Отличие тэц от котельной
Обновлено: 02.05.2024
Новые мощности для Талнаха
На одном из ключевых предприятий АО «Норильско-Таймырская энергетическая компания» (НТЭК, дочернее предприятие «Норникеля») – ТЭЦ-2 в Талнахе – развернута модернизация, по масштабу инвестиций двукратно превышающая другой, не менее глобальный и тоже уникальный проект – замену всех гидроагрегатов Усть-Хантайской ГЭС. До конца 2024 года «Норникель» вложит почти 16 млрд рублей в установку на теплоэлектроцентрали двух новых энергоблоков. В итоге электрическая мощность ТЭЦ-2 вырастет с 425 до 515 МВт, а тепловая – с 1151 до 1243 Гкал/час. Это увеличит надежность энергоснабжения жилых районов и предприятий Заполярного филиала «Норникеля», в первую очередь – расширяющей мощности Талнахской обогатительной фабрики и рудников Правобережья.
Как рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в «Норникеле», модернизация ТЭЦ-2 пройдет в три этапа. На первом, который уже завершается, будет произведена замена энергоблока №1, выведенного из эксплуатации еще в начале 2000-х. За прошедшие с запуска проекта два года строители полностью освободили ячейку от старого оборудования, после чего укрепили фундаменты, смонтировали новый паровой котел, а также турбину в комплекте с турбогенератором. Интересно, что если «старые» котлы стояли поперек главного корпуса, то «новые» будут расположены вдоль. «Сейчас идет обвязка первого энергоблока кабельной продукцией, трубопроводами, медными шинами и монтаж панелей управления. Кроме того, мы поменяли обшивку всего здания Главного корпуса ТЭЦ-2, стеновые ограждения, кровлю, заменили газоходы до дымовой трубы. Завершить работу и включить турбину первого энергоблока в сеть планируется в июне 2020 года», - рассказал «Кислород.ЛАЙФ» заместитель генерального директора НТЭК по капитальному строительству Игорь Коробкин.
Стартовали и работы по демонтажу энергоблока №2, который давно выработал парковый ресурс. Еще десять лет назад с него сняли конденсатор и ПНД-2 турбины, из-за чего блок функционировал в режиме противодавления, с неудовлетворительным техническим состоянием лопаточного аппарата, с ограниченной электрической (55-60 МВт вместо номинальных 100 МВт) и тепловой мощностями (130 вместо 147 Гкал). В 1995 году нормативный срок эксплуатации вышел и у трансформатора энергоблока, а в 2010-м году выработал парковый ресурс и электрогенератор ТВФ-100. Ввод обновленного агрегата, по параметрам аналогичного первому (130 МВт и 160 Гкал) запланирован на 2022 год. На третьем этапе модернизации планируется усилить противопожарную безопасность ТЭЦ-2 – построить новую насосную станцию с баками запаса воды.
Немного истории
В структуре НТЭК – три тепловых электростанции, работающих на природном газе; их нумерация соответствует очередности ввода. Каждая ТЭЦ по электрической энергии работает на всю изолированную энергосистему Таймыра, закольцованную ЛЭП, а по теплу – на собственные, не связанные друг с другом, контуры. Основной профиль предприятий уже давно – теплофикация, чего не было при запусках, по крайней мере, первых двух ТЭЦ – тогда Норильскому комбинату нужнее была электроэнергия. Но с пуском в 1970-х Усть-Хантайской ГЭС энергобаланс на Таймыре существенно изменился, и ТЭЦ постепенно перестроили под постоянно растущие тепловые нагрузки. Параллельно закрыв в НПР все мелкие котельные.
ТЭЦ-1 работает с 1942 года, и сегодня греет и освещает сам Норильск – ее трубы хорошо видны в центре города. Несмотря на закрытие в 2016-м самого старого Никелевого завода и сокращение электрической мощности, по выработке тепла первая станция превосходит ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 вместе взятые и обеспечивает практически половину из порядка 10-11 млн Гкал суммарного отпуска всей НТЭК. Самая «младшая» ТЭЦ-3 была построена для покрытия тепловых нагрузок гигантского Надеждинского металлургического завода и соседнего с ним пос. Кайеркан. Установленные при запуске станции в 1981 году две турбины ПТ-60-90/13 одно время даже использовали утилизационный пар с котлов основного производства завода. Этого уже давно не происходит, но связка станции с «Надеждой» остается незыблемой.
