Розділ 2. Гідроенергетичні ресурси, їх використання. Принципові схеми, параметри, режими роботи ГЕС і ГАЕС

Теплова електростанція, що виробляє не тільки електричну енергію, але й теплоту, називається теплоелектроцентраллю (ТЕЦ). 

Типи і умови роботи теплоелектроцентралей Особливості теплоелектроцентралі зумовлені її основною задачею, яка полягає в забезпеченні споживачів тепловою енергією у вигляді пари або гарячої води необхідних параметрів. Сам процес забезпечення споживачів тепловою енергією називається теплофікацією. У сучасній теплофікації розрізняють наступні типи ТЕЦ: паротурбінні з турбіною з протитиском і відпуском тепловим споживачам всієї або частини відпрацьованої в ній пари; паротурбінні з конденсаційною турбіною, яка має теплофікаційний відбір або відбори для відпуску пари тепловим споживачам; газотурбінні (ГТУ) з використанням тепла вихлопних газів у котлі-утилізаторі або безпосередньо в технологічному процесі; дизельні (ДЕС) з виробництвом високопотенційного тепла завдяки енергії вихлопних газів і низькопотенційного – із контурів охолодження двигуна; парогазові (ПГУ) з використанням тепла вихлопних газів ГТУ для виробництва пари, яка повністю або частково спрямовується в одну або декілька парових турбін.

Початкові параметри паротурбінних установок ТЕЦ зазвичай такі ж, як і на конденсаційних станціях, але електрична потужність найбільш крупних установок і загальна електрична потужність станції нижча, ніж на КЕС. Так, в період, коли на крупних опалювальних ТЕЦ встановлювались паротурбінні установки потужністю 100 МВт, КЕС будувались з блоками потужністю 300 МВт; в період освоєння на ТЕЦ блоків потужністю 250 МВт на КЕС застосовувались вже блоки 500 і 800 МВт. Проте питома витрата палива на виробіток електроенергії на ТЕЦ значно нижча. Для ТЕЦ з турбінами Т-100-130 при роботі по тепловому режиму із закритою діафрагмою і двоступеневим підігрівом сітьової води питома витрата теплоти на виробництво електроенергії знаходиться в межах 3800–4900 кДж/кВт·год, а при триступеневому підігріві сітьової води (в режимі з включеним виділеним пучком в конденсаторі) складає 3700 кДж/кВт·год. Ці значення майже в 2 рази нижчі витрат теплоти на конденсаційних установках з такими ж початковими параметрами.

Питомий виробіток електроенергії на тепловому споживанні таких ТЕЦ складає 120–170 кВт·год/ГДж при двоступеневому підігріві сітьової води і 112–167 кВт·год/ГДж при триступеневому підігріві. Великі значення відносяться до режимів, коли у верхньому теплофікаційному відборі тиск рівний 0,0585 МПа, менші – до режимів, коли тиск складає 0,245 МПа.

Питома витрата палива на виробіток електроенергії на ТЕЦ зменшується зі зростанням частки пари, що відбирається для теплового споживача, і (як для КЕС) з ростом її початкових параметрів. Чим вищий питомий виробіток на тепловому споживанні, тим більша економія палива.

Оскільки ТЕЦ мають нижчі питомі витрати палива і теплоти на виробництво електричної енергії, то при роботі в теплофікаційному режимі їх використовують для покриття базової частини графіка електричних навантажень. У літній період ТЕЦ, розраховані переважно на опалювальне навантаження, переводяться в конденсаційний режим роботи і можуть приймати участь в регулюванні потужності в енергосистемі, тому літом на ТЕЦ проводять, як правило, ремонтні роботи котельного обладнання. Паливозабезпечення ТЕЦ може мати сезонний характер: вугілля і мазут – зимою, природний газ – влітку.

Загальний вигляд Київської ТЕЦ-5

Відпрацьована в турбінах конденсаційних станцій пара має температуру 25–30°С, тому вона непридатна для використання в технологічних процесах на підприємствах. У багатьох виробництвах потрібна пара при тиску 0,5–0,9 МПа, а інколи і до 2 МПа для приведення в рух пресів, парових молотів, турбін. Інколи потрібна гаряча вода з температурою 70–180°С. Для отримання пари з необхідними для споживання параметрами на ТЕЦ використовують теплофікаційні турбіни. Парові теплофікаційні турбіни за конструктивними особливостями і можливими режимами роботи можуть бути поділені на дві групи: турбіни з конденсаційною установкою і регульованими відборами пари і турбіни з протитиском. При цьому розрізняють два види регульованих відборів пари: виробничий і опалювальний, що використовуються відповідно для виробничих цілей і для опалення, вентиляції і гарячого водопостачання.

