IV Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2012

 

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность данной темы обосновывается тем, что в энергетическом хозяйстве России назрела серьезная проблема - проблема несоответствия объема, структуры и технического состояния мощностей быстро растущему спросу на электроэнергию и, как следствие, нарушение топливно-энергетического баланса. Поэтому уже сегодня электроэнергетика может стать настоящим тормозящим фактором для развития всей экономики страны. Опережающий рост потребления электроэнергии требует активизации энергосбережения и масштабного ввода новых генерирующих мощностей. Для этого необходимы значительные инвестиции, однако сложившаяся практика формирования тарифов на электроэнергию делает инвестиции в электроэнергетику непривлекательными. По мнению специалистов Института энергетических исследований РАН,  атомная и гидроэнергетика до 2020 г. в лучшем случае покроют не более трети дефицита, основную часть потребности в новой мощности должна будет обеспечить тепловая генерация.

В России централизованные системы электроснабжения основываются на крупных ГРЭС с мощными паровыми турбинами, энергия от которых распределяется по сложной системе сетей, что имеет определенные преимущества, так как при строительстве крупных станций снижается стоимость киловатта установленной мощности. Однако оборудование этих станций сильно изношено, отчего надежность и качество снабжения как электрической, так и тепловой энергией снижается до критического уровня. Растут себестоимость и тарифы на производимую энергию. К тому же одним из условий вступления России в ВТО является приведение цен на энергоносители к общемировому уровню.

С 1 января 2011 года вся электроэнергия поставляется по нерегулируемой цене (согласно п. 50 Постановления Правительства РФ N643 от 24.10.2003 года, в редакции от 07.04.2007 года); дополнительными затратами станет оплата почасовых отклонений потребления электрической мощности (в связи с планируемым вступлением в силу «Правил коммерческого учета электроэнергии...» и согласно Разделу XII «Правил розничного рынка электроэнергии...», утвержденных Постановлением Правительства РФ №530 от 31.08.2006 года); большой проблемой станет оплата отклонений от значений соотношения потребления активной и реактивной мощности (Приказ Минпромэнерго № 49 от 22.02.2007 года) с момента принятия Федеральной службой по тарифам соответствующей методики расчета. В связи с данными обстоятельствами тема изучения данной работы является достаточно актуальной и своевременной.

Объектом изучения данной работы выступает процесс совместной выработки  электроэнергии и тепла на ТЭЦ.

Предметом исследования является использование энергосберегающего оборудования для наиболее полного использования энергии первичного источника (органического топлива), а также его экономическая и экологическая оценка.

Целью изучения работы является необходимость дать оценку перспективе внедрения процесса когенерации в энергетике России и обозначить необходимость повсеместного использования энергосберегающих технологий в этой отрасли.

Задачи исследования:

• 1. Выбор наиболее эффективного пути развития малой энергетики.
• 2. Расчет экономической выгоды от применения энергосберегающих технологий.
• 3. Ориентировочная оценка срока окупаемости установки энергосберегающих турбин.
• 4. Оценка экологической стороны вопроса применения систем когенерации.
• 5. Определение влияния параметров пара на абсолютный КПД паровой турбины.
• 6. Оценка эффективности применения систем тригенерации для одновременного производства электроэнергии, тепла и холода.
• 7. Оценка возможности завоевания рынка энергетического оборудования России иностранными производителями.

 

1. КОГЕНЕРАЦИЯ КАК ПУТЬ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

1.1. Распределенная система электроснабжения

Для сопоставления объемов производимой и потребляемой электроэнергии обратимся к следующему графику (рис 1.), опубликованному в журнале «Энергетика сегодня» [11].

Выход из сложившейся ситуации заключается в ускоренном развитии распределенной электрической системы, состоящей из множества преимущественно мелких источников, находящихся непосредственно у потребителей. Такая система обеспечивает дополнение и резервирование централизованных систем. При этом потребитель, например промышленное предприятие, обладающий собственным источником энергии, во-первых, получает ее по себестоимости, которая в разы ниже тарифов; во-вторых, повышает надежность энергоснабжения; в-третьих, может получать дополнительные выгоды от продажи электроэнергии соседям; в-четвертых, снижает пиковые нагрузки, что приведет к увеличению срока службы оборудования; в-пятых, может максимально использовать дешевое местное топливо, что особенно выгодно при замещении дизельных электростанций.

1.2. Использование потенциала водяного пара

Важным этапом в создании распределенной сети производства электроэнергии является выбор источников. Из существующих источников доминирует водяной пар, который вырабатывается для сетевого теплоснабжения и промышленных нужд котельными или теряется в производственных циклах нефтехимических, металлургических и других производств.

