Обзор газовых котлов КСВ
Котел КСВ-1,0 применяется для теплоснабжения жилых, общественных и промышленных зданий и сооружений с рабочим давлением воды в системе не выше 0,6 МПа (6,0 кГс/см2) и максимальной температурой нагрева воды 115°С.
Котел предназначен для работы на воде, соответствующей требованиям СНиП II- 35-76. Аппарат предназначен для работы на природном газе ГОСТ 5542-87, сжиженном газе ГОСТ 20448-90 и жидком топливе - топливо печное бытовое ТУ 38.101.656-87.
Рис.2. Газовый котел КСВ-1,0 в разрезе
1. Крышка трубная передняя; 2. Крышка трубная задняя; 3. Труба жаровая; 4. Обечайка; 5. Труба дымогарная Ф57x3, 6. Лотки; 7. Газоход; 8. Турбулизатор; 9. Фланец для подсоединения горелки; 10. Анкер; 11. Анкер; 12. Крышка клапан взрывного; 13. Экран клапана взрывного; 14., 15. Фланцы спускных линий (Ду50); 16. Диафрагма; 17. Газоход, 18. Крышка задняя водоохлаждаемая; 19. Газовый короб; 20. Крышка передняя
Котельный блок состоит (см.рис.3) из корпуса (1), задней водоохлаждаемой крышки (2), обшивы (3), газохода (6), клапана взрывного с экраном (9,11), крышке передней (8). С фронта котла к фланцу (4) крепится газовая горелка.
Продукты сгорания, отдав часть тепла в топочной камере котла (см. рис2), поворачивают в задней крышке, проходят по дымогарным трубам к фронту котла в переднюю крышку, откуда по газоходу, расположенному над наружной обечайкой, удаляются в сборный газоход, соединенный с боровом котельной.
Рис. 3. Устройство котла КСВА-1,0 МВт
1 Корпус, 2. Задняя водоохлаждаемая крышка, 3. Обшивка и изоляция, 4. Фланец для подсоединения горелки, 5. Секция газохода с шибером, 6. Газоход, 7. Патрубок датчиков, 8. Крышка передняя, 9. Клапан взрывной; 10. Слив воды. Спускные линии; 11. Экран взрывного клапана, 12. Блок управления; 13. Горелка, 14. Кран слива конденсата
Вода (см. рис.1) через задвижку (5) поступает в межтрубное пространство котла, откуда частично перепускается в заднюю водоохлаждаемую крышку (2). Нагретая вода через патрубок датчиков (6) и задвижку (11) отводится в систему теплоснабжения.
Рис.1. Схема водяного тракта газового котла КСВ-1,0
1. Корпус котла; 2. Задняя водоохлаждаемая стенка; 3. Обшивка котла; 4. Фланец для подсоединения горелки; 5. Задвижка на входе в котёл; 6. Патрубок датчиков; 7. Выходной патрубок; 8. Задвижка на спускной линии; 9. Спускная линия; 10. Воздушный кран; 11. Задвижка на выходе из котла; 12. Клапан обратный; 13. Манометр; 14. Термометр; 15. Трёхходовой кран; 16. Термопреобразователь сопротивления
Монтаж котлов КСВ-1,0/КСВА-1,0 МВт
Монтаж котла КСВ-1,0/КСВА-1,0 МВт должен производиться специализированной организацией, в соответствии с настоящим техническим описанием, с соблюдением общих правил техники безопасности и СНиП.
Строповка за патрубки и другие рабочие элементы конструкции, во избежание разгерметизации агрегата, не допускается.
Выполнить основание под аппарат в соответствии с проектом котельной. Горизонтальность поверхности основания проверить по уровню. Длина основания должна быть на 500 мм больше длины корпуса котла.
На выполненное основание установить котел в соответствии с установочными чертежами проекта котельной. Транспортные заглушки снять.
К патрубку для выхода горячей воды присоединить через прокладку (11) патрубок датчиков (7) и закрепить его болтами.
На трубку патрубка датчиков навернуть трехходовой кран.
Верхний фланец патрубка датчиков заглушить.
В патрубке датчиков установить через прокладку оправу термометра, закрыть трехходовой кран к манометру и заглушить все остальные отверстия.
Произвести гидравлическое испытание котлов КСВ-1,0/КСВА-1,0 МВт пробным давлением 0,9 МПа (9 кГс/кв.см) в течение 5 мин.
При гидравлическом испытании не должно быть течи или потения в сварных швах аппарата и в соединениях.
При появлении потения или течи в сварных швах котла дефектные места обвести мелом, после чего устранить дефект.
После устранения течи агрегат подвергнуть повторному гидравлическому испытанию. При удовлетворительных результатах испытаний приступить к присоединению котла к системе теплоснабжения.
Присоединение котла КСВ-1,0 к системе теплоснабжения:
Установить на аппарат запорно-регулирующую арматуру согласно схеме водяного тракта (см. рис.1).
Котел промыть, заполнив его водой, для чего открыть задвижку (5) и воздушный кран (10). После этого воду слить в канализацию через задвижки (8) спускных линий. Закрыть задвижки (8).
Наполнить агрегат и систему теплоснабжения водой, открыв задвижки (5 и 11). При появлении воды из воздушной трубы системы наполнение прекратить.
При работающей системе отопления вновь монтируемый прибор наполнить водой, открыв воздушный кран (10) и задвижку (5).
Котел наполнять водой до тех пор, пока из воздушной трубы не появится вода. После этого кран (10) закрыть, и открыть задвижку (11), соединив тем самым котел с системой.
При рабочем давлении в системе тщательно осмотреть прибор и всю арматуру. Обнаруженные в сальниках и соединениях неплотности устранить.
Присоединение котла КСВ к сборному газоходу котельной:
Перед присоединением аппарата к газоходу убедиться, что регулирующая заслонка вращается без заеданий, продольный люфт ее оси не превышает 2-4 мм.
Присоединить газоход котла КСВ-1,0 к газоходу, соединяющему его с дымовой трубой. Между газоходом котла и дымовой трубой установить ручной шибер. Если газоход общий на несколько котлов, то шибер ставить на ответвлениях газохода к каждому котлу.
Наружную поверхность газохода покрыть тепловой изоляцией толщиной 25-30 мм.
Открытые части котла, не защищенные обшивкой, смазать по металлической сетке термостойкой мастикой состава: 30% асбестовой крошки, 40% огнеупорной глины, 30% толченого кирпича.
В соответствии со СНиП II-35-76, п. 15.34, для водогрейных котлов с температурой воды 115 С и ниже следует предусматривать показывающие приборы для измерения: давления воздуха после регулирующего органа, разрежения (давления) в топке, разрежения за прибором и давления газа перед горелкой.
Показывающие приборы в комплект поставки агрегата не входят. Панель приборная с показывающими приборами для котла поставляется за отдельную плату.
Настройку привода шиберной заслонки БИРС произвести согласно руководства по эксплуатации на данный исполнительный механизм.
Порядок работы и эксплуатация котла КСВ-1,0
Водный режим газового котла КСВ-1,0:
Водный режим должен обеспечивать работу прибора без отложения накипи и шлама на тепловоспринимающих поверхностях. Качество сетевой и подпиточной воды должно соответствовать требованиям СНиП II-35-76.
