В настоящий период времени топливно-энергетический комплекс переживает кризисное состояние. Это связано с общим кризисом, охватившим все сферы экономики. Основное проявление кризиса в энергетике заключается в нарушении снабжения отдельных регионов топливом, электрической и тепловой энергией. Главной причиной этого является устойчивая, начиная с 1990 года, тенденция снижения объемов добычи нефти и угля, а также наметившаяся тенденция снижения объемов добычи природного газа. По сравнению с 1991 годом, к настоящему времени добыча нефти упала с 511,71 млн. т до 250 млн. т. Добыча природного газа за этот же период снизилась на 10−15% /46/.
В энергетике положение усугубляется тем, что сокращениеобъемов промышленного производства на 50−60% по сравнению 1991 годом не сопровождалось адекватным снижением объемов потребления электрической и тепловой энергии. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва электрической мощности в региональных энергосистемах, невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара. В результате противодавленческие турбоагрегаты фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, высоком уровне инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников нереальна. Традиционные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, в основном, с двумя причинами. Эффект экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к нулю вследствие того, что КПД котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния.
Таким образом, строительство новых крупных ТЭЦ для покрытия дефицита тепловых мощностей неизбежно связано с омертвлением капитала и проблемой отыскания источников финансирования. Ориентация же на строительство крупных котельных является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимостью решения экологических проблем.
В этих условиях в стране наметилась тенденция на строительство децентрализованных источников электрои теплоснабжения, как правило, с использованием конверсионных газотурбинных установок. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ, таких как короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения, использование потенциала конверсионных предприятий и других. Однако существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, возможным перерасходом топлива в системе и необходимостью решения экологических задач.
Одним из направлений создания высокоэффективных теплоснабжающих систем, сочетающих положительные качества централизованного и децентрализованного энергоснабжения, является использование комбинированных систем теплоснабжения (КСТ). Такие системы включают районные ТЭЦ с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты для нужд горячего водоснабжения, систему транспорта теплоты и мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты для нужд отопления.
Проектирование таких комбинированных систем теплоснабжения требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение их системной тепловой и топливной эффективности с учетом режимов теплопотребления и климатических факторов, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, вопросов размещения, экологического воздействия на окружающую среду и технико-экономической эффективности.
Целью настоящей работы является определение эффективности комбинированных систем теплоснабжения на базе районных ТЭЦ и децентрализованных источников теплоснабжения на основе теплофикационных ГТУ.
Основными задачами, подлежащими решению, являются:
1. Разработка показателей и методов расчета системной и топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения.
2. Разработка методов расчета и обеспечения надежности комбинированных энергоустановок ТЭЦ, мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ и комбинированных систем теплоснабжения.
3. Разработка математической модели и проведение расчетно-теоретических исследований мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах комбинированного теплоснабжения с учетом режимных и климатических факторов.
4. Определение технико-экономической эффективности комбинированных систем теплоснабжения и рациональных областей их применения.
В диссертации разработаны теоретические положения расчета системной топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения. Проведено обоснование расчетных схем комбинированных систем теплоснабжения, включающих районные ТЭЦ, покрывающие нагрузку горячего водоснабжения, и мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности, покрывающих отопительную нагрузку. Проведено обоснование показателей надежности теплоэнергоснабжения потребителей и определены их нормативные значения. Разработана методика расчета показателей надежности комбинированных систем теплоснабжения на основе метода декомпозиции общей задачи расчета показателей надежности теплоснабжающих систем. Разработаны методики расчета показателей надежности ТЭЦ как структурно-сложных многофункциональных систем, систем транспорта теплоты и мини-ТЭЦ на базе ГТУ. Даны рекомендации по обеспечению надежности теплоснабжения в комбинированных системах. Разработана математическая модель мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ с учетом режимных и климатических факторов, позволяющая проводить оптимизационные исследования термодинамических параметров, конструктивных характеристик оборудования и схемных решений. Проведено обоснование предельной тепловой мощности мини-ТЭЦ исходя из условия выполнения заданных показателей надежности теплоснабжения. Определена технико-экономическая эффективность комбинированных систем теплоснабжения по сравнению с традиционными теплофикационными системами. Выявлено влияние технико-экономических факторов на экономически целесообразные области применения комбинированных систем теплоснабжения.
Научная новизна. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения на базе районных ТЭЦ и мини-ТЭЦ с теплофикационными ГТУ. Предложен метод расчета показателей надежности эффективности комбинированных систем теплоснабжения как структурно-сложных много функциональных систем. Разработана математическая модель мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ в составе комбинированных систем теплоснабжения с учетом режимных и климатических факторов. Определена технико-экономическая эффективность и экономически целесообразные области применения комбинированных систем теплоснабжения.
Практическая значимость. Технико-экономическое обоснование и условия применения комбинированных теплоснабжающих систем. Определена тепловая и топливная эффективность комбинированных систем теплоснабжения. Даны рекомендации по методам обеспечения нормативных показателей надежности энергоснабжения потребителей в комбинированных системах теплоснабжения. Результаты расчетно-теоретических исследований мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности с учетом реальных условий их работы в составе комбинированных теплоснабжающих систем.
На защиту выносятся. Методические положения расчета и результаты системной и топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения по сравнению с традиционными теплофикационными системами. Метод расчета показателей надежности комбинированных систем теплоснабжения. Математическая модель и результаты расчетно-теоретических исследований мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ в составе комбинированных систем теплоснабжения с учетом реальных режимов работы и климатических факторов. Методические положения и результаты расчетов технико-экономической эффективности комбинированных систем теплоснабжения.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики. Математические модели комбинированных систем теплоснабжения разработаны на основе апробированных методов на ряде других задач. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов исследования с имеющимися данными на основе других теоретических подходов.
Личный вклад автора заключается в следующем:
1. Разработаны основные теоретические положения и методика расчета системной топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения по сравнению с традиционными системами.
2. В развитие теории надежности теплоэнергоснабжающих систем предложен метод расчета показателей надежности комбинированных теплоэнергетических установок ТЭЦ и мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности, а также комбинированных систем теплоснабжения на их основе.
3. Разработана математическая модель расчета показателей эффективности мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ, работающих в составе комбинированных систем теплоснабжения с учетом реальных режимов работы и климатических факторов.
4. Определена технико-экономическая эффективность комбинированных систем теплоснабжения по сравнению с традиционными теплофикационными системами.
Работа выполнена на кафедре «Теплоэнергетика» и в Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций Саратовского государственного технического университета в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации «Топливо и энергетика», федеральной программы фундаментальных исследований в области «Физико-технические проблемы энергетики», раздел «Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива», а также программой конкурса грантов в области энергетики и электротехники по разделу С-098 «Экономия топлива и тепловой энергии».
Изложенные в диссертации материалы опубликованы в /34,35,39,51/ и докладывались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 1995;1998 гг. (г. Саратов), на Межвузовской научно-технической конференции «Повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования, систем и комплексов» (г. Саратов 1996 г.), на Межвузовской научной конференции «Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем» (г. Саратов 1997 г.), на Межвузовской школе-семинаре «Проблемы совершенствования теплоэнергетических установок» (г. Ульяновск 25−26 августа 1998 г.), на научном совете «Теплоэнергетика и теплофизика» отделение физикотехнических проблем энергетики Российской академии наук (28 октября 1998 г., Москва, ИВТАН РАН).
Разработанные в диссертации методические положения и результаты исследования эффективности комбинированных систем теплоснабжения использованы при разработке «Стратегии развития энергетики Самарской области», «Губернаторской программы энергосбережения Саратовской области на период до 2010 года», а также могут быть использованы при проектировании новых комбинированных систем теплоснабжения.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату технических наук, доценту Ларину Евгению Александровичу за внимательное руководство и помощь при выполнении работы, а также Заслуженному деятелю науки и техники Российской Федерации, доктору технических наук, профессору Андрющенко Анатолию Ивановичу за постоянные консультации в процессе выполнения работы, коллективам кафедры «Теплоэнергетика» и Проблемной научно-технической лаборатории ТЭУ за советы и замечания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.
