Тепло механическая энергия электрическая энергия
Упрощенная схема реализации этой последовательности в теплоэлектростанции изображена на рис. 4.55.
Топливо и окислитель (обычно – подогретый воздух) непрерывно поступают в топку парового котла. За счет тепла, образующегося при сжигании топлива, вода в паровом котле превращается в пар с высоким давлением и температурой около 550 оС. Этот пар поступает в паровую турбину, назначение которой – превратить его тепловую энергию в механическую энергию вращения ротора турбогенератора.
Пар, отдавая энергию турбине, остывает и, имея уже низкое давление, поступает в конденсатор. Здесь с помощью охлаждающей воды, прокачиваемой по расположенным внутри конденсатора трубам, он превращается в воду, которая специальным насосом снова подается в котел. Последовательность превращения энергии повторяется снова.
Важно отметить, что количество охлаждающей воды должно в десятки раз превышать количество конденсируемого пара.
Простой расчет показывает, что для полного превращения 1 кг водяного пара в воду необходимо около 60 кг охлаждающей воды, которая при этом нагреется примерно на 10 градусов. Поэтому ТЭС строят поблизости от крупных водных источников.
КПД теплоэлектростанций в настоящее время обычно составляет 40 %. Это значит, что только 40 % тепла, полученного при сжигании топлива, превращается в электрическую энергию, а 60 % теряются безвозвратно.
Рис. 4.55. Упрощенная схема ТЭС
4.4.4. Проблемы и перспективы развития
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ
Проблемы развития электроэнегетики
Богатые энергетические ресурсы страны и высокий производственный потенциал ТЭК, созданный во второй половине XX в., благоприятствуют обеспечению достаточно высокого уровня энергетической безопасности России. Однако с начала 90-х годов нарастают проблемы развития электроэнергетики страны. Обозначим некоторые из них.
1. Нарастание процесса морального и физического старения оборудования тепловой, атомной и гидроэнергетики, электрических сетей, диспетчерского и технологического управления.
2. Выработка проектного ресурса половины мощности ТЭС, значительной части оборудования электрических сетей, снижение эффективности использования топлива на ТЭС.
3. В ряде крупных регионов, прежде всего в мегаполисах, интенсивно нарастает дефицит электроэнергии и мощности в связи с ростом потребления в них электроэнергии, наблюдается снижение резерва генерирующих мощностей, пропускной способности электрических сетей и уровня системной надежности ЕЭС России в целом. Не удовлетворяется спрос потребителей. Нарастает число отказов в присоединении к сетям.
4. Топливный баланс ТЭС, в котором доля газа в европейских энергосистемах превышает 80 %, в зимнее время, в периоды сильных похолоданий не обеспечен с должной надежностью, прежде всего из-за ограничений, вводимых «Газпромом».
5. Распределение мощностей действующих АЭС и ГЭС в ЕЭС России носит асимметричный характер: практически 23,2 ГВт АЭС сосредоточены в Европейской части страны, а из 45,6 ГВт мощности всех ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке находятся 26,9 ГВт, что препятствует их эффективному использованию и не обеспечивает требуемую маневренность в еропейской части ЕЭС. Отсутствие электрических связей большой пропускной способности между Европейской и Восточно-Сибирской частями ЕЭС не позволяет оптимизировать режимы работы и говорит о незавершенности инфраструктуры ЕЭС.
6. Потери электроэнергии по отрасли в целом превысили 107 млрд кВт•ч, или около 13 % от отпуска электроэнергии в сеть (на Западе – 8 %). Их технологическая составляющая около 70 %, более 28 % (3,6 % из общего числа потерь – это 37,3 млрд кВт•ч, 23 млрд квт•ч Саяно-Шушенская ГЭС) коммерческие потери.