежего пара р0 = 60 ат). Поэтому уже при нагреве до 275 °С парогенераторе закипает вследствие нагрева ее теплоносителем, имеющим температуру 322 °С. Таким образом, в парогенераторе, являющимся связывающим звеном первого и второго контура (но расположенном в реакторном отделении), генерируется сухой насыщенный пар с давлением р0 = 60 ат и температурой t0 = 275 °С (свежий пар). Если говорить строго, то этот пар — влажный, однако его влажность мала (0,5 %). И сейчас мы отмечаем первую особенность АЭС — низкие начальные параметры и влажный пар на входе в турбину.
Этот пар направляется в ЦВД паровой турбины. Здесь он расширяется до давления примерно 1 МПа (10 ат). Выбор этого давления обусловлен тем, что уже при этом давлении влажность пара достигает 10—12 %, и капли влаги, движущиеся с большой скоростью, приводят к интенсивной эрозии и размывам деталей проточной части паровой турбины.
Поэтому из ЦВД пар направляется в сепаратор-пароперегреватель (СПП). В сепараторе С от пара отделяется влага, и он поступает в пароперегреватель, где его параметры доводятся до значений 10 ат, 250 °С. Таким образом, пар на выходе из СПП является перегретым, и эти параметры выбраны такими, чтобы получить допустимую влажность в конце турбины, где угроза эрозии еще большая, чем за ЦВД. Пар с указанными параметрами поступает в ЦНД (в энергоблоке 1000 МВт три одинаковых ЦНД, на рис. 5.14 показан только один). Расширившись в ЦНД, пар поступает в конденсатор, а из него в конденсатно-питательный тракт, аналогичный показанному на рис. 2.5 тракту обычной ТЭС.
Важно отметить, что во втором контуре циркулирует нерадиоактивная среда, что существенно упрощает эксплуатацию и повышает безопасность АЭС.
2. На рисунке (!Выбрать рисунок!) показана схема одноконтурных АЭС, построенных в России с реакторами РБМК-1000 на трех АЭС. Одноконтурной она называется потому, что и через реактор, и через паротурбинную установку циркулирует одно и то же рабочее тело.

Рисунок – Схема одноконтурной АЭС с канальным реактором типа РБМК
Питательная вода с помощью ГЦН с параметрами 80 ат и 265 °С из раздаточного коллектора подводится к многочисленным (в РБМК-1000 их 1693) параллельным технологическим каналам, размещенным в активной зоне реактора. На выходе из каналов пароводяная смесь с паро-содержанием 14—17 % собирается в коллекторе и подается в барабан-сепаратор (у РБМК-1000 их четыре). Барабан-сепаратор служит для разделения пара и воды. Образующийся пар с параметрами 6,4 МПа (65 ат) и 280 °С направляется прямо в паровую турбину (реактор РБМК-1000 в номинальном режиме питает две одинаковые паровые турбины мощностью по 500 МВт каждая).
Пар, получаемый в реакторе и в сепараторе, является радиоактивным вследствие наличия растворенных в нем радиоактивных газов, причем именно паропроводы свежего пара обладают наибольшим радиоактивным излучением. Поэтому их прокладывают в специальных бетонных коридорах, служащих биологической защитой. По этой же причине пар к турбине подводится снизу, под отметкой ее обслуживания (пола машинного зала).
Пар, расширившийся в ЦВД до давления 0,35 МПа (3,5 ат), направляется в СПП (на каждой турбине энергоблока с реактором РБМК-1000 их четыре), а из них — в ЦНД (на каждой турбине их также четыре) и в конденсаторы. Конденсатно-питательный тракт такой же, как у обычной ТЭС (см. рис. 2.5). Однако многие его элементы требуют биологической защиты от радиоактивности. Это относится к конденсатоочистке и водяным емкостям конденсатора, где могут накапливаться радиоактивные продукты коррозии, подогревателям регенеративной системы, питаемым радиоактивным паром из турбины, сборникам сепарата CПП. Одним словом, и устройство, и эксплуатация одноконтурных АЭС, особенно в части машинного зала, существенно сложнее, чем двухконтурных. Конденсат, пройдя систему регенеративного подогрева воды, приобретает температуру 165 °С, смешивается с водой, идущей из барабана-сепаратора (280 °С) и поступает к ГЦН, обеспечивающим питание ядерного реактора.
14 Преимущества и недостатки АЭС по сравнению с ТЭС
Главным преимуществом АЭС перед любыми другими электростанциями является их практическая независимость от источников топлива, т.е. удаленности от месторождений урана и радиохимических заводов. Энергетический эквивалент ядерного топлива в миллионы раз больше, чем органического топлива, и поэтому, в отличие, скажем, от угля, расходы на его перевозку ничтожны. Это особенно важно для европейской части России, где доставка угля из Кузбасса и Сибири слишком дорога. Кроме того, замена выработки электроэнергии на газомазутных (фактически — газовых) ТЭС производством электроэнергии на АЭС — важный способ поддержания экспортных поставок газа в Европу.
Это преимущество трансформируется в другое: для большинства стран, в том числе и России, производство электроэнергии на АЭС не дороже, чем на газомазутных и тем более пылеугольных ТЭС. Достаточно сказать, что сейчас тарифы на закупку электроэнергии АЭС электрическими сетями на 40—50 % ниже, чем для ГРЭС различного типа. Особенно заметно преимущество АЭС в части стоимости производимой электроэнергии стало заметно в начале 70-х годов, когда разразился энергетический кризис и цены на нефть на мировом рынке возросли в несколько раз. Падение цен на нефть, конечно, автоматически снижает конкурентоспособность АЭС.
Затраты на строительство АЭС находятся примерно на таком же уровне, как и на строительство пылеугольных ТЭС или несколько выше.
Наконец, огромным преимуществом АЭС является ее относительная экологическая чистота. Из табл. видно, сколь огромны выбросы вредных веществ ТЭС, работающих на различных органических топливах

Подобные выбросы на АЭС просто отсутствуют. Если ТЭС мощностью 1000 МВт потребляет в год 8 млн т кислорода для окисления топлива, то АЭС не потребляет кислорода вообще.
Главный недостаток АЭС — тяжелые последствия аварий в реакторном отделении с его разгерметизацией и выбросом радиоактивных веществ в атмосферу с заражением громадных пространств. Это не требует особых пояснений — достаточно вспомнить аварию на Чернобыльской АЭС. Для исключения таких аварий АЭС оборудуется сложнейшими системами безопасности с многократными запасами и резервированием, обеспечивающими даже в случае так называемой максимальной проектной аварии (местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуляционного контура в реакторном отделении) исключение расплавления активной зоны и ее расхолаживание.
Для обеспечения радиационной безопасности АЭС оборудуют специальной приточно-вытяжной системой вентиляции, сложность которой не идет ни в какое сравнение с вентиляционной системой ТЭС. Если для последней основной задачей является поддержание только санитарно-технических норм, то вентиляционная система АЭС, кроме решения названной задачи должна решать проблему радиационной безопасности. Для этого АЭС оборудуется системой определенного направленного движения воздуха из зон с малым радиоактивным загрязнением в так называемые необслуживаемые помещения с высоким уровнем радиации (вплоть до создания в таких помещениях разрежения). В конечном счете все вентиляционные потоки поступают к дезактивационным фильтрам и затем к вентиляционной трубе высотой не менее 100 м.
Серьезной проблемой для АЭС является их ликвидация после выработки ресурса, которая по оценкам может составлять до 20 % стоимости их строительства.
Отметим также некоторые эксплуатационные особенности АЭС.
АЭС в силу ряда технических причин не могут работать в маневренных режимах, т.е. участвовать в покрытии переменной части графика электрической нагрузки. Конечно, из-за высокой стоимости АЭС должны работать с максимальной нагрузкой, но при их высокой доле в установленной мощности отдельных объединенных энергосистем и при больших неравномерностях графика суточной и недельной нагрузки возникает необходимость быстрых нагружений и разгружений АЭС, которые для них крайне нежелательны.
Параметры энергоблоков АЭС существенно ниже, чем ТЭС: температура пара перед турбиной почти в 2 раза, а давление более чем в 3 раза меньше. Это означает, что работоспособность 1 кг пара, протекающего через турбину АЭС, оказывается примерно вдвое меньше, чем через турбину ТЭС. Вместе с тем, большие капитальные затраты требуют большой единичной мощности энергоблоков АЭС. Отсюда — огромные расходы пара через турбоагрегаты АЭС по сравнению с турбоагрегатами ТЭС и соответственно огромные расходы охлаждающей воды.
Тем не менее, при всех «недостатках» генерация электроэнергии на АЭС развивается.


15 Текущее положение и перспективы строительства АЭС в Республике Беларусь и за рубежом
В настоящее время в Беларуси отсутствуют находящиеся в эксплуатации атомные электростанции. Однако на Островецкой площадке (Гродненская область) ведется строительство АЭС с реакторами типа ВВЭР-1200.
Планируется построить атомную электростанцию в составе двух энергоблоков общей мощностью около 2,4 тыс. МВт с вводом в эксплуатацию первого энергоблока в 2018 году и второго – в 2020 году. Строительство АЭС позволит укрепить энергетическую безопасность страны, снизить себестоимость производства электроэнергии, а, следовательно, и рост тарифов на ее отпуск. Уменьшатся выбросы парниковых газов, будут выведены из работы устаревшие и малоэффективные генерирующие мощности. Расчеты, выполненные учеными НАН Беларуси, показали, что с пуском АЭС себестоимость электроэнергии в целом по энергосистеме снизится примерно на 20%, при этом в расчетах не принималось повышение цен на газ. Годовой объем закупок природного газа сократится на 4-5 млрд. куб. м. Как показывает анализ, топливная составляющая в себестоимости производства электрической энергии на АЭС составляет в мире от 12 до 25%, в то время как на обычных электростанциях - около 70%. В абсолютных ценах топливная составляющая на АЭС колеблется от 0,2 до 1 цента на 1 кВт∙ч, на обычных тепловых электростанциях у нас в стране в 2009 году эта величина составила 5,63 цента на 1 кВт∙ч. Таким образом, рост цен на урановое сырье (оно в топливной составляющей 8-10%) не приведет к значительному росту тарифов, как при росте цен на органическое топливо.
Сооружение Белорусской АЭС с вводом первого энергоблока 1000 МВт в 2016 году и второго 1000 МВт в 2018 году по доле мощности АЭС приблизит Белорусскую энергосистему к уровню энергосистем таких стран как США, Германия, Англия, Япония, Финляндия, опередив Россию, Китай, Индию и другие страны.
Строящиеся и перспективные АЭС за рубежом:
Балтийская АЭС. Проект предусматривает использование реакторной установки ВВЭР мощностью 1200 МВт (электрических). Первый блок планируется построить к 2016 году, второй — к 2018. Расчетный срок службы каждого блока — 60 лет.
Белоярская АЭС. В 2015-м году введен в эксплуатацию 4-ый энергоблок с типом реактора БН-800. После запуска реактора БН-800 планируется начать строительство реактора БН-1200. Аналогичные реакторы планиуется установить на перспективной Южно-Уральской АЭС.
Плавучая АЭС «Академик Ломоносов». Первая в мире плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) оснащена судовыми реакторами типа КЛТ-40С. Аналогичные реакторные установки имеют большой опыт успешной эксплуатации на атомных ледоколах «Таймыр» и «Вайгач» и лихтеровозе «Севморпуть». Электрическая мощность станции составит 70 МВт. Основной элемент станции — плавучий энергоблок сооружается промышленным способом на судостроительном заводе и доставляется к месту размещения ПАТЭС морским путем в полностью готовом виде. На площадке размещения строятся только вспомогательные сооружения, обеспечивающие установку плавучего энергоблока и передачу тепла и электроэнергии на берег. Строительство первого плавучего энергоблока началось в 2007 году на ОАО «ПО «Севмаш», в 2008 году проект был передан ОАО «Балтийский завод» в Санкт-Петербурге. 30 июня 2010 года состоялся спуск на воду плавучего энергоблока. 4) АЭС «Куданкулам». На юге Индии сооружается АЭС «Куданкулам» с двумя энергоблоками с реакторными установками ВВЭР-1000. Энергоблоков — 4 (Куданкулам-1 запущен в 2013 году, рассматривается возможность строительства до 8 энергоблоков).
Вывод: строительство АЭС является перспективным направлением энергетики в обозримом будущем.
16 Устройство современной стационарной высокотемпературной ГТУ
Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) — это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.
Необходимо подчеркнуть одно важное отличие ГТУ от ПТУ. В состав ПТУ не входит котел, точнее котел рассматривается как отдельный источник тепла; при таком рассмотрении котел — это «черный ящик»: в него входит питательная вода с температурой tп.в, а выходит пар с параметрами р0, t0. Паротурбинная установка без котла как физического объекта работать не может. В ГТУ камера сгорания — это ее неотъемлемый элемент. В этом смысле ГТУ — самодостаточна.
Газотурбинные установки отличаются чрезвычайно большим разнообразием, пожалуй, даже большим, чем паротурбинные. Ниже рассмотрим наиболее перспективные и наиболее используемые в энергетике ГТУ простого цикла. (!Выбрать рисунок!)

Рисунок - Принципиальная схема ГТУ Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток. Отношение давления за компрессором рb к давлению перед ним рa называется степенью сжатия воздушного компрессора и обычно обозначается как πк (πк = pb/pa). Ротор компрессора приводится газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в одну, две или более камер сгорания. При этом в большинстве случаев поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо). При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить газы (их обычно называют рабочими газами) с допустимой для деталей газовой турбины температурой.
Рабочие газы с давлением рс (рс < рb из-за гидравлического сопротивления камеры сгорания) подаются в проточную часть газовой турбины, принцип действия которой ничем не отличается от принципа действия паровой турбины (отличие состоит только в том, что газовая турбина работает на продуктах сгорания топлива, а не на паре). В газовой турбине рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления pd, поступают в выходной диффузор 14, и из него — либо сразу в дымовую трубу, либо предварительно в какойлибо теплообменник, использующий теплоту уходящих газов ГТУ.

Вследствие расширения газов в газовой турбине, последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (примерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть — на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке.
Для изображения схем ГТУ применяют условные обозначения, подобные тем, которые используют для ПТУ: (!Выбрать рисунок!)

Рисунок – Схема ГТУ простой схемы в условных обозначениях
Становится ясным, почему описанная ГТУ называется ГТУ простого термодинамического цикла. Более простой ГТУ быть не может, так как она содержит минимум необходимых компонентов, обеспечивающих последовательные процессы сжатия, нагрева и расширения рабочего тела: один компрессор, одну или несколько камер сгорания, работающих в одинаковых условиях, и одну газовую турбину. Наряду с ГТУ простого цикла, существуют ГТУ сложного цикла, которые могут содержать несколько компрессоров, турбин и камер сгорания. В частности, к ГТУ этого типа относятся ГТ-100-750, строившиеся в СССР в 70-е годы: (!Выбрать рисунок!)

Рисунок – Схема газотурбинной установки ГТ-100-750 ЛМЗ
Она выполнена двухвальной. На одном валу расположены компрессор высокого давления КВД и приводящая его турбина высокого давления ТВД; этот вал имеет переменную частоту вращения. На втором валу расположены турбина низкого давления ТНД, приводящая компрессор низкого давления КНД и электрический генератор ЭГ; поэтому этот вал имеет постоянную частоту вращения 50 с-1. Воздух в количестве 447 кг/с поступает из атмосферы в КНД и сжимается в нем до давления примерно 430 кПа (4,3 ат) и затем подается в воздухоохладитель ВО, где охлаждается водой с 176 до 35 °С. Это позволяет уменьшить работу, затрачиваемую на сжатие воздуха в компрессоре высокого давления КВД к = 6,3). Из него воздух поступает в камеру сгорания высокого давления КСВД и продукты сгорания с температурой 750 °С направляются в ТВД. Из ТВД газы, содержащие значительное количество кислорода, поступают в камеру сгорания низкого давления КСНД, в которой сжигается дополнительное топливо, а из нее — в ТНД. Отработавшие газы с температурой 390 °С выходят либо в дымовую трубу, либо в теплообменник для использования теплоты уходящих газов.


17 Преимущества, недостатки и области применения ГТУ
Преимущества
Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действительно, прежде всего, в ГТУ отсутствует паровой котел, — сооружение, достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения. Связано это обстоятельство, прежде всего с высоким давлением в камере сгорания (1,2—2 МПа); в котле горение происходит при атмосферном давлении и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 12—20 раз больше. Далее, в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3—5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3—4 цилиндров, заключающих 25— 30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8—12 м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7—9 подогревателей, питательные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9—16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования — в конденсационном помещении.
Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автодорожным транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности, транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспортировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю компрессор — газовая турбина. Паровая турбина поставляется многочисленными узлами и деталями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше времени, чем ГТУ.
ГТУ не требует охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции значительно меньше. При этом стоимость собственно ГТУ (компрессор + камера сгорания + газовая турбина) из-за ее сложности оказывается в 3—4 раза больше, чем стоимость паровой турбины такой же мощности.
Важным преимуществом ГТУ является ее высокая маневренность,
определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.
Недостатки
Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых, прежде всего, необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. Средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет 37—38 %, а паротурбинных энергоблоков — 42—43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ, как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41—42 %, (а может быть и выше с учетом больших резервов повышения начальной температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой температурой уходящих газов.
Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере, в настоящее время. Она может хорошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, включая самое некачественное.
Область применения
Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ и одновременно сравнительно низкая экономичность и высокие стоимость используемого топлива и маневренность определяют основную область индивидуального использования ГТУ: в энергосистемах их следует применять как пиковые или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.
Вместе с тем ситуация кардинально изменяется при использовании теплоты уходящих газов ГТУ в теплофикационных установках или в комбинированном
(парогазовом) цикле.

