Анализ теплоснабжения на примере Мосэнерго

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Экономика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

  • Введение
  • 1. Современное состояние теплоснабжения
  • 2. Анализ современного состояния АО «Мосэнерго»
  • 2.1 Общая характеристика
  • 2.2 Анализ основных показателей
  • 2.3 Выводы
  • 3. Варианты решения вопроса теплоснабжения
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

Население Земли в ближайшие 50 лет увеличится (по различным оценкам) с 6 до 12: 15 млрд. человек, что неизменно повлечет и существенное увеличение потребления энергии. В первую очередь, это рост производства электрической энергии как основы комфорта в быту и на работе, базы широко развивающейся информационной техники и любы систем автоматизации и организации труда. Другой областью безусловного экстенсивного роста будет транспорт, в первую очередь, авиационный и автомобильный с соответствующим увеличением объемов потребления топлива. Уже только эти две отрасли для своего развития требуют значительного увеличения объема соответствующих машиностроительных производств, дополнительных кадров и опять-таки энергетических затрат. Надо помнить, что, учитывая приведенные тенденции, высокоразвитые индустриальные государства согласились одной из главных задач начала XXI века считать энергосбережение во всех областях жизни и производства. Действительно, в последнее десятилетие в ряде стран при заметном росте валового национального продукта наблюдалось некоторое снижение потребления энергии (топлива). Этот опыт, конечно, будет учтен развивающимися странами, но, тем не менее, потребности Мира в энергии будут заметно расти.

При использовании термина «энергия» сейчас обычно понимают четыре составляющие:

— природное органическое топливо: основное (нефть, газ, уголь) и второстепенное по объему использования (сланцы, древесина и отходы быта и производств). Они идут на производство электроэнергии и механической работы (включая транспорт), на получение бытового и промышленного тепла (горячая вода и пар) и как сырье в промышленность;

— электроэнергия и тепло от атомных электростанций;

— электроэнергия от гидравлических электростанций;

— электроэнергия и тепло от так называемых возобновляемых источников энергии — ветряных, солнечных, геотермальных.

Преобразование энергии топлива (его теплотворной способности при сжигании в воздухе) в механическую работу обеспечивает комфортность нашей жизни и возможность работы большей части человечества. Механическая работа при этом понимается как приведение в движение любых объектов — от газонокосилок до автомобилей, самолетов и генераторов электрической энергии.

Как известно, из всей энергии, используемой населением Земли, 90% обеспечивается сжиганием органических топлив (угля — 28%, нефти — 39% и газа — 23%). Почти 10% от этого количества дают атомные и гидроэлектростанции и очень небольшую часть (доли процентов) — так называемые возобновляемые источники энергии — ветряные установки, солнечные, геотермальные и приливные электростанции. Безусловно, их роль будет расти, но, по прогнозам, даже к 2050 г. вряд ли превысит 2−3%. Иначе говоря, главными все-таки будут органические топлива.

Обеспечение электроэнергией и теплом в современном мире является основой благосостояния и развития общества и любого государства. Стабильность существования и возможность работы любых отраслей деятельности населения определяются, в первую очередь, безопасностью и надежностью систем теплоэнергетики. И подтверждением этому служат периодически проявляющиеся в различных регионах мира нарушения их работы, когда целые области остаются без электроэнергии, люди застревают на часы в метро и лифтах, замерзают системы отопления в домах и т. п.

Абсолютно ясно, что как экономические затраты на теплоэнергетику, так и ее воздействие на природную среду и самого человека необходимо предельно снижать. Для всего человечества это дело не только сегодняшнего дня, но и ближайшего будущего. Без громких слов и лозунгов надо просто работать для обеспечения возможности нормальной жизни наших детей, внуков, т. е. следующих поколений.

Жидкое топливо для транспорта (бензин, дизельное топливо, авиакеросин) пока останется основным, хотя человечеству необходимы и оно будет осваивать экологически более выгодные топлива: в первую очередь — основная часть природного газа, метан (в сжиженном виде), а затем и самое лучшее топливо — водород.

Природный газ — пока лучшее органическое топливо из широко используемых, так как в нем меньше углерода и больше водорода, чем в нефти, тем более, — в угле. Насущная задача техники ближайших поколений — обеспечение широкого использования таких топлив с максимальными коэффициентами полезного действия.

Все изложенное выше показывает, что стремление обеспечить достойное развитие будущего человеческого общества на Земле требует особо бережного расходования органических полезных ископаемых — основы современных топлив. При таком потреблении запас нефти может быть исчерпан в ближайшие десятилетия, и лишь чуть позже — природного газа. Это очень скоро остро поставит вопрос перед человечеством об их максимальной экономии.

Общей мировой тенденцией второй половины двадцатого века явился рост цен на тепловую и электрическую энергию, обусловленный ростом спроса и энергопотребления на производстве и в быту, повышением требований к комфортности жизни, с одновременным ограничением доступности топлива (нефти и газа) в связи с региональными военными конфликтами. Ярким примером кризиса такого рода стал энергетический кризис в Калифорнии (США) 2000 г.

Переходный период к рыночной экономике в России и других странах СНГ сопровождается резким увеличением тарифов на тепловую и электрическую энергию [1]. Как и другие отрасли российской промышленности в тяжелом положении находится энергетика в целом, и в частности, теплоэнергетика [2]. Оборудование ТЭЦ в большинстве своем морально и физически устарело, качество ремонтов находится на низком уровне, коммуникации транспорта тепла (водяные тепловые и паровые сети) постоянно выходят из строя и требуют замены труб и качественно иной прокладки от источника до потребителя при надежной изоляции сетей.

Аварии на протяженных магистральных и распределительных сетях от ТЭЦ резко снижают надежность подачи тепла потребителям всех категорий: жилищно-коммунальным и промышленным предприятиям различного профиля.