ТЭЦ-2 строили с 1965 по 1989 годы по проекту Ленинградского отделения института «Теплоэлектропроект», станция исторически обеспечивала теплом и электроэнергией промузел и жилой комплекс в пос. Талнах (сегодня и он, и Кайеркан входят в границы одного муниципалитета – Норильска). Главное предназначение ТЭЦ-2 – произвести теплоноситель для рудников «Норникеля» («Октябрьский», «Таймырский», «Комсомольский» и «Маяк»; для отдаленного от всех «Скалистого» в прошлом году запустили небольшую котельную), обогатительных фабрик, а также жилого сектора – не изменилось.
Интересно, что из-за специфики спроса тепловую энергию в паре ТЭЦ-2 никогда не отпускала – в нем просто не было необходимости. «Основной потребитель тепловой энергии ТЭЦ-2 – калориферные установки рудников ЗФ, которые отвечают за подогрев воздуха, идущего на вентиляцию стволов. Наша задача – передать сетевую воду до калориферов, с помощью которых они воздух и греют. Рудники раскиданы от станции на разные расстояния, в том числе и в несколько километров. Передавать на такие расстояния пар, а потом еще обратно собирать конденсат было бы, вероятно, не то чтобы затратно, а просто не эффективно. Поэтому основной профиль ТЭЦ-2 – теплофикационный, с турбин идут исключительно теплофикационные отборы, а единственным теплоносителем является вода», - объясняет специфику работы станции главный инженер АО «НТЭК» Олег Машинец. Для водообеспечения ТЭЦ-2, кстати, используется водохранилище – гидроузел создан на реке Хараелах.
В отличие от первой станции, имеющей продольную компоновку, вторая теплоцентраль (как и позже ТЭЦ-3) изначально строилась по блочной схеме, т.н. «дубль-блоками»: два паровых котла в комплекте с одной турбиной. Энергоблок №1 в составе турбины К-100-90 и двух котлов ТП-13А на 150 Гкал запустили 30 сентября 1969 года. Под конец 1970 года ввели в эксплуатацию и совершенно идентичный энергоблок №2. На старте работы станция сжигала уголь, так как газ к тому времени до НПР еще довести не успели. Но энергоблоки №3 и №4, идентичные с первыми двумя, в 1972 и 1978 году запускали уже на газе. Свидетельств «угольного прошлого» на станции сейчас не найти – топливоподача и ГЗУ давно ликвидированы.
Последние, самые молодые энергоблоки на ТЭЦ-2 запустили под занавес советской эпохи – в 1987 и в 1989 годах соответственно. И это были уже чисто теплофикационные Т-110-130 на 175 Гкал каждый (в паре с двумя котлами ТГМЕ-464). Тепловые нагрузки в ту пору росли в связи с расширением рудной базы (строительство рудников «Октябрьский» и «Скалистый»), увеличением спроса со стороны населения и соцкультбыта самого Талнаха, а также ростом потребностей в электроэнергии во всем НПР. К тому же ввод Курейская ГЭС к тому времени сильно затянулся, ждать не было возможности. А пиковой водогрейной котельной с двумя котлами ПТВМ-180, запущенной под занавес 1983 года, тогда Талнаху тоже уже не хватало (кстати, в начале 1990-х эти котлы заменили на чешские ПБЗ-209).
Интересно, что и турбоагрегаты типа К в 1980-е реконструировали в теплофикационные ВК-100 (перемаркированы в Т-75-90), с устройством регулируемого отбора пара для подогрева сетевой воды в бойлерах.
Замещение и надежность
Замену физически и морально устаревшего оборудования на станциях НТЭК на более современное, экономичное и надежное, в «Норникеле» не прекращали никогда – ключевой потребитель всегда требовал ответственного отношения к собственным нуждам. За последние годы на ТЭЦ-2, к примеру, вместо воздушных высоковольтных выключателей и разъединителей с воздушным приводом на ЗРУ-110 кВ установили современные элегазовые от Siemens. А высоковольтные вводы заменили на кабельные вставки из шитого полиэтилена, что значительно повысило надежность электроснабжения в НПР и свело к минимуму вероятность отключения оборудования из-за снежных заносов, не редких в суровых норильских зимах. С 2014 года на станции также поменяли три мощных высоковольтных трансформатора и смонтировали четыре современные системы возбуждения генераторов СТС-2П-330-2000.
