Промышленная резка бетона: rezkabetona.su
На главную  Энергетические ресурсы 

Газ в топках котлов гореть не до

Российский энергетический форум-22.10.02.

 

Место проведения – актовый зал “Башкирэнерго”.

 

Пленарное заседание “Энергетика России-пути развития”

 

Доклад главного инженера ОАО “Башкирэнерго” А.А.Салихова

 

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

 

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

 

Несмотря на кажущуюся простоту циклов производства и потребления тепла, опыт демонстрирует, что у нас крайне мало специалистов, достаточно глубоко разбирающихся в вопросах выработки и потребления электро- и тепловой энергии. Особенно, когда речь идет не об отдельных домах или установках, а о городских и региональных проблемах, или проблемах крупных предприятий. С достаточной долей уверенности можно сказать, что таких специалистов, способных в комплексе проанализировать энергетическую эффективность и энергетическую безопасность региона, оценивать региональный баланс и эффект внедряемых работ, можно сосчитать по пальцам одной руки, а во множественных регионах их просто нет. Яркой тому иллюстрацией может служить утверждение автора статьи “Теплофикация – золушка энергетики” - инженера из Омска Богданова А. Б. (журнал “Энергетик”, 2001, №1 , что до сути вещей в некоторых вопросах экономичности и потерь тепловой энергии он дошел только на 27 год непрерывной работы.

 

Поэтому, к сожалению, в большинстве случаев решения принимаются без учета объективных законов 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 их так же больше. И от их решения зависит 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 тысяч 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 при на данный моментшних (и будущих в перспективе) требованиях экологов газ так же долго будет превалировать и его доля будет только расти.

 

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 (весьма современных, автоматизированных и т.д.) вообще могут привести такой непробиваемый аргумент, что на их оборудовании КПД может составить более 100 %. Как ни странно, это на самом деле может быть.

 

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 просто расточительство, это так же и тепловое загрязнение окружающей среды.

 

Что же делать? Как известно, безвыходных ситуаций не бывает (просто в данный момент уровень квалификации или технологий может не позволить найти решение). 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 пользуемся 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 процентов.

 

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

 

Энергосистема нашей республики, занимающая второе место после Москвы по количеству вырабатываемого тепла, всего 25, в лучшие годы – 30 % электроэнергии вырабатывает по когенерации (по-другому – по теплофикационному циклу). Что же говорить о других регионах?

 

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 процентный 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 население. 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 полтора раза меньше, причем тепловое и экологическое загрязнение окружающей среды сводится 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. Им удается покупать тепловую энергию у энергетиков за 60 рублей за Гкал и перепродавать конечным потребителям за 600 и более рублей. Зачем при таких условиях заниматься поиском технологий и инвестиций для снижения себестоимости продукции? При этом можно так же жаловаться на недофинансирование со стороны бюджета. Да и муниципалитетам при грядущей ликвидации дотаций населению выгоднее, оказывается, забыть об энергосбережении...

 

Тогда энергетики должны сломать свою психологию (отголоски гигантомании живы до сих пор) и, наступив на горло своего самолюбия, заняться так называемыми “мелкими” проблемами коммунальной энергетики. Профессионально они к этому давно подготовлены и на это способны. Хотя на самом деле речь может идти о мощностях от нескольких киловатт до нескольких десятков мегаватт. Но овчинка-то выделки стоит!

 

