Главная › Новости

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных

Опубликовано: 30.09.2018

с.н.с. B. C. Дубинин; с.н.с. К.М.Лаврухин, МАИ

(Продолжение, начало, в журнал "Новости теплоснабжения" № 4 2002 г.).

Котельные могут обеспечить Россию электроэнергией с меньшей затратой газа, автономно от электрических сетей РАО «ЕЭС России».

Фирма «Wartsila Diesel Oy» с 1993 года построила 84 энергоустановки суммарной мощностью 286000 кВт из модуей единичной мощностью 1000, 3000, 3000, 4500 и 5000 кВт. Эти электростанции работают бесперебойно; некоторые с полной нагрузкой в течение более чем 6500 часов. В США и Западной Европе используются «Блок – ТЭЦ».

Такие источники децентрализованного теплоснабжения могут конкурировать с системами централизованного теплоснабжения.

В России уже появились публикации с технико-экономическими расчетами о целесообразности использования мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей газообразного топлива (часто неправильно именуемых в энергетической литературе дизелями), переделанных из дизелей, вместо котельной. При этом выбирались для расчета устаревшие марки двигателей газообразного топлива, ранее широко использовавшихся в газовой промышленности, а результаты революции в дизелестроении, приведенные ниже, не были замечены. Например, двухтактные двигатели для этой цели малопригодны, т.к. быстро снижают мощность при увеличении противодавления на выхлопе, что не всегда дает возможность использовать существующие в котельных котлы для утилизации тепловой энергии выхлопных газов, и имеют высокий удельный расход топлива на частичных нагрузках. Четырехтактные газовые двигатели менее чувствительны к противодавлению на выхлопе: например, согласно инструкции по эксплуатации дизель-генератора агрегата ДГА-200Т/400ДК, оснащенного четырехтактным дизелем 1Д12В-300, допускается повышение противодавления на выхлопе этого двигателя – 950 мм водяного столба без изменения его мощности. Четырехтактные двигатели малочувствительны к изменению нагрузки, так, в соответствии с ГОСТ 10150-82, при снижении нагрузки до 50%, удельный расход топлива возрастает менее чем на 5%.

Энергетики заметили революцию, произошедшую в газотурбостроении, связанную с применением газоохлаждаемых лопаток. Сейчас многие их надежды связаны с ГТУ. Данной статьей авторы обращают внимание энергетиков на революцию, произошедшую за последние 20 лет в создании поршневых двигателей. Авторы предполагают, что последствия этой революции именно для энергетики России, наиболее широко использующей газовое топливо, могут быть глубокими.

В энергетике всегда считалось аксиомой, что с увеличением удельной мощности оборудования, улучшаются его удельные параметры. Для поршневых двигателей это неверно. Еще К.Э.Циолковский теоретически предсказал, что удельная металлоемкость поршневого двигателя (в терминологии, принятой в авиации, которой пользовался Циолковский – удельный вес) уменьшается с уменьшением диаметра цилиндра. Дальнейшее развитие двигателестроения подтвердило его правоту. Удельный расход топлива поршневых двигателей газообразного топлива при мощности одного цилиндра более 15 кВт практически не зависит от мощности. В практике двигателестроения известны двигатели с числом цилиндров от одного до сорока восьми. Как показал анализ писем заводов-изготовителей в ответ на запрос МАИ, стоимость 1 кВт установленной мощности дизелей не имеет корреляционной связи с мощностью. Таким образом, мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей может быть эффективна уже при единичной мощности более 15 кВт. Это означает, что при создании мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей не только целесообразно иметь свою мини ТЭЦ каждому предприятию, но и иметь несколько мини ТЭЦ на одном предприятии.