На основное генерирующее оборудование станции продолжало стареть. При этом на ТЭЦ-1 физически изношенные турбины среднего давления, а также оборудование котельного цеха, заменили на более современные агрегаты еще в 1990-е и начале 2000-х. В результате самая «старая» станция в НПР приблизилась по параметрам паркового ресурса к самой «молодой» ТЭЦ-3. По данным из Схемы теплоснабжения Талнаха, на ТЭЦ-2 же «наблюдается дефицит тепловой мощности в размере 124,46 Гкал/час».
В целом по изолированной энергосистеме Таймыра к 2023-2024 году, с учетом мероприятий «Серного проекта», просматривался дефицит рабочей мощности в 50-150 МВт, а в маловодные годы – до 160-400 МВт. Подобное развитие событий неизбежно обернулось бы сокращением регламентированных ремонтных программ на действующем генерирующем оборудовании ТЭЦ, существенным ростом рисков непрогнозируемых отказов и, как следствие, ограничением потребителей (со снижением надежности и устойчивости энергоснабжения). То есть совершенно недопустимыми для НПР проблемами.
«Для обеспечения существующей̆ и перспективной тепловой нагрузки потребителей необходимо произвести модернизацию ТЭЦ-2 с увеличением тепловой мощности», - говорилось в последней по актуализации версии Схемы теплоснабжения Талнаха. Проект в «Норникеле» утвердили в 2017 году, запланировав реконструкцию здания Главного корпуса, с заменой основного (котел, турбоагрегат, генератор) и вспомогательного технологического оборудования энергоблоков №1 и №2, включая всю обеспечивающую их работу инфраструктуру. В том числе переустройство газоходов, замену трансформаторов, реконструкцию ЗРУ 110 кВ, строительстве новой компрессорной (для обеспечения станции сжатым воздухом) и эстакады для прокладки теплофикационных трубопроводов, а также множество других взаимосвязанных мероприятий.
Главные задачи были обозначены так: возмещение выбывающих генерирующих мощностей, отработавших нормативный срок службы, обеспечение оптимизации покрытия электро- и тепловых нагрузок потребителей ЗФ и Норильска, повышение надежности и экономической эффективности выработки энергоресурсов, снижение топливно-энергетических затрат и сохранение гарантированного годового отпуска электрической энергии (что, тем самым, должно обеспечить сохранение объема выпуска готовой продукции ЗФ).
Муки выбора
Как вспоминает главный инженер АО «НТЭК» Олег Машинец, этому выбору предшествовал глубокий анализ технических параметров и инвестиционной эффективности (по методу расчета ТСО) нескольких вариантов, благо в газовой генерации современных технологий достаточно. Среди них, например, ГТУ с котлом-утилизатором, стандартная ПГУ, газопоршневый двигатель и даже дизельная установка (оба варианта – в паре с водогрейными котлами). Но в итоге, хотя со стороны это и может показаться странным, ставка была сделана на традиционную для российских ТЭЦ паросиловую установку с энергетическим котлом, которая по некоторым параметрам даже уступала более «продвинутым» альтернативам.
Например, ряд ГТУ и в паре с котлом-утилизатором, и в составе ПГУ, смогли бы работать с более высоким КПД и по теплу, и по электроэнергии. В то же время для таких установок потребовалось бы более высокое давление, чем на ТЭЦ-2 есть сейчас: пришлось бы строить новую декомпрессорную. К тому же ГТУ имели бы в два раза меньший номинальный ресурс, чем «обычная» турбина Т, их нельзя было бы ремонтировать на месте, да еще пришлось бы закупать в довесок резервную установку, необходимую для проведения капремонтов (в течение 40 лет эксплуатации). Просматривался даже риск постройки новой дымовой трубы, так как объем выхлопных газов от ГТУ мог оказаться в пять раз выше, чем в традиционном паросиловом решении.
Еще один важный фактор, который стремились учесть в НТЭК – модернизация ТЭЦ-2 должна была вписаться в существующий Главный корпус. Парогазовая установка в него точно бы не влезла. Строить дополнительные корпуса и сопутствующую инфраструктуру пришлось бы и для газопоршневых, и для дизельных установок (при ставке на ДТ – еще и с топливохранилищем). Такие затраты сложно было даже оценить, не попав пальцем в небо – из-за отсутствия аналогов для расчетов (строительство в условиях вечной мерзлоты). Кроме того, последние два решения и за границей имеют небольшие мощности. Значит, «Норникелю» пришлось бы закупать не один мощный, а несколько агрегатов.