К сожалению, специалисты “большой” энергетики в вопросах энергообеспечения потребителей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени. Иногда складывается впечатление, что не энергетики призваны оказывать услуги обществу, а наоборот, общество обязано жить под диктовку энергетиков. Монополизм, конечно, сыграл определенную роль в формировании и деформации мировоззрения энергетиков, а в кое – каких вопросах вообще вывернул наизнанку. Стоит только вспомнить, например, процедуру получения технических условий и разрешения на подключение какой-то нагрузки к существующим электрическим сетям. Это для потребителя в прямом смысле хождение по мукам. Нормальный человек через эти бюрократические сети и препятствия ниразу до конца не дойдет – просто нервов и терпения не хватит. Поэтому, с позиции развития малого бизнеса, если у кого-то и зарождаются идеи и светлые мысли, то стоит только вспомнить, через какие муки ему предстоит 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 электро – теплоэнергетики и газоснабжения как безоговорочную зону действия естественных монополий. Появляются инициативные группы, предприятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к реальным действиям. Поиски, множественные публикации на эту тему, созревшие проблемы в экономике, в электроэнергетической отрасли и ЖКХ вплотную подвели общество в целом и руководителей как регионов, так и конкретных предприятий к принятию весьма эффективного на данный момент решения, по своей сути являющейся палочкой – выручалочкой по решению множественных вышеперечисленных проблем. Это решение замечательно так же тем, что эффект получается не за счет перекачки средств из одной отрасли в другую, не за счет простого повышения цен и тарифов на продукцию или услуги, а за счет грамотного использования естественных природных законов и внедрения научно-технических достижений. Это модное ныне на Западе слово – когенерация.

 

Но для этого надо отбросить старые подходы, когда считалось, например, что, если тепловая мощность источника более 500 Гкал – то это ТЭЦ, а если меньше, то котельная. 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 выработки электроэнергии опять начинается при температурах более 1000о С, а не при температуре 500-550оС. если при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить температуру рабочего тела порядка 1500-1700оС, 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 оС (после ГПА около 400 оС), то пар после последних ступеней паровой турбины – всего лишь 25-35 оС.

 

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

 

Как известно, пар образуется в котлах. Для упрощения наших рассуждений можно принять (а слишком любопытных отправить изучать более фундаментальные курсы в институтах), что примерно 50 % тепла, сжигаемого в топке газа, уходит на превращение воды в пар. И это тепло, затраченное на парообразование, транзитом проходит через проточную часть турбины и затем выбрасывается. В ГТУ и ГПА рабочим телом является горячий газ, образующийся при сжигании топлива, и это рабочее тело после газовой турбины имеет настолько высокий потенциал (400-580 оС), что его весьма легко утилизировать давно известными способами.

 

В принципе все, о чем здесь сказано, преподнесено максимально в упрощенном виде, чтобы была понятна суть рассуждений. Но никаких институтов не надо заканчивать, чтобы понять, что для нагрева сетевой воды до 100 и даже 150 оС и горячей воды до 50-70 оС совсем не обязательно иметь ист. тепла с температурой более 1500 оС! Для этого вполне достаточно, чтобы температура источника тепла была бы ненамного выше температуры нагреваемой среды. А ист. тепловой энергии с температурой около 1500оС, оказывается, так же до этого способен производить намного более ценную и универсальную продукцию, которой является электрическая энергия. Она, в свою очередь, 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 немецкие” котельные, сжигающие газообразное топливо.

 

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. После всех этих аргументов и рассуждений изучим так же одну весьма актуальную проблему. Стоимость строительства.

 

Когда пишут о ПГУ, то в голову сразу приходят блоки мощностью от 330 до 800 и более Мвт. Чтобы построить блок ПГУ – 450 Мвт необходимо иметь инвестиций 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 составило более 1600 долл. США, следовательно, стоимость блока уже превышает 700 млн. долларов. С другой стороны, время строительства таких блоков составляет до десятка лет.

 

Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен котел-утилизатор, 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 терм < 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 турбин достаточной мощности, чтобы котлы-утилизаторы 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 позволяет надеяться, что следующие 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 3-5раз) 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 такую надстройку “по карману” отдельным предприятиям и даже частным лицам, так как вводимая мощность может колебаться от 1 до 100 МВт.

 

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 отпадают с большим эффектом для конечного продукта - энергии. Горение газа в топках котлов 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 сообщить, что реальная стоимость мини ТЭЦ, состоящей из двух агрегатов фирмы Вяртсиля по 1 МВт электрической и 1 Гкал тепловой мощности, на условиях DDP 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 ПГУ 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.

 

Вышеперечисленные аргументы должны были поставить под сомнение появляющиеся утверждения о том, что теплофикация и централизованное теплоснабжение были ошибками 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 теплотрассах и т.д.

 

Что в ответ на это 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 может игнорировать лишь безграмотное общество! А вот потери тепла при транспортировке и частота ремонтов теплотрасс – это уже чисто человеческий фактор. Качественное выполнение теплоизоляционных и монтажных работ, поддержание 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.

 

Это первый контраргумент, а второй заключается в следующем. Даже при самом высоком уровне потерь в тепловых сетях (25-30 %), они все же в два раза 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 последующие 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 и соответствие их желаемым кондициям. 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 порядок 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, чтобы доставить тепло нескольким домам за городом. А вот в тех же домах электро- и теплоэнергия могут производиться комбинированным способом и без схемы централизованного теплоснабжения. 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. Т.е. даже противники централизованного теплоснабжения должны взять на вооружение когенерацию.

 

Если выше были приведены аргументы в пользу конгенерации при сжигании газа, что сейчас стоит оценивать потенциал и масштабы, которые предстоит и можно освоить. Это не менее важный момент. При правильной оценке и правильном понимании, не шарахаясь из стороны в сторону, максимальный народнохозяйственный эффект можно получить при умеренных затратах. Действительно, что, все-таки, лучше строить: в одном месте блоки ПГУ-450 МВт или в 100 различных котельных установить Пермские ГТУ мощностью по 4,5 МВт?

 

Тот, кто более или менее внимательно прочитал предыдущий материал, должен довольно уверенно ответить, что 100 ГТУ – 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 (11 сентября в США и Чеченская война у нас, природные катаклизмы – все это заставляет 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 предприятии 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 предприятий, то величина этого потенциала превысит 7000 МВт (сейчас вся установленная мощность электростанций ОАО “Башкирэнерго” составляет около 5100 МВт).

 

Итак, отвечая на поставленный вопрос: “Что же делать при сжигании газа?” можно предложить такой сценарий развития событий. На стыке проблем двух крупнейших отраслей народного хозяйства - “большой” электроэнергетики и коммунальной принимается решение, которое способно при относительно умеренных затратах (по сравнению с затратами для каждой отрасли отдельно) принести максимальную пользу. Внедряя электрогенерирующие установки в коммунальных котельных, на местах начнут получать электроэнергию, себестоимость которой в два раза ниже, чем в “большой” энергетике. На величину установленной мощности ГТУ (ГПА) в “большой” энергетике выводятся конденсационные и самые старые мощности (с параметрами 30-90 ата) и с наихудшими экологическими показателями.

 

Если мы до сих пор не созрели до принятия решения о прекращении сжигания газа в топках котлов, то для начала надо осознанно прекратить в “большой” и коммунальной энергетике строительство новых котельных на газообразном топливе. При техническом перевооружении и обновлении существующих котельных тепловые мощности должны замещаться или расширяться только за счет утилизации выхлопных газов после ГТУ и ГПА.

 

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 последние 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 MВт, 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 станет очевидно преимущества выработки электро- и теплоэнергии на базе новых технологий, и наступит настоящий бум по вводу этих мощностей, “энергетическим львам” с установленной мощностью более 1 млн. кВт как бы не пришлось уступить дорогу и территорию многочисленной стае “шакалов”, имеющих ГТУ и ГПА с единичной мощностью всего несколько МВт. Что это за установки, можно судить по следующим показателям. Например, за сентябрь месяц 2002 г. удельный расход условного топлива на флагмане башкирской энергетики Кармановской ГРЭС составлял 325,7 г/ кВтч, а на самой лучшей по этим показателям на паротурбинной Уфимской ТЭЦ-2 315,1 г/кВтч, 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 1кВт установленной мощности. При вводе ГТУ, 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.

 

Еще один немаловажный положительный фактор внедрения малых электростанций заключается в образовании коллектива единомышленников, включающего в себя проектировщиков и строителей, монтажников и эксплуатационников, электриков и специалистов по автоматике, поверивших в свои силы и способных построить практически любую электростанцию на пустом месте. множественные имеющиеся и наметившиеся стройплощадки позволяют не только поддерживать хорошую профессиональную форму, но и с каждым новым объектом все больше оттачивать мастерство по каждому направлению. Немаловажным представляется и такой аргумент, как появление высококвалифицированных специалистов во всем регионе, в отличие от концентрации их в одном месте. Появление высокоинтеллектуальных и квалифицированных работников оказывало и оказывает благотворное влияние на общую обстановку в глубинках нашей необъятной страны. Передовые технологии одной отрасли будут стимулировать появление новых технологий в других и т.д.

 

Предстоящая реформа электроэнергетической отрасли страны по проекту РАО “ЕЭС России” предусматривает делегирование некоторых важнейших функций энергообеспечения местного значения и населения губернаторам и местной администрации. Проблемы обеспечения тепловой энергией потребителей всех рангов, уж точно, станут проблемами нуждающихся в ней промышленных предприятий и региональных властей. Не зря в СМИ со стороны местных властей время от времени выражается озабоченность по этому поводу. так же бы, если до сих пор была принцип. возможность свалить на Чубайса любой произошедший сбой в электро- или теплоснабжении, независимо от того, кто в этом виноват, то после реформ за все это придется самим нести персональную ответственность.

 

Местные проблемы максимально должны решаться на месте, и пусть губернаторов и глав администраций не страшит то обстоятельство, что ТЭЦ и котельные переходят под их ответственность. При грамотной постановке дела они могут оказаться в большом выигрыше. Да, действительно, все на данный момент наиболее эффективно функционирующие крупнейшие ГЭС и ГРЭС, РАО практически оставляет за собой. Но энергии всех этих станций для покрытия всей потребности страны не хватит, поэтому ТЭЦ регионального значения так же 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 энергоисточники 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 года только в Германии находилось в эксплуатации 5755 штук 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 окрестностях столицы Баварии из четырех мощнейших ТЭС типа нашей Кармановской ГРЭС три уже остановлены и законсервированы. Не зря компания “Дженерал электрик” работает над созданием ГТУ мощностью всего несколько десятков кВт. Уже имеются данные об использовании газовых микротурбин мощностью от 25 до 100 кВт (Электрические станции, №9, 200 . 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 энергетики не должны застать врасплох руководителей регионов, и, если они встретят их во всеоружии со знанием дела и грамотно разработанной местной 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, каковым, например, в свое время был план ГОЭЛРО. Чтобы новые высокоэффективные технологии быстрее пробили себе путь, и общество получило соответствующую отдачу - неплохо было бы снизить влияние налогового бремени, хотя бы на время их массового внедрения. Представляется целесообразным, что РАО (или его структуры) не должны иметь никакого отношения к производимой местными электростанциями энергии и к ее транспортировке по линиям местного значения. ФОРЭМ, системный оператор и тому подобные структуры РАО должныбыть задействованы лишь после исчерпания местных ресурсов и по просьбе снизу. РАО не должно ковать “счастье” потребителей на их голове и под свою диктовку.

 

Завершая на этом затронутую тему, следует подчеркнуть, что автор ставил себе задачу в популярной и полемической форме пролить свет на проблему повышения эфф. использования ценнейшего и невозобновляемого сырья – природного газа. на данный момент, когда в обществе 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 прорыв 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, чтобы получилось так, как хотелось бы, кроме инициативы, необходимы так же определенные знания. Если указанные аргументы и рассуждения хоть в какой-то степени помогут интересующимся этой проблемой руководителям и специалистам предприятий и хозяйств, главам администраций, представителям ЖКХ и машиностроительных предприятий определить вектор и темпы технического перевооружения в энергетическом секторе производств, то можно считать, что цель достигнута.

 

Источник: http://www.bashkirenergo.ru

 



Некоторые замечания по ГОСТ Р516. РЕШЕНИЕ тридцать седьмой сессии. Совещание-семинар энергоаудиторо. Пять способов государственного стимулирования энергосбережения в США.

На главную  Энергетические ресурсы 





0.0108
 
Яндекс.Метрика