Единственным препятствием децентрализации производства электроэнергии на таких мини ТЭЦ может быть увеличение штатного коэффициента, т.е. рост количества обслуживающего персонала на 1 МВт мощности и, соответственно, фонда зарплаты. Но уже при электрической мощности ТЭЦ более 300 кВт зарплата обслуживающего персонала составляет менее 10% эксплуатационных расходов. С другой стороны, современный уровень автоматизации поршневых двигателей и уровень развития вычислительной техники позволяет обслуживать несколько мини ТЭЦ одному оператору. Все это означает, что в случае конкурентоспособности поршневых мини ТЭЦ с существующими паросиловыми установками ТЭЦ хотя бы в области полупиковых нагрузок (на самом деле такой конкуренции в Европейской части России нет из-за острого дефицита маневровой мощности), в условиях активно проводимой РАО «Газпром» полной газификации центра России реален вариант возникновения параллельной электрогенерирующей системы, объединенной не ЛЭП, а газовыми трубами, уже существующей и развивающейся Единой системы газоснабжения (ЕСГ). В этой связи с учетом Российского опыта системных исследований в энергетике сравнить надо две системы: существующую Единую электрическую энергосистему (ЕЭС) и гипотетическую Единую систему газоснабжения и генерации механической и электроэнергии (ЕСГГМЭ). Авторы в данной статье ставят задачу забить первый колышек в решении этой проблемы и надеются, что ученые из научной школы академика Л.А.Мелентьева сумеют развить это направление.

Сравнение ЕЭС и ЕСГГМЭ

Начнем с их линейной части, с учетом того, что для ЕСГГМЭ линейной частью является существующая ЕСГ, а ТЭЦ ЕЭС работают в комплекте с теплосетями.

Протяженность высоковольтных сетей напряжением 110 кВ и выше на территории России – 440 тыс. км.

Протяженность газопроводов на территории России – 148,9 тыс. км (только по ОАО «Газпром»).

Протяженность теплосетей (без распределительных сетей) на территории России – 260 тыс. км.

Количество аварий на 1000 км в год:

• газопроводов – 0,5-1,5;

• внутригородских газовых сетей – 9,5;

• кабельных внутригородских линий электропередач (6-10 кВ) – 61;

• линий электропередач – 0,8-15;

• теплосетей – 260-820.

При дальнейшем развитии ЕСГГМЭ она охватит не только промышленные предприятия, но и другие объекты теплоснабжения, включая большую часть децентрализованного теплоснабжения. Это приведет к вытеснению теплосетей. Поэтому, хотя значительная часть теплосетей не имеет отношения к ТЭЦ, они здесь рассматриваются целиком. Сравнение явно не в пользу ЕЭС и теплосетей. Отметим, что рассматриваются только аварии ЛЭП. Кратковременные нарушения электроснабжения (мигания) в течение долей секунды являются элементом нормальной работы ЛЭП (срабатывает автоматика защиты ЛЭП от замыканий). Но от этого потребителям не легче: газовые котлы в котельных встают, возникающие при аварийной остановке сетевых и питательных насосов гидроудары часто разрушают трубопроводы и оборудование в котельной. В ЕСГ в принципе не может быть кратковременных перерывов подачи газа вследствие большой емкости трубопроводов. Наличие газохранилищ обеспечивает покрытие сезонной неравномерности газопотребления (коэффициент сезонной неравномерности газопотребления 1,3-1,75). Это означает бесперебойную подачу газа потребителям в течение месяца после прекращения подачи газа из магистрального трубопровода, например, из-за аварии, в то время как при аварии в ЕЭС подача электроэнергии прекращается мгновенно. Таким образом, сравнение надежности 2-х систем энергоснабжения показывает явные преимущества гипотетической ЕСГГМЭ по сравнению с существующей ЕЭС.

Сравним теперь генерирующие части этих систем.

Прежде всего надо отметить, что в ЕСГГМЭ, в отличие от ЕЭС, значительная часть механической энергии будет вырабатываться относительно малоразмерными поршневыми двигателями, непосредственно приводящими заводское и котельное оборудование (естественно, только крупных потребителей механической энергии: центробежные насосы, вентиляторы, компрессоры и т.д.). Это означает экономию не только энергоресурсов, обусловленную исключением двойного преобразования энергии с КПД<1 (механическая – электрическая – механическая), но и экономию затрат на 1 кВт установленной мощности (исключаются электрогенераторы, электродвигатели, а медь нынче дорогая). На предприятиях, имеющих пневмотранспорт (пром. стройматериалов – цемент, пищевая промышленность – мука), компрессорная является основным потребителем электроэнергии. На машиностроительных предприятиях более 10% электроэнергии используется для производства сжатого воздуха. Естественно, в рамках ЕСГГМЭ эти компрессоры должны приводиться в движение газовыми поршневыми двигателями внутреннего сгорания, либо паровыми машинами. То же самое можно сказать о насосах, работающих в котельных, основную часть электроэнергии в котельных потребляют наиболее мощные из них.