Было учтено, что ПСУ большой мощности – стандартная и привычная технология, давно отработанная на российских предприятиях и интуитивно понятная оперативному персоналу ТЭЦ-2. Тогда как наиболее эффективные ГТУ, особенно мощные, пришлось бы завозить на Таймыр (что само по себе - операция не из простых) из-за рубежа. «В итоге было решено ставить знакомые нам турбины Т, только повышенной мощности. Это оказалось оптимальным решением как требующим наименьших капитальных вложений, наиболее экономичным с точки зрения OPEX и несущим меньше рисков по дополнительным капзатратам в процессе эксплуатации – те вещи, которыми мы можем управлять. Да, с точки зрения топливных затрат ПГУ было бы более экономичным вариантом, но в части затрат на техобслуживание и ремонты ПСУ вышло наиболее выгодным. Высокие затраты на эти статьи в решениях на основе ГТУ связаны с работой элементов агрегата в более агрессивных условиях, что в свою очередь формирует требования к надежности материалов, конструкций и технологий, и, соответственно, приводит к большей стоимости их обслуживания, ремонтов, замены», - объяснили «Кислород.ЛАЙФ» в «Норникеле».
Но самое главное: практически все альтернативные варианты проигрывали ПСУ по такому параметру, как номинальная теплопроизводительность энергоблока – традиционная турбина Т с энергокотлом смогли бы обеспечить 141-183 Гкал/час, другие решения – меньше. «В условиях Таймыра парогазовые технологии, популярные в последние годы в других регионах, оказались бы неэффективны. В случае ставки на ПГУ нам пришлось бы ставить избыточную электрическую мощность либо дополнительный водогрейный котел. Учитывая продолжительность отопительного сезона в НПР, принципиальное значение в энергоблоках имеет тепловая мощность. КПД парогазовых или газотурбинных установок по теплу – максимум 30%. А блоки ПСУ способны работать в режиме теплофикации с КПД за 50%. Это означает, что на такой турбине можно выработать больше тепла при меньшей выработке электроэнергии – ведь чтобы получить тепловую энергию на ТЭЦ, нужно произвести определенный объем электричества. А на Таймыре 50% выработки электроэнергии закрывают ГЭС, более эффективная и дешевая генерация», - объясняет Олег Машинец.
Таким образом, к 2022 году на ТЭЦ-2 заработают два совершенно новых, но традиционных для России теплофикационных энергоблока, которые в паре с запущенными с конце 1980-х практически аналогичными агрегатами сделают станцию одной из самых современных на Таймыре. Под вопросом пока – будущее энергоблока №3, также сильно устаревшего. Энергоблок №4 не так давно был реконструирован, и сейчас его можно использовать в качестве синхронного компенсатора в летний период, когда тепловая нагрузка не так востребована, а потребность в реактивной энергии существует.
В чем отличия котельной и ТЭЦ?
Котельная (котельная установка) - это расположенное в одном помещении сооружение, в котором происходит нагрев теплоносителя (жидкости или пара) для нужд отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, а также технологических нужд. Затем теплоноситель от котельной поступает к потребителям с помощью тепловых или паровых сетей. Тепловые сети делят на магистральные, квартальные и местные.
Основное устройство котельной - это паровой или (и) водогрейный котел, в котором осуществляется нагрев теплоносителя. Котельные могут работать на твердом (уголь) , жидком (мазут, дизтопливо) или газообразном топливе (природный газ) . Образующиеся при работе котлов, дымовые газы отводятся при помощи дымовой трубы.
По исполнению котельные делятся на следующие виды:
- блочные модульные котельные;
- крышные котельные;
- встроенные котельные;
- отдельно стоящие котельные.
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) - это один из типов тепловых электростанций. Теплоэлектроцентраль рассчитана на производство не только электроэнергии, но и тепловой энергии, которая применяется в централизованных системах теплоснабжения (пар и горячая вода) . В ее функции входит так же, горячее водоснабжение и отопление жилых и промышленных объектов.
