Энергосберегающие технологии Системы теплоснабжения Региональный опыт энергосбережения Повышение энергоэффективности теплосетей Развитие нетрадиционной энергетики

Реконструкция котельных № 2 и № 3 ОАО «Техуглерод» в ТЭЦ малой мощности позволила:

1) повысить надежность электроснабжения предприятия путем обеспечения электропитания от собственных генераторов, что создало условия для автономной работы «котельной - ТЭЦ» и снижения зависимости от энергосистемы;

2) повысить экономичность работы теплоисточника благодаря комбинированной выработке тепловой и электрической энергии, что дает возможность снизить себестоимость отпускаемой тепловой энергии и вырабатывать электроэнергию с тарифом меньшим, чем в энергосистеме.

9.5. Экономические факторы и условия эксплуатации газотурбинных электростанций

Извечный российский вопрос "Что делать?" сегодня довольно остро стоит перед специалистами электроэнергетики, энергетического машиностроения и жилищно-коммунального хозяйства страны.

Во всем мире топливно-энергетический комплекс и, в частности, электроэнергетика считаются достаточно привлекательными для вложений капитала и привлечения инвестиций. Однако при сегодняшнем многообразии точек зрения относительно возможных путей обновления и развития электроэнергетической отрасли и жилищно-коммунального хозяйства России непрофессионалам-инвесторам, желающим выгодно разместить свои средства, зачастую очень трудно определиться, какое именно направление наиболее эффективно и гарантированно обеспечит быстрый возврат средств.

Несмотря на кажущуюся простоту процессов производства и потребления тепла, опыт показывает, что у нас крайне мало специалистов, глубоко разбирающихся в вопросах выработки и потребления электрической и тепловой энергии (особенно, если речь идет не об отдельных домах или установках, а о проблемах муниципального и регионального уровня либо проблемах крупных предприятий). С достаточной долей уверенности можно сказать, что таких специалистов, способных в комплексе проанализировать энергетическую эффективность и энергетическую безопасность региона, оценить региональный баланс и эффект внедряемых работ, у нас очень мало, а во многих регионах их просто нет.

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

Сегодня везде и всюду говорят об изношенности основных фондов электроэнергетики и ЖКХ, о том, что необходимы инвестиции для их обновления и т.д., не сильно вникая при этом в суть энергопроблем.

В настоящее время в «большой» энергетике действительно наблюдается лавинообразный процесс старения оборудования. Однако можно смело утверждать, что в коммунальной энергетике проблема износа основных фондов стоит еще более остро. От решения данных проблем зависит не только энергетическая, но и национальная безопасность России.

В топливном балансе страны доля газа при выработке электроэнергии составляет сегодня 65 %. В жилищно-коммунальном хозяйстве 600 млн Гкал тепла ежегодно производят 68 тыс. котельных, как правило, работающих на газе. И пока цена газа будет оставаться самой низкой, какие бы форумы ни собирали угольщики или нефтепереработчики и как бы ни пытались они включить административный ресурс, рыночный механизм будет делать свое дело, а значит, все потребители топлива будут пытаться максимально использовать газ. С другой стороны, газ является не только наиболее дешевым, но и самым экологически чистым энергоносителем, поэтому даже при сегодняшних (и будущих) требованиях экологов он долго еще будет превалировать, а его удельная доля в процессе выработки электрической и тепловой энергии будет только расти.

Но насколько эффективно используется сегодня потенциал газа в энергетике и жилищно-коммунальном хозяйстве России?

Если ответить на данный вопрос с точки зрения котельщиков, то ответ будет вполне удовлетворительным. На электростанциях КПД газовых котлов находится на уровне 92-94 %. В случае, если котельные агрегаты ЖКХ поддерживаются на должном уровне, их КПД может быть ничуть не хуже этого показателя. А сторонники и лоббисты так называемых крышных котельных (как правило, очень современных и автоматизированных) могут привести и такой убедительный аргумент, что на их оборудовании КПД может составить более 100 %. Как ни странно, это на самом деле может быть.