Принципова теплова схема найпростішої ТЕЦ, яка несе промислове парове навантаження, показана на мал. 4.17. Пара, отримана в котлі 1, надходить в турбіну 2, безпосередньо з’єднану з електрогенератором 3, а потім спрямовується в конденсатор 4. Із проміжного ступеня турбіни при необхідному регульованому тиску відбирають пару, яка подається споживачам теплоти 7. На виробництві частина пари втрачається, а частина конденсується і насосом 8 направляється в живильний бак 6, в який конденсатним насосом 5 подається і конденсат з конденсатора. Для заміщення втрат пари і конденсату в живильний бак трубопроводом 10 додається хімічно очищена вода. Живильна вода подається в котел 1 живильним насосом 9.

У випадках, коли потрібна велика кількість пари для технологічних потреб підприємств, на ТЕЦ встановлюють парові турбіни з протитиском, в тому числі з регульованим відбором пари, – турбіни типів Р, ПР, ТР. Оскільки в таких установках відсутній конденсатор, то вся відпрацьована в турбіні пара спрямовується споживачу тепла. У цій установці кількість пари, що проходить через турбіну, а отже, і кількість виробленої електричної енергії повністю залежать від теплового споживання, тобто в цьому випадку ТЕЦ працює за тепловим графіком. При понижених електричних навантаженнях частину пари необхідно пропускати повз турбіну, через редукційноохолоджувальний пристрій (РОП). При високих електричних навантаженнях і невеликій потребі в парі у теплового споживача електроенергія, якої не вистачає, повинна вироблятись на електростанціях з турбінами конденсаційного типу. Таким чином, установка буде використовуватись достатньо ефективно тільки в тому випадку, якщо вона розрахована на те теплове навантаження, яке зберігається впродовж більшої частини року. Тиск пари за турбіною повинен бути вибраний такий, який потрібен споживачу.

У турбінах з конденсатором і регульованими відборами пари після того, як частина енергії пари витрачається на приведення у рух ротора турбіни і параметри її понизяться, відбувається відбір деякої частки пари для споживачів. Частка пари, що залишилась, далі звичайним порядком використовується у турбіні й потім надходить у конденсатор. На установках з турбінами конденсаційного типу, які мають регульовані відбори, вироблення електричної енергії й відпуск тепла можуть змінюватись у достатньо широких межах, незалежно один від одного. При цьому повна номінальна електрична потужність, якщо вона потрібна, може бути досягнута за відсутності теплового навантаження. Турбіни такого типу мають зазвичай один, два або навіть три регульованих відбори.

У відповідності зі схемами теплопостачання споживачів розрізняють відкриті й закриті схеми теплопостачання. Схеми теплопостачання споживачів безпосередньо з контуру ТЕЦ називаються відкритими, а ті, в яких використовуються сітьові підігрівачі, – закритими.

Одним з основних напрямків в розвитку теплоенергетики є збільшення одиничної потужності обладнання ТЕС. Проте можливості підвищення одиничної потужності ТЕЦ і, відповідно, теплофікаційних турбін обмежені у порівнянні з конденсаційними турбінами, оскільки передача теплової енергії потребує більших затрат, чим передача електричної енергії. Одинична потужність ТЕЦ визначається концентрацією теплоспоживання й оптимальними для даної концентрації розмірами району, що приєднується до ТЕЦ, а також існуючими обмеженнями щодо захисту навколишнього середовища, вибору майданчика і т.д.