18 Понятие о парогазовых энергетических технологиях и устройство простейшей
ПГУ
Парогазовыми называются энергетические установки, в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.
На рисунке (!Выбрать рисунок!) показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор — теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Рисунок – Принципиальная схема простейшей ПГУ утилизационного типа
Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные сребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. Поэтому в них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.
В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10—20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара tо всегда, конечно, меньше, чем температура газов Ѳг, поступающих из газовой турбины (обычно на 25—30 °С).
Под схемой котла-утилизатора на рисунке показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения Ѳг на входе до значения Ѳух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс a — b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения tо.
Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.
Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:
Температура уходящих газов ГТУ Ѳг практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ температура уходящих газов составляет 530—580°С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640°С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды tп.в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60°С. Температура газов Ѳух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура tп.в. Реально она находится на уровне Ѳух≈100 °С и, следовательно, КПД котла-утилизатора составит
где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555°С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел-утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.
Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры tп.в. приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.





19 Классификация ПГУ, их типы, преимущества и недостатки По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые — служат и для нагрева сетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.
По количеству рабочих тел, используемых в ПГУ, их делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара (!Выбрать рисунок!).

Рисунок – Принципиальная схема монарной ПГУ
Выходные газы ГТУ направляются в котел-утилизатор, в который подается вода питательным насосом 5. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания 2, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в газовую (правильнее сказать — в парогазовую турбину 3. Смысл этого понятен: часть воздуха, идущего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого питательным насосом в состоянии воды затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Вместе с тем, поскольку газопаровая смесь покидает котел-утилизатор в виде пара, то тепло конденсации водяного пара, полученное им в котле и составляющее значительную величину, уходит в дымовую трубу.
Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа.
Отмеченные выше недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС.
Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на:
Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60 %), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки (ПТУ). Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.
ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором. В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих энергетических твердых топлив
В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел — на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 %, а теплота, поступившая в энергетический котел — как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. Однако достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ — 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ составляет примерно 45%, т.е. существенно меньше, чем у утилизационной ПГУ. Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.
Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел.
ПГУ с «вытеснением» регенерации. Идея такой ПГУ состоит в том, что регенеративные подогреватели отключаются от паровой турбины, а для подогрева питательной воды энергетического котла используется тепло уходящих газов ГТУ. Сэкономленный пар отборов служит для выработки дополнительной мощности в паровой турбине. При этом теплота конденсации сэкономленного пара теряется в конденсаторе, а не возвращается питательной воде. Поэтому выигрыш в экономичности возникает тогда, когда эта потеря будет меньше, чем экономия топлива за счет уменьшения потери теплоты с уходящими газами ГТУ. ПГУ с вытеснением регенерации дает наименьшую экономию топлива (около 4 %), однако она позволяет надстроить паротурбинный энергоблок с минимальными переделками.
Схема ПГУ с высоконапорным парогенератором (котлом)
В такой ПГУ высоконапорный парогенератор (ВПГ) играет одновременно роль и энергетического котла ПТУ и камеры сгорания ГТУ. Для этого в нем поддерживается высокое давление, создаваемое компрессором ГТУ. Для повышения экономичности перед ВПГ устанавливается газовый подогреватель конденсата ГПК, уменьшающий температуру уходящих газов ГТУ. Серьезную проблему для ПГУ с ВПГ представляет износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.
20 Парогазовые установки утилизационного типа 1. Одноконтурная утилизационная ПГУ (см. вопрос №26).
Двухконтурная ПГУ (!Выбрать рисунок!):

Рисунок – Схема двухконтурной утилизационной ПГУ
Конденсат из конденсатора паровой турбины питательным насосом низкого давления ПННД подается в экономайзер контура низкого давления, который обычно называют газовым подогревателем конденсата ГПК. Часть конденсата (25—30 %), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, подается в барабан низкого давления 1, где он испаряется. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель ПП контура низкого давления и из него направляется в ЦНД паровой турбины. Большая часть питательной воды сжимается питательным насосом высокого давления ПНВД и подается в контур высокого давления, состоящий из экономайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП. Полученный пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины. Пройдя ЦВД, он смешивается с паром из контура низкого давления, и суммарный расход пара поступает в ЦНД.
По описанной двухконтурной схеме выполняется подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в 50—52 %.
Трехконтурные ПГУ. (!Выбрать рисунок!) Увеличение числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений.
И двухконтурная, и трехконтурная ПГУ могут быть выполнены без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара в котле-утилизаторе, однако, как правило, промежуточный перегрев используют в трехконтурных ПГУ. Как и в традиционных ПТУ, главная цель промежуточного перегрева в ПГУ — обеспечить допустимую влажность в последних ступенях паровой турбины. При правильном выборе давления в промежуточном пароперегревателе повышается и экономичность ПГУ.

Рисунок – Схема двухконтурной утилизационной ПГУ с промежуточным перегревом пара

Уходящие газы ГТУ поступают в трехконтурный котел-утилизатор 23 и, двигаясь к выходу, отдают свое тепло рабочему телу, поступающему из конденсатора 4 паровой турбины. В результате температура уходящих газов за котлом составляет 102°С, а его КПД.
Внутри котла-утилизатора размещены поверхности нагрева в виде отдельных пакетов, причем их чередование согласуется с уменьшающейся температурой греющих газов; это обеспечивает максимальную передачу тепла от газов к рабочему телу.
Проследим процесс генерации пара в котле-утилизаторе. Питательный насос низкого давления 5 создает давление в барабане контура низкого давления 24 и соответственно на выходе из контура (перед входом в середину ЦНД 2 паровой турбины. Конденсат в количестве 349 т/ч подается в ГПК 22, нагревается в нем и поступает в барабан низкого давления 24. Этот барабан одновременно является деаэратором и подготовленная в нем деаэрированная питательная вода обеспечивает питание всех контуров котла.
Часть питательной воды в количестве 48 т/ч, т.е. примерно 14 % испаряется в испарителе низкого давления 21, перегревается в пароперегревателе 17 и затем с параметрами 0,4 МПа и 207°С поступает в ЦНД 2 паровой турбины. Остальная питательная вода поступает к питательному насосу среднего давления 20 и питательному насосу высокого давления 19.
На выходе из насоса 20 поток воды разделяется. Часть его направляется в нагреватель газа 9, в котором он нагревает (ведь вода имеет температуру 207 °С) природный газ, поступающий в камеру сгорания ГТУ. Охладившаяся вода, имеющая достаточную температуру, поступает на смешение с конденсатом, подаваемым насосом 5, и затем снова возвращается в ГПК 22 котла. Создание такой петли рециркуляции с нагревом топливного газа позволяет увеличить расход воды через ГПК и глубже охладить уходящие газы котла-утилизатора. В целом это приводит к экономии топлива ПГУ на 0,4—0,5 %. Другая часть питательной воды насосом 20 подается в экономайзер 25, из него — в барабан контура среднего давления 26, затем в пароперегреватель 14. Таким образом, контур среднего давления генерирует пар в количестве 62 т/ч (т.е. примерно 18 %) с параметрами 2,8 МПа и 295 °С. Этот пар направляется не в паровую турбину, а на смешение с паром, покинувшим ЦВД паровой турбины 1. Образовавшаяся смесь в общем, количестве 301 т/ч направляется в выходную часть 11 пароперегревателя среднего давления, и из него с температурой 518 °С пар поступает на вход в ЦНД паровой турбины.
Питательный насос высокого давления 19 сжимает воду, поступающую из барабана 24, примерно до 12 МПа и подает ее в последовательно расположенные поверхности 18 и 15 экономайзера контура высокого давления. Из него вода поступает в барабан контура высокого давления 27, испаряется в нем и поступает в пароперегреватель высокого давления, образованный поверхностями 12 и 10. В результате свежий пар в количестве 239 т/ч с параметрами 10,6 МПа и 518 °С покидает контур высокого давления котла и направляется в ПВД паровой турбины 1.
В итоге рассмотренная трехконтурная ПГУ с промежуточным перегревом пара развивает мощность 374 МВт и имеет КПД 54 %.
По числу валов турбогенераторов ПГУ делят на одновальные и многовальные.
Преимущество одновальной конструкции очевидно: вместо двух генераторов (одиндля ГТУ, второй — для паровой турбины) требуется только один генератор суммарной мощности.
Вместе с тем одновальные ПТУ имеют и недостатки.
Во-первых, очень затрудняется ремонт электрогенератора, так как его статор не имеет горизонтального разъема, и для того, чтобы извлечь ротор для ремонта, необходимо после отсоединения роторов ГТУ и паровой турбины с помощью специальных устройств приподнять генератор и повернуть его на 90° (или вытащить на ремонтную площадку весь генератор).
Для исключения этого недостатка генератор и паровую турбину можно поменять местами. Однако и при этом сохраняется второй недостаток: перед пуском ГТУ в паровой турбине необходимо создать вакуум, используя эжекторы отсоса воздуха из ее внутренних полостей, и подать пар на концевые уплотнения. Следовательно, необходимо иметь временный посторонний источник пара.
В-третьих, если по каким-то причинам паровая турбина не работает, то не может работать и ГТУ.
Наконец, пуск всей установки определяется пуском паровой турбины, время которого существенно больше, чем время пуска ГТУ. Все это существенно снижает одно из главных преимуществ ПГУ — маневренность. Дополнительное снижение маневренности происходит вследствие малого регулировочного диапазона, так как реально ГТУ может работать экономично и с малыми вредными выбросами только при нагрузке более 50 %.
Имеется и еще один недостаток: если мощность газовой турбины мала, то тем более будет малой мощность паровой турбины (ведь ее мощность вдвое меньше мощности ГТУ). При этом высоты рабочих лопаток первых ступеней паровой турбины оказывается малыми и экономичность невысокой. Поэтому строительство таких ПГУ целесообразно при достаточно большой мощности ГТУ.
Тем не менее, несмотря на эти недостатки (а точнее, когда они проявляются не столь значительно) ПГУ такого типа строят (в частности, фирма General Electric).
На некоторых одновальных ПГУ между ротором электрогенератора 5 и ротором паровой турбины 6 устанавливают специальную автоматическую расцепную муфту, которая позволяет отключить ротор паровой турбины и (при наличии байпасной трубы) очень быстро запускать ГТУ (а затем и паровую турбину) или работать без паровой турбины.
Сегодня большинство ПГУ строят многовальными. Пример двухвальной ПГУ представлен на рис. 8.9. Большинство ПГУ выполнено трехвальными, или, как говорят, в виде дубльблока. В них энергоблок состоит из двух ГТУ, снабжающих горячими газами свои котлы-утилизаторы и имеющих свои электрогенераторы. Пар, генерируемый котлами, подается в одну общую паровую турбину, которая будет более экономичной, чем паровая турбина, работающая в одновальной ПГУ (при той же ГТУ и том же котлеутилизаторе).
Существуют аналогичные четырехвальные ПГУ, в которых три ГТУ работают на одну паровую турбину.
Говорить о техническом преимуществе одновальных или многовальных ПГУ вообще, без учета их мощности, привязки к конкретной электростанции и конкретных потенциальных режимов работы не имеет смысла.
В чем, однако, одновальные ПГУ имеют несомненное преимущество перед многовальными — это во времени окупаемости инвестиций: их можно вводить существенно быстрее и, следовательно, с более быстрой окупаемостью вложенных средств.

21. Устройство горизонтального котла-утилизатора
Схема горизонтального трехконтурного котла-утилизатора и его внешний вид — на рисунке. Для лучшего понимания эти рисунки следует рассматривать совместно. (!Выбрать рисунок!)



Каркас котла имеет рамную конструкцию. На «крыше» котла помещают барабаны, из которых вниз идет несколько опускных труб Г-образной формы (см. рис. 8.12). Внизу к ним подсоединяются коллекторы (поз. 12 на рис. 8.13), которые раздают воду на систему сребренных испарительных труб (поз. 16 на рис. 8.12 и поз. 11 на рис. 8.13). Вода поднимается по ним и частично испаряется. Сверху испарительные трубы также объединяются коллекторами 9 (рис. 8.13), из которых по трубам 8 пароводяная смесь возвращается в барабан 3. В барабане происходит отделение пара от воды, которая вновь поступает в опускные трубы, а сухой насыщенный пар по трубам 2 направляется в пароперегреватель.
Другие испарительные и нагревательные, как видно из рисунка, поверхности устроены точно так же. Разница состоит лишь в том, какая среда (вода или пар) в них движется и сколько рядов труб образует поверхность.


22. Преимущества и недостатки ПГУ, их место в зарубежной энергетике и тенденции их развития Преимущества ПГУ:
Парогазовая установка — самый экономичный двигатель, используемый для получения электроэнергии. На рис. 8.14 показано, как изменялся КПД ПГУ по мере их развития. Кривая 1 представляет собой так называемый теоретический КПД, т.е. максимальный КПД, который может быть получен при достигнутом уровне температуры перед газовой турбиной. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000°С, может иметь абсолютный КПД около 42 %, что составит 63 % от теоретического КПД ПГУ. Коэффициент полезного действия трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной находится на уровне 1450°С, уже сегодня достигает 60 %, что составляет 82 % от теоретически возможного уровня. Нет сомнений в том, что КПД можно увеличить еще больше (и это раньше или позже произойдет). Весь вопрос состоит только в том, какой ценой будет достигаться это повышение в настоящее время.

Парогазовая установка — самый экологически чистый двигатель. В первую очередь это объясняется высоким КПД — ведь вся та теплота, содержащаяся в топливе, которую не удалось преобразовать в электроэнергию, выбрасывается в окружающую среду и происходит ее тепловое загрязнение. Поэтому уменьшение тепловых выбросов от ПГУ по сравнению с паросиловой будет ровно в той степени, на сколько меньше расход топлива на производство электроэнергии.
Далее ПГУ дают существенно меньшие выбросы оксидов азота (N0x) не только потому, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС работают на угле, но и потому, что в топках энергетических котлов используется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытками воздуха и длительным пребыванием топливо-воздушной смеси при высокой температуре.
Парогазовая установка — очень маневренный двигатель, с которым в маневренности может сравниться только автономная ГТУ. Потенциально высокая маневренность ПТУ обеспечивается наличием в ее схеме ГТУ, изменение нагрузки которой происходит в считанные минуты. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей ПТУ должна быть оснащена байпасной трубой. Для возможности глубокого разгружения ПГУ она должна быть многовальной.
При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 от общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.
ПГУ имеет умеренную стоимость установленной единицы мощности, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения.
ПГУ имеют существенно меньший строительный цикл. ПГУ, особенно одновальные, можно вводить поэтапно. Это упрощает проблему инвестиций.
Недостатки ПГУ:
Парогазовые установки практически не имеют недостатков, скорее следует говорить об определенных ограничениях и требованиях к оборудованию и топливу. Установки, о которых идет речь, требуют использования природного газа. Попытки использования тяжелых сортов жидкого и тем более твердого топлива требуют сложных систем подготовки топлива и очистки образующегося газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42—44%). Впрочем, для России, где доля используемого для энергетики относительно недорого газа превышает 60% и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ, имеются все возможности для сооружения ПГУ.

