Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных - Реферат

Но в настоящее время в России комбинированная выработка тепловой и электрической энергии производится практически только на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), которые дают только 36% тепловой энергии, так как применение таких ТЭЦ возможно только в крупнейших городах, где имеется достаточная плотность тепловых нагрузок. Основная часть тепловой энергии (46%) производится в котельных [2], которые не только не производят электроэнергию, но и являляются ее крупнейшими потребителями в сфере жилищно-коммунального хозяйства. Задачи данной статьи - показать, что научно-техническая революция в области поршневых машин, произошедшая в конце 20 века незаметно для энергетиков, вместе с другими достижениями Советских и Российских ученых делает технически возможным и экономически целесообразным переход в основном на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии. Энергетика всего СССР работала, в основном, на угле (и не только энергетика, но железнодорожный и речной транспорт: паровозы, пароходы). Это писалось в то время, когда добыча природного газа, включая попутный, составляла в СССР 47 млрд. м3 (в 2000 году РАО "Газпром" добыл 523, 2 млрд. м3 [4]), а в центре европейской части СССР удельный вес природного газа составлял 6,8% (сейчас в среднем по России удельный вес природного газа для выработки тепла - 53,1% [5] при том, что в Сибири основное топливо - уголь), а город Москва получил в 1960 году около 8 млрд. м газа [б].

Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии (теплофикация) - это наиболее эффективный способ экономии топлива, как в жилищно-коммунальном хозяйстве, так и в промышленности. Как остроумно заметил академик Л.А. Мелентьев, "пока действует второй закон термодинамики, будет существовать разумная область теплофикации" [I]. Но в настоящее время в России комбинированная выработка тепловой и электрической энергии производится практически только на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), которые дают только 36% тепловой энергии, так как применение таких ТЭЦ возможно только в крупнейших городах, где имеется достаточная плотность тепловых нагрузок. Основная часть тепловой энергии (46%) производится в котельных [2], которые не только не производят электроэнергию, но и являляются ее крупнейшими потребителями в сфере жилищно-коммунального хозяйства. С другой стороны, при среднем по России КПД тепловых конденсационных электростанций (КЭС) 25% (в США 35%) [2], это означает, что 75% теплоты сгорания топлива выбрасывается в атмосферу через градирни.

Задачи данной статьи - показать, что научно-техническая революция в области поршневых машин, произошедшая в конце 20 века незаметно для энергетиков, вместе с другими достижениями Советских и Российских ученых делает технически возможным и экономически целесообразным переход в основном на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии.

Немного истории.

Сложившаяся ситуация была единственно возможной в довоенные годы, так как месторождения природного газа и нефти еще не были открыты. Энергетика всего СССР работала, в основном, на угле (и не только энергетика, но железнодорожный и речной транспорт: паровозы, пароходы). Единственным вариантом использования такого топлива в энергетике были паротурбинные КЭС, при ограниченном использовании ТЭЦ по причине необходимости их размещения в крупных городах для загрузки по тепловой энергии и невозможности их массового строительства в городах изза отсутствия удаления окислов серы и золы из их выбросов в атмосферу. При использовании в энергетике дешевого бурого угля, добываемого открытым способом, его эффективное сгорание в то время было возможно только в котельных установках большой мощности, что дополнительно ограничивало применение ТЭЦ и приводило к большой протяженности тепловых сетей.

В послевоенные годы в связи с появлением и развитием газовой отрасли гигантомания уже перестала быть технически обоснованной, но продолжалась уже как политика КПСС. Угольные электростанции просто переводились на газ, и строились мощные газовые ТЭЦ и КЭС. Воспитанные в этом духе большинство выпускников Советских энергетических ВУЗОВ продолжали ее до конца 20 века. Хотя еще в 1962 году Н.И. Сазонов отмечал, что передача газа по газопроводам в 10-12 раз экономичнее передачи электрической энергии по высоковольтным линиям электропередачи. Поэтому электростанции на газе нужно строить в районах потребления тепловой и электрической энергии [З]. Это писалось в то время, когда добыча природного газа, включая попутный, составляла в СССР 47 млрд. м3 (в 2000 году РАО "Газпром" добыл 523, 2 млрд. м3 [4]), а в центре европейской части СССР удельный вес природного газа составлял 6,8% (сейчас в среднем по России удельный вес природного газа для выработки тепла - 53,1% [5] при том, что в Сибири основное топливо - уголь), а город Москва получил в 1960 году около 8 млрд. м газа [б]. Там же писалось: "Сторонники широкого строительства в Москве районных котельных вместо ТЭЦ подтверждают, что более высокий КПД районных газовых котельных по сравнению с домовыми котельными в 5-6% практически сводится к нулю, если учесть потери тепла в наружных тепловых сетях и дополнительных расход электроэнергии на прокачку сетевой воды". Это утверждение правильно.

Именно поэтому централизация теплоснабжения путем сооружения районных котельных на газовом топливе не только не имеет никаких преимуществ по сравнению с домовыми котельными, но и требует дополнительных затрат на внешние теплопроводы.

Основным средством экономии топлива является теплофикация, поэтому затраты на прокладку внешних теплопроводов оправданы только в том случае, когда централизация теплоснабжения обеспечивает значительную экономию топлива, что тогда было возможно только при централизации теплоснабжения от ТЭЦ.

Еще в 1930 году Н.И. Сазоновым на примере г. Ленинграда рекомендовалось построить в период с 1932 по 1938 года ряд ТЭЦ на газовом топливе мощностью от 12 до 48 МВТ каждая вместо котельных [7]. Но Ленэнерго была выдвинута идея сооружения мощных ТЭЦ по 100-150 МВТ каждая. В продолжение этой концепции в Ленинграде в 1955-1960 годах построены мощные ТЭЦ на высокие параметры пара. В результате изза невозможности загрузить эти ТЭЦ по теплу они имеют удельный расход топлива на выработку электроэнергии в 2,5-3 раза больше, чем небольшие ТЭЦ № 3 и 7, загруженные по теплу [б].

В дальнейшем, на эффективность сооружения городских ТЭЦ мощностью 4-12 МВТ [8] указывал Л.А. Мелентьев со своими единомышленниками [9, 10]. Затем такие публикации продолжили представители его научной школы, например [II]. Целесообразность создания небольших ТЭЦ (сейчас они называются мини ТЭЦ) открывала перспективу применения двигателей внутреннего сгорания еще задолго до рассмотренной ниже технической революции в области таких двигателей. В [12] показано, что парогазовая ТЭЦ на базе уже в то время серийно выпускаемых свободно поршневых генераторов с суммарной электрической мощностью 12,5 МВТ и расчетной тепловой нагрузке 50 Гкал/час при коэффициенте теплофикации 0,5 будет по технико-экономических показателем превосходить крупнейшие ТЭЦ того времени (конец 50-х - начало 60-х годов).

Таким образом, еще в период Хрущевской "оттепели" прогрессивные Российские ученые практически открыто заявили, что Советская энергетика, в угоду ведомственным интересам Министерства электрификации, идет по неверному пути суперцентрализации.

Современное состояние вопроса.

Теперь мы имеем "В Сочи вдруг стали темными ночи", о чем говорил профессор Б.И. Кудрин уже в 1997 году [13]. После этого такие ночи были в г. Новороссийске и других городах Черноморского побережья, Брянске и Смоленске, Подмосковье, Ленинградской области, обусловленные обрывом линий электропередач ветром и снегопадом.

Все эти регионы России полностью газифицированы, и перерывы в электроснабжении от сетей РАО "ЕЭС России" не приводили бы к серьезным последствиям, если бы на основных городских объектах работали бы мини ТЭЦ на природном газе.

Создание мини ТЭЦ стало актуальным, благодаря переориентации России на газообразное топливо в послевоенные годы, что видно из таблицы 1, заимствованной из [14].

Таблица 1. Удельный вес углеродного топлива в структуре приходной части топливно-энергетического баланса в СССР,%

В таблице использованы данные следующих источников: 1. СССР и капиталистические страны. Стат. сб. М.: Госполитиздат, 1939.

2. Энергетические ресурсы СССР. Т. I, II. М.: Изд. АН СССР.1938.

3. Народное хозяйство СССР 1922-1982 гг. Юбилейный стат. сб. М.: Финансы и статистика, 1982.

4. Народное хозяйство СССР в 1987 и 1989 г, М,: Финансы и статистика, 1987,1989.

5. Российский статистический ежегодник. М.: Госкомитет России, 1995.

6. Содружество Независимых Государств в 1996 г. Статист, спр. М.: 1997.

7. Вяхирев Р.И. Обновление в рамках стабильности // Потенциал. 1998, № 2. экономия топливо коммунальный газообразный

В довоенные годы никто не мог предположить столь резкие изменения топливного баланса России. Газ не мог рассматриваться в качестве основного топлива, а сделать работоспособный двигатель внутреннего сгорания с большим ресурсом на угле пока не удалось [15]. Жечь уголь или мазут, содержащий серу, в черте города невозможно по экологическим соображением. Поэтому создание крупных угольных электростанций и ТЭЦ, удаленных от жилой зоны, было практически единственным решением. Теперь, когда Россия имеет 42% прогнозных ресурсов и 33% запасов газа от мировых на 2,8% населения и 12,8% территории от мировых [16] и 62% топливного баланса тепловых электростанций обеспечивается природных газом [2], все поменялось, за исключением взглядов тех энергетиков, которые определяли энергетическую политику СССР. Поэтому в настоящее время малые и средние предприятия Европейской части России и жилой фонд получают электроэнергию от Единой электро энергосистемы (ЕЭЭС) , а тепловую энергию для отопления, горячего водоснабжения и технологических нужд от котельных, работающих, как правило, на газе, либо от ТЭЦ, так же использующих в качестве топлива газ. Часто транспорт теплоэнергии производится на большие расстояния (от ТЭЦ до 40 км) в виде, как правило, двухтрубной теплотрассы с использованием в качестве теплоносителя воды или однотрубной для транспорта пара, часто без возврата конденсата. Нормативные потери в теплосетях - 5%, а реальные, в среднем, - 15-16% от передаваемой тепловой энергии [17]. Наш всего лишь семилетний опыт работы в промтеплоэнергетике дал возможность ознакомиться с договорами предприятий на теплоснабжение, где предусматривается оплата предприятием потерь теплоэнергии большей, чем величина используемой энергии.

Ранее несколько десятков лет сотрудники нашей научной группы занимались бортовой энергетикой летательных аппаратов [18], [19], пока не началась конверсия. Сложившаяся система использования газа крайне нерациональна. Большая часть топлива идет на получение тепловой энергии, и только 36% - на получение электроэнергии (180 / 500 = 0,36) [2]. ТЭЦ страны дают только 55% электроэнергии [2]. Остальное - конденсационные электростанции (КЭС), обогревающие атмосферу своими градирнями, через которые выбрасывается более 61% теплоты сгорания газа (КПД лучших КЭС 38-39%) [20]. Таким образом, наиболее эффективная комбинированная выработка тепла и электрической энергии применяется очень ограниченно. С другой стороны, только комбинированная выработка тепла и электрической энергии обеспечит экономное использование газа и позволит реализовать "Энергетическую стратегию России до 2020 года", разработанную специалистами Минэнерго и учеными РАН [2], без чего невозможно развитие экономики России. В [2] показано, что строительством парогазовых установок (ПТУ) на базе площадок существующих паротурбинных электростанций или новым строительством ПТУ эта задача может оказаться нерешаемой и показана возможность ее альтернативного решения путем надстройки имеющихся котельных газотурбинной установкой (ГТУ). Об этом давно и много пишут, но такое решение не стало реальностью, вероятно, вследствие причин, перечисленных в [21J. Напомним некоторые из них кратко: 1. необходимость сооружения хранилищ резервного газотурбинного (дизельного) топлива, так как в котельных резервным топливом является мазут;

2. необходимость сооружения газокомпрессорных дожимающих станций, минимально допустимое расстояние которых от жилых домов - 500 метров. (ГТУ требует газ с давлением 2,5 МПА, а в городской сети - 0,3-1,2МПА);

3. большой расход выхлопных газов ГТУ (он обусловлен высоким коэффициентом избытка воздуха в ГТУ) требует новой дымовой трубы и других котлов;

4. высокий уровень шума;

5. удельный выход оксидов азота на кг сожженного топлива в 3 раза больше у ГТУ, чем в котельных.

Эти причины делают невозможным применение ГТУ в условиях сложившейся городской застройки. Для котлов малой мощности использование парогазовых надстроек на базе газовых турбин оказывается весьма проблематичным изза малых объемных расходов рабочих тел [22]. Это означает принципиальную невозможность использования газотурбинных надстроек котельных вне регионов с высокой плотностью населения. Так, в [23] указывается, что по такой схеме целесообразно модернизировать относительно новые котлы тепловой производительностью от 50 до 180 Гкал/час. Таких котлов в г. Москве около 100. В то же время, по данным Смоленскоблкоммунэнерго, в Смоленской области основное количество теплоэнергии вырабатывается котлами с производительностью 2-5 Гкал/час.

В регионах с высокой плотностью населения, где проживает не более 20% россиян (Москва, Санкт-Петербург и часть Московской области и Ленинградской области), как правило, уже применяется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на паротурбинных ТЭЦ.

Замена таких ТЭЦ на парогазовые установки нереальна [2]. Поэтому ограниченное количество крупных котельных в г. Москве может дать, согласно [23], только 1 Гвт электрической мощности из примерно 20 Гвт, которые планировало иметь Мосэнерго в 2020 году [24]. В этой связи информация [2] о том, что ввод ГТУ-ТЭЦ в 100 крупных котельных дает 70 Гвт прироста электрической мощности представляется ошибочной, так как крупные котельные обычно имеют 3-5 котлов. Если 100 котлов, как указано в [23], при переводе к ГТУ-ТЭЦ могут дать 1 Гвт электрической мощности, то 100 крупных котельных -(3-5)х1=3-5 Гвт электрической мощности, но никак не 70 Гвт, указанных в [2]. Рассмотрим этот вопрос с другой стороны. Если 100 крупных котельных имеют тепловую производительность по 1000 Гкал/час (что очень завышено), то их суммарная тепловая производительность 100 х 1000 = 100000 Гкал/час. КПД ГТУ, упомянутых в [2], составляет, согласно [25], 22,4-38%, то есть при среднем КПД 25% можно иметь не более 25000 Гкал/час = 25000 х 1160 КВТ = 29 Гвт электрической мощности.

Тем не менее, авторы считают правильной основную высказанную в [2] идею решения проблемы выбывающего оборудования электростанций России путем выработки электроэнергии в ее котельных. Но наряду с крупными котельными, которые, согласно [2], дают лишь 10% тепловой энергии России, это надо делать и на мелких и средних котельных, которые дают соответственно 22% и 14% тепловой энергии [2], и, может быть (такие работы ведутся научной группой МАИ "Промтеплоэнергетика"), получать электроэнергию и от автономных теплогенераторов, которые, согласно [2], вырабатывают 13,5% тепловой энергии России. Но это можно делать только с помощью поршневых двигателей (двигатели внутреннего сгорания (ДВС) газообразного топлива, паровые машины, в том числе созданные на базе серийных ДВС); мощность ДВС, выпускаемых Российскими моторостроительными заводами, колеблется от 1 КВТ до 22000 КВТ в одном агрегате, то есть перекрывает почти весь диапазон от 1250 до 25000 КВТ российских авиационных ГТД, предлагаемых в [2] как элемент ГТУ-ТЭЦ.

Энергетическая стратегия России предполагает в энергетике возврат к докризисному 1990 году в 2020 году или раньше [26, 27]. Поэтому используем отчетные данные 1990 года [28]. Суммарная тепловая мощность только котельных предприятий, городов и поселков в России составила 3,89 млн. ГДЖ/час, в то время как тепловая мощность отборов паровых турбин составила всего 0,8 ГДЖ/час. Для ДВС, которые могут применяться в качестве надстроек котлов, по мнению проф. Андрющенко А.И. [29], КПД 35,13-36%. Это означает получение электрической мощности от котельных при расчетной температуре окружающего воздуха: (3,89 х 1000000 / 3600) х 0,355 = 383,6 ГВТ, то есть больше, чем была установленная мощность всех электростанций России в докризисном 1990 году (210 Гвт, согласно рис. 3 [27])!

Сравнивая ГТУ и ДВС в качестве надстроек котельных в условиях сложившейся городской застройки, можно отметить следующие преимущества ДВС в диапазоне мощностей, перекрываемых авиационными ГТД: 1. Отсутствие необходимости резервного дизельного топлива, так как начиная с 2125 КВТ полной мощности и 1000 КВТ частичной, могут быть применены дизель-генераторы БМЗ, способные работать не только на газе, но и на топочном мазуте, являющемся резервным топливом. В котельных производительностью меньше 20 Гкал/час не предусматривают резервное топливо, поэтому могут использоваться серийные ДВС газообразного топлива меньшей мощности, не способные работать на мазуте. Научная группа МАИ "Промтеплоэнергетика" обладает ноу-хау по использованию мазута в качестве топлива ДВС меньшей мощности.

2. Отсутствие необходимости сооружения дожимной компрессорной для топливного газа, так как все ДВС способны работать на сетевом газе среднего давления, а значительная часть на газе низкого давления.

3. Сохранение при надстройке ДВС существующих котлов и дымовой трубы, так как поршневые ДВС имеют меньший в несколько раз расход газов, чем ГТД той же мощности, и способны преодолеть аэродинамическое сопротивление котлов, установленных в котельных.

4. В связи с меньшим расходом газов у ДВС, чем у ГТД, проблемы шумоглушения для ДВС менее остры.

5. При использовании ДВС газообразного топлива имеются широкие возможности снижения выбросов окислов азота. В случае необходимости их можно исключить совсем, что невозможно даже в обычной котельной, путем работы ДВС на богатой смеси с последующим дожиганием продуктов сгорания в котле.

6. Ресурс ДВС всегда выше ГТД соответствующей мощности. Так, в проспектах заводов, для ДВС мощностью свыше 1000 КВТ указывается ресурс 60-120 тысяч часов, в то время как в [28] сообщается, что межремонтный ресурс авиационных ГТД в наземных условиях - 30 тысяч часов, то есть на уровне самого дешевого дизеля мощностью 500 КВТ АО "Волгодизельмаш".

7. В России имеются 14 моторостроительных заводов, каждый из которых выпускает несколько типоразмеров двигателей с диапазоном изменения мощности 1 : 5, 1 : 10, что обеспечивает подбор оптимального серийного ДВС к каждой котельной. Научная группа МАИ "Промтеплоэнергетика" обладает ноу-хау по переводу их на газ, оптимальному для условий котельной.

Использование мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей газообразного топлива единичной мощностью от 30 до 12000 КВТ не только предприятиями, но и госпиталями, учебными заведениями и т.д. за рубежом достаточно широко распространено [ 28, 29, 30, 31, 32, 33].

"Высокая экономическая эффективность мини ТЭЦ подтверждается и тем, что, несмотря на имеющийся резерв установленной мощности электростанций США, там продолжают строиться мини ТЭЦ, суммарная мощность которых уже превысила 10 млн. КВТ. Количество действующих, строящихся и проектируемых мини ТЭЦ в Германии достигает двух тысяч. В Японии каждое вновь строящееся крупное здание (универсам и пр.) обязательно оборудуется мини ТЭЦ, расположенной, как правило, в подвальных помещениях" [29].

(продолжение следует)

Размещено на .ru