Принцип работы:
По конструктивным особенностям ТЭЦ устроена как конденсационная электростанция (КЭС) . Основное различие ТЭЦ и КЭС заключается в использовании части тепловой энергии пара, после того, как он выработает электрическую энергию. От того, какая установлена турбина, зависит различие в отборе пара. При этом пар может быть отобран с разными параметрами. Количество отбираемого пара может быть отрегулировано, и Турбины ТЭЦ позволяют это сделать. Сконденсированный в сетевых подогревателях пар передает энергию сетевой воде. В свою очередь эта вода подается на пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. Если на ТеплоЭлектроЦентрали необходимо вырабатывать только электроэнергию, то тепловые отборы всегда можно приостановить. Таким образом ТЭЦ может работать по двум графикам нагрузки:
тепловому - электрическая нагрузка жёстко зависит от тепловой нагрузки (тепловая нагрузка - приоритет)
электрическому - электрическая нагрузка не зависит от тепловой, либо тепловая нагрузка вовсе отсутствует (приоритет - электрическая нагрузка) .
Подскажите в чем принципиальное различие устройства котлов ТЭЦ на пр. газе и на угле Именно технически
В конструкции горелок. Для угля дополнительно (в пределах котла) нужны мельницы, бункера (БСУ) , питатели (ПСУ) , вентиляторы ВПВ (первичного воздуха) , ДИГ (дымосос инертных газов) .
Остальные ответы
в способе подвода теплоты а так это оченьобщий вопрос конкретности мало
Я на ТЭЦ не работал, но думаю такой же принцип как везде. В газовых котлах стоит газовая горелка и нагревает трубы. А котел на угле работает так же как и домашний или заводской котел. Только на ТЭЦ всё очень большое)
Источник: ИМХО
В подаче топлива в топку и его транспортировки до места объекта
Для угля нужны система подачи твёрдого топлива, система золоудаления. Как всё это организовано технически зависит от типа угля и от масштаба сооружения. Кроме того, на выходе ещё и пылеуловители нужны.
Как устроена тепловая электростанция. Технологии большой энергетики. Опус 2.
Настоящей работой продолжаю цикл статей о технологиях большой энергетики.
На тепловых электростанциях России производится более 80% электроэнергии. Здесь рассмотрим, какими бывают тепловые электростанции, их устройство и назначение.
Тепловые электростанции (ТЭС) - это предприятия по выработке электрической и тепловой энергии путём сжигания органического топлива. Топливом для ТЭС может быть:
- газ;
- мазут;
- уголь;
- торф и сланцы;
- дизельное топливо.
Так же может применяться комбинации вышеуказанных топлив, например газомазутные ТЭС, газ и солярка, угольно мазутные и т.д.
По типу производства различают следующие виды электростанций:
- ГРЭС - мощные районные электростанции, специализирующиеся на выработке электрической энергии, работающие в базовой части графика нагрузки энергосистем и укомплектованные турбоагрегатами большой единичной мощности (100 - 1000 МВт). Электроэнергию выдают по ЛЭП высокого напряжения (110 - 1150 кВ). Тепло такие станции, если и производят, то только для нужд своих посёлков. КПД ГРЭС относительно не высок (до 25%).
- ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, электростанции средней мощности, расположенные внутри городов и специализирующиеся на производстве тепловой энергии для целей отопления и горячего водоснабжения (ГВС) населения. Кроме того, может быть предусмотрен отпуск пара промышленным потребителям. Работают по тепловому графику энергопотребления в зависимости от температуры воздуха. Попутная выработка электроэнергии предназначена для питания городских предприятий на напряжении 6 - 10 кВ. Излишки электроэнергии выдаются в энергосистему на напряжении 35 - 110 - изредка 220 кВ. Станции типа ТЭЦ имеют более высокий КПД за счёт использования тепловой энергии (30 - 40%). Укомплектовываются теплофикационными турбоагрегатами единичной мощностью 6 - 250 МВт.
- ДЭС - дизельные электростанции. Как правило, небольшой мощности до 1 - 15 МВт. Представляют собой дизельные агрегаты, соединённые с генераторами. Применяются для электроснабжения небольших посёлков, далёких от магистральных ЛЭП. Электроэнергию потребителям выдают на напряжении 6 - 10 кВ. Работают изолированно, редко в небольших энергосистемах.
По тепловым циклам различают следующие виды тепловых установок ТЭС:
- паротурбинные установки (ПТУ);
- парогазовые установки (ПГУ);
- газотурбинные установки (ГТУ);
- их комбинации в составе одной ТЭС.
Рассмотрим упрощённые схемы каждой из установок.
Паротурбинные установки (ПТУ).