Сравним теперь производство электроэнергии в рамках ЕСГГМЭ и на тепловых электростанциях (ТЭС) ЕЭС. И там и здесь она вырабатывается путем вращения тепловым двигателем электрогенератора.

Революция в поршневом двигателестроении, произошедшая за 20 лет, может быть проиллюстрирована на примере.

Удельный расход условного топлива паровых конденсационных ТЭС, даже наиболее экономичных, работающих при сверхкритических параметрах пара (Костромская и Среднеуральская ГРЭС), находился на уровне 315-316 г/кВт . час в 1983 году, когда они еще не привлекались к регулированию переменной части графика электрической нагрузки, что приводит к снижению их экономичности. Такой удельный расход топлива соответствует КПД 39%.

Что касается меньшего удельного расхода топлива на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), то он обусловлен только тем, что, при принятом физическом методе разнесения затрат на электроэнергию и тепловую энергию, все преимущества комбинированной выработки электрической и тепловой энергии относятся на электроэнергию. Точно так же можно посчитать удельный расход топлива на мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей. Таким способом подсчитанный удельный расход у мини ТЭЦ будет еще меньше, чем у паротурбинных ТЭЦ, вследствии большой экономичности поршневого газового двигателя внутреннего сгорания, показанной ниже.

Удельный расход условного топлива даже у устаревших газовых двигателей, например, Г-68 образца 1969 года, составляет 359 г/кВт.час.

А, с учетом КПД электрогенератора СГД2М-17-44-16УХЛ4 0,954%, удельный расход условного топлива 376 г/кВт.час.

Средний удельный расход условного топлива по конденсационным электростанциям СССР в 1981-1983 годах был 327-328 г/кВт.час.

При потерях в сетях, которые в 1997 году уже достигли 13% и имеют тенденцию к росту, имеем примерно тот же удельный расход топлива на кВт.час непосредственно у потребителя электроэнергии.

Таким образом, даже мини ТЭЦ на базе очень старых двигатель-генераторов конкурентоспособны с конденсационными электростанциями, даже если не использовать тепло выхлопных газов.

Здесь надо пояснить, что конденсационный цикл предусматривает выброс 60% тепла сгоревшего топлива в атмосферу через градирни. После двигателя внутреннего сгорания (ДВС) может быть установлен котел-утилизатор, не влияющий на экономичность двигателя, в чем его принципиальное отличие от паровой турбины с противодавлением. Таким образом, расход газа снизится, т.к. горячее водоснабжение и часть отопительной нагрузки возьмет на себя котел-утилизатор, в котором сжигание дополнительного газа не производится.

Если же говорить о более (80-е годы 20 века) современных двигателях, например, Брянского машиностроительного завода, то КПД двигателей-генераторов на их основе 50%. Таким образом, с этими малооборотными двигатель-генераторами не могут конкурировать по удельному расходу условного топлива даже самые лучшие ТЭС на сверхкритических параметрах пара.

Главным содержанием упомянутой революции в двигателестроении было применение современных технологий обработки их деталей, что дало ресурс до первого капитального ремонта даже среднеоборотных дизелей до 80 тыс. часов, при переходе на газ он должен увеличиться еще в 1,5-2 раза. Еще в 1975 году ресурс до капитального ремонта этого же двигателя был 20 тыс. часов.