23 Транспортировка первичных энергоресурсов. Транспортировка теплоты и электрической энергии
Произведенная на крупных источниках (ТЭС, котельные) энергия должна быть доставлена потребителям. Основные виды потребляемой энергии – электроэнергия и теплота.
Качество электроэнергии, кроме силы потребляемой тока и подведенного напряжения, характеризуется еще двумя важными параметрами: частота (должна быть 50 герц) и «косинус фи» (коэффициент мощности) – косинус угла между векторами напряжения и силы тока. Для контроля электроэнергии, отпускаемой потребителю, необходимо иметь следующие приборы: амперметр, вольтметр, частотомер, измеритель cos φ, электросчетчик. Особенность электроэнергии как товара – непосредственное потребление произведенного. Поэтому необходимо согласовывать выход энергии у производителя, расходование у потребителя, потери при транспортировке. Естественно, мероприятия по энергосбережению немыслимы без правильного учета потоков энергии. При ухудшении качества электроэнергии потребитель вправе требовать уменьшение цены ее.
Электрическая энергия распределяется по линиям электропередач (ЛЭП). ЛЭП – это электроустановка для передачи электрической энергии на расстоянии, состоящая из проводников тока и вспомогательных устройств. ЛЭП является одним из основных звеньев электрических систем и вместе с электрическими подстанциями образуют электрические сети. Различают ЛЭП низкого (до 1кВ), среднего (3-35 кВ), высокого (110-220 кВ), сверхвысокого (330-1000 кВ) и ультравысокого (более 1000 кВ) напряжения. Главным образом используются трехфазные ЛЭП переменного тока.
Электроэнергия – это чистый и дорогой продукт, транспорт которого отработан достаточно совершенно; потери электроэнергии на ЛЭП сопоставлены с затратами, уменьшающие их. Потери активной и реактивной энергии на ЛЭП переменного тока составляют порядка 10%, постоянного тока - несколько меньше, и уменьшение потерь связано с перерасходом дорогих материалов и установкой сложного оборудования. Потребление энергии подразумевает преобразование у потребителя получение энергии в форму, требующуюся потребителю, или для создания определенных условий, продукта, действия (механическая энергия, химические преобразования, температурной уровень и т. д.).
Электрическая энергия потребляется практически в момент ее выработки. Увеличение силы тока приводит к потерям энергии на нагрев в соединяющих электрогенераторы и приемники линиях электропередачи и к дополнительной нагрузке генераторов, т. е. перерасход топлива на ТЭС. Поэтому используются специальные устройства между генераторами и приемниками - так называемые синхронные компенсаторы (это батареи конденсаторов или вращающаяся электромашина) - для компенсации сдвига фаз и увеличения cosφ до 1.
Качество тепловой энергии должно быть таким, чтобы у потребителя при потреблении ее реализовались требуемые условия: при отоплении - необходимая температура нагревательных приборов, вентиляции - температура воздуха, на паровых машинах - требуется механическая мощность, в технологических процессах - вывод соответствующей продукции (например, количество и качество бетонных или керамических изделий). Поэтому с точки зрения потребителя тепловая энергия должна иметь показания по следующим параметрам: температура теплоносителя (обычно воды или пара); давление (особенно пара); расход теплоты и общее количество теплоты.
Работоспособность характеризуется превышением температуры теплоносителя над температурой окружающей среды. Тепловая энергия от теплоносителя передается потребителю через теплообменник, его эффективность тем выше, чем больше исходная температура. Однако при теплообмене работоспособность теряется. Поэтому необходимо оптимум, выражающийся в максимальном суммарном эффекте. Такой оптимум в настоящее время практически не определяется, и это одно из направлений энергосбережения при производстве и потреблении теплоты.
Температура измеряется различными термометрами, давление - манометрами. Основной прибор для теплоснабжения - тепломер (счетчик тепловой энергии).
Основное количество теплоты транспортируется в холодное время года, т. е. при значительной разности температур теплоносителя и окружающей среды; эта разность обуславливает величину потерь. Если путь теплоносителя к потребителю несколько километров, доля потерь теплоты по отношению к исходному ее количеству может составлять 20 – 60%.
Тепловая энергия в виде горячей воды или пара транспортируется от ТЭЦ или котельных к потребителям по специальным трубопроводам, которые называются тепловой сетью.
Тепловые сети бывают: магистральные (по главным направлениям населенного пункта), распределительные (внутри кварталов), ответвления (подвод к домам). И делятся на водяные (прямая и обратная трубы) и паровые (паропровод и конденсатопровод). Чем длиннее трубы (больше радиус действия тепловых сетей), тем больше энергии на прокачку теплоносителя, больше тепловой потери. Поэтому радиус ограничен 10 км. Для последующих потребителей требуется уже другой источник теплоты.
По ходу теплоносителя устраиваются специальные камеры, колодцы (задвижки, вентили, манометры), компенсаторы ("П" - образные, линзовые, сальниковые), стойки, фиксаторы и т. д., увеличивающие теплопотери. Особенно велики теплопотери при открытой прокладке труб (так называемые "воздушные" тепловые сети), требуется большие расходы на теплоизоляцию. Плохая эксплуатация (открытые люки, поврежденная изоляция, влажность, сквозняки и т. д.) увеличивает теплопотери.
Основная часть тепловой энергии идет на отопление. Отопление - это компенсация тепловых потерь в окружающую среду данного помещения, объекта при условии поддержания в нем заданной температуры. Если температура в помещении больше, чем снаружи, то всегда имеется тепловой поток, называемый теплопотерями. Этот поток никогда не равен нулю (только при равенстве температур). т. е. все тепло, введенное в помещение, в конце концов оказывается в окружающей среде. Поэтому неуместны восклицания о том, что "греем небо". Другое дело - величина, интенсивность этого потока (количество тепла в единицу времени). Она зависит от термического сопротивления наружных ограждений - стен, окон, потолка, пола и т. д. (толщина, деленная на теплопроводность). Очевидно, увеличивая толщину и переходя на более совершенный теплоизоляционный материал, можно уменьшить теплопотери, уменьшить необходимую мощность системы отопления, уменьшить расход топлива на получения тепловой энергии. Однако при этом возрастает стоимость сооружения, поэтому термическое сопротивление нормируется. Нахождение оптимума по минимуму затрат - наиболее правильный путь энергосбережения, но чаще нормы усредняют расчет для разных потребителей. Поэтому с точки зрения энергосбережения желательно для конкретных практических случаев уточнять экономически целесообразные термические сопротивления ограждений.
В системах отопления тепло передается в помещении при помощи нагревательных (отопительных) приборов; обычно это чугунные и стальные радиаторы и конвекторы. Для повышения эффективности работы отопительных приборов следует:
* не ограждать их декоративными решетками;
* не заглублять в ниши;
* использовать темную окраску;
* при большом количестве секций делить на несколько батарей;
* не располагать их высоко;
* при установке на наружных стенах применять теплоизоляцию со стороны стены;
* иметь отключающий и регулирующий вентиль;
* следить за чистотой межреберного пространства в конвекторах
24 Тепловые и электрические сети крупных городов и промышленных предприятий
ТеплоснабжениеВ соответствии с санитарными нормами трудовая деятельность человека на предприятиях и его домашний отдых должны протекать в определенных комфортных условиях: все помещения должны отапливаться, вентилироваться, снабжаться горячей водой для бытовых целей; в жилых помещениях температура воздуха должна составлять +18 °С, а в поликлиниках, больницах, детских учреждениях +20 °С, в общественных зданиях +16 °С. Эти комфортные условия могут быть реализованы только при постоянном подводе к объекту отопления (теплоприемнику) вполне определенного количества тепла, которое зависит от температуры наружного воздуха. Для этих целей чаще всего используется горячая вода с температурой у пользователя 80—90 °С.
Для различных технологических процессов промышленных предприятий (например, сушки, окраски, работы паровых молотов) требуется так называемый производственный пар с давлением 1—3 МПа.
Важно сразу усвоить, что тепло, используемое человеком для бытовых нужд, является низкопотенциальным, т.е. ее теплоноситель имеет относительно невысокую температуру и давление, поскольку именно это позволяет организовать высокоэкономичное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, о чем, в основном, пойдет речь ниже.
В общем случае снабжение любого объекта тепловой энергией обеспечивается системой, состоящей из трех основных элементов:
Источника тепла (например, котельной), тепловой сети (например, трубопроводов горячей воды или пара) и теплоприемника (например, батареи водяного отопления, располагаемой в комнате).
Если источник теплоты и теплоприемник практически совмещены, т.е. тепловая сеть либо отсутствует, либо очень коротка, то такую систему теплоснабжения называют децентрализованной Примером такой системы является печное или электрическое отопление. В свою очередь, децентрализованное теплоснабжение может быть индивидуальным, при котором в каждом помещении используется индивидуальные отопительные приборы (например, электронагреватели), или местным (например, обогрев здания с помощью индивидуальной котельной или теплонасосной установки).
Теплопроизводительность таких котельных не превышает 1 Гкал/ч (1,163 МВт).
Мощность тепловых источников индивидуального теплоснабжения невелика и определяется потребностями индивидуумов.
Альтернативой децентрализованному является централизованное теплоснабжение. Ее характерный признак — наличие разветвленной тепловой сети, от которой питаются многочисленные абоненты (заводы, фабрики, общественные здания, жилые помещения и т.д.). Для централизованного теплоснабжения используются два вида источников: котельные и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Степень централизации теплоснабжения может быть различной.
В зависимости от числа теплоприемников, питаемых от одного теплоисточника, различают централизованное теплоснабжение групповое (питается группа зданий от групповой котельной установки мощностью 1—10 Гкал/ч), квартальное (от квартальной котельной теплопроизводительностью 10—50 Гкал/ч), районное (питается район — несколько групп зданий), городское (питается несколько районов города), межгородское (питается несколько городов).
Выбор типа теплоснабжения не однозначен, поскольку он определяется не только техническими и технико-экономическими преимуществами и недостатками того или иного типа. Он также зависит и от финансовых возможностей тех или иных потребителей. Если бы, например, население Украины имело бы достаточно средств для оплаты электроэнергии для целей отопления, то использование электронагревательных приборов было бы, наверное, самым комфортным и экологичным. Но при этом следует помнить, что ее стоимость будет не меньше, чем стоимость электроэнергии, которая получена на ТЭС из топлива с использованием только 40 % теплоты, заключенной в нем, с учетом потерь в электрических сетях.
Несмотря на отмеченные трудности, можно однако с уверенностью сказать, что для большинства крупных северных городов с населением более 100 тыс. чел. наиболее рациональным является централизованное теплоснабжение на базе ТЭЦ. Оно позволяет не только сэкономить значительное количество топлива, но и существенно сократить вредные выбросы в атмосферу, сэкономить дорогие городские площади.
Для небольших населенных пунктов, особенно тех, которые требуют отопления короткое время в году и в которых не стоят остро вопросы экологии, целесообразно использовать децентрализованные источники теплоты, соответствующие вкусам и финансовым возможностям потребителей.
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
Электрические сети в городах делятся на электроснабжающие (110 кВ и выше) и распределительные 0,38 и 6—10 кВ.Города характеризуются высокой плотностью электрических нагрузок (от 5 до 15-20 МВт/км2 в центральных районах городов) и большим количеством потребителей, расположенных на ограниченной площади.Крайне ограниченная территория и стесненные условия для выбора трасс ВЛ и площадок подстанциям, повышенные архитектурно-эстетические требования к сооружаемым элементам сети диктуют необходимость применения простых схем ПС, сооружения закрытых ПС, двухцепных ВЛ и КЛ. Значительная стоимость КЛ 110-220 кВ предопределяет их использование только в центральной части крупнейших городов. Воздушные линии и узловые ПС располагаются в пригородной зоне.Большая концентрация электрических нагрузок, решающая роль электроэнергии в обеспечении нормальной жизнедеятельности города требуют высокой надежности электроснабжения. Электроприемники и их комплексы, а также отдельные потребители, при внезапном прекращении электроснабжения которых возникают опасность для жизни людей и нарушение работы особо важных элементов городского хозяйства, относятся к первой категории.При рассмотрении надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей следует определять категорию отдельных электроприемников. Допускается категорирование надежности электроснабжения для группы электроприемников.Требования к надежности электроснабжения электроприемника следует относить к ближайшему вводному устройству, к которому электроприемник подключен через коммутационный аппарат.При построении сети требования к надежности электроснабжения отдельных электроприемников более высокой категории недопустимо распространять на все остальные электроприемники.Проектирование схемы электрических сетей города должно выполняться с выявлением очередности развития на срок не менее 10 лет. Необходимо учитывать генеральные планы развития городов, которые выполняются на перспективу 25-30 лет.Городские электрические сети классифицируются на:электроснабжающие сети 110 кВ и выше;питающие и распределительные сети 10(6) кВ.В качестве основного для городских сетей среднего напряжения принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ. Целесообразность применения сетей 20 кВ должна быть технико-экономически обоснована.Принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является наивыгоднейшее число трансформаций энергии, т. е. количество ее преобразований между напряжениями 110 и 10 кВ. Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Это является причиной отказа от его применения в проектируемых системах электроснабжения городов, а также прекращением развития и даже ликвидацией сетей этого напряжения в тех городах, где они существовали ранее. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ. К аналогичным выводам в результате многочисленных исследований пришли и зарубежные специалисты.Для электроснабжения крупных и крупнейших юродов используются также сети напряжением 220 кВ и выше. С учетом сказанного электроснабжающие сети условно делятся на:сети внешнего электроснабжения - линии 220 кВ и выше, обеспечивающие связь системы электроснабжения города с внешними энергоисточниками, и ПС 220 кВ и выше, от которых питаются юродские сети 110 кВ, а также линии 220 кВ и выше, связывающие эти ПС;сети внутреннего электроснабжения-линии 1-10 кВ и ПС 110/10кВ, предназначенные для питания городских сетей 10 кВ; в отдельных случаях применяются глубокие вводы 220/10 кВ, которые также относятся к сетям внутреннего электроснабжения.Выбор схемы электроснабжаюшей сети зависит от конкретных условий: географического положения и конфигурации территории города, плотности нагрузок и их роста, количества и характеристик источников питания, исторически сложившейся существующей схемы сети и др. Выбор производится по результатам технико-экономического сопоставления вариантов.
25 Устройство паровой турбины
Типичная паровая турбина показана на рисунке (!Выбрать рисунок!). Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.
Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (см. позицию 29 на рис.). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.
К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.
Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может достигать 30 МПа ≈ 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.
Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.
Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах (см. поз. 45, 28, 7 на рис.). Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.
Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.
После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.
Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД размещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24.
В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и
16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.
Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины (крышки — см., например, поз. 46 на рис.), после чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и нижние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.
Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят для состояния, пригодного к несению нагрузки.
При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов (на рис. не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. 6.1 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.
Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис.) к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД
26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.
26 Типы паровых турбин и области их использования
Из перечня паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.
Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.
Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины.
В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков:
по назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.
Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.
Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др.
Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии — обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.
по виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.
В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. Главное назначение конденсационных турбин — обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—1500 МВт.
Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. 3) по используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.
Критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3—4 % топлива.
Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщенным (с небольшой степенью влажности).
Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом.
по зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковые турбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров).
по конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.
По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50—60 МВт, двухцилиндровыми — до 100—150 МВт, трехцилиндровыми — до 300 МВт, четырехцилиндровыми — до 500 МВт, пятицилиндровыми — вплоть до 1300 МВт.
По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, так как там принятая частота сети равна 60 Гц.
Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Таким образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.
по числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные (имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины.
Приведем несколько примеров обозначений турбин.
Турбина К-210-12,8-3 — типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2), третьей модификации.
Трубина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

27 Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики
Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.
Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые можно охватить одним термином — надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.
Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них.
Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.
Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстро-изнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).
Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450°С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.
ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Подробнее вопрос о ресурсе рассматривается в лекции 15.
Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.
Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.
Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.

28. Основные пути совершенствования энергетического оборудования классических ТЭС
Производство электроэнергии в России базируется на использовании классических ТЭС и ТЭЦ, работающих на органическом топливе. Несмотря на то, что в последние годы в России все шире вводятся ПТУ и ГТУ, классические ТЭС доминируют и еще долгие годы будут доминировать в теплоэнергетике России. Тем более это относится к ТЭС, работающим на твердом топливе, массовое использование для которых парогазовых технологий пока дело отдаленного будущего. Поэтому понимание тех резервов, которые пока еще не используются при создании и эксплуатации традиционных ТЭС, а также тенденций их развития представляется очень важным.
КПД нетто энергоблока как составной части ТЭС определяется соотношением:
где Nс.н/Nэ — доля собственных электрических нужд Nс.н; Nэ — мощность на
зажимах электрогенератора; ηк — КПД котла; ηпту — КПД паротурбинной установки.

Доля собственных нужд энергоблоков и ТЭС с поперечными связями: в среднем по России они составляют 5,8 %, наибольшие значения соответствуют старым ТЭС на начальное давление 90 ат и энергоблокам, работающих на угле.
Экономичность котлов, работающих на газе, составляет 90—93 %, а малых котлов, работающих на твердом топливе может быть менее 80 %. Имеются отдельные ТЭС, на которых КПД котлов достигает 95—96 %.
Наименьшую экономичность имеют паротурбинные установки: их КПД не превышает 45 %. Это связано не с несовершенством оборудования, а с законами термодинамики: тепло конденсации пара, отработавшего в турбине и передаваемого охлаждающей воде в конденсаторе, составляет половину теплоты, поступившей в котле от топлива к рабочему пару.
Низкое значение КПД ПТУ и обусловливает эффективность его первоочередного повышения. Конечно, и уменьшение расхода электроэнергии на привод питательных, циркуляционных и конденсатных насосов, на систему маслоснабжения, охлаждения генераторов, и повышение КПД котла играет большую роль в экономии топлива, однако эффект от этого меньше, чем от повышения КПД ПТУ. Поэтому именно паротурбинной установке ниже уделяется основное внимание.
Основными потенциальными методами повышения экономичности ПТУ являются:
аэродинамическое совершенствование паровой турбины;
совершенствование термодинамического цикла, главным образом, путем повышения параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;
совершенствование и оптимизация тепловой схемы и ее оборудования.
Совершенствование и оптимизация тепловой схемы
Определенные резервы повышения экономичности содержатся и в тепловой схеме, а точнее — в конденсатно-питательном тракте. К таким резервам относится: 
использование бездеаэраторной схемы, когда деаэратор исключается и при этом экономится электроэнергия на подъем конденсата из конденсатора на отметку установки деаэратора и экономится теплота пара, покидающего деаэратор вместе с газами;
использование двухподъемной схемы питания котла;
снижение гидравлического сопротивления паропроводов отбора пара на регенеративные и сетевые подогреватели, позволяющее отбирать пар при меньшем давлении и, следовательно, заставить его совершать большую работу в турбине;
увеличение числа регенеративных подогревателей, обеспечивающего большую мощность турбины при той же температуре охлаждающей воды;
снижение гидравлического сопротивления тракта промежуточного перегрева.
Все эти и некоторые другие усовершенствования позволяют снизить удельный расход тепла на турбоустановку примерно на 1,5 %. Таким образом, суммарный резерв повышения экономичности для энергоблоков нового поколения составит: 
от совершенствования турбины 6,1 %;
от перехода на ССКП 3,2 %;
от совершенствования тепловой схемы 1,5 %,
что в итоге дает 10,8 %.
30. Параметры и технические характеристики зарубежных классических энергоблоков нового поколения
В таблице приведены данные по работающим, строящимся и спроектированным энергоблокам ССКП. Список охватывает 58 энергоблоков, что свидетельствует о том, что энергоблоки ССКП перестали быть «экзотикой» и все шире внедряются в теплоэнергетику, в первую очередь, в Японии, Германии и Дании. (!Выбрать рисунок!)

