Системная Энергетика

(табл.)

Таблица.

Цены на топливо, электро- и теплоэнергию, III кв. 1995г.

Энергоносители	Россия в среднем	Иркутская	Хабаровский	г.Магадан
	I кв. 1995г.	область	край
Местный уголь, $/т у.т	49	38	49	78
Привозной уголь, $/т у.т	"-	35	105	90
		(КАУ)	(Азейский)	(Ургальский)
Импортный уголь, $/т у.т	"-	"-	83	95
Природный газ,$/т у.т	35	"-	69	"-
Нефть сырая, $/т	55	70	130	"-
Мазут, $/т	78	78	172	"-
Дизтопливо, $/т	194	210	325	332
Электроэнергия, цент/кВт*ч	2,9	0,8	6,3	5,6
Теплоэнергия, $/Гкал	13,6	10,8	35,7	36,7

Для справки: цены на Лондонской нефтяной бирже в III квартале 1995г.: сырая нефть-120 $/т, мазут-99 $/т, дизтопливо-156 $/т.

4). Отсутствуют чёткие приоритеты в очерёдности освоения ТЭР, что влечет за собой распыление инвестиций и замораживание сроков освоения важнейших для региона и страны топливно-энергетических баз.

5). Для нефтяной промышленности Сибири начался сложный этап её развития, связанный с вовлечением месторождений, меньших по запасам, залегающих на больших глубинах и имеющих более сложную структуру, что приводит к значительному увеличению общих и удельных затрат на подготовку и добычу сырья.

К этому следует добавить развал геологоразведочных, научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ, отсутствие чёткой структуры и экономических механизмов управления энергетикой регионов и др.

Все разработанные в бывшем СССР энергетические программы отличались потребительским отношением к Сибири и игнорированием её социально-экономических проблем. Распад СССР и потеря портов на Балтике и Чёрном море, политические и экономические проблемы транзита при экспорте ТЭР через страны СНГ и общемировое значение азиатско-тихоокеанского региона (АТР) диктуют стратегическую важность для России восточного геополитического направления. В отношении ТЭК Сибири и Дальнего Востока возникают новые комплексные проблемы:

• выбор общей приоритетной стратегии развития;

• создание общего рынка топлив и электроэнергии с учетом их экспорта на Восток и Запад;

• освоение новых ресурсов нефти и газа и строительство магистральных нефте- и газопроводов в восточном направлении;

• перестройка структуры электроэнергетики и угольной отрасли с учетом возможного экспорта в восточном направлении.

К числу приоритетных направлений энергетической стратегии Сибири необходимо отнести следующие:

• энергосбережение и рациональное природопользование в энергетике;

• структурно-технологическое преобразование ТЭК;

• коренное совершенствование баланса КПТ: использование природного газа, газификация углей, переработка и облагораживание углей;

• разработка и реализация крупных топливно-энергетических программ: газ Ямала, Восточно-Сибирский нефтегазовый комплекс, КАТЭК;

• надёжное электро-, топливоснабжение северных и изолированных потребителей;

• широкомасштабное вовлечение нетрадиционных возобновляемых источников энергии.

В качестве приоритетного направления государственной и региональной политики может стать развитие газовой промышленности Сибири в восточном геополитическом направлении.

Здесь возможно несколько вариантов:

1).сооружение транссибирской газовой магистрали (ТГМ): север Тюмени (СРТО) - Красноярск - Иркутск - Улан-Уде – Чита – Китай – Южная Корея с последующим подключением Якутии.

Эффективность подкрепляется следующими положениями:

а) достаточность месторождений СРТО и полуострова Ямал;

б) низкое качество топлива, используемого в Сибири и Дальнем Востоке;

в) приоритетные потребители, такие как химические комплексы, коммунально-бытовая сфера, ТЭС и десятки тысяч котельных, смогут потреблять млрд.м³ газа в год;

г) подключение к ТГМ Восточно-Сибирского нефтегазового комплекса обеспечит надёжность газоснабжения;

д) потребность в природном газе Китая, Южной Кореи и Японии в ближайшие десятилетия оценивается в 100-150 млрд.м³ в год, что обеспечивает стабильное потребление;

е) в странах АТР (США, Япония, Южная Корея) имеются планы глобальных межнациональных систем энергоснабжения, в которых Россия обязана участвовать;

ж) имеются конкуренты по доставке газа в Китай и Южную Корею из Туркмении;

з) имея опыт строительства мощных газовых магистралей на Запад, ТГМ может быть построена за несколько лет.

2). Ресурсы природного газа Сибирской платформы с целью удовлетворения внутренних потребителей и подачи газа в Китай и Южную Корею.

Сибирская платформа уже сейчас обладает крупными месторождениями газа:

• в центральной части Красноярского края – Собинское;

• в Иркутской области – Ковыктинское;

• в Якутии – Средневелюйское, Среднетюнгское, Чеяндинское.

Эти месторождения могут обеспечить ежегодно 40-50 млрд.м³ природного газа. Оценивая внутренние потребности региона в 17-21 млрд.м³ в год, то подача газа в ТГМ может составлять 25-30 млрд.м³ в год. В качестве газового месторождения и первоочерёдности разработок необходимо принять Ковыктинское. По состоянию на 1.01.95г. запасы газа в нём составили 870 млрд.м³, а предполагаемые – 1100 – 1200 млрд.м³. Уже подготовленные к эксплуатации запасы позволяют добывать 25-30 млрд.м³ в год.

Одним из предпринятых направлений развития ТЭК Сибири является освоение нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, которые могут снять напряжённость в Западной Сибири по добыче нефти и обеспечить бездефицитность России в продуктах нефтепереработки. Крупные месторождения нефти Сибирской платформы:

• Красноярский Край – Юрубченское;

• Иркутская область – Верхнегонское;

• Якутия – Талаканское и Средне-Бомуобинское;

Запасы нефти на Сибирской платформе оценивались в 1994 году в 1300 млн.т, а реализуется примерно 9-11%. Есть все основания создания в Восточной Сибири нефтяной промышленности с ежегодной добычей 25-30 млн.т. Это обеспечит собственные потребности и поставки нефти и нефтепродуктов на Дальний Восток и на экспорт.

Развитие газовой и нефтяной промышленности на территории Восточной Сибири создадут благоприятные условия для развития экономики региона, но породят социально- экономические проблемы в угольной промышленности. Так, только для Иркутской области вовлечение в ТЭБ 5-6 млрд.м³ природного газа приведёт к вытеснению из него 9-10 млн.т угля.

Анализ рынка угля показывает, что зона использования КАУ распространяется в основном в заданном направлении, а устойчивый спрос иркутских углей имеется только на Дальнем Востоке, где они конкурируют с местными углями. Но реальная энергетическая политика Дальнего Востока ориентируется на самобаланс по ТЭР.

По этому для обеспечения рынка сбыта сибирских углей (КАУ и иркутские) необходимо установить долгосрочные связи с потребителями регионов различной формы, организации переработки угля переработки угля. Здесь перспективной представляется переработка восточно- сибирских углей в метанол, потребность которого в мире оценивается в 50-75 млн.т. только для добавок к моторному топливу. Рынок метанола очень большой и экономически эффективен: экспорт, моторное масло, жидкое топливо у мелких тепловых потребителей. Особенно эффективность метанола обеспечивается при росте цен на нефтепродукты и ужесточении экологических ограничений.

Кроме переработки углей в метанол необходима организация термического облагораживания низкосортных углей Восточной Сибири. Высоко калорийное и экологически чистое твёрдое топливо в виде брикетов в первую очередь должны использоваться у бытовых потребителей и в мелких котельных.

Проблема энергоснабжения северных регионов Сибири особая задача из-за ряда особенностей этой зоны: удалённость и труднодоступность потребителей, дефицитность многих из них по топливу и электроэнергии, малая концентрация нагрузок, повышение требования к надёжности оборудования. Повышенная ранимость экосистемы. Всё это требует не стандартных технических и экономических решений. Потребительское отношение к природным ресурсам северных территорий обусловили особое состояние энергетики и наличие большого числа мелких не экономичных энерго источников.

Характеристика энергетики северных районов Восточной Сибири (1990 год.)

Таблица

Характеристика	Показатель
площадь, млн.м2	1,8
Численность населения млн.ч	0,48
Электропотребление млрд.кВтч	11,24
Топливопотребление:
`-DЕС, тыс.т у.т.	270
`-котельные, тыс. т у.т.	1200
количество DЕС, шт.	600
Средняя единичная мощность
DЕС, кВт		300-400
количество котельных, шт.	500
Средняя единичная мощность
котельной, Гкал/ч	2
удельный расход топлива
кг у.т/Гкал		240-320
цена дизельного топлива
млн.руб/т (1996г.)	3-5

Северные районы составляют 44% территории Восточной Сибири и на них проживает всего около 5% населения, а потребление электроэнергии – 8%.

Для сравнения отпускная цена дизельного топлива на заводах составила на 1.01.96г. 1-1.2 млн.руб/т, а увеличение в 3-4 раза по месту использования связано со стоимостью транспорта топлива.

Более подробно условия электропотребления северных районов рассмотрим на примере Иркутской области.

Низкая плотность и концентрация электропотребителей северных районов Сибири и ориентация на сомообеспечение и самобаланс в ТЭР делает перспективным использование не традиционных невозобновляемых источников энергии: ветроустановок, солнечных установок, биогаза и т.д. Возможно строительство мини АЭС повышенной безопасности.

Для решения вышеперечисленных проблем развития ТЭК Сибири (и не только ТЭК, а комплексного развития всех субъектов Сибири) организована Межрегиональная ассоциация “Сибирское соглашение” (МАСС).

Главными задачами деятельности МАСС в области энергетики:

На федеральном уровне:

• представительство интересов региона при рассмотрении, согласовании и принятия решения по всем основным вопросам развития и функционирования ТЭК России и его отраслей;

• отслеживание и корректировка Энергетической стратегии России в плане обоснованной реализации её основных положений, приоритетов, генеральных схем развития топливно – энергетических отраслей и программ научно- технического прогресса в ТЭК;

• государственная поддержка освоения топливно- энергетических баз Сибири и реализации межрегиональных и экспортных энергетических проектов;

• формирование и правовое обеспечение общих положений целевой, инвестиционной налоговой политики, наделённой на социально – экологическую эффективность использования Сибирских ТЭР на внутреннем и мировом, рынках энергоресурсов;

• создание условий для формирования оптовых региональных и межрегиональных рынков топлива и электрической энергии.

На региональном общественном уровне:

• разработка и периодическая корректировка энергетической стратегии Сибири с учётом изменения условий как на федеральном уровне, так и на уровне субъектов;

• подготовка и экспертиза законопроектов, постановлений федеральных и местных органов по вопросам энерго -, топливообеспечения потребителей Сибири;

• формирование и согласование межрегиональных цен и тарифов на ТЭР и объёмов их поставок;

• проведение экспертиз инвестиционных, инновационных и других проектов, затрагивающие интересы нескольких территорий;

• выбор приоритетов и очерёдности инвестирования энергообъектов, имеющих общерегиональное значение;

• создание организационных и инвестиционных фондов.

На территориальных условиях:

• разработка и корректировка энергетических программ для своих территорий;

• разработка законодательной базы, обеспечивающей создания на территориях социально- ориентированной и экологически чистой энергетики;

• формирование налоговой политики, рентных платежей, стимулирующих высококачественное использование ТЭР;

• формирование территориальных цен и тарифов на ТЭР;

• обеспечение бесперебойного энерго-, топливоснабжения потребителей;

• разработка механизмов реализации энергоснабжения;

• обеспечение рациональных масштабов вовлечения местных ТЭР и нетрадиционных источников энергии.

Выводы по анализу и проблемам ТЭК Сибири:

1.Сибирь даёт 75% всех производимых в России ТЭР.

Однако все ранее разработанные энергетические программы отличались потребительским к ней отношением, игнорировали её социально – экологические и экологические проблемы, а также не учитывали принципиально новые задачи самоутверждения России в Восточном геополитическом направлении и Азиатско – Тихоокеанском регионе.

2.Необходима специальная энергетическая стратегия Сибири (ЭСС) с приоритетными направлениями: форсированное создание и развитие газовой промышленности в восточном геополитическом направлении с целью газификации Сибири и Дальнего Востока и экспорта в страны АТР; обеспечение устойчивого развития угольной промышленности, обеспечение природоохранного и эффективного топливо и энерго снабжения зон Севера, Байкала и др.

3.Разработка ЭСС должна активизировать роль межрегиональной Ассоциации «Сибирское соглашение», а также определить задачи и ответственность органов власти различных уровней (федерального, общесибирского и территориальных) по формированию энергетических программ, их корректировки и выполнению.

5. СОВРЕМЕННЫЕ ПРБЛЕМЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ.

Теплоэнергетика как наука, изучающая способы и системы использования теплоты сгорания топлива и превращения тепловой энергии в другие её виды (прежде всего в электрическую) оказывает важнейшее влияние на экономику страны. Уровень состояния теплоэнергетики в стране во многом определяет возможность развития других отраслей народного хозяйства и в конечном итоге технический прогресс. Об этом свидетельствуют последние годы, когда кризисное состояние ТЭК страны, вызвавшее недопустимый скачок цен на энерго ресурсы, привело к резкому спаду производства необходимых товаров, почти полной остановке речного флота, экономической убыточности многих предприятий. Кроме того, многократное увеличение на электрическую и тепловую энергию не привело к ожидаемому уменьшению их удельных расходов и экономии топлива. Так, при уменьшении производства всех видов продукции в 2-3 раза общий расход электроэнергии уменьшился всего на несколько %. Причин этому много и, вероятно, главными являются разрушение экономических связей и экономический хаос. Не малое значение имеет и технический застой в теплоэнергетики. Эксплуатируется изношенное устаревшее оборудование, сохраняются низкоэкономичные системы теплоснабжения с высокой аварийностью и громадными потерями энергии. Всё это приводит к ежегодному перерасходу 100 млн.тонн топлива.

Главной проблемой, которую необходимо решать не медленно, это создание новых типов теплоэнергетических установок, позволяющих снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на 35-40%. Это вполне реальная цифра, если сравнить КПД современных КЭС в 38% с КПД новых ПГУ в 52-54%. При этом важно повысить надёжность работы оборудования и установок в целом, т.е. достижения высокой экономичности ПГУ при наиболее простой их тепловой схеме. По этой причине не получили распространение ГТУ по схеме проф. В.В. Уварова, поскольку в одном энергоблоке комплектуется 7-8 турбин и компрессоров. По этому решающее значение приобретает выбор термодинамического цикла ТЭС. Ещё 30 лет назад в книге «Парогазовые установки ЭС» (М.: Энергия, 1965г.) А.И. Андрющенко показал, что наилучшим циклом ПГУ является бинарный, с высокотемпературным сжатием воздуха и «Треугольным утилизационным паровым циклом». За рубежом опыт развития ПГУ подтвердил это.

Улучшение экологических показателей не всегда снижает экономичность работы ТЭС. Примером служит впрыск воды в сжатый воздух в ГТУ с регенерацией. Насыщение воздуха в таких ГТУ повышает эффективность регенерации, снижает температуру уходящих газов, а в камере уменьшается образование окислов азота.

В ГТУ применяется природный или искусственный газ, попытки применять другие газы в качестве рабочих тел не дали должного эффекта. Здесь может выступить ограничением рабочие температуры материалов, которые в настоящее время не превышают 800 ⁰С. Пол этой же причине чисто паротурбинные установки, не смотря на достижение самых низких температур отвода теплоты в цикле, не позволяют повысить КПД КЭС с выше 45% при самых ультравысоких параметрах и усложнениях цикла.

Когда закончится «газовый бум», главным видом энергетического топлива станут угли. Уже десятки лет энергетики многих стран пытаются создать ГТУ работающей на твёрдом топливе, а также эффективные установки по его газификации. Не даёт должных результатов подземная газификация углей. Остаётся перспективным сжигание твёрдых топлив в паротурбинных установках. Но попытки создания энергоблоков на сверхвысокие параметры («ультравысокие») – давление 35 МПа и температура пара 650 ⁰С с трёх кратным перегревом не обеспечит КПД более 45%, а КПД перспективных ПГУ на угле более 50%.

Особое значение для достижения экономии топлива имеет теплофикация. Согласно общепринятому определению под этим термином понимается централизованное теплоснабжение потребителей теплоты на базе её комбинированной выработки на ТЭЦ. В 30-е годы, когда в нашей стране быстрыми темпами развивалась теплофикация, достигалась огромная экономия топлива. Она достигалась как за счет вытеснения отопительных котельных с КПД меньшим на 1/3 котлов ТЭЦ, так и за счет выработки электроэнергии, которая на блочных КЭС производилась с КПД около 0,25.

Однако за прошедшие десятилетия произошли существенные изменения в экономичности действующих теплофикационных систем. Прежде всего, КПД КЭС вырос до 0,38-0,40, а КПД индивидуальных отопительных установок на природном газе выше, чем на ТЭЦ.

Если же учесть затраты на перекачку сетевой воды в крупных и сложных системах теплоснабжения, её утечки и тепловые потери в сетях, то сама централизация теплоснабжения теперь вызывает не экономию, а значительный перерасход топлива в энергосистеме. В этих условиях общая экономия топлива в системе достигается при высокой концентрации тепловых потребителей и значительном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Имеется и второй путь–создание централизованной теплофикации на базе мелких ПТУ или ДВС, размещаемых совместно с экономичными котлами-утилизаторами.

Полная автоматизация мини-ТЭЦ при установке их непосредственно у потребителей обеспечивают высокую их экономичность. Экономический эффект достигается главным образом за счет уменьшения капиталовложения и повышения надёжности теплоснабжения.

Эффективность теплоснабжения можно повысить за счет совместной работы основных ТЭЦ и мини-ТЭЦ, последние работают в пике графика теплофикационных нагрузок.

Для обоснованного выбора той или иной системы теплофикации и типа оборудования мини-ТЭЦ, надо иметь соответствующие показатели их работы и эффективности. В настоящее время практически нет объективного универсального системного показателя эффективности ТЭЦ и систем теплофикации. Используемая сейчас Минэнерго КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии и соответствующий ему удельный расход топлива (В_Э) оказывается независящим от совершенства цикла ТЭЦ и удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. К этому следует добавить, что практически не учитывается, что отпускаемая тепловая энергия участвовала предварительно в выработке электроэнергии.

А физический метод распределения затрат на топливо и другие составляющие издержек односторонне направлен на повышение экономичности только электрической энергии. Этим самым повышается стоимость тепловой энергии, и потребителям стало экономичнее покупать тепловую энергию у местных источников, чем у ТЭЦ (или организаций типа «Теплоэнерго»).

Рассмотренные выше задачи направлены на достижение экономии топлива при производстве тепловой энергии. Не меньшую, а, пожалуй, большую экономию топлива можно получить путём энергосбережения у потребителей. Здесь эффект проявляется как в снижении мощности теплоподготовительных установок, так и в снижении платы потребителей. Для этого необходима целевая программа энергосбережения при материальной поддержке предприятий со стороны государства и региональных властей.

Мы уже рассмотрели некоторые возможности и перспективы ГТУ и ПГУ средней и малой мощности (мини-ТЭЦ). Возрастающая роль мини-ТЭЦ обусловлена и новыми условиями развития энергетики страны:

• значительное сокращение централизованных инвестиций в развитие электроэнергии и теплоснабжения и переход к финансированию строительства мини-ТЭЦ за счет внебюджетных фондов, собственных средств энергосистем, бюджетов потребителей энергии;

• значительный рост тарифов на электроэнергию, отпускаемую крупными энергообъединениями, что стимулирует потребителей создавать собственные электро- и тепловые источники;

• повышение требований к экологической чистоте объектов теплоэнергетики, что может быть решено путём развития теплофикационных ГТУ и ПГУ;

• необходимость рационального использования природного газа, что обеспечивается в первую очередь на теплофикационных установках;

• стремлением отдельных предприятий и энергообъединений к самобалансу производства и потребления энергии;

• конверсия предприятий оборонного комплекса, перевод заводов-изготовителей авиационных и судовых газотурбинных агрегатов (ГТА) на нужды стационарной энергетики.

Важным преимуществом теплофикационных ГТУ небольшой мощности (мини-ТЭЦ) является возможность блочной поставки и быстрого ввода в эксплуатацию в любой местности.

Применение мини-ТЭЦ с ГТУ в нашей стране сдерживается из-за несогласованных действий разработчиков и изготовителей ГТА и электрогенераторов к ним, котлов-утилизаторов, компрессоров и других комплектующих агрегатов и средств автоматики. Основным фактором сдерживания изготовителей и проектировщиков является экономическая неопределённость условий эксплуатации и рынка сбыта.

Теплофикационные установки малой мощности могут быть созданы на основе ГТА, разработанных НПО им. В.Я.Климова (табл.4.8), и ГТА средней мощности с разрезным валом, изготавливаемых на заводах России и Украины (табл. 4.9).

Характеристики ГТА малой мощности НПО им. В.Я.Климова.

Таблица 4.8

Показатель	ГТД-1250	ТВ 2-117	ТВ 3-117	ТВ 7-117
Мощность, кВт	810	1100	1100	1835
КПД , %	26,7	22,4	24,5	30
Расход воздуха, кг/с	4,48	8,1	7,67	7,95
Степень сжатия	10,19	6,3	7,53	14,2
Температура, оС:
Начальная	939	840	803	112,7
за ГТА	465	440	410	507

Характеристика ГТА средней мощности с разрезным валом

Таблица 4.9

Показатель	Изготовитель и марка
		ПО "Машпроект"	ПО "Труд"	НПО "Сатурн"
		ГТГ-6	ГТГ-15	ГТ-17	НК-38	АЛ-3 СТ
электрическая
мощность, МВт	6,3	15	17	16	16
год создания	1991	1991	1993	1995	1993
КПД,%		31	28,1	34,5	38	35
расход воздуха кг/c	30,4	97,9	75	54	55
температура газов
перед турбиной	1000	863	1070	1203	1194
за турбиной	414	359	413	443	522

Приведённые характеристики ГТА позволяют объединить самые разнообразные требования потребителей. Создание мини – ТЭЦ возможно по следующим схемам:

• при отпуске тепловой энергии потребителям только за счёт утилизации тепла уходящих газов ГТА в котлах – утилизаторах (утилизационная схема);

• при использовании уходящих газов ГТА в качестве окислителя для сжигания топлива в топке обычного парового или водогрейного котла (сбросная схема);

• при использовании для покрытия пиковой тепловой нагрузки тепла топлива, сжигаемого перед котлом – утилизатором в дополнительной камере сгорания в среде уходящих газов (комбинированная схема).

Утилизационная схема обеспечивает максимальную электрическую мощность установки при заданном тепловом потреблении, однако, тепловая экономичность такой ГТУ невелика из-за большого избытка воздуха в уходящих газах. Для этой схемы необходимо разработать и освоить выпуск котлов – утилизаторов, допускающих работу ГТУ в северных регионах:

• чисто утилизационным, являющемся расчётным режимом ГТУ;

• автономном, при котором отпуск теплоты при остановке ГТА обеспечивается при сжигании газа или мазута в среде холодного воздуха;

• комбинированном – при сжигании газа или мазута в среде уходящих газов ГТА, что позволяет отказаться от установки пиковых водогрейных котлов.

Сбросная схема обеспечивает максимальное использование теплоты сгорания топлива, однако, электрическая мощность ГТУ при заданном тепловом потреблении минимальна. Значительное преимущество сбросной схемы заключается в том, что в ней могут использоваться серийно выпускаемые водогрейные и паровые котлы с незначительной реконструкцией горелочного фронта. Для паровых котлов необходимо также провести и ре конструкцию их конвективной части с установкой вместо воздухоподогревателя, экономайзера и калориферной установки для обеспечения работы котла и при остановленном ГТА.

Практически имеется возможность экономичные теплофикационные ГТУ по сбросной схеме с котлами различных типоразмеров, часть которых приведена в таблице 4.10

Основные показатели мини – ТЭЦ с ГТУ средней мощности, реализуемых по сбросной схеме

Таблица 4.10

электрическая	удельный расход	типоразмер
мощность ГТУ МВт	условного топлива на отпуск	оборудования
		электроэнергии	теплоты	ГТА	котла
1,8	144	38,9 (163)	ТВ7-117	DКВР-20
16	140	38,7 (162)	НК-38	Е-160-14
16	140	39,4 (165)	НК-38	КВГМ-100
20	141	38,4 (163)	АЛ-31 стэ	Е-160-14
20	140	39,4 (165)	АЛ-31 стэ	КВГМ-100

Все типы отечественных ГТА характеризуются значительным содержанием окислов азота в уходящих газах, в 2-3 раза превышающим условные нормы. Поэтому при использовании, например, утилизационной схемы необходимо осуществлять специальные мероприятия для подавления образования окислов азота в процессе сгорания топлива, либо очищать уходящие газы. В числе таких мероприятий может быть впрыск воды в проточную часть компрессора, воды или пара в камеру сгорания или каталитический способ очистки уходящих газов от оксидов азота. При применении же сбросной схемы и сжигании в топке котла природного газа с использованием современных горелочных устройств содержание оксидов азота в уходящих газах не превышает установленных норм.

Экономичность мини ТЭЦ с ГТУ достаточно высока по сравнению с паротурбинной ТЭЦ: на ТЭЦ с турбинами типа Р удельный расход топлива на отпускаемую электроэнергию составляет 160-165 г у.т./(кВт.ч), а на мини ТЭЦ с ГТУ – 140 – 144г у.т./(кВт.ч); удельный расход топлива на тепловую энергию для ТЭЦ составляет примерно 170кг у.т./Гкал, а для мини ТЭЦ – 163-165кг у.т./Гкал. Также низкие удельные расходы топлива для мини ТЭЦ с ГТУ по сбросной схеме обусловлены их простой тепловой схемой, исключающей утечки пара и конденсата, характерные для паротурбинных ТЭЦ, а также небольшим расходом электроэнергии на собственные нужды.

Важным условием в эффективности применения ГТУ малой и средней мощности на мини ТЭЦ является возможность их установки в действующих котельных при реконструкции и модернизации последних.

Для оценки экономической эффективности в условиях рыночной экономики в качестве основных показателей могут быть использованы: внутренняя норма доходности, срок окупаемости капиталовложений и рентабельность.

Экономическую эффективность малой энергетики рассмотрим на примере сравнения между собой комбинированной и раздельной схем электроснабжения для условий Северо- Западных районов России.

В качестве источников электроэнергии в выполненных расчётах принимались ГТУ, ПГУ и дизель электростанции (DВС)

Основные показатели раздельной схемы электроснабжения

(по сравнению с ГТУ – ТЭЦ)

Таблица 4.11

Показатель	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
	10	20	50	100
годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал	26	52	130	260
годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч	11	27,5	88	220
годовой расход топлива на
производство тепловой энергии тыс.т.у	4,6	9,1	22,8	45,5
относительная величина топливной
составляющей затрат на производство
теплоты %	25	40	55	60
топливная составляющая затрат
на производство теплоты тыс.дол.	232	456	1149	2293
полные затраты на тепло тыс.дол.	928	1148	2089	3822
затраты на электроэнергию тыс.дол	630	1150	5000	12500
суммарные затраты млн.дол.	1,56	2,7	7,09	16,32
суммарные капиталовложения млн.дол	2,25	4	8,8	15

Основные показатели комбинированной схемы энергоснабжения на базе ГТУ

Таблица 4.12

Показатель	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
	10	20	50	100
годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал	26	52	130	260
электрическая мощность МВт	2	5	16	40
годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч	11	27,5	88	220
годовой расход топлива тыс.ту.т	6,3	14,8	39,3	88,2
затраты на топливо тыс.дол	320	746	1971	4445
относительная величина топливной
составляющей затрат %	25	40	55	60
суммарные ежегодные затраты млн.дол.	1,28	1,87	3,58	7,41
капиталовложения в ТЭЦ млн.дол	1,8	4	11,2	24
капиталовложения в пиковую
котельную млн.дол	1,53	2,36	5,26	7,8
суммарные капиталовложения млн.дол	3,33	6,36	16,45	39,1
экономия ежегодных затрат в комбини-
рованную схему электроснабжения м.дол.	0,28	0,83	3,51	8,91
перерасход капиталовложений в ТЭЦ
по сравнению с раздельной схемой
энергоснабжения млн.дол	1,08	2,36	7,65	24,1
коэффициент аннуитета (при банковс-
ком проценте за кредит в 8%)	0,258	0,352	0,459	0,37
срок окупаемости капиталовложений, лет	4,5	3,5	3,5	3,2
внутренняя норма доходности при
сроке выплаты за кредит в 5 лет %	10	22	35	25

Аналогичные расчёты также выполнялись для DВС. Из полученных данных следует:

Во всём диапазоне заданной тепловой нагрузки ГТУ оказывается эффективное разделение схемы энергоснабжения. При этом срок окупаемости капиталовложений составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности от 10% при расчётной тепловой нагрузке Q_ор=10Гкал/ч возрастает до 25% - 35% при Q_ор>50Гкал/ч (при сроке выплаты за кредит в 5 лет).

При рассмотрении комбинированной схемы с DВС полученные экономические показатели оказываются значительно хуже, чем для ГТУ. Так, при Q_ор=10Гкал/ч срок окупаемости капиталовложений превышает 100 лет, а при Q_ор=20Гкал/ч – около 8 лет. Это связано с тем, что удельные капиталовложения для DВС существенно превышают их значение для ГТУ (примерно на 30%) и достигают 1000-1100 дол/кВт при Q_ор=10-20Гкал/ч.

При применении ПГУ срок окупаемости капиталовложений составляет 4.5 года, а величина ВНD-11.5% при выплате за кредит в течение 5 лет и 24% при сроке в 10 лет.

Основные показатели раздельной схемы энергоснабжения при учёте в комбинированной схеме ПГУ – ТЭЦ

Таблица 4.13

Показатель	Тепловая нагрузка
Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Затраты на производство тепловой энергии млн.дол суммарные затраты на электроэнергию млн.дол ежегодные затраты млн.дол капиталовложения в котельную млн.дол	260 446 3,82 25,42 29,24 15

Основные показатели комбинированной схемы электроснабжения с ПГУ

Таблица 4.14

Показатели

Тепловая нагрузка 100Гкал/ч

Электрическая мощность Мвт Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Годовой расход топлива тыс.т у.т. Затраты на топливо млн.дол Относительная величина топливной составляющей затрат % Суммарные ежегодные затраты млн.дол Капиталовложения в ТЭЦ млн.дол Капиталовложения в пиковую котельную млн.дол Суммарные капиталовложения млн.дол Тоже, с учётом динамики млн.дол Экономия ежегодных затрат в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой мл.дол. Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой м.дол. Коэффициент аннуитета Срок окупаемости капиталовложений лет. Внутренняя норма доходности при выплате за кредит в течении 5 лет % Тоже, в течение 10 лет %

81 260 446 129 6,502 50 13 53,46 6,9 60,36 74,2 16,24 59,2 0,274 4,5 11,5 24

Выполненные расчёты позволили определить состав основного оборудования для рассматриваемых мини ТЭЦ в зависимости от величины тепловой нагрузки.

Состав основного оборудования мини ТЭЦ

Таблица 4.15

ТИП	Тепловая нагрузка Гкал/ч
	10	20	50	100
ГТУ	2хГТА-1*	2хГТА-2.5	2хГТА-8	2хГТА-20
	тип ТВД-1500	тип ГТД-2500	тип ГТД-8000	тип АЛ-31 СТЭ
	2хКУ-1.6	2хКУ-4.1	2хКУ-10	2хКУ-24
DВС	2хDВС-1.5	2хDВС-3.5
	2хУК-1.65	2хУК-3.85
ПГУ				3хГТА-20
				3хТ-7-3.5
				3хКУ-29-4
				Q=3х18Гкал/ч

Примечание: КУ- котёл утилизатор; УК – утилизационный контур;

* - электрическая мощность Мвт;

^ХХ- тепловая мощность Гкал/ч.

Из полученных данных видно, что единичная мощность паровой турбины для ПГУ достигает 7 Мвт, а производительность КУ – от 1.6 до 20 Гкал/ч. При этом используются как судовые (ГТD), так и авиационные (ТВD, АЛ) газовые турбины. Для ТЭЦ с DВС единичная мощность дизель- генераторов составляет 1.5 – 3.5 Мвт в зоне тепловых нагрузок 10-20 Гкал/ч.

Данное оборудование выпускается отечественными заводами военного производства и может использоваться с незначительной реконструкцией для нужд малой энергетики.

Величина расчётного коэффициента теплофикации изменяется от 0.32 до 0.48 для ГТУ, от 0.33 до 0.38 для DВС и составляет 0.54 для ПТУ, что лежит в зоне, близкой к континуму.