4.2. Теплоцентрали - предприятия комбинированной выработки теплоты и электроэнергии. Теплофикация

Тепловая электростанция, вырабатывающая не только электрическую энергию, но и теплоту, называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ).

Типы и условия работы теплоэлектроцентралей

Особенности теплоэлектроцентрали обусловлены ее основной задачей, заключающейся в обеспечении потребителей тепловой энергией в виде пара или горячей воды необходимых параметров. Сам процесс обеспечения потребителей тепловой энергией называется теплофикацией. В современной теплофикации различают следующие типы ТЭЦ: паротурбинные с турбиной с противодавлением и отпуском тепловым потребителям всего или части отработавшего в ней пара; паротурбинные с конденсационной турбиной, имеющей теплофикационный отбор или отборы для отпуска пара тепловым потребителям; газотурбинные (ГТУ) с использованием тепла выхлопных газов в котлеутилизаторе или непосредственно в технологическом процессе; дизельные (ДЭС) с производством высокопотенциального тепла благодаря энергии выхлопных газов и низкопотенциального – из контуров охлаждения двигателя; парогазовые (ПГУ) с использованием тепла выхлопных газов ГТУ для производства пара, который полностью или частично направляется в одну или несколько паровых турбин.

Начальные параметры паротурбинных установок ТЭЦ обычно такие же, как и на конденсационных станциях, однако электрическая мощность наиболее крупных установок и общая электрическая мощность станции ниже, чем на КЭС. Так, в период, когда на крупных отопительных ТЭЦ устанавливались паротурбинные установки мощностью 100 МВт, КЭС строились с блоками мощностью 300 МВт; в период освоения на ТЭЦ блоков мощностью 250 МВт на КЭС применялись уже блоки 500 и 800 МВт. Однако удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ значительно ниже. Для ТЭЦ с турбинами Т-100-130 при работе по тепловому режиму с закрытой диафрагмой и двухступенчатым подогревом сетевой воды удельный расход теплоты на производство электроэнергии находится в пределах 3800–4900 кДж/ кВт·ч, а при трехступенчатом подогреве сетевой воды (в режиме с включенным выделенным пучком в конденсаторе) составляет 3700 кДж/кВт·ч. Эти значения почти в 2 раза ниже расходов теплоты на конденсационных установках с такими же начальными параметрами.

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении таких ТЭЦ составляет 120–170 кВт·ч/ГДж при двухступенчатом подогреве сетевой воды и 112–167 кВт·ч/ГДж при трехступенчатом подогреве. Большие значения относятся к режимам, когда в верхнем теплофикационном отборе давление равно 0,0585 МПа, меньшие – к режимам, когда это давление составляет 0,245 МПа.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ уменьшается с возрастанием доли пара, отбираемого для теплового потребителя и (так же как для КЭС) с ростом его начальных параметров. Чем выше удельная выработка на тепловом потреблении, тем больше экономия топлива.

Так как ТЭЦ имеют более низкие удельные расходы топлива и теплоты на производство электрической энергии, то при работе в теплофикационном режиме их используют для покрытия базовой части графика электрических нагрузок. В летний период ТЭЦ, рассчитанные преимущественно на отопительную нагрузку, переводятся в конденсационный режим работы и могут участвовать в регулировании мощности в энергосистеме, поэтому летом на ТЭЦ производят, как правило, ремонтные работы котельного оборудования. Топливообеспечение ТЭЦ может носить сезонный характер: уголь и мазут – зимой, природный газ – летом.