Для отопительных котельных, в которых имеются установки докотловой обработки воды, наладочной организацией должна быть разработана инструкция и режимная карта с указанием норм качества и порядка проведения анализов сырой воды, подпиточной котловой и сетевой, порядка обслуживания оборудования на водоподготовке, сроков остановки котла на очистку и промывку.
В котельной должен быть заведен журнал по водоподготовке для записей результатов анализов воды, времени их подпитки и операции по обслуживанию водоподготовки (рабочей и регенерации).
Сроки очистки внутренней поверхности от отложений определяют по графику, утвержденному руководством предприятия или учреждения, которому подчинена котельная.
Подпитка котлов КСВ-1,0 водой, качество которой не соответствует требованиям СНиП II-35-76, не допускается. Категорически запрещается непосредственный водоразбор из тепловой сети горячей воды.
Запрещается частая подпитка системы. Количество подпиточной воды не должно превышать 1% от общего объема воды в системе (котел и сеть). При подпитке температура воды в агрегате не должна снижаться более, чем на 1 °С.
Запрещается врезка трубопровода холодной воды в обратную линию непосредственно у самого котла. Врезка трубопровода холодной воды должна находиться на обратной линии не ближе 2-3 м от аппарата.
Температура обратной воды должна быть выше точки росы при работе на газе на 5 °С, т.е. 70 °С. Невыполнение вышеперечисленных требований приводит к преждевременному образованию накипи на наиболее теплонапряженных участках котла. В результате образования накипи образуются отдулины, вспучивание жаровой трубы, отрыв дымогарных труб от трубных решеток и, как следствие, выход аппарата из строя.
Эксплуатация газовых котлов КСВ-1,0:
Эксплуатация котла допускается только при соответствии сетевой и подпиточной воды требованиям СНиП II-35-76.
При эксплуатации котла должны строго соблюдаться правила пожарной безопасности.
В период пуска котла или при работе с пониженной температурой обратной воды (менее 60 °С) возможно образование конденсата и течи из газоходов котла. Для устранения течей необходимо поднять температуру обратной воды до 70 °С.
В начале каждой смены необходимо записывать в журнал температуру горячей и обратной воды, время подпитки системы водой, время запуска и остановки котла, сведения о вынужденном прекращении его работы.
Техническое обслуживание котлов КСВ-1,0/КСВА-1,0 МВт
В процессе эксплуатации необходимо следить за состоянием аппарата в целом и его составных частей. Периодически котел должен подвергаться продувке с целью предотвращения отложения накипи на водонагревательных поверхностях и удаления накопившегося осадка и шлама.
Сроки периодических продувок устанавливаются в производственной инструкции в зависимости от качества питательной воды и нагрузки котла.
Продувку аппарата для удаления шлама и накипи в нижней части обечайки (рис.2) выполняют через спускные линии 14 и 15, открывая задвижки поочередно.
Продувка производится в периоды снижения нагрузки, чистки топок или остановки агрегата в соответствии с графиком в присутствии ответственного по смене.
Время от остановки котла до начала продувки должно быть минимальным во избежание слеживания осадка.
Периодически, не реже одного раза в месяц, визуально проверять плотность взрывного клапана. Проверку производить при неработающем приборе.
При остановке котлов КСВ-1,0/КСВА-1,0 МВт по окончании отопительного сезона следует спустить воду из котла, промыть его, произвести кислотную промывку для удаления накипи и снова заполнить его водой.
Кислотная промывка должна выполняться специализированной организацией с соблюдением необходимых мер безопасности. Необходимо также закрыть шибер на газоходе.
Для осмотра водяной полости в нижней части аппарата под теплоизоляционной панелью имеется смотровой люк. Перед открытием люка воду из котла слить.
Во время эксплуатации необходимо не реже одного раза в месяц смазывать графитной смазкой ГОСТ 3333-80 трущиеся поверхности осей лопаток клапана газохода, а также шарниры и резьбовые соединения механизма поворота лопаток.
Техническое диагностирование котлов по определению остаточного ресурса
безопасной эксплуатации производить в соответствии с РД 03-484-02
«Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических
устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных
объектах».
__________________________________________________________________________
_______________________________________________________________________________
Водогрейные котлы типа «КСВ» предназначены для получения горячей воды с максимальной температурой 115°С , которая может быть использована в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения на объектах промышленности, жилищно-коммунального хозяйства и аграрном секторе.
Водогрейные котлы типа «КСВ» могут использоваться для контейнерных и блочных установок типа "БМК" , для установки во вновь спроектированных котельных, либо в существующих котельных при замене отработавших свой ресурс водогрейных котлов.
| Конструкция |
 |
Габаритные и присоединительные размеры котлов рис.1. Котлы автоматизированные, жаротрубно-дымогарные, горизонтальные, с трехходовым движением газов (первый ход котла образован жаровой трубой и поворотной камерой, второй и третий ход образуют дымогарные трубы конвективной части котла). Основные составляющие котлов КСВ рис.2 :
|
| Наименование | КСВ-1,0 | КСВ-1,5 | КСВ-2,0 | КСВ-2,5 | КСВ-3,0 | КСВ-5,0 |
| Вид топлива | пр. газ, диз. топливо, мазут, нефть, отработанное масло | |||||
| Номинальная теплопроизводительность, МВт | 1,0 | 1,5 | 2,0 | 2,5 | 3,0 | 5,0 |
| КПД не менее % | 94 | |||||
| Расход топлива | ||||||
| При сжигании пр. газа, м 3 /ч | 111 | 173 | 222 | 285 | 334 | 556 |
| При сжигании жид. топлива, кг/ч | 95 | 143 | 191 | 239 | 330 | 762 |
| Температура воды, °С | ||||||
| На входе в котел | 70 | |||||
| На выходе из котла | 115 | |||||
| Максимальное рабочее давление воды, МПа | 0,6 | |||||
| Аэродинамическое сопротивление котла, Па | 500 | 550 | 600 | 650 | 700 | 900 |
| Минимальная температура уходящих газов, °С | 160 | |||||
| Объем котла, м 3 | 3,5 | 4,12 | 5,31 | 6,21 | 7,6 | 12,5 |
| Присоединительные размеры по присоединительному тракту | Ду 80 | Ду 100 | Ду 100 | Ду 100 | Ду 125 | Ду 150 |
| Расход воды,м 3 /ч не менее | 19,08 | 27,2 | 32,4 | 44,3 | 52,2 | 90 |
| Содержание оксида углерода СО в продуктах сгорания котла, мг/м 3 , не более | ||||||
| На природном газе | 130 | |||||
| На легком жидком топливе | 250 | |||||
| Содержание оксидов азота (в пересчете на NO 2) в продуктах сгорания котла, мг/м 3 , не более | ||||||
| На природном газе | 200 | |||||
| На легком жидком топливе | 230 | |||||
| Масса котла (без горелки), не более, кг | 4100 | 6100 | 6200 | 8556 | 11500 | 16000 |
| 0,182 | 0,137 | 0,164 | 0,118 | 0,107 | 0,101 | |
Тип горелочного устройства  |
Oilon | Oilon | Oilon | Oilon | Oilon | Oilon |
 |
Unigas | Unigas | Unigas | Unigas | Unigas | Unigas |
| КСВ-1,0 | КСВ-1,5 | КСВ-2,0 | КСВ-2,5 | КСВ-3,0 | КСВ-5,0 | |
Преимущественной особенностью котлов КСВ является использование трехоборотной системы отвода продуктов сгорания, улучшенная работа котла при переходных режимах.