Прежде всего, из таблицы видно, что КПД нетто энергоблоков нового поколения составляет 43—46 %. Исключение составляют несколько энергоблоков с еще большим КПД нетто (49—53 %), которые постоянно работают с очень низкой температурой охлаждающей воды, поступающей в конденсаторы (морская вода из придонных слоев с температурой 2,3—2,7 °С). Эти цифры вполне коррелируют с теми, которые получены выше.
Далее, обратим внимание на то, что большинство энергоблоков, данные по которым приведены в таблице, работает на твердом топливе. Это еще раз говорит о том, что основной «нишей» для энергоблоков ССКП являются пылеугольные ТЭС, а газ следует использовать для утилизационных ПГУ.
Все энергоблоки имеют повышенную начальную температуру пара и/или температуру промежуточного перегрева. Практически «стандартной» для энергоблоков нового поколения стала температура 580°С в Европе и 600°С в Японии.
Большинство новых энергоблоков выполняется с одним промежуточным перегревом пара, хотя, как отмечалось выше, второй перегрев дает прибавку в КПД в 1,2 % (по другим оценкам — 1,5 %). Связано это с тем, что введение второго промперегрева существенно усложняет конструкцию и турбины, и котла, создавая, кроме того, ряд эксплуатационных проблем. Поэтому два промежуточных перегрева пара используют в основном в тех энергоблоках, в которых без него обойтись невозможно. В своем большинстве — это энергоблоки с очень низкой температурой охлаждающей воды и соответственно очень низким давлением в конденсаторе. Именно для того, чтобы избежать высокой конечной влажности, необходим второй промежуточный перегрев.
Подавляющее большинство энергоблоков нового поколения выполнено на начальное давление 24—26 МПа. Это также, судя по публикациям, связано с тем, что усложнение конструкции турбины (увеличение числа ступеней и соответственно цилиндров, трудности обеспечения плотности горизонтальных разъемов корпусов с высоким внутренним давлением, сложность обеспечения вибрационной надежности валопровода турбоагрегата и другие) сегодня не окупает выигрыша в экономичности.
Большинство энергоблоков имеет мощность в диапазоне 400—1000 МВт, что, с одной стороны, позволяет оставаться в рамках умеренного количества ЦНД (2—3) и общего количества цилиндров (4—5), а с другой — обеспечить достаточно высокий КПД проточной части турбины. Большинство энергоблоков, вводимых в Японии, имеет мощность 1000 МВт. Заметим, что даже для докритических начальных параметров пара строительство энергоблоков мощностью менее 600 МВт ведется в исключительных
случаях, обусловленных специальными соображениями. На этом фоне энергоблоки России мощностью 150—300 МВт, на которых вырабатывается почти половина электроэнергии, выглядят архаичными. Наконец, обратим внимание на температуру питательной воды. Здесь обнаруживается явная тенденция к ее повышению вплоть до 310—340 °С, что также существенно повышает КПД.
Конечно, высокий КПД вновь вводимых зарубежных паротурбинных энергоблоков обусловлен не только их преимуществами в параметрах и тепловых схемах, но и в аэродинамическом совершенствовании самой турбины, которая не отражена в таблице.

Первенство в освоении энергоблоков ССКП, безусловно, принадлежит Японии. На рисунке (!Выбрать рисунок!) показан график ввода энергоблоков на ТЭС Японии. После строительства двух энергоблоков с двумя промежуточными перегревами на температуры 566°С/566°С/566°С, Япония перешла на строительство энергоблоков только с одним промежуточным перегревом. После освоения температуры 593°С, начиная с 1997 г. начался массовый ввод энергоблоков на эти параметры. Уже начаты работы над энергоблоком на начальную температуру 630°С/630°С, который планируется освоить в ближайшее десятилетие.

31. Методы реновации ТЭС и проблема продления ресурса
«Моральное» и «физическое» старение энергетического оборудования, срок службы которого рассчитан не менее чем на 40 лет, — вполне естественный процесс. Грамотные эксплуатация и техническое обслуживание позволяют обеспечить его нормальное «физическое» состояние в течение этого срока. Тем не менее, несмотря на то, что теплоэнергетика является очень инерционной отраслью промышленности, энергетическое оборудование постоянно совершенствуется. Это приводит к «моральному» старению: устаревший объект имеет существенно больший расход топлива на выработку электроэнергии, худшие показатели надежности, меньшую маневренность, чем усовершенствованные энергоблоки. И тогда появляются две возможности.
Первая возможность — это продолжение эксплуатации при принятой системе ремонтов и технического обслуживания, постепенно сокращая время его работы, т.е. постепенно переводя его из работы в базовой части графика нагрузки сначала в полупиковую, а затем — и в пиковую. Чем значительнее «моральное» старение, тем меньшее время должно работать неэкономичное оборудование (при том же календарном сроке службы в 40 лет). По существу почти таким путем развивалась энергетика СССР в доперестроечные годы советской власти: ежегодно вводилось 8—10 млн кВт новых мощностей, которые частично заменяли списанное не по «физическому», а по «моральному» возрасту оборудование (хотя при этом всегда находились «физические» причины для списания), а частично служили естественному развитию теплоэнергетики. Естественно, что такая схема функционирования теплоэнергетики требует больших средств, мощной энергомашиностроительной и строительной промышленности.
Вторая возможность — это постоянная реновация энергетических объектов, направленная на повышение технико-экономических показателей. Это при том же календарном сроке службы продлевает «активную» жизнь стареющих электростанций, позволяет сократить затраты средств на ввод новых более экономичных мощностей.
Наиболее выгодной является реновация паровых турбин. Усовершенствование проточной части турбины, сокращение паразитных протечек в ней, уменьшение потерь трения в подшипниках и другие мероприятия (см. лекцию 10) сразу же повышают мощность турбины без дополнительных затрат топлива. В большинстве случаев такая реновация позволяет сохранить не только всю инфраструктуру ТЭС (техническое водо- и топливоснабжение, котельную установку и систему регенерации) и системы контроля и автоматики, но и фундамент турбоагрегата. Все это обеспечивает малые затраты на реновацию.
Реновация другого оборудования ТЭС менее эффективна с точки зрения экономичности: как отмечалось выше, экономия теплоты приводит к вдвое меньшей экономии топлива (затрат на выработку электроэнергии). Конечно, при этом могут решаться не менее важные проблемы: уменьшение вредных выбросов в окружающую среду, повышение надежности и т.д.
Абсолютно бессмысленной, а если быть строгим — весьма малоэффективной является замена устаревшего оборудования на идентичное. Его технико-экономические показатели остаются на прежнем уровне, а «физическое» состояние не имеет, как мы увидим ниже, серьезных преимуществ перед списанным оборудованием (хотя, как правило, при заменах именно на него и ссылаются).
Структура генерирующих теплоэнергетических мощностей России в настоящее время уникальна. До конца 70-х годов она развивалась очень динамично и ни в чем не уступала, а во многом даже опережала теплоэнергетику западных стран. Однако, начиная с середины 70-х годов, односторонняя ориентация на преимущественное строительство АЭС и последующее его замораживание, практически полное прекращение вложения инвестиций в теплоэнергетику и энергомашиностроение в последующие годы привели к консервации энергетического оборудования на техническом уровне начала 80-х годов. При нормальном развитии нашей теплоэнергетики в эти годы следовало развернуть широкий фронт работ по созданию жаропрочных материалов и технологий для энергоблоков нового поколения, и тогда сейчас мы имели бы структуру генерирующих теплоэнергетических мощностей совершенно другого уровня.
Сегодня в России практически все конденсационные теплоэнергетические мощности морально устарели. Исключение составляют 14 энергоблоков 800 МВт и энергоблок 1200 МВт, у которых экономичность находится на уровне 40 %. Несколько лучшая ситуация с теплофикационным оборудованием: энергоблоки 250 и 180 МВт, ТЭС с турбинами ТМЗ (Т-175/185-12,8 и ПТ-135/145-12,8) можно считать вполне современными, хотя и они требуют реновации с целью увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Таким образом, подавляющая часть парка генерирующих мощностей (примерно 100—110 млн кВт) требует либо замены, либо реновации. Это задача гигантского масштаба и в условиях, когда нет инвестиций для реализации очевидного проекта энергоблока 525 МВт на ССКП на Мордовской ГРЭС (см. лекцию 11), говорить о массовой перестройке теплоэнергетики в ближайшие годы не приходится.
Даже при самой оптимистичной реализации планов по вводу высокоэкономичных ПГУ, работающих на природном газе, и пылеугольных энергоблоков ССКП нового поколения, потребуется обеспечить работу значительного парка энергоблоков с малоэкономичным морально устаревшим оборудованием после выработки им и расчетного, и даже паркового ресурса. В связи с этим важно понять, что происходит с металлом наиболее нагруженных элементов турбин, котлов, паропроводов и существуют ли «физические» пределы их несущей способности, после чего происходит их неизбежное разрушение. Этот вопрос рассмотрим в следующем разделе, а сейчас вполне определенно подчеркнем следующее: даже если «физические» возможности металла указанных элементов допускают весьма существенное продление сроков эксплуатации (а мы увидим, что так оно и есть), продление ресурса — это весьма дорогое и вынужденное мероприятие. Ежесекундные потери, связанные с пережогом топлива, необходимость частых и дорогостоящих инспекций (с потерями от недовыработки электроэнергии), повышенные затраты на ремонт и замену изношенных элементов, необходимость в большом количестве ремонтного персонала, — все эти недостатки могут быть оправданы только тем, что убытки потребителей электроэнергии при ее недопоставке будут еще большими.
Очень часто даже от работников РАО «ЕЭС России» можно услышать мнение о дешевизне мероприятий по продлению ресурса. С точки зрения капитальных вложений это действительно так, однако с учетом пережога топлива и повышения его стоимости в перспективе, продление ресурса без реновации может быть оправдано лишь в отдельных конкретных случаях.


32. Последствия длительной работы металла при высоко температуре и исчерпание ресурса
Все характеристики металла, длительное время пребывающего при высокой температуре, ухудшаются в большей или меньшей степени независимо от того, находится он под напряжением или нет. При высокой температуре происходит изменение его структуры, и он постепенно теряет свою прочность. Говорят, что металл «старится».
Физическая причина старения состоит в зернистой структуре металла и образовании пор по границам зерен. Анализ изменения структуры металла по мере срока службы оборудования показывает, что после достаточно длительного времени по границам соседних зерен металла возникают отдельные микропоры, видимые при 500-кратном увеличении. Их число растет, и постепенно появляются цепочки микропор. В свою очередь цепочки микропор при дальнейшем развитии процесса ползучести превращаются в микротрещины, длина которых достигает одного-двух зерен. Микроповрежденность металла оценивается по бальной системе (от 1 до 5 баллов). Отсутствие микропор, выявляемых оптическими методами, соответствует 1 баллу, наличие по границам зерен микротрещин длиной 0,2—0,3 мм и появление макротрещин — 6 баллам. Промежуточные оценки соответствуют разной длине микропор и их числу в поле микроскопа с 800—1000-кратным увеличением.
Зависимость разрушающих напряжений в детали а от так называемого параметра
Ларсона-Миллера
где Т — абсолютная температура; p — время пребывания материала при этой температуре. Параметр Р характеризует требование к материалу детали проработать число часов p при температуре Т, и тогда кривая Ϭ(Р)дает то напряжение, которое способна выдержать деталь.

Металл длительно работающих турбин сегодня и в ближайшие 10 лет будет оставаться достаточно далеким от своего предельного состояния — полной потери несущей способности.
Почему же все-таки большая наработка, как мы уже знаем более 170—220 тыс. ч, приводит к опасности массового вывода из эксплуатации энергетического оборудования? Ответ на этот вопрос прост: в процессе эксплуатации на фоне общего ухудшения механических свойств в наиболее напряженных зонах возникают дефекты, размеры которых растут и достигают критического размера, при котором происходит практически мгновенное хрупкое разрушение детали.
Опасности внезапного хрупкого разрушения после длительной эксплуатации подвергаются паропроводы, особенно их тройники и гибы паропроводов, в которых возникают повышенные напряжения; арматура (корпуса задвижек, предохранительных и стационарных клапанов), корпуса стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара промежуточного перегрева, корпуса и цельнокованые роторы высокотемпературных цилиндров паровых турбин.


Особенно опасны по своим последствиям разрушения роторов. В качестве примера на рисунке показано разрушение ротора вала низкого давления (частота вращения 3600 об/мин), произошедшего в 1974 г. при пуске из холодного состояния на американской станции. В результате аварии образовались 23 куска массой более 40 кг и один массой 800 кг. Причиной разрушения явились мелкие трещины, появившиеся возле неметаллических включений внутри ротора под действием малоцикловой усталости и ползучести, которые в процессе пусков (турбина прослужила 106 000 ч при 145 пусках из холодного состояния и 150 пусках из горячего состояния) объединились в магистральную трещину, достигшую критического размера, после чего и произошло разрушение.
Хрупкие разрушения роторов, как правило, приводят к механическому разрушению всего турбоагрегата (и турбины, и генератора), к возникновению пожара вследствие горения масла, поступающего из системы маслоснабжения подшипников, приводящего в считанные минуты к обрушению кровли, повреждению соседствующего вспомогательного оборудования и даже устройств, находящихся вне машинного зала (например, блочных трансформаторов). На многие месяцы из эксплуатации выводятся не только турбоагрегат, претерпевший аварию, но и соседние турбоагрегаты.
При длительной работе трещины образуются в зонах максимальной температуры: на внутренней поверхности осевых каналов под дисками первых ступеней ЦВД и ЦСД. Считается, что в общем случае они имеют плоскую полуэллиптическую форму с короткой полуосью, равной глубине l трещины, и длинной осью 2с. Чем больше эллиптичность l/2с, тем опаснее трещина: при одинаковой глубине l трещина с l/2с = 0,1 примерно вдвое опаснее, чем трещина с l/2с = 0,5. Трещина располагается в плоскости, проходящей через ось ротора, так как при вращении центробежные силы стремятся разорвать ротор по радиальным плоскостям.
Расчеты показывают, что для хрупкого разрушения типичного цельнокованого ротора достаточно на его расточке иметь осевую трещину глубиной 25—40 мм (при диаметре бочки ротора примерно 500—550 мм).
Таким образом, главная опасность эксплуатации оборудования, отработавшего свой расчетный ресурс, состоит в возможности тяжелых массовых аварий элементов энергоблока с выводом из эксплуатации на длительный срок значительной части генерирующих мощностей вследствие возникновения и роста трещин.

33 Технология обеспечения и продления ресурса элементов энергетического оборудования
Предупреждение образования дефектов, ведущих к катастрофическим последствиям, начинается еще на этапе проектирования. Все оценки времени до появления трещин вследствие исчерпания длительной прочности металла ведут с учетом старения, т.е. ухудшенных характеристик по сравнению с теми, которые имеет металл новых деталей. Проектирование ведется с большим, не менее чем 10-кратным запасом времени до разрушения. Цельнокованые роторы ЦВД и ЦСД турбин российских заводов выполняются с центральным каналом, необходимым для удаления наименее качественного металла, образующегося в середине слитка еще при его остывании в изложнице. Кроме того, полученный и тщательно зашлифованный канал позволяет средствами дефектоскопии тщательно проконтролировать его поверхность на наличие трещин и зон со свойствами, имеющими отклонения от нормы. Диаметр канала тщательно измеряют и последующее его увеличение при эксплуатации позволит контролировать его ползучесть.
Для обеспечения гарантированного расчетного срока службы все ответственные детали энергоблоков проходят тщательный поэтапный контроль и диагностику.
Например, для изготовления ротора его литье происходит в условиях вакуума для дегазации вредных газов, химический состав строго гарантируется для исключения таких элементов как сера и фосфор, придающих металлу склонность к хрупкому разрушению. Именно на этом этапе в значительной степени обеспечивается большая или меньшая склонность к высокотемпературному старению при последующей эксплуатации. Тщательно контролируемый режим остывания отливки обеспечивает равномерность свойств металла во всех ее зонах. После получения отливки для ротора, из нее изготавливается поковка, форма которой имеет осевую симметрию. Поковка проходит тщательный контроль на трещины, рыхлости, пустоты, осесимметричность механических свойств. При обнаружении недопустимых дефектов и отклонений от требований технических условий на изготовление поковка безжалостно бракуется и направляется на переплав. Отливка и ковка заготовки для ротора выполняются на металлургическом заводе, после выходного контроля на котором она поступает на турбинный завод. Здесь она подвергается входному контролю и из нее с соблюдением многочисленных мер контроля изготавливают ротор и облопачивают его.
При обнаружении дефектов и дефектных зон принимаются меры по их ликвидации (например, расточкой центрального канала). Если это оказывается невозможным, ротор бракуется.
После облопачивания ротор поступает в вакуумную разгонную камеру с прочными стенами. Он устанавливается на специальный балансировочный разгонный стенд, и его частота вращения доводится до 3300—3400 об/мин (если рабочая частота ротора турбины 3000 об/мин). Эта операция, наряду с динамической балансировкой, является последней проверкой качества изготовления ротора на заводе.
С началом эксплуатации ТЭС производится регулярный контроль и наблюдение за металлом основных деталей в соответствии со специальной обязательной инструкцией.
Контролю и наблюдению подлежит металл практически всех основных деталей турбины, работающих при температуре 450°С и выше. К перечисленным выше элементам, подлежащим контролю, следует добавить диафрагмы, сопловые коробки, крепеж (болты или шпильки фланцевых соединений), штоки стопорных и регулирующих клапанов, сварные швы. Контроль осуществляют визуальным осмотром с применением различных дефектоскопических методов, использованием металлографических микроскопов для исследования микроструктуры, испытаниями образцов на разрыв и ударную вязкость, измерением остаточных деформаций. Результаты контроля оформляются протоколами и актами, которые хранятся в книге капитальных ремонтов турбины. В результате к моменту достижения расчетного ресурса на каждый ротор имеется «история болезни», учитываемая при принятии решения о продлении ресурса.
Для конкретного энергоблока вопрос о продлении срока эксплуатации впервые возникает при достижении расчетного ресурса (обычно это 100 тыс. ч). При решении этого вопроса выполняется комплекс исследований основных элементов, включающий:
ретроспективный анализ режимов эксплуатации, анализ повреждений, восстановительных ремонтов, а также результатов анализа контроля металла за весь истекший срок эксплуатации;
дефектоскопию и неразрушающий контроль металла, позволяющий оценить размеры дефектов в нем;
исследование структуры и получение характеристик металла;
расчетную оценку накопленных повреждений в металле, основанную на анализе режимов эксплуатации и полученных фактических свойствах конкретных элементов энергоблока.
Впервые в нашей стране такой анализ с положительными результатами по всем пунктам, перечисленным выше, был выполнен при ведущей роли ВТИ в конце 70-х годов XX в. Полученные результаты анализа позволили продлить срок службы турбин К300-240 ЛМЗ до 220 000 ч, а ХТЗ — 170 000 ч. Постепенное накопление данных по однотипным турбинам по мере эксплуатации позволяет установить парковый ресурс. Действующие сегодня значения парковых ресурсов для турбин различного типа, представлены в таблице
Поврежденность в металл ротора вносит не только длительная работа при высоких температурах и напряжениях, но и их пуски и остановки. При этих режимах в металле роторов, вследствие быстроменяющихся температур в проточной части возникают очень высокие температурные напряжения, приводящие к малоцикловой усталости роторов: в кольцевых термокомпенсационных канавках на поверхности ротора возникают кольцевые трещины. При их значительной глубине ротор может хрупко разрушиться. Поэтому в таблице приведены и ограничения по количеству пусков.