Общий вид Киевской ТЭЦ-5

Отработанный в турбинах конденсационных станций пар имеет температуру 25–30°С, поэтому он непригоден для использования в технологических процессах на предприятиях. Во многих производствах требуется пар при давлении 0,5–0,9 МПа, а иногда и до 2 МПа для приведения в движение прессов, паровых молотов, турбин. Иногда требуется горячая вода при температуре 70–180°C. Для получения пара с необходимыми для потребителей параметрами на ТЭЦ используют теплофикационные турбины. Паровые теплофикационные турбины по конструктивным особенностям и возможным режимам работы могут быть разделены на две группы: турбины с конденсационной установкой и регулируемыми отборами пара и турбины с противодавлением. При этом различают два вида регулируемых отборов пара: производственный и отопительный, используемые соответственно для производственных целей и для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Принципиальная тепловая схема простейшей ТЭЦ, несущей промышленную паровую нагрузку, показана на рис. 4.17. Пар, получаемый в котле1, поступает в турбину2, непосредственно соединенную с электрогенератором 3, а затем направляется в конденсатор4. Из промежуточной ступени турбины при необходимом регулируемом давлении отбирают пар, который подается потребителям теплоты7. На производстве часть пара теряется, а часть конденсируется и насосом8направляется в питательный бак 6, в который конденсатным насосом5 подается и конденсат из конденсатора. Для восполнения потерь пара и конденсата в питательный бак по трубопроводу10 добавляется химически очищенная вода. Питательная вода подается в котел1 питательным насосом 9. В случаях, когда требуется большое количество пара для технологических нужд предприятий, на ТЭЦ устанавливают паровые турбины с противодавлением, в том числе с регулируемым отбором пара, – турбины типов Р, ПР, ТР. Поскольку в таких установках отсутствует конденсатор, то весь отработавший в турбине пар направляется потребителю тепла. В этой установке количество пара, проходящего через турбину, а значит, и количество вырабатываемой электрической энергии полностью зависят от теплового потребления, т.е. в этом случае ТЭЦ работает по тепловому графику. При пониженных электрических нагрузках часть пара необходимо пропускать, помимо турбины, через редукционно-охладительное устройство (РОУ). При высоких электрических нагрузках и небольшой потребности в паре у теплового потребителя недостающая электроэнергия должна вырабатываться на электростанциях с турбинами конденсационного типа. Таким образом, установка будет использоваться достаточно эффективно только в том случае, если она рассчитана на ту тепловую нагрузку, которая сохраняется в течение большей части года. Давление пара за турбиной должно быть выбрано таким, какое требуется потребителю.

В турбинах с конденсатором и регулируемыми отборами пара после того, как часть энергии пара израсходуется на приведение в движение ротора турбины и параметры его понизятся, производится отбор некоторой доли пара для потребителей. Оставшаяся доля пара далее обычным порядком используется в турбине и затем поступает в конденсатор. На установках с турбинами конденсационного типа, имеющими регулируемые отборы, выработка электрической энергии и отпуск тепла могут изменяться в достаточно широких пределах, независимо друг от друга. При этом полная номинальная электрическая мощность, если это требуется, может быть достигнута в отсутствие тепловой нагрузки. Турбины такого типа имеют обычно один, два или даже три регулируемых отбора.

В соответствии со схемами теплоснабжения потребителей различают открытые и закрытые схемы теплоснабжения. Схемы теплоснабжения потребителей непосредственно с контура ТЭЦ называются открытыми, а те, в которых используются сетевые подогреватели, – закрытыми.

Одним из основных направлений в развитии теплоэнергетики является увеличение единичной мощности оборудования ТЭС. Однако возможности повышения единичной мощности ТЭЦ и, следовательно, теплофикационных турбин ограничены по сравнению с конденсационными турбинами, поскольку передача тепловой энергии требует больших затрат, чем передача электрической энергии. Единичная мощность ТЭЦ определяется концентрацией теплопотребления и оптимальными для данной концентрации размерами района, присоединяемого к ТЭЦ, а также существующими ограничениями по защите окружающей среды, выбору площадки и т.п.

Рис. 4.17. Тепловая схема простейшей теплоэлектроцентрали: 1 – котел; 2 – турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – питательный бак; 7 – потребители теплоты; 8 – сетевой насос; 9 – питательный насос; 10 – трубопровод, по которому подается химически очищенная вода

Режимы работы, параметры и энергетические характеристики теплофикационных турбин

В последние десятилетия ХХ века разработаны и введены в эксплуатацию такие теплофикационные турбины: Т-50-130, Т-100-130, ПТ-50-130/7, Р-40-130/13, Р-100/105-130/15, ПТ-135/165-130/15, Т-175-210-130, Т-250/300-240. В этих турбинах основными решениями являются: снижение температурного уровня отвода теплоты из цикла путем организации двухступенчатого подогрева сетевой воды; исключение дросселирования отбираемого пара; уменьшение потерь давления в трубопроводах отбора и недогревов в сетевых подогревателях; рациональный выбор конструкции турбины, исходя из условий совместной работы теплофикационной турбины и тепловых сетей; аэродинамическая отработка лопаточного аппарата и элементов парового тракта. Обеспечена высокая эксплуатационная надежность, степень автоматизации турбины и всей турбоустановки.