Благодаря конструктивной особенности данных котлов - КПД достаточно высок и составляет 94%.
1. Работа котла.
Факел горелки располагается горизонтально в центре топки. Дымовые газы, достигнув дна камеры обратного хода пламени, поворачивают на 180° и через дымогарные трубки направляются к фронту котла. В полости между передней крышкой и передней трубной доской газы поворачивают на 180° и входят в конвективный газоход, проходят его и через сборный короб поступают в дымовую трубу котельной. Вода подается в котел через входной патрубок в задней части корпуса. Установленная на обечайке рассеивающая пластина смешивает холодную обратную воду с горячей котловой водой. Котел в избежании образования конденсата в элементах теплообмена должен быть оборудован смесительным водяным насосом, который устанавливается между прямой и обратной подачей воды. С помощью смесительного насоса температура обратной поступающей в котел воды поднимается до +70°С. Из-за коррозии элементов котла чрезвычайно важным является то, чтобы соприкасающиеся с дымовым газом поверхности не понижали в котле точку росы дымового газа. По этой причине температура обратной воды, поступающей в котел, не должна быть ниже +70°С. Вода из котла отводится через выходной патрубок, расположенный в передней части корпуса котла.
2. Контрольно-измерительные приборы.
На патрубке обратной воды устанавливается манометр, показывающий и термометр (из комплекта котельной). На отводящем патрубке прямой воды устанавливается термометр и импульсные гнезда для присоединения приборов, входящих в автоматику горелки. На отводящем коробе газохода устанавливается термометр для замера температуры дымовых газов (из комплекта котельной). На передней плите жаровой трубы (в верхней ее части) размещен штуцер (Ду=15мм) для отбора давления в топке котла. На передней крышке жаровой трубы (в нижней ее части) размещен штуцер (Ду=15мм) для отбора разряжения в топке котла.
3. Размещение и монтаж.
Под котлом имеются две опоры рис.2
, на которых котел может быть установлен либо непосредственно на полу котельной, либо на отдельном возвышении. Одна опора должна быть закреплена, другая находится в положении свободном от перемещения. При монтаже следует обратить внимание на то, чтобы котел был установлен строго горизонтально к уровню пола котельной.
4. Техническое обслуживание.
Техническое обслуживание заключается в периодических осмотрах, обдувке, чистке котла и его ремонте. Для обеспечения осмотра и ремонта поверхностей нагрева на боковой поверхности (в нижней части) корпуса предусмотрены лазы (по желанию заказчика слева либо справа). Для доступа к местам обслуживания котел оборудован площадками обслуживания (по желанию заказчика).
Под площадкой электростанции (КЭС, ТЭЦ, АЭС) понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружений ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т. д.,), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.
Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной степени определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта. Оптимальное решение этой задачи возможно только в результате тщательного анализа вопросов экономического, социального, физико-географического, технического характера, а также перспектив развития энергетики и сопряженных с ней отраслей. Только учет всех факторов, прямо или косвенно влияющих на размещение энергетического объекта, позволяет правильно выбрать площадку для его строительства.
Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции.
На основе перспективного плана развития энергетики составляются схемы развития энергосистем и межсистемных связей в увязке с перспективами развития топливных ресурсов, балансами энергосистем, размещением и энергоемкостью потребителей. В указанных схемах развития определяются экономический и административный районы возможного размещения ТЭС. Руководствуясь утвержденной схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы (ОМ) строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико-экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства новой электростанции. В ОМ строительства новой электростанции определяется ее тип (КЭС, ТЭЦ, АЭС, АТЭЦ), единичная мощность агрегатов, их количество, для ТЭС на традиционном топливе род топлива (с указанием района добычи).
При выборе площадки для новой ТЭС следует учитывать требования, предъявляемые к строительству тепловой электростанции по обеспечению эффективности капитальных вложений, снижению эксплуатационных расходов, а также требования строительной географии. Основными условиями, предопределяющими выбор места размещения ТЭС, являются:
- наличие площадей, достаточных для размещения всех сооружений электростанции, при этом размеры и конфигурации площадки должны обеспечивать возможность подтвержденного технико-экономическими расчетами расширения;
- соответствие площадки требованиям технологического процесса;
- благоприятный рельеф местности и геологические условия, обеспечивающие быстрое сооружение ТЭС с минимальными затратами;
- наличие железнодорожной связи с железнодорожными путями общего пользования и местом добычи топлива; автодорожной связи с автодорогами общего пользования, с железнодорожной станцией примыкания, с районным или областным центром;
- близость карьеров или залежей строительного песка и камня;
- наличие достаточных источников питьевого и технического водоснабжения;
- возможность расположения ТЭС на землях несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства (при отсутствии таких земель - на сельскохозяйственных угодьях низкого качества);
- возможность расположения площадки не в местах залегания полезных ископаемых, не в зонах обрушения выработок и не на карстовых или оползневых участках.
Места золошлакоотвалов и шламонакопи-телей должны располагаться с подветренной стороны за пределами площадки и охранной зоны источников водоснабжения.
Производство изысканий, начиная с выбора площадки, следует выполнять в максимально полном объеме, с тем чтобы на стадии рабочего проектирования производить только уточнения изысканий под отдельные объекты или узлы ТЭС. Недостаточность материалов изысканий по выбору площадок к моменту начала проектирования приводит, как правило, к удорожанию и удлинению сроков строительства, а очень часто и к увеличению эксплуатационных затрат.
Наличие на площадке высокого уровня грунтовых вод значительно снижает расчетное сопротивление грунта и создает трудности при производстве строительных работ, так как при этом требуются водоотлив, гидроизоляция подземных сооружений и дренаж промплощадки. В связи с необходимостью увеличения откосов котлованов увеличивается объем земляных работ. Удорожание строительства из-за высокого уровня грунтовых вод составляет примерно 2-3 % общей стоимости строительства. При сооружении электростанции стоимостью 800-1200 млн. руб. удорожание от высокого уровня грунтовых вод составит 16-36 млн. руб.
Непременным условием является размещение площадки в зоне, не затопляемой паводковыми водами.
Основная задача проектных организаций при разработке генеральных планов ТЭС - это сокращение отвода и обеспечение рационального использования земель (табл. 1.1). Приближенные значения площадей, необходимых для размещения сооружений КЭС и ТЭЦ, приведены в табл. 1.2, из которой видно, что рост мощности электростанций с 400 до 9000 МВт вызывает сравнительно незначительное увеличение территории самой электростанции в пределах ограды. Поэтому удельные затраты на подготовку и освоение площадки, на все виды коммуникаций, благоустройство, связь и сигнализацию при сооружении мощных ТЭС уменьшаются в несколько раз. Желательно, чтобы площадки имели соотношение сторон 1:2 или 2,5:4.
Потребность в земельных ресурсах для размещения золошдакоотвалов определяется для первой очереди ТЭС исходя из 5-летнего периода эксплуатации, а общая площадь - исходя из 25-летнего периода эксплуатации. При этом в дальнейшем предполагается наращивание золоотвалов без увеличения их площади. Предполагается, что использование золошлаковых остатков в строительстве должно значительно возрасти, что приведет к сокращению объемов золоотвалов.
Для перспективных типов КЭС в зависимости от их мощности и вида угольного топлива потребность в отчуждении земель для золоотвалов лежит в пределах 36-390 га (для канско-ачинских углей - 150 м 2 /МВт, для кузнецких - 260 м 2 /МВт).