0.1. Состояние и тенденции развития теплофикационных систем.
Происходящие в стране социально-экономические перемены, объединенные с одной стороны с развитием глубоких кризисных явлений в экономике, с другой — с развитием рыночных отношений и структур, с которыми связан будущий подъем экономики, коренным образом меняют приоритетность целей и задач развития энергетики. Главной проблемой в этих условиях является формирование социально-экономического механизма, позволяющего эффективно сочетать методы государственного и экономического воздействия на решения в области энергообеспечения потребителей.
Главной целью развития энергетики является эффективное, надежное и безопасное энергоснабжение потребителей при меняющейся конъюнктуре рынка топлива, оборудования, энергетического спроса и т. п. В рамках этой цели важнейшей задачей ближайшего периода (до 2010 г.) является формирование новых организационных и технологических основ для эффективного, надежного и экологически приемлемого удовлетворения промышленности и коммунально-бытового сектора электроэнергией и теплотой.
Достижение указанных целей возможно при реализации государственной энергетической политики, основанной на следующих основных концептуальных положениях.
В области формирования системы управления. Переход к рыночным отношениям требует сочетания экономического и административного методов управления в энергетике, включающих режим государственной поддержки, независимых производителей топливно-энергетических ресурсов, проведение рациональной тарифной политики как основы финансирования развития энергетики, обеспечение налоговых льгот и др. Эта система должна быть основана на учете разграничения форм собственности, установления степени самостоятельности и ответственности администрации за энергоснабжение регионов и отдельных потребителей.
В области регулирование спроса на электроэнергию и тепловую энергию. Важнейшим рычагом регулирования спроса на электроэнергию и теплоту в рыночных условиях является регулирование соотношение в ценах на топливо, теплоту и электроэнергию, взаимоувязанное через функции спроса и предложения. Так как инвестиционный цикл потребителей энергии значительно меньше, чем энергопроизводителей то, при наличии диспропорции между темпами роста энергопотребления и вводом новых генерирующих мощностей, возникает опасность лимитирования и ограничения потребителей. Поэтому одной из важнейших задач является снижение сроков строительства энергетических объектов.
В области энергосбережения. Экономия топлива, электрической и тепловой энергии во всех сферах экономики является важнейшим фактором снижения инвестиционной нагрузки страны в энергетику, ведет к экономии первичных энергоресурсов. Интенсификация энергосбережения может быть обеспечена комплексом разнообразных мер преимущественно экономического характера.
В новых условиях хозяйственной самостоятельности потребителей и производителей энергии особую актуальность приобретают вопросы создания обоюдоприемлемого механизма стимулирования мероприятий по энергосбережению, надежному энергообеспечению, повышению качества энергии, внедрению энергетических стандартов и ответственности за их нарушение, обеспечение правового взаимодействия потребителей и производителей энергии.
Максимально эффективное использование ресурсов природного газа. Учитывая состояние и тенденции формирования топливного баланса страны, природный газ следует считать основой топливообеспечения энергетики на ближайший период времени. Задача заключается в повышении эффективности его использования за счет применения новых высокоэффективных технологий и технических решений, например парогазовых установок и теплофикационных ГТУ и создание на их основе блок-ТЭЦ и мини-ТЭЦ.
Политика либерализации цен на энергоносители. Рациональное использование первичных энергоносителей, развитие экономических реформ и формирование потребностей в энергии и топливе невозможно без проведения либерализации цен. В условиях регулируемой рыночной экономики разница между свободными и регулируемыми ценами, изымаемая в виде своеобразной ренты государством, должна направляться тем потребителям или производителям, которые нуждаются в государственной поддержке.
Источники финансирования в энергетике. Ключевым аспектом строительства новых энергетических объектов является определение источника финансирования. В современных условиях когда цены на энергетическое оборудование приблизились к мировым, а объемы централизованных государственных ассигнований резко сократились, необходимо неотложное формирование инвестиционного комплекса. Его основой должны быть внебюджетные фонды, средства местных бюджетов, средства заинтересованных потребителей и производителей энергии. Создание акционерных обществ при участии коммерческих банков, законодательное закрепление гарантий для инвесторов, в том числе иностранных, позволяет осуществлять финансирование нового строительства за счет собственных средств акционерного капитала, банковского кредита и зарубежных инвестиций. В настоящее время рыночная инфраструктура сопровождения инвестирования проектов практически отсутствует.
Требования к рынку оборудования. Централизованная система заявок и поставок энергетического оборудования практически ликвидирована. Ограниченные валютные возможности регионов, предприятий и новых организационных структур не позволяют ориентироваться на закупку зарубежного оборудования. Поэтому в ближайшее время необходимо создание широкого ассортимента экологически чистых автоматизированных и высокоэффективных технологий и оборудования, в том числе путем использования потенциала конверсионных предприятий, в кооперации с ведущими зарубежными партнерами.
Обеспечение сбалансированности регионов. Для большинства энергодефицитных регионов РФ стремление к энергетической независимости связано с проведением активной энергосберегающей политики и максимальной рационализации структуры генерирующих мощностей. В этих условиях разработка концепции диверсификации (увеличение разнотипности и ассортимента) энергоустановок и системам теплоэнергоснабжения, предполагающей оптимальное сочетание крупных и мелких энергоустановок с минимальным (социально приемлемым) негативным влиянием энергетического комплекса на окружающую среду, является весьма актуальной задачей.
Правовые и законодательные основы развития региональной энергетики. Настоятельной необходимостью сегодняшнего дня стала проблема принятия пакета федеральных законов в области энергетики, с четким разграничением, в частности, прав и функций между производителями и потребителями энергии.
Вывод энергетики страны из кризисного состояния во многом определяется успехом в решении указанных выше концептуальных положений.
В структуре производства первичных топливных ресурсов доминирующая роль принадлежит нефтегазовому топливу (около 77%). В результате недостаточного финансирования отраслей топливодобычи, интенсивной эксплуатации месторождений, сокращения их ресурсной базы, изменения геологических и географических условий топливные отрасли оказались в крайне тяжелом положении. Развитие кризисных явлений в топливодобывающих отраслях вызвано следующими причинами:
— перемещение добычи первичных энергетических ресурсов (ПЭР) в труднодоступные для освоения районы, к разработке стали готовиться месторождения с худшей по сравнению с предыдущими периодами продуктивностью пластов;
— непрерывное объективное ухудшение условий добычи ПЭР «е компенсируемых достижениями научно-технического прогресса в этих отраслях. Введенные в эксплуатацию мощности по добыче основных видов топлива к настоящему времени либо исчерпали свой нормативный ресурс, либо близки к нему. Мировым стандартам техники в нефтедобывающей промышленности соответствует только 14% оборудования, в газовой — лишь 10%;
— резкое сокращение централизованных капиталовложений в развитие топливодобывающей промышленности привело к снижению уровней заделов, объемов геологоразведки и бурения;
— крайне неблагоприятная экологическая обстановка в районах топли-водобычи и соответствующая позиция местного населения.
Вывод топливных отраслей из кризисного состояния и устойчивое их развитие невозможны без внедрения передовых технологий на новой технической основе и привлечения иностранных кредитов.
Так, по данным Минтопэнерго РФ /73/, необходимо вложить в топливодобывающие отрасли около 30 млрд долл. для вывода ее из кризиса. Наиболее вероятна ситуация, когда регионы должны будут финансировать развитие топливной базы России. Развитие и размещение топливных баз будет определяться следующими факторами:
— удорожание практически всех ПЭР;
— конъюнктура и конкуренция производителей ПЭР внутреннего и внешнего рынков топлива;
— ужесточение экологических и социальных требований к размещению и развитию топливных баз;
— истощение топливных баз в европейской части РФ;
— неопределенность оценок запасов природного газа и нефти.