Основой ПТУ является энергетический котлоагрегат (КА). Как правило КА могут работать на нескольких видах топлива (газ - мазут, уголь - мазут). Различают основной вид топлива, например газ, и резервный - мазут. Газ на ТЭС поступает по газопроводом до станционного ГРП - газораспределительного пункта, который обеспечивает приёмку топлива и регулировку его параметров (расход, давление), в соответствии с технологией. Мазут, как правило, приходит по железной дороге и сливается из цистерн в ёмкости мазутного хозяйства объёмом 5 - 40 тысяч кубометров, откуда прогретое топливо подаётся к горелкам КА мазутными насосами. Уголь приходит на ТЭС по железной дороге в вагонах. Разгружается на угольные склады, откуда транспортёрами подается на угольные мельницы. Размолотый в пыль уголь, питателями пыли, подаётся на горелки КА. Внутренняя поверхность КА выстлана поверхностями нагрева из труб высокого давления. В котлоагрегате циркулирует специально подготовленная вода, лишённая солей и кислорода. Обессоливание необходимо, чтобы в поверхностях нагрева не образовывалась накипь, а деаэрация, чтобы не было коррозии. КА превращает воду в пар, который вращает паровую турбину, соединённую с электрогенератором. Параметры пара за КА высокого давления 570 градусов Цельсия при давлении 140 ат. Высота КА, мощностью 300 МВт превышает 40 м. Турбины ПТУ, как правило, трёх ступенчатые. Высокого (ВД), среднего (СД) и низкого давления (НД). Ступени различаются размерами турбинных лопаток. Маленькие в ступенях ВД и большие в ступенях НД.
Отработанный пар конденсируется в конденсаторе турбины и через деаэраторы возвращается в котёл, где цикл повторяется. Для полного сжигания топлива на горелочные устройства подаётся воздух. Воздух забирается из окружающей среды дутьевыми вентиляторами, прокачивается через специальные подогреватели, где нагревается теплом уходящих из котла продуктов сжигания топлива (дымовыми газами). Дымовые газы отсасываются дымососами и выбрасываются в дымовые трубы ТЭС.
Теплофикационные турбины ТЭЦ, в отличие от конденсационных турбин ГРЭС имет промышленные и теплофикационные отборы пара. Первые для отпуска пара потребителям, вторые для нагрева воды для ГВС и отопления. Нагрев воды производится в сетевых подогревателях горизонтального (ПСГ), или вертикального (ПСВ) типа. ПСГ, как правило, встроены в саму турбину. Из подогревателей вода поступает в сеть с помощью сетевых насосов (СН).
Центральное отопление (Часть 1)
Сегодня мы расскажем вам о том, как устроена централизованная система отопления, какие существуют источники тепла, их алгоритмах работы, а также об устройстве ТЭЦ.
Как устроена централизованная система отопления?
Централизованное отопление – это способ подачи тепла от единого источника в жилые и производственные помещения, расположенные на большой территории.
Общая схема выглядит так:
- Теплоноситель нагревается на отдельно расположенных объектах до требуемой температуры.
- По трубам, проложенным в земле или открытым способом, тепло подводится к домам.
- В тепловых узлах организован учёт потраченной энергии и распределение тепла по подъездам дома.
- По стоякам внутридомовой разводки горячий теплоноситель подаётся в каждую квартиру и на лестничные марши.
Для обогрева квартир используют теплообменники, которые в обиходе называют радиаторами или батареями. Тепловой узел, распределяющий теплоноситель, идущий из ТЭС по магистрали из труб Централизованное отопление – это способ подачи тепла от единого источника в жилые и производственные помещения, расположенные на большой территории.
Котельная, расположенная в самом доме — это частный случай центрального отопления.
Каждая из систем может быть устроена различными способами и выполнять дополнительные функции.
Источники тепла
Теплоноситель нагревается в специально построенных для этой цели теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), государственных районных электростанциях (ГРЭС) или котельных, обслуживающих несколько жилых районов.
Котельная, обслуживающая один многоквартирный дом – вариант центрального отопления Котельная, обслуживающая один многоквартирный дом – вариант центрального отопленияИсходя из экономической целесообразности ТЭЦ строят в населённых пунктах с численностью населения от 100 тыс. человек и развитой промышленностью. ГРЭС предназначены для малых и средних городов с небольшим потреблением электроэнергии. Котельные обогревают жилые и общественные здания, производственные объекты в радиусе не более 3 км.
ТЭЦ, ГРЭС и котельные различаются:
- основным предназначением и режимом функционирования;
- мощностью;
- радиусом обслуживаемой территории.