В России десятки тысяч источников водяного пара, и предназначенный для их реализации паротурбинный привод имеет существенное преимущество - это высокий ресурс [15]. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара, 4 МПа и менее, он составляет 300 000ч - 350 000 часов. Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снижает издержки технического обслуживания. Паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т. д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, что дает дополнительные выгоды от снижения затрат на его транспортировку.

В современных условиях функционирования предприятий, большое внимание уделяется экономии топливно-энергетических ресурсов. Существенно изменяется подход к использованию ТЭР на предприятии. Если ранее в условиях наращивания объемов выпуска продукции главной задачей ставилось обеспечение производства необходимым количеством энергии, то в настоящее время и на ближайшую перспективу первоочередной задачей является экономное расходование энергетических ресурсов и повышение эффективности их использования.

1.3. Сущность процесса когенерации

Обычный (традиционный) способ получения электричества и тепла заключается в их раздельной генерации (электростанция и котельная). При этом значительная часть энергии первичного топлива не используется. Можно значительно уменьшить общее потребление топлива путем применения когенерации (совместного производства электроэнергии и тепла) [15].

Когенерация есть термодинамическое производство двух или более форм полезной энергии из единственного первичного источника энергии.

Две наиболее используемые формы энергии - механическая и тепловая. Механическая энергия обычно используется для вращения электрогенератора. Вот почему именно следующее определение часто используется в литературе.

Когенерация есть комбинированное производство электрической (или механической) и тепловой энергии из одного и того же первичного источника энергии [2].

Произведенная механическая энергия также может использоваться для поддержания работы вспомогательного оборудования, такого как компрессоры и насосы. Тепловая энергия может использоваться для отопления, как это показано на рис.2 [16].

В настоящее время на рынке энергетического оборудования предлагаются турбоустановки (энергосберегающие паровые турбины, турбогенераторы, турбоприводы), предназначенные для выработки дешевой электроэнергии и привода вспомогательных механизмов котельной (компрессоры, насосы, вентиляторы и т.д.).

2. ПРИМЕНЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТУРБИН

2.1. Схема включения паровой турбины

Паровые котлы производят пар определенных стандартных параметров, но различным технологическим процессам необходим пар различных параметров. В редком случае давление и температура только что произведенного «свежего» пара удовлетворяют требованиям технологического потребителя, в большинстве же случаев требуется предварительно понизить его давление и температуру. Поэтому между источником пара и его технологическими потребителями устанавливается редукционно-охладительная установка (РОУ, БРОУ, РУ). В ней за счет процесса дросселирования и впрыска холодной воды снижается, соответственно, давление и температура пара. РОУ практически не требует каких эксплуатационных затрат, но и прямой прибыли от ее работы нет.

В энергосберегающей турбине снижение потенциала пара - следствие совершаемой им работы. Пар, проходя через лопаточный аппарат паровой турбины, приводит в движение ротор турбины, при этом понижается его давление и температура. Различие в том, что пройдя через турбину, пар совершает полезную работу, а пройдя через РОУ - бесполезно теряет часть своей энергии.

Паровые противодавленческие турбины можно эффективно использовать уже в существующих котельных, переводя их в режим мини-ТЭЦ. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной (рис.3) .

Паровой котел вырабатывает перегретый пар, который поступает на лопасти паровой турбины с противодавлением. Потребитель использует пар давлением 0,5МПа. В случае выхода из строя турбины или при необходимости ограничить расход пара в турбине предусмотрена обводная линия, соединяющая клапан отбора пара из котла с РОУ.

Пар, идущий на технологический процесс или отопление, направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.

Высокая надежность и простота в эксплуатации в сочетании с современным уровнем развития информационных технологий позволяют создать на базе паровых турбин автоматизированные энергетические установки. В работе таких комплексов человек практически не принимает участия, тем самым повышается надежность работы, т. к. исключается «человеческий фактор», сводятся к минимуму возможности совершения ошибки и эксплуатационные затраты. На сегодняшний день именно на базе таких автоматизированных паротурбинных энергетических установок целесообразно строительство распределенной электрической системы.

 

2.2. Расчет экономической выгоды от установки энергосберегающего оборудования

Рассмотрим пример, когда на предприятии имеется котел ДКВР-6,5-13, который используется на 100% своей мощности, а именно работает с параметрами свежего пара на выходе 1,4 МПа и расходом 6,5 т/час, с ориентировочной тепловой нагрузкой 4,3МВт, а для обеспечения подогрева сетевой воды наружной тепловой сети требуется  пар давлением 0,7 МПа. В таком случае и устанавливается, как правило, редукционная установка, которая и обеспечивает необходимые параметры пара.