Переход к рыночным отношениям в распределении топливных ресурсов и либерализация цен будут корректировать потребности в высококвалифицированных видах топлива, прежде всего в природном газе и нефти, конкурентоспособных на внешнем рынке. По прогнозам Минэнерго США цены на энергетические угли до 2010 г. останутся сравнительно стабильными (увеличение составит 20%), в то время как цены на газ возрастут более чем в три раза. В начале 90-х годов соотношение цен на уголь и газ составило 1:2,а в 2010 году — ожидается 1:4,6. Это обстоятельство требует разработки моделей и методов расчетов эффективности различных типов систем энергоснабжения с учетом различных темпов удорожания топливных ресурсов.
Нефтяная промышленность. С 1989 года началось падение добычи нефти в России. Объем добычи нефти и газового конденсата в России в 1991 году составил 461 млн.т. или 89% к уровню 1990 года. В 1992 году он снизился еще на 14,7%, а в 1993 году добыча составила 326 млн.т. К 1995 году добыча нефти упала до 250 млн.т., что обеспечивает только собственное потребление. Для стабилизации добычи нефти на уровне 300 млн.т. в год необходимы срочные антикризисные меры.
Снижение объемов добычи нефти, а также необходимость углубления ее переработки для обеспечения страны моторным топливом, обусловливают ситуацию когда жидкого топлива для производства электроэнергии и теплоты не будет.
Газовая промышленность. В России существует достаточно мощная сырьевая база для дальнейшего развития газовой промышленности. В отрасли с середины 80-х годов происходит резкое падение среднегодовых темпов прироста добычи газа. Если за 1986;88 г. г. прирост добычи составил 40−45 млрд. м3,то в 1989;1990 г. г. -25 млрд. м3, в 1991 г. — только 2 млрд. м3. В 1992 году произошло падение добычи на 2,6 млрд. м или 0,4%. В 1993 г. это падение превысило 1%.В предстоящий период до 2010 года структура и качество ресурсов газа претерпит существенные изменения. Возрастет в общих запасах доля этанои сероводородосодержащего газа, который необходимо перерабатывать на газохимических комплексах. Объемы добычи газа и соответственно его использование будут зависеть прежде всего от объемов инвестирования, масштабов и темпов наращивания промышленных запасов газа, условий его добычи и транспорта. Прогнозные оценки масштабов добычи газа следующие: 2000 г.- 750−827 млрд. м3, 2005 г.-830−890млрд.м3 и 2010 г.-840−920 млрд. м3 /73/.
В развитых странах мира, прежде всего в США, Германии и Японии, несмотря на наличие мощных и сверхмощных ТЭС, АЭС и ГЭС для тепло-энергоснабжения потребителей широко используются автономные и децентрализованные энергоисточники на базе ГТУ и ПТУ малой и средней мощности. Количество их достигло нескольких тысяч. Характерным является чрезвычайно разнообразный парк энергоустановок.
В России ориентация на централизованное электрои теплоснабжение привели к созданию мощных ТЭС, АЭС и ГЭС мощностью до 4000−6000 МВт. Отсутствие в системах энергоснабжения России мелких независимых энергопроизводителей обусловлено следующими основными факторами:
— отсутствие экономического механизма и заинтересованности собственного энергопроизводства;
— отставание отечественного энергомашиностроения от мирового уровня как по номенклатуре, так и по технико-экономическим показателям оборудования;
— неразвитость рынка оборудования и чрезмерный рост цен на него вследствие существующего монополизма производителя;
— временное снижение вследствие углубляющегося кризиса промышленного производства потребностей в электроэнергии и теплоте, а, следовательно, и в оборудовании.
Наиболее серьезное отставание отечественного энергомашиностроения по его качеству и надежности, уровню автоматизации, технологии ремонта, удельной численности эксплуатационного персонала. По безотказности (наработке на отказ) отечественное оборудование уступает зарубежному более чем в 2 раза /11,12,49/.
Проектируемые и используемые зарубежные ГТУ мощностью от нескольких сотен киловатт до десятков МВт имеют выбросы окислов азота до 40−50 мг/м уходящих газов. Отечественные ГТУ имеют выбросы окислов азота в 3−4 раза выше.
Снижение в последние годы потребности в энергооборудовании заставляет энергомашиностроительные заводы переориентироваться на другие виды продукции. Возвращение к выпуску энергетического оборудования в необходимых объемах будет связано с перестройкой производства и потерями роста энергомашиностроительных предприятий.
Развитие внутреннего рынка энергомашиностроения возможно только при условии широкой ориентации на достижения научно-технического прогресса, которые обеспечат экологически приемлемое, надежное, безопасное и ресурсосберегающее удовлетворение потребителей в электрической и тепловой энергии.
Основные требования, предъявляемые к энергоустановкам малой и средней мощности, можно свести к следующему:
— создание и серийное производство высокотемпературных высокоэффективных газотурбинных установок мощностью до 16−25 МВт с КПД не ниже 31−32% и парогазовых установок мощностью до 80 МВт с КПД не ниже 50−52%;
— серийное производство блочно-комплектных энергетических газотурбинных и парогазовых установок малой и средней мощности с температурой газов до 1300 °C;
— доведение наработки на отказ ГТУ до 6000−7000 часов, а автоматизированных систем управления до 50−100 тыс. часоворганизация системы сервисного обслуживания фирмами-изготовителями оборудования, что увеличит межремонтные сроки, решит проблему запчастей и повысит надежность работы;
— более широкое использование новых жаропрочных, коррозионно-стойких, в том числе и неметаллических материалов на основе керамики для ответственных элементов газовых турбин и котлов утилизаторов;
— оснащение турбин и вспомогательного оборудования негорючими ОМТИ, негорючими изоляционными маслами и кабелями с негорючей изоляцией;
— создание эффективных присадок к маслам для уменьшения износа трущихся пар;
— разработка и серийное изготовление сертифицированной контрольно-измерительной аппаратуры, а так же средств диагностики технического состояния оборудования, систем диагностического контроля и мониторинга окружающей среды.
Учитывая относительно низкий технический уровень энергетического оборудования в стационарной энергетике с целью его значительного повышения в условиях рыночной конкуренции целесообразно ориентироваться на передовую отечественную технологию оборонного комплекса и развивать кооперацию с зарубежными фирмами в производстве оборудования. Это позволит уже в ближайшее время получить качественное и надежное оборудование /49/.
Производственной базой децентрализации энергопроизводства в России является нарождающийся рынок энергетических установок, создаваемых не только на традиционных энергомашиностроительных заводах, но и на основе агрегатов конверсионной техники. Предприятия оборонных отраслей, находясь в условиях резкого сокращения военных заказов, при наличии заказов энергетики могут начать серийное изготовление электростанций малой и средней мощности (от 0,5 до 60 МВт), использующих практически все виды первичных и вторичных топливно-энергетических ресурсов /27/.
Разрабатываются и внедряются следующие виды высокоавтоматизированных экологически приемлемых модульных установок для производства электроэнергии и теплоты малой и средней мощности:
— теплофикационные ГТУ на базе газотурбинных двигателей самолетов и судов единичной электрической мощностью от 50 до 6000 кВт и тепловой мощностью от 0,6 до 90 МВт (т) для установки в местах размещения отопительных и промышленных котельных, работающих на природном газе;
— теплофикационные паросиловые установки малой мощности с противодавлением на промышленные параметры пара (1,4 МПа и 225 °С) электрической мощностью до 1200 кВт и тепловой мощностью до 12 МВт (т), работающих на мазуте и твердом топливе;
— теплофикационные дизельные установки для децентрализованного энергоснабжения на базе двигателей судов, колесных и гусеничных машин единичной электрической мощностью до 600 кВт и тепловой мощностью до 4 Гкал/ч;
— паросиловой и газотурбинный привод с утилизацией тепла мощностью от 5 до 20 000 кВт для энергоснабжения нефтяных и газодобывающих комплексов.
Производственные мощности оборонных отраслей промышленности в состоянии обеспечить в ближайшие годы высококачественным оборудованием и приборами любые потребности промышленной, коммунально-бытовой и сельской энергетики России. Потенциал оборонной промышленности по производству указанных видов энергоустановок для гражданской энергетики в десятки раз превосходит потенциал энергомашиностроительных заводов. Разработка новых типов установок на базе конверсии военной техники имеет в 3−5 раз меньшую инерционность, чем создание аналогичной техники в гражданском энергомашиностроении.