При достижении паркового ресурса эксплуатация оборудования может быть продлена после назначения индивидуального ресурса для конкретной турбины после проведения исследований, аналогичных тем, которые проводятся для определения паркового ресурса.

34 Управление сроком эксплуатации элементов энергетического оборудования
Существующая на российских ТЭС система контроля за состоянием металла наиболее ответственных деталей энергоблоков, степень научной изученности процессов, происходящих в металле под действием высоких температур и напряжений и достаточно высокий уровень эксплуатации и технического обслуживания позволяют принять ряд эффективных мер по продлению их эксплуатации. При этом снова подчеркнем, что продление ресурса может быть только вынужденным или временным, поскольку он связан с большими потерями топлива и затратами на техническое обслуживание. Перечислим и прокомментируем главные из этих мер.
Опыт эксплуатации показывает, что трещины, угрожающие хрупким разрушением детали, в первую очередь возникают на поверхности деталей или в их подповерхностном слое глубиной до 2 мм, а возникшая трещина растет сравнительно медленно. Это, в частности, относится к осевым каналам цельнокованых роторов и термокомпенсационным канавкам (см. рисунок). Такие трещины можно удалить простым снятием поврежденного слоя в условиях ТЭС (хонинговальной головкой при малой толщине снимаемого слоя) или в заводских условиях (при толщине снимаемого слоя до 2 мм). При этих условиях происходит практически полное восстановление работоспособности металла в этих зонах. Однако это не означает, что в такой же степени восстанавливается работоспособность всей турбины или энергоблока, так как и в турбине, и в энергоблоке имеются многочисленные детали, где рассматриваемый способ неприменим (например, ободья дисков, где крепятся рабочие лопатки и посадочные размеры должны выполняться с большой точностью). Появится новый лимитирующий элемент, но срок эксплуатации будет продлен.

Большинство опасных трещин возникает в зоне концентрации напряжений, — областях резкого изменения формы детали, отверстий, приливов, сварочных соединений и т.д. Снижение концентрации [например, увеличение при ремонтах радиуса термокомпенсационной канавки ρ (см. рисунок) при одновременном снятии поврежденного слоя повышает возможное число пусков в несколько раз.
Выше сказано, что одним из механизмов старения металла является образование микропор по границам зерен. Вплоть до состояния металла с баллом 4, когда микропоры еще не объединились в цепочки, путем специальной восстановительной термообработки возможно «залечивание» этих микропор. При большем балле повреждений режимы восстановительной термообработки становятся очень сложными и не всегда гарантируют полное «излечение». Однако она не «лечит» макротрещины, и потому ее использование имеет профилактический характер.
Наибольший успех достигнут в восстановительной термообработке паропроводов (более 60 паропроводов), который осуществляется с помощью нагревательных электрических индукторов по особой технологии. Стоимость восстановительной термообработки паропроводов обходится вдвое дешевле, чем их замена на новые.
Восстановительная термообработка возможна и для корпусов, и для роторов турбин, и ее использование для этих элементов сдерживается, по-видимому, временными, чисто техническими трудностями.
Практически неограниченные возможности по продлению срока эксплуатации при нормальном состоянии структуры металла и отсутствии дефектов представляет сравнительно простая эксплуатационная мера — снижение температуры свежего и вторично перегретого пара. Всего снижение этих температур на 5°С позволяет увеличить долговечность примерно на 30—35 %, однако при этом возникает перерасход топлива в 0,25— 0,3 %, что весьма существенно. Поэтому такая мера может использоваться только в редких случаях, например, когда на первый план выходит снабжение потребителей тепловой энергией.
35 Достоинства и недостатки гидроэлектростанций
ПРЕИМУЩЕСТВА ГЭС:
Гибкость
Гидроэнергия является гибким источником электроэнергии, так как ГЭС может очень быстро адаптироваться к изменяющимся требованиям энергии, увеличивая или уменьшая производство электроэнергии. Гидротурбина имеет время запуска порядка нескольких минут. От 60 до 90 секунд требуется, чтобы принести устройство от холодного пуска до полной нагрузки; это гораздо меньше, чем для газовых турбин или паровых установок. Производство электроэнергии может также быть быстро уменьшено, когда есть избыточная мощность.
 Низкие затраты на электроэнергию
Основным преимуществом гидроэлектроэнергии является отсутствие стоимости топлива. Стоимость эксплуатации гидроэлектростанции почти невосприимчива к увеличению стоимости ископаемого топлива, таких как нефть, природный газ или уголь, и никакой импорт не требуется. Средняя стоимость электроэнергии от гидроэлектростанции больше, чем 10 мегаватт составляет от 3 до 5 центов США за киловатт-час.
Гидроэлектростанции имеют долгий срок эксплуатации, некоторые ГЭС все еще дают электроэнергию после 50-100 лет работы.
Затраты на оперативное обслуживание небольшие, требуется немного людей для контроля работы ГЭС.
Плотина может использоваться сразу в нескольких целях: накапливать воду для ГЭС, защищать территории от наводнений, создавать водоем.
Пригодность для промышленного применения
В то время как многие гидроэлектростанции поставляют энергию в сети общего потребления электроэнергии, некоторые создаются для обслуживания конкретных промышленных предприятий. Например, в Новой Зеландии электростанция была построена для снабжения электроэнергией алюминиевого завода в Тиваи Пойнт .Снижение выбросов CO2
Гидроэлектростанции не сжигают ископаемые виды топлива и непосредственно не производят углекислый газ. Хотя некоторый углекислый газ образуется в процессе производства и строительства проекта. Согласно исследованию Пауля Шеррера из Университета Штутгарта, гидроэнергетика производит меньше всего углекислого газа, среди прочих источников энергии. На втором месте был ветер, третьей стала ядерная энергия, энергия солнца оказалась на 4 месте.  
Другие виды использования водохранилища
Водохранилища ГЭС часто предоставляют возможности для занятий водными видами спорта, и сами становятся туристическими достопримечательностями. В некоторых странах, аквакультура в водоемах является распространенным явлением. Вода из водоемов может идти на полив сельскохозяйственных культур, в ней можно разводить рыбу. Кроме того плотины помогают предотвратить наводнение.
НЕДОСТАТКИ ГЭС:
Повреждение экосистемы и потеря земли
Большие резервуары, необходимые для работы гидроэлектростанций приводят к затоплению обширных земель выше по течению от плотины, уничтожая долины лесов и болота. Потеря земли часто усугубляется уничтожением среды обитания окружающих территорий, занятое водохранилищем.  ГЭС могут привести к уничтожению экосистем, так как вода, проходя через турбины очищается от естественных наносов. Особенно опасны ГЭС на крупных реках, которые ведут к серьезным изменениям среды обитания.
ЗаилениеКогда течет  вода, более тяжелые частицы сплывают вниз по течению.Это оказывает негативное влияние на плотины и впоследствии их электростанций, особенно на реках или в водосборных бассейнах с высокой степенью заиления. Ил может заполнить резервуар и уменьшить его способность контролировать наводнения, вызывая дополнительное горизонтальное давление на плотину. Уменьшение русла реки может привести к снижению вырабатываемой электроэнергии. К тому же даже жаркое лето или малое количество осадков может привести к уменьшению реки.Выбросы метана (из водохранилищ)Наибольшее воздействие оказывают ГЭС в тропических регионах, водоемы электростанций в тропических регионах производят значительные объемы метана . Это связано с наличием растительного материала в затопленных районах, распадающихся в анаэробной среде, и образующих метан и парниковый газ. Если верить докладу Всемирной комиссии по плотинам, в случаях, когда водохранилище большое по сравнению с генерирующей мощностью (менее 100 ватт на квадратный метр площади поверхности) и не была произведена очистка лесов в области водоема.  То выбросы парниковых газов в резервуаре могут быть выше, чем у обычной ТЭС.
Переселение
Другим недостатком гидроэлектростанций является необходимость переселения людей, живущих на территории будущих водохранилищ.

36 Ветроэнергетические установки. Гелиоэнергетика. Методы переработки биомассы
БИОМАССА
Термохимические методы переработки биомассы
При этих методах биомасса превращается в более ценный энергоноситель или сжигается непосредственно. Различают три метода: сжигание, газификация и сжижение. При сжигании связанная в биомассе химическая энергия в процессе окисления превращается в тепло непосредственно.
Под газификацией понимается превращение биомассы в газообразное горючее. В отличие от сжигания, при газификации происходит ограниченный подвод кислорода. Цель - превратить максимальную часть материала в газообразный энергоноситель. Полученный газ (газификация абсолютно сухой целлюлозы) имеет приблизительно следующий состав: 24% Н2, 18% СО, 7% СО2, 9% Н2О и 42% N2.
Сжижение: при химической реакции в предназначенных для этого процесса установках. Следующий метод, так называемый пиролиз, или термическое расщепление биомассы без доступа воздуха. Продукт - природный газ (10-15 МДж/м), пиролизное масло (20-30 МДж/м) и кокс (20-30 МДж/м). При метанол-синтезе из биомассы получают синтетический газ и, затем метанол. При так называемом «быстром пиролизе» биомасса превращается в жидкое топливо.
Рентабельность зависит от ряда факторов, таких как стоимость оборудования, энергоносителя и транспорта биомассы. Стоимость установок варьируется в зависимости от размеров и технологии. Затраты на получение биотоплива зависят от местных условий и в сельскохозяйственных районах ниже среднего уровня.  Физико-химические методы переработки биомассы
Одна из форм физической биоконверсии - получение растительного масла при извлечении его из семян масличных культур (в основном распространение получило рапсовое масло). После получения растительного масла, его можно использовать непосредственно как горючее для двигателей внутреннего сгорания или, после химической обработки, в качестве биодизельного топлива.Биохимические методы переработки
Превращение биомассы во вторичный энергоноситель происходит при помощи микроорганизмов. При анаэробном (без доступа воздуха) брожении биомассы (навоз, органические отходы) под воздействием различных групп бактерий происходит образование биогаза, который состоит в основном из метана (55-70%) и углекислого газа (25-35%).
Биогаз можно сжигать в двигателях внутреннего сгорания для производства электрической энергии и в котлах для производства тепловой энергии. Аэробное превращение органического сырья (компостирование) происходит на воздухе, освобождающееся при этом тепло можно использовать в тепловых насосах или как низкотемпературное тепло.
Сахар, крахмал и содержащая сахар биомасса при алкогольном брожении превращается в этанол. Полученный алкоголь может быть использован как горючее в двигателях внутреннего сгорания, газовых турбинах котлах и т.д.
ВЕТРОЭНЕРГЕТИКА
Ветроэнергетика (wind power) – отрасль энергетики, связанная с разработкой методов и средств преобразования энергии ветра в механическую, тепловую или электрическую энергию. Ветроэнергетике присущи все преимущества, характерные для альтернативной энергетики в целом (экологическая чистота, возобновляемость, низкие эксплуатационные затраты).
Для определения характеристик ветра, используемых в ветроэнергетике используются следующие термины:
среднегодовая скорость ветра (average annual wind speed) – средняя скорость ветра за год в конкретной местности, определяемая для заданной высоты над уровнем земной поверхности;
распределение скоростей ветра (wind distribution) – функция статистической закономерности частот вариаций скоростей ветра за определенный период времени, аппроксимирующая статистические данные наблюдений;
роза скоростей ветра (wind rose) – dекторная диаграмма, характеризующая режим ветра в данном пункте, с длинами лучей, расходящихся от центра в разных направлениях относительно стран света, пропорциональными повторяемости скоростей ветра для этих направлений;
роза энергии ветра (wind energy rose) – векторная диаграмма, характеризующая распределение удельной мощности ветра по направлениям за определенный период времени, с длинами лучей, расходящихся от центра в разных направлениях относительно стран света, пропорциональными удельной мощности ветра.
 
Ветроэнергетическая установка (ВЭУ, wind power plant) – комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для преобразования энергии ветра в другие виды энергии (механическую, тепловую, электрическую и др.).
В настоящее время применяются две основные конструкции ветроэнергетических установок: горизонтально-осевые и вертикально-осевые ветродвигатели. Оба типа ВЭУ имеют примерно равный КПД, однако наибольшее распространение получили ветроагрегаты первого типа. Мощность ВЭУ может быть от сотен ватт до нескольких мегаватт.
ВЭУ классифицируют по следующим основаниям:
по виду вырабатываемой энергии;
по мощности;
по областям применения;
по назначению;
по признаку работы с постоянной или переменной частотой вращения ветроколеса (ВК);
по способам управления;
по структуре системы генерирования энергии.
 
ВЭУ в зависимости от вида вырабатываемой энергии подразделяют на две группы: механические и электрические. Электрические ВЭУ, в свою очередь, подразделяются на ВЭУ постоянного и переменного тока.В зависимости от мощности подразделяют на четыре группы:
большой мощности — свыше 1 МВт;
средней мощности — от 100 кВт до 1 МВт;
малой мощности — от 5 до 99 кВт;
очень малой мощности — менее 5 кВт.
Ветроэлектрическая станция (ВЭС, wind electrical power station) – электростанция, состоящая из двух и более ветроэлектрических установок, предназначенная для преобразования энергии ветра в электрическую энергию и передачу ее потребителю.
Ветроагрегат (ВА, wind unit) – система, состоящая из ветродвигателя, системы передачи мощности и приводимой ими в движение машины (электромашинного генератора, насоса, компрессора и т. п.).
Основные характеристики ветроагрегатов:
производительность ВА (capacity) – зависимость объема продукции, производимого ВА за единицу времени средней скорости ветра;установленная мощность ВА (maximum electrical output) – паспортная мощность машины на выходном валу ВА;
номинальная мощность ВА (rated electrical output) – максимальное значение выходной мощности, на которую рассчитан в длительном режиме работы;
общий коэффициент полезного действия ВА (efficiency total) – отношение производимой ВА полезной энергии к полной энергии ветра, проходящей через ометаемую площадь ветроколеса;
минимальная рабочая скорость ветра (cut-in-wind speed) – минимальная скорость ветра, при которой обеспечивается вращение ВА с номинальной частотой вращения с нулевой производительностью (холостой ход).
Гибридные ВЭУ (combine wind systems) – системы, состоящие из ВЭУ и какого-либо другого источника энергии (дизельного, бензинового, газотурбинного двигателей, фотоэлектрических, солнечных коллекторов, установок емкостного, водородного аккумулирования сжатого воздуха и т. п.), используемых в качестве резервного или дополнительного источника электроснабжения потребителей.
Ветропарк — это комплекс ВЭУ, часто установленных рядами, которые перпендикулярны господствующему направлению ветра. При разработке такого проекта нужно учитывать наличие дорог для доступа к агрегатам, подстанции и мониторинговой и контрольной системам.
ГЕЛИОЭНЕРГЕТИКА
Гелиоэнергетика (солнечная энергетика) является одной из самых перспективных направлений альтернативной энергетики, которая получает тепловую или электрическую энергию за счет солнечной энергии. Ее разделяют на два вида воспроизводства энергии: физическая и биологическая. 
Физическая гелиоэнергетика
При физическом виде воспроизводства энергии используют солнечные элементы, солнечные коллекторы или систему зеркал.
Солнечные элементы (солнечные батареи) – широко применяются в космических аппаратах (фотоэлектрические преобразователи, ФЭП).
Солнечные коллекторы – широко применяются для нагревания воды и отопления, основное распространение получили в Японии, Турции, Египте, Греции, Кипре, Израиле.
Система зеркал – используются для нагрева масла в трубах солнечных электростанций (СЭС). Получаемая энергия (СЭС) в 5-7 раз дешевле энергии (ФЭП).
Биологическая гелиоэнергетика
При биологическом виде воспроизводства энергии используют растения, накопившиесолнечную энергию в процессе фотосинтеза (чаще всего - это сжигание древесины). Также к этому виду относится получение биогаза и швельгаза, образующихся при нагревании бытовых органических отходов до 400-700°С на специальных установках.
Для сжигания древесины, используют быстрорастущие породы деревьев (такие, как тополь), которые высаживают на земле непригодной для ведения сельского хозяйства (такой метод широко используется в Англии и Австрии).
ДостоинстваПостепенное истощение традиционных источников энергии и рост цен на них, дает импульс к новым разработкам в сфере гелиоэнергетики на уровне национальных программ.
1)Неисчерпаемость солнечного света.2)Доступный источник энергии.3)Экологическая и биологическая безопасность.
Недостатки
1) Главным недостатком гелиоустановок является их зависимость от состояния атмосферы, от суточных и сезонных колебаний солнечной радиации, что потребует дополнительные аккумулирующие устройства. 2) Теория альбедо – возможность сильного изменения климата при переходе гелиоэнергетики на индустриальный уровень (изменение отражающей поверхности планеты).3) Дороговизна строительства и ввод в эксплуатацию. Однако новое производство и введение удешевляют установки.  4) Кропотливый уход для поддержания исправности. Однако новые установки избовляют от этих проблем.5) Атмосферные слои над территорией производства Солнечных Электростанций нагреваются до крайне высоких температур.