Если параллельно РУ установить противодавленческую энергосберегающую турбину, то будет получен источник электроэнергии мощностью около 150 кВт.

Для определения экономической эффективности энергосберегающего оборудования обратимся к цифрам:

К примеру, на предприятии потребление электроэнергии составляет 1200000 кВт·ч/год. Стоимость закупки у государства 3,13 руб./кВт·ч. Это значит, что затраты на закупку электроэнергии составят 3 756 000 руб./год.

После установки паровой турбины для выработки все тех же 1 200 000 кВт·ч/год (собственное потребление), себестоимость одного вырабатываемого киловатта электроэнергии составит ≈ 0,8 руб. (с учетом всех существующих издержек).

Итого затраты на выработку 1 200 000 кВт·ч/год, составят всего лишь 960 000 руб./год (0,8*1 200 000).

Не сложно посчитать, что на данном мероприятии предприятие зарабатывает 3 756 000 руб./год - 960 000 руб./год = 2 800 000 руб./год. [18]

Высокая экономическая выгода объясняется следующими достоинствами современных энергосберегающих турбин малой мощности[15]:

• минимальный расход пара на турбину всего 2,5 тонны в час
• работа турбоустановки на насыщенном пару с номинальным давлением свежего пара от 0,6 МПа;
• безнапорная система смазки (отсутствие маслобака, системы маслонасосов, фильтров, маслоохладителей и прочего оборудования) - уменьшение стоимости турбоустановки и её обслуживания;
• пониженный расход пара на холостой ход - активная мощность уже на уровне 10 % от номинальной, что обеспечивает расширенный диапазон рабочих нагрузок (10 - 100 %);
• управление только автоматикой, исключение человеческого фактора при обслуживании турбин;
• рабочая частота вращения турбины 3000 или 1500 об/мин - отсутствие редукторных устройств в турбогенераторной установке;
• небольшие габариты и компактность - монтаж установки непосредственно в котельном отделении;
• Срок монтажа - 1 неделя;
• простота конструктивного исполнения турбоустановки, системы контроля и управления - быстрый прогрев, пуск и выход на требуемую мощность;
• микропроцессорная система управления, контроля, защит и сигнализации.

2.3. Оценка срока окупаемости установки энергосберегающего оборудования

Срок окупаемости в первую очередь зависит от правильно подобранного оборудования, поэтому при рассмотрении вопроса об установке энергосберегающей турбины малой или средней мощности необходимо учитывать следующие моменты[6]:

Во-первых, необходимо обеспечить максимальную загрузку турбины в течение года, другими словами, лучше установить турбину меньшей мощности и меньшей стоимости, но с максимальным числом часов работы в году.

Во-вторых, выгоднее установить турбопривод к какому-либо насосу или мощному вентилятору, чем турбину с генератором, в виду того, что турбина без генератора значительно дешевле, а значит быстрее окупится.

И, в-третьих, в некоторых случаях, когда пар, поступающий в турбину, влажный, для увеличения срока службы лопаточного аппарата турбины необходимо отдать предпочтение турбине с более низким КПД.

Следует отметить, что срок окупаемости напрямую зависит от тарифов на электроэнергию для предприятия или источника теплоснабжения, поэтому при экономическом расчете рекомендуется учитывать ожидаемые повышения тарифов, которые, в свою очередь, только увеличивают экономическую эффективность установки энергосберегающей турбины.

При внедрении энергосберегающих турбин малой мощности от 100кВт до 1000 кВт, за счет использования уже имеющегося в котельной оборудования стоимость 1 кВт установленной мощности "под ключ" составляет от 300 до 600 USD в зависимости от мощности и типа турбины, что более, чем в два раза меньше, чем при строительстве новой ТЭЦ. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой мини-ТЭЦ, особенно при установке турбин с противодавлением, может быть значительно (в несколько раз) ниже, чем в сети [12].

2.4. Экологическая выгода от использования процесса когенерации

Производство энергии - главный источник загрязнения. Когенерация, используя первичное топливо в два-три раза эффективней традиционной энергетики, снижает выбросы загрязняющих веществ (оксида азота, двуокиси серы и летучих органических соединений) в 2-3 раза, в зависимости от конкретного случая [3].