Эффективность использования установок малой и средней мощности, производимых оборонной промышленностью, устанавливаемых непосредственно у потребителей в качестве альтернативы централизованному энергоснабжению, определяется следующими факторами:
— снижение себестоимости производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования;
— повышение надежности энергоснабжения;
— независимость режима работы потребителя от режима работы энергосистем;
— снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство;
— более просто решаются вопросы обеспечения экологической безопасности и снижение затрат на охрану окружающей среды.
Потенциальные масштабы развития энергетических объектов малой и средней мощности на территории России велики. Основные принципы размещения установок малой и средней мощности, в том числе и в качестве надстройки существующих паровых и водогрейных котлов, состоят в следующем:
— абсолютный прирост использования органического топлива (в основном природного газа) для выработки электроэнергии в пределах рассматриваемой территории должен быть минимальным;
— энергоустановки должны иметь минимальные выбросы вредных веществ в атмосферу и минимальное водопотребление;
— увеличение потребления природного газа должно компенсироваться повышением тепловой экономичности установок и улучшением экологических характеристик оборудования.
Суммарная электрическая мощность ГТУ и паросиловых установок малой мощности, создаваемых по линии конверсии оборонной промышленности, которые могут быть установлены только на действующих промышленных, коммунальных и сельских котельных России, может составить около 175 млн. кВт, в том числе 150 МВт — ГТУ-ТЭЦ /73/. Среди ГТУ-ТЭЦ наибольшую часть составляют установки единичной мощностью около 1 МВт -83 млн.кВт. требуемый суммарный расход топлива на отпуск электроэнергии от этих установок равен 125 млн. т у.т. в год. Отпуск такого же количества электроэнергии от других источников, например от КЭС, потребует в полтора раза большего расхода топлива (однако это топливо может быть менее дефицитное).
Широкое использование энергоустановок малой и средней мощности на базе конверсионного энергетического оборудования может дать существенное повышение надежности электрои теплоснабжения потребителей и заметное, на 20−30%, сокращение расхода природного газа для выработки электроэнергии и теплоты. При этом одновременно может быть существенно улучшена экологическая обстановка в местах производства электроэнергии, что делает эти установки социально приемлемыми.
Развертывание строительства мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности позволяет по новому решить проблему электрои теплоснабжения предприятий топливных отраслей ТЭК страны и социальной инфраструктуры.
Таким образом, использование энергоустановок типа ГТУ-ТЭЦ может привести предприятия добычи, переработки и транспорта газа на полное самообеспечение, что высвободит значительные объемы газа для реализации.
Применение высокоэффективных конверсионных ГТУ в системах теп-лоэнергоснабжения позволит снизить расход органического топлива у потребителей до 20%, сократить потребность в капиталовложениях до 20%, уменьшить численность персонала, занятого в производстве электроэнергии на 10% и снизить выбросы вредных веществ в 1,9 раза.
Обеспечение указанных масштабов применения мини-ТЭЦ невозможно без решения следующих проблем:
— разработки и серийного производства экологически приемлемых модульных электростанций единичной электрической мощностью от 1 до 30 МВт на предприятиях оборонной промышленности в рамках программы конверсии;
— создание регламентных систем сервисного обслуживания энергоустановок малой и средней мощности на базе предприятий оборонной промышленности;
— разработка и производство электрогенерирующих установок с утилизацией теплоты мощностью до 1 ООО кВт для привода агрегатов собственных нужд котельных, а также автоматического энергоснабжения мелких потребителей;
— оснащение промышленных потребителей первой категории надежности источниками электроэнергии для обеспечения собственных нужд.
В сложившихся экономических условиях государство не в состоянии финансировать долгосрочные, рассчитанные на 10−15 лет, циклы разработки и сооружения больших серийных энергоблоков новых типов. Нарождающиеся новые коммерческие структуры также не в состоянии финансировать капиталоемкие и долгосрочные проекты. Иностранный капитал вследствие политической ситуации согласен участвовать только в краткосрочных проектах, реализуемых максимум в пятилетний срок.
Именно к таким проектам, сроки реализации которых, включая научную проработку, выполнение ТЭО, проектирование, размещение заказов, поставку оборудования, строительно-монтажные работы, лицензирование и пуск, не превышают 3−5 лет относятся энергетические объекты для электро-и теплоснабжения потребителей на базе ГТУ малой и средней мощности.
Переход к рыночным отношениям между производителем и потребителем энергии, ставшее реальностью в условиях монополизма многократное повышение тарифов на электроэнергию и теплоту при относительно низких ценах на природный газ ставят в разряд актуальных проблему децентрализации производства электрической и тепловой энергии и развитие независимых производителей энергии.
Это положение подтверждено зарубежным опытом, где при достаточно мощных энергосистемах сформировались и реализуются тенденции децентрализованного энергопроизводства у частных владельцев электростанций малой и средней мощности. В разных странах мира в течение последних лет нашли широкое распространение высокоэффективные установки для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты малой и средней мощности на базе ГТУ.
В США в настоящее время эксплуатируется 59,1 ГВт газотурбинных и дизельных установок, как правило, теплофикационных, принадлежащих частным предприятиям. Они составили в 1990 году 8,1% установленной мощности электростанций и 11% от всей суммарной установленной мощности ТЭС на органическом топливе. По прогнозам Минэнерго США к 1995 году мощность децентрализованных источников возрастет на 40 млн. кВт /74/.
В Японии также развивается тенденция децентрализации теплофикации на основе ГТУ-ТЭЦ с единичной мощностью от 1 до 10 МВт. Законодательством установлена необходимость оснащения крупных потребителей собственным энергоисточником кроме подсоединения его к энергосистеме /109/.
В Германии в связи с увеличение импорта природного газа из Норвегии и России с начала 80-х годов увеличилось применение теплофикационных ГТУ как в промышленном, так и коммунальном секторе. Их доля в производстве электроэнергии достигла 17% в 1995 году и продолжает расти. Многие отрасли промышленности самосбалансированы по потребности и производству электроэнергии и теплоты. При этом доля ГТУ-ТЭЦ малой электрической мощности (до 10 МВт) в этих отраслях составляет от 65 до 100%.
В Финляндии около 35% общего производства электроэнергии вырабатывается на электростанциях, принадлежащих промышленным предприятиям, муниципалитетам и прочим владельцам. Решение крупных проблем энергоснабжения отраслей промышленности и коммунального сектора в определенной степени лежит также в направлении децентрализации.
При сложившейся системе тарифообразования в региональных энергосистемах, соотношении между тарифами на электроэнергию и природный газ, себестоимость электроэнергии, произведенной на ГТУ-ТЭЦ будет ниже чем тариф энергосистем.
Инвестиционная политика при создании энергоисточников малой и средней мощности должна учитывать следующие факторы:
— полное отсутствие государственных ассигнований на развитие энергетики;
— удорожание строительства вследствие роста цен (в том числе и за счет инфляционных процессов) на оборудование и материалы и приближение их к мировому уровню;
— ограниченность возможности финансирования за счет собственных средств;
— отсутствие экономических стимулов и правовых гарантий для привлечения в отрасль свободного капитала.
В условиях стабильно развивающейся экономики финансирование строительства может осуществляться с использованием:
— собственных средств;
— акционерного капитала;
— банковского кредита;
— бюджетного финансирования;
— зарубежных инвестиций в форме: кредитовдолгосрочных компенсационных сделокучастие в совместных акционерных предприятиях.
0.2. Схемы, параметры и характеристики мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.
Газотурбинные установки даже на сверхвысокие температуры газа перед турбиной имеют КПД, не превышающий 32−37%.
В результате обобщения большого количества источников /49, 81, 82, 85−88, 108/ в табл. 0.1. приведены основные характеристики зарубежных и отечественных ГТУ, выпускаемых и готовых к выпуску. Анализ характеристик показывает, что номенклатура ГТУ малой и средней мощности достаточна велика, что позволяет осуществить обоснованный выбор типа агрегата для конкретных условий. Из таблицы видно также, что основной уровень перед газовой турбиной составляет 1100 .1200 °С. При этом температура выхлопных газов находится на уровне 450.550 °С. Поэтому использование ГТУ, особенно выполненных по простейшему циклу, оказывается неэффективным. Существенного повышения тепловой эффективности можно достичь в комбинированных циклах.
Одним из способов повышения коэффициента использования теплоты топлива является утилизация уходящих газов ГТУ в котлах-утилизаторах с целью получения горячей воды для отопления и горячего водоснабжения. Простейшая принципиальная тепловая схема такой утилизационной ГТУ приведена на рис. 0.1.
Таблица 0.1.
Основные характеристики газотурбинных установок малой и средней мощности.
Тип Темпе Темпе Част. Габаритные размеры Стой турбины МощГод КПД, ратура, ратура, враще Масса, длина, ширина, высота, мость, Фирма изготовитель ность, вы- % на вхона вы- -ния, тонн мм мм мм тыс. кВт пуска де в турб., °С ходе из турб., °С об/ми н долл. США.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 вТМ7 5720 1995 29,3 1175 555 1500 4,5 3600 1100 1100 — ABB.
М7А-01 5720 1993 29,3 1175 575 1500 4,5 1100 1100 3600 2530 Kawasaki Heavy Ind. вТ 15 5909 1988 33,8 803 533 11 500 0,8 1829 823 792 — Hitachi Zosen.
N№-61 5925 1989 28,7 — 496 13 800 9,8 3800 2300 2900 — Mitsubishi.
ГТЭ-6 6000 — 30,5 — 410 8200 40 9350 3200 3790 — TM3.
ЯА 165 6150 1992 32,5 1000 480 11 085 50 1180 0 2800 3600 2250 Deutz MWM-Gastechnic.
ТО-Тогпаёо 6250 1981 30,3 1000 471 11 085 54,9 7925 2438 3200 2650 Steward& Stevenson.
ОвТбООО 6300 1995 31,5 1015 420 3000 72,6 1524 0 3048 5486 2580 Orenda.
Продолжение таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
Taurus 70S 6300 1994 31,5 — 488 10 800 49,9 11 613 2743 3322 2520 Solar.
R3 6360 1976 32,5 970 464 10 600 27,2 7315 3048 2743 — Sulzer Turbo.
IM400 HI-FLESC 6450 1996 37,9 1016 497 14 540 0,6 2300 900 800 Ishikawajima-Harima.
3 6560 1976 28,3 970 464 10 600 27,2 7315 3048 2743 — Sulzer Turbo.
ДВ 71J1 6700 — 31,5 1015 420 3000 3,5 3200 1600 1800 — Заря (Машпроект).
SB30E 7330 1995 28,0 — 502 11 380 18,3 4900 2300 3700 — Mitsui Egineering.
TG-Tempest 7490 1996 31,4 1100 536 13 907 54,9 9754 2438 3353 — Steward&Stevenson.
PGTIO 7900 1986 30,9 — 484 — 27 8100 2500 4000 — Nuovo Pignone.
Д-336−8 8000 — 32,5 — 432 8200 3,5 5500 1300 1400 — Моторостроитель.
THM 1304D 8870 1992 26,9 975 515 8000 87 16 000 2800 5100 MAN GHH.
Mars 90S 9290 1992 31,7 — 464 8568 68 14 539 2774 3322 — Solar.
НК-14Э 9500 1996 32,0 1027 477 3000 3,1 4700 1500 1500 — Николай Кузнецов.
Д-336−10 10 000 — 34,0 — 422 4800 3,6 5700 1500 1600 — Моторостроитель to эс.
Продолжение таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
PGT10 10 140 1986 29,3 — 484 7900 27,2 8230 2438 3962 4440 GE Power Systems.
G3142(J) 10 450 1952 25,6 943 526 6500 119,8 23 470 5791 3810 European Gas Turbines.
R7 10 600 1970 31,6 925 342 6400 62,6 11 582 3658 3962 — Sulzer Turbo.
Mars 100S 10 965 1994 32,5 — 488 8568 68 14 539 2774 3322 — Solar.
7 11 000 1970 24,8 925 493 6400 62,6 11 582 3658 3962 — Sulzer Turbo.
ГТУ-12 12 000 35,0 1033 426 6500 4 Пермские моторы (AO).
SB60−2 12 490 1981 29,6 — 465 5680 54,7 7400 3300 4500 5500 Mitsui Egineering.
MF-111A 12 610 1985 30,3 — 547 9660 22 5600 2300 2500 5460 Mitsubishi.
RLM1600 13 350 1989 35,4 751 488 6414 63,5 1463 3810 3658 European Gas Turbines.
PGT16 13 390 1989 35,2 — 493 7000 18 8100 2500 2800 6400 Nuovo Pignone.
DR60G 13 420 1990 35,7 756 487 7000 21,8 9449 3505 3200 — Dresser-Rand.
LM1600-PA 13 425 1989 35,7 743 487 7000 3,4 4572 2438 2134 6640 GE Marine&Industrial.
К" чС.
Продолжение таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
TG-1600 13 449 1989 35,8 743 487 7000 81,6 19 812 4267 4267 — Ste ward& Stevenson.
LM1600-PA 13 490 1989 35,9 763 487 7000 3,4 4572 2438 2134 — MTU GmbH.
LM1600-PA 13 520 1988 35,9 — 487 7000 90 18 100 3700 3700 — Thomassen S&S Int.
SB60−1 1 13 570 1988 29,7 — 492 6780 52 6900 3300 4500 — Mitsui Engineering.
H-15(i) 13 800 1990 30,9 — 550 9710 194,6 24 994 5791 10 973 — Hitachi.
MF-111B 14 570 1985 31,0 — 530 9660 22 5600 2700 2500 5900 Mitsubishi.
COBERRA 2000 14 580 1964 28,2 442 5500 22,7 6401 3048 3048 Cooper Rolls.
AVON 14 580 1964 28,2 — 442 5500 164,2 15 240 4115 4115 5000 Rolls-Royse.
GT151 14 760 — 29,7 1057 575 20,4 7315 3353 3048 — Hitachi Zosen.
ДЖ 59 ЛЗ 15 800 1989 30,0 870 363 3000 30 9500 3400 3820 — Заря (Машпроект).
АЛ-31 СТЭ 16 000 33,7 1167 540 5200 6,8 5100 2200 2200 Люлька-Сатурн (АО).
HK-39 16 000 1995 38,0 1203 443 3000 7,2 5700 2100 2000 — Николай Кузнецов.
1 Продолжение таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
ГТУ-16 16 000 37,0 1127 458 5500 5,4 Пермские моторы (АО).
ГТЭ-16 16 800 — 31,0 — 420 5100 66,2 1160 3200 3600 — тмз.
ТВ-1600 STIG 20 16 900 1991 39,7 735 470 7000 90,7 19 507 4267 4267 7600 GE Marine&Industrial.
TG-1600 STIG 20 16 900 1991 39,7 735 470 7000 90,7 19 507 4267 4267 Steward&Stevenson.
OGT 15 000 17 116 1995 35,0 1075 433 3000 122,5 19 812 3658 7315 5900 Orenda.
ДБ-90 17 500 — 35,5 1100 420 3000 25 9500 3400 3450 — Заря (Машпроект).
PG527(RA) 20 260 1958 26,6 975 521 5100 170 24 400 3400 3800 — Thomassen S&S Int.
LM 2500 21 870 1979 35,6 528 3000 3,9 1400 2200 2100 — Fiat Avio.
PGT25 2J910 198! 35,6 810 473 6500 27 8000 3000 3500 — Nuovo Pignone.
ЕМ5000РЕ 21 923 1973 35,6 :-ю 473 3000 4,7 6401 2134 2134 — MTU GmbH.
TG-2500 21 930 1973 35,7 827 542 3000 108,9 21 336 4267 4267 — Steward&Stevenson.
LM2500PE 21 960 1973 35,7 810 542 3000 140 16 500 4100 4100 — Thomassen S&S Int.
Продолжение таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
DR61 22 190 1986 36,0 818 536 5500 23,6 9144 3505 3200 — Dresser-Rand.
SB 120 23 000 1985 30,5 — 475 5070 90 9400 4400 6000 — Mitsui Engineering.
GT 10 SA-EV 24 630 1981 34,2 1112 534 7700 55 11 000 5400 5300 9350 ABB.
HK-37 25 000 36,4 1147 325 3000 9,9 6100 2200 2200 Николай Кузнецов.
FT-8 25 420 1990 38,1 — 443 3000 204 24 400 12 100 9100 9200 MAN GHH.
DR61G PLUS 25 980 1996 34,7 799 512 3000 22,7 9144 3505 3200 Dresser-Rand.
TG-2500+ 26 000 1996 34,7 799 511 3000 176,9 21 641 4145 4115 Steward&Stevenso ii IО. .0 l.'': A — V ' 1. i i 30ut MO 1 7C— -1100 4400 Thomassen S&S Int.
PG5371 (PA) 26 300 1988 28,9 957 487 5100 84 11 600 3300 3800 7250 Bharat Heavy Electricals.
Окончание таблицы 0.1.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13.
Рв5371 (РА) 26 300 1987 28,5 963 487 5094 258,6 35 052 5791 10 363 7250 вЕ Маппе&1пс1ш1-па1.
М85 001 26 300 1987 28,5 — 487 5094 85 11 600 3200 3700 — Ыиоуо Р1§ попе.
ЬМ2500-РН 8ТЮ 26 720 1986 39,6 807 500 3000 4,8 6401 2134 2134 9960 вЕ Маппе&1пс1и81:па1.
Н-25 26 770 1988 32,6 — 550 7280 254,5 35 052 5791 10 973 — НкасЫ.
МРТ-8 26 780 1994 38,7 — 464 5000 6,7 7000 2400 2400 — МНБиЫзЫ.
К — компрессорКС — камера сгоранияГТ — газовая турбинаК-У — котел утилизаторЭ — эжекторОК — обратный клапанРТ — регулятор температурыРО — регулятор отбора воды.
Рис. 0.2. Принципиальная тепловая схема, а лни-ТЭЦ с дожигающим устройством (ДУ,.
Коэффициент использования теплоты топлива в такой установке в зависимости от параметров газа и доли утилизируемой теплоты составляет 8090%. Существенным недостатком схемы является невозможность повышения тепловой мощности котла-утилизатора. Кроме того, в случае аварийного останова газовой турбины отпуск теплоты потребителям прекращается. Эти недостатки устраняются в схемах теплофикационных ГТУ с камерой дополнительного сжигания топлива перед котлом-утилизатором (см. рис. 0.2.).
При этом, утилизационные ГТУ могут быть выполнены по следующим схемам:
— дожигание топлива осуществляется в воздухе с последующим смешением продуктов сгорания с уходящими газами;
— дожигание топлива осуществляется в среде уходящих газов с добавлением воздуха;
— дожигание топлива осуществляется в уходящих газах.
На рис. 0.3. приведена принципиальная конструктивная схема котла-утилизатора ГТУ с дожиганием топлива. Выбор способа дожигания топлива в камере дожигания зависит от назначения установки, температуры газа перед турбиной и за ней, параметров теплоносителя и тепловой мощности котла-утилизатора. Для обеспечения автономной работы КУ необходимо его оснащения дутьевым вентилятором.
На рис. 0.4. показана конструкция дожигательного устройства, разработанного АО ТКЗ «Красный котельщик» для котлов-утилизаторов. Дожига-тельное устройство позволяет производить сжигание дизельного топлива или природного газа в потоке газов за газовой турбиной.
Специфические условия работы мини-ТЭЦ определяют особенности, отличающие их от традиционных ТЭЦ. К ним относятся:
Рис. 0.3. Котел-утилизатор с дожигающим устройством.
37 I.
1 + г + а. в + + +'+ + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + +.
Рис. 0.4. Конструкция дожигательного устройства.
— ориентация на конкретный локальный объект энергоснабжения с заданным графиком теплои электроснабжения, долей нагрузки горячего водоснабжения. Поэтому при расчете потребления топлива требуется учет неравномерности энергопотребления в суточном разрезе, недельном и сезонном разрезах;
— повышенные требования к качеству топлива и целесообразность проектирования на один вид топлива — природный газ;
— отсутствие необходимости сооружения распределительных устройств с повышающими трансформаторами. Близость потребителей и малая мощность генераторов позволяют осуществлять электроснабжение на генераторном напряжении;
— расположение мини-ТЭЦ вблизи потребителей предъявляет повышенные требования по обеспечению экологической безопасности.
Указанные специфические условия, в основном режимного характера, требуют от мини-ТЭЦ выполнения достаточно жестких требований по надежному обеспечению потребителей тепловой энергией Эти требования обеспечиваются комплексом мероприятий, включающих повышение надежности отдельных элементов и агрегатов систем теплоснабжения, применением различных способов резервирования, в частности функционального и временного. Примером реализации этих способов повышения надежности является использование баков-аккумуляторов горячей воды (АГВ) на мини-ТЭЦ с ГТУ.
На рис. 0.5. приведена принципиальная схема ГТУ-ТЭЦ с АГВ. Объем бака-аккумулятора определяется технико-экономическими расчетами с учетом надежности отдельных элементов ГТУ-ТЭЦ и режимов ее работы.
Рис. 0.5 Принципиальная схема мини-ТЭЦ с ГТУ и АГВ.
Конкретный выбор расчетной схемы ГТУ-ТЭЦ зависит от ряда факторов: величины присоединенной тепловой нагрузки и ее структуры, режимов теплопотребления, климатическими условиями, требуемой надежностью и т. п.
Как отмечалось ранее, мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ получили достаточно большое применение для теплоснабжения как коммунально-бытовых, так и промышленных потребителей /14,24,27,29,48, 60,79, 94/.
Так, например, с 1988 года в г. Коувола работает мини-ТЭЦ электрической мощностью 49 МВт с агрегатами типа М6 В и предназначена для теплоснабжения небольшого района. Отпуск горячей воды осуществляется от котла-утилизатора, в котором температура выхлопных газов понижается от 525 °C до 90 °C при температурном графике теплосети 50/115 °С. При этом коэффициент использования теплоты топлива превышает 85%. Мини-ТЭЦ имеет в своем составе бак-аккумулятор горячей воды с расчетной температурой 95 °C и емкостью 10 000 м³. Удельные капвложения в мини-ТЭЦ составили 810 марок ФРГ на 1 кВт (э). Структура капвложений следующая: ГТУ-36%- котлы-утилизаторы и насосы — 12%- аккумулятор — 5%- электрооборудование — 11%- автоматика — 4%- строительная часть — 12%- проектирование -5%. Число часов работы мини-ТЭЦ составляет 3800 — 4000 при 120−150 пусках в год. Анализ эксплуатационной надежности мини-ТЭЦ показал ее высокую надежность. Коэффициент готовности ГТУ-ТЭЦ по отпуску электроэнергии составил 95,7%, величина коэффициента готовности по отпуску теплоты не указан.
Среди разрабатываемых в России предприятиями ВПК энергетических ГТУ наиболее подготовленным к выпуску является двигатель НК-14Э Самарского АО «Моторостроитель», имеющий мощность 9,5 МВт (э) и обладающий достаточно высокой экономичностью. При достаточно высокой мощности, умеренных габаритах и весе (см. табл. 0.1.) энергоагрегат НК-14Э позволяет создавать на его базе модульные мини-ТЭЦ. При участии автора диссертации было разработано технико-экономическое обоснование строительства мини-ТЭЦ электрической мощностью 19 МВт (э) и тепловой мощностью 25,5 МВт (т) для энергоснабжения промышленной и социальной инфраструктуры предприятий РАО ГАЗПРОМ и климатичеслх условий г. Тольятти /72/. Принципиальная схема мини-ТЭЦ аналогична схеме рис. 0.1.
При температуре наружного воздуха +15 °С агрегат имеет следующие характеристики:
— электрическая мощность — 9,5 МВт;
— расход газов после ГТУ — 40,1 кг/с;
— температура газов после ГТУ — 477 °C;
— температура газов после котла-утилизатора — 120 °C;
— тепловая мощность котла-утилизатора — 15,6 МВт.
При температурном графике теплосети 130/70 °С и расчетной присоединенной тепловой нагрузке 35 МВт (т), расход сетевой воды составил 166,5 кг/с, при этом диаметр трубопровода прямой сетевой воды составил 350 мм.
При расчетном годовом отпуске теплоты 94 094 Гкал и полезном отпуске электроэнергии 151 400 МВт-ч с учетом режимов тепло потребления и климатических условий годовой расход топлива составил 5845 2,5 т у .т.
Для покрытия максимальных тепловых нагрузок пред. мотрено сжигание дополнительного топлива в камере дожигания с максимальной мощностью 5,2 МВт. Потребный расход топлива на дополнительное сжигание составил 35,5 т у.т.
Капиталовложения в мини-ТЭЦ, определенные техник тим проектом КБ «Лазурит» (г. Нижний Новгород) составили 56,65 млн. р • и. (не деноминированных).
В результате разработки и анализа инвестиционного проекта с использованием методических положений, изложенных в главе 1, тстоящей диссертации, получены следующие интегральные показатели мпк .-ТЭЦ:
— индекс доходности 1,27;
— внутренняя норма доходности по проекту 0,23;
— дисконтированный срок окупаемости инвестиций — 2,8 лет.
0.3. Анализ выполненных исследований по оптимизации параметров и определению эффективности мини-ТЭЦ
В связи с широким распространением мини-ТЭЦ в развитых странах мира и наметившейся тенденцией строительства мини-ТЭЦ в России этой проблеме посвящено много работ /14,24,27,29,32,33,56/.
Зарубежные публикации по проблеме, как правило, посвящены вопросам лицензирования строительства мини-ТЭЦ, законодательным и правовым аспектам, взаимоотношениям с энергетическими компаниями и обеспечения их минимального воздействия на окружающую среду. Отечественные публикации в большей степени посвящены исследованиям топливной и общей эффективности мини-ТЭЦ по сравнению с традиционными системами теплоснабжения /1,2,4,6,7,12,32,33,48,50,51,56/.
Анализ зарубежных работ /74−76,79,89,97,101,105,107,108/ показывает, что, как правило, установки мини-ТЭЦ выполнены по простейшему термодинамическому циклу, с простой тепловой схемой.
В составе теплофикационной мини-ТЭЦ для обеспечения надежности работы котел-утилизатор оснащается камерой дожигания. В схемах без камеры дожигания, как правило, устанавливается бак-аккумулятор горячей воды.
В установках, используемых для нужд промышленного теплоснабжения, в их схемах аккумуляторы не предусматриваются. Это объясняется равномерным графиком теплопотребления. Однако почти все установки этого типа оснащены камерой дожигания.
В ряде зарубежных работ, посвященных вопросам повышения эффективности применения мини-ТЭЦ, отмечается, что главным направлением является обеспечение надежности их работы /77,92,99,100/. Это достигается высокой автоматизацией установок, совершенствованием сервисного обслуживания, а также повышением тепловой эффективности установок за счет выбора экономически наивыгоднейших параметров. Так большинство газотурбинных мини-ТЭЦ выполнены с начальной температурой газа перед турбиной до 1300 °C. Ведутся проработки по повышению этой температуры до 1600 °C за счет использования более жаропрочных сталей с совершенствованием системы охлаждения лопаток и применения керамических материалов /78,103/. Все это приводит к снижению удельной металлоемкости основного оборудования. Другим важным параметром ГТУ, требующим экономического обоснования, является степень повышения давления воздуха в компрессоре. Следует отметить, что работа мини-ТЭЦ с КУ с камерой дожигания в режимах слежения за нагрузкой оказывает влияние на выбор степени повышения давления. Однако в имеющейся литературе методов обоснования степени повышения давления с учетом этого фактора не приводится.
Среди работ, проводимых в России следует выделить работы ИНЭИ РАН, ВНИПИЭНЕРГОПРОМА, Самарского и Саратовского технических университетов.
В работах ВНИПИЭНЕРГОПРОМА рассмотрены технические аспекты создания мини-ТЭЦ. Отмечена необходимость установки газодожимной станции для повышения давления газа до 1 -2 МПа в зависимости от степени повышения давления газа в компрессоре. Отмечено, что наличие зоны отчуждения по условиям экологической безопасности ограничивает их применение в зонах городской застройки. В работах отмечены также трудности надстройки существующих котельных газовыми турбинами по условиям компоновки оборудования.
Применение конвертируемых авиационных ГТУ с собственной системой повышения давления газа позволяет решить проблему дожимных нагнетателей. Создание КУ требует разработки интенсифицированных поверхностей нагрева. В частности в совместных работах СГТУ, ТКЗ и ЗИО такие высокоэффективные комбинированные поверхности разработаны.
Перспективным направлением здесь является создание стандартных модулей, конструкция которых позволяет путем набора необходимого количества модулей утилизировать тепло уходящих газов ГТУ достаточно больших мощностей.
В /4/ предложено в качестве критерия тепловой эффективности мини-ТЭЦ использовать коэффициент системной эффективности использования топлива, представляющий собой отношение экономии топлива в системе от мини-ТЭЦ к величине отпуска теплоты потребителям. Утверждается, что этот критерий целесообразно использовать в экономических расчетах, т.к. его значение однозначно определяет топливную составляющую системного эффекта от применения мини-ТЭЦ. Отмечается также, что основными путями повышения тепловой экономичности является увеличение степени повышения давления в компрессоре до 24 и более и достижение температур газа перед турбиной 1150−1250 °С. Исследованиями установлено также, что при дорогом оборудовании мини-ТЭЦ (если удельные капиталовложения превышают затраты в замещаемые установки) коэффициент теплофикации оказывается ниже единицы. При более низких затратах в мини-ТЭЦ становится экономически целесообразным применение аккумулирования теплоты для покрытия графиков тепловых нагрузок. При этом важнейшим фактором, определяющим выбор числа часов использования установленной мощности является разность в приведенных затратах на выработку пиковой и базовой электроэнергии. Сравнительными расчетами установлено также, что системная эффективность мини-ТЭЦ на базе ГТУ примерно в 3 раза выше, чем при использовании паротурбинных установок.
В работах /60/ показано, что эффективность применения тепловых аккумуляторов в раздельных схемах энергоснабжения существенно ниже, чем в комбинированных. Максимум эффекта от применения аккумулятора теплоты и их оптимальная емкость определяются условиями достижения наибольшего числа часов использования установленной мощности. Специально проведенными исследованиями установлено, что газотурбинная часть мини-ТЭЦ должна выполняться по простейшей схеме без промежуточного охлаждения воздуха при его сжатии. В /2,6,7,27,29/ излагаются результаты схемно-параметрических исследований мини-ТЭЦ. В качестве критерия термодинамической оптимизации принят ранее приведенный коэффициент системной эффективности. На основе этого критерия разработаны методики оценки сравнительной эффективности различных схем мини-ТЭЦ. Определены оптимальные степени повышения давления в компрессорах ГТУ мини-ТЭЦ. Показано, что при степенях повышения давления выше 20 целесообразным является применение промежуточного охлаждения воздуха. Исследованы вопросы возможности применения впрыска пара в камеры сгорания ГТУ. Указано, что при отсутствии возможностей полного использования теплоты конденсации паров из уходящих газов впрыск пара снижает тепловую эффективность мини-ТЭЦ и должен быть ограничен минимальной по экологическим соображениям величиной. Наличие впрыска пара приводит к возрастанию оптимальной степени повышения давления. При близких к оптимальным параметрам теплофикационных ГТУ (степень повышения давления около 20 и температуре газа около 1100 °С) использование частичного энергетического впрыска пара в камеру сгорания для регулирования мощности в периоды провала графика тепловых нагрузок обеспечивает существенную экономию топлива в системе.
