Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский авиационный институт (ГТУ), факультет довузовской подготовки. Научная группа «Промтеплоэнергетика», Москва, Россия

Паропоршневые двигатели обеспечат экономичную работу котельных автономно от потерявших в 21 веке надёжность электросетей РАО «ЕЭС РОССИИ»

Дубинин В.С.,

Лаврухин К.М.,

ЛЭП строились в предположении тех ветровых и гололёдных нагрузок (обледенение проводов) которые были в 20-м веке. В связи с глобальным изменением климата под действием нарастающей силы ураганов, обледенений проводов и наводнений у таких ЛЭП рвутся не только провода, но и массово падают их опоры. Выходят из строя трансформаторные подстанции. Министр ГО и ЧС С.К. Шойгу в своём интервью [1] сообщает, что его министерством поставлены задачи ряду институтов Академии наук и его центру прогнозирования «Антистихия» по прогнозированию событий, как в России, так и в мире. На основе их данных С.К. Шойгу говорит: «Идёт серьезное изменение климата на планете, я бы сказал, аномальное его изменение. В результате ни наши прогнозисты, ни центры прогнозов в других странах просто не могут предполагать, что происходит: снег идёт там, где его никогда не было, наводнения, которые должны были начаться с весенним таянием снегов, идут сейчас, ураганы сметают целые города». Зимой 2003/2004 года одновременно остались без электроснабжения, а следовательно и без теплоснабжения от котельных некоторые районы Волгоградской и Псковской областей из-за обледенения проводов. Такого не было никогда в местностях разделённых тысячами километров. В Волгоградской области потребовался почти месяц для полного восстановления электроснабжения, так как одновременно с восстановлением опор ЛЭП падали другие, в том числе и ЛЭП-200 и ЛЭП-500. Интересно, что некоторые попытки спрогнозировать климат будущего предпринимались ещё в 1994 г., указывалось на то, что он через 15 лет, по мере согревания Земли, станет более резким: будет больше ураганов, засух и наводнений, поздних заморозков и летних бурь. Правда, все это тогда были только предположения, и делающие их не забывали напоминать, что может и ничего не произойти [2]. Теперь результаты глобального потепления налицо и, вероятно, это только его начало.

На объективные природные причины аварий электроснабжения накладываются чисто техногенные. Например, при аварии 25 мая 2005 года без электроэнергии остались все потребители на территории юга г. Москвы и нескольких областей. В том числе без электроэнергии остались потребители первой категории. В случае если бы такая авария произошла зимой, остановились бы все котельные, так как они имеют электропривод вспомогательного оборудования (насосы, дымососы, дутьевые вентиляторы). Последствия были бы очень тяжёлые. В этой ситуации целесообразно чтобы котельные не зависели от внешних электросетей.

Наиболее известный вариант решения этой проблемы, это установка электрогенератора с приводом от газопоршневого двигателя в газовой котельной. Такой вариант имеет недостатки: невозможно полностью утилизировать тепловую энергию выхлопных газов; выхлопные газы содержат токсичные вещества; при работе котельной на резервном топливе (мазуте) требуется сетевая электроэнергия. В настоящее время очень сложно подключить к сетевому газу новое газопотребляющее оборудование. Поэтому для паровых котельных целесообразно применять паросиловые установки для выработки электроэнергии. Их преимуществами является возможность применения в котельных работающих на твёрдом топливе и полное полезное использование выхлопного пара для горячего водоснабжения, отопления и других целей.

Применение паросиловых установок для привода электрогенератора в котельных уже достаточно широко известно. Например, Калужский турбинный завод производит электрогенераторы с паротурбинным приводом мощностью 0,5-3,5 МВт [3, 4, 5, 6, 7]. Паротурбинные винтовые машины мощностью 250 кВт изготавливаются ЗАО «Независимая энергетика» [8]. По данным [3] внедрено более 50 турбогенераторов и это капля в море, учитывая, что в России почти 200000 котельных только в муниципальной собственности [9]. Согласно [7] основной сдерживающей причиной распространения паросиловых установок в котельных является то, что такие турбогенераторные установки работают параллельно с сетью, а вопрос подключения независимых производителей электроэнергии к центральной энергосистеме решается с помощью инициативных решений Минтопэнерго РФ и Госэнергонадзора РФ. Напомним, что согласно [10] электростанции мощностью до 1000 кВт могут работать только автономно от сети. На наш взгляд есть и другие не менее серьезные причины слабого внедрения таких паросиловых установок:

1. Уровень мощности гораздо выше требующейся электрической мощности большинства котельных. В результате при относительно большом расходе пара не обеспечивается полное использование его тепловой энергии, а только в этом случае возможен высокий коэффициент использования теплоты сгорания топлива. Расход пара паровинтовой машины мощностью 250 кВт составляет 9 тонн/час [8], а паротурбинный мощностью 500 кВт 16 тонн/час [3].

2. Потребное давление пара 11 кг/см2 в то время как разрешенное органами госэнергонадзора в большинстве котельных 7-9 кг/см2, а реальная величина 4-7 кг/см2

3. Достаточно высокая стоимость, 10,43 млн. руб. за 750кВт [11] что приводит к срокам окупаемости серийного оборудования 1,9-3,9 года для турбинной машины [11] и 2-3 года для паровинтовой [8].

4. Потребление турбомашинами воды для охлаждения 10 м3/час для мощности 750 кВт [11].

Научной группой «Промтеплоэнергетика» МАИ ведутся разработки паропоршневых двигателей на базе серийных двигателей внутреннего сгорания (ДВС) и изобретений и ноу-хау созданных её сотрудниками ранее. Мощность паропоршневых двигателей примерно равна мощности исходных бензиновых и дизельных двигателей при давлении пара 5-7 кг/см2. Мы умеем конверсировать любой двигатель внутреннего сгорания (ДВС) в паропоршневой двигатель. Это означает возможность получения паропоршневых двигателей в диапазоне мощностей серийных ДВС России, то есть от 1 до 22000 кВт. Все наши разработки ориентированны на автономную работу от электросетей. Благодаря использованию дешевых устаревших ДВС существует уникальная возможность поставки оборудования с проведением ОКР и НИР для конкретной котельной со сроком окупаемости, в ряде случаев, в течении менее одного отопительного сезона. Благодаря изобретениям сотрудников научной группы все подвижные и изнашивающиеся детали паропоршневых двигателей (кроме иногда распредвала) сохранены от исходного ДВС, что обеспечивает решение проблемы запчастей и ремонта обычными автослесарями [12,13]

Применение паропоршневых машин возможно в нескольких вариантах.

Одна паропоршневая машина вращает электрогенератор, обеспечивающий электроэнергией всю котельную

Паропоршневые машины являются приводом для наиболее мощного вспомогательного оборудования котельных вместо электродвигателей. Маломощный электрогенератор, приводимый паропоршневым двигателем, обеспечивает электроэнергией остальное оборудование котельной

Практически все вспомогательное оборудование котельной приводится паропоршневыми двигателями, совсем небольшой электрогенератор с паропоршневым двигателем вырабатывает электроэнергию только для КИПиА.

Приводом наиболее мощного вспомогательного оборудования котельной являются паропоршневые двигатели, остального - электродвигатели потребляющие сетевую электроэнергию. Этот вариант не дает автономности работы котельной от внешней электросети, но снижая потребление электроэнергии на порядок обладает наименьшим сроком окупаемости.

Рассмотрим только 4 вариант с точки зрения экономической целесообразности, а конкретно замену в одной или нескольких котельных 10-ти электродвигателей мощностью по 50 кВт, работающих постоянно, на аналогичные им по мощности паропоршневые двигатели. Отметим, что результаты представленного расчёта мало меняются при изменении единичной мощности заменяемых электродвигателей в диапазоне от 20 до 200 кВт при сохранении их суммарной мощности 500 кВт.

При замене электродвигателей суммарной мощностью 500 кВт экономия в месяц составляет:

500кВтЧ 24часЧ30дней=360.000кВтЧчасэлектроэнергии.

При среднем тарифе 1,2285 руб. (такой тариф будет действовать с 1 января 2006 года в г. Москве согласно Приказу ФСТ России от 2 августа 2005 года №337-э/5) и НДС 18% в денежном выражении месячная экономия по электроэнергии составит:

360.000кВтЧчасЧ 1,2285руб. Ч 1,18=521866,8руб.

Для работы паропоршневого двигателя (ППД) используется незначительная часть энтальпии пара, проходящего через нее. При этом предприятие несёт расходы, связанные с использованием тепловой энергии в ППД. Потери во внешнюю среду в теплоизолированном ППД не могут превысить 10%. Выхлопной пар идёт в бойлер или на любое другое теплоиспользующее оборудование и его теплота полностью полезно используется. При замене электродвигателей на ППД с учётом 10% возможных тепловых потерь в окружающую среду, затрачиваемая тепловая мощность составляет:

500кВтЧ 1,1/1160=0,474 Гкал/час

Месячные затраты на тепловую энергию составят:

0,474 Гкал/час Ч24часЧ30дней=341,3 8 Гкал в месяц.

При тарифе на тепловую энергию в г. Москве 434,5 руб. за 1 Гкал (по такой цене тепловую энергию будут отпускать в 2006 году, согласно Приказу ФСТ России от 2 августа 2005 года №337-э/5, однако стоимость её выработки в собственной газовой котельной ещё ниже) и НДС 18% получим стоимость тепловой энергии затрачиваемой на работу ППД:

341,38ГкалЧ434,5руб.Ч1,18=175028,9руб.

Месячная экономия денежных средств при использовании ППД составит: электрогенератор газовой котельная паропоршневый

521866,8руб.-175028,9руб.=346837,9руб.

При этом затраты на персонал входят в стоимость использованой тепловой энергии.

Стоимость НИР, ОКР, комплектующих изделий, изготовление ППД, пусконаладочные работы составляют 1480000 руб., в ценах начала 2006 года для варианта замены электродвигателей суммарной мощностью 500 кВт на ППД. В этом случае срок окупаемости составит:

1480000/346837,9руб.=4,267мес.

Теперь расскажем о наших экспериментальных результатах.

Ввиду того, что наши возможности ограничены, то испытания проводим с ППД созданными на базе малолитражных стационарных и автомобильных двигателей. Последние испытания проводились с двигателем УД-2М1 (рабочий объём 600 см3, n=3000 об/мин). Мотор является нижнеклапанным, изменению подверглись лишь не содержащие подвижных деталей головки а так же распредвал. Оба клапана в результате становятся выпускными, а впуском управляет газодинамическое устройство, являющейся при этом головкой цилиндра.

Как видим из таблиц №1 и №2 на столь низких параметрах рабочего тела получаем достаточно высокую частоту вращения 1250-2580 об/мин и электрическую мощность практически такую же какой обладает электростанция на базе этого бензинового двигателя (АБ-4, Nэл=4 кВт). Следует сказать, что на сегодня мы не знаем точно, почему упала мощность в 2004 году по сравнению с 1997 годом, так как экспериментальные данные, полученные при переделке бензодвигателя ЗМЗ-402 в ППД в 1998 году показали существенный рост мощности при переходе с воздуха на пар того же давления. Одной из наиболее вероятных причин было повышение температуры смазочного масла при переходе от воздуха к пару (при работе на воздухе выхлопной патрубок покрывался инеем). Падение мощности в 2004 году может быть вызвано заменой головок цилиндров, которые обеспечивают внутрицилиндровую сепарацию пара для уменьшения попадания воды в картер. Так же падение мощности могли вызвать иные фазы парораспределения (другой распредвал). Причина будет установлена в процессе дальнейших испытаний, которые прервались в 2004 году в связи с организационными трудностями. Сейчас ищем паровую котельную, где можно было бы продолжить испытания.

Что касается воды в масле, то она была. Осуществлялся подбор масла и режимов работы двигателя. В результате наработка до смены масла стала более 1 часа. В дальнейшем предстоит одним из четырех известных нам способов доработать систему смазки, что обеспечит безостановочную работу двигателя весь отопительный сезон.

Так же следует отметить, что в процессе экспериментов был получен уникальный на наш взгляд результат - это работа поршневого двигателя на перегретой воде. Во время испытаний произошел унос воды и вместо насыщенного пара от одного из котлов шла перегретая вода. Головки нашей конструкции обеспечили работу двигателя на перегретой воде, причём мощность по сравнению насыщенным паром снижалась только в два раза.

Литература

1. Санин Г. Бампер государства. - Итоги 8 февраля 2005.

2. Корецкий А. Через 15 лет все будет по другому. - Энергетик, 1995, №1.

3. Российские энергоэффективные технологии. Энергоэффективные технологии производства электроэнергии. Технологии ТУРБОКОН. Выпуск 1. Москва 2001.

4. Новожилов И.А., Пряхин В.В., Федоров В.А. Конверсия производства АО «Калужский турбинный завод» и пути внедрения энергосберегающих технологий по выработке электроэнергии. - Энергетик 1995 №5.

5. Коренев Б.Е. Замена РОУ противодавленческой турбиной-эфективное энергосберегающее мероприятие для котельных и ТЭС. // Промышленная энергетика 1997 №12.

6. Мильман О.О. Технико-экономические показатели миниэлектростанций с противодавленческими турбинами. - Теплоэнергетика 2000 №1.

7. Федоров В.А. Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций - Теплоэнергетика 2000 №1.

8. Пейсахович В. Малая энергетика России. - Коммуналиный комплекс России 2004, №4.

9. Петриков С, Смоляницкий Г., Кафтан с чужого плеча. - Коммунальный комплекс России, 2004, №3.

10. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Электроатомиздат, 1992.

11. 11.Пакшин А.В., Коримов З.Ф. Эффективность реконструкции пароводогрейной котельной в мини ТЭЦ. - Промышленная энергетика. 2004, №10.

12. Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П., Перспективы применения паропоршневых двигателей для привода вспомогательного оборудования котельных. - Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика 2003» 11-14 ноября 2003 г., г. Обнинск.

13. Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П., Роль паропоршневых двигателей в реформировании энергетики России. - Тезисы докладов международной научно- практической конференции «Малая энергетика 2004» 11-14 октября 2004 г., г. Москва.

Размещено на Allbest.ru