В настоящее время, электростанции ответственны за 2/3 суммарных национальных выбросов двуокиси серы (SO₂), 1/4 окиси азота (NO_x), 1/3 ртути (Hg) и 1/3 выбросов двуокиси углерода (CO₂), основного парникового газа. Эмиссии способствуют усугублению серьезных экологических проблем, включая глобальное изменение климата, кислотные дожди, смог, загрязнение водных артерий и эутрофикации важнейших водоемов (процесса, при котором образуется переизбыток питательных веществ, что приводит к быстрому росту водных растений и подавлению других форм жизни, а также избыточному образованию ила). Те же самые эмиссии вносят свою лепту в многочисленные проблемы со здоровьем, такие как хронический бронхит и обострение астмы, и др. заболеваний, особенно у детей.

Новые крупные электростанции наносят главный удар по экологии. Станции когенерации малы и обычно расположены внутри существующих зданий и заводов. Кроме того, уровень их выбросов на порядок ниже уровня крупных электростанций.

Системы когенерации могут быть особенно полезны в районах, где развитие ограничено вследствие экологических рамок.

 

3. ВАРИАНТЫ ИСПОЛНЕНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН

По ГОСТ 3618-82 приняты следующие обозначения типов паровых турбин. Первая буква характеризует тип турбины [1];

К - конденсационная;

Т - теплофикационная с отопительным отбором пара;

П - теплофикационная с производственным отбором пара для промышленного потребителя;

ПТ - теплофикационная с производственным и отопительным регулируемыми отборами пара;

Р - с противодавлением;

ПР - теплофикационная с производственным отбором и противодавлением; ТР - теплофикационная с отопительным отбором и противодавлением;

ТК - теплофикационная с отопительным отбором и большой конденсационной мощностью;

КТ - теплофикационная с отопительными отборами нерегулируемого давления.

После буквы в обозначении указывается мощность турбины, МВт (если дробь, то в числителе номинальная, а в знаменателе максимальная мощность), а затем начальное давление пара перед стопорным клапаном турбины, МПа (кгс/см² в старых обозначениях). Под чертой для турбин типов П, ПТ, Р и ПР указывается номинальное давление производственного отбора или противодавление, МПа (кгс/см²).

В зависимости от назначения паровые турбины тепловых электростанций могут быть базовыми, несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми, кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд, обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках, близких к полной (около 80 %), от пиковых - возможность быстрого пуска и включения в работу, от турбин собственных нужд - особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).

 

3.1. Конденсационные паровые турбины

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу [4]. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум (Рис.2, [12]).

Описание данной схемы: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) попадает на рабочие лопатки паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины, который расположен на одном валу (4) с электрическим генератором (5). Отработанный пар из турбины направляется в конденсатор (6), в котором, охладившись до состояния воды путём теплообмена с циркуляционной водой (7) пруда-охладителя, градирни или водохранилища по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть полученной энергии используется для генерации электрического тока.

Конденсационные турбины выпускают стационарными и транспортными.

Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами. Тепловые электростанции, на которых установлены конденсационные турбины, называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций - электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и, иногда, для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков. Доказано, что чем больше мощность турбогенератора, тем он экономичнее, и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.

Частота вращения ротора стационарного турбогенератора пропорциональна частоте электрического тока 50 Герц (синхронная машина). То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту, на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту. Частота электрического тока является одним из главных показателей качества отпускаемой электрической энергии. Современные технологии позволяют поддерживать частоту сети с точностью до 0,2 % (ГОСТ 13109-97). Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока, в котором наблюдается подобный сбой.

 

3.2. Теплофикационные паровые турбины

Теплофикационные турбины могут иметь один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара (Рис.5 [12]) и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3-3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК [15].

Описание работы теплофикационной турбины: Свежий (острый) пар из котельного агрегата (1) по паропроводу (2) направляется на рабочие лопатки цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины (3). При расширении, кинетическая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который соединен с валом (4) электрического генератора (5). В процессе расширения пара из цилиндров среднего давления производятся теплофикационные отборы, и из них пар направляется в подогреватели (6) сетевой воды (7). Отработанный пар из последней ступени попадает в конденсатор, где и происходит его конденсация, а затем по трубопроводу (8) направляется обратно в котельный агрегат при помощи насоса (9). Большая часть тепла, полученного в котле используется для подогрева сетевой воды.

 

3.3. Паровые турбины специального назначения

Паровые турбины специального назначения обычно работают на технологическом тепле металлургических, машиностроительных, и химических предприятий [8]. К ним относятся турбины мятого (дросселированного) пара, турбины двух давлений и предвключённые (форшальт).