Большой комплекс работ в обоснование схем, параметров и технико-экономической использования мини-ТЭЦ для энергоснабжения проведен коллективом исследователей Самарского и Саратовского технических университетов. В работах /4,32,33/ излагаются методологические аспекты оценки экономической эффективности мини-ТЭЦ в системах энергоснабжения. В отличие от других подходов в качестве критерия оценки эффективности принимается интегральный сравнительный экономический эффект. При этом разработаны методические основы учета таких важнейших факторов как условия финансирования строительства энергообъекта, режимов работы установок как в суточном, так и в годовом разрезах. Разработаны соответствующие методики расчета показателей надежности энергетических установок и систем. Кроме того, эффективность мини-ТЭЦ определяется с учетом экологических факторов и потребления различных видов ресурсов. Такой комплексный системный подход позволяет авторам проводить оптимизационные исследования схем и параметров мини-ТЭЦ.
В частности, в /33/ разработаны методические положения учета режимов работы установок малой и средней мощности и климатических факторов при определении расходов топлива. Расчетами установлено, что учет действительных факторов работы установок приводит к росту затрат на топливо на 3−5%. Весьма важным вопросом является обоснование схем и параметров отпуска теплоты от мини-ТЭЦ. Так, расчетными исследованиями установлено, что для мини-ТЭЦ оптимальным является температурный график 95/70 °С. Следует отметить, что в Германии для установок такого класса принят более высокий уровень температур 105/70 °С. Проведенные авторами /59,65/ исследования по оптимизации параметров газовой части мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, оснащенными камерами дожигания показали, что режим работы камеры дожигания оказывает влияние на выбор оптимальной степени повышения давления. Оптимальная степень повышения давления в компрессоре оказывается выше чем оптимальная по максимуму работы и ниже чем оптимальная по максимуму КПД. Проведены также исследования по влиянию параметров ГТУ в составе мини-ТЭЦ на условия работы камеры дожигания по кислородному балансу газового тракта, определены параметры, при которых возможно использование камер дожигания без подачи дополнительного воздуха.
Аналитический обзор выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности показывает, что комплексных исследований по этой проблеме не проводились. Все исследования носят частный характер, не увязаны единой методологией. Поэтому результаты носят предварительный характер.
0.4.
Цель и задачи исследования
.
Аналитический обзор выполненных работ по схемам, параметрам, режимам работы и оценке общей эффективности мини-ТЭЦ показывает, что проблема создания и функционирования установок на базе теплофикационных ГТУ представляет собой сложный комплекс задач. Факторами усложняющими решение этих задач являются:
— отсутствие в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке;
— недостаточная теоретическая проработка вопросов создания мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ, проявляющаяся в неразработанности теоретических положений оценки действительной экономии топлива в системе с учетом реальных режимов работы и климатических факторов;
— практически отсутствуют теоретические положения и практические рекомендации по вопросам расчета и обеспечения надежности теплоэнерго-снабжения от мини-ТЭЦ;
— требуют решения вопросы оптимизации режимов работы мини-ТЭЦ, коэффициента теплофикации на мини-ТЭЦ с теплофикационными ГТУ;
— необходимо совершенствование методов технико-экономического анализа мини-ТЭЦ в новых экономических условиях;
Анализ выполненных исследований по проблеме показал также направление совершенствования систем теплоснабжения путем сочетания преимуществ централизованного и децентрализованного способов теплоснабжения. Это достигается созданием комбинированных теплоснабжающих систем как на базе существующих ТЭЦ и КЭС, так и вновь проектируемых теплофикационных систем.
Теоретическое обоснование и технико-экономическая целесообразность создания таких систем отсутствуют.
Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой теоретических вопросов оценки тепловой и топливной эффективности мини-ТЭЦ в составе комбинированных систем теплоэнергоснабжения, расчета и обеспечения надежности теплоснабжающих систем на базе мини-ТЭЦ, а также разработкой практических рекомендаций по эффективному использованию мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ в системах теплоснабжения.
Целью настоящей работы является определение эффективности комбинированных систем теплоснабжения на базе районных ТЭЦ и мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ.
Основными задачами, подлежащими решению, являются:
1. Разработка показателей и методов расчета системной и топливной эффективности комбинированных систем теплоснабжения.
2. Разработка методов расчета и обеспечения надежности комбинированных энергоустановок ТЭЦ, мини-ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ и комбинированных систем теплоснабжения.
3. Разработка математической модели и проведение расчетно-теоретических исследований мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах комбинированного теплоснабжения с учетом режимных и климатических факторов.
4. Определение технико-экономической эффективности комбинированных систем теплоснабжения и рациональных областей их применения.
Выводы.
1. Разработана экономико-математическая модель комбинированных теплоснабжающих систем, включающих районные ТЭЦ, покрывающие тепловую нагрузку горячего водоснабжения, и мини-ТЭЦ на базе утилизационных ГТУ, покрывающие отопительную нагрузку, учитывающая режимные и климатические условия работы системы, условия финансирования и инвестиционные издержки создания комбинированных систем, а также требования по надежности теплоэнергоснабжения потребителей.
2. Разработаны теоретические положения расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности комбинированных теплоснабжающих систем. По с равнению с традиционными комбинированные системы обеспечивают 30% годовой экономии топлива за счет обеспечения наиболее эффективных режимов работы как районных ТЭЦ, так и мини-ТЭЦ.
3. Предложен метод расчета показателей надежности комбинированных систем теплоснабжения с учетом реальных условий их функционирования, позволяющие определять оптимальную структурную схему и способы обеспечения заданных показателей надежности теплоснабжения.
4. Разработана методика расчета показателей надежности ТЭЦ с учетом структурной схемы, способов резервирования и режимов работы. Определены взаимозависимые показатели надежности по отпуску электрической и тепловой энергии. Показано, что применение структурного и функционального резервирования обеспечивает нормированные значения показателей надежности по отпуску тепловой энергии. Вместе с тем, система транспорта тепловой энергии в традиционных теплоснабжающих системах не обеспечивает требуемых показателей надежности.
5. Предложена методика расчета показателей надежности мини-ТЭЦ на базе утилизационных ГТУ в системах комплексного теплоснабжения. Выявлено влияние схемных и конструктивных решений утилизационного ГТУ на показатели надежности мини-ТЭЦ. Установлено, что оснащения котлов-утилизаторов ГТУ камерами дожигания позволяет обеспечить требуемые показатели надежности по отпуску теплоты для нужд отопления.
6. Разработана вероятностная модель определения предельной мощности мини-ТЭЦ в составе комбинированных систем теплоснабжения исходя из условия выполнения требований надежного теплоснабжения.
Предельная тепловая мощность мини-ТЭЦ на базе утилизационных ГТУ составляет 40−45 МВт в зависимости от структурной схемы мини-ТЭЦ показателей надежности элементов утилизационных ГТУ и способов резервирования.
7. Разработана математическая модель расчета характеристик утилизационных ГТУ с учетом реальных режимных и климатических факторов, а также конструктивных особенностей ГТУ. Рассчетно-теоретическими исследованиями установлено влияние режимов работы мини-ТЭЦ в составе комбинированных систем теплоснабжения. Математическая модель расчета характеристик утилизационных ГТУ позволяет проводить оптимизацию схем, параметров и режимов работы мини-ТЭЦ.
8. Определена экономическая эффективность мини-ТЭЦ на базе агрегатов НК-14Э в составе комбинированных систем теплоснабжения. Выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Срок окупаемости инвестиций в создание мини-ТЭЦ составляет 3,4−4,2 года при величине внутренней нормы доходности 17,1 -ИЗ % в зависимости от исходных технико-экономических данных. Показано, что на экономические показатели мини-ТЭЦ определяющее влияние оказывают режимы работы, условия финансирования и капиталовложения мини-ТЭЦ.