Обычно закладываемый ресурс энергетических установок до капитального ремонта – 100-200 тыс. часов. Малооборотные судовые дизели образца 1980 г., работающие практически на мазуте, имеют ресурс до капитального ремонта 120 тыс. часов. Указанные выше значения ресурсов ДВС были достигнуты технолого-конструкторскими мерами. Очень большие резервы увеличения ресурса дают новые подходы к эксплуатации ДВС с применением технологии геоактивации узлов трения (ГУТ). Так, на ДВС экспериментально получено снижение скорости изнашивания втулок цилиндров в 3-4 раза, а вкладышей шатунных подшипников – в 12-13 раз. Таким образом, не очень дорогим методом (добавка в смазочное масло 0,2-1% модификатора) можно увеличить ресурс ДВС в несколько раз. Ресурс до капитального ремонта самых современных паротурбинных установок (ПТУ) за рубежом – 100 тыс. часов. Многолетние статистические исследования результатов эксплуатации отечественных турбин ТЭЦ (25 штук Т-100-130 и 15 штук Т-250/300-240) показали, что из-за эрозионных повреждений ресурс рабочих лопаток последних ступеней составляет в среднем только 50 тыс. часов.

Капитальный ремонт часто запускаемой ПТУ осуществляется через каждые 3 года, а это даже при непрерывной работе – 24 тыс. часов.

Здесь целесообразно упомянуть о ресурсе газотурбинных установок (ГТУ), о которых будет сказано ниже.

Для некоторых Российских ГТУ достигнутая наработка без капитального ремонта – 30-35 тысяч часов; средняя наработка между капитальными ремонтами, конечно, меньше. За рубежом расчетный срок службы лопаток турбин установлен, и он равен 50 тыс. часов. Однако срок службы этих и других высокотемпературных компонентов ниже расчетного.

Тут надо отметить, что ресурс как ПТУ, так и ГТУ определяется повреждениями лопаток, а не износом узлов трения, как в ДВС. Это означает, что упомянутая выше технология ГУТ не даст при применении в турбинах заметного эффекта, в отличии от ДВС.

Таким образом, произошедшая в конце 20 века техническая революция в области поршневых двигателей внутреннего сгорания сделала их конкурентоспособными по техническим параметрам как с ПТУ, так и с ГТУ. Однако Программа развития ЕЭС России до 2010 года, разработанная по заданию РАО «ЕЭС России», предусматривает строительство и реконструкцию электростанций с ПТУ и ГТУ, причем для наиболее относительно прогрессивных электростанций с ГТУ (включая парогазовые установки) к 2010 году составит всего 8,5%. При этом, все это строительство и реконструкцию будут оплачивать предприятия-покупатели электроэнергии через инвестиционную и амортизационную составляющие тарифа. Возникает естественный вопрос, а не дешевле промышленному предприятию, муниципальному предприятию городских электрических сетей и т.д. построить собственную электростанцию. Да, дешевле, поскольку удельная стоимость даже импортных газовых электростанций с поршневым двигателем и ресурсом до 200 тыс. часов – 250-900 долларов/кВт, в то время как бывший глава РАО «ЕЭС России» А.Ф.Дьяков, профессиональный энергетик, писал в 1995 году, что удельная стоимость российских электростанций, в значительной степени выработавших свой ресурс, – 800 долларов/кВт. Средняя установочная стоимость электростанций по России – 1600 долларов/кВт.

В информации, присланной в 1994 году по запросу МАИ четырнадцатью моторостроительными заводами России, указана стоимость 1 кВт электростанции на базе ДВС: от 80 до 300 долларов США. Удельная стоимость газовой конденсационной электростанции на конец 2000 года – 860 долларов/кВт.

В России генерирующие мощности, отработавшие парковый ресурс к 2000 году, составят 50 тыс. МВт, а к 2005 году достигнут 80 тыс. МВт или 45% существующих установленных мощностей.

На большинстве энергоблоков ЕЭС выработан расчетный ресурс, а на многих подошел или близок к исчерпанию парковый ресурс. К 2005 году мощность отработавшего парковый ресурс оборудования составит 49% установленной мощности. Стоимость его ремонта и замены оплачивается и будет оплачиваться потребителями электроэнергии через достаточно высокий тариф на электроэнергию.

Дело в том, что действующие тарифы в значительной мере являются следствием неправильных решений относительно структуры генерирующих мощностей и мощности межсетевых связей. Еще в 1970 году академик Л.А.Мелентьев со своими соратниками начал писать о необходимости создания в Европейской части России специальных маневренных электростанций и продолжал в последующие годы. Не послушали, и теперь Европейская часть России перегружена базовой генерирующей мощностью, а график нагрузки продолжает разуплотняться (в две-три смены никто не работает). В график регулирования нагрузки вынужденно втягиваются даже блоки со сверхкритическими параметрами пара, для этого не предназначенные, что приводит к их быстрому износу.