Мал. 4.17. Теплова схема найпростішої теплоелектроцентралі: 1 – котел; 2 – турбіна; 3 – електрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатний насос; 6 – живильний бак; 7 – споживачі теплоти; 8 – сітьовий насос; 9 – живильний насос; 10 – трубопровід, яким подається хімічно очищена вода

Режими роботи, параметри і енергетичні характеристики теплофікаційних турбін

В останні десятиліття ХХ століття розроблені й введені в експлуатацію такі теплофікаційні турбіни: Т-50-130, Т-100-130, ПТ-50-130/7, Р-40-130/13, Р-100/105130/15, ПТ-135/165-130/15, Т-175-210-130, Т-250/300-240. У цих турбінах основними рішеннями є: зниження температурного рівня відводу теплоти із циклу шляхом організації двоступеневого підігріву сітьової води; виключення дроселювання відбираної пари; зменшення втрат тиску в трубопроводах відбору і недогрівів у сітьових підігрівачах; раціональний вибір конструкції турбіни, виходячи з умов спільної роботи теплофікаційної турбіни і теплових мереж; аеродинамічне відпрацювання лопаткового апарату і елементів парового тракту. Забезпечено високу експлуатаційну надійність, ступінь автоматизації турбіни і всієї турбоустановки.

Турбіна Т-110/120-130 (мал. 4.18) виконується трициліндровою. У циліндрі високого тиску пара розширюється до тиску верхнього регенеративного відбору (біля 3,4 МПа), у циліндрі середнього тиску – до тиску нижнього опалювального відбору. Циліндр низького тиску (ЦНТ) виконаний двопотоковим. Циліндр високого тиску (ЦВТ) виконаний протипотоковим відносно циліндра середнього тиску (ЦСТ), що дозволило застосувати жорстку муфту між роторами високого і середнього тиску і один упорний підшипник зі збереженням відносно невеликих осьових зазорів у проточній частині як ЦВТ, так і ЦСТ.

Теплофікаційна турбіна з протитиском Р-100-130/15 виконується одноциліндровою. Пара до турбіни надходить від двох окремо стоячих стопорних клапанів. Паророзподіл – сопловий, чотирьохклапанний. Регулюючі клапани розміщені на корпусі турбіни. До внутрішнього корпусу пара підводиться в середній частині циліндру. Проточна частина циліндру має 13 ступенів, в лівому потоці – регулюючий ступінь і шість ступенів тиску, а в правому потоці – шість ступенів тиску з великим кореневим діаметром.

Теплофікаційні турбіни мають свої особливості, обумовлені наявністю регульованих відборів пари. До них відносяться: ускладнення конструкції турбін, викликане додатковим виведенням із циліндра великих об’ємних витрат пари і розміщенням регулюючих органів відбору; створення комплектуючого обладнання – сітьових підігрівачів, зворотних запобіжних клапанів великої пропускної здатності; розміщення численного додаткового обладнання і трубопроводів відбору в машинному залі обмежених розмірів; вирішення задач регулювання декількох параметрів; забезпечення надійності й стабільної економічності лопаткового апарату і турбоагрегату в цілому в характерному для теплофікаційних турбін широкому діапазоні можливих режимів.

Мал. 4.18. Поздовжній розріз турбіни Т-110/120-130

Для теплофікаційних турбін Т-250/300240 і Т-180-130 з початковим тиском 23,5 і 12,8 МПа відповідно прийнятий проміжний перегрів пари. Наявність проміжного перегріву дозволяє підвищити теплову економічність і знизити вологість пари в останніх ступенях турбіни, але при деякому збільшенні питомої вартості й погіршенні маневреності електростанції.

Для теплофікаційних турбін ефективність проміжного перегріву пари менша, ніж для конденсаційних, причому теплова ефективність проміжного перегріву знижується зі збільшенням тиску відбираної пари. Більше того, починаючи з деякого тиску застосування проміжного перегріву призводить до зниження економічності турбоустановки. Це пояснюється тим, що збільшення теплоперепаду, яке має місце в результаті проміжного перегріву, з ростом тиску відбираної пари зменшується, в той час як витрата теплоти на проміжний перегрів і втрати в тракті перегріву залишаються постійними.

Теплова ефективність підвищення початкових параметрів у теплофікаційних й конденсаційних турбінах без проміжного перегріву різна: в теплофікаційних турбінах підвищення початкового тиску більш ефективне, а підвищення початкової температури менш ефективне, ніж у конденсаційних турбін, причому відмінності зростають зі збільшенням тиску відбираної пари.

Особливістю теплофікаційних турбін є можливість підвищення їх теплової економічності за рахунок вдосконалення тієї частини теплової схеми, яка відноситься до використання теплоти відпрацьованої у турбіні пари.

Завдяки більш повному використанню теплової енергії палива коефіцієнт корисної дії ТЕЦ досягає 60–65%, тоді як к.к.д. КЕС не перевищує, як правило, 40%.

У даний час на опалювальних ТЕЦ найбільше розповсюдження мають установки електричною потужністю 100 і 50 МВт, які працюють з початковими параметрами 12,7 МПа, 540–560°С. Для опалювальних ТЕЦ великих міст створені установки електричною потужністю 175 МВт (з турбіною Т-175-130) і 250 МВт ( з турбіною Т-250-240). Установки з турбінами Т-250-240 є блочними й працюють при надкритичних початкових параметрах (23,5 МПа, 540°С).

Принципова теплова схема станції з турбіною Т-100-130 наведена на мал. 4.19.

Параметри пари перед турбіною 12,7 МПа, 540–560°С. Турбіна має сім відборів, із яких два останніх – теплофікаційні. Система регенеративного підігріву складається із трьох підігрівачів високого тиску (ПВТ), деаератора і чотирьох підігрівачів низького тиску (ПНТ). Крім того, як і звичайно, у системі є підігрівачі, що працюють на парі ущільнень й парі ежекторної установки. Усі ПВТ мають вбудовані охолоджувачі дренажу.

Теплофікаційна теплова турбіна Т-150-7,7

Мал. 4.19. Принципова теплова схема ТЕЦ з турбіною Т-100-130

Підігрів сітьової води відбувається в сітьових підігрівачах. У зимовий час для підігріву води можна використовувати також вбудований в конденсатор виділений пучок. При такій схемі подача циркуляційної води в конденсатор припиняється і тиск в ньому дещо зростає (до 0,01–0,02 МПа в залежності від температури сітьової води, що надходить в цей пучок, – температури «оборотки»). Проте теплота відпрацьованої пари при цьому повністю використовується. У холодний час року, коли кількості тепла, що віддається парою теплофікаційних відборів, недостатньо, включається піковий водогрійний котел, встановлений на ТЕЦ. У літній період сітьова вода підігрівається тільки парою першого теплофікаційного відбору (нижнього).

Тиск у нижньому теплофікаційному відборі в залежності від режиму знаходиться в межах 0,05–0,15 МПа, а у верхньому – в межах 0,06–0,25 МПа. Максимальна витрата пари на турбіну складає 460–480 т/год. Номінальне навантаження відборів дорівнює 670 ГДж/год (310 т/год на обидва сітьових підігрівача). При роботі за схемою із вбудованим пучком теплофікаційне навантаження зростає до 710–730 ГДж/год. Температура живильної води при номінальному навантаженні досягає 230°С. Для суто конденсаційного режиму при номінальній потужності 100 МВт витрата пари на турбіну складає 360 т/год, максимальний пропуск пари в конденсатор при цьому рівний 270 т/год.

Теплофікація й централізоване теплопостачання

Відомо, що термодинамічною основою теплофікації є корисне використання для цілей теплопостачання відпрацьованої теплоти, що відводиться із теплосилового циклу. Термін «теплофікація» об’єднує одночасно два поняття, дві технології, а саме: комбіноване (спільне) виробництво електричної і теплової енергії на теплових електростанціях і централізоване теплопостачання, коли від одного (або декількох) джерел теплової енергії остання передається мережами численним споживачам. Централізоване теплопостачання – це забезпечення споживачів теплотою тільки за рахунок використання ТЕЦ. Процес централізованого теплопостачання складається із трьох послідовних операцій: підготовки теплоносія, транспортування його до споживачів, використання теплоти теплоносія споживачами.

Перша операція здійснюється на ТЕЦ. У залежності від роду теплоносія системи теплопостачання поділяють на водяні й парові. Водяні системи отримали розповсюдження для теплопостачання сезонних споживачів теплоти і гарячої води, а парові використовують для технологічного теплопостачання споживачів високотемпературним теплоносієм. Практика показала наступні переваги водяних систем теплопостачання в порівнянні з паровими: можливість зміни температури в системі в широких межах (20–200°С); більш повне використання теплоти від ТЕЦ; відсутність втрат конденсату; менші втрати теплоти в навколишнє середовище в теплових мережах; воду легко передавати на великі відстані (до 20–50 км), не збільшуючи тиск пари у відборі. Крім того, водяні системи теплопостачання мають велику акумулюючу здатність, внаслідок чого короткочасні зміни кількості теплоти, що підводиться до сітьової води, менше відображаються на температурних режимах приміщень, які обігріваються. При обігріві приміщень гарячою водою легше підтримувати допустиму температуру опалювальних батарей (90–95°С).

На мал. 4.20, а наведена схема підігріву сітьової води, що застосовується в даний час на крупних ТЕЦ з опалювальним навантаженням. Сітьова установка має два підігрівача, до яких підводиться пара із двох відборів турбіни. У конденсаторі є окремий вбудований теплофікаційний пучок. У зимовий період через цей пучок пропускається сітьова вода або додаткова вода, яка направляється потім у теплову мережу для компенсації витоків. Коли через теплофікаційний пучок проходить сітьова вода, вона нагрівається в ньому на декілька градусів і потім надходить у сітьові підігрівачі. Коли через теплофікаційний пучок проходить додаткова вода, сітьова вода із магістралі направляється безпосередньо в сітьові підігрівачі.

Після сітьових підігрівачів встановлений піковий водогрійний котел (ПВК), проте ПВК включається тільки тоді, коли кількості взятої із відборів пари недостатньо для покриття всього теплового навантаження. При включеному теплофікаційному пучку конденсатора технічна вода у конденсатор не підводиться й теплофікаційна установка працює без втрат в холодному джерелі. При цьому турбіна переводиться в режим роботи з погіршеним вакуумом. У літній період сітьова вода підігрівається тільки в сітьовому підігрівачі нижнього ступеня.

На багатьох установках є тільки один теплофікаційний відбір (мал. 4.20, б). Пара з цього відбору з тиском 0,12–0,24 МПа (на деяких турбінах тиск змінюється в межах 0,07–0,24 МПа) відводиться до основного підігрівача сітьової установки. Додатковий підігрів сітьової води (у холодні дні опалювального сезону) може відбуватись у піковому підігрівачі, пара до якого підводиться від РОП або від промислових відборів турбіни (якщо це не призведе до необхідності зменшити витрату пари на технологічні потреби). На схемі, зображеній на мал. 4.20, б, поряд з основним і піковим підігрівачами показаний також охолоджувач дренажу. Цей теплообмінник є на сітьових установках, до яких підводиться пара від регульованого відбору установки середнього тиску з деаератором, що працює при тиску 0,12 МПа. При низькій температурі зовнішнього повітря тиск в основному підігрівачі піднімається до 0,24 МПа, а температура дренажу – до 125°С. Для забезпечення нормальної роботи деаератора в цих умовах дренаж необхідно охолоджувати. Охолодження дренажу сітьовою водою не приводить до зміни теплової економічності ТЕЦ, оскільки через підігрів сітьової води в охолоджувачі дренажу витрата пари в основний підігрівач зменшується, а витрата пари на деаератор збільшується.

Трубна система підігрівача низького тиску

 Мал. 4.20. Схема підігріву сітьової води на установках з двома теплофікаційними відборами і теплофікаційним пучком в конденсаторі турбіни (а) і на установках з одним теплофікаційним відбором (б)

На установках з деаератором, що працюють при 0,6 МПа і вище, охолоджувач дренажу не потрібен.

Друга операція централізованого теплопостачання – транспортування теплоносія до місця споживання. Гаряча вода і пара під тиском, що досягає в окремих випадках 3 МПа, доставляються споживачам трубопроводами. Сукупність трубопроводів, призначених для передачі теплоти, називається тепловою мережею.

Конденсат, отриманий після використання пари споживачами, являє собою чисту воду, практично позбавлену домішок солей, оскільки ця вода перед подачею в парогенератори очищується в живильниках. Конденсат доцільно збирати і потім знову використовувати для виробництва пари. Тому парова мережа виконується із парових труб і конденсатопроводів. Водяна мережа також складається із двох видів трубопроводів – подавальних і зворотних.

Теплові мережі зазвичай прокладають під землею, але інколи застосовують і наземне прокладання труб на естакадах або окремо стоячих щоглах. Оскільки при нагріванні трубопроводи розширяються і змінюється їх довжина, то трубопроводи виконуються з температурними компенсаторами, а частина опор, що підтримує труби, виконуються рухомими.

Для зменшення втрат теплоти теплопроводи ззовні покривають тепловою ізоляцією, в якості якої застосовують діатомові фасонні вироби, мінеральну вату, пінобетон та ін. Теплова ізоляція дозволяє при передачі гарячої води з температурою біля 150°С мати втрати не більше 0,4–0,6°С на кожному кілометрі. Проте навіть такі невеликі втрати при розвинутих теплових мережах складають у сукупності значну кількість теплоти, на вироблення якої потрібна велика витрата палива.

Останнім часом знайшли широке застосування труби з попередньою поліуретановою ізоляцією. Теплова поліуретанова ізоляція має переваги в порівнянні з традиційною: вона не гігроскопічна, володіє тривалим терміном експлуатації і, найголовніше, низьким коефіцієнтом теплопровідності (γ = 0,027 Вт/м°С). Враховуючи, що економія палива пов’язана з удосконаленням теплової ізоляції, підвищення її якості відноситься до одної з найважливіших задач теплофікації.

Попередньо ізольовані труби для трубопроводів теплових мереж

Недоліками водяних систем теплопостачання є підвищена витрата електроенергії на транспорт води в мережах, підвищений витік води при аварії, жорсткий гідравлічний зв'язок між ділянками мережі через високу густину теплоносія, а також те, що температура води може виявитись нижче заданої за технологічними умовами.

Третя операція центрального теплопостачання – подача теплоносія споживачам, зв’язана з наявністю двох систем – закритої і відкритої.

У закритій системі теплопостачання теплоносій не витрачається споживачем і не відбирається із мережі, а використовується тільки для транспортування теплоти; у відкритих – вона частково або повністю відбирається споживачем із мережі.

Закриті системи характеризуються стабільністю якості теплоносія, що поступає до споживача, простотою санітарного контролю установки гарячого водопостачання, а також контролю герметичності системи за допомогою датчиків тиску. До їх недоліків відносяться: складність обладнання і експлуатації вводів до споживачів, корозія труб у споживачів через використання недеаерованої водопровідної води, можливість випадіння накипу в трубах.

У відкритих водяних системах теплопостачання застосовуються однотрубні схеми з низькопотенційними тепловими режимами, які мають більшу довговічність обладнання вводів до споживачів. Їх недоліками є необхідність збільшення потужності водопідготовчих установок, що розраховуються на компенсацію витрат води, яка відбирається із системи, і нестабільність санітарних показників зі складною схемою санітарного контролю і контролю герметичності системи.

Теплові мережі, які відповідають за транспортування теплоносія до споживача, закінчуються тепловими пунктами (ТП), які служать для розподілу теплоти на місцях. У залежності від кількості обслуговуваних споживачів розрізняють індивідуальні (місцеві) і центральні (групові) теплові пункти. Індивідуальні служать для обслуговування одного або декількох споживачів з однаковими параметрами споживання. Групу споживачів (декілька будівель) або цілий район обслуговують центральні теплові пункти. Обладнання теплових пунктів у кожному конкретному випадку вибирається, виходячи із потреби повного задоволення всіх споживачів теплотою як в якості теплоносія для системи опалення, так і для гарячого водопостачання.

Переваги теплофікації полягають в тому, що вона давала і дає можливість замість численних і, як правило, недостатньо удосконалених місцевих котелень використовувати високоефективні джерела тепла – ТЕЦ, здатні працювати практично на будь-якому виді органічного палива, а також корисно застосовувати в системах централізованого теплопостачання відпрацьовану при виробітку електроенергії теплоту, яка на теплових електростанціях конденсаційного типу неефективно скидається в навколишнє середовище, створюючи так зване «теплове забруднення» навколишнього середовища.

Завдяки перевагам, властивим централізації теплопостачання і комбінованому виробництву електричної і теплової енергії, теплофікація стала одним із основних напрямків у розвитку електроі теплоенергетики.

Незважаючи на переваги, при максимальній централізації теплопостачання на ТЕЦ може бути вироблено тільки 25–30% потрібної електроенергії. Робота ж конденсаційних станцій визначається тільки умовами вироблення електроенергії, що забезпечує сприятливі можливості для концентрації великих електричних потужностей і швидкого нарощування електроенергетичного потенціалу. Тому будуть розвиватись як теплоелектроцентралі, так і конденсаційні станції.

Сьогодні поряд з класичною водопаровою теплофікаційною технологією в світі дуже широко застосовуються газотурбінна і парогазова технології. Використання цих технологій переважно на ТЕЦ, де основним паливом є природний газ, дозволяє суттєво збільшити к.к.д. ТЕЦ, особливо в частині виробництва електроенергії. Серед побудованих в світі парогазових електроцентралей, що знаходяться в даний час в експлуатації, є електростанції з к.к.д., рівним 56–60%. При успішному вирішенні питань подальшого збільшення температури на вході в газову турбіну шляхом додаткового удосконалення системи охолодження компонентів, матеріалів, аеродинаміки компресора і турбіни, а також захисних і теплоізоляційних покриттів к.к.д. парогазової електростанції може досягнути 65%.

Будівництво нових крупних ТЕЦ і створення протяжних систем централізованого теплопостачання, а також модернізація існуючих паротурбінних теплофікаційних електростанцій, що працюють на природному газі, шляхом вводу газотурбінних надбудов і перетворення їх в парогазові установки великої потужності, будівництво ТЕЦ на базі дизельних електростанцій, газотурбінних установок і парогазових установок малої і середньої потужності, а також на базі формування компактних систем теплопостачання – міні-ТЕЦ (МТЕЦ) – це основні напрямки розвитку теплофікації, які не суперечать один одному, а доповнюють один одного.

Споживання теплової енергії в Україні

Теплофікація є особливістю вітчизняного теплопостачання і забезпечує близько 40% теплової енергії, що споживається в промисловості й комунальному господарстві для потреб опалення і гарячого водопостачання. У табл. 4.2 наведено характеристики відносно потужних ТЕЦ України станом на 01.01.2007 р.

Споживання теплової енергії в Україні характеризується наступними особливостями. По-перше, існуючий житловий фонд України і нове будівництво відрізняються великою різноманітністю, що накладає відбиток і на забезпечення його тепловою і електричною енергією, необхідною для опалення, гарячого водоі електропостачання. Питання економного і ефективного використання цих видів енергії зараз особливо актуальні для України, яка споживає імпортоване паливо.

Харківська ТЕЦ-5

По-друге, різноманітність промислових підприємств за продукцією, що випускається, особливостями виробництва і розташування сировини часто не дозволяє використовувати в них електроенергію і теплоту, отриману централізованим шляхом на ТЕЦ. Крім того, при значному віддаленні підприємства від ТЕЦ стає невигідним транспортування до нього гарячого теплоносія від ТЕЦ.

По-третє, багато ТЕЦ України (див. табл. 4.2), що відпрацювали свій ресурс, підлягають глибокому відновлювальному ремонту і є основним джерелом забруднення атмосфери. Крім того, більшість розподільних теплових мереж знаходяться в поганому технічному стані й сприяють значним втратам теплоти в навколишнє середовище.

Всі ці особливості ставлять питання про можливість і необхідність реалізації в Україні ідей помірно-децентралізованого енергозабезпечення як житлового фонду, так і промислових об’єктів, тобто широкого застосування поряд з традиційними ТЕЦ когенеративних технологій.

Таблиця 4.2. Характеристики крупних ТЕЦ України

Назва ТЕЦ	Установлена потужність		Рік введення в експлуатацію
	електрична, МВт	теплова, Гкал/рік
Київська ТЕЦ-5	700,0	974,0	1971–1976
Київська ТЕЦ-6	750,0	660,0	1982–1984, 2004
Краматорська	150,0	458,0	1936–1977
Кременчуцька	255,0	671,0	1965–1969
Львівська	31,1	155,0	1930–1954
Миронівська	260,0	210,0	1953–1956
Миколаївська	40,0	110,0	1949–1958
Одеська	68,0	205,0	1954–1984
Севастопольська	54,5	141,2	1937–1957
Сєверодонецька	270,0	906,0	1956–1977
Симферопольська	278,0	164,2	1958–1961
Харківська	62,0	293,0	1944–1970
Харківська ТЕЦ-5	470,0	700,0	1979–1990
Херсонська	80,0	350,0	1956–1967
Херсонська ТЕЦ-2	74,0	160,0	1952–1957
Черкаська	200,0	648,0	1961–1969
Чернігівська	210,0	409,0	1961–1974