Потенциал возобновляемых энергоресурсов и повышение эффективности их использования
Это виды энергии, непрерывно возобновляемые в биосфере Земли. К ним относится энергия солнца, ветра, воды (в том числе сточных вод), исключая применения данной энергии на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях. Энергия приливов, волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов. Геотермальная энергия с использованием природных подземных теплоносителей. Низкопотенциальная тепловая энергия земли, воздуха, воды с применением особых теплоносителей. Биомасса, включающая в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива, а также биогаз; газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов; газ, образующийся на угольных разработках.
Теоретически возможна и энергетика, основанная на использовании энергии волн, морских течений, теплового градиента океанов (ГЭС установленной мощностью более 25 МВт). Но пока она не получила распространения.
Способность источников энергии возобновляться не означает, что изобретен вечный двигатель. Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) используют энергию солнца, тепла, земных недр, вращения Земли. Если солнце погаснет, то Земля остынет, и ВИЭ не будут функционировать.
Преимущества возобновляемых источников энергии в сравнении с традиционными
Традиционная энергетика основана на применении ископаемого топлива, запасы которого ограничены. Она зависит от величины поставок и уровня цен на него, конъюнктуры рынка.
Возобновляемая энергетика базируется на самых разных природных ресурсах, что позволяет беречь невозобновляемые источники и использовать их в других отраслях экономики, а также сохранить для будущих поколений экологически чистую энергию.
Независимость ВИЭ от топлива обеспечивает энергетическую безопасность страны и стабильность цен на электроэнергию
ВИЭ экологично чисты: при их работе практически нет отходов, выброса загрязняющих веществ в атмосферу или водоемы. Отсутствуют экологические издержки, связанные с добычей, переработкой и транспортировкой ископаемого топлива.
В большинстве случаев ВИЭ-электростанции легко автоматизируются и могут работать без прямого участия человека.
В технологиях возобновляемой энергетики реализуются новейшие достижения многих научных направлений и отраслей: метеорологии, аэродинамики, электроэнергетики, теплоэнергетики, генераторо- и турбостроения, микроэлектроники, силовой электроники, нанотехнологий, материаловедения и т. д. Развитие наукоемких технологий позволяет создавать дополнительные рабочие места за счет сохранения и расширения научной, производственной и эксплуатационной инфраструктуры энергетики, а также экспорта наукоемкого оборудования.
Наиболее распространенные возобновляемые источники энергии и их состояние
Гидроэнергетика. Около 20% мировой выработки электроэнергии приходится на ГЭС.
Ветроэнергетика: Во многих странах ветроэнергетика занимает прочные позиции. Так, в Дании более 20% электроэнергии вырабатывается энергией ветра.
Доля солнечной энергетики относительно небольшая (около 0,1% мирового производства электроэнергии), но имеет положительную динамику роста.
Геотермальная энергетика имеет важное местное значение. В частности, в Исландии такие электростанции вырабатывают около 25% электроэнергии.
Приливная энергетика пока не получила значительного развития и представлена несколькими пилотными проектами.
Этот вид энергетики представлен главным образом крупными

Вторичные энергетические ресурсы. Трансформаторы тепла
Классификация ВЭР. Примеры использования ВЭР.
 
Вторичные энергетические ресурсы классифицируют в зависимости от вида энергии, которая сосредоточена в том или другом виде вторичного ресурса.
Различают ВЭР: горючие, тепловые и избыточного давления [13].
Горючие ВЭР (в них сосредоточена химическая энергия) — это горючие газы и отходы одного производства, которые могут быть применены непосредственно в виде топлива в других производствах.
Тепловые ВЭР (тепловая энергия) — это физическая теплота уходящих газов, основной и побочной продукции производства; теплота золы и шлаков; теплота горячей воды и пара, отработавших в технологических установках; тепловая энергия теплоносителей, используемых в системах охлаждения технологических установок.
ВЭР избыточного давления (потенциальная энергия рабочего тела, имеющего давления выше атмосферного)— это потенциальная энергия покидающих установку газов, воды, пара, имеющих повышенное давление, которая может быть еще использована перед выбросом в атмосферу. Основное направление использования таких ВЭР — получение электрической или механической энергии.
Трансформаторы тепла.
Трансформаторами тепла называют устройства, служащие для переноса тепловой энергии от тела с низкой температурой Тн к телу с более высокой температурой Тв.
Чтобы осуществить такое преобразование теплоты, необходимо затратить внешнюю энергию (механическую, электрическую и т.п.).
К трансформаторам теплоты относят холодильные машины, кондиционеры и тепловые насосы.
Трансформаторы тепла, используемые в качестве тепловых насосов, позволяют повышать потенциал тепловой энергии низкотемпературных ВЭР или окружающей среды (атмосферного воздуха, грунта или водоемов).
аибольшее распространение получили компрессионные трансформаторы тепла, работающие по обратному циклу тепловой машины, в которых механическая работа преобразуется в теплоту. Основными элементами  трансформатора тепла являются (теплоприемник, имеющий температуру Тн, механическое устройство, преобразующее механическую работу в теплоту, и теплоотдатчик с температурой Тв.
Теплоприемник связан с источником теплоты, а теплоотдатчик – с потребителем.
К рабочему телу, циркулирующему внутри трансформатора тепла, от теплоприемника подводится теплота Q1. Затем к нему в механическом устройстве дополнительно подводится теплота за счет преобразования механической работы L.
Суммарное количество теплоты Q2 = Q1 + L поступает в теплоотдатчик, которая в дальнейшем и передается потребителю.
Эффективность работы трансформатора тепла оценивается коэффициентом преобразования φ, который является основной характеристикой теплового насоса φ = Q2 / L .
Коэффициент преобразования показывает во сколько раз теплота Q2 полученная потребителем от теплоотдатчика больше по сравнению с затраченной работой L.
Источниками низкопотенциальной теплоты, необходимой для работы теплонасосных установок, служат естественная среда (воздух, вода, грунт) или промышленные отходы теплоты. 
Основным условием, дающим большие преимущества и открывающим дорогу для повсеместного использования тепловых насосов, является сравнительно небольшой перепад температур между теплоприемником и теплоотдатчиком. Поэтому при использовании промышленных отходов, имеющих температуру выше, чем температура окружающей среды, тепловые насосы при прочих равных условиях расходуют меньшее количество энергии, чем при использовании теплоты окружающей среды.
Рассмотрим принципиальную схему теплового насоса компрессионного типа и принцип его работы.
Основными элементами теплового насоса являются испаритель (теплоприемник), конденсатор (теплоотдатчик) и компрессор, который преобразует механическую работу в теплоту. Рабочее тело, вещество с низкой температурой кипения, циркулирует в контуре за счет работы компрессора.

1 – двигатель привода компрессора; 2 – дроссель; Р1 – давление рабочего тела в испарителе;
Р2 – давление рабочего тела в конденсаторе после компрессора; ж, г – агрегатное состояние рабочего тела соответственно жидкое или газообразное.
Тепловой насос работает следующим образом. В теплообменнике-испарителе отбирается теплота низкого потенциала Q1 от источника и передается рабочему телу (фреону). В результате подведенной тепловой энергии фреон испаряется и переходит из жидкого состояния в газообразное. Образующиеся в испарителе пары фреона поступают в компрессор. Компрессор приводится в действие электродвигателем и электрическая энергия, затрачивая на привод компрессора, преобразуется в тепловую в процессе сжатия фреона. Вследствие этого повышается давление до величины Р2 и температура рабочего тела, и соответственно тепловая энергия, подводимая к конденсатору.
Затем теплота сжатых паров Q2 в конденсаторе передается потребителю тепла, в результате чего температура паров фреона снижается и он переходит из газообразного состояния в жидкое. Далее конденсат попадает на вход в дроссельное устройство после прохождения которого давление снижается до первоначального Р1 и жидкая фаза вновь поступает в испаритель.
Тепловые насосы можно использовать в качестве индивидуальных систем обогрева жилых домов, отдельно стоящих зданий и сооружений, насосных (канализационных, водоснабжения) и т.п.
39 Повышение эффективности электроснабжения на основе улучшения качества электроэнергии
Обеспечение надежного качества электроэнергии ведет к повышению эффективности работы приемников электроэнергии и электроэнергетических систем.
Согласно ГОСТ 13109-97 основными показателями качества электроэнергии являются: отклонение частоты (Δf); установившееся отклонение напряжения (δUy); колебания напряжения, характеризующиеся размахом изменения напряжения (δUt) и дозой фликера (Pt); коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения (KU(n)); коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (KU); коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U); коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (K0U); длительность провала напряжения (Δtп); импульсное напряжение (Uимп); коэффициент временного перенапряжения (Кпер U).
При определении показателей качества электроэнергии следует учитывать, что основные показатели качества, во избежание длительного нарушения нормальной работы электроприемников, должны в течение не менее 95 % времени каждых суток не выходить за пределы своих нормальных значений, а в послеаварийных режимах- за пределы максимальных значений.
Существуют три основные группы методов повышения качества электроэнергии. В первую очередь, это рационализация средств электроснабжения. К этой группе относят повышение мощности сети, питание нелинейных потребителей повышенным напряжением и др. Вторая группа предполагает совершенствование самих потребителей: номинальная загрузка двигателей, использование многофазных схем выпрямления, включение в состав потребителя корректирующих устройств и т.д. Третья группа ориентирована на использование устройств коррекции качества или, иначе говоря, регуляторов одного или нескольких показателей качества электроэнергии или связанных с ними параметров потребляемой мощности.
Обеспечить требования по отклонениям напряжения на ЭП можно двумя способами:
-за счет регулирования напряжения в центре питания; -путем снижения потерь напряжения в элементах сети.
Первый способ может быть реализован с помощью изменения коэффициента трансформации питающего трансформатора. Для этого трансформаторы оснащаются средствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) или имеют возможность переключения отпаек регулировочных ответвлений без возбуждения (ПБВ), т.е. с отключением их от сети во время переключения ответвлений. Трансформаторы с РПН позволяют регулировать напряжение в диапазоне от ± 10 до ±16 % с дискретностью 1,25 - 2,5 %. Трансформаторы с ПБВ имеют регулировочный диапазон обычно ±5 %.
Второй способ, основанный на снижении потерь напряжения в питающих линиях или кабелях, может быть реализован за счет снижения активного и (или) реактивного сопротивления. Снижение сопротивления достигается путем увеличения сечения проводов или применением устройств продольной компенсации (УПК).
Колебания напряжения в системе электроснабжения промышленного предприятия вызываются набросами реактивной мощности нагрузки. секунду. Это означает, что для снижения этой величины должны применяться быстродействующие источники реактивной мощности (ИРМ), способные обеспечить скорости набросов реактивной мощности, соизмеримые с характером изменения нагрузки. Для снижения влияния резкопеременной нагрузки на чувствительные ЭП применяют способ разделения
нагрузок, при котором наиболее часто применяют сдвоенные реакторы (рис. 5.3, а), трансформаторы с расщепленной обмоткой или питают нагрузки от различных трансформаторов (рис. 5.3, б).

К снижению несимметрии напряжений приводит как уменьшение сопротивления сети токам обратной и нулевой последовательностей, так и снижение значений самих токов. Снижение систематической несимметрии в сетях низкого напряжения осуществляется рациональным распределением однофазных нагрузок между фазами с таким расчетом, чтобы сопротивления этих нагрузок были примерно равны между собой. Если несимметрию напряжения не удается снизить с помощью схемных решений, то применяются специальные устройства, называемые симметрирующими. В качестве таких устройств применяют несимметричное включение конденсаторных батарей (рис.
5.4, а) или специальные схемы симметрирования (рис. 5.4, б) однофазных нагрузок.





Если несимметрия меняется по вероятностному закону, то для ее снижения применяются автоматические симметрирующие устройства (СУ) (рис. 5.5).
Способы снижения несинусоидальности напряжения можно разделить на три группы:
а) схемные решения:
выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин;
рассредоточение нагрузок по различным узлам СЭС с подключением параллельно им электродвигателей;
группирование преобразователей по схеме умножения фаз;
подключение нагрузки к системе с большей мощностью SКЗ; б) использование фильтровых устройств:
включение параллельно нагрузке узкополосных резонансных фильтров;
включение фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ);
применение фильтросимметрирующих устройств (ФСУ);
применение ИРМ, содержащих ФКУ;
в) применение специального оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник: - использование "ненасыщающихся" трансформаторов;
применение многофазных преобразователей с улучшенными энергетическими показателями.

40. Выбор напряжения систем электроснабжения предприятий
При решении задач о рациональном напряжении в общем случае следует предварительно определить нестандартное напряжение, при котором имели бы место минимальные затраты. Зная такое напряжение, можно вернее выбрать целесообразное стандартное напряжение применительно к каждому конкретному случаю. По формуле Илларионова:

По формуле:
По формуле Шнелля:

При решении различных технических задач в основу оценки сравниваемых вариантов положена экономическая эффективность. Критерием эффективности (оптимальности) при выборе вариантов СЭС является минимум годовых затрат, которые в общем виде при единовременных капиталовложениях определяются по формуле:
З ЕН К С,
где EН – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
К – капитальные вложения в объект, включая стоимость проектирования, руб; С – годовые эксплуатационные расходы, руб.
Ориентировочные капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:
ККЛ Коб,
где Коб – капитальные затраты на установку оборудования.
КЛ – капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий.
КЛ КЛ0 L,
где КЛ0 – удельные капитальные затраты на прокладку 1 км кабельной линии.
Эксплуатационные расходы по формуле:
С cW pa K p0 K,
где c– стоимость потерь электроэнергии; pа – отчисления на амортизацию и капитальный ремонт; p0– отчисления на ремонт и обслуживание;
ΔW – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч.
Sз 2 PКЗ
30956252476500 W nPхх8760 SНТ n ,

где n– количество установленных трансформаторов на подстанции;
ΔPхх – потери мощности холостого хода; ΔPКЗ –потери мощности короткого замыкания; τ – время максимальных потерь, для упрощения расчетов.
Из различных вариантов величин напряжений принимаем тот, где суммарные приведенные затраты З наименьшие.
41 Энергосбережение в зданиях и сооружениях. Учет и регулирование потребления энергии
Энергосбережение в зданиях и сооружениях
Бытовое энергосбережение.
Структура расхода тепловой и электрической энергии зданиями.
Тепловая изоляция зданий и сооружений.
Совершенствование теплоснабжения. Тепловая изоляция трубопроводов.
Изоляционные характеристики остекления и стеклопакеты.
1 Бытовое энергосбережениеВ жилищном хозяйстве потребляется около 30% тепловой энергии, которая получается от сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива. Поэтому, экономия топлива является важнейшей народно-хозяйственной задачей.В последние годы стоимость добычи и перевозки топлива значительно увеличилась. Перевозка его к потребителям вызвала резкое увеличение капитальных вложений в газопроводы и железнодорожный транспорт. Перерасход тепловой энергии в жилых зданиях по сравнению с расчетным составляет более 25%. Причин такого перерасхода много:1) пониженные теплозащитные свойства наружных ограждающих конструкций (стен), окон и балконных дверей;2) расход теплоты на нагрев наружного воздуха, который проникает в помещение через неплотности оконных переплетов и балконных дверей;3) плохо отрегулирована система отопления, что приводит к перегреву помещений.
Для снижения потерь тепла в первую очередь необходимо реализовать энергосберегающие мероприятия, на осуществление которых не потребуются капитальные вложения.Обязательным мероприятием является приведение в исправное состояние всех контрольно-измерительных приборов и арматуры систем отопления и горячего водоснабжения, задвижки в котельных и на вводах в зданиях должны быть отрегулированы и зафиксированы. Расход воды в нагревательных приборах необходимо привести в соответствие с расчетным расходом с помощью кранов регулировки. Необходимо устранить избыточные поверхности нагрева, установленные жильцами. Проверка выполнения перечисленных мероприятий должна производиться не реже двух раз в год (в начале и в конце отопительного периода). Одновременно необходимо выявить и устранить все неисправности наружных ограждающих конструкций зданий с предъявлением санкций к жильцам, которые не выполняют требования экономии тепла (заклейка щелей в оконных переплетах на зимний период, отсутствие в них стекол, и др.)
2 Структура расхода тепловой и электрической энергии зданиямиПо оценкам отечественных и зарубежных экспертов, потенциал экономии электроэнергии в зданиях и сооружениях равен 30-40%, а тепловой энергии около 50%.
Потери тепловой энергии зданием составляют через:- наружные стены – 40%,- окна - 18%,- вентиляцию – 15%,- крышу, пол – 27%.Как видно, основные потери тепловой энергии происходят через окна, стены, крышу, пол, а также за счет вентиляции.При применении современной строительной и теплозащитной технологии появляется возможность удержать годовое потребление энергии в пределах 30-70кВт·ч/м2жилой площади в год.Прохождение теплового потока через ограждающие конструкции зданий оценивается коэффициентом теплопередачи. Коэффициент теплопередачи – единица, которая обозначает прохождение теплового потока мощностью 1Вт сквозь элемент строительной конструкции площадью 1 м2 при разнице внутренней и внешней температуры в 1 Кельвин. Так, для жилого дома коэффициент теплопередачи равен:- потолок (12 см изоляции) – 0,35 Вт/(м2К);- пенобетон (30-36 см или легкий кирпич) – 0,66 Вт/(м2К);- пол (5 см теплоизоляции) – 0,68 Вт/(м2К).Качество теплоизоляции является важнейшим параметром энергопотребления здания. Коэффициент теплопередачи должен находиться в пределах от 0,3 до 0,2 Вт/(м2К). Этих значений можно добиться во всевозможных конструкциях зданий и сооружений, используя следующие подходы (рис. 1):1) хорошие теплоизолирующие свойства строительных элементов (стен, окон, крыши, пола, подвала);2) добросовестное выполнение изоляции (недопущение теплопотерь, защита от ветра);3) управляемый воздухообмен (по возможности возвращение тепла)4) хорошо регулируемые отопительные устройства;5) энергоэкономное обеспечение горячей водой (возможно посредством солнечной энергии в летнее время).6) двойная стена с толщиной утепляющего слоя 15 см из пористого наполнителя;7) однослойная кладка из низкотеплопроводного материала, оштукатуренная с двух сторон (например, прессованный соломенный или газобетонный блок минимальной толщиной 49 см).3 Тепловая изоляция зданий и сооруженийВ белорусских городах осуществляются работы по реконструкции, модернизации, капитальному ремонту и термической реабилитации, т.е. санации ранее выстроенных зданий жилого и нежилого фонда. Санация в части термореабилитации означает повышение теплозащиты зданий путем теплоизоляции стен минеральной ватой и пенопластом, утепление крыш, полов, замену оконных блоков, остекление балконов, модернизацию систем вентиляции, реконструкцию и автоматизацию теплоузлов, установку индивидуальных регуляторов тепла в квартирах и комнатах, экономичных осветительных приборов, счетчиков тепла и воды. Обследование состояния зданий и сооружений позволяет выявить потенциал энергосбережения. В жилом фонде он составляет 30-76%, т.е. нынешнее годовое потребление энергии может быть сокращено наполовину. В нежилом фонде (административные, общественные, культурного назначения здания, школы, больницы и т.д.) может быть сэкономлено около половины годового объема потребления энергии. Разработаны и применяются технологии термореабилитации зданий путем наружного утепления их фасадов. К наиболее эффективным системам «утепления» зданий из числа отечественных относятся системы «ПСЛ» и «термошуба». Они представляют собой многослойные конструкции из плиты-утеплителя, прикрепленной к подготовленной поверхности стен специальным клеящим составом и анкерами, защитного покрытия из клеящего состава, армированного одним-двумя слоями сетки в сочетании с металлическими профилями и отделочного покрытия из тонкослойной штукатурки. Утеплитель может крепиться к стене механическим способом, а жесткая облицовка устраивается на специальных каркасах с образованием воздушной прослойки между плитой утеплителя и облицовкой. В качестве теплоизоляционных материалов в этих конструкциях применяются жесткая минераловатная плита и пенополистирол. Среди зарубежных следует упомянуть две технологии утепления стен с наружной стороны: фасадное утепление под штукатурку, аналогичное отечественной «термошубе», и вентилируемые фасады. Второй вариант утепления представляет собой устанавливаемый на стену несущий каркас с вентилируемым теплоизоляционным слоем и последующей защитой из специальных фасадных плит. Сегодня существует также широкий выбор теплоизоляционных материалов (пеноплэкс, на основе базальтовой ваты, стиропор и др.) и конструкций для утепления крыш, чердаков, подвалов, трубопроводов инженерных наружных и внутренних сетей. Так, в Беларуси внедряются технологии строительства коттеджей путем сборки из пустотных энергосберегающих опалубочных блоков из специального строительного пенополистирола (стипора), удерживаемых арматурой и заливаемых бетоном. Стипор обладает исключительно высокими теплоизоляционными свойствами, хорошими эксплуатационными характеристиками.В Беларуси ведутся изыскательские работы по строительству относительно дешевых малоэтажных экодомов из местных экологически чистых природных материалов (прессованной соломы, глиносоломенной смеси, соломенных блоков) с применением энергосберегающих технологий строительства, солнечной энергии для отопления и сезонного нагрева воды. Для канализации в экодомах предусматривается использование локальных биологических систем утилизации хозбытовых стоков замкнутого цикла, или компостные туалеты. Отопление экодома обычно содержит основную систему из солнечного теплового коллектора и теплоаккумулятора и вспомогательную (аварийную) - камин или печь медленного горения. В Беларуси намечено построить показательные экспериментальные экодеревни на 20-40 экодомов с альтернативными системами энергоснабжения.4 Совершенствование теплоснабжения. Тепловая изоляция трубопроводов.На цели отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в Республике Беларусь расходуется 40% от общего потребления топлива. Потенциал энергосбережения, по оценкам отечественных и зарубежных экспертов, в системах теплоснабжения республики составляет около 50%. Следовательно, за счет энергосберегающих мероприятий можно снизить потребление топлива на нужды теплоснабжения на 20% от его общего потребления республикой. Именно поэтому одной из приоритетных задач действующей Государственной программы «Энергосбережение» является совершенствование теплоснабжения. Проблема потерь тепла в тепловых сетях может быть решена только с помощью эффективной теплоизоляции теплопроводов. Прогрессивным решением является применение предизолированных пенополиуретановой (ППУ) теплоизоляцией труб, а также гибких ППУ-труб. Последние позволяют облегчить прокладку теплотрасс, обладают лучшими эксплуатационными характеристиками.На смену традиционным канальным теплопроводам, срок службы которых составляет 12-15 лет, а иногда не превышает пяти при расчетном - 25, а тепловые потери достигают 20%, должны прийти бесканальные теплогидропредизолированные (ПИ) теплопроводы. Подземные ПИ-теплопроводы являются механической конструкцией, состоящей из стальной трубы, полиуретановой теплоизоляции и наружной полиэтиленовой трубы-оболочки, которые жестко связаны друг с другом и вместе с окружающим теплопровод грунтом образуют единую систему. Такая конструкция обеспечивает тепловые потери на уровне 2-3% на протяжении всего расчетного срока службы равного 20-30 годам. В Беларуси в настоящее время определена потребность и организуется собственное производство ПИ-теплопроводов для строительства и реконструкции магистральных и распределительных тепловых сетей. Энергосберегающий эффект применения ПИ-теплопроводов, их надежность и долговечность определяют новый качественный уровень системы транспорта теплоты в городах. Например, при замене в Минске к 2010 г. изношенных теплосетей ПИ-теплопроводами тепловые потери, а следовательно, и необходимая мощность теплоисточников в зимний период снизятся на 600-800 Гкал/час.Изоляционные свойства материала характеризуются значением теплопроводности, которая измеряется в Вт/(м2К).Хороший изолятор – это материал, у которого низкое значение теплопроводности. Для изоляции труб теплоснабжения используются пенополиуретаны. Они обладают высокой механической прочностью, хорошей термостойкостью.Полиуретановая пена является превосходным изоляционным материалом. Ее применение позволяет эффективно снизить потери тепла во время транспортировки горячей воды или пара в трубах теплоснабжения.Пенополиуретан содержит от 92 до 98% закрытых пор, которые заполнены изоляционными газами. Твердого вещества в пенополиуретане содержится от 8 до 2 %. Закрытые поры заполнены газом, который образуется во время производства полиуретановой пены.5 Изоляционные характеристики остекления и стеклопакетыЗаполнения оконных проемов должны обладать такими же характеристиками, как и стеновые ограждающие конструкции. Они должны обеспечивать необходимую освещенность, комфортное проветривание, простоту и удобство в эксплуатации.Сопротивление теплопередаче – величина, обратная коэффициенту теплопередачи и обозначается (м2К)/Вт. Сопротивление теплопередаче окон должно быть не ниже установленного в РБ показателя R0>0,6 (м2К)/Вт. (R0 – величина, обратная коэффициенту теплопередачи). Это достигается установкой рамы с двухслойным теплозащитным стеклом.Теплозащитные окна имеют специальный слой, не видимый глазом, но значительно уменьшающий потери тепла. Окна в теплозащитном исполнении стоят на 15-20% дороже обычных, но затраты компенсируются экономией на отоплении. Оконная рама должна иметь утепляющий слой как с наружной, так и с внутренней стороны.Сейчас для закрытия оконных проемов широко применяются стеклопакеты. Стеклопакет представляет собой изделие, которое состоит из двух или более слоев стекла. Они соединены между собой по контуру таким образом, что между стеклами образуются герметически замкнутые полости, которые заполнены обезвоженным воздухом или другим газом.Сопротивление теплопередаче одного обычного стекла составляет примерно 0,17 (м2К)/Вт, а стеклопакета из двух обычных стекол – 0,36-0,39 (м2К)/Вт. Сопротивление теплопередаче трехстекольного окна с учетом материала, из которого оно изготовлено, может превышать 0,6 (м2К)/Вт. Наибольший эффект достигается при использовании в стеклопакете одного из стекол с селективным покрытием. Это покрытие способно отражать тепловые волны внутрь помещения и одновременно пропускать снаружи солнечное тепловое излучение. За счет применения в стеклопакете такого стекла, а также введения в межстекольное пространство вместо воздуха газов (аргона, криптона), можно добиться величины сопротивления теплопередаче, которое приближается к единице.В качестве материала, который обеспечивает межстекольное расстояние, применяется алюминиевый профиль коробчатого сечения. Внутрь короба засыпается селикачель, который поглощает влагу в межстекольном пространстве. Профиль крепится к стеклам с помощью бутиловой массы (внутренний шов), а по торцам образованного стеклопакета укладывается прочная полисульфидная масса (наружный шов).

44. Невозобновляемые и возобновляемые источники энергии и окружающая среда
Возобновляемые источники энергии – это источники на основе постоянно существующих или периодически возникающих в окружающей среде потоков энергии. Возобновляемая энергия присутствует в окружающей среде в виде энергии, не являющейся следствием целенаправленной деятельности человека.
         К возобновляемым энергоресурсам относят энергию:
- Солнца; - мирового океана в виде энергии приливов и отливов, энергии волн;
- рек; - ветра; - морских течений; - морских водорослей; - вырабатываемую из биомассы;- водостоков; - твердых бытовых отходов; - геотермальных источников.
Недостатком возобновляемых источников энергии является низкая степень ее концентрации. Но это в значительной степени компенсируется широким распространением, относительно высокой экологической частотой и их практической неисчерпаемостью. Такие источники наиболее рационально использовать непосредственно вблизи потребителя без передачи энергии на расстояние. Энергетика, работающая на этих источниках, использует потоки энергии, уже существующие в окружающем пространстве, перераспределяет, но не нарушает их общий баланс.
Неиспользование потоков энергии возобновляемых источников приводит к ее безвозвратной потере, предопределяет несколько иной подход к оценке эффективности устройств, применяющих эти источники, по сравнению с устройствами, работающими на невозобновляемых ресурсах.
Невозобновляемые источники энергии – это природные запасы веществ и материалов, которые могут быть использованы человеком для производства энергии. Энергия невозобновляемых источников, в отличие от возобновляемых, находится в природе в связанном состоянии и высвобождается в результате целенаправленных действий человека.
         К невозобновляемым (невосполняемым) энергетическим ресурсам относят:
- каменный уголь; - нефть; - природный газ.
Основные источники энергии.
         Существует девять основных источников энергии:
-солнечное излучение; -движение и притяжение Солнца, Земли и Луны; -тепловая энергия ядра Земли, а также химических реакций и радиоактивного распада в ее недрах;
-механическая энергия движения воды; -механическая энергия движения воздуха;-биологическая энергия;
В окружающей среде всегда существуют потоки возобновляемой энергии, поэтому в процессе развития возобновляемой энергетики необходимо ориентироваться на местные энергоресурсы, выбирая наиболее эффективные из них. Использование должно быть многовариантным и комплексным, что позволит ускорить экономическое развитие регионов. Можно считать, что тепловая энергетика оказывает отрицательное влияние практически на все элементы среды окружающей среды, а также на человека, другие организмы и их сообщества. Вместе с тем влияние энергетики на среду и ее обитателей в большей мере зависит от вида используемых энергоносителей (топлива). Наиболее чистым топливом является природный газ, далее следует нефть (мазут), каменные угли, бурые угли, сланцы, торф.
45. Технико-экономические расчеты в тепло- и электроэнергетике. Методика.
Задача подробного технико-экономического анализа систем тепло\электроснабжения возникает с одной стороны в связи со сложным устройством самих исследуемых систем, а с другой - со стремлением как можно точнее оценить финансово-экономические и технические показатели их работы для создания систем, обеспечивающих наиболее экономичное бесперебойное тепло\электроснабжение.
Методы технико-экономического анализа, существующие на сегодняшний день, можно классифицировать следующим образом:
• точный единичный технический расчет и оценка экономической эффективности для конкретного варианта;
• приближенный общий технический расчет и оценка эффективности проекта на основе разности показателей проектов;
• универсальный модульный расчет.
В настоящее время используется, в основном, 1 -ый из указанных методов - анализ для конкретной ситуации, как технический, так и экономический, что обусловлено указанными выше трудностями технического расчета и конкретной спецификой экономической ситуации в каждом случае, а также отсутствием универсальной системы расчета.
Второй метод используется в зарубежной практике (в частности, в датской) и пока не нашел широкого применения.
Универсальная модульность заключается в том, что существующие блоки-составляющие программы независимы и могут быть «собраны» в различных комбинациях в зависимости от конкретного расчета и поставленной задачи. После каждого проведенного расчета происходит обогащение базы данных за счет полученных результатов.


46.Технико-экономические расчеты при реконструкции. Экономическая эффективность использования новой техники.
Иногда в процессе проектирования или в случае увеличения производственных мощностей предприятий возникает необходимость сравнить экономическую целесообразность сооружения новой установки или реконструкции старой. Приведенные затраты для реконструируемых объектов будут иметь вид:

Где: КВ – вложения капитальные в объекты электроснабжения, которые приходится вновь сооружать в действующих ценах по укрупненным показателям, тысяч денежных единиц; КВ.С. – восстановительная стоимость существующих элементов по укрупненным показателям, тыс. ден. ед.; КС.Т. = КВ.С. – КИ.С. – капитальные вложения в существующее (старое) электрооборудование, сохраняемое при реконструкции системы, тыс. ден. ед.; 
-износ существующего оборудования, тыс.ден.ед.; ра – норма амортизационных отчислений; t – время, от начала эксплуатации до реконструкции, годы; КД.О.=КЦ – КИ.Д. – капитальные вложения в существующие элементы электроснабжения, освобождаемые при реконструкции и пригодные к эксплуатации в другом месте,тыс.ден.ед.; КЦ–цена на оборудование по прейскуранту, тыс.ден. ед;   - износ этого оборудования, тыс. ден. ед.; КМ.Д. = КМ + КД – вложения капитальные в существующее электрооборудование, ликвидируемое при демонтаже элементов КД.О., которые состоят из стоимости монтажа КМ и демонтажа КД этих элементов, включая ликвидируемые при этом конструкции, тыс. ден. ед.;
-капитальные вложения в существующие элементы электроснабжения, ликвидируемые при реконструкции, тыс. ден. ед.
Стоимость первоначального монтажа а также конструкций, подлежащих ликвидации после демонтажа электрооборудования КМ определяют по восстановительной части не изношенной части элементов установки за вычетом ликвидируемой стоимости КЛ, принимаемой за стоимость лома:
Где: — износ, тыс. ден. ед.;
На основании формулы (1) получим выражение для расчета затрат при полной замене существующего электрооборудования:
Если используется существующее оборудование и устанавливается новое:

В полученных выражениях (2) и (3) в капитальных вложениях учитывается восстановительная стоимость КСТ  не изношенной части существующих элементов электроснабжения, сохраняемых при реконструкции. В то же время стоимость реконструируемого объекта уменьшается за счет возвратных сумм КД.О, учитывающих реализацию демонтируемого оборудования, пригодного для дальнейшего использования на других объектах. Таким образом, при ликвидации существующих фондов их остаточная стоимость добавляется к новым капиталовложениям.
47.Энергетическая эффективность промышленных предприятий и методы ее оценки.
Показатель энергоэффективности — это абсолютная или удельная величина потребления или потери энергетических ресурсов любого назначения, установленная государственными стандартами. На практике можно встретить огромное количество разных критериев, применение которых зависит от конкретного случая. Однако можно выделить три основных типа — термодинамические, натуральные, экономические. Термодинамические критерии. Как правило, самым распространенным из такого типа критериев является термический коэффициент полезного действия циклов тепловых двигателей и холодильных машин. В общем виде КПД рассчитывается как отношение полученного полезного результата к общим затратам. Энергетический же КПД рассчитывается как: hэ =Использованная энергияРасход энергии  = 1- Бесполезные затраты энергииРАсход энергии.
Натуральные критерии можно разделить на три подгруппы: - нормируемые показатели энергетической эффективности продукции, которые вносятся в государственные стандарты, технические паспорта продукции, техническую и конструкторскую продукцию и используются при сертификации продукции, энергетической экспертизе и энергетических обследованиях; -показатели энергетической эффективности производственных процессов, которые вносятся в стандарты и энергопаспорта предприятий и используются в ходе осуществления государственного надзора за эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов и проведении энергообследований органами госнадзора; -  показатели реализации энергосбережения, которые отражаются в статистической отчетности, нормативных правовых и программно-методических документах.
Финансово-экономические критерии также можно подразделить на: -простые критерии — движение потоков наличности, чистая прибыль, рентабельность инвестиций, срок окупаемости капитальных вложений, срок предельного возврата кредитов и процентов по ним; - интегральные критерии — чистый дисконтированный доход, внутренняя норма рентабельности, срок возврата капитала, суммарные и удельные затраты.
Стоит отметить, что критерии эффективности энергосбережения зависят от многих факторов (вида продукции, ее номенклатуры, технологических процессов и т. д.) и, не смотря на то, что процесс обладает наилучшими энергетическими характеристиками, он не всегда является выгодным экономически.Перечисленные критерии — это определяющие критерии, которые необходимы и, как правило, достаточны для определения эффективности мероприятия. Вместе с тем на практике встречаются случаи, когда требуется учитывать дополнительные факторы, которые могут быть вызваны условиями финансирования, конкуренцией, конъюнктурой и др. Тогда следует использовать дополнительные критерии.
48.Энергетическое обследование промышленных предприятий.
В Беларуси энергетическое обследование потребителей топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) является обязательным, независимо от формы собственности юридического лица. Его проведение определено Законом РБ от 15.07.1998 № 190-З «Об энергосбережении». Энергоаудит организаций проводится согласно графикам, утвержденным соответствующими республиканскими органами госуправления, иными госорганизациями, подчиненными Правительству РБ, облисполкомами, Мингорисполкомом и согласованным с Департаментом по энергоэффективности Госстандарта не реже 1 раза в 5 лет. Энергоаудит проводится организацией, сертифицированной в установленном Национальной системой подтверждения соответствия РБ порядке.  Организация-энергоаудитор должна иметь:
соответствующую материально-техническую базу (оборудование, техническую оснастку, средства измерений и испытательное оборудование, вычислительную и множительную технику и т.д.), обеспечивающую проведение энергоаудита;
квалифицированный персонал, имеющий необходимое образование, подготовку, технические знания и опыт для выполнения работ по энергоаудиту, включая штат экспертов-аудиторов. Организация, претендующая на проведение энергоаудита, должна иметь в своем штате не менее 3 экспертов-энергоаудиторов, обладающих сертификатами компетентности, выданными в порядке, установленном Национальной системой подтверждения соответствия РБ;
документированные процедуры, обеспечивающие функционирование организации-энергоаудитора;
юридический статус, подтверждаемый наличием соответ-ствующих документов (учредительных, свидетельства о госрегистрации и т.п.).
Все требования достаточно подробно изложены в республиканских стандартах, и на них следует ориентироваться при сертификации. Каждый энергоаудитор обязан раз в полгода проходить повышение квалификации для подтверждения сертификата.
Результатом энергоаудита является общая организационно-энергетическая характеристика обследуемой организации с отражением номенклатуры выпускаемой продукции (работ, услуг) и фактических норм расхода ТЭР на ее производство, источников и схем топливо-, электро- и теплоснабжения, доли энергетической составляющей в себестоимости продукции, организации технического учета потребления ТЭР, состояния энергопотребляющего оборудования, использования вторичных энергетических ресурсов, эффективности технологий производства.
При представлении программы энергосбережения на пятилетие в обязанности энергоаудитора входит указать источники и объемы финансирования. При этом экономический эффект в Беларуси считается не в деньгах, а в реально сэкономленном топливе. Инвестиционные энергоаудиты в стране не проводятся, поскольку к заключению энергоаудитора прикладывается ТЭО со сроками окупаемости, и это считается достаточным.  Фактически достигнутая экономия от реализации указанных мероприятий учитывается при разработке годовых норм расхода топливно-энергетических ресурсов организацией, в которой проводилось энергетическое обследование.
49.Нормирование расхода тепло- и электроэнергии на промышленных предприятиях.
Нормы расхода топлива, тепловой и электрической энергии должны:
- разрабатываться на всех уровнях планирования по соответствующей номенклатуре продукции и видов работ на единой методической основе;
- учитывать условия производства, внедрение достижений научно-технического прогресса и мероприятий по энерго- и ресурсосбережению;
- способствовать максимальной мобилизации резервов экономии топлива, тепловой и электрической энергии, усилению заинтересованности трудовых коллективов в энерго- и ресурсосбережении;
- быть взаимоувязаны с другими показателями хозяйственной деятельности соответствующих уровней планирования (экономическими нормативами, контрольными цифрами, лимитами и др.);
- систематически пересматриваться с учетом планируемого развития и технического прогресса производства, изменения структуры производства, достигнутых наиболее экономичных показателей использования ТЭР (отечественных и зарубежных).
Нормы расхода топлива, тепловой и электрической энергии классифицируются по следующим основным признакам:
-по степени агрегации объектов нормирования - на индивидуальные и групповые;
-по составу расходов - на технологические и общепроизводственные;
-по периоду действия - на текущие (квартальные, годовые) и перспективные.
Индивидуальная норма определяет расход топлива, тепловой и электрической энергии на производство продукции (работы) по однотипным технологическим объектам, агрегатам, установкам, машинам применительно к планируемым условиям производства продукции (работы).
Групповая норма определяет расход топлива, тепловой и электрической энергии на производство всего объема одноименной продукции (работы) по хозяйственным объектам различных уровней планирования (предприятие, объединение, отрасль и др.).
Технологическая норма определяет расход топлива, тепловой и электрической энергии на основные и вспомогательные технологические процессы производства данного вида продукции (работы), расход на поддержание технологических агрегатов в горячем резерве, на их разогрев и пуск после текущих ремонтов и холодных простоев, а также неизбежные технически обоснованные потери энергии при работе оборудования, технологических агрегатов и установок.
Общепроизводственная норма определяет расход тепловой и электрической энергии на основные и вспомогательные технологические процессы, на вспомогательные нужды производства, а также технически неизбежные потери энергии в преобразователях, в тепловых и электрических сетях предприятия (цеха),отнесенные на производство данной продукции (работы).
Текущие нормы расхода ТЭР устанавливаются для планирования
и контроля за фактическим расходованием ТЭР (годовые, квартальные).
Перспективные нормы расхода ТЭР используются для
перспективного планирования и прогнозирования потребности в ТЭР.

50.Планирование капиталовложений на развитие энергетических источников.
Энергетическое планирование включает в себя:• собственно процесс планирования, т. е. систематический сбор и анализ информации относительно «спроса/ предложения» энергии;• составление плана развития энергетических источников.
Основная концепция энергетического планирования —обеспечение аналитической информацией лиц, принимающих решения на различных уровнях ответственности.Системный подход к энергетическому планированию включает следующую последовательность основных шагов:
• определение частных и более общих целей плана;• определение подхода, который следует принять;• сбор и идентификацию исходной информации, требуемой для процесса планирования;• выбор метода анализа;• проведение интегрированного анализа;• предварительное составление плана развития энергетических источников;• реформирование информации для лиц, принимающих решение;• составление плана развития энергетических источников.
Базисные цели энергетического планирования:• подготовить программу капиталовложений для своевременного развития энергетических источников;• разработать элементы (механизмы) целевого управления энергосистемой;• подготовить для широкого распространения информацию относительно «спроса/предложения» энергии в будущем.
Подготовка программы капиталовложений - одна из основных частей энергетического планирования, так как позволяет оптимальным образом мобилизовать финансовые и человеческие ресурсы для выполнения определенной цели по созданию энергетических источников.  В рамках государственного управления экономикой программа капиталовложений - правительственная программа с указанием конкретных объектов ее приложения. В рамках рыночного механизма управления экономикой энергетические компании разрабатывают собственные программы капиталовложений, мозаика которых составляет общий план капиталовложений в развитие энергетических источников.
Разработка элементов целевого управления — сводка соответствующих «правил игры» (стимулов, санкций) для всех участвующих в реализации энергетических проектов сторон, включая законодательную и нормативную базы развития энергетических источников. Один из важнейших элементов стратегии - тарификация энергопользования.Информация относительно «спроса/предложения» энергии в будущем - возможность психологической и технической перестройки предприятий энергетики и энергопотребителей в связи с будущими структурными изменениями.
51.Показатели эффективности инвестиционных проектов. Энергетическое планирование.
Основными показателями оценки эффективности инвестиционного проекта являются:
– чистый дисконтированный доход (NPV);
– индекс доходности (PI);
– внутренняя норма доходности (IRR, %);
– модифицированная внутренняя ставка доходности (MIRR, %);
– период окупаемости первоначальных затрат (РР);
– период окупаемости первоначальных затрат, рассчитанный с учетом дисконтирования денежных потоков (DPP);
– средневзвешенная (бухгалтерская) ставка рентабельности (ARR).
Показатель чистой приведенной стоимости рассчитывается по формуле:
NPV=∑t=1nCFt(1+r)t−IC,
где CFCF — дисконтированный поток денежных средств; ICIC — первоначальные инвестиции (в нулевой период); tt — год расчета; rr — ставка дисконтирования, равная средневзвешенной стоимости капитала (WACC); nn — период дисконтирования.
Индекс доходности инвестиций — это доход на единицу вложенных средств. Он определяется как отношение текущей стоимости денежного потока доходов к текущей стоимости инвестиционных затрат:
PI=∑t=1nCFt(1+r)t:IC=1+NPV:IC.
Чем выше показатель доходности, тем предпочтительнее проект. Если индекс равен 1 и ниже, то проект едва ли отвечает или даже не отвечает минимальной ставке доходности (на практике индекс, близкий к единице, в некоторых случаях приемлем). Индекс, равный 1, соответствует нулевой чистой текущей стоимости.
Модифицированный индекс рентабельности отражает увеличение богатства инвесторов на единицу стартовых обязательств. Если инвестиции поступают в виде потока, то:
MPI=∑t=1nCFt(1+r)t:∑k=1nICk(1+r)k,
где ICkICk — инвестиционные затраты в периоды k=1,2,…,nk=1,2,…,n
Внутренняя норма доходности инвестиций — это дисконтная ставка, при которой текущая стоимость чистых денежных потоков равна текущей стоимости инвестиций по проекту.
∑t=1nCFt(1+IRR)t=0IRR=0, при котором t=0.

То есть внутренняя ставка доходности — это уровень доходности, который в применении к поступлениям от инвестиций в течение жизненного цикла дает нулевую чистую текущую стоимость:
NPV=f(r)=0.

52.Экономическое стимулирование энергосбережения.
Формы финансирования энергосберегающих мероприятий. Основные формы финансирования энергосберегающих мероприятий в рамках инвестиционных проектов.
Законодательством Республики Беларусь предусмотрена система финансовой поддержки деятельности, направленной на реализацию политики повышения энергоэффективности и энергетической безопасности ее экономики.
Основными элементами этой системы являются:
-льготное кредитование;-премирование;-финансирование мероприятий по энергосбережению на безвозвратной и возвратной основе.
Льготное кредитование. В Республике Беларусь введено льготное кредитование мероприятий по энергосбережению, при этом проценты за пользование кредитами не должны превышать половины ставки рефинансирования Национального банка.
Объектами выдачи и возврата кредитов определены банки, выделяющие кредиты, и получатели, которые участвуют в реализации отраслевой или региональной программы, а также выполняющие работы, входящие в перечень энергосберегающих мероприятий республиканского значения. Компенсация потерь банков, связанных с льготным кредитованием, осуществляется за счет средств инновационных фондов министерств, ведомств и объединений, направляемых на энергосбережение, и республиканского фонда "Энергосбережение".В соответствии с положением о фонде «Энергосбережение" средства его расходуются на:
осуществление мероприятий и реализацию программ по энергосбережению, включая научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы;
долевое участие в разработке и внедрении энергосберегающих технологий, оборудования и материалов, включая приобретение лицензий на их внедрение;
участие в организации международного сотрудничества в сфере энергосбережения;
предоставление в установленном порядке кредитных льгот и субсидий пользователям и производителям топливно-энергетических ресурсов при реализации ими мероприятий по энергосбережению;
осуществление мероприятии, связанных с развитием малой и нетрадиционной энергетики, использованием возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов;
проведение государственной экспертизы энергетической эффективности проектных решений;
разработку нормативных документов по стандартизации и других нормативно-технических актов, регламентирующих использование топливно-энергетических ресурсов;
проведение работ по энергетическому обследованию предприятий, учреждений, организаций;
Премирование. Согласно законодательству Республики Беларусь данная форма стимулирования энергосбережения допускается в учреждениях и организациях, финансируемых из государственного бюджета. Премирование производится за счет экономии ТЭР, полученной по смете затрат при подтверждении данными бухгалтерского учета и показаниями приборов.
53.Информационное обеспечение энергосбережения
Одним из важнейших факторов в области энергосбережения является информированность специалистов и широких кругов населения о методах и способах эффективного использования энергии.
Например, в Республике Беларусь в средствах массовой информации имеются публикации, транслируются телевизионные ролики, показывающие необходимость и методы эффективного использования энергии. Для специалистов издаются журналы «Энергоэффективность», «Энергия и менеджмент». Создан учебный центр при ГП «Белэнергосбережение». В высших и средних специальных учебных заведениях введено преподавание дисциплин «Основы энергосбережения», «Энергосбережение и энергетический менеджмент*. Больше внимания стало уделяться энергосбережению и в рамках других общеобразовательных и специальных технических дисциплин. Готовятся специалисты по специальности «Энергоэффективные технологии и энергетический менеджмент», которым присваивается квалификация инженер-энергоменед- жер. Однако еще не все возможности в области информационного обеспечения энергосбережения исчерпаны. Не налажена консультационная деятельность, мало используются современные информационные технологии. В то эывают действенное влияние на рациональное и экономное использование энергетических ресурсов.
С учетом важности информационного обеспечения энергосбережения соответствующие разделы, определяющие сферы деятельности в этой области, имеются в Законе Республики Беларусь «Об энергосбережении" и в Республиканской программе энергосбережения.
Непосредственно к вопросу информационного обеспечения примыкает проблема подготовки кадров (рис. 9.3). Например, программа энергосбережения предусматривает:
развитие непрерывной многоуровневой системы образования в области энергосбережения;
широкое использование республиканской информационно-аналитической системы (РИАС) «Энергосбережение* для оперативного получения информации, ее анализа, пропаганды и рекламы новых технологий и оборудования;
создание единой республиканской высококачественной интеллектуальной системы рекламы, ориентированной на существующую структуру общества.

54.Методы стимулирования энергосбережения за рубежом.
Общие подходы в области стимулирования энергосбережения за рубежом. Методы стимулирования энергосбережения за рубежом могут представлять интерес для Республики Беларусь в переходный период ее экономического развития. Рассмотрим их на примерах организации энергетического менеджмента в странах Западной Европы, использующих преимущественно методы экономического воздействия на потребителей ТЭР, и в Японии, отдающей предпочтение государственному регулированию энергосбережения.
В числе средств, широко используемых в мире и оказывающих существенное влияние на повышение эффективности использования ТЭР, входят как жесткие, сильнодействующие (цены и тарифы) средства, так и широко распространенные в мире достаточно мягкие, гибкие, как, например, экономические, не менее активно стимулирующие энергосбережение. При этом наблюдается общее стремление придать им легитимный характер, т.е. представить в виде законов или законодательных актов. Причем эти тенденции свойственны как странам, предпочитающим государственное регулирование энергопотребления, так и идеализирующим роль рыночных механизмов.
Сущность всех программ по энергосбережению, разрабатываемых в различных странах, - это стремление взяться за «самое плохое», т. е. направить финансовые средства и усилия прежде всего в те области, где результаты могут оказаться наиболее впечатляющими.
Общие мероприятия. Во многих странах законодательные рамки позволяют обеспечить основным мероприятиям по повышению энергоэффективности легитимный характер. Это особенно важно в тех случаях, когда устанавливаются специальные налоговые стимулы или субсидии, которые, естественно, должны согласовываться с законом о налогообложении. В других же странах ограничиваются приданием планам по энергосбережению статуса национальных программ.
В некоторых странах ЕС применяются обязательные энергетические аудиты. В отраслях с большим потреблением энергии аудиты проводятся на регулярной основе, и их предписания обязательны к исполнению. Энергетические аудиты являются необходимым условием для выделения правительственных субсидий или другой помощи в осуществлении мероприятий по энергосбережению. В Италии, Франции, Нидерландах, Португалии существует требование составления энергетических планов крупными промышленными предприятиями с указанием намечаемых мероприятий по повышению энергоэффективности, а также предоставления отчетов о деятельности, направленной на уменьшение энергопотребления. В Германии, Греции и Франции применяются стандарты для камер сгорания топлива, Понятно, роль этого стандарта особенно велика там, где эксплуатируются парогенераторы или установки по выработке технологической теплоты. Кроме того, в некоторых странах вводятся энергетические стандарты на двигатели, насосы, вентиляторы и компрессоры. Для стимулирования совместной выработки теплоты и электроэнергии в некоторых странах Западной Европы (менее половины от входящих в ЕС) используются такие методы стимулирования энергосбережения, как введение благоприятного ценового режима и денежных дотаций.

Приложенные файлы

  • docx 18166863
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий