USD 73.8537

-0.14

EUR 89.6584

+0.03

BRENT 69.95

+0.37

AИ-92 45.37

+0.04

AИ-95 49.06

0

AИ-98 55.13

+0.02

ДТ 49.37

0

6 мин
289
0

Регенерация электрогенерации

Регенерация электрогенерации

Современный электроэнергетический комплекс России включает около 600 электростанций единичной мощностью свыше 5 МВт.

Электроэнергетический комплекс представлен тепловой, ядерной, альтернативной и гидроэнергетикой. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: 21% - объекты гидроэнергетики, 11% - атомные электростанции, 68% - тепловые электростанции.

Тепловая электроэнергетика

Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях.

К тепловой электроэнергетике относятся тепловые электростанции, которые бывают нескольких видов. К ним относятся: котлотурбинные, конденсационные, газотурбинные электростанции, а также теплоэлектроцентрали, электростанции на базе парогазовых установок и на основе поршневых двигателей. Но к основным относятся КЭС и ТЭЦ. Их технологические процессы очень похожи. В том и в другом случае в результате сжигания в котле топлива выделяется тепло и нагревается пар под давлением, который попадает в паровую турбину. Там тепловая энергия пара преобразуется в энергию вращения. Вал турбины вращает ротор электрогенератора и образуется электрическая энергия.

Основное отличие КЭС от ТЭЦ заключается в том, что часть нагретого ТЭЦ пара уходит на теплоснабжение.

Принцип работы КЭС

В котёл с помощью питательного насоса подводится питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идёт 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, передающейся питательной воде, которая нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в этом же котле перегревается сверх температуры кипения, примерно до 540 °C с давлением 13–24 МПа и по одному или нескольким трубопроводам подаётся в паровую турбину. Паровая турбина, электрогенератор и возбудитель составляют в целом турбоагрегат. В паровой турбине пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), и потенциальная энергия сжатого и нагретого до высокой температуры пара превращается в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит в движение 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, благодаря которому и происходит расширение пара в турбине. Он создаёт вакуум на выходе из турбины, поэтому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденсатору и расширяется, что обеспечивает превращение его потенциальной энергии в механическую работу. 

Принцип работы ТЭЦ

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. Турбины ТЭЦ позволяют регулировать количество отбираемого пара. Отобранный пар конденсируется в сетевых подогревателях и передает свою энергию сетевой воде, которая направляется на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. На ТЭЦ есть возможность перекрывать тепловые отборы пара, в этом случае ТЭЦ становится обычной КЭС. Это дает возможность работать ТЭЦ по двум графикам нагрузки: тепловому — электрическая нагрузка жёстко зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка — приоритет) электрическому — электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет — электрическая нагрузка). Совмещение функций генерации тепла и электроэнергии (когенерация) выгодно, так как оставшееся тепло, которое не участвует в работе на КЭС, используется в отоплении. Это повышает расчетный КПД в целом (80 % у ТЭЦ и 30 % у КЭС), но не говорит об экономичности ТЭЦ. Основными же показателями экономичности являются: удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и КПД цикла КЭС. При строительстве ТЭЦ необходимо учитывать близость потребителей тепла в виде горячей воды и пара, так как передача тепла на большие расстояния экономически нецелесообразна.

Ядерная энергетика 

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах. 

К ядерной энергетике относятся АЭС. Они классифицируются по типу реакторов (с реакторами на тепловых нейтронах и с реакторами на быстрых нейтронах) и виду отпускаемой энергии (атомные электростанции, предназначенные для выработки электрической энергии и атомные теплоэлектроцентрали, вырабатывающие как электроэнергию, так и тепловую энергию).

Так как принцип работы ТЭЦ и АЭС относительно схож, последнюю иногда считают подвидом тепловой электроэнергетики. Основное отличие состоит в том, что тепловая энергия на АЭС образуется не в результате сгорания топлива, а в результате деления атомных ядер в ядерном реакторе (который выполняет ту же роль, что и котел в ТЭЦ).

Любой ядерный реактор состоит из активной зоны с ядерным топливом и замедлителем, активную зону окружает отражатель нейронов, теплоносителя, системы регулирования цепной реакции, радиационной защиты и системы дистанционного управления.

В остальном схема производства электроэнергии практически ничем не отличается от ТЭС.

Гидроэнергетика

ГЭС производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют доволен-таки большую себестоимость постройки. Современные ГЭС позволяют производить до 7 Млн Квт энергии, что двое превышает показатели действующих в настоящее время ТЭС и АЭС, однако размещение ГЭС в европейской части России затруднено по причине дороговизны земли и невозможности затопления больших территорий в данном регионе. 

Гидроэнергетика представлена гидроэлектростанциями, которые можно классифицировать в зависимости от максимального использования напора воды (высоконапорные — более 60 м, средненапорные — от 25 м, низконапорные — от 3 до 25 м.), а также в зависимости от вырабатываемой мощности (мощные — вырабатывают от 25 МВт и выше, средние — до 25 МВт и малые гидроэлектростанции — до 5 МВт).

Мощность ГЭС зависит от напора и расхода воды, а также от КПД используемых турбин и генераторов. Так как уровень воды в разные сезоны разный в качестве выражения мощности гидроэлектрической станции принято брать цикличную мощность.

В гидроэнергетике в электрическую энергию преобразуется кинетическая энергия течения воды. При помощи плотин на реках создаётся верхний и нижний бьеф. Вода переливается из верхнего бьефа в нижний по протокам, в которых расположены водяные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина вращает ротор электрогенератора.

Альтернативная энергетика

К альтернативной энергетике относится ветроэнергетика, гелиоэнергетика, геотермальная, водородная, приливная и волновая энергетика.

Передача и распределение

Передача электрической энергии осуществляется по электрическим сетям, которые представляют собой совокупность линий электропередачи и трансформаторов, находящихся на подстанциях.

Электроснабжение в подавляющем большинстве случаев — трёхфазное, поэтому линия электропередачи, как правило, состоит из трёх фаз, каждая из которых может включать в себя несколько проводов. Конструктивно линии электропередачи делятся на воздушные и кабельные.

Электроэнергетика России нуждается в модернизации: 74% теплоэлектростанций старше 30 лет, 22% из которых старше 50 лет, более половины электросетевого оборудования старше 30 лет. Моральное устаревание и износ оборудования приводит к росту расхода топлива, увеличению потерь и снижению эффективности функционирования отрасли в целом. 

Износ основных фондов в целом по России составляет: котельных - 54,2%, трансформаторных подстанций - 57,4%, тепловых сетей - 57,8%, электрических сетей - 51,32%.Степень износа объектов электро- и теплоэнергетики в настоящее время по отдельным территориям достигает 70-80%.

Уровень износа оборудования и необходимость повышения энергоэффективности отрасли требует вывода из эксплуатации в ближайшие 20 лет 67,7 ГВт мощностей, в том числе на ТЭС - 51,2 ГВт и на АЭС - 16,5 ГВт. Демонтаж оборудования в варианте активного обновления электроэнергетики требуется в объеме 118,3 ГВт.

Все это отражается на уровне надежности работы отрасли и качества ресурсоснабжения потребителей. В настоящее время этот уровень в Российской Федерации в десятки раз ниже, чем в европейских странах. 

Программа модернизации российской электроэнергетики до 2020 года предусматривает ввод 76 ГВт новых мощностей при демонтаже 26,4 ГВт старых мощностей, в сетевом комплексе — ввод более 150 единиц подстанций в магистральных сетях и 8,5 тыс единиц подстанций в распределительных сетях, строительство и реконструкцию свыше 300 тыс км линий электропередач. Модернизация и строительство генерирующих мощностей оценивается на уровне 6,8 трлн рублей до 2020 года, модернизация и строительство электросетевого комплекса оценивается на уровне 4,6 трлн рублей.



Статья «Регенерация электрогенерации» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№1-2, Январь 2013)

Читайте также