Участились случаи отключения потребителей от тепловых и электрических сетей. Известно, что в отопительный период целые края и области России, базирующиеся на ТЭЦ, длительно оставались без тепла и электроэнергии. В этой связи особенно страдают малые населенные пункты, а как видно из таблицы 1, в 1991 году, преобладающая часть населения России проживала в малых городах и поселках городского типа с численностью населения до 20 тысяч человек http: //www. rosteplo. ru/Tech_stat/stat_shablon. php? id=85.

Как видим, данная тема является актуальной на сегодняшний момент. Целью данной курсовой работы ставится выяснить, какие реформы теплоэнергетики возможны для решения данных проблем

1. Современное состояние теплоснабжения

Новый энергоблок ТЭЦ-21 возводится в соответствии с Программой развития и технического перевооружения московской энергосистемы на период 2006—2020 гг. и постановлением Правительства Москвы «Об основных направлениях развития системы электро- и теплоснабжения города Москвы на период до 2020 г.». Согласно Программе, до 2010 года ОАО «Мосэнерго» введет 2,1 тыс. МВт генерирующих мощностей за счет строительства новых и модернизации действующих энергообъектов с использованием современных парогазовых технологий. Правительство Москвы планирует ввести 1,5 МВт мощностей. Это позволит покрыть растущие потребности Москвы и Московской области в электроэнергии и обеспечить надежное и бесперебойное энергоснабжения потребителей.

В настоящее время в составе ТЭЦ-21, крупнейшей теплофикационной станции Европы, работает 10 энергоблоков суммарной установленной мощностью 1340 МВт.

Энергоблок электрической мощностью 450 МВт и тепловой мощностью 300 Гкалч. станет второй наиболее мощной парогазовой энергетической установкой в Москве. Новый энергоблок будет вырабатывать электроэнергию, достаточную для освещения 400 тысяч квартир. Энергоблок будет построен на основе технологии парогазового цикла, при которой КПД составляет 51,5%. Ввод нового энергоблока на ТЭЦ-21 позволит сократить дефицит электрической мощности в Северном и Северо-Восточном административных округах Москвы, а также в подмосковных Химках.

Строительство одиннадцатого энергоблока ТЭЦ-21 продолжает реализацию Программы развития и технического перевооружения московской энергосистемы на 2006−2020 годы, а также постановления Правительства Москвы «Об основных направлениях развития системы электро- и теплоснабжения города Москвы на период до 2020 года».

Реализация Программы началась 22 декабря 2005 года строительством третьего энергоблока ПГУ-450 ТЭЦ-27 в г. Мытищи. Кроме того, в рамках Программы планируется строительство нового парогазового энергоблока ТЭЦ-26, а также четвертого энергоблока ТЭЦ-27.

Согласно Программе, до 2010 года мощность электростанций ОАО «Мосэнерго», а также электростанций, расположенных в московском регионе и входящих в структуру ОАО РАО «ЕЭС России», увеличится на 2 511 МВт. Из них 1 725 МВт будет получено при вводе новых энергоблоков.

ТЭЦ-21 введена в эксплуатацию 22 октября 1963 года. Станция обеспечивает теплом 3 миллиона потребителей Северо-западного округа, части Центрального округа города Москвы, а также города Химки. Установленная мощность электростанции 1340 МВт.

В 1995 году на ТЭЦ-21 был установлен крупнейший в мире детандер-генераторный комплекс, позволяющий переводить энергию избыточного давления природного газа в электрическую. Производство электроэнергии в детандер-генераторном комплексе не требует сжигания газа, отличается высокими энергосберегающими и экологическими показателями. Применение детандер-генераторов снижает стоимость вырабатываемой электрической энергии более чем в три раза. Себестоимость вырабатываемой ТЭЦ-21 энергии является самой низкой в системе ОАО «Мосэнерго».

2. Анализ современного состояния АО «Мосэнерго»

2. 1 Общая характеристика

Тепловые сети «Мосэнерго» осуществляют централизованное теплоснабжение от 16 ТЭЦ с суммарной присоединенной тепловой нагрузкой 30 636 Гкал/ч (3 560 МВт), что обеспечивает 82% потребности в тепле жилищно-коммунального сектора города.

От тепловых сетей «Мосэнерго» также осуществляется теплоснабжение около 700 промышленных предприятий.

Годовой отпуск тепла в 1997 г. составил 73,9 млн. Гкал.

К тепловым сетям «Мосэнерго» присоединено около 45 тысяч зданий, в том числе 23,7 тыс. жилых и 4,65 тыс. детских и лечебных учреждений.

Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении на 01. 01. 98 г. составляет 2 314 км, в том числе водяных сетей 2 279 км.

Средний диаметр водяных сетей — 570 мм.

При этом протяженность теплопроводов больших диаметров 400 мм и выше — 1546 км, в том числе диаметром 1 000 мм — 148 км, диаметром 1 200 мм — 186 км и диаметром 1 400 мм — 78 км.

Основной тип прокладки — подземный, составляющий более 95% от общей протяженности тепловых сетей.

На тепловых сетях установлены 21 насосно-перекачивающая станция, 232 дренажные насосные, более 16 тыс. подземных камер и наземных павильонов, где размещено более 50 тыс. единиц запорной арматуры, около 10 единиц компенсаторов и другое оборудование.

Одной из главных проблем обеспечения нормального теплоснабжения Москвы является низкая надежность и, как следствие, недостаточная (ниже расчетной) экономичность водяных тепловых сетей.

Низкая надежность тепловых сетей — следствие технической политики, проводимой в нашей стране на протяжении десятилетий.

За последние 30 лет конструкция теплопроводов и применяемых гидротеплоизоляционных материалов не претерпела качественных изменений, и все совершенствование шло за счет индустриализации работ при строительстве и снижения первоначальных затрат.

В основных нормативных документах отсутствует целостная концепция надежности и экономичности теплоснабжения, которая учитывала бы оптимальную мощность и необходимость резервирования теплоисточников и сетей, требования к материалам и трубам, эксплуатационно-ремонтному обслуживанию и другим.

