О возможностях энергосбережения при производстве и передаче тепловой энергии с использованием когенерации

Размещено на http://www.allbest.ru/

О возможностях энергосбережения при производстве и передаче тепловой энергии с использованием когенерации

К.т.н. О.Д. Самарин, доцент кафедры ОиВ,

Московский государственный строительный университет

Проблема сокращения потерь при производстве, транспортировке и потреблении тепловой и электрической энергии с каждым годом становится все более актуальной в связи с сокращением запасов ископаемого органического топлива и, как следствие, с его постоянным удорожанием. Особое значение данный вопрос приобретает именно сейчас, в связи с принятием 23 ноября 2009 г. Федерального закона «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» № 261-ФЗ.

Рассмотрим потенциальные возможности энергосбережения на примере фактических показателей работы основной территориальной генерирующей компании Московского региона - ОАО «Мосэнерго». Установленная электрическая мощность ее электростанций составляет около 11,9 ГВт, в том числе 1,37 ГВт - энергоблоки с парогазовыми установками (ПГУ), остальные - традиционные паротурбинные установки (ПТУ); установленная тепловая мощность - 40,6 ГВт [1]. Как известно, электрический КПД для ПГУ лежит в пределах 52-59%, а для ПТУ - примерно 34-37% в зависимости от начальных параметров пара. Поэтому очевидно, что переход к использованию ПГУ позволяет сэкономить порядка 30-35% первичного топлива (в данном случае природного газа) для выработки одного и того же количества электроэнергии. В расчете на один энергоблок ПГУ-450Т при среднем значении коэффициента использования установленной мощности около 64% это дает экономию в размере 250-300 млн нм³ природного газа в год. В настоящее время ведется строительство нового энергоблока с ПГУ на ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго» с установленной электрической мощностью 420 МВт, который должен быть введен в эксплуатацию в 2010 г [1].

В то же время ясно, что переоборудование большинства тепловых электростанций на базе ПГУ требует значительного времени и существенного объема инвестиций. Поэтому, наряду с реконструкцией генерирующих мощностей, большое значение имеют мероприятия по снижению потерь в тепловых и электрических сетях, а также по уменьшению потребности в энергии для конечных потребителей за счет рациональной организации энергопотребления и осуществления тех или иных энергосберегающих мероприятий.

Существуют данные, что в среднем по России потери в тепловых сетях достигают 20-25% [2]. Разумеется, для Москвы эта цифра существенно меньше и по результатам обследований, как правило, лежит в пределах 8-18%, однако и такой уровень заметно превышает нормативную величину 6%, используемую при формировании тарифов и статистической отчетности [3]. При годовом отпуске теплоты электростанциями ОАО «Мосэнерго» в объеме порядка 63 млн. Гкал [1] такие потери в абсолютном выражении будут равны 5-11 млн. Гкал в год.

Однако отказ от централизованного теплоснабжения в условиях Москвы с ее сложившейся инфраструктурой генерирующих и распределительных мощностей, а главное, в связи с увеличением суммарного расхода газа в случае перехода на раздельную выработку тепловой и электрической энергии даже с учетом отмеченной величины сетевых потерь представляется нецелесообразным. Поэтому наиболее перспективной является именно реконструкция тепловых сетей.

Альтернативным вариантом может служить применение автономных источников теплоты и электроэнергии, работающих по принципу когенерации, т.е. мини-ТЭЦ. В настоящее время наиболее распространенными среди них являются газотурбинные, газопоршневые и микротурбинные установки. Такое деление основывается на типе первичного двигателя [4]. Общий коэффициент использования топлива в подобных агрегатах может достигать 85-90%, т.е. даже выше, чем у больших ТЭЦ. Электрический КПД при этом лежит в пределах, характерных для ПТУ - порядка 34%. Такие энергоисточники в определенном смысле сочетают преимущества теплофикации и индивидуального энергоснабжения, поскольку из-за малой протяженности тепловых и электрических сетей потери в них сводятся к минимуму, в то же время сохраняется экономия, возникающая при осуществлении когенерации. Мини-ТЭЦ могут быть перспективными для объектов, требующих повышенной надежности энергообеспечения, в том числе резервные источники, а также для рассредоточенных потребителей и в случае нехватки пропускной способности существующих сетей, затрудняющей новое подключение. Недостаток у таких агрегатов практически один - высокая удельная стоимость, не ниже 750 долл. США за 1 кВт установленной мощности, а для микротурбинных - около 2000 долл. США [4].

Следует обратить внимание и еще на одно обстоятельство, которое обычно в явном виде не рассматривается, но имеет существенное значение с точки зрения перспектив энергосбережения. Дело в том, что реализация мер по сокращению расхода теплоты у конечных потребителей неизбежно приводит к соответствующему уменьшению ее отпуска от ТЭЦ. Но при оптимальном соотношении между электрической и тепловой мощностью это вызовет падение выработки электроэнергии, что практически нереально. В самом деле, ввод новых генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго» был вызван в первую очередь нехваткой электроэнергии в Московском регионе. Следовательно, при функционировании по электрическому графику увеличится доля конденсационного режима в работе ТЭЦ и снизится суммарный КПД, что в значительной мере сводит на нет достигнутый энергосберегающий эффект. Поэтому переход на ПГУ является перспективным еще и с точки зрения преодоления данного противоречия, потому что у них меньше отношение номинальной тепловой мощности к электрической: примерно 1,85 против 3,3 у ПТУ [1].

Кроме того, желателен переход от действующей системы формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию при их совместной выработке на ТЭЦ, исходя из соотношения энтальпий. При этом стоимость тепловой энергии получается существенно завышенной, что в ряде случаев заставляет потребителей отказываться от теплофикации и переходить на автономное теплоснабжение. В то же время по своей сути теплота является побочным продуктом ТЭЦ, поэтому тариф должен определяться, исходя из равенства выручки от реализации тепловой энергии сумме, недополученной от снижения выработки электроэнергии при переходе от конденсационного к теплофикационному циклу [5]. Вычисления показывают, что при тех параметрах пара, на которые рассчитаны действующие ПТУ, и характерных значениях КПД турбины и электрогенератора, максимальная величина тарифа на теплоту в рублях за 1 Гкал не должна превышать стоимость 1 кВтч электроэнергии более чем в 190-200 раз, что примерно в 2,5 раза ниже, чем существующий уровень.

Таким образом, проблема энергосбережения при производстве и передаче тепловой энергии является комплексной, и ее решение лежит на пути реализации целого ряда взаимосвязанных организационных и технологических мер. Только в этом случае можно вызвать заинтересованность в снижении энергопотребления как у производителей, так и у потребителей, а главное, перейти к ситуации, когда такое снижение осуществляется «автоматически», без непосредственного участия субъектов хозяйственной деятельности за счет использования соответствующих инженерных мероприятий.

Литература

электрический энергия теплота когенерация

1. Источник: www.mosenergo.ru.

2. Башмаков И.А., Папушкин В.Н. Разработка программ развития, модернизации и реабилитации систем теплоснабжения (на примере Ханты-Мансийского автономного округа) // Новости теплоснабжения. 2004, № 6. С. 4-8; № 7. С. 4-13.

3. Башмаков И.А. Проблемы развития энергетики Москвы. Динамика спроса на электроэнергию и мощность (источник: www.alfar.ru).

4. О.Н. Брюханов, В.А. Жила, А.И. Плужников. Газоснабжение. - М.: Издательский центр «Академия», 2008.

5. О.Д. Самарин. Теплофизика. Энергосбережение. Энергоэффективность. - М.: Изд-во АСВ, 2009, 296 с.

Размещено на Allbest.ru