Турбина Т-110/120-130 (рис. 4.18) выполняется трехцилиндровой. В цилиндре высокого давления пар расширяется до давления верхнего регенеративного отбора (около 3,4 МПа), в цилиндре среднего давления – до давления нижнего отопительного отбора. Цилиндр низкого давления (ЦНД) выполнен двухпоточным. Цилиндр высокого давления (ЦВД) выполнен противоточным относительно цилиндра среднего давления (ЦСД), что позволило применить жесткую муфту между роторами высокого и среднего давления и один упорный подшипник с сохранением относительно небольших осевых зазоров в проточной части как ЦВД, так и ЦСД.

Теплофикационная турбина с противодавлением Р-100-130/15 выполняется одноцилиндровой. Пар к турбине поступает от двух отдельно стоящих стопорных клапанов. Парораспределение – сопловое, четырехклапанное. Регулирующие клапаны размещены на корпусе турбины. К внутреннему корпусу пар подводится в средней части цилиндра. Проточная часть цилиндра имеет 13 ступеней, в левом потоке – регулирующая ступень и шесть ступеней давления, а в правом потоке – шесть ступеней давления с большим корневым диаметром.

Теплофикационные турбины имеют свои особенности, обусловленные наличием регулируемых отборов пара. К ним относятся: усложнение конструкции турбин, вызванное дополнительными выводами из цилиндра больших объемных расходов пара и размещением регулирующих органов отбора; создание комплектующего оборудования – сетевых подогревателей, обратных и предохранительных клапанов большой пропускной способности; размещение многочисленного дополнительного оборудования и трубопроводов отбора в машинном зале ограниченных размеров; решение задач регулирования нескольких параметров; обеспечение надежности и устойчивой экономичности лопаточного аппарата и турбоагрегата в целом в характерном для теплофикационных турбин широком диапазоне возможных режимов.

Рис. 4.18. Продольный разрез турбины Т-110/120-130

Для теплофикационных турбин Т-250/300240 и Т-180-130 с начальным давлением 23,5 и 12,8 МПа соответственно принят промежуточный перегрев пара. Наличие промежуточного перегрева пара позволяет повысить тепловую экономичность и снизить влажность пара в последних ступенях турбины, но при некотором увеличении удельной стоимости и ухудшении маневренности электростанции.

Для теплофикационных турбин эффективность промежуточного перегрева пара меньше, чем для конденсационных, причем тепловая эффективность промежуточного перегрева снижается с увеличением давления отбираемого пара. Более того, начиная с некоторого давления применение промежуточного перегрева приводит к снижению экономичности турбоустановки. Это объясняется тем, что увеличение теплоперепада, которое имеет место в результате промежуточного перегрева, с ростом давления отбираемого пара уменьшается, в то время как расход теплоты на промежуточный перегрев и потери в тракте перегрева остаются постоянными.

Тепловая эффективность повышения начальных параметров в теплофикационных и конденсационных турбинах без промежуточного перегрева различна: в теплофикационных турбинах повышение начального давления более эффективно, а повышение начальной температуры менее эффективно, чем в конденсационных турбинах, причем отличия возрастают с увеличением давления отбираемого пара.

Особенностью теплофикационных турбин является возможность повышения их тепловой экономичности за счет усовершенствования той части тепловой схемы, которая относится к использованию теплоты отработавшего в турбине пара.

Благодаря более полному использованию тепловой энергии топлива коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60–65%, в то время как к.п.д. КЭС – не превышает, как правило, 40%.