Если вспомнить о потерях тепла при его транспортировке по магистральным и межквартальным трубопроводам, учесть стоимость объемов работ по их содержанию, то на первый взгляд покажется абсолютно правильной позиция противников централизованного теплоснабжения, утверждающих, что при техническом перевооружении и обновлении объектов жилищно-коммунального хозяйства крышным и местным котельным нет серьезной альтернативы.

Однако прежде чем сделать такой вывод, уместно задать вопрос: почему же тогда во многих промышленно развитых странах мира в законодательном порядке запрещено прямое сжигание газообразного топлива в топках котлов?

Кстати, это одна из причин, почему сегодня многие иностранные компании, специализирующиеся на производстве газокотельного оборудования, потеряв свой рынок на Западе, усиленно начали осваивать рынок нашей страны.

Вот тут-то и стоит вспомнить, что газ у нас сжигается не только для выработки тепла для коммунальных нужд. Еще больше его сжигается в топках котлов электростанций (с КПД до 94 %). Казалось бы, что еще нужно? А нужно помнить, что на ТЭС газ, как правило, в первую очередь, сжигается для выработки электроэнергии. И здесь вполне закономерно встает вопрос: какая же доля тепла от сгорания газа на ТЭС в конечном итоге превращается в электрическую энергию?

Известно, что КПД конденсационного цикла на наших ТЭС составляет всего 23-37 %. Существующая паротурбинная технология такова, что остальное тепло просто выбрасывается в атмосферу. А ведь это не только расточительство, но и тепловое загрязнение окружающей среды.

Что же делать? Выход, оказывается, давно известен. Это ТЭЦ, где определенная часть пара не доходит до конденсатора, а в виде тепловой энергии отправляется к потребителю. При этом КПД использования потенциала газа достигает уже 90 % и более.

Почему же тогда вся электроэнергия не вырабатывается по такой схеме? А дело в том, что даже в условиях нашей страны с ее суровым континентальным климатом нет необходимого числа потребителей для того колоссального объема тепла, которое можно было бы вырабатывать по теплофикационному циклу, сведя при этом к минимуму долю конденсационной выработки.

Энергосистема Республики Башкортостан, занимающая второе место после Москвы по количеству вырабатываемого тепла, в настоящее время всего лишь 25 % электроэнергии производит по теплофикационному циклу. Что же тогда говорить о некоторых других регионах России?

Если отечественная энергетика по степени охвата теплофикационными установками застыла на уровне 20-25 %, и существующая паротурбинная технология не позволяет эту границу передвинуть в сторону увеличения, то промышленно развитые страны Запада преодолели 50-процентный рубеж и имеют возможность продолжать увеличивать эту долю со всеми вытекающими отсюда последствиями. Так что же нам нужно предпринять, чтобы потенциал газа на российских ТЭС использовался не на 25-35 %, а хотя бы на 80-90 %)? Тем более, что Запад уже около тридцати лет идет по этому пути.

Здесь опять нужно вернуться к проблемам коммунальной энергетики, где также в больших объемах сжигается газообразное топливо. В этой отрасли потребление тепла, несмотря на отдельные кризисные явления в экономике, всегда будет стабильным, поскольку основным потребителем является население. Возникает вопрос, а почему бы не вырабатывать электроэнергию на этом рынке тепла, чтобы тем самым сократить удельную долю конденсационной выработки (с КПД 23-37 %) и увеличить долю электроэнергии, вырабатываемую по теплофикационному циклу (с КПД 80-90 %)?

Эффективность такого решения очевидна: полезной продукции в виде электрической и тепловой энергии будет вырабатываться в тех же объемах, что и ранее, однако газа при этом будет сжигаться в 1,5 раза меньше, а тепловое и экологическое загрязнение окружающей среды будет сведено к минимуму.

Но для этого коммунальщики должны перейти на совершенно иной уровень технологий, они должны начать строить электростанции и вырабатывать не только тепловую, но и электрическую энергию. Вопрос этот далеко не простой, как может показаться на первый взгляд. Пусть не обидятся представители ЖКХ, но их сфера сегодня еще не готова и не способна воспринять и реализовать идеи повышения эффективности использования энергии, поскольку в существующих условиях предприятиям ЖКХ гораздо легче доказывать необходимость повышения тарифов, чем заниматься новыми технологиями.

В этой ситуации энергетики, воспитанные в духе гигантомании советского периода, должны изменить свое отношение и вплотную заняться так называемыми «мелкими» проблемами коммунальной энергетики. Профессионально они для этого давно подготовлены.

Но, к сожалению, сегодня специалисты «большой» энергетики в вопросах энергообеспечения потребителей в основном ведут себя неадекватно требованиям времени. Иногда даже складывается впечатление, что не энергетики призваны оказывать услуги обществу, а наоборот, общество обязано жить под диктовку энергетиков.

Стоит только вспомнить, к примеру, процедуру получения технических условий и разрешения на подключение определенной нагрузки к существующим электрическим сетям.

Поэтому потребители давно уже вынашивают идею о собственных источниках энергии. Большинство из них пока просто не знает, с чего начать. А если энергетики и в дальнейшем будут продолжать бездействовать, то уже в недалеком будущем их мощности будут постепенно вытеснены зарождающимися мощностями малой энергетики. С этой точки зрения, им как высококвалифицированным специалистам давно пора выйти из состояния бездействия и возглавить данный процесс.

В настоящий момент необходимо признать, что российское общество постепенно перестает воспринимать область электро-, теплоэнергетики и газоснабжения как исключительную сферу действия естественных монополий. Появляются инициативные группы, предприятия и даже частные лица, которые рассматривают эти отрасли как бизнес и переходят к реальным действиям.

Поиски, многочисленные публикации на эту тему, давно назревшие проблемы в экономике, электроэнергетической отрасли и жилищно-коммунальном хозяйстве вплотную подвели общество в целом и руководителей как отдельных регионов, так и конкретных предприятий к принятию весьма эффективного на сегодняшний день решения, по сути своей являющемуся панацеей от многих вышеперечисленных проблем. Это решение, названное на Западе когенерицей, замечательно еще и тем, что эффект от его реализации обеспечивается не за счет перекачки средств из одной отрасли в другую, простого повышения цен и тарифов, а на основе грамотного использования естественных природных законов и внедрения научно-технических достижений.

Здесь, однако, необходимо отбросить многие старые подходы, когда считалось, например, что если планируемая тепловая мощность источника составляет более 500 Гкал, то должна строиться ТЭЦ, а если меньше –котельная. С подобным разделением можно было согласиться в 30-60-е годы, когда электроэнергия на ТЭС вырабатывалась только по паротурбинной технологии. Сегодня уже используются новые технологии, в которых рабочим телом цикла является не только пар, а непосредственно само топливо и, в частности, газ. Такой подход с успехом реализован в газотурбинных установках (ГТУ) и газопоршневых агрегатах (ГПА).

Достоинство последних, в отличие от паротурбинных, заключается в том, что процесс выработки электроэнергии начинается при температурах более 1000 °С, а не при температуре 500-550 °С. Таким образом, при сгорании газа в ГТУ и ГПА можно получить температуру рабочего тела порядка 1 500-1 700 °С. В этом случае эффективность использования потенциала газа более чем в 2 раза выше, чем при использовании паротурбинной технологии (хотя резервы повышения эффективности у нее полностью не исчерпаны).

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

Исходя из этих данных, нетрудно догадаться, что газы после ГТУ и ГПА способны еще не только нагреть сетевую воду до температуры 100-150 °С, но и вырабатывать пар с температурой около 500-550 °С. А вот как использовать энергию пара с температурой 30 °С – это уже вопрос. Поэтому огромное количество тепла, высвобождаемого при конденсации пара, сейчас просто выбрасывается с циркуляционной (охлаждающей) водой.

Как известно, пар образуется в котлах. Примерно 50 % тепла газа, сжигаемого в топке, уходит на превращение воды в пар. И это тепло, затраченное на парообразование, транзитом проходит через проточную часть турбины и затем выбрасывается. В ГТУ и ГПА рабочим телом является образующийся при сжигании топлива горячий газ, который после газовой турбины имеет настолько высокий потенциал (400-580 °С), что его очень легко утилизировать давно известными способами.

В принципе все, о чем здесь сказано, изложено в максимально упрощенном виде, чтобы была ясна общая суть рассуждений. Не требуется специального образования, чтобы понять, что для нагрева сетевой воды до 100-150 °С и горячей воды до 50-70 °С совсем необязательно иметь источник тепла с температурой более 1500°С. Для этого вполне достаточно, чтобы температура источника тепла была несколько выше температуры нагреваемой среды. А источник тепловой энергии с температурой около 1500 °С до этого еще способен произвести намного более ценную и универсальную продукцию, какой является электрическая энергия.

Очевидно, именно по вышеуказанным причинам во многих промышленно развитых странах мира прямое сжигание газообразного и жидкого топлива в топках котлов запрещено в законодательном порядке. И действительно, с точки зрения термодинамики, можно считать абсолютно неоправданным наличие рядом с магистральными трубопроводами тепловых сетей, идущих от ТЭЦ, современных автоматизированных котельных, сжигающих газообразное топливо.

В поведение потребителей, разумеется, вносит определенные коррективы и проводимая государством тарифная политика. Проблемы тарифной политики – это исключительно важная тема, заслуживающая подробного рассмотрения. Сейчас лишь отметим, что крайне необходимо, чтобы передовые технологии способствовали снижению тарифов, а тарифы, в свою очередь, стимулировали бы внедрение новых технологий.

После всех вышеуказанных аргументов и рассуждений затронем другую весьма актуальную для нас проблему – стоимость строительства.

Когда говорят о ПГУ, то, как правило, имеют в виду блоки мощностью 330-800 МВт и более. Чтобы построить блок ПГУ-450 МВт, необходимо привлечь инвестиций на сумму $250-500 млн. Срок окупаемости этих блоков при существующем уровне тарифов –15-20 лет. К настоящему времени в прессе появились сообщения о том, что удельная стоимость ПГУ-450 МВт Северо-Западной ТЭЦ составила более $1600, а следовательно, стоимость блока уже превышает $700 млн. С другой стороны, период строительства таких блоков составляет до 10 лет.

Принципиально ПГУ отличаются от ГТУ тем, что в ПГУ после газовой турбины установлен котел-утилизатор, вырабатывающий пар, который затем подается в паровую турбину. Если эта турбина типа "К" (конденсационная), то КПД использования потенциала газа может составлять 50-55 %. Если есть потребитель и имеется возможность отпуска ему отработавшего пара (турбины типа "Р" и "ПР"), то КПД использования топлива может достигать и 90 %. Если же используется паровая турбина типа "ПТ" или "Т", то есть с частичным пропуском пара в конденсатор, то КПД конкретной установки будет занимать промежуточное значение (50 < КПД терм < 90 %).

Таким образом, в каждом конкретном случае должно быть принято оптимальное решение.

А сколько сейчас в России насчитывается ТЭС и ТЭЦ, которые, отработав свой расчетный ресурс, ожидают решения собственной участи: быть или не быть? Ведь если такими темпами, как сегодня, будет идти строительство новых станций, страна в отдаленной перспективе может остаться без генерирующих мощностей.

В указанной связи представляется весьма привлекательным следующий путь реновации действующих газовых ТЭС: осуществить монтаж нескольких газовых турбин достаточной мощности, чтобы котлы-утилизаторы после ГТУ постепенно вытеснили существующие (отработавшие свой ресурс) газовые котлы, а остальные элементы схемы (паропроводы, паровая турбина, генератор, водоподготовка и электрическая часть) использовались бы по их прямому назначению, не требуя новых капитальных затрат.


Ветроэнергетика в России