Теплоэлектроцентрали спроектированы таким образом, что в холодное время года основным их назначением является нагрев воды для целей отопления. В межтопочный период станция переходит в режим производства электроэнергии.
Государственные электростанции нужны для генерации электричества. Тепло высвобождается в процессе работы турбин и направляется на цели обогрева.
Котельные исключительно греют воду для систем отопления, электричества они не вырабатывают.
Схема получения тепла
Функциональные схемы работы ТЭЦ и ГРЭС очень похожи, разница заключается в мощности и построении оборудования.
Получение электрической и тепловой энергии на ТЭЦ и ГРЭС происходит за счёт сжигания топлива. Для работы нужен уголь, мазут или природный газ.
Устройство ТЭЦ
- топливное хозяйство — совокупность мест хранения и подготовки топлива;
- котельная в составе котла и вспомогательного оборудования;
- турбина и электротехническое оборудование;
- конденсатная установка;
- теплообменники, отбирающие тепло для централизованного отопления;
- система технического водоснабжения.
Дополнительными являются системы дымоудаления и дымоочистки, золошлакоудаления, трубопроводы.
Котельные устроены намного проще — в их составе отсутствуют турбины, конденсатные установки, другое вспомогательное оборудование.
Алгоритм работы источников тепла
ТЭЦ и ГРЭС — чрезвычайно сложные сооружения, но принцип работы по нагреву теплоносителя понять нетрудно:
- Подготовленное топливо подается в котельную. Уголь обязательно размалывают, желательно до состояния пыли. Для сжигания в камеру сгорания насосами подаётся воздух.
- В котельной техническая вода в котлах доводится до состояния пара, который находится под высоким давлением.
- По трубопроводам пар подаётся на лопасти турбины, которая, вращаясь, вырабатывает электрическую энергию.
- После турбины остывший пар поступает в теплообменник, где отдаёт тепловую энергию воде для централизованной системы теплоснабжения.
- Остывший пар переходит в жидкую фазу, которую конденсатная установка очищает от паров и примесей.
- Очищенная вода подаётся в котельную, где начинается новый цикл нагрева.
В режиме летнего использования, когда горячей воды требуется намного меньше, ТЭЦ переводят в режим получения электроэнергии. В этом случае пар охлаждается в градирнях до состояния воды, насосами подаётся на высоту до 12 метров и распыляется специальными установками. Излишки пара отводятся в атмосферу.
Вода попадает в бассейн, где охлаждается. Далее конденсационными установками подаётся в котельную. Процесс повторяется. Для компенсации потерь вода добавляется из внешних источников — рек или озёр.
На следующей неделе Вы узнаете еще больше о центральном отоплении . Следите за публикациями! Подписывайтесь на страницу Московской Энергетической Дирекции в социальных сетях!
Опасно ли жить у ТЭЦ или ГРЭС? Разбираемся в вопросе.
Бытует мнение, что люди, живущие рядом с электростанциями, чаще всего заболевают онкологией. Происходит это по причине переработки топлива и, как следствие, выброса в атмосферу вредных веществ. Попробуем разобраться, а так ли опасно там жить, ведь ценник на жилье в таких районах города и населенных пунктах, может существенно отличаться.
Обратимся к википедии:
ТЭЦ - разновидность тепловой электростанции, которая не только производит электроэнергию, но и является источником тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения (в виде пара и горячей воды, в том числе и для обеспечения горячего водоснабжения и отопления жилых и промышленных объектов).
ТЭЦ конструктивно устроена, как конденсационная электростанция (КЭС, ГРЭС). Главное отличие ТЭЦ от КЭС состоит в возможности отобрать часть тепловой энергии пара после того, как он выработает электрическую энергию.
Паровые котлы ТЭЦ различаются также по типу топлива: уголь, мазут, природный газ.
При сжигании мазута выделяются сернистый и серный ангидриды, оксиды азота, соединения ванадия, солей натрия. Угольные станции выбрасывают в атмосферу микроэлементы и радионуклиды с частицами недогоревшего топлива. В саже некоторых видах топлива имеется мышьяк, свободный диоксид кремния, свободный оксид кальция .
Техногенными источниками горения полиароматические углеводороды (ПАУ) являются нефть и нефтепродукты, а также уголь и при их сжигании отмечаются значительные концентрации ПАУ, которые обладают канцерогенным и мутагенным эффектом.