В этих условиях действующие тарифы еще очень низки благодаря тому, что электростанции приобретают основное их топливо – природный газ – по ценам, которые в 7 раз ниже европейских. Согласно энергетической стратегии России до 2020 года, через 4 года газ для электростанций подорожает почти в 4 раза. При европейской цене на газ стоимость электроэнергии будет на 500% выше нынешней. Из этих данных можно понять, что в 2005 году электроэнергия будет почти в 3 раза дороже, даже если не оплачивать из тарифа на электроэнергию строительство и реконструкцию электростанций.

Единственный способ в этой ситуации обеспечить надежную работу предприятия при разумных затратах на энергоресурсы – это надеяться на собственные силы и создавать мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей. Развитие таких мини ТЭЦ на предприятиях, большинство которых работает в одну смену, приведет к уплотнению графика нагрузки в энергосистеме, т.к. при использовании дифференцированного тарифа предприятиям днем будет выгодно работать от мини ТЭЦ, а ночью использовать электроэнергию РАО «ЕЭС России». Получить разрешение на такой тариф теперь уже не проблема. Нужно только закупить серийно производимые трехтарифные счетчики. При желании той или иной ОЭС решить проблемы прохода максимумов электропотребления можно пойти по пути Франции, где к энергосистеме в пиковые часы подключаются резервные дизельные электростанции предприятий общей мощностью 500 МВт. Для этого нужно разрешение и соответствующая тарифная политика. Например такая, какая предусмотрена в США законом PURPA ct, принятом в 1978 году. По этому закону энергокомпании должны покупать электроэнергию у независимых производителей. Закон требовал, чтобы эта электроэнергия покупалась энергокомпаниями по той стоимости, по которой она производилась бы самими энергокомпаниями при сооружении ими новых энергоустановок, т.е. дороже, чем она производится в среднем по компании, т.к. новые энергоустановки всегда дороже старых. У нас же РАО «ЕЭС России» само устанавливает себе правила энергетического поведения, само их исполняет и само намечает планы осуществления своего понимания реформации Российской энергетики». Вернемся к Российским реалиям. Электростанции единичной мощностью до 1000 кВт считаются малыми, и они ни при каких условиях не должны работать параллельно с сетью. Что касается электростанции большей мощности, то наш 7-летний опыт показывает, что получение разрешения на работу параллельно с сетью нереально.

В такой ситуации все известные нам публикации о газотурбинных надстройках котельных электрической мощностью более 1000 кВт либо указывают на параллельную с электрической сетью работу электрогенераторов этих надстроек, либо о связи с сетью просто умалчивается.

Обеспечить частоту 50±0,2 Гц, какая должна быть в сетях, согласно ГОСТ 13109-87 (но не всегда бывает) ни один единичный классический тепловой двигатель не может. Такая точность поддерживается в сетях за счет работы Центрального диспетчерского управления РАО «ЕЭС России». Например, дизель-генераторы в установившемся режиме должны обеспечивать точность поддержания частоты ± 1% ( ± 0,5 Гц), а при сбросах и набросках нагрузки отклонение частоты может составлять ± 5%, согласно ГОСТ 13822-82.

 Сотрудниками научной группы МАИ «Промтеплоэнергетика» найден принципиально новый способ стабилизации тепловых двигателей дискретного действия, к каким, в частности, относятся поршневые двигатели всех типов. Этот способ обеспечивает поддержание частоты в указанных выше пределах (и точнее) и может быть использован на серийно выпускаемых двигателях с минимальными изменениями.

Таким образом, если надстроить котельную не газотурбинной установкой (ГТУ), а поршневым двигателем внутреннего сгорания (ДВС), работающим на газе, то можно вырабатывать электроэнергию автономно от сети. Тут нужно понять, где лежит граница целесообразности областей применения ГТУ и ДВС. Ниша мини ТЭЦ с ДВС (за рубежом они именуются блок-ТЭЦ) – это мощность менее 5 МВт.