В тепловых сетях «Мосэнерго» складывается такая обстановка, когда уровень надежности и экономичности теплоснабжения не соответствует предъявляемым требованиям.

При протяженности тепловых сетей 2 315 км число повреждений в отопительный период составило 1 304, как правило, мелких свищей. В отопительном сезоне 1997−1998 г. г. произошло 16 повреждений, потребовавших немедленного отключения участков тепловых сетей с прекращением теплоснабжения отдельных зданий. На данный момент:

· свыше 400 км тепловых сетей выработало свой нормативный срок — 25 лет;

· объемы перекладки тепловых сетей достигли 100 км в год, а новое строительство сократилось до 1 км в год;

· затраты на перекладку тепловых сетей в 1997 г. превысили 1,4 трлн. руб. ;

· удельные потери сетевой воды составили 2,75 л/м3·ч (норма — 2,5), а абсолютное значение утечки — 75 млн. т сетевой воды в год.

Количественные и качественные характеристики современного состояния тепловых сетей «Мосэнерго» достигли таких величин, что существующие технологические, организационные и экономические возможности предприятия с трудом обеспечивают управляемость процессом централизованного теплоснабжения Москвы.

2.2 Анализ основных показателей

Для выхода из создавшегося сложного положения с обеспечением теплоснабжения Москвы необходим решительный поворот к применению новых прогрессивных технологий при производстве капитального ремонта, реконструкции и нового строительства тепловых сетей.

В настоящее время в России и Европе имеются современные технические и конструктивные решения, позволяющие значительно повысить надежность и экономичность тепловых сетей.

Значительная часть этих решений прошла опытное опробование, показала высокую эффективность и принята к широкому внедрению в тепловых сетях «Мосэнерго».

Прежде всего к новым технологическим и конструктивным решениям относятся:

1. Применение конструкций теплопроводов типа «труба в трубе» с пенополиуретановой изоляцией в гидрозащитной полиэтиленовой оболочке.

Такая конструкция предусматривает применение не только предварительно изолированных пенополиуретаном и заключенных в полиэтиленовую оболочку труб, но и всех компонентов (отводов, тройников, неподвижных опор, шаровой арматуры бескамерной установки, компенсаторов и др.), прокладываемых непосредственно в грунте, бесканально.

Вследствие практически полного отсутствия внешних вредных воздействий на трубопровод в ППУ изоляции повреждаемость его резко снижается по сравнению с традиционными конструкциями.

Кроме того, надежность еще больше возрастает при оснащении трубопроводов встроенной электронной системой контроля состояния изоляции (без резкого увеличения стоимости), которая позволяет оперативно выявлять наличие повреждения и определять его место с высокой точностью.

В настоящее время в тепловых сетях АО «Мосэнерго» проложено более 19 км теплотрасс типа «труба в трубе». На 78 участках, оснащенных системой контроля, текущая проверка состояния изоляции производится один раз в неделю на контрактной основе независимой организацией. При этом в течение года выявлено 10 случаев срабатывания системы контроля, вызванных как повреждением полиэтиленовой трубы при производстве строительных работ, так и неисправностью устройств контроля.

Расчет экономического эффекта от бесканальной прокладки в тепловых сетях «Мосэнерго» теплотрасс с изоляцией из пенополиуретана (по сравнению с традиционным канальным вариантом), выполненный Мосэнергоналадкой, показал суммарный годовой экономический эффект в размере 200 млн руб. (при диаметре трубопровода 100 мм) и 1,5 млрд руб. (при диаметре 800 мм) на один километр трассы в ценах 1997 г.

Что касается теплоизоляционных свойств новой технологии, то проведенные в 1997 г. испытания на тепловые потери участка теплопровода длиной 683 м диаметром 125 мм показали, что фактические тепловые потери в 1,7 раза меньше нормативных, рассчитанных по «Нормам проектирования тепловой изоляции» и СНиП 2. 04. 14−88.

Имеется полностью разработанная НТД на проектирование, сооружение и ремонт тепловых сетей с ППУ изоляцией типа «труба в трубе».

В Москве нашли применение такие конструкции, как приобретаемые за рубежом (АББ, Манесман, Тарко), так и изготавливаемые на московском заводе ЗАО «МосФлоулайн». Причем отдельные элементы теплопроводов (система контроля, шаровая арматура, компенсаторы) комплектуются по кооперации как с российских предприятий, так и с европейских. Конечно, применение таких конструкций требует повышения технологической дисциплины при строительстве и ремонте тепловых сетей, но это не может служить основанием для применения устаревших конструкций, не обеспечивающих необходимой надежности теплоснабжения.

2. Применение шаровой запорной арматуры бескамерной установки, исключающей потери сетевой воды и необходимость эксплуатационно-ремонтного обслуживания.

При этом более высокая стоимость шаровой арматуры компенсируется отсутствием затрат на сооружение камер.

3. Применение в качестве секционирующих задвижек шаровой запорной арматуры больших диаметров, имеющей гидравлическое сопротивление на порядок ниже, чем у шиберной арматуры.

При этом при сооружении тепловых сетей диаметром 800 мм и более отпадает необходимость сооружения наземных павильонов.

4. Применение сильфонных компенсаторов взамен сальниковых, полностью исключающее потерю сетевой воды. Такие компенсаторы не требуют обслуживания.

С 1993 г. при новом строительстве, реконструкции и капитальном ремонте тепловых сетей полностью исключено применение сальниковых компенсаторов, и началась массовая установка сильфонных компенсаторов производства Санкт-Петербургского АО «Металкомп».

Всего в 1997 г. установлено 386 единиц сильфонных компенсаторов. Общее число установленных на сетях сильфонных компенсаторов составляет 1353 единицы, в том числе диаметром 800−1400 мм-556 единиц.