Для ТЭЦ, как правило, выбор золошлакоотвалов следует производить из расчета 5-летнего периода эксплуатации с использованием золошлаков в строительстве.
Под золошлакоотвалы наиболее целесообразно отводить непригодные или малопригодные даже для промстроительства земли: овраги, выработанные карьеры и т. п. При этом необходимо учитывать, что эти участки после засыпки их золошлаками могут быть приведены в культурное состояние планировкой поверхности с последующим нанесением слоя грунта и посевом трав.
Показателями землеиспользования могут Служить удельный отвод земель (га/МВт или га/1000 МВт) и плотность застройки.
Удельный отвод земель для КЭС изменяется в широких пределах в зависимости от используемого топлива: атомные 0,12-3,41 га/ МВт; угольные - 0,28-2,21 га/МВт; газомазутные - 0,11-1,88 га/МВт.
Разница в удельных показателях в основном определяется системой технического водоснабжения. Меньшие значения относятся к прямоточным системам на реках, прямоточно-оборотным с использованием комплексных водохранилищ или больших озер и оборотным системам с градирнями, а большие значения - к системам со вновь создаваемыми водохранилищами. Удельные потребности в земле, связанные с типом водоохладителя, составляют от 0,02 до 2,3 га/МВт, что соответствует 20-70 % общего отвода земель.
Создание искусственных водохранилищ на реках и водохранилищ наливного типа связано с затоплением больших земельных площадей. Так, для крупных электростанций на традиционном топливе мощностью 4000-5000 МВт площадь водохранилища составляет 2000-2500 га (0,5 га/МВт), а на ядерном горючем - 3200-4000 га (0,8 га/МВт), или 80-90% общего отвода земель. Следует отметить, что водоохладитель при глубине от 8 до 20 м с учетом использования холодных глубинных вод может иметь размеры примерно в 1,5 раза меньшие, чем при глубине от 2,5 до 4 м. Площади, занимаемые градирнями, составляют около 30-35 га.
При переходе от газомазутного к угольному топливу удельная потребность в земле возрастает в основном из-за строительства золоотвалов, на долю которых приходится 20-40 % отводимых земельных угодий.
На площадке ТЭС предусматривают коридоры для выхода линий электропередачи с ОРУ, расположенных на территории электростанции. Ширина коридора, занимаемого ЛЭП, определяется числом линий и их напряжением (табл. 1.3).
Отвод земель под промышленную площадку, склад топлива и временные здания и сооружения в процентном отношении сравнительно невелик (10-20%). Абсолютные размеры отводимых земель составляют: под пром-площадку - от 22 до 140 га; под склад топлива - от 5 до 60 га; под временные здания и сооружения - от 30 до 70 га.
Анализ проектных решений показал, что многие КЭС, аналогичные по мощности, топливу и назначению, сильно отличаются по размерам промплощадки и стройбазы. Указанный разброс в большинстве случаев объясняется различной плотностью застройки территории, которая изменяется от 36 до 80 %, что свидетельствует о наличии резервов снижения потребности в отводе земли при строительстве КЭС.
Потребность в земельных ресурсах для прочих объектов КЭС (транспортные коммуникации, очистные сооружения и др.), включая неиспользуемые земли, оценивается ориентировочно для новых КЭС в размерах 120 % площади основной промышленной площадки (промплощадка и стройбаза). Указанное соотношение может быть принято для оценки отчуждаемых земель для перспективных типов КЭС.
Площади, занимаемые временными зданиями и сооружениями, определяются по эмпирической формуле, полученной на основе анализа проектных показателей 28 электростанций с учетом тенденции к дальнейшему сокращению отводимых площадей в 1990-2000 г.:
где S уд - удельная площадь временных зданий и сооружений, м 2 /МВт; N ТЭС, N бл - установленная мощность ТЭС и блока, МВт.
Площади жилых поселков определяются в зависимости от численности строительно-монтажных и эксплуатационных кадров.
Размер территории жилого поселка определяется исходя из нормы 10 га на 1000 жителей. Указанная величина соответствует норме жилой площади 10 м 2 /чел. Намеченное увеличение нормы благодаря повышению этажности застройки, по всей вероятности, не приведет к росту удельной площади жилпоселка.
В основу прогноза потребности КЭС в земельных ресурсах положены Нормативные показатели по отводу и использованию земель для строительства электростанций, разработанные институтом Теплоэлектропроект (1974 г.). Приведенные в табл. 1.4 Нормативные показатели основной промышленной площадки соответствуют этапу проектирования 1976-1980 гг. й могут быть использованы для оценки потребности КЭС в земельных ресурсах.
Площадки электростанций зачастую размещаются на землях, пригодных для использования в сельском хозяйстве. Опыт показал, что невозможно запроектировать электростанцию, которая располагалась бы без использования пашни, лугов или других сельскохозяйственных угодий. Сельскохозяйственные угодья, занимаемые промышленностью, и в том числе электростанциями, измеряются сотнями тысяч гектаров. Необходимо учитывать ценность земель и стоимость их восстановления, что позволит повысить экономическую обоснованность решений при выборе площадки. При обосновании изъятия сельскохозяйственных угодий следует использовать удельные показатели использования сельскохозяйственных земель S с.х уд и пашни S п уд:
где F c.x - площадь изъятых сельскохозяйственных земель, га; F п - площадь изъятых пахотных земель, га; N уст - установленная мощность электростанций, МВт.
Необходимо рассматривать не только земли, бывшие в сельскохозяйственном обороте, но и земли пригодные для использования. При экономическом обосновании необходимости размещения площадки электростанции на сельскохозяйственных угодьях важно проанализировать и вопрос о времени использования земель для строительства и эксплуатации. Это необходимо, с одной стороны, для определения потерь сельскохозяйственной продукции во время строительства и эксплуатации ТЭС, а с другой, для оценки стоимости восстановления земель (приложение II).
Методика определения потерь сельского хозяйства от изъятия земель, а также стоимости их восстановления и эффекта от строительства компенсирующих предприятий изложена в «Инструкции о порядке возмещения землепользователем убытков, причиненных изъятием или временным занятием земельных участков, а также потерь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием земель для несельскохозяйственных нужд».
Санитарные нормы и нормы охраны среды
Площадка ТЭС, стройбаза, жилой поселок, водоохладитель, золошлакоотвалы должны быть расположены так, чтобы между ними были минимально допускаемые санитарными нормами расстояния, что уменьшает длину связывающих их коммуникаций, а следовательно, и их стоимость.Площадки, намеченные для строительства электростанций и поселков, должны удовлетворять санитарным требованиям в отношении загазованности, прямого солнечного облучения, естественного проветривания и др. Тепловые электростанции должны быть расположены по отношению к ближайшему жилому району с подветренной стороны для господствующих ветров и отделены от жилых районов санитарно-защитными зонами (разрывами). Господствующее направление ветров следует принимать по средней розе ветров теплого периода года на основе многолетних наблюдений.
Санитарно-защитной зоной считают территорию между тепловой электростанцией (дымовыми трубами) и жилыми и культурно-бытовыми зданиями. В санитарно-защитной зоне допускается располагать пожарное депо, помещения охраны, гаражи, склады, административно-служебные здания, столовые, амбулатории, торговые здания, бани, прачечные и т. п., а также жилые здания для аварийного персонала и охраны. Размеры санитарно-защитной зоны ТЭС зависят от зольности топлива и его часового расхода и согласовываются с органами Государственной санитарной инспекции (ГСИ). Для электростанций, работающих на газовом и жидком топливе, санитарно-защитные зоны принимают как для ТЭС на угольном топливе при зольности топлива до 10%.
В соответствии с ГОСТ 17.2.3.02-78, устанавливающим допустимые выбросы в атмосферу, для предотвращения и максимального снижения организованных и неорганизованных выбросов вредных веществ при работе ТЭС должны быть использованы наиболее современные технология, методы очистки и другие технические средства в соответствии с требованиями санитарных норм проектирования промышленных предприятий. Предельно допустимые выбросы (ПДВ) и временно согласованные выбросы (ВСВ) и их обоснование должны быть согласованы с органами, осуществляющими государственный контроль за охраной атмосферы от загрязненйя, и утверждены в установленном порядке.
Рассеивание вредных веществ в атмосфере за счет увеличения высоты их выброса допускается только после применения всех имеющихся современных технических средств сокращения выбросов.
С целью создания более благоприятных условий для рассеивания оставшихся выбросов сооружаются дымовые трубы высотой 250-420 м и более. Такая высота обеспечивает концентрацию выбросов на уровне дыхания в пределах, допускаемых санитарными нормами. Предельные концентрации вредных веществ, определенные нормами СН 245-71 и инструкцией Минздрава СССР 2063-79, приведены в табл. 1.5.
Источники водоснабжения
Основное количество воды на ТЭС требуется для конденсации отработавшего в турбине пара. В табл. 1.6 приведены расходы воды для летнего периода при прямоточной системе технического водоснабжения (для зимнего периода количество воды может быть уменьшено, как правило, в 1,3 раза). При подсчете общего расхода воды не следует учитывать расход воды на гидравлическое золошлакоудаление, который в 10-15 раз превышает количество удаляемых шлаков и золы, причем безвозвратная потеря воды составляет 20-25 % общего расхода на золошлакоудаление. Вода на подпитку системы гидравлического золошлакоудаления подается, как правило, после использования ее в конденсаторах турбин.
С ростом мощности электростанций техническое водоснабжение приобретает все более решающее значение при выборе места размещения ТЭС. С одной стороны, трудно выбрать площадку КЭС у реки, которая могла бы служить источником для прямоточного водоснабжения. С другой стороны, стоимость технического водоснабжения при переходе от прямоточной системы на оборотную возрастает с 4-5 до 20 руб и более на 1 кВт установленной мощности. Исключительно большое значение приобретает возможность размещения электростанций вблизи рек, озер и устройства систем прямоточного водоснабжения. Прямоточная система обеспечивает наилучшие эксплуатационные показатели, так как имеет самую низкую температуру охлаждающей воды и обеспечивает минимальные затраты на строительство.
Однако применение прямоточных систем ограничивается требованиями Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, согласно которым подогрев воды в источнике водоснабжения в расчетном створе после сброса теплых вод ТЭС не должен быть более 3°С летом и 5°С зимой. Это обстоятельство требует, чтобы минимальные расходы воды в реке но крайней мере в 3 раза превышали потребные расходы ТЭС.
Технико-экономическими расчетами определено, что удельные капитальные вложения в систему технического водоснабжения на 1 кВт установленной мощности составляют в среднем:
- при использовании для технического водоснабжения ТЭС водохранилищ гидроэлектростанций 6-7 руб.;
- при специально создаваемых речных водохранилищах-охладителях 11 -12 руб.;
- при наливных водохранилищах-охладителях 14 руб.;
- при оборотных системах с градирнями 18-24 руб.
Следует иметь в виду, что при использовании водохранилищ ГЭС желательно возможно меньшее колебание уровня воды в нем. Колебание уровня воды свыше 8-10 м ставит под сомнение целесообразность использования водохранилища ГЭС для водоснабжения ТЭС, так как увеличение подъема воды только на 1 м вызывает дополнительный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС мощностью 4000 МВт в размере 15-20 млн. кВт-ч в год, что при стоимости 1 коп/(кВт-ч) принесет ущерб народному хозяйству в размере около 150-200 тыс. руб/год. Кроме того, колебание уровня воды вызывает дополнительное увеличение капитальных вложений в водозаборные и водосбросные сооружения ТЭС. Таким образом, при выборе площадки следует тщательно учитывать возможные колебания уровня воды в водохранилище или реке.
Желательно, чтобы отметка планировки площадки превышала пьезометрический уровень воды в сбросных каналах примерно на 3 м, что позволяет использовать сифонное действие сливных трубопроводов циркуляционной воды в пределах 7,5 м (из расчета расположения выходного патрубка конденсатора на высоте 4,5 м над полом машинного отделения).
Выполнение этих условий в некоторых случаях может привести к большим объемам земляных работ при планировке площадки, т. е. к росту капитальных затрат на сооружение ТЭС. Невыполнение же этих условий может в свою очередь привести к увеличению расходов электроэнергии на собственные нужды ТЭС из-за необходимости подачи воды на дополнительную высоту. Обоснованное решение этого вопроса при определении нулевых отметок главного корпуса требует специальных технико-экономических расчетов.
Снижению расходов электроэнергии на собственные нужды за счет снижения напора насосов циркуляционного водоснабжения, как правило, уделяется при выборе площадок ТЭС большое внимание. Если раньше напор этих насосов составлял 15-17 м, то теперь для прудовых систем стремятся выбирать площадки, для которых требуемый напор насосов был бы не более 7-12 м. Для этого при проектировании ТЭС большой мощности главный корпус с машинным залом, обращенным в сторону водного источника, предпочитают размещать у самого берега.
При выборе места водохранилища необходимо стремиться к уменьшению объемов работ по сооружению каналов, плотин, дамб и в то же время находить площадки с удовлетворительными геологическими условиями (допустимая фильтрация под гидросооружениями и через ложе водохранилища). При отчуждении земель для площадки и водохранилища следует избегать больших сносов селений, переноса дорог и других искусственных сооружений, а также затоплений ценных сельскохозяйственных угодий.
При выборе мест размещения электростанций необходимо выявить источники питьевой воды. Это особенно важно для районов с бедными водными ресурсами. Потребность в воде для поселка эксплуатационных и строительно-монтажных кадров (при максимальном развороте работ) для ТЭС мощностью 600-1200 МВт - 180 м 3 /ч, 1200-2400 МВт - 240 м 3 /ч, 4000 МВт - около 400 м 3 /ч, питьевую воду следует искать и при наличии реки, так как при расположении площадки ТЭС ниже сброса в реку хозяйственных, фекальных и промышленных стоков воду для питьевых целей забирать из реки не разрешается. В качестве источника хозпитьевого водоснабжения стараются использовать в первую очередь подземные воды.
Транспортные связи
Одним из основных условий при выборе размещения новой ТЭС является наличие железнодорожной связи с железнодорожными путями общего пользования и местом добычи топлива и автодорожной связи с железнодорожной станцией примыкания, с районным или областным центром. При размещении ТЭС вблизи места добычи целесообразно пути для подачи топлива сооружать без захода на железнодорожные пути МПС. Желательно, чтобы протяженность внешних железнодорожных путей не превышала 8-12 км при разности отметок начала и конца пути, обеспечивающей соблюдение нормальных уклонов пути при наименьших объемах земляных работ. Кроме того, следует предусмотреть, чтобы на трассе железнодорожных путей не требовалось строительства крупных искусственных сооружений. Примыкание к железнодорожным путям следует осуществлять по направлению грузопотока к электростанции.Автодорожную связь площадки ТЭС с дорогами общего пользования, с железнодорожной станцией, районными и областными центрами следует иметь также возможно более короткой, без сложных искусственных сооружений.
Железнодорожные пути ТЭС состоят из трех отдельных участков: приемо-сдаточных путей на железнодорожной станции примыкания к магистральной железной дороге; путей на площадке электростанции (на разгрузочные устройства, склад топлива, главный корпус); соединительных путей между приемной станцией и путями на площадке электростанции. Приемо-сдаточные пути могут быть сооружены вне железнодорожной станции, если она стеснена, и располагаться непосредственно возле ТЭС. Для этой цели при выборе площадки электростанции следует предусматривать дополнительную площадь 4-5 га.
Топливо по железнодорожным путям подается составами, при этом грузоподъемность и количество маршрутов в сутки зависят от марки угля, его теплоты сгорания и мощности электростанции. На электростанцию мощностью 1260 МВт необходимо подать в сутки 24700 т топлива, или 11 маршрутов по 3200 т, а мощностью 4000 МВт - 51000 т, или 12 маршрутов по 6000 т. По схеме топливоподачи на ТЭС все составы должны быть приняты на приемо-сдаточные пути, затем поданы к ваго-ноопрокидывателям и после повагонной разгрузки выведены на порожняковый путь.
Для того чтобы условия работы железнодорожного транспорта на ТЭС не оказывались тяжелыми, при выборе площадки электростанции проектирующей организацией должно быть проведено рекогносцировочное обследование существующих железнодорожных путей и должны быть определены: место примыкания железнодорожной ветки к магистральной железной дороге; место устройства приемо-сдаточных путей (на железнодорожной станции примыкания или на особой станции, расположенной около ТЭС, или на самой площадке электростанции); длина соединительной железнодорожной ветки и возможность присоединения к этой ветке; наличие на трассе искусственных сооружений (мостов, путепроводов); примерные условия сооружения полотна железнодорожного пути (грунты на трассе, наличие скальных выемок и пр.); возможные уклоны или подъемы, а также радиусы закругления.
Примерно эти же вопросы должны быть рассмотрены при выборе площадки и для автомобильных путей с определением необходимой категории дорог.
П. 9. Какой из факторов является ведущим при размещении атомных электростанций
П. 8. Укажите ведущие факторы, определяющие размещение предприятий черной металлургии полного цикла
С. 7. Укажите какие из перечисленных принципов обеспечивают рациональное размещение производства в условиях перехода к рыночной экономике
С. 6. Из перечисленных определений выберите принципы размещения производства
С. 5. Из перечисленных определений выберите закономерности размещения производительных сил
Шишов С.С.
Тема 3. Закономерности, принципы и факторы региональной экономики и размещения производительных сил
П. 1. Пространственные модификации экономических законов это:
А) Факторы размещения производительных сил;
Б) Закономерности размещения производительных сил;
В) Принципы размещения производительных сил.
С. 2. Какому понятию соответствует данное определение?
Наиболее общие устойчивые отношения, сложившиеся в процессе развития общества между производительными силами и территорией
С. 4. Укажите к какому понятию относится определение?
Рациональное территориальное разделение общественного труда между регионами и внутри них
Ответ: А, Г.
Ответ: А.В
Ответ: А.Г.
Ответ: Б, Д.
В последующие годы электроэнергетика развивалась быстрыми темпами, строились линии электропередач (ЛЭП). Одновременно с гидравлическими и тепловыми электростанциями стала развиваться атомная энергетика.
Тепловые электростанции (ТЭС). Основной тип электростанций в России - тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, мазут, газ, сланцы, торф). Среди них главную роль играют мощные (более 2 млн кВт) ГРЭС - государственные районные электростанции, обеспечивающие потребности экономического района, работающие в энергосистемах.
На размещение тепловых электростанция оказывает основное влияние топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные ТЭС расположены, как правило, в местах добычи топлива. Тепловые электростанции, использующие местные виды топлива (торф, сланцы, низкокалорийные и многозольные угли), ориентируются на потребителя и одновременно находятся у источников топливных ресурсов. Потребительскую ориентацию имеют электростанции, использующие высококалорийное топливо, которое экономически выгодно транспортировать. Что же касается тепловых электростанций, работающих на мазуте, то они располагаются преимущественно в центрах нефтеперерабатывающей промышленности.
Крупными тепловыми электростанциями являются ГРЭС на углях Канско-Ачинского бассейна, Березовская ГРЭС-1 и ГРЭС-2. Сургутская ГРЭС-2, Уренгойская ГРЭС (работает на газе).
На базе Канско-Ачинского бассейна создается мощный территориально-производственный комплекс. Проект ТПК предполагал создание на территории около 10 тыс. км 2 вокруг Красноярска 10 уникальных сверхмощных ГРЭС по 6,4 млн кВт. В настоящее время число запланированных ГРЭС уменьшено пока до 8 (по экологическим соображениям - выбросы в атмосферу, скопления золы в огромных количествах).
На данный момент начато сооружение только 1-й очереди ТПК. В 1989 г. был введен в эксплуатацию 1-й агрегат Березовской ГРЭС-1 мощностью 800 тыс. кВт и уже решен вопрос о строительстве ГРЭС-2 и ГРЭС-3 такой же мощности (на расстоянии всего 9 км друг от друга).
Преимущества тепловых электростанций по сравнению с другими типами электростанций заключаются в следующем: относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в России; способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний (в отличие от ГРЭС).
К недостаткам относятся: использование невозобновимых топливных ресурсов; низкий КПД, крайне неблагоприятное воздействие на окружающую среду.
Тепловые электростанции всего мира выбрасывают в атмосферу ежегодно 200-250 млн т золы и около 60 млн т сернистого ангидрида; они поглощают огромное количество кислорода воздуха. К настоящему времени установлено, что и радиоактивная обстановка вокруг тепловых электростанций, работающих на угле, в среднем (в мире) в 100 раз выше, чем вблизи АЭС такой же мощности (так как обычный уголь в качестве микропримесей почти всегда содержит уран-238, торий-232 и радиоактивный изотоп углерода).
ТЭС нашей страны в отличие от зарубежных до сих пор не оснащены сколь-либо эффективными системами очистки уходящих газов от оксидов серы и азота. Правда, ТЭС на природном газе существенно экологически чище угольных, мазутных и сланцевых, но огромный экологический вред наносит природе прокладка газопроводов, особенно в северных районах.
Несмотря на отмеченные недостатки, в ближайшей перспективе (до 2000 года) доля ТЭС в приросте производства электроэнергии должна составить 78-88% (так как прирост производства на АЭС в связи с повышением требований и их безопасности в лучшем случае будет весьма незначительным, сооружение ГЭС будет ограничиваться возведением плотин главным образом в условиях с минимальными площадями затопления).
Топливный баланс тепловых электростанций России характеризуется преобладанием газа и мазута. В ближайшей перспективе планируется увеличение доли газа в топливном балансе электростанций западных районов, в регионах со сложной экологической обстановкой, особенно в крупных городах. Тепловые электростанции восточных районов будут базироваться в основном на угле, прежде всего дешевом угле открытой добычи Канско-Ачинского бассейна.
Гидравлические электростанции (ГЭС). На втором месте по количеству вырабатываемой электроэнергии находится ГЭС (в 1991 г. - 16,5%). Гидроэлектростанции являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновимые ресурсы, обладают простотой управления (количество персонала на ГЭС в 15-20 раз меньше, чем на ГРЭС) и имеют высокий КПД (более 80%). В результате производимая на ГЭС энергия самая дешевая.
Огромное достоинство ГЭС - высокая маневренность, т. е. возможность практически мгновенного автоматического запуска и отключения любого требуемого количества агрегатов. Это позволяет использовать мощные ГЭС либо в качестве максимально маневренных "пиковых" электростанций, обеспечивающих устойчивую работу крупных энергосистем, либо в период суточных пиков нагрузки электросистемы, когда имеющихся в наличии мощностей ТЭС не хватает. Естественно, это под силу только мощным ГЭС.
Но строительство ГЭС требует больших сроков и больших удельных капиталовложений, ведет к потерям равнинных земель, наносит ущерб рыбному хозяйству. Доля участия ГЭС в выработке электроэнергии существенно меньше их доли в установленной мощности, что объясняется тем, что их полная мощность реализуется лишь в короткий период времени, причем только в многоводные годы. Поэтому несмотря на обеспеченность России гидроэнергетическими ресурсами гидроэнергетика не может служит основой выработки электроэнергии в стране.
Наиболее мощные ГЭС построены в Сибири, где осваиваются гидроресурсы наиболее эффективно: удельные капиталовложения в 2-3 раза ниже и себестоимость электроэнергии в 4-5 раз меньше, чем в европейской части страны.
Для гидростроительства в нашей стране было характерно сооружение на реках каскадов гидроэлектростанций. Каскад - это группа ГЭС, расположенных ступенями по течению водного потока с целью последовательного использования его энергии. При этом помимо получения электроэнергии решаются проблемы снабжения населения и производства водой, устранения паводков, улучшения транспортных условий. К сожалению, создание каскадов в стране привело к крайне негативным последствиям: потере ценных сельскохозяйственных земель, особенно пойменных, нарушению экологического равновесия.
ГЭС можно разделить на две основные группы; ГЭС на крупных равнинных реках и ГЭС на горных реках. В нашей стране большая часть ГЭС сооружалась на равнинных реках. Равнинные водохранилища обычно велики по площади и изменяют природные условия на значительных территориях. Ухудшается санитарное состояние водоемов. Нечистоты, которые раньше выносились реками, накапливаются в водохранилищах, приходится применять специальные меры для промывки русел рек и водохранилищ. Сооружение ГЭС на равнинных реках менее рентабельно, чем на горных. Но иногда для создания нормального судоходства и орошения это необходимо.
Самые крупные ГЭС в стране входят в состав Ангаро-Енисейского каскада: Саяно-Шушенская, Красноярская на Енисее, Иркутская, Братская, Усть-Илимская на Ангаре, строится Богучанская ГЭС (4 млн кВт).
В европейской части страны создан крупный каскад ГЭС на Волге: Иваньковская, Угличская, Рыбинская, Горьковская, Чебоксарская, Волжская им. В.И. Ленина, Саратовская, Волжская.
Весьма перспективным является строительство гидроаккумулирующих электростанций - ГАЭС. Их действие основано на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами: верхним и нижним. В ночные часы, когда потребность в электроэнергии, мала вода перекачивается из нижнего водохранилища в верхний бассейн, потребляя при этом излишки энергии, производимой ночью электростанциями.
Днем, когда резко возрастает потребление электричества, вода сбрасывается из верхнего бассейна вниз через турбины, вырабатывая при этом энергию. Это выгодно, так как остановки ГЭС в ночное время невозможны. Таким образом, ГАЭС позволяет решать проблемы пиковых нагрузок, маневренности использования мощностей энергосетей. В России, особенно в европейской части, остро стоит проблема создания маневренных электростанций, в том числе ГАЭС (а также ПГУ, ГТУ). Построены Загорская ГАЭС (1,2 млн кВт), строится Центральная ГАЭС (2,6 млн кВт).
Атомные электростанции. Доля АЭС в суммарной выработке электроэнергии - около 12% (в США - 19,6%, в Великобритании - 18,9, в ФРГ - 34%, в Бельгии - 65%, во Франции - свыше 76%). Планировалось, что удельный вес АЭС в производстве электроэнергии достигнет в СССР в 1990 г. 20%, фактически было достигнуто только 12,3%. Чернобыльская катастрофа вызвала сокращение программы атомного строительства, с 1986 г. в эксплуатацию были введены только 4 энергоблока.
В настоящее время ситуация меняется, правительством было принято специальное постановление, фактически утвердившее программу строительства новых АЭС до 2010 г. Первоначальный ее этап - модернизация действующих энергоблоков и ввод в эксплуатацию новых, которые должны заменить выбывающие после 2000 г. блоки Билибинской, Нововоронежской и Кольской АЭС.
Сейчас в России действуют 9 АЭС общей мощностью 20,2 млн кВт. Еще 14 АЭС и ACT (атомная станция теплоснабжения) общей мощностью 17,2 млн кВт находятся в стадии проектирования, строительства или временно законсервированы.
В настоящее время введена практика международной экспертизы проектов и действующих АЭС. В результате проведенной экспертизы были выведены из эксплуатации 2 блока Воронежской АС теплоснабжения, планируется вывод Белоярской АЭС, остановлен первый энергоблок Нововоронежской АЭС, законсервирована практически готовая Ростовская АЭС, пересматривается еще раз ряд проектов. Было установлено, что места расположения АЭС в ряде случаев выбраны неудачно, а качество их сооружения и оборудования не всегда отвечало нормативным требованиям.
Были пересмотрены принципы размещения АЭС. В первую очередь учитывается: потребность района в электроэнергии, природные условия (в частности, достаточное количество воды), плотность населения, возможность обеспечения защиты людей от недопустимого радиационного воздействия при тех или иных аварийных ситуациях.
При этом принимается во внимание вероятность возникновения на предполагаемой площадке землетрясений, наводнений, наличие близких грунтовых вод. АЭС должны размещаться не ближе 25 км от городов с численностью более 100 тыс. жителей, для ACT - не ближе 5 км. Ограничивается суммарная мощность электростанции: АЭС - 8 млн кВт, ACT - 2 млн кВт.
Новым в атомной энергетике является создание АТЭЦ и ACT. На АТЭЦ, как и на обычной ТЭЦ, производится и электрическая, и тепловая энергия, а на ACT (атомных станциях теплоснабжения) - только тепловая. Строятся Воронежская и Нижегородская ACT. АТЭЦ действует в поселке Билибино на Чукотке. На отопительные нужды выдают низкопотенциальное тепло также Ленинградская и Белоярская АЭС. В Нижнем Новгороде решение о создании ACT вызвало резкие протесты населения, поэтому была проведена экспертиза специалистами МАГАТЭ, давшими заключение о высоком качестве проекта.
Преимущества АЭС сводятся к следующему: можно строить в любом районе независимо от его энергетических ресурсов; атомное топливо отличается необыкновенно большим содержанием энергии (в 1 кг основного ядерного топлива - урана - содержится энергии столько же, сколько в 25 000 т угля: АЭС не дают выбросов в атмосферу в условиях безаварийной работы (в отличие от ТЭС), не поглощают кислород из воздуха.
Работа АЭС сопровождается рядом негативных последствий.
- Существующие трудности в использовании атомной энергии - захоронение радиоактивных отходов. Для вывоза со станций сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения. Захоронение производится в земле на больших глубинах в геологически стабильных пластах.
- Катастрофические последствия аварий на наших АЭС - вследствие несовершенной системы защиты.
- Тепловое загрязнение используемых АЭС водоемов. Функционирование АЭС как объектов повышенной опасности требует участия государственных органов власти и управления в формировании направлений развития, выделении необходимых средств.
Все большее внимание в перспективе будет уделяться использованию альтернативных источников энергии - солнца, ветра, внутреннего тепла земли, морских приливов. Уже построены опытные электростанции на этих нетрадиционных источниках энергии: на приливных волнах на Кольском полуострове Кислогубская и Мезенская, на термальных водах Камчатки - электростанции близ реки Паужетки и др. Ветровые энергоустановки в жилых поселках Крайнего Севера мощностью до 4 кВт используются для защиты от коррозии магистральных газо- и нефтепроводов, на морских промыслах. Ведутся работы по вовлечению в хозяйственный оборот такого источника энергии, как биомасса.
Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала электростанции нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.
Экономические преимущества Единой энергосистемы очевидны. Мощные линии электропередачи значительно повышают надежность снабжения электроэнергией народного хозяйства, выращивают суточные и годовые графики потребления электроэнергии, улучшают экономические показатели станций, создают условия для полной электрификации районов, еще испытывающих недостаток в электроэнергии.
В состав ЕЭС на территории бывшего СССР входят многочисленные электростанции, которые работают параллельно в едином режиме, сосредоточивая 4/5 суммарной мощности электростанций страны. ЕЭС распространяет свое влияние на территорию свыше 10 млн км 2 с населением около 220 млн чел. Всего в стране насчитывается примерно 100 районных энергосистем. Они образуют 11 объединенных энергетических систем. Самые крупные из них - Южная, Центральная, Сибирская, Уральская.
ОЭС Северо-Запада, Центра, Поволжья, Юга, Северного Кавказа и Урала входят в ЕЭС европейской части. Они объединены такими высоковольтными магистралями, как Самара - Москва (500 кВт), Самара - Челябинск, Волгоград - Москва (500 кВт), Волгоград - Донбасс (800 кВт), Москва - Санкт-Петербург (750 кВт) и др.
Сегодня в условиях перехода к рынку ознакомление с опытом координации деятельности и конкуренции различных собственников в электроэнергетическом секторе западных стран может быть полезным для выбора наиболее рациональных принципов совместной работы собственников элекгроэнергетических объектов, функционирующих в составе Единой энергосистемы.
Создан координационный орган - Электроэнергетический совет стран СНГ. Разработаны и согласованы принципы совместной работы объединенных энергосистем СНГ.
Развитие электроэнергетического хозяйства в современных условиях должно учитывать следующие принципы:
- вести строительство экологически чистых электростанций и переводить ТЭС на более чистое топливо - природный газ;
- создавать ТЭЦ для теплофикации отраслей промышленности, сельского хозяйства и коммунального хозяйства, что обеспечивает экономию топлива и вдвое увеличивает КПД электростанций;
- строить небольшие по мощности электростанции с учетом потребностей в электроэнергии крупных регионов;
- объединять различные типы электростанций в единую энергосистему;
- сооружать гидроаккумулирующие станции на малых реках, особенно в остродефицитных по энергии районах России;
- использовать в получении электрической энергии нетрадиционные виды топлива, энергии ветра, солнца, морских приливов, геотермальных вод и т.д.
Необходимость разработки новой энергетической политики России определяется рядом объективных факторов:
- распадом СССР и становлением Российской Федерации как подлинно суверенного государства;
- коренными изменениями социально-политического устройства, экономического и геополитического положения страны, принятым курсом на ее интеграцию в мировую экономическую систему;
- принципиальным расширением прав субъектов Федерации - республик, краев, областей и т.д.;
- коренным изменением отношений между органами государственного управления и хозяйственно самостоятельными предприятиями, быстрым ростом независимых коммерческих структур;
- глубоким кризисом экономики и энергетики страны, в преодолении которого энергетика может сыграть важную роль;
- переориентацией топливно-энергетического комплекса на приоритетное решение социальных задач общества, возросшими требованиями охраны окружающей среды.
В отличие от прежних энергетических программ, создававшихся в рамках планово-административной системы управления и определявших непосредственно объемы производства энергоресурсов и выделяемые для этого ресурсы, новая энергетическая политика имеет совершенно иное содержание.
Основными инструментами новой энергетической политики должны стать:
- приведение одновременно с конвертируемостью рубля цен на энергоносители в соответствии с мировыми ценами с постепенным сглаживанием скачков цен на внутреннем рынке;
- акционирование предприятий топливно-энергетического комплекса с привлечением денежных средств населения, зарубежных инвесторов и отечественных коммерческих структур;
- поддержка независимых производителей энергоносителей, прежде всего ориентированных на использование местных и возобновляемых энергетических ресурсов.
Приняты законодательные акты для энергетического комплекса, основными целями которых являются:
- Сохранение целостности электроэнергетического комплекса и ЕЭС России.
- Организация конкурентоспособного рынка электроэнергии как инструмента стабилизации цен на энергию и повышения эффективности электроэнергетики.
- Расширение возможностей привлечения инвестиций на развитие Единой энергетической системы России и региональных энергетических компаний.
- Повышение роли субъектов Федерации (областей, краев, автономий) в управлении развитием ЕЭС Российской Федерации.
В перспективе Россия должна отказаться от строительства новых и крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается строительство ТЭЦ малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах. На Дальнем Востоке предусматривается развитие гидроэнергетики за счет строительства каскада средних и малых ГЭС.
Новые ТЭЦ будут строиться на газе и только в Канско-Ачинском бассейне предполагается строительство мощных конденсационных ГРЭС.
Важным аспектом расширения рынка энергоносителей является возможность увеличения экспорта топлива и энергии из России.
Основу энергетической стратегии России составляют следующие три главные цели:
- Сдерживание инфляции путем наличия больших запасов энергоресурсов, которые должны дать внутреннее и внешнее финансирование страны.
- Обеспечение достойной роли энергии как фактора роста производительности труда и улучшения жизни населения.
- Снижение техногенной нагрузки топливно-энергетического комплекса на окружающую среду.
Высшим приоритетом энергетической стратегии является повышение эффективности энергопотребления и энергосбережения.
На период становления и развития рыночных отношений выработана структурная политика в области энергетики и топливной промышленности на ближайшие 10-15 лет.
Она предусматривает:
- повышение эффективности использования природного газа и его доли во внутреннем потреблении и в экспорте;
- увеличение глубокой переработки и комплексного использования углеводородного сырья;
- повышение качества углепродуктов, стабилизация и наращивание объемов угледобычи (в основном открытым способом) по мере освоения экологически приемлемых технологий его использования;
- преодоление спада и умеренный рост добычи нефти.
- интенсификацию местных энергоресурсов гидроэнергии, торфа, значительное увеличение использования возобновляемых энергоресурсов - солнечной, ветровой, геотермической энергии, шахтного метана, биогаза и т. д.;
- повышение надежности АЭС. Освоение предельно безопасных и экономических новых реакторов, в том числе и малой мощности