Промышленная резка бетона: rezkabetona.su
На главную  Энергетические ресурсы 

Газ в топках котлов гореть не до

главный инженер ОАО «Башкирэнерго» (г. Уфа)

 

Трата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматриваться как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать газотурбинную установку или газопоршневой агрегат в качестве надстройки.

 

Энергопроблемы

 

Вечный российский вопрос «Что делать?» на данный момент довольно остро стоит перед специалистами электроэнергетической, энергомашиностроительной отраслей и коммунального хозяйства страны.

 

Во всем мире топливно-энергетический комплекс и, в частности, электроэнергетическая отрасль, считаются достаточно заманчивы ми для вложения капитала и привлечения инвестиций. Однако, при на данный моментшнем многообразии точек зрения о путях обновления и развития электроэнергетики и коммунального хозяйства непрофессионалам инвесторам, желающим вложить средства, очень трудно определиться, какое направление наиболее эффективно и гарантированно обеспечивает быстрый возврат средств.

 

Но, к сожалению, в большинстве случаев решения принимаются без учета объективных за конов природы, физики и термодинамики, экономики и даже мнений специалистов. В результате они оказываются субъективными и, следовательно, крайне редко бывают оптимальными.

 

Везде и всюду пишут, как заклинания, об изношенности основных фондов в электроэнергетической отрасли и коммунальном хозяйстве, о том, что как воздух нужны инвестиции для обновления и т.д., не весьма вникая в суть энергопроблем.

 

В настоящее время в «большой» энергетике действительно наблюдается лавинообразный цикл старения оборудования. но можно смело утверждать, что в коммунальной энергетике проблем так же больше. И от их решения за висит не только энергетическая, но и национальная безопасность страны.

 

В топливном балансе страны при выработке электроэнергии доля газа на данный момент составляет 65%, а в коммунальном хозяйстве 600 млн Гкал тепла в год производят 68 тыс. котельных, работающих на газе. И пока стоимость газа будет самой низкой, какие бы форумы ни собирали угольщики или нефтепереработчики, и как бы ни пытались включить административный ресурс, рыночный механизм будет делать свое дело - все потребители топлива попытаются максимально использовать газ. С другой стороны, газ не только самое дешевое, но и самое чистое сырье, поэтому даже при на данный моментшних (и будущих в перспективе) требованиях экологов газ так же долго будет превалировать и его доля будет только расти.

 

Эффективность использования газа

 

А насколько эффективно используется потенциал газа в энергетике и коммунальном хозяйстве?

 

Если ответить на поставленный вопрос с позиции котельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительный. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94%. Если котельные агрегаты коммунального хозяйства также поддерживаются на хорошем уровне, КПД их может быть не хуже этого показателя. А сторонники и лобби так называемых «крышных» котельных ( очень со временных, автоматизированных и т.д.) могут привести КПД 100% и более.

 

А если так же вспомнить о потерях тепла при транспортировке по магистральным и межквартальным трубопроводам, да так же учесть объем работ по их содержанию, то, на первый взгляд, кажется очевидным, что абсолютно правы противники централизованного теплоснабжения, утверждающие, что при техперевооружении и обновлении коммунального хозяйств «крышным» и местным котельным нет альтернативы.

 

Однако, прежде чем сделать такой вывод, уместно задать вопрос: почему же во множественных промышленно развитых (и не только) странах в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов!!? это одна из причин, почему на данный момент многие западные фирмы, специализирующиеся в этом направлении и теряя свой рынок на Западе, усиленно начали освоение нашего рынка и всеми правдами и неправдами проталкивают свое оборудование, на самом деле прекрасное, на базе микроциклорной техники и способное работать без вмешательства персонала.

 

Вот тут-то стоит вспомнить, что газ у нас сжигается не только для выработки тепла для коммунальных нужд. Его так же больше сжигается в топках котлов электростанций с КПД до 94%. Что же так же надо? А надо помнить, что на ТЭС газ, в первую очередь сжигается для выработки электроэнергии и тут вполне законно встает вопрос: какая же доля тепла от сгорания газа на ТЭС в конечном итоге превращается в желаемую продукцию - электрическую энергию?