Применение сильфонных компенсаторов позволило сократить удельную утечку сетевой воды с 3,55 л/м3·ч в 1994 г. до 2,75 л/м3·ч в 1997 г., а абсолютная величина подпитки составила 92,4 млн. т в 1994 г., 89,9 млн. т — в 1995 г., 82,9 млн. т — в 1996 г. и 75,4 млн. т в 1997 г.

5. Снижение скорости внутренней коррозии трубопроводов тепловых сетей.

Повреждаемость тепловых сетей от внутренней коррозии составляет около 30% от общего числа.

Исследования, проведенные ВТИ, показали, что наиболее эффективным способом снижения скорости внутренней коррозии является повышение рН сетевой воды до 9,5−9,8.

В двух районах, теплоснабжаемых от ТЭЦ 12 и ТЭЦ 22, рН сетевой воды уже доведены до 9,5−10,0. На остальных ТЭЦ проводятся работы по повышению рН до 9,5−9,8.

6. Применение частотных преобразователей для автоматического регулирования производительности насосных станций путем изменения частоты вращения агрегатов, автоматизация систем управления и защиты НПС с применением микропроцессорной техники позволяют значительно повысить надежность работы и обеспечить управление и самозапуск НПС с РДП без постоянного присутствия дежурного персонала на них.

В тепловых сетях при реконструкции насосных станций на них было применено частотное регулирование производительности.

7. Применение в эксплуатационных районах систем АСДУ на базе вычислительной техники, позволяющих обеспечить качество теплоснабжения на более высоком уровне.

Для значительного повышения надежности и экономичности централизованного теплоснабжения городов в новом тысячелетии (до 2000 г.), должна быть разработана целевая комплексная нормативно-техническая документация, включающая следующие разделы:

· требования, предъявляемые к проектированию тепловых сетей и систем теплопотребления с обязательным использованием передовых и энергосберегающих технологий;

· предельная мощность теплоисточника, диаметр и протяженность тепловых сетей и величина района теплоснабжения;

· требования к применяемым материалам, которые должны обеспечить повышенную коррозионную стойкость трубопроводов, повышенные теплоизоляционные свойства и полную гидроизоляцию теплопроводов с системой контроля качества этой изоляции;

· требования к запорной арматуре и компенсаторам, полностью исключающие потери теплоносителя и применение ручного труда при их обслуживании;

· требования к нормам качества подпиточной и сетевой воды, полностью исключающие процессы внутренней коррозии трубопроводов.

Создание такого целостного пакета нормативных документов позволит вывести из тупика системы централизованного теплоснабжения и будет способствовать организации в России производств по изготовлению элементов и узлов, обеспечивающих надежную работу тепловых сетей.

Выводы:

Теплофикация — это процесс централизованного обеспечения потребителей тепловой энергией полученной на ТЭЦ по комбинированному способу производства тепловой и электрической энергии в единой технологической установке. Котельнизация — процесс обратный теплофикации — переход от комбинированного потребления тепловой и электрической энергии от ТЭЦ на раздельное энергоснабжение: теплоснабжение от индивидуальных, квартальных, крышных котельных, и электроснабжение от ГРЭС или ТЭЦ работающих в конденсационном режиме. теплофикация экологический экономический когенерация

Одной их самых серьезных ошибок проводимых реформ в энергетике, на мой взгляд, является то, что в самом начале реформ принято волевое решение о разработке концепции развития только электроэнергетики, а не теплоэнергетики в целом. Опыт и знания «старых теплоэнергетиков», академической науки, о необходимости дальнейшего развития теплофикации, не были восприняты как стратегическая линия развития отрасли. В результате одно из величайших достижений советской плановой экономики — последовательное развитие теплофикации, осталось без государственной и без правовой поддержки. Именно теплофикация позволяет использовать нашу особенность — холод окружающей среды во благо всего общества. Но, что происходит спустя 13 лет после отказа от плановой экономики? В центре миллионного города, в зоне действия тепловых сетей, строятся модульные котельные, и тепловые потребители отключаются от действующих ТЭЦ. Именно теплофикация — совместное производство тепловой и электрической энергии, которая экономит для региона не 20−30%, а не менее 50% топлива для электрических потребителей, оказалась невостребованной в стране холода в рыночных условиях. В Российском государстве не оказалось эффективных собственников, эффективных регулирующих органов, эффективных законодателей, кому действительно был бы выгоден коллективный оптимум в виде 50% снижения расхода первичного топлива! Региональная энергетика — это не просто концентрация политики, экономики, и огромных денежных потоков, а это, прежде всего высокие технологии, и эффективно руководить стратегией развития энергетики, должны специалисты, понимающие суть и смысл энергетического производства, чувствующие границы, а не просто чудо — менеджеры, умело использующие отсутствие эффективных законов, безграмотность управляющих и надзирающих органов. Давно наступило время, когда необходимо остановиться, оглянуться и посмотреть, а как же жить дальше.

С момента появления первой ТЭЦ в России и до настоящего времени, аналитики теплоэнергетики пытаются определить уровень технического совершенства производства энергии на ТЭЦ по двум видам показателей эффективности:

а) показатель абсолютной теплоэнергетической эффективности — коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) ТЭЦ [%];

б) показатель относительной эффективности: — удельный расход топлива на электроэнергию (г/кВтч, кг/мВт) и удельный расход топлива на тепловую энергию (кг/Гкал, кг/мВт).

КПИТ — это показатель, характеризующий эффективность работы сложной теплоэнергетической системы, но он не учитывает различие качества тепловой и электрической энергии. По этому показателю получается, что КПИТ котельной составляющий 95%, что в 2.3 выше, чем КПИТ самой современной ГРЭС, составляющей 42% (а остальные 58% энергии топлива сожженного на ГРЭС выбрасываются в окружающую среду). Именно этот факт, что КПИТ модулной котельной достигает 92−95%, а потери по неизолированным теплотрассам составляют более 20% заказчиками теории котельнизации, принимается как достаточно убедительный довод для обоснования решений по отказу от теплофикации и переходу на котельные. Однако же, по сути, это довод является только красивой ширмой для неискушенного и мало информированного потребителя тепловой энергии. Суть в другом — в эффективности вложения капитала в собственность, но об этом чуть ниже.

С советских времен и до настоящего времени, сложилось распространенное мнение, что производство тепловой энергии на ТЭЦ является убыточным производством, и что государство якобы вынуждено дотировать производство тепла от ТЭЦ для населения, за счет выгодной электрической энергии. И в настоящее время в информационных материалах региональных энергетических комиссий заботливо отмечается, что для населения применены льготные тарифы. Однако, это глубоко ошибочное мнение. Квалифицированные теплотехнические расчеты расхода первичного топлива, выполненные без политического давления и перекрестного субсидирования, заложенных в существующих нормативных документах, показывают, что каждый житель, потребляющий тепло отработанного пара ТЭЦ, является самым выгодным потребителем, который обеспечивает 28−50% топлива не только для себя но, и для других потребителей электроэнергии, не потребляющих тепло от ТЭЦ. Именно тот факт, что у жителя страны с холодным климатом, потребление тепловой энергии в 10−12 раз больше чем потребление электрической энергии является базовым показателем того, что именно житель городов и поселков, потребляющий тепло от ТЭЦ обеспечивает дешевой электроэнергией не только себя, но остальных жителей региона.

Технические расчеты по определению расхода топлива показывают что, котельнизация — переход от комбинированного энергопотребления на раздельное энергопотребление тепловой и электрической энергии, приводит к огромному перерасходу топлива в целом по региону, по стране. Даже, если взять 3-х кратное повышение тепловых потерь в виде энергии первичного топлива в тепловых сетях с 5% до 15%, то суммарный перерасход первичного топлива, на обеспечение жителей равным количеством тепловой и электрической энергии составляет: для ТЭЦ-130ата — 38,6%; для Мини ТЭЦ-13ата — 20,3%; а для ПГУ-90ата — 91,7%.

Отключение тепловых потребителей от ТЭЦ электрогенерирующей компании влечет за собой перерасход топлива для потребителей электроэнергии в регионе, для потребителей тепла от котельной, к ущербу для ТЭЦ, от которой были отключены тепловые потребители.

Оппоненты безусловно возразят, что основанием для принятия решений является не промежуточные технические показатели в виде удельные расходы топлива, а итоговый показатель — цена тепловой и электрической энергии, учитывающая все затраты, Да, цена является основной движущей силой для принятия экономических решений. Но существующие методы ценообразования в энергетике ориентированы именно на то, что переменные и постоянные затраты при производстве энергии распределяются пропорционально расходу топлива. Однако существующая система распределения затрат и формирования тарифов, на якобы регулируемом рынке, совершенно не отражает объем издержек при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ. Фундаментальной первопричиной неадекватного разделения затрат при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ является глубочайшее технологическое (неявное) перекрестное субсидирование в теплоэнергетике ТЭЦ достигающее более 400ч800%.

3. Варианты решения вопроса теплоснабжения

Анализ современных тенденций в энергетике указывает на переход от централизованной к распределенной мини- микро- генерации, максимально приближенной к окончательному потребителю, как на общемировую тенденцию Макаров А. «У нас есть право на электростанцию», раздел «Наука», «Известия» № 5, 25 мая 2001 г. Очень привлекательными с экономической и экологической точки зрения выглядят схемы когенерации, т. е. одновременной выработки тепла, электроэнергии (а иногда, еще и холода). Дополнительными аргументами в пользу внедрения технологии когенерации на существующих котельных служат следующие обстоятельства:

в условиях спада производства большинство паровых отопительных и пароводогрейных промышленных и промышленно отопительных котельных не используют полностью установленные мощности;

на источниках тепла — паровых (Dк =2, 5ч25 т/ч и выше, Pр=1,4 МПа, t=195ч225°С), либо пароводогрейных с водогрейными котлами (Q = 11,5; 23,2; 34,8; 58; 116 МВт), параметры пара по условиям эксплуатации снижаются через РОУ до 0,3ч0,5 МПа.

При этом часть расчетного потенциала теплового потока теряется. Логично, что в этих условиях, нарастает тенденция превращения существующих котельных в ТЭЦ малой мощности и мини ТЭЦ.

Ряд авторов Хрилев Л. С. «Основные направления развития теплофикации», Москва, «Теплоэнергетика» № 4, 1998 г.

Кореннов Б.Е., Светлов К. О., Смирнов И. А. «Прогноз развития теплоснабжения в России на период до 2010 г. с оценкой до 2020 г. и комплекс мероприятий по его реализации», Москва, «Энергетическая политика» № 6, 1999 г. считают справедливым для России сегодня утверждение широко принятое в СССР, что источниками централизованного теплоснабжения являются котельные, теплопроизводительность которых 80 ГДж/ч (20 Гкал/ч) и выше. При этом рассматривается создание малых ТЭЦ на базе ДЭС, ГТУ, ПГУ в том числе путем установки этих агрегатов на существующих котельных. Эти же авторы полагают, что, как правило, осуществить установку этих агрегатов нельзя из-за стесненности площадок котельных, их расположения в центре жилых районов, их плохой экологичности и т. п.

Однако, по нашему мнению, мини ТЭЦ могут базироваться и на котельных меньшей мощности, что особенно важно для городов с численностью населения до 100 тыс. жителей. Наиболее эффективной технологией преобразования таких котельных в мини ТЭЦ являются паровые турбины.

Наш анализ схем теплоснабжения 89-ти характерных городов сорока регионов России (с численностью населения до 100 тыс. жителей) показал наличие в этих городах 2118 котлов паропроизводительностью от 2,5 т/ч до 25 т/ч. В основном (79%), в этих котельных установлены котлы ЗАО ПО «Бийскэнергомаш», из которых:

5,9% производительностью 20 т/ч;

3,21% - 25 т/ч;

26,7% - 10 т/ч;

17% - 6,5 т/ч;

17,5% - 4 т/ч;

8,64% - 2,5 т/ч.

Как показал опыт обследования, паровые котельные с упомянутыми котлами запроектированы и построены по типовым проектам, как правило, не менее чем в составе трех котлов.

Базируясь на укрупненных показателях удельных расчетных расходов тепла суммарно по жилым и общественным зданиям на одного жителя, например, в населенных пунктах городов до 50 тыс. жителей и tнр= -30°С, можно рассчитать количество жителей, обслуживаемых паровыми отопительными котельными (табл. 1) с параметрами пара 1,2−1,4 МПа, tп=195°С-225°С различной производительности.

Таблица 1

Параметры типовых котельных

Котельные, оборудованные 3-мя котлами

Установленная паропроизво-дительность, т/ч

Отпуск тепла потребителям, МВт

Число жителей, обслуживаемых котельной

3 Ч ДKBР-2,5

7,5

4,7

1831,0

3 Ч ДKBР-4

12,0

7,16

2902,0

3 Ч ДKBР-6,5

19,5

10,0

3535,0

3 Ч ДKBР-10

30,0

15,4

5160,0

3 Ч ДKBР-16

48,0

29,0

9717,0

3 Ч ДKBР-20

60,0

35,7

12 565,0

3 Ч ДKBР-25

75,0

45,0

15 838,0

Примечание: При подсчете количества тепла, отпускаемого потребителю, условно принято, что 5% выработанного тепла расходуется на собственные нужды котельных, работающих на основном топливе — газе, при резервном — мазуте.

Типовые проекты котельных с паровыми котлами типа ДKBР, по которым в массовом порядке были построены котельные, разрабатывались и в составе четырех котлов. Как видно из табл. 2, уже котельные с котлами ДKBР-2,5 являются групповыми и не могут считаться источниками децентрализованного теплоснабжения.

Представляется интересным проследить, как изменяется удельное количество электроэнергии, потребляемой различными паровыми котельными на 1 т/ч выработанного пара.

Таблица 2

Технические данные типовых котельных

Тип котельных по назначению

Типоразмеры котлов

Удельный расход электроэнергии на тонну пара, Nусуд, кВт/тп

Угли

Мазут

Газ

Отопительные

ДKBР-2,5−13

ДKBР-4−13

ДKBР-6,5−13

ДKBР-10−13

ДKBР-20−13

22−24

15−18

15−17

10−12

13−15

10−12

Производственно отопительные

ДKBР-2,5−13

ДKBР-4−13

ДKBР-6,5−13

ДKBР-10−13

ДKBР-20−13

14−20

14−15

11−12

8−10

8−10

8−10

Производственные

ДKBР-2,5−13

ДKBР-4−13

ДKBР-6,5−13

ДKBР-10−13

ДKBР-20−13

14−17

10−12

5−7

6

5−7

5

В отопительных котельных большие значения Nуд=кВт/тп относятся к тем, которые, либо работают на тепловые сети с открытой системой теплоснабжения (т.е. с непосредственным забором воды из сети на нужды горячего водоснабжения) с крупными подпиточными насосами, либо на достаточно протяженные тепловые сети, требующие повышенных напоров (а значит и мощности) сетевых насосов.

В производственно-отопительных котельных большие Nуд имеют место при 60−70% отопительных нагрузок от установленной производительности источника. В производственных котельных большие значения Nуд имеют место при меньших объемах возврата конденсата, что также имеет значение для котельных смешанного типа. Нетрудно заметить, что чем производительнее котлы, тем меньше Nуд кВт/тп.

Технико-экономические предпосылки

В настоящей статье рассматриваются некоторые особенности оборудования мини-ТЭЦ на базе существующих паровых и пароводогрейных котельных, надстроенных паровыми турбинами, с противодавлением, генераторами электрической мощностью до 750 кВт. Турбины работают на «остром» паре 1,4 МПа, t=195−225°С. При этом на сегодняшнем рынке в рассматриваемом сегменте энергетического оборудования присутствуют турбогенераторы, которые изготавливаются НПВП «Турбокон» (ОАО «Калужский турбинный завод»), ЗАО «Независимая Энергетика», а также ОАО «Электротехническая корпорация». Все эти турбины используются на котельных для замены РОУ, частичной выработки электроэнергии на базе теплового потребления, что является эффективным энергосберегающим мероприятием для самих котельных.

Этот эффект не ограничивается только энергосбережением, но и позволяет значительно повысить надежность электроснабжения котельной, а также полностью или частично отказаться от покупки электроэнергии извне на покрытие собственных нужд, получая при этом значительную экономию. Так Федоров В. А., Смирнов В. М. «Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций», Москва, «Теплоэнергетика» № 1, 2000 г. утверждается, что себестоимость выработанной электроэнергии на Мини ТЭЦ с турбогенераторами НПВП «Турбокон» единичной мощностью 500−600 кВт (турбинами с противодавлением) составляет 6 коп. /кВт. ч., между тем котельные в г. Москве в первой половине 2001 г. платили Мосэнерго за электроэнергию 45ч64 коп. /кВт. ч. Так, например, по нашим расчетам (ноябрь 2001 г.) котельная аэропорта «Домодедово» (4ДКВР-10−13гм и 2ДЕ-20−13 гм) и при использовании турбогенератора ЗАО «Независимая Энергетика» Nэ=200 кВт вместо РОУ получала бы экономию 1,1 млн рублей в год, при сроке окупаемости капвложений на установку машины — 1,64 года. Установка машин с противодавлением повышает также надежность работы источника теплоснабжения, т.к. при отключении его от внешней электрической сети позволяет полностью или частично отпускать тепло потребителям, сохраняя в работе тепловые сети при низких температурах наружного воздуха. Идею ухода от гигантских станций и повышения тем самым общей устойчивости системы поддерживает директор института энергетических исследований, член — корреспондент РАН А. Макаров, который считает Макаров А. «У нас есть право на электростанцию», раздел «Наука», «Известия» № 5, 25 мая 2001 г, что теперь каждый владелец предприятия может построить собственную электростанцию, инвестиции в которую быстро окупаются.

Официальные материалы энергетической стратегии подтверждают, что котельными центрального теплоснабжения вырабатывается почти 50% всего потребляемого тепла. При суммарном росте теплопотребления в стране в 2000 г. по сравнению с 1999 г. прогнозируемым не менее чем в 1,3 раза, доля источников децентрализованного теплоснабжения (т.е. менее 80 ГДж/ч — см. выше) увеличится до 33%. Изложенное подтверждает актуальность установки на котельных турбогенераторов, главным образом, как для покрытия собственных нужд котельных, так и отдачи внешним потребителям электроэнергии.

Оборудование

Рассмотрим турбоагрегаты в интересующем нас диапазоне мощностей, представленные на российском рынке, не углубляясь подробно в особенности их конструкции, а также системы автоматического регулирования, защиты и управления агрегатами.

Серийно изготавливаемый турбогенератор «Кубань-0,3». Номинальная мощность N=500кВт, изготовитель НПВП «Турбокон» ОАО «Калужский турбинный завод» http: //www. ktz. kaluga. ru. На 1998 г. было поставлено потребителю 25 автоматизированных энергокомплексов, на сегодняшний день их уже около 40. Турбина с лопаточным ротором требует для размещения собственно турбогенератора площадь ?40 м2 и, судя по данным, устанавливается, главным образом, в промышленных, либо промышленно-отопительных котельных теплопроизводительностью более 80 ГДж/ч. По данным технического описания и инструкции по эксплуатации завода на входе в турбину требуется сухой насыщенный пар, турбогенератор полностью автоматизирован, для электрооборудования требуется отдельное помещение.

Так, на одной из котельных города Курска турбогенератор «Кубань-0,5» со вспомогательным оборудованием располагался на двух уровнях, при этом маслоблок, масляные насосы и фильтры масла расположены под турбогенератором.

На котельной Заволжского Моторного Завода (ЗМЗ) Нижегородской области отрабатывались режимы работы агрегата «Кубань-0,5» не только на покрытие собственных нужд котельных, но и на выдачу электроэнергии во внешние электрические сети через трансформатор 0,4/10 кВ.

Энергоагрегат ПРОМ-600/1500-Э-141, выпускаемый ОАО «Электротехническая корпорация» http: //www. roel. ru установлен в котельных в количестве девяти комплектов и, в частности, на пароводогрейной котельной в Люберцах. Здесь в помещение двух котлов ДКВР-16-гм установлены три агрегата общей электрической мощностью 1800 кВт.

В длительной нормальной эксплуатации они пока еще не опробованы.

Отличительной особенностью ПРОМ-600 от турбины «Кубань-0,5» является то, что роторы этого агрегата безлопаточные и по техническим условиям эксплуатации он может работать также и при давлении острого пара 2,4 МПа с сухостью пара х=0,99.

П ВМ-250-ЭГ (Паровая винтовая машина) компании «Независимая Энергетика» http: //www. energywell. narod. ru. Как и все рассматриваемые агрегаты («Кубань-0,5», ПРОМ-600) ПВМ-250-ЭГ рассчитан на параллельную работу с системой внешнего электроснабжения в котельной на сеть 0,4 кВ.

Основной компонент агрегата ПВМ — расширитель паровой винтовой (РПВ-02М), представляющий собой безлопаточную паровую турбину с противодавлением. В корпусе турбины помещаются ведущий и ведомый роторы в виде шнеков (винтов). Турбина компактна, оснащена встроенным редуктором, монтируется на общей раме с генератором, масляным баком, маслоохладителем. Достоинством энергоустановки ПВМ-250-ЭГ является и то, что она может работать на паре любого качества и высокой влажности в отличие от паровых турбин с лопаточным ротором. Технологический процесс работы турбины полностью автоматизирован, пуск и останов ее осуществляется с ЦТЩ котельной. Первые три машины опытной партии отработали 1000 часов в качестве приводов сетевых насосов на ЦТП одного из Московских предприятий, и были демонтированы из-за реконструкции ЦТП.

Таблица 3

Технические характеристики. По материалам заводов-изготовителей

Наименование параметров

Ед. измерения

Технические параметры турбогенераторов

«Кубань-0,5» ЗАО «Калужский турбозавод»

ПРОМ-600 ОАО «Электротехническая корпорация»

ПВМ-250-ЭГ ЗАО «Независимая Энергетика»

Параметры пара:

— давление на входе — Рвх

— давление на выходе — Рвых

— температура на входе

Качество пара

МПа

МПа

°С-

1,3 (1,1−1,3)

0,37

191

сухой насыщенный

1,4

0,3

194

насыщенный

1,3 (1,1)

0,45 (0,1)

191

насыщенный до 0,89

Расход пара

т/ч

16

15,8

6−9

Относительный внутренний КПД турбины на номинальном режиме

%

56,6

50

62,9

Электрическая мощность

кВт

500

600

250

Параметры трехфазного тока:

— напряжение

— частота

кВ

Гц

0,4

50

0,4

50

0,4

50

Частота вращения выходного вала турбины

мин-1

1500

1500

1500/3000

Масса турбогенератора

кг

8320

7500

2500

Габаритные размеры установки

* длина

* ширина

* высота

мм

мм

мм

3840

2100

2030

3110

1775

1805

2500

920

1415

Удельные характеристики собственно энергоустановки

Удельная площадь установки с агрегатами на раме

м2/кВт

0,0161

0,0092

0,0092

Удельный объем установки с агрегатами на раме

м3/кВт

0,0327

0,0167

0,013

Удельный расход металла

кг/кВт

16,64

12,5

10,0

Удельный расход пара при номинальных параметрах

кг/кВт

32,0

26,3

31,2

Примечания:

1. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии здесь не приводится, т.к. зависит от конкретных условий работы энергоустановок. Однако расчеты показывают, что он колеблется в пределах 140−180 г у.т. /кВт ч, что более чем в 2 раза ниже его значений на крупных ТЭЦ.

2. Все данные по ПВМ-250-ЭГ получены экспериментально в условиях промышленной эксплуатации. Удельный расход пара получен при Рвх=1,1 МПа, Рвых=0,2 МПа.

Первые три ПВМ опытной партии отработали 1000 часов в качестве приводов сетевых насосов на ЦТП одного из московских предприятий, были демонтированы и законсервированы из-за реконструкции ЦТП, их эксплуатация будет продолжена после завершения реконструкции.

Машины второго и третьего поколения прошли длительные промышленно-заводские испытания в режиме турбогенератора на московском предприятии «Бекерон».

Компактность ПВМ-250-ЭГ позволяет устанавливать их в существующих зданиях котельных. Технологический процесс работы турбины автоматизирован, в комплект поставки входит шкаф управления с САУ на микропроцессорах и силовой частью. На настоящий момент отработка технологии и испытания промышленных образцов завершены и ЗАО «Независимая энергетика» переходит к серийному производству этих машин.

На рис. 1 показана энергоустановка ПВМ-250-ЭГ, которая эксплуатируется на московском заводе «Бекерон». На рис. 2 представлена принципиальная схема промышленно-отопительной котельной, реконструируемой в мини ТЭЦ на базе ПВМ-250-ЭГ.

Рис. 2. Принципиальная схема промышленно-отопительной котельной, реконструируемой в мини ТЭЦ на базе ПВМ-250-ЭГ

Экономический эффект реконструкции котельной в мини ТЭЦ обуславливается тем, что себестоимость вырабатываемой электроэнергии значительно ниже цены покупки электроэнергии из системы. В результате снижения себестоимости выработки тепла на источнике теплоснабжения возникает реальная возможность снижения тарифов на оплату тепла населению. Это особенно важно в условиях коммунальной реформы для гармоничного перехода к 100% бездотационной оплате тепла населением.

Заключение

Самым большим препятствием для внедрения энергосберегающих технологий, таких как теплофикация, абсорбционные тепловые насосы, тепловые аккумуляторы, поквартирные регуляторы тепловой нагрузки, является усреднение расчетов. Усреднение расчетов вызвано, прежде всего, как политическим давлением, так недостатком знаний технологии производства энергии экономических, регулирующих органов. Ради простоты расчетов все усредняется — в основном по социальному признаку: промышленность, сельское хозяйство, население городское, сельское и т. д. До настоящего времени распределение затрат на тепловую и электрическую энергию на ТЭЦ производится на основании инструкции, написанной в 1970 году. Какие рыночные отношения могут быть учтены в этой инструкции.

Именно не понимание сути и объемов неявного (технологического) перекрестного субсидирования в теплоэнергетике региона приводит к результатам, отличающимся в 6ч20раз

Именно незнание сути и объемов скрытого перекрестного субсидирования в энергетике и приводит к «котельнизации» к тому, что руководители регионов на основании расчетов «обычных экономистов» муниципальных тепловых сетей принимают решения об отказе от тепла ТЭЦ и в массовом порядке строят модульные чудо-котельные. В свою очередь, не имея специальной подготовки в определении величин скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования, руководители РЭК своим бездействием молчаливо согласовывают переходы потребителей от ТЭЦ к котельным как экономическое благо для региона.

Список использованной литературы:

1. Федоров В. А., Смирнов В. М. «Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций», Москва, «Теплоэнергетика» № 1, 2000 г.

2. Кореннов Б. Е. «Замена РОУ противодавленческой турбиной — эффективное энергосберегающее производство для котельных и ТЭЦ», Москва, «Промышленная энергетика» № 7, 1997 г.

3. Бушуев В. В., Громов Б. Н., Доброхотов В. И. и др. «Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий», Москва, «Теплоэнергетика» № 11, 1997 г.

4. Хрилев Л. С. «Основные направления развития теплофикации», Москва, «Теплоэнергетика» № 4,1998 г.

5. Кореннов Б. Е., Светлов К. О., Смирнов И. А. «Прогноз развития теплоснабжения в России на период с 2005 до 2020 г. и комплекс мероприятий по его реализации», Москва, «Энергетическая политика» № 6.

6. Мильман О. О. «Технико-экономические показатели мини электростанций с противодавленческими ту Москва, «Теплоэнергетика» № 1, 2000 г.

7. Шубин Е. П. «Основные вопросы проектирования систем теплоснабжения городов», Москва, «Энергетика» Шубин Е. П., Левин Б. И. «Проектирование теплоподготовительных установок ТЭЦ и котельных» «Энергия», 1970 г.

8. Макаров А. «У нас есть право на электростанцию», раздел «Наука», «Известия» № 5, 25 мая 2001 г.

9. Доброхотов В. И. «Энергосбережение: проблемы и решения», Москва, «Теплоэнергетика» № 1, 2000 г.

10. Отчет об энергетическом аудите и рекомендации по повышению энергетической эффективности, ОАО «Росич» // Тихоокеанская северо-западная национальная лаборатория США. Агентство по рациональному использованию энергии и экологии. -- 1998. -- Июнь.

11. Отчет об энергетическом аудите системы сжатого воздуха и рекомендации по повышению энергетической эффективности, ОАО «Росава» // Тихоокеанская северо-западная национальная лаборатория США. Агентство по рациональному использованию энергии и экологии. -- 1998. Июнь.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой