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 из-за 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 100×1000 = 100 000 Гкал/час. КПД ГТУ, упомянутых в [2], составляет, согласно [25], 22,4−38%, то есть при среднем КПД 25% можно иметь не более 25 000 Гкал/час = 25 000×1160 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 22 000 кВт в одном агрегате, то есть перекрывает почти весь диапазон от 1250 до 25 000 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: (3,89×1 000 000 / 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 12 000 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)