 

Известно, КПД конденсационного цикла на наших ТЭС составляет всего от 23 до, максимум, 37%! Существующая паротурбинная технология такова, что остальное тепло просто выбрасывается в окружающую среду. Это не про сто расточительство, это так же и тепловое загрязнение окружающей среды.

 

Но выход, оказывается, есть, и он давно известен. Более того, можно с большой гордостью констатировать, что в этом деле мы (Советский Союз) были первыми, кто нашел эффективное решение проблемы и до сих пор пользу емся его плодами. В чем же оно заключается? Это ТЭЦ, где определенная часть пара не доходит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется потребителю. При этом КПД использования потенциала газа уже достигает 90% и более.

 

Почему же вся электроэнергия не вырабатывается по такой схеме? Беда в том, что даже в нашей холодной стране нет потребите лей для такого количества тепла, которое можно было бы вырабатывать по теплофикационному циклу, сведя к минимуму долю конденсационной выработки.

 

Когенерация

 

Если мы по охвату теплофикационными установками застыли на уровне 20-25 % и существующая паротурбинная технология не позволяет эту границу передвинуть в сторону увеличения, то страны Запада перевалили за 50% рубеж и имеют принцип. возможность продолжать увеличивать эту долю со всеми вытекающими отсюда последствиями. Так что же нам нужно предпринять, чтобы потенциал газа на наших ТЭС использовался не на 25-35%, но хотя бы на 80- 90%? Тем более, что Запад уже около тридцати лет идет по этому пути.

 

Тут опять нужно вернуться к проблемам коммунальной энергетики, где также в больших объемах сжигается газообразное топливо. В этой отрасли потребители тепла есть и будут, несмотря ни на какие кризисные явления в экономике, так как в основном это на селение. Возникает вопрос, а почему бы не вырабатывать электроэнергию на этом рынке тепла, и тем самым снизить долю конденсационной выработки с КПД 22-37% и увеличить долю электроэнергии по когенерации уже с КПД 80-90%?

 

Выгода от этого очевидна: полезной продукции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться столько же, сколько было раньше, но газа при этом сжигаться будет в пол тора раза меньше, причем тепловое и экологическое загрязнение окружающей среды сводит ся к минимуму.

 

Но для этого коммунальщики должны перейти на другой уровень технологий, они должны начать строить электростанции и вырабатывать не только тепловую, но и электрическую энергию. Вопрос далеко не простой, как на первый взгляд может показаться. Пусть не обидятся представители ЖКХ, но эта сфера на данный момент не готова и не способна воспринять и реализовать идею повышения эфф. использования энергии. Им в существующих условиях легче доказывать необходимость повышения цен на энергоресурсы и их услуги (и это им удается), чем заниматься новыми технологиями.

 

При этом, можно так же жаловаться на недофинансирование со стороны бюджета. Да и муниципалитетам при грядущей ликвидации дотаций населению выгоднее, оказывается, забыть об энергосбережении.

 

К сожалению, специалисты «большой» энергетики в вопросах энергообеспечения потребителей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени.

 

Монополизм, конечно, сыграл определенную роль в формировании и деформации мировоззрения энергетиков, а в кое-каких вопросах во обще вывернул наизнанку. Поэтому, сточки зрения развития малого бизнеса, если у кого-то и зарождаются идеи и светлые мысли, то стоит только вспомнить, через какие муки ему пред стоит пройти, чтоб начать свое дело, - и все идеи и мысли тут же улетучиваются. Кризисная ситуация налицо. Поэтому потребители давно уже вынашивают идею о собственных источниках энергии. Большинство просто пока не знают с чего начинать. И если дальше энергетики будут бездействовать, то в недалеком будущем их мощности просто будут постепенно вытеснены зарождающимися мощностями малой энергетики. С этой точки зрения, как высококвалифицированным специалистам им пора бы уже выйти из состояния бездействия и возглавить этот цикл.

 

на данный момент уже можно признать, что общество постепенно перестает воспринимать область теплоэнергетики и газоснабжения как безоговорочную зону действия естественных монополий. Появляются инициативные группы, пред приятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к реальным действиям.

 

Технологии

 

Надо отбросить старые подходы, когда считалось, что, если тепловая мощность источника более 500 Гкал, - то это ТЭЦ, а если меньше, то ко тельная. С подобным разделением можно было согласиться в 30-60-е годы, когда электроэнергия на ТЭС вырабатывалась только по паротурбинной технологии. на данный момент уже используются новые технологии, когда рабочим телом цикла является не только пар, а непосредственно само топливо, в частности, газ. Такой подход с успехом используется в газотурбинных установках (ГТУ) и газопоршневых агрегатах (ГПА).

 

Достоинство последних, в отличие от паротурбинных, заключается в том, что цикл вы работки электроэнергии опять начинается при температурах более 1000 °С, а не при температуре 500-550 °С. если при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить температуру рабочего тела порядка 1500-1700 °С, то в этом случае эффективность использования потенциала газа в два с лишним раза больше, чем при использовании паротурбинной технологии. Хотя резервы повышения эфф. и у них не исчерпаны. Не случайно конкурирующие фирмы борются за повышение температуры рабочего тела перед рабочими ступенями газовых турбин.

 

Следует обратить внимание на такой интересный момент: эффективный КПД при выработке электроэнергии по паротурбинной и газотурбинной технологии находится примерно на одном уровне - 30-37% (у ГПА - около 40% и более). Но принципиальное различие заключается в том, что если после расширения в газовой турбине рабочее тело имеет температуру порядка 580-450 °С (после ГПА около 400 °С), то пар после последних ступеней паровой турбины - всего лишь 25-35 °С.

 

По этим цифрам и неспециалист может догадаться, что газы после ГТУ и ГПА так же способны не только нагреть сетевую воду до 100-150 °С, но и вырабатывать пар с температурой около 500-550 °С. А вот как использовать энергию па ра с температурой 30 °С - это уже вопрос. По этому огромное количество тепла, высвобождаемое при конденсации этого пара, которое, к сожалению, происходит при той же температуре, сейчас просто выбрасывается с циркуляционной (охлаждающей) водой.

 

Легко понять, что для нагрева сетевой воды до 100 и даже 150 °С и горячей воды до 50-70 °С совсем не обязательно иметь ист. тепла с температурой более 1500 °С, который, оказывается, так же до этого способен производить на много более ценную и универсальную продукцию - электрическую энергию. Она,, может и греть, и освещать, и развлекать, и приводить в движение разные механизмы.

 

Очевидно, по вышесказанным причинам во множественных странах прямое сжигание газообразного и жидкого топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. И действительно, с позиции термодинамики можно считать верхом безграмотности и глупости то, что рядом с магистральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, вырастают самые «современные автоматизированные» локальные ко тельные, сжигающие газообразное топливо.

 

Стоимость

 

В поведение потребителей, конечно, вносят коррективы и наши парадоксальные тарифы. Проблемы тарифной политики - это так же одна не менее важная тема, заслуживающая более подробного рассмотрения. Фактически у нас пока получается так, что технология сама по себе, тарифы сами по себе. Живут отдельной жизнью. А надо бы, чтоб передовые технологии способствовали снижению тарифов, а тарифы,, стимулировали внедрение новых технологий.

 

Когда пишут о ПГУ, то в голову сразу приходят блоки мощностью от 330 до 800 и более МВт. Чтоб построить блок ПГУ - 450 МВт необходимо иметь инвестиции в размере от 250 до 500 млн. долл. США. Срок окупаемости этих блоков при нынешних тарифах 15-20 лет. В прессе появилось сообщение, что удельная стоимость ПГУ - 450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более 1600 долл. США, следователь но, стоимость блока уже превышает 700 млн. долларов. С другой стороны, время строительства таких блоков составляет до десятка лет.

 

Реновация ТЭС и ТЭЦ

 

Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен ко телутилизатор, вырабатывающий пар, который далее подается в паровую турбину. Если эта турбина типа К (конденсационная), то КПД использования потенциала газа может составить 50-55%. Если есть потребители и имеется принцип. возможность отпуска ему отработавшего пара (турбины типа Р и ПР), то КПД использования топлива может достигнуть и 90%. Если же используется паровая турбина типа ПТ или Т, т.е. с частичным пропуском пара в конденсатор, то КПД конкретной установки будет занимать промежуточное значение (50 < КПД,^ < 90%).

 

То есть, в каждом конкретном случае должно быть принято оптимальное решение.

 

А сколько у нас в стране ТЭС и ТЭЦ, которые, отработав свой расчетный ресурс, ждут своей участи: быть или не быть? Если такими темпами будет идти строительство новых станций, страна скоро вообще может остаться без генерирующих мощностей.

 

Представляется весьма привлекательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: смонтировать несколько газовых тур бин достаточной мощности, чтобы котлы-утили заторы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие ресурсы) газовые котлы. А остальная схема - паропроводы, паровая турбина, генератор, водоподготовка и электрическая часть - использовались бы по их прямому назначению, не требуя новых капитальных затрат.

 

Мировой опыт говорит, что в этом случае удельная стоимость надстройки существующих ТЭС ГТУ составит от 400 до 600 долл./кВт. Наши первые надстройки ГТУ отопительных котельных в г. Ишимбай и в районном центре Мечетлинского района нам обошлись меньше 400 долл./кВт. Это говорит о том, что последующие установки после начала серийного производства и превращения этих проектов в типовые должны стать так же дешевле.

 

Самое замечательное в этой схеме заключается в том, что такая надстройка позволяет снизить параметры пара (температуру и давление) для оставшейся части ТЭС практически без ущерба для КПД обновленной электростанции. А снижение давления и, особенно, температуры пара позволяет намного (в 3-5 раз) увеличить оставшийся ресурс работы старого оборудования, что избавляет от необходимости их замены.

 

Следует добавить, что ввод надстроек ГТУ на существующих ТЭС или котельных занимает времени меньше года. А абсолютные затраты на та кую надстройку «по карману» отдельным пред приятиям и даже частным лицам, так как вводи мая мощность может колебаться от 1 до 100 МВт.

 

Обновление котельных ЖКХ

 

Если в отдаленной перспективе проблема стареющих ТЭС, сжигающих газ, может быть решена то как быть с многочисленными коммунальными котельными?

 

При обновлении котельных коммунального хозяйства ни в коем случае крайне не желательно менять старые котлы на котлы нового образца, пусть даже со 100% КПД. В третьем тысячелетии при использовании газа как топлива при производстве электрической и тепловой энергии вода и пар как рабочее тело должны уступить место газу и продуктам его сгорания. При на данный моментшних технологиях «посреднические услуги» воды уже от падают с большим эффектом для конечного продукта - энергии. Горение газа в топках кот лов на данный момент допустимо и терпимо лишь как временное явление, пока нет достаточного количества ГТУ или ГПА, замещающих старые котлы. Трата средств на покупку и установку новых газовых котлов должна рассматриваться как экономическое преступление. Нужно рядом с этой котельной устанавливать или ГТУ, или ГПА в качестве надстройки.

 

Конкретно, что устанавливать, - ГТУ или ГПА - зависит от удельной стоимости оборудования и от количества отпускаемого котельной тепла. Для информации и размышления можно сооб щить, что реальная стоимость мини ТЭЦ, состоящей из двух агрегатов фирмы Вяртсиля по 1 МВт электрической и 1 Гкал тепловой мощно сти составляет 1,5 млн долл. США и начинают они давать продукцию менее чем за год с момента заключения контракта. Срок окупаемости при нынешних тарифах составляет 4-5 лет. Приведенные данные позволяют сделать один важный вывод: пока мощная ПТУ строится - малые установки на базе ГТУ или ГПА за это время успевают дважды-трижды окупить себя и сделать задел для постройки новых себе подобных или так же более современных агрегатов.

 

В пользу теплофикации

 

Вышеперечисленные аргументы должны были поставить под сомнение появляющиеся утверждения о том, что теплофикация и централизованное теплоснабжение были ошибка ми советского времени. У противников централизованного теплоснабжения на вооружении имеется «железный» аргумент: мол, при транспортировке тепла от источника до потребителя теряется до 20-30% тепловой энергии. И, кроме того - это так же постоянное рытье дорог и улиц, и отлуч. потребителей от горячей воды при проведении ремонтных работ на тепло трассах и т.д.

 

Что можно возразить? Когенерация, в первую очередь, базируется на объективных законах природы, а они, как известно, не зависят ни от воли, ни от желаний человека. Поэтому ее преимущества и выгоды крайне не желательно игнорировать! А вот потери тепла при транспортировке и частота ремонтов теплотрасс - это уже чисто человеческий фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ, под держание каналов и теплосетевого хозяйства на должном уровне - все это находится во власти и в пределах возможностей человека. Поэтому строить стратегические планы при выборе путей развития такой важной отрасли народного хозяйства, как электро- и теплоэнергетика, вряд ли стоит опираться на нашу расхлябанность и безответственность, игнорируя при этом объективные законы.

 

Во-вторых, даже при самом высоком уровне потерь в тепловых сетях (25-30%), они все же ниже, чем потери в конденсаторах тепловых электростанций, о природе которых было уже достаточно сказано.

 

И так же один аргумент в пользу централизованного теплоснабжения. Как известно, весь цивилизованный мир, Западная Европа идет по пути развития централизованного теплоснабжения и когенерации. Конечно, применяемые материалы и теплоизоляция сводят к минимуму как тепловые потери (около 2-3%), так и после дующие ремонтные расходы. А мы уже имеем самый высокий в мире уровень охваченности городов и поселков сетью централизованного теплоснабжения. На что в течение множественных десятилетий были затрачены немалые средства. Другой вопрос - состояние этих тепловых сетей. Но это уже совсем не такие расходы, если бы пришлось все начинать с нуля. Поэтому ни в коем случае крайне не желательно открещиваться от достижений советской энергетики, а надо, приводя в по рядок и поддерживая их на новом, современном уровне требований, извлекать все преимущества теплофикации.

 

И, наконец, важно подчеркнуть, что когенерация и централизованное теплоснабжение - это не одно и то же. Имеющиеся сети помогают развитию когенерации, но было бы неразумно тянуть магистральные трубопроводы, чтоб доставить тепло нескольким домам за городом. В тех же домах электро- и теплоэнергия могут производиться комбинированным способом и без схемы централизованного теп лоснабжения. на данный момент такие микро ТЭЦ уже существуют, когенерация может развиваться и без схемы централизованного теплоснабжения, важно, чтоб газ не горел в топках котлов исключительно для выработки тела. То есть, даже противники централизованного теплоснабжения должны взять на вооружение когенерацию.

 

Оценка эффективности

 

При правильной оценке и правильном пони мании, не шарахаясь из стороны в сторону, максимальный народнохозяйственный эффект можно получить при умеренных затратах. Действительно, что лучше строить: в одном месте блоки ПТУ-450 МВт, или в 100 различных котельных установить ГТУ мощностью по 4,5 МВт? Понятно, что 100 ГТУ по 4,5 МВт потребуют раза в 3-4 меньше капитальных вложений и примерно в два раза меньше эксплуатационных расходов при выработке электроэнергии. 100 установок ГТУ, разбросанных по региону, - это так же и отсутствие необходимости строительства новых линий и электроподстанций, доставляющих энергию потребителям от нового блока ПГУ-450 МВт. Это, кроме всего прочего, высочайшая надежность и устойчивость энергосистемы и сетей. И даже с позиции гражданской обороны (природные катаклизмы заставляют не забывать об этом) разбросанность энергоисточников по значительной территории также увеличивает устойчивость и надежность энергоснабжения потребителей. То же самое можно сказать и об экологии.

 

Возникает так же один вопрос: стоит ли заниматься строительством новых парогазовых блоков на пустом месте, если потенциал надстройки существующих газовых ТЭС и коммунальных котельных способен покрыть в перспективе всю потребность в электроэнергии страны?! Чтобы ответить на этот вопрос, остается лишь оценивать этот потенциал в стране, регионе (при необходимости - в поселке, на промышленном пред приятии и т.д.).

 

При оценке потенциала можно считать, что, если теплопотребление находится на уровне 10 Гкал, то мощность ГПА может составить 10 МВт, а мощность ГТУ - 7 МВт. Что касается Республики Башкортостан, то потенциал надстройки котельных и ТЭС с круглогодичным теплопотреблением находится на уровне 2000 МВт. При этом на данный моментшняя летняя максимальная электрическая нагрузка находится на уровне 2400 МВт. То есть, говоря другими словами, после надстройки коммунальных котельных и котельных промышленных предприятий ГТУ и ГПА общей суммарной мощностью 2000 МВт отпадает необходимость выработки такого же количества электроэнергии по конденсационному циклу с термическим КПД 30%. В результате такая известная своими высокими технико-экономическими показателями электростанция, как Кармановская ГРЭС, должна будет встать. А если использовать ГТУ и ГПА для покрытия сезонных отопительных нагрузок и паропотребления крупных промышленных пред приятий, то величина этого потенциала превысит 7000 МВт (сейчас вся установленная мощность электростанций ОАО «Башкирэнерго» составляет около 5100 МВт).

 

Что выбрать?

 

Что касается вопроса: что лучше ставить при прочих равных условиях - ГТУ или ГПА, можно сказать следующее. Наш опыт, и стоимость основного оборудования и эксплуатационные расходы свидетельствуют о том, что на современном этапе для надстройки коммунальных котельных с нагрузкой по горячей воде (круглогодичная нагрузка) до 7 Гкал целесообразно осуществлять на базе ГПА. При нагрузке от 7 до 20 Гкал ГПА и ГТУ могут соперничать. При нагрузке более 20 Гкал более привлекательными являются ГТУ.

 

Чтобы не быть голословным, можно привести данные из опыта ОАО «Башкирэнерго». Здесь кроме традиционных ТЭЦ, ГРЭС и ГЭС в послед ние годы заработали несколько малых ТЭЦ на базе ГТУ и ГПА. Общая мощность малых электростанций на базе новых технологий к концу 2002 г. составит более 28 МВт, в 2003 г. будет введено так же несколько электростанций с суммарной мощностью 43 МВт. И это только начало.

 

Если в первые годы пуск ГПА мощностью 1 МВт или ГТУ мощностью 4 МВт у большинства вызывал саркастическую усмешку, то на данный момент, по мере роста их количества, и, следовательно, суммарной мощности, когда уже потребители вплотную заинтересовались ими, отношение стало постепенно меняться. В недалеком будущем, когда всем станут очевидны преимущества выработки электро- и теплоэнергии на базе новых технологий, и наступит настоящий бум по вводу этих мощностей, «энергетическим львам» с установ ленной мощностью более 1 млн кВт как бы не пришлось уступить дорогу и территорию многочисленным ГГУ и ГПА с единичной мощностью всего несколько МВт. Что это за установки можно судить по следующим показателям. Например, за сентябрь 2002 г. удельный расход условного топлива на флагмане башкирской энергетики Кармановской ГРЭС составлял 325,7 г/ кВт-ч, а на самой лучшей по этим показателям на паротурбинной Уфимской ТЭЦ-2 315,1 г/кВт-ч, то на ГПА Красноусольск этот показатель равнялся 181,7 г/кВтч. Нелишне будет подчеркнуть, что и другие технико-экономические показатели существенно (в разы) лучше по сравнению с аналогичными показателями паротурбинных установок.

 

А теперь взглянем на удельную стоимость 1 кВт установленной мощности. При вводе ГГУ, включая стоимость всех работ, вплоть до наведения порядка на территории и озеленения, она в «Башкирэнерго» не превысила 400 долл. США/кВт. При вводе ГПА- не более 800 долл./кВт.

 

Реформа энергетики

 

Предстоящая реформа электроэнергетической отрасли страны, по проекту РАО «ЕЭС Рос сии» предусматривает делегирование некоторых важнейших функций энергообеспечения ме стного значения и населения губернаторам и местной администрации. И пусть не страшит то обстоятельство, что ТЭЦ и котельные переходят под их ответственность. При грамотной поста новке дела они могут оказаться в большом выигрыше. Да, действительно, все наиболее эффективно функционирующие крупнейшие ГЭС и ГРЭС, РАО ЕЭС практически оставляет за собой. Но энергии всех этих станций для покрытия всей потребности страны не хватит, поэтому ТЭЦ регионального значения еще долго будут работать. Тепловой рынок, на все 100% - прерогатива региональных властей и крупных промпредприятий. И, как было показано выше, используя возможности теплового рынка и внедряя новые технологии, местные энергоисточ ники имеют намного больший шанс на вытеснение энергии, поставляемой из источников РАО и через их же сети. Для наглядности можно привести такой пример. Блок-ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания (ДВС) уже достаточно широко распространены в Европе: так на конец 1998 г. только в Германии находилось в эксплуатации 5755 шт. общей мощностью 6661 МВт. Следует отметить, что солидные фирмы и потребители интересуются и весьма маленькими мощностями энергоустановок. Так, в германском городе Гера организуется производство мотор-генераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой - до 13,5 кВт. k использования теплоты топлива - 93 %. Для кого они предназначены? Цифры пишут, что подобные установки с большим успехом могут быть установлены в частных загородных домах и коттеджах. Не зря в окрест ностях столицы Баварии из четырех мощнейших ТЭС типа нашей Кармановской ГРЭС три уже ос тановлены и законсервированы. Не зря компа ния «Дженерал электрик» работает над создани ем ГТУ мощностью всего несколько десятков кВт. Уже имеются данные об использовании газовых микротурбин мощностью от 25 до 100 кВт. У них нет проблем в части подключения к сети, выбросов в атмосферу, вибрации и шума, КПД на уровне 80%, стоимость составляет пока от 800 до 1000 долл./кВт и продолжает снижаться. Предстоящие реформы российской энерге тики не должны застать врасплох руководителей регионов, и, если они встретят их во всеоружии со знанием дела и грамотно разработанной ме стной энергетической программой, в конечном итоге регионы и страна могут оказаться в намного выигрышном положении, чем сейчас. можно надеяться, что найдутся работа и заказы для большинства авиационных заводов и всем 14 заводам России, производящим поршневые двигатели. Но для этого необходима действительно хорошая и грамотная программа, како вым, например, в свое время был план ГОЭЛРО.

 

Р. S .

 

Завершая на этом затронутую тему, следует подчеркнуть, что автор ставил себе задачу в популярной и полемической форме пролить свет на проблему повышения эффективности ис пользования ценнейшего и невозобновляемого сырья - природного газа. на данный момент, когда в об ществе до сих пор не утихают страсти по вопросу реформирования электроэнергетической отрасли, хочется отметить, что по большому счету проблема даже не в том: реформироваться или не реформироваться. Без новых технологий так же ни одно общество не сумело сделать про рыв в желаемом направлении. Проблема в том, при какой системе эти новации быстрее пробьют себе дорогу в жизнь, при существующей или принципиально новой или, если по другому выразить эту мысль, когда же будут созданы условия, чтобы бурно расцвела инициатива на местах. Но, кроме инициативы, необходимы так же определенные знания. Если указанные аргументы и рассуждения хоть в какой-то степе ни помогут интересующимся этой проблемой руководителям и специалистам предприятий и хозяйств, главам администраций, представите лям ЖКХ и машиностроительных предприятий определить вектор и темпы технического перевооружения в энергетическом секторе производств, то можно считать, что цель достигнута.

 

Источник: http://www.rosteplo.ru

 



В РАМКАХ СОДРУЖЕСТВА НЕЗАВИСИМЫХ. Взгляд сквозь призму стекла. Сильное звено. КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ.

На главную  Энергетические ресурсы 





0.0442
 
Яндекс.Метрика