Меньший вред для организма несет в себе станция, которая работает на природном газе. Это относительно чистое топливо, но в атмосферу всё равно выбрасывается оксид азота и серы. Однако вблизи электростанций не отмечается превышений установленных экологических нормативов.
Отдельно можно сказать о котельных, которые могут принести больший вред, ввиду того, что у них могут быть не установлены фильтры очистки. А также об АЭС, которые не загрязняют окружающую среду продуктами сгорания топлива, но, как известно, несут в себе другую серьезную опасность.
Поэтому прежде, чем отказываться от покупки, нужно для начала узнать, на каком виде топлива работает станция. Посмотреть какой высоты дымовые трубы, потому как это тоже имеет значение.
А вы бы купили жилье рядом с электростанцией? Поделитесь своими мыслями!
Что выгоднее для населения – ТЭЦ или котельные?
Что главное в стратегии развития АО «Казэнерго»? Как и для чего формируется инвестиционная программа? Каков износ теплопроводов и электросетей? Как снизить тарифы на тепло? Почему в морозы стало холодно в квартирах? Свет во дворах многоквартирных домов — чья это забота? Кто платит за освещение улиц города? Ответы на эти и другие вопросы узнаем 19 декабря у гостя редакции «БИЗНЕС Online» — генерального директора АО «Казэнерго» Рустама Абдулхакова.
Генеральный директор АО «Казэнерго» Рустам Абдулхаков ответит на вопросы читателей «БИЗНЕС Online»
АО «Казэнерго» — одна из крупнейших теплоснабжающих организаций Казани. Оно производит тепловую энергию на 138 котельных и 26 ЦТП, обеспечивает теплом 25% населения города. Общее количество потребителей тепла от системы теплоснабжения предприятия — 3 702 объекта, в том числе 1970 многоквартирных домов, 327 объектов социальной сферы. Протяженность трубопроводов тепловых сетей — 530 км в однотрубном исчислении. Основная задача в этой сфере — обеспечение надежного, энергоэффективного, доступного для потребителей теплоснабжения.
Для этого «Казэнерго» ежегодно реконструирует котельные и ЦТП (за последние 10 лет обновлено более 30 котельных); обеспечивает автоматизацию и диспетчеризацию технологического процесса в котельных и ЦТП (автоматизировано боле 200 котлоагрегатов, 58 котельных и ЦТП полностью автоматизированы и диспетчеризированы, работают без обслуживающего персонала); заменяет традиционные стальные трубопроводы на трубы из полимерных материалов (заменено 60% сетей горячего водоснабжения). Предприятие ставит перед собой задачу снижения в ближайшие четыре года тепловых потерь до 9,2%.
Также «Казэнерго» занимается эксплуатацией систем наружного освещения столицы РТ — обслуживает около 82 тыс. светоточек и более 2,6 тыс. км сетей наружного освещения. Одна из главных задач на этом направлении — повышение освещенности города. За последние три года построено более 6,5 тыс. новых светоточек, протяженность сетей наружного освещения выросла на 190 километров. Важная часть работы — автоматизация работы наружного освещения, обеспечение автоматического включения/выключения светоточек. К концу 2019 года уровень автоматизации систем наружного освещения города Казани достиг 97,5%. Это и замена устаревших светоточек на современные светодиодные светильники — в 2018 году заменено 6,1 тыс. энергозатратных светильников, в ближайших планах — замена еще 7,1 тысячи.
Задавайте свои вопросы Рустаму Абдулхакову здесь и сейчас!
Абдулхаков Рустам Рифгатович. Родился 25 апреля 1983 года в Казани. Окончил КГУ по специальности «юриспруденция» (2005), Казанский государственный энергетический университет по специальности «энергетика и экономика ЖКХ» (2016), ГОУ «Московская школа управления „Сколково“» по специальности «мастер делового администрирования» (2016).
2003–2005 — специалист сектора маркетингового исследования спроса и предложения коммерческого управления ООО «Управляющая компания „Золотой Колос“», Казань.
2006–2007 — специалист отдела транспортной политики комитета по транспорту и связи исполкома Казани.
2007–2010 — директор МУП «Организатор пассажирских перевозок», Казань.
2010 — первый заместитель директора МУП «Казгорсвет».
2010–2016 — директор МУП «Казгорсвет».
С 2016 — генеральный директор АО «Казэнерго».
С 2010 года — депутат Государственного совета РТ IV, V, VI созывов. Член комитета ГС по законности и правопорядку.
Читайте также: