Как вырабатывается электричество на тэц

Как вырабатывается электрическая энергия в промышленных масштабах

Выработка электричества распространенным способом происходит в результате преобразования механического усилия: вал генератора приводится в движение, что и создает электрический заряд. На электростанциях устанавливают генераторные установки, производительность которых зависит от параметров вращения и технической конструкции. Принципиально иной способ получения электрозаряда используется в солнечных панелях, которые поглощают световые лучи и преобразуют энергию солнца в напряжение.

Откуда берется электричество?

Электростанции подразделяются по источнику первичной энергии, которая участвует в производстве электроэнергии. Для этой цели человек приспособил природные силы и разработал технологии передачи энергетического потенциала горючих соединений в проводные коммуникации в виде электрического тока. На службу техническому прогрессу призваны: реки, ветер, океанские приливы и отливы, солнечный свет, а также — топливные, невозобновляемые ресурсы.

В крупных промышленных масштабах электричество получают на электростанциях следующих типов:

• гидроэлектростанции (ГРЭС);
• тепловые (ТЭС, в том числе, ТЭЦ — теплоэлектроцентрали);
• атомные (АЭС или АТЭЦ).

Благодаря развитию технологий возрастает количество электростанций, использующих альтернативные источники энергии. К ним относятся приливные, ветровые, солнечные, геотермальные электрогенерирующие объекты. В отдельную категорию можно выделить комплексные автономные решения, состоящие из нескольких газотурбинных или дизельных генераторов, которые объедены для обеспечения высокой производительности.

Автономные электростанции

Генераторные комплексы автономного типа применяют для резервного электроснабжения, а также в ситуациях, когда прокладка высоковольтной ЛЭП затруднена природными условиями и оказывается нерентабельной. Необходимость установки мобильных электростанций возникает рядом с месторождениями полезных ископаемых, на производственных или строительных участках, значительно удаленных от проложенных электросетей.

Выработка электричества генераторными комплексами (производительность) зависит от количества генерирующих модулей, подключенных в единую цепь, и, по сути, ограничена только экономическими издержками.

По сравнению с производством электроэнергии в крупных промышленных масштабах на АЭС, ТЭС, ГРЭС стоимость одного «дизельного» или «газотурбинного» мегавата обходится дороже.

Поэтому при наличии подходящих условий инженеры-проектировщики и архитекторы производственных предприятий, населенных пунктов, жилых массивов ориентируются на подключение к подаче магистрального напряжения.

Производство электроэнергии в крупных масштабах

В двадцатом веке наибольший процент выработки электрической энергии приходился на ТЭС и ТЭЦ. С развитием атомной энергетики общемировая доля производства электроэнергии на АЭС превысила 10%.

Строительство ГРЭС ограничено несколькими природными факторами, и поэтому гидроспособ преобразования используется локально, с привязкой к равнинным рекам.

Полностью экологичное электричество или «зеленые мегаватты» — продукция объектов альтернативной выработки, — в 21-ом веке набирает популярность, что связано с заботой об окружающей среде и со стремлением рационально расходовать природные ресурсы.

ТЭС

Тепловые электростанции стали популярными по причине сравнительно небольших затрат для выхода на проектную мощность. Строительство ТЭС не связано с созданием плотин и монтажом ядерных реакторов.

Для преобразования энергетического потенциала углеводородов в электроэнергию необходима технологическая система, состоящая из паровых котлов, паропровода и турбогенераторов.

Масштабы и схемы могут быть разными, в том числе, в комбинации с теплоцентралью, но основной принцип работы ТЭС неизменен для всех случаев: тепло от сгорания через промежуточное парообразование преобразуется в электрическое напряжение.

ГРЭС

Гидроэлектростанции в отличие от тепловых не требуют топлива, удаления твердых отходов (угольные, торфяные, сланцевые ТЭС) и не загрязняют атмосферу продуктами сгорания.

Но на широтах с холодными зимами и замерзающими водоемами производительность ГРЭС зависит от сезонных факторов.

Затраты, вложенные в строительство плотин, окупаются продолжительное время, а уничтожение пахотных земель в результате затопления требует тщательной оценки того, насколько целесообразно возводить гидротехнические сооружения в определенном регионе.

АЭС

Атомные электростанции преобразуют энергию ядерного распада в электричество.

Тепло от реактора поглощает теплоноситель первичного контура с нагревом через парогенератор воды во втором контурном цикле, откуда пар подается на генераторные турбины — и вращает их.

Сложность процесса и опасность, связанная с аварийными ситуациями, ограничивают распространение данного виды выработки. Работа реактора должна контролироваться современными технологиями, а отработанное топливо — утилизироваться с соблюдением защитных мер.

26 января 2018

Источник: https://prometey-energy.ru/articles/elektrostantsii-tipy-i-osobennosti.html

Мощность увеличилась — Сможет ли Крым делиться электроэнергией с материковой частью РФ

Первые блоки Таврической и Балаклавской ТЭС заработали на полную мощность 1 октября после успешного завершения комплексного тестирования оборудования. Чтобы мегаватты с новых станций можно было отпускать в сеть, заключили необходимые договоры на присоединение к торговой системе оптового рынка электроэнергии. Каждый из блоков Таврической и Балаклавской ТЭС имеет мощность 235 мегаватт. К концу года с пуском второй очереди новых станций их суммарная мощность вырастет до 940 мегаватт.

В Крыму заработали первые блоки новых электростанций

Практически одновременно компания КрымТЭЦ сообщила, что первая очередь новой Сакской ТЭЦ введена в опытную эксплуатацию и в энергосистему полуострова поступило около 60 мегаватт.

— Сейчас в работе попеременно находятся все четыре газовые турбины (ГТА-25), генерируемая электроэнергия поступает в крымскую энергосистему, откуда передается потребителям, — рассказал генеральный директор компании КрымТЭЦ Тарас Целый. — Несмотря на то что станция работает в опытном режиме, она допущена к работе на оптовом энергорынке, где может продавать вырабатываемую электроэнергию.

Параллельно на КрымТЭЦ строят паротурбинный комплекс новой электростанции в Саках. Она предусматривает установку четырех котлов-утилизаторов к газовым турбинам и двух паровых турбин. В начале ноября там начнутся пусконаладочные работы, чтобы к концу месяца предприятие вышло на проектную мощность 120 мегаватт.

Потребление растет

Дополнительные киловатты очень важны для Крыма. Сейчас при вечернем максимуме потребления около 900 мегаватт суммарное производство электроэнергии новыми станциями достигает 523 мегаватт.

Однако и потребление стабильно растет. По оперативным данным филиала АО «СО ЕЭС» Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Крым и Севастополя, с января по сентябрь жители и предприятия полуострова потребили 5652 миллиона киловатт-часов электроэнергии, что на 2,9 процента больше, чем за тот же период 2017 года. Собственные генерирующие мощности выработали за девять месяцев 1736,3 миллиона киловатт-часов, что на 6,3 процента больше прошлогоднего показателя.

Сакская ТЭЦ в ноябре начнет вырабатывать 120 мегаватт

С приходом осени спрос на электричество начал активно расти. В сентябре общее потребление составило 537,7 миллиона киловатт-часов, что на 3,7 процента больше, чем за тот же месяц 2017 года. Это объясняется вводом в работу нового терминала аэропорта и строительством крупных инфраструктурных объектов.

Выработка электроэнергии в Крыму и Севастополе в первый осенний месяц составила 189,9 миллиона киловатт-часов, что на 60,2 процента больше, чем в сентябре прошлого года. Чтобы обеспечить возросшее потребление, было увеличено время работы мобильных газотурбинных электростанций (МГТЭС). В сентябре они произвели на 42,8 процента электроэнергии больше, чем за аналогичный период 2017 года.

Кроме того, с дефицитом справлялись за счет поступления электроэнергии по энергомосту с Кубани — за девять месяцев суммарный переток составил 3915,7 миллиона киловатт-часов.

Поделимся?

Между тем на материке есть свои сложности, особенно актуальные в пиковые периоды потребления, к которым относится и зима. По словам заместителя министра энергетики России Андрея Черезова, одна из них — дефицитность энергосистемы округа по установленной мощности и использование в топливном балансе собственных первичных энергоресурсов.

Вторая проблема — высокая по сравнению с другими регионами доля коммунально-бытовой нагрузки в общем объеме потребленной электроэнергии. Это приводит к скачкам электропотребления из-за неравномерности нагрузки в течение суток или при изменении температуры.

Такая ситуация требует дополнительной мощности электростанций, а также повышенного резерва мощности.

Крым впервые поделился электроэнергией с материковой частью РФ

— От уровня развития и надежности энергетической инфраструктуры в регионе напрямую зависит будущее ЮФО, его экономики и инвестиционной активности, перспективы международного сотрудничества, — сообщил Андрей Черезов.

Предстоящей зимой Минэнерго РФ прогнозирует рост потребления электроэнергии на юге России на 4,9 процента, а выработки электроэнергии — на 5,4 процента.

— Потребление электроэнергии в осенне-зимний период 2018-2019 года в объединенной энергосистеме юга составит 56,9 миллиарда киловатт-часов, что на 4,6 процента больше, чем в предыдущем году, — сообщил генеральный директор филиала АО «СО ЕЭС» Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга Максим Бабин. — Максимальное потребление прогнозируется 16580 мегаватт, что на 4,5 процента больше аналогичного показателя зимы 2017-2018 года. С начала нынешнего года уже наблюдается прирост использования электроэнергии на 3,6 процента по сравнению с тем же периодом 2017 года.

Мобильные электростанции перебросят из Крыма на Дальний Восток

Так что возможность получить часть электроэнергии из Крыма не будет лишней. Но сможет ли Крым ее отдавать? С одной стороны, до конца 2018 года ожидается ввод в работу второго блока Таврической и Балаклавской ТЭС, а также двух паровых турбин на Сакской ТЭЦ, благодаря чему собственная генерация достигнет 1062 мегаватт.

Но с другой — в следующем году спасавшие крымчан в течение нескольких лет мобильные газотурбинные станции (МГТС) увезут с полуострова. По словам Андрея Черезова, на некоторое время они еще останутся в Крыму для подстраховки новых ТЭС. В первый год работы станций есть вероятность сбоя в их работе, поэтому нужно иметь запасные мощности. А в дальнейшем МГТС отправят в другие регионы, возможно, на Сахалине или в Приморье.

Вадим Белик, министр топлива и энергетики Республики Крым:

— Пока Крым не может позволить себе поставлять электроэнергию на материк, поскольку она нужна на самом полуострове. По мере ввода в эксплуатацию второй очереди Таврической и Балаклавской ТЭС, а также Сакской ТЭЦ, республика должна будет вернуть работавшие у нас МГТС.

За счет того, что сейчас станции начали поставлять вырабатываемую электроэнергию в сеть, мы уже выводим из работы МГТС. В дальнейшем не исключено, что вырабатываемой в Крыму электроэнергии будет более чем достаточно, и тогда мы сможем передавать ее по энергомосту на Тамань.

Технически такую возможность передачи мы уже проверили, но свободной электроэнергии пока нет.

Источник: https://rg.ru/2018/10/16/reg-ufo/budet-li-krym-delitsia-elektroenergiej-s-materikovoj-chastiu-rf.html

Типы электростанций: их преимущества и недостатки, разновидности, классификация

Электростанцией называется комплекс зданий, сооружений и оборудования, предназначенный для выработки электрической энергии. То есть, электростанции преобразуют различные виды энергий в электрическую. Наиболее распространенными типами электростанций являются:

— гидроэлектростанции;— тепловые;

— атомные.

Гидроэлектростанция (ГЭС) — это электростанция, преобразующая энергию движущейся воды в электрическую энергию. Устанавливаются ГЭС на реках. При помощи плотины создается перепад высот воды (до и после плотины). Возникающий напор воды приводит в движение лопасти турбины. Турбина приводит в действие генераторы, которые вырабатывают электроэнергию.

В зависимости от мощности вырабатываемой электроэнергии, гидроэлектростанции подразделяются на: малые (до 5 МВт), средние (5-25 МВт) и мощные (свыше 25 МВт). По максимально используемому напору они делятся на: низконапорные (максимальный напор — от 3 до 25 м), средненапорные (25-60 м) и высоконапорные (свыше 60 м). Также ГЭС классифицируют по принципу использования природных ресурсов: плотинные, приплотинные, деривационные и гидроаккумулирующие.

Преимуществами гидроэлектростанций являются: выработка дешевой электроэнергии, использование возобновляемой энергии, простота управления, быстрый выход на рабочий режим. Кроме того, ГЭС не загрязняют атмосферу. Недостатки: привязанность к водоемам, возможное затопление пахотных земель, пагубное влияние на экосистему рек. ГЭС можно строить только на равнинных реках (из-за сейсмической опасности гор).

Тепловая электростанция (ТЭС) вырабатывает электроэнергию за счет преобразования тепловой энергии, полученной в результате горения топлива. Топливом на ТЭС является: природный газ, уголь, мазут, торф или горячие сланцы.

В результате горения топлива в топках паровых котлов, происходит преобразование питательной воды в перегретый пар. Этот пар с определенной температурой и давлением по паропроводу подается в турбогенератор, где и происходит получение электрической энергии.

Тепловые электростанции подразделяются на:

— газотурбинные;

— котлотурбинные;

— комбинированного цикла;

— на базе парогазовых установок;
— на основе поршневых двигателей.

Котлотурбинные ТЭС, в свою очередь делятся на конденсационные (КЭС или ГРЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Преимущества теплоэлектростанций 

— малые финансовые затраты;

— высокая скорость строительства;

— возможность стабильной работы вне зависимости от сезона.

Недостатки ТЭС

— работа на невозобновляемых ресурсах;

— медленный выход на рабочий режим;

— получение отходов.

Атомная электростанция (АЭС) — станция, в которой получение электроэнергии (или тепловой энергии) происходит за счет работы ядерного реактора. За 2015 год все АЭС мира выработали почти 11% электроэнергии.

Ядерный реактор при работе передает энергию теплоносителю первого контура. Этот теплоноситель поступает в парогенератор, где нагревает воду второго контура. В парогенераторе происходит преобразование воды в пар, который поступает в турбину и приводит в движение электрогенераторы.

Пар после турбины поступает в конденсатор, где охлаждается водой из водохранилища. В качестве теплоносителя первого контура используется, в основном, вода. Однако, для этой цели можно использовать еще свинец, натрий и другие жидкометаллические теплоносители.

Количество контуров АЭС может быть разным.

АЭС классифицируются по типу используемого реактора. В атомных электростанциях используются два вида реакторов: на тепловых и на быстрых нейтронах. Реакторы первого типа подразделяются на: кипящие, водоводяные, тяжеловодные, газоохлаждаемые, графито-водные.

В зависимости от вида получаемой энергии, атомные электростанции бывают двух типов:

Станции, предназначенные для выработки электроэнергии.

Станции, предназначенные для получения электрической и тепловой энергии (АТЭЦ).

Преимущества атомных электростанций:

— независимость от источников топлива;

— экологическая чистота;

Главный недостаток станций этого типа — тяжелые последствия в случае аварийных ситуаций.

Кроме перечисленных электростанций еще бывают: дизельные, солнечные, приливные, ветровые, геотермальные.

Источник: https://pue8.ru/sistemy-elektrosnabzheniya/922-tipy-elektrostantsij-ikh-preimushchestva-i-nedostatki-raznovidnosti-klassifikatsiya.html

Как работает ТЭС

Давайте вместе разберемся как работает ТЭС (Тепловая электрическая станция). Так как в название присутствует слово тепловая, то очевидно, что на таком типе электростанции всё завязано вокруг тепловой энергии — вокруг тепла.

Действительно, на ТЭС главным образом сначала пытаются получить тепло, а затем преобразовать тепло в электричество. Но как? Давайте разбираться дальше.

о том, Как работает ТЭС:

Получение тепла на ТЭС

Тепло на обычных тепловых электростанциях получают при сжигании органического топлива: газ, уголь, мазут, торф и очень редко дизель. Электростанции, которые сжигают газ называют также газовые электростанции, которые сжигают уголь — угольные электростанции.

Топливо сжигают в котлах. Котлы на электростанциях — это громадные конструкции, по размерам нередко как девятиэтажный дом, а иногда и больше. Все стенки внутри котла экранированы трубами, по которым бежит вода и при нагревании преобразуется в пар. Внутри котла есть зона, которая называется топка. В этом месте и горит наше топливо. Зона топки также экранирована трубами.

Получается, что вода и пар, которые текут по трубкам внутри котла, получают тепло как непосредственно от пламени внутри топки, так и от продуктов сгорания топлива, т.е. дымовых газов, которые тоже имеют высокую температуру, порядка 1000 градусов Цельсия. Трубки внутри котла часто рвутся и получается, что вода которая течет по ним под высоким давлением, вырывается наружу. Это называется свищ.

Тогда котел приходится останавливать на ремонт.

В итоге, вся вода, которая приходит в котел у нас после нагревания превращается в пар. Пар в свою очередь покидает котёл и идет по паропроводам к паровой турбине.

Преобразование тепловой энергии в электрическую

Итак, пар после котла поступает в паровую турбину. Паровая турбина — это такая штуковина, которая преобразует тепло в механическую энергию вращения.

Основные детали паровой турбины — это сопла и рабочие лопатки. Они установлены друг за другом. Сначала ряд сопел, затем ряд рабочих лопаток и так далее. Сопла установлены на неподвижной части турбины — статоре, а рабочие лопатки на подвижной — роторе, который вращается. Совокупность одного ряда сопел и рабочих лопаток принято называть ступень. Ступеней в турбине может быть разное количество: может быть 5 ступеней, а может и 40, в зависимости от параметров пара.

В соплах и на рабочих лопатках наше тепло в виде нагретого пара и преобразуется в энергию вращения вала турбины. Первым делом пар на входе в турбину попадает на первый ряд сопел. В соплах, происходит расширение пара, при этом он теряет некоторую теплоту.

Расширяясь пар увеличивает свою скорость, а скорость — это кинетическая энергия. И вот расширившись и приобретя некоторую кинетическую энергию пар толкает ряд рабочих лопаток, закрепленных на роторе турбины, в результате ротор вращается.

Затем пар снова поступает на следующий ряд сопел, затем на следующий ряд рабочих лопаток и так далее.

Когда пар пройдет все сопла и лопатки он либо направится в следующую часть турбины с соплами и лопатками, либо, если он уже практически полностью расширился и остыв покидает турбину в специальное приемное устройство — конденсатор.

Вал нашей турбины сцеплен с валом электрического генератора. Генератор работает по принципу как и любой электрический генератор, например как генератор в машине. Только в машине генератор вращается приводным ремнем от двигателя, а генератор на тепловой электростанции вращается от паровой турбины.

Потери на ТЭС

Давайте еще поговорим о том, куда девается пар после турбины. Как мы сказали выше, сначала пар попадает в конденсатор. Пар не выбрасывается, допустим в атмосферу. Потому что, он получен из специально хорошо очищенной воды с содержанием очень малого количества солей и других примесей. Поэтому пар после турбины выкидывать затратно.

В конденсаторе пар конденсируется, т.е. преобразуется обратно в воду, и затем, снова поступает в котёл, где опять нагревается и так далее.

Откуда же появляются потери, о которых написано в заголовке? А потери появляются при конденсации пара в воду. Для того, чтобы пар конденсировать, его нужно охладит. Пар охлаждается водой в конденсаторе. Охлаждающая вода берется либо с пруда охладителя, либо с реки, либо с другого источника. Вот эта охлаждающая вода и забирает часть нашего тепла и уносит с собой в атмосферу. Может унести через градирни, где охлаждается, либо в пруде-охладителе.

Здесь получаются у нас самая большая потеря тепла на ТЭС. Примерно таким образом теряется около 50% всего тепла, полученного при сжигании топлива. Проблема в том, что это тепло низкопотенциальное, т.е. его много, но оно имеет низкую температуру и, впринципе, его некуда использовать. Поэтому и приходится выбрасывать в атмосферу.

Существуют и другие недостатки ТЭС. Постепенно процессы на ТЭС совершенствуются, КПД поднимаются. Но всё же, из-за особенности рабочего цикла, даже у самых современных зарубежных ТЭС КПД не больше 65%. Т.е. 35% сжигаемого топлива мы просто выбрасываем. Средний КПД российских ТЭС не превышает 35-40%. На тепловых электростанциях России топлива выбрасывается еще больше.

Назад, в Тепловые электростанции.

Источник: http://tesiaes.ru/?p=4706

Проекты ДПМ

Проект предусматривает строительство на Дягилевской ТЭЦ ПГУ мощностью 115 МВт с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens Industrial Turbomachinery AB мощностью 45 МВт, паровой турбогенераторной установки SST-400 фирмы Siemens, s.r.o., odstepny zavod Industrial Turbomachinery Siemens мощностью 38,5 МВт, двумя котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», 3 дожимные компрессорные станции и блок очистки газа фирмы Eltacon.

В результате реализации проекта установленная электрическая мощность станции составила 238,5 МВт. Удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии – 258 г/кВтч (до расширения 334 г/кВТч).

Объект введен в эксплуатацию в декабре 2016 года.

Строительство ПГУ-115 МВт на Алексинской ТЭЦ в Тульской области

Проект предусматривает строительство на Алексинской ТЭЦ ПГУ мощностью 115 МВт с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens Industrial Turbomachinery AB мощностью 45 МВт, паровой турбогенераторной установкой SST-400 фирмы Siemens, s.r.o., odstepny zavod Industrial Turbomachinery Siemens мощностью 38,5 МВт, двумя котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», тремя дожимными компрессорными станциями и блоком очистки газа фирмы Eltacon.

Строительство ПГУ-115 с установкой теплофикационного парогазового блока предусматривается с целью увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на основе внедрения высокоэффективной парогазовой технологии, повышения конкурентоспособности продукции ТЭЦ в условиях рыночной экономики.

В результате реализации проекта установленная электрическая мощность станции увеличилась более чем в 2 раза и составила 230,5 МВт. Планируемый рост отпуска электроэнергии увеличился более чем в 4 раза. При этом удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии на новом энергоблоке составили 235,0 г/кВтч, что практически в 2 раза ниже, чем на действующем оборудовании.

Объект введен в эксплуатацию в феврале 2019 года.

Строительство ПГУ-223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1 в Воронежской области

Проект предусматривает строительство на Воронежской ТЭЦ-1 ПГУ мощностью 223 МВт с четырьмя газотурбинными установками LM6000 PD Sprint фирмы General Electric мощностью 45,295 МВт, двумя паротурбинными установками ПТ-25/34-3,4/1,3, четырьмя котлами-утилизаторами ПК-95 ОАО «Подольский машиностроительный завод».

В результате реализации проекта, учитывая планы вывода из эксплуатации технически и морально устаревшего генерирующего оборудования, существенно увеличится экономичность станции в целом. Так, например удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии Воронежской ТЭЦ-1 уменьшится более чем на 100 гут/кВт*ч и составит ориентировочно 230 гут/кВт*ч.

Срок реализации — 2019 год.

Источник: https://www.quadra.ru/investitsii/

Принцип работы ТЭЦ, устройство ТЭС

Принцип работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) основан на уникальном свойстве водяного пара – быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) — наследие такой уже далекой эпохи пара.

Первая тепловая электростанция была построена в Нью-Йорке на Перл-Стрит (Манхэттен) в 1882 году. Родиной первой российской тепловой станции, спустя год, стал Санкт-Петербург. Как это ни странно, но даже в наш век высоких технологий ТЭС так и не нашлось полноценной замены: их доля в мировой энергетике составляет более 60 %.

И этому есть простое объяснение, в котором заключены достоинства и недостатки тепловой энергетики. Ее «кровь» — органическое топливо – уголь, мазут, горючие сланцы, торф и природный газ по-прежнему относительно доступны, а их запасы достаточно велики.

Большим минусом является то, что продукты сжигания топлива причиняют серьезный вред окружающей среде. Да и природная кладовая однажды окончательно истощится, и тысячи ТЭС превратятся в ржавеющие «памятники» нашей цивилизации.

Принцип работы

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком – они родные сестры. «Чистая» теплоэлектростанция – ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.

Теплоэлектроцентраль – ТЭЦ — разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд.

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух — окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление – попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее — в деаэратор. Там вода освобождается от газов – кислорода и СО2, которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел.

Теплоснабжение

Вторая, не менее важная функция ТЭЦ – обеспечение горячей водой (паром), предназначенной для систем центрального отопления близлежащих населенных пунктов и бытового использования. В специальных подогревателях холодная вода нагревается до 70 градусов летом и 120 градусов зимой, после чего сетевыми насосами подается в общую камеру смешивания и далее по системе тепломагистралей поступает к потребителям. Запасы воды на ТЭЦ постоянно пополняются.

Как работают ТЭС на газе

По сравнению с угольными ТЭЦ, ТЭС, где установлены газотурбинные установки, намного более компактны и экологичны. Достаточно сказать, что такой станции не нужен паровой котел. Газотурбинная установка – это по сути тот же турбореактивный авиадвигатель, где, в отличие от него, реактивная струя не выбрасывается в атмосферу, а вращает ротор генератора. При этом выбросы продуктов сгорания минимальны.

Новые технологии сжигания угля

КПД современных ТЭЦ ограничен 34 %. Абсолютное большинство тепловых электростанций до сих пор работают на угле, что объясняется весьма просто — запасы угля на Земле по-прежнему громадны, поэтому доля ТЭС в общем объеме выработанной электроэнергии составляет около 25 %.

Процесс сжигания угля многие десятилетия остается практически неизменным. Однако и сюда пришли новые технологии.

Чистое сжигание угля (Clean Coal)

Особенность данного метода состоит в том, что вместо воздуха в качестве окислителя при сжигании угольной пыли используется выделенный из воздуха чистый кислород. В результате, из дымовых газов удаляется вредная примесь – NОx. Остальные вредные примеси отфильтровываются в процессе нескольких ступеней очистки. Оставшийся на выходе СО2 закачивается в емкости под большим давлением и подлежит захоронению на глубине до 1 км.

Метод «oxyfuel capture»

Здесь также при сжигании угля в качестве окислителя используется чистый кислород. Только в отличие от предыдущего метода в момент сгорания образуется пар, приводящий турбину во вращение. Затем из дымовых газов удаляются зола и оксиды серы, производится охлаждение и конденсация. Оставшийся углекислый газ под давлением 70 атмосфер переводится в жидкое состояние и помещается под землю.

Метод «pre-combustion»

Уголь сжигается в «обычном» режиме – в котле в смеси с воздухом. После этого удаляется зола и SO2 – оксид серы. Далее происходит удаление СО2 с помощью специального жидкого абсорбента, после чего он утилизируется путем захоронения.

Пятерка самых мощных теплоэлектростанций мира

Первенство принадлежит китайской ТЭС Tuoketuo мощностью 6600 МВт (5 эн/бл. х 1200 МВт), занимающей площадь 2,5 кв. км. За ней следует ее «соотечественница» — Тайчжунская ТЭС мощностью 5824 МВт. Тройку лидеров замыкает крупнейшая в России Сургутская ГРЭС-2 – 5597,1 МВт. На четвертом месте польская Белхатувская ТЭС – 5354 МВт, и пятая – Futtsu CCGT Power Plant (Япония) – газовая ТЭС мощностью 5040 МВт.

Сургутская ГРЭС-2

Источник: https://www.techcult.ru/technology/5057-princip-raboty-i-ustrojstvo-tec-tes

Центральной ТЭЦ 120 лет | ТГК-1

К середине 1880-х годов в Санкт-Петербурге ощущалась острая необходимость в электрической энергии. На столичном рынке развернулась жесткая конкурентная борьба, приступить к строительству электростанций были готовы сразу несколько компаний.

Прежде всего электричеством осветили Невский проспект (ток для его фонарей давала временная электростанция-баржа у Полицейского моста), Зимний дворец и Царское Село, летнюю резиденцию императорской семьи.

Массовое приобщение петербуржцев к электричеству началось в Рождественской части города – так называлась территория по левую сторону от Староневского проспекта до Смольного института.

Недовольство местных жителей качеством уличного освещения использовало Акционерное общество «Гелиос» из Кельна, направившее в декабре 1896 года в городскую управу предложение исправить ситуацию — электрифицировать всю Рождественскую часть.

Чтобы опередить конкурентов, общество «Гелиос» обещало сделать это по цене керосинового освещения.

«Гелиос» выиграл подряд, выгодный удобным расположением будущей станции на Новгородской улице (дом 11) вблизи Невы — по реке было удобно доставлять стройматериалы, оборудование и уголь.

Работы велись очень быстро, и менее чем через год, 27 апреля 1897 года, станция дала промышленный ток. 

Годом позже первый ток дали еще две крупные центральные электростанции: «Общества электрического освещения 1886 года» (16 ноября 1898 года) и «Бельгийского Анонимного Общества электрического освещения» (22 мая 1898 года).

Так началась история Центральной ТЭЦ и энергетики Петербурга.

Общества «Гелиос»

Сначала были пущены семь паровых котлов системы «Мак-Николь» и четыре паровые машины Аугсбургского машиностроительного завода. Через год установили еще шесть котлов и три машины. Мощность станции составила 5,25 МВт.

Корпус машинного отделения и здание заводоуправления строились по проекту инженера и архитектора Владимира Рейса, который также известен проектированием первой очереди городского трамвая, велодрома на Каменноостровском проспекте и доходных домов. Для немецкой компании это был очень важный, своего рода имиджевый проект, открывавший доступ к другим заказам.

После запуска станции во всех петербургских газетах появились торжествующие объявления о том, что Петербургская городская управа предоставила «Гелиосу» «право прокладки кабелей по всей столице для производства электрического освещения и отпуска электрической энергии для промышленных и технических целей на весьма выгодных условиях». 

К 1914 году электростанцию расширили. Модернизация позволила увеличить установленную мощность до 12,25 МВт.

В годы Первой мировой войны станцию было решено переоборудовать под использование местного топлива — торфа. В 1918 году вновь пущенную станцию национализировали как один из наиболее важных стратегических объектов города. Наряду с другими она вошла в Объединение «Государственные электрические станции» (ОГЭС).

В 1929–1933 годах станцию фактически полностью переоборудовали: демонтированы старые турбогенераторы и паровые котлы, расширена территория, сооружено новое здание котельной, увеличен машинный зал. Электрическая мощность выросла до 67,5 МВт. ГЭС № 2 начала отпускать потребителям тепло и стала таким образом теплоэлектроцентралью (ТЭЦ).

Кельнское акционерное общество «Гелиос» было одним из главных энергетических игроков петербургского рынка и основным конкурентом «Сименса и Шуккерта» в электрификации столицы Российской империи.

За год до Великой Отечественной войны станцию вторично реконструировали, и ее мощность увеличилась до 92 МВт. 

В самое суровое блокадное время ТЭЦ продолжала работать, обеспечивая теплом и электроэнергией госпиталь, хлебозавод и Смольный. Топливо для станции персонал находил на неработающих предприятиях или разбирая на дрова пустующие деревянные дома. Благодаря тому, что ГЭС № 2 продолжала давать тепло, позднее удалось запустить турбины остальных электростанций.

Во время войны на территории станции не раз рвались снаряды, ведь линия фронта проходила всего в 12 километрах. За годы войны на фронте и в осажденном городе погибли более 400 работников станции.

Со станцией связано и первое в истории российской энергетики письмо об отключении должника, датированное августом 1903 года.

Компания Санкт-Петербургское общество электрических сооружений (так с 1899 года стало именоваться в общество «Гелиос») «с совершенным почтением» требует от некой госпожи Томилишиной погасить долг за электроэнергию в размере 189 рублей 75 копеек.

В противном случае грозит прекратить «отпуск тока». И уже на следующий день на письме появилась лаконичная приписка: «Ток отключен. Десятский Семенов».

После войны электростанция пережила несколько этапов технического перевооружения: было увеличено количество котлов и турбоагрегатов, модернизированы конденсационные и теплофикационные турбины.

Общества электрического освещения 1886 года

Электростанция «Общества электрического освещения 1886 года» начала работу 16 ноября 1898 года на набережной Обводного канала. В момент пуска станция считалась самой мощной — на ней были установлены четыре паровых котла и шесть паровых машин фирмы «Сименс и Гальске» суммарной мощностью 4200 кВт.

После открытия электростанции к ней были подключены многие общественные заведения, в том числе торговые помещения Гостиного двора. «Общество электрического освещения 1886 года» даже закрыло семь небольших электрических станций, поскольку все потребители отныне получали электричество от станции на Обводном.

В газете «Новое время» от 9 ноября 1898 г. писали:

«Вчера кабель, доведенный до сети Гостиного двора, пустил со станции на Обводном канале энергию и осветил магазины, т.е. вместо станции, стоящей на Казанской площади, Гостиный двор стал освещаться с Центральной электростанции».

На 1916 г. в машинном зале станции имелось девять турбин и восемь паровых машин, чья общая установленная мощность составляла около 49 тысяч кВт. Более половины электроэнергии, потреблявшейся в то время Петроградом, вырабатывала ЦЭС.

В 1900-1910-е годы электростанцию расширили и пристроили котельную. К 1916 году в машинном зале уже имелось девять турбин и восемь паровых машин, чья общая установленная мощность составляла около 49 000 кВт. 

В декабре 1917 года станция была национализирована. К 1927 году мощность станции достигла 68 МВт — в то время здесь работала самая крупная в стране турбина мощностью 30 МВт.

Станция сильно пострадала от бомбежек весной 1943 года, когда фашисты стали применять термитные снаряды и сделали мишенью массированных огневых налетов склады жидкого топлива. Вызвав пожар, они усиливали обстрел объекта и прилегающей к нему территории, стараясь затруднить его тушение.

Так было на ГЭС № 1, когда снаряды попали в резервуары с мазутом. Пожару нельзя было позволить распространиться, так как это грозило остановкой электростанции, снабжавшей электроэнергией промышленные предприятия и город.

А противник, чтобы помешать пожарным, восемь раз обстреливал станцию и прилегавшую к ней территорию.

В годы блокады станция продолжала работать и обеспечивала город теплом и электроэнергией.

В 1960-е годы на станции впервые в СССР была введена в эксплуатацию парогазовая установка.

16 июля 1886 года основано и зарегистрировано промышленно-коммерческое «Общество электрического освещения». Среди его учредителей были «Сименс и Гальске», «Дойче Банк» и русские банкиры. С 1900 г. компания носит имя «Общество электрического освещения 1886 г.».

Цель компании обозначалась согласно интересам главного учредителя Карла Федоровича Сименса: «Для освещения электричеством улиц, фабрик, заводов, магазинов и всякого рода других мест и помещений».

Общество имело несколько отделений в разных городах страны и внесло очень большой вклад в развитие электрической сферы.

Бельгийского Анонимного Общества электрического освещения

Электростанция «Бельгийского Анонимного Общества электрического освещения» пущена в эксплуатацию 22 мая 1898 года. Первая паровая машина имела мощность 350 кВт, в конце 1901 года было установлено уже 18 машин общей мощностью 5500 кВт. В 1903 году здесь заработала первая паровая турбина «Парсонс» (650 кВт).

В 1911-1914 годах были установлены семь котлов системы «Бабкок-Вилькокс» и шесть котлов фирмы «Фицнер и Гампер» с ручными угольными топками, а в машинном отделении трудились 10 вертикальных паровых машин и 6 турбин «Парсонс» общей мощностью около 18 тысяч кВт.

В 1924 году ГЭС № 3 переоборудовали в теплоэлектроцентраль. Отсюда был проложен первый в России теплопровод, и 25 ноября 1924 года к нему был подключен соседний жилой дом (теплом обеспечивалось 72 комнаты).

Централизованное снабжение горячей водой функционировало без сбоев, и через год электростанция стала снабжать горячей водой бывшую Обуховскую больницу и бани в Казачьем переулке.

В ноябре 1928 года к тепловым сетям ГЭС № 3 подключили здание «Электротока», располагавшееся на Марсовом поле.

В 1960 году Электростанция № 1 и Электростанция № 3 стали поставлять энергию параллельно в общую теплосеть. Это был первый опыт совместной работы генерирующих мощностей, который в дальнейшем широко использовался другими электростанциями страны.

В 1960-е годы на ЭС-3 было полностью прекращено сжигание угля. Основным топливом стал газ, резервным — мазут. Электроэнергия вырабатывалась только в отопительный сезон: с середины сентября по середину мая, остальное время года основное оборудование находилось в резерве.

Центральная ТЭЦ — один из ключевых объектов энергетики города, фактически единственный источник электричества для исторического центра Петербурга.

ЭС-1, ЭС-2 и ЭС-3 были объединены в одно предприятие в 1999 году. В тот период устаревшая и недостаточно развитая электросетевая инфраструктура Центрального и Адмиралтейского районов не позволяла увеличивать мощности для существующих потребителей электрической энергии и подключать новых.

Связь районов с энергосистемой осуществлялась только по двум кабельным линиям 110 кВ и двум линиям 35 кВ. Однако кабели 35 кВ были в предельном техническом состоянии и практически не использовались для работы под нагрузкой. При возникающих аварийных отключениях линий 110 кВ образовывался дефицит мощности на ЭС-2, и автоматика станции неоднократно прекращала снабжение до 80 % своих потребителей.

Электростанция обеспечивает работу метрополитена, городского Правительства и правительственных учреждений, ряда больниц и учебных заведений. Это источник тепловой энергии для промышленных предприятий, жилых и общественных зданий Центрального, Адмиралтейского, Московского и Фрунзенского районов Санкт-Петербурга с населением свыше 500 тысяч человек.

Масштабные работы по реконструкции и модернизации основного и вспомогательного оборудования проводятся одновременно на всех трех электростанциях (ЭС-1, ЭС-2, ЭС-3) Центральной ТЭЦ.

Проект строительства на площадке ЭС-1 возле Обводного канала компактной ГТУ-ТЭЦ учитывает необходимость бережного подхода к уникальному историческому городскому ландшафту Санкт-Петербурга. Новое здание ГТУ-ТЭЦ построено таким образом, чтобы оно не стало конструктивной доминантой пейзажа. 

ГТУ-ТЭЦ ЭС-1 Центральной ТЭЦ была принята в эксплуатацию 05.12.2016 г.

В связи с особой социальной значимостью крупнейших потребителей ЭС-2, подключенных к фидерным распределительным устройствам станции, было принято решение о строительстве на ЭС-2 нового закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 110/6 кВ.

Данный проект был реализован «ТГК-1» в 2011–2014 годах. Кроме повышения надежности существующих связей, обеспечены возможности подключения новых кабельных линий, в том числе с учетом перспективной схемы электроснабжения Санкт-Петербурга.

В настоящее время на ЭС-3 Центральной ТЭЦ установлена турбина мощностью 2 МВт, которая вырабатывает электроэнергию только в отопительный сезон, а в остальное время года основное оборудование станции находится в резерве.

Согласно планам, после ввода новой генерации на ЭС-1 старое оборудование ЭС-3 будет выведено из эксплуатации. 

Источник: http://www.tgc1.ru/central120/

Проблемы эксплуатации ТЭЦ и АЭС | Агростройсервис

Планирование развития экономики и промышленного комплекса страны невозможно без учета энергообеспеченности. Для строительства новых и эксплуатации имеющихся заводов необходимо обеспечение их энергией. Получение заданных при планировании финансовых и производственных показателей должно достигаться вне зависимости от экономической конъюктуры и кризисных явлений. Именно поэтому стабильность и обеспеченность энергетического комплекса имеет особое значение.

По оценкам Международного энергетического агентства, спрос на электроэнергию вырастет на 80% к 2050 году, а увеличение объемов генерации будет движущей силой для всей мировой экономики. При этом доля использования ископаемых ресурсов заметно снизится, а возобновляемых источников энергии составит до 65%.

Одновременно по данным ООН к 2050 году население мира составит 9,7 млрд человек, из них 67% будет жить в регионах с дефицитом воды.

Очевидно, что развитие мировой экономики возможно при совершенствовании энергетических технологий, снижении потерь при производстве и передаче энергии.

Текущий уровень развития электроэнергетики и прогнозы на ближайшие 10-15 лет отражают факт, свидетельствующий о том, что основная доля выработки электроэнергии придется на тепловые атомные электростанции.

Учитывая, что для эффективной работы гидроэлектростанции препятствием становится нехватка уровня запаса воды в водохранилищах и сопутствующие решению данного вопроса проблемы, стоит больше внимания уделить эффективности работы ТЭС (тепловых электростанций). Так, потери от недостатка генерации составляют до 5% ВВП, а на 1 рубль потребления энергии приходится до 50 рублей ВВП.

Основные проблемы эффективной работы электростанции

Тепловые станции подразделяются на ТЭЦ (теплоэлектростанции) и ГРЭС (государственные районные электростанции), отличающиеся режимом работы.

ГРЭС работает только в конденсационном режиме и вырабатывает электричество, а ТЭЦ еще и в теплофикационном, производя дополнительно тепло.

Станция – сложный технический объект, включающий машины и механизмы, требующие обслуживание. Поскольку номинальная мощность электростанции редко совпадает с реальной, то в энергетике анализируют их соотношение. Существует специальный коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), который показывает насколько эффективна станция. Это интегральный коэффициент, учитывающий и техническое состояние, технологическое  совершенство, квалификацию персонала и организацию работы.

К сожалению, среднее значение КИУМ в Росси составляет 46,3%, получается, что при правильном подходе на имеющихся электростанциях можно получить в 2 раза больше энергии.

Проблемами ограничения мощности энергетики занимаются не одно десятилетие, и получены весьма точные результаты.

Основные причины ограничений мощности:

• недостаток охлаждающих устройств 42%
• недостаток теплопотребления 32%
• недостаток технического состояния основного оборудования 14%
• прочее 12%

Как видно, основная причина неэффективности тепловых электростанций – плохая работа охлаждающих устройств.

Кроме этого, вторая по величине проблема, связанная с недостаточностью потребления тепла, решается ввиду невозможности обеспечения его расчетного значения, перенаправлением всего парового потока в конденсаторы турбин с увеличением конденсационной мощности. А такой вариант зависит только от производительности и технической готовности систем водоохлаждения.

Подытожим: системы технического водоснабжения непосредственно влияют на ограничения мощности электростанций. Их доля в суммарной потере выработки — 74%!!!

Системы технического водоснабжения электростанций

СТВ-сложный комплекс природных и технических объектов (включающий теплообменные устройства, насосы, гидроохладители, очистные установки, конденсаторы турбин), предназначенные для отвода теплоты от установок электростанции с последующим рассеиванием ее в окружающую среду.

Системы техводоснабжения входят в низко накопительную часть электростанции, основная функция которой — передача тепла от отработавшего в турбине пара в атмосферу. Правильная работа НПЧ обеспечивает стабильный и экономически наиболее выгодный режим работы за счет поддержания вакуума в конденсаторах при любых их режимах работы.

Системы технического водоснабжения подразделяют на прямоточные (присущие ГРЭС) и замкнутые.

Водный кодекс с 2006 года предписывает проектирование ТЭС, включая ПГУ (парогазовые установки) с использованием оборотных систем водоснабжения с градирнями.

Такое решение продиктовано описанными выше общемировыми проблемами водопотребления и дефицита ресурсов.

Эффективная работа низко потенциальной части напрямую зависит от точности расчетов и баланса параметров конденсаторов турбин, насосного оборудования и градирен для конкретных условий эксплуатации.

В основном системы технического водоснабжения ТЭЦ укомплектованы башенными, или испарительными вентиляторными градирнями большой мощности. Через них в окружающую среду рассеивается около 60% тепла низкопотенциальной части, полученной при сжигании топлива.

Если сравнить, то через дымовые трубы уходит всего 12% энергии. Поэтому качественная градирня, помимо увеличения производительности ТЭЦ, позволяет снизить выбросы СО2,  SO2, NO в атмосферу.

От совершенства конструкции, правильности проектирования градирен зависит и расход топлива, и наличие ограничений мощности электростанции. Очевидно, что имеет смысл рассмотреть этот вопрос подробно.

Влияние градирен на ТЭП ТЭЦ

В энергосистеме ТЭЦ России на сегодня 748 электростанций мощностью 239,8 тысяч МВт, вырабатывающих порядка 1 триллиона кВт*ч электричества. Из них 63,7% составляют ТЭС, 19,25% АЭС, 17% ГЭС.

Водопотребление за год составляет порядка 300 млрд м3. Учитывая, что наличие замкнутых систем должно увеличиваться темпами, значительно превышающими текущие.

В работе на электростанциях порядка 370 башенных и 70 вентиляторных градирен. Их суммарная площадь орошения около 700 000 м2, а производительность около 5 500 000 м3 /час.

Основная часть установок построена с 1960 по 1985 года, новых градирен не более 40%. Многолетние испытания, проводимые специалистами ЕЭС, ОРГРЭС, ИНТЕРРАО, показывают, что недоохлаждение воды в системах составляет от 2 до 10 градусов. Нехватка воды для обеспечения охлаждения расчетных объемов пара в конденсаторах турбин 30-40%.

Так что же является основной проблемой? Старение парка градирен? Нет. Если бы это было так, то простое финансирование реконструкции охладителей за несколько лет исчерпало бы вопрос.

Основных проблем ограничения мощности из-за градирен несколько:

• Технические задания для проектирования и строительства электростанций зачастую не согласованы. Создание сложных технических комплексов требует согласованности работы проектировщиков, изготовителей, наладчиков и эксплуатантов. А реальные случаи ее достижения можно пересчитать по пальцам рук. Часто запроектированные решения не согласуются с реалиями эксплуатации, или не позволяют вести ее в экономически оптимальных режимах, ввиду сложности последних. Многие регламентные документы не согласуются друг с другом
• Разработанные технико-экономические обоснования не соответствуют проектам. Практика, когда проектирование и внесение изменений идут параллельно распространена. Времени на корректировку начальных исследований фактически не отводится
• Система закупок ориентирована на минимизацию стоимости приобретаемого оборудования, а не на уменьшение ограничений мощности и стоимости генерации. Фактически приобретается оборудование с более дорогой стомостью владения
• При расчетах водоохладителей и режимов работы ТЭЦ используются усредненные данные, тепловой и гидравлической баланс в расчет не берутся. В результате рассогласования параметров работы эффективность охлаждения градирен ТЭЦ мала. Часто при расчетах температура оборотной воды принимается завышенной (среднее значение-33оС)
• Значение проектных напоров и расходов насосного оборудования, рассчитанная при строительстве станций 30-40 лет назад, не соответствует характеристикам модернизированных градирен, что не позволяет обеспечить их оптимальную загрузку
• Ремонтные работы и реконструкции ведутся различными фирмами без общего четкого плана и понимания общей конечной цели электростанции
• При модернизации выбираются спорные технические решения, мотивированные низкой стоимостью. Например, сухие градирни, или системы Геллера. Принцип работы этих установок исключает наиболее эффективный режим охлаждения – испарение. Разница в температуре охлажденной воды достигает 7 градусов, по сравнению с испарительными градирнями
• В ходе выполнения работ по обновлению парка градирен не учитывается согласование гидравлических параметров водораспределения смежных установок. В результате разница уровней достигает 3-5 метров водного столба, что ведет к перегрузке одних и недозагрузке других охладительных башен
• Отсутствует должный уровень автоматизации процессов, исключающий ошибки из-за человеческого фактора и оптимизирующий режимы работы оборудования

Все эти проблемы ведут к неприятным последствиям. Эксплуатационники сталкиваются с тем, что отремонтированная градирня работает без улучшений параметров.

Подведем итог:

Влияние градирен на низкопотенциальную часть электростанций велико. Оно определяет наличие ограничений мощности, особенно в летний пиковый сезон.

Из-за сложившихся ограничений недовыработки ТЭЦ и АЭС исчисляются сотнями меговатт-часов.

Основные причины такого состояния дел возможно устранить техническим перевооружением.

Для получения стабильного, гарантированного результата модернизация должна базироваться на следующих принципах:

• предварительные инженерные и экономические изыскания
• проработка и согласование всех нормативных документов, задействованных на этапе планирования и проектирования
• проведение расчетов для конкретных условий, с учетом текущих метеопараметров, гидравлического и теплового баланса, особенностей режима работы станции
• внедрение современных технических разработок и устройств (ороситель, сопла, жалюзи)
• автоматизация и согласование алгоритмов работы НПЧ станции (насосов, градирни, конденсаторов)
• резервирование охлаждающих мощностей, влекущее увеличение бюджета, но уменьшение стоимости владения и генерации

Выбор комплексного подрядчика, или инжиниринговой компании, владеющей описанными компетенциями, существенно снижает риск ошибок и финансовых потерь.

Источник: https://acs-nnov.ru/problemy-ekspluatacii-perevooruzheniya-tec-aes.html