Поэтому, если существует ниша для ГТУ электростанций, то она находится выше 5-22 МВт единичной мощности и 15-130 МВт мощности электростанций. В связи с этим возможен вариант ГТУ-ТЭЦ, работающий без связи с электрической сетью в микроэнергосистеме, которая включает в себя ГТУ-ТЭЦ, работающую параллельно с синхронным электрогенератором, приводимым в движение двигателем дискретного действия, например ДВС. При оснащении двигателей дискретного действия системой стабилизации частоты разработки МАИ, именно такой двигатель-генератор будет держать постоянную частоту в микроэнергосистеме, автоматически выполняя функции, которыми в РАО «ЕЭС России» занимается ЦДУ. Мощность такого двигатель-генератора должна быть равна всего лишь разности между максимальной и минимальной мощностью нагрузки рассматриваемой микроэнергосистемы.

Минимальная электрическая мощность уже микро ТЭЦ с ДВС – 1 кВт. В Дании начались испытания бытовой микро ТЭЦ электрической мощностью 1 кВт и тепловой – 4 кВт.

Авторам, к сожалению, не известны отечественные работы по сравнению мини ТЭЦ на базе ГТУ и ДВС. Очень незначительное число работ по мини ТЭЦ на базе ДВС посвящено их сравнению – в лучшем случае, с классической паротурбинной ТЭЦ или КЭС. Были проанализированы ГТУ-ТЭЦ и дизель-ТЭЦ, как децентрализованные источники тепло- и электроснабжения, но в отличии от других вариантов, подробно рассматриваемых в этой работе, в том числе ГТУ-ТЭЦ (надстройки над котельной), никаких данных по дизель-ТЭЦ (более правильное название – «газовый двигатель-ТЭЦ» или «блок-ТЭЦ» – в зарубежной литературе) не приведено.

Сравним ПГУ-STIG, создаваемую на ТЭЦ-28 Мосэнерго в качестве опытного образца с серийным двигатель-генератором БМЗ. КПД ПГУ-STIG на первом этапе – 43%, а мощность – 40 МВт. На втором этапе мощность примерно 60 МВт, а КПД – до 50%. Три серийных двигатель-генератора БМЗ по 22 МВт каждый дадут 66 МВт мощности при КПД 50%. Удельные капитальные затраты на ПГУ-STIG оцениваются в 220-250 долларов/кВт. Удельная стоимость двигатель-генератора БМЗ, по оценке завода, около 600 долларов/кВт. Но межремонтный ресурс, как уже сообщалось, более 120 тыс. часов, в то время как ресурс газотурбинной части ПГУ-STIG, вероятно, менее 30 тыс. часов, о чем уже писалось выше.

Характерно, что все чрезвычайно прогрессивные идеи, применимые к ГТУ, еще более эффективно можно использовать применительно к ДВС. Например, аналогом ПТУ-STIG является известное в ДВС применение тонко распыленной, а лучше перегретой воды, впрыскиваемой в цилиндр, что также повысит мощность и снизит эмиссию NOx. Теплонасосная установка здесь не потребуется: ДВС, в отличии от ГТУ и ПТУ, слабо теряет мощность при противодавлении и можно иметь воду с температурой 110 ° С, сконденсировавшуюся на выхлопе. Что касается газотурбинных надстроек с частичным окислением газа (ГТУ ЧО), то в ДВС это реализуется еще проще: газовый двигатель, работающий всегда с большим избытком воздуха, переводится на работу с его недостатком и полученные газы (полностью свободные от NOx, в отличии от ГТУ ЧО) дожигаются в топке котла без образования NOx. При этом при той же температуре сгорания, что и в обычном газовом двигателе, возрастает как мощность, так и ресурс.

Другие схемы ПГУ, о которых уже много писалось применительно к ПТУ, уже реализованы за рубежом на базе ДВС. Например, на электростанции «Wasa» два поршневых двигателя связаны в комбинированном цикле с паровой турбиной. На действующей электростанции «Wasa» мощностью 20 МВт достигнуто значение КПД 53,6%. Расчеты и пробные пуски показали, что для мощности 40 МВт достижимо значение КПД 57%.

(Окончание следует).