В настоящее время на отопительных ТЭЦ наибольшее распространение имеют установки электрической мощностью 100 и 50 МВт, работающие на начальных параметрах 12,7 МПа, 540–560°С. Для отопительных ТЭЦ больших городов созданы установки электрической мощностью 175 МВт (с турбиной Т-175-130) и 250 МВт (с турбиной Т-250-240). Установки с турбинами Т-250-240 являются блочными и работают при сверхкритических начальных параметрах (23,5 МПа, 540°С).

Принципиальная тепловая схема станции с турбиной Т-100-130 приведена на рис. 4.19.

Теплофикационная паровая турбина Т-150-7,7

Рис. 4.19. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с турбиной Т-100-130

Параметры пара перед турбиной 12,7 МПа, 540–560°С. Турбина имеет семь отборов, из которых два последних – теплофикационные. Система регенеративного подогрева состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД), деаэратора и четырех подогревателей низкого давления (ПНД). Кроме того, как и обычно, в системе имеются подогреватели, работающие на паре уплотнений и паре эжекторной установки. Все ПВД имеют встроенные охладители дренажа.

Подогрев сетевой воды проводится в сетевых подогревателях. В зимнее время для подогрева воды можно использовать также встроенный в конденсатор выделенный пучок. При такой схеме подача циркуляционной воды в конденсатор прекращается и давление в нем несколько возрастает (до 0,01–0,02 МПа в зависимости от температуры сетевой воды, поступающей в этот пучок, – температуры «обратки»). Однако теплота отработавшего пара при этом полностью используется. В холодное время года, когда количество тепла, отдаваемое паром теплофикационных отборов, недостаточно, включается пиковый водогрейный котел, установленный на ТЭЦ. В летний период сетевая вода подогревается лишь паром первого теплофикационного отбора (нижнего).

Давление в нижнем теплофикационном отборе в зависимости от режима находится в пределах 0,05–0,15 МПа, а верхнем – в пределах 0, 06–0, 25 МПа. Максимальный расход пара на турбину составляет 460–480 т/ч. Номинальная нагрузка отборов равна 670 ГДж/ч (310 т/ч на оба сетевых подогревателя). При работе по схеме со встроенным пучком теплофикационная нагрузка возрастает до 710–730 ГДж/ч. Температура питательной воды при номинальной нагрузке достигает 230°С. Для чисто конденсационного режима при номинальной мощности 100 МВт расход пара на турбину составляет 360 т/ч, максимальный пропуск пара в конденсатор при этом равен 270 т/ч.

Теплофикация и централизованное теплоснабжение

Известно, что термодинамической основой теплофикации является полезное использование для целей теплоснабжения отработавшей теплоты, отводимой из теплосилового цикла. Термин «теплофикация» объединяет одновременно два понятия, две технологии, а именно: комбинированное (совместное) производство электрической и тепловой энергии на тепловых электростанциях и централизованное теплоснабжение, когда от одного (или нескольких) источников тепловой энергии последняя передается по сетям многочисленным потребителям. Централизованное теплоснабжение – это обеспечение потребителей теплотой только за счет использования ТЭЦ. Процесс централизованного теплоснабжения состоит из трех последовательных операций: подготовки теплоносителя, транспортировки его к потребителям, использования теплоты теплоносителя потребителями.

Первая операция осуществляется на ТЭЦ. В зависимости от рода теплоносителя системы теплоснабжения делят на водяные и паровые. Водяные системы получили распространение для теплоснабжения сезонных потребителей теплоты и горячей воды, а паровые используют для технологического теплоснабжения потребителей высокотемпературным теплоносителем. Практика показала следующие преимущества водяных систем теплоснабжения по сравнению с паровыми: возможность изменения температуры в системе в широких пределах (20–200°С); более полное использование теплоты от ТЭЦ; отсутствие потерь конденсата; меньшие потери теплоты в окружающую среду в тепловых сетях; воду легко передавать на большие расстояния (до 20–50 км), не увеличивая давление пара в отборе. Кроме того, водяные системы теплоснабжения имеют большую аккумулирующую способность, вследствие чего кратковременные изменения количества теплоты, подводимой к сетевой воде, менее отражаются на температурных режимах обогреваемых помещений. При обогреве помещения горячей водой легче поддерживать допускаемую температуру отопительных батарей (до 90–95°С).

На рис. 4.20,а приведена применяющаяся в настоящее время на крупных ТЭЦ с отопительной нагрузкой схема подогрева сетевой воды. Сетевая установка имеет два подогревателя, к которым подводится пар из двух отборов турбины. В конденсаторе имеется отдельный встроенный теплофикационный пучок. В зимний период через этот пучок пропускается сетевая вода или добавочная вода, направляемая затем в тепловую сеть для компенсации утечек. Когда через теплофикационный пучок проходит сетевая вода, она нагревается в нем на несколько градусов и затем поступает в сетевые подогреватели. Когда через теплофикационный пучок проходит добавочная вода, сетевая вода из магистрали направляется непосредственно в сетевые подогреватели.

После сетевых подогревателей установлен пиковый водогрейный котел (ПВК), однако ПВК включается лишь тогда, когда количество отбираемого из отборов пара недостаточно для покрытия всей тепловой нагрузки. При включенном теплофикационном пучке конденсатора техническая вода к конденсатору не подводится и теплофикационная установка работает без потерь в холодном источнике. При этом турбина переводится в режим работы с ухудшенным ваккумом. В летний период сетевая вода подогревается только в сетевом подогревателе нижней ступени.

На многих установках имеется только один теплофикационный отбор (рис. 4.20,б). Пар от этого отбора с давлением 0,12–0,24 МПа (на некоторых турбинах давление изменяется в пределах 0,07–0,24 МПа) отводится к основному подогревателю сетевой установки. Дополнительный подогрев сетевой воды (в холодные дни отопительного сезона) может проводиться в пиковом подогревателе, пар к которому подводится от РОУ или от промышленных отборов турбины (если это не приведет к необходимости уменьшить расход пара на технологические нужды). На схеме, изображенной на рис. 4.20,б, наряду с основным и пиковым подогревателями показан также охладитель дренажа. Этот теплообменник имеется на сетевых установках, к которым подводится пар от регулируемого отбора установки среднего давления с деаэратором, работающим при давлении 0,12 МПа. При низкой температуре наружного воздуха давление в основном подогревателе поднимается до 0,24 МПа, а температура дренажа – до 125°С. Для обеспечения нормальной работы деаэратора в этих условиях дренаж необходимо охлаждать. Охлаждение дренажа сетевой водой не приводит к изменению тепловой экономичности ТЭЦ, так как из-за некоторого подогрева сетевой воды в охладителе дренажа расход пара в основной подогреватель уменьшается, а расход пара на деаэратор увеличивается.

Трубная система подогревателя низкого давления

Рис. 4.20. Схемы подогрева сетевой воды на установках с двумя теплофикационными отборами и теплофикационным пучком в конденсаторе турбины (а) и на установках с одним теплофикационным отбором (б)

На установках с деаэратором, работающим при 0,6 МПа и выше, охладитель дренажа не нужен.

Вторая операция централизованного теплоснабжения – транспортировка теплоносителя к месту потребления. Горячая вода и пар под давлением, достигающим в отдельных случаях 3 МПа, доставляются потребителям по трубопроводам. Совокупность трубопроводов, предназначенных для передачи теплоты, называется тепловой сетью.

Конденсат, получаемый после использования пара потребителями, представляет собой чистую воду, практически лишенную примесей солей, так как эта вода перед подачей в парогенераторы очищается в питателях. Конденсат целесообразно собирать и затем вновь использовать для производства пара. Поэтому паровая сеть выполняется из паровых труб и конденсатопроводов. Водяная сеть также состоит из двух видов трубопроводов – подающих и обратных.

Тепловые сети обычно прокладывают под землей, но иногда применяют и наземную прокладку труб на эстакадах или отдельно стоящих мачтах. Так как при нагревании трубопроводы расширяются и изменяется их длина, то трубопроводы выполняются с температурными компенсаторами, а часть опор, поддерживающих трубы, выполняются подвижными.

Для уменьшения потерь теплоты теплопроводы снаружи покрывают тепловой изоляцией, в качестве которой применяют диатомовые фасонные изделия, минеральную вату, пенобетон и др. Тепловая изоляция позволяет при передаче горячей воды с температурой около 150°С иметь потери не более 0,4–0,6°С на каждом километре. Однако даже такие небольшие потери при развитых тепловых сетях составляют в совокупности значительное количество теплоты, на выработку которой требуется большой расход топлива.

В последнее время нашли широкое применение трубы с предварительной полиуретановой изоляцией. Тепловая полиуретановая изоляция имеет преимущества по сравнению с традиционной: она негигроскопична, обладает длительным сроком эксплуатации и, самое главное, низким коэффициентом теплопроводности (λ= 0,027 Вт/м°С). Учитывая, что экономия топлива связана с совершенствованием тепловой изоляции, повышение ее качества относится к одной из важнейших задач теплофикации.

Предварительно изолированные трубы для трубопроводов тепловых сетей

Недостатками водяных систем теплоснабжения являются повышенный расход электроэнергии на транспорт воды в сетях, повышенная утечка воды при аварии, жесткая гидравлическая связь между участками сети из-за высокой плотности теплоносителя, а также то, что температура воды может оказаться ниже заданной по технологическим условиям.

Третья операция центрального теплоснабжения – подача теплоносителя потребителям, связанная с наличием двух систем закрытой и открытой.

В закрытой системе теплоснабжения теплоноситель не расходуется потребителем и не отбирается из сети, а используется только для транспортирования теплоты; в открытых – он частично или полностью отбирается потребителем из сети.

Закрытые системы характеризуются стабильностью качества теплоносителя, поступающего к потребителю, простотой санитарного контроля установки горячего водоснабжения, а также контроля герметичности системы с помощью датчиков давления. К их недостаткам относятся: сложность оборудования и эксплуатации вводов к потребителям, коррозия труб у потребителей из-за использования недеаэрированной водопроводной воды, возможность выпадения накипи в трубах.

В открытых водяных системах теплоснабжения применяются однотрубные схемы с низкопотенциальными тепловыми режимами, которые имеют более высокую долговечность оборудования вводов к потребителям. Их недостатками являются необходимость увеличения мощности водоподготовительных установок, рассчитываемых на компенсацию расходов воды, отбираемой из системы, и нестабильность санитарных показателей со сложной схемой санитарного контроля и контроля герметичности системы.

Тепловые сети, отвечающие за транспортировку теплоносителя к потребителю, заканчиваются тепловыми пунктами (ТП), служащими для распределения теплоты на местах. В зависимости от количества обслуживаемых потребителей различают индивидуальные (местные) и центральные (групповые) тепловые пункты. Индивидуальные служат для обслуживания одного или нескольких потребителей с одинаковыми параметрами потребления. Группу потребителей (несколько зданий) или целый район обслуживают центральные тепловые пункты. Оборудование тепловых пунктов в каждом конкретном случае выбирается, исходя из потребности полного удовлетворения всех потребителей теплотой как в качестве теплоносителя для системы отопления, так и для горячего водоснабжения.

Преимущества теплофикации состоят в том, что она давала и дает возможность вместо многочисленных и, как правило, недостаточно совершенных местных котельных использовать крупные высокоэффективные источники тепла – ТЭЦ, способные работать практически на любом виде органического топлива, а также полезно применять в системах централизованного теплоснабжения отработавшую при выработке электроэнергии теплоту, которая на тепловых электростанциях конденсационного типа бесполезно сбрасывается в окружающую среду, создавая так называемое «тепловое загрязнение» окружающей среды.

Благодаря преимуществам, присущим централизации теплоснабжения и комбинированному производству электрической и тепловой энергии, теплофикация стала одним из основных направлений в развитии электрои теплоэнергетики.

Несмотря на преимущества, при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ может быть выработано только 25–30% требуемой электроэнергии. Работа же конденсационных станций определяется лишь условиями выработки электроэнергии, что обеспечивает благоприятные возможности для концентрации больших электрических мощностей и быстрого наращивания электроэнергетического потенциала. Поэтому будут развиваться как теплоэлектроцентрали, так и конденсационные станции.

Сегодня наряду с классической водопаровой теплофикационной технологией в мире очень широко применяются газотурбинная и парогазовая технологии. Использование этих технологий преимущественно на ТЭЦ, где основным топливом является природный газ, позволяет существенно увеличить к.п.д. ТЭЦ, особенно в части производства электроэнергии. Среди построенных в мире парогазовых электроцентралей, находящихся в настоящее время в эксплуатации, есть электростанции с к.п.д., равным 56–60%. При успешном решении вопросов дальнейшего увеличения температуры на входе в газовую турбину путем дополнительного совершенствования системы охлаждения компонентов, материалов, аэродинамики компрессора и турбины, а также защитных и теплоизоляционных покрытий к.п.д. парогазовой электростанции может достигнуть 65%.

Строительство новых крупных ТЭЦ и создание протяженных систем централизованного теплоснабжения, а также модернизация существующих паротурбинных теплофикационных электростанций, работающих на природном газе, путем ввода газотурбинных надстроек и превращения их в парогазовые установки большой мощности, строительство ТЭЦ на базе дизельных электростанций, газотурбинных установок и парогазовых установок малой и средней мощности, а также на базе формирования компактных систем теплоснабжения – мини-ТЭЦ (МТЭЦ) это основные направления развития теплофикации, которые не противоречат один другому, а дополняют друг друга.

Потребление тепловой энергии в Украине

Теплофикация является особенностью отечественного теплоснабжения и обеспечивает около 40% тепловой энергии, потребляемой в промышленности и коммунальном хозяйстве для нужд отопления и горячего водоснабжения. В таблице 4.2 приведены характеристики относительно мощных ТЭЦ Украины по состоянию на 01.01.2007 г.

Потребление тепловой энергии в Украине характеризуется следующими особенностями. Во-первых, существующий жилищный фонд Украины и новое строительство отличаются большим разнообразием, что накладывает отпечаток и на обеспечение его тепловой и электрической энергией, необходимой для отопления, горячего водои электроснажения. Вопросы экономного и эффективного использования этих видов энергии сейчас особенно актуальны для Украины, потребляющей импортируемое топливо.

Харьковская ТЭЦ-5

Во-вторых, разнообразие промышленных предприятий по выпускаемой продукции, особенностям производства и расположения сырья зачастую не позволяет использовать в них электроэнергию и теплоту, полученную централизованным путем на ТЭЦ. Кроме того, при значительном удалении предприятия от ТЭЦ становится невыгодным транспортирование к нему горячего теплоносителя от ТЭЦ.

В-третьих, многие ТЭЦ Украины (см. табл. 4.2), отработавшие свой ресурс, подлежат глубокому восстановительному ремонту и являются основным источником загрязнения атмосферы. Кроме того, большинство распределительных тепловых сетей находятся в плохом техническом состоянии и способствуют значительным потерям теплоты в окружающую среду.

Таблица 4.2. Характеристики крупных ТЭЦ Украины

Название ТЭЦ	Установленная мощность		Год введения в эксплуатацию
	электрическая, МВт	тепловая, Гкал/год
Киевская ТЭЦ-5	700,0	974,0	1971–1976
Киевская ТЭЦ-6	750,0	660,0	1982–1984, 2004
Краматорская	150,0	458,0	1936–1977
Кременчукская	255,0	671,0	1965–1969
Львовская	31,1	155,0	1930–1954
Мироновская	260,0	210,0	1953–1956
Николаевская	40,0	110,0	1949–1958
Одесская	68,0	205,0	1954–1984
Севастопольская	54,5	141,2	1937–1957
Северодонецкая	270,0	906,0	1956–1977
Симферопольская	278,0	164,2	1958–1961
Харьковская	62,0	293,0	1944–1970
Харьковская ТЭЦ-5	470,0	700,0	1979–1990
Херсонская	80,0	350,0	1956–1967
Херсонская ТЭЦ-2	74,0	160,0	1952–1957
Черкасская	200,0	648,0	1961–1969
Черниговская	210,0	409,0	1961–1974

Все эти особенности ставят вопрос о возможности и необходимости реализации в Украине идей умеренно-децентрализованного энергообеспечения как жилищного фонда, так и промышленных объектов, т.е. широкого применения наряду с традиционными ТЭЦ когенерационных технологий.