• Турбины мятого пара используют отработавший пар поршневых машин, паровых молотов и прессов, имеющих давление немного выше атмосферного.
• Турбины двух давлений работают как на свежем, так и на отработавшем паре паровых механизмов, подводимом в одну из промежуточных ступеней.
• Предвключённые турбины представляют собой агрегаты с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих турбин направляют в другие с более низким начальным давлением пара. Необходимость в предвключённых турбинах возникает при модернизации электростанций, связанной с установкой паровых котлов более высокого давления, на которое не рассчитаны ранее установленные на электростанции турбоагрегаты.
• Также к турбинам специального назначения относятся и приводные турбины различных агрегатов, требующих высокой мощности привода. Например, питательные насосы мощных энергоблоков электростанций, нагнетатели и компрессоры газокомпрессорных станций и т. д.

Обычно стационарные паровые турбины имеют нерегулируемые отборы пара из ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды. Паровые турбины специального назначения не строят сериями, как конденсационные и теплофикационные, а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.

 

3.4. Сопоставление тепловых процессов конденсационной и противодавленческой паровой турбины

Сопоставим в T,S-диаграмме тепловые процессы конденсационной турбины и турбины с противодавлением (рис. 6.).

Давление пара, покидающего турбину с противодавлением обычно превышает атмосферное давление, и процесс отвода теплоты производится на более высоком температурном уровне а₁е₁, чем в конденсационной турбине. Поэтому работа 1кг пара в турбине с противодавлением меньше, чем в конденсационной турбине, как это легко заметить, сопоставляя площади a₁bcde₁fa₁ и abcdea , эквивалентные теплоте, которая может быть превращена в работу в обеих установках [2].

Однако, в конденсационной установке теплота отработавшего пара, эквивалентная площади 1ае21 и равная Т_к(s₂-s₁), отводится к охлаждающей воде и теряется, в то время, как в установке, обслуживающей тепловых потребителей, теплота отработавшего пара (эквивалентная площади 1₁а₁е₁21₁) может быть в значительной степени использована. Иначе говоря, вместо того, чтобы вырабатывать электроэнергию на конденсационной электростанции, теряющей до 60-65% теплоты с охлаждающей водой конденсаторов, и, кроме того сжигать топливо для удовлетворения нужд тепловых потребителей, можно при комбинированной выработке энергии использовать почти всю теплоту, содержащуюся в паре, т.е. почти всю площадь 1₁a₁bcd21₁. При этом теплота эквивалентной площади a₁bcde₁a₁ используется для выработки электроэнергии, а теплота, изображаемая площадью 1₁а₁е₁21₁, передается тепловому потребителю.

 

4. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ПАРА НА АБСОЛЮТНЫЙ КПД ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

4.1. Температура свежего пара.

Повышение температуры свежего пара приводит к повышению экономичности теплового цикла. Температура свежего пара Т₀. Если сравнить, как это сделано на рис.7, два цикла, отличающихся только температурой свежего пара, то легко заметить, что КПД цикла с более высокой начальной температурой должен быть выше. В самом деле, повышение начальной температуры можно рассматривать как присоединение к начальному тепловому циклу 1abcde21 с температурой свежего пара Т₀ дополнительного небольшого цикла 2edd₁e₁2₁2 (его полезная работа заштрихована на рис.7).

Поскольку конечная температура в исходном и присоединенном циклах одинакова, КПД присоединенного цикла выше, чем КПД исходного, и общий КПД установки возрастет при увеличении начальной температуры (рис.8.).

4.2. Давление свежего пара.

Давление свежего пара р₀. Повышение начального давления связано с увеличением температуры насыщения, что вызывает также повышение эквивалентной температуры Т_э (при одинаковой температуре отвода теплоты) и рост экономичности цикла. Эквивалентная температура Т_э представляет собой ту среднюю температуру подвода теплоты, при которой экономичность цикла Ренкина (цикл изменения состояния пара) равняется экономичности эквивалентного цикла Карно [2].

 Для сравнения рис.9 в T,S-диаграмме изображены два идеальных цикла водяного пара при различных начальных давлениях р₀, но одинаковых температурах перегретого пара Т₀ и одинаковом конечном давлении р_к. В цикле 1ab₁c₁d₁e₁2₁1 с повышенным р₀ подвод теплоты производится на уровне более высокой эквивалентной начальной температуры Т_э1>Т_э; этот цикл более экономичен, чем цикл 1abcde21.

Однако по мере увеличения начального давления эквивалентная температура цикла Т_э, вначале возрастает, затем этот рост замедляется, и дальнейшее повышение давления сопровождается уже снижением Т_э и экономичности цикла.

 

5. ТРИГЕНЕРАЦИЯ

5.1. Актуальность применения систем тригенерации

Особое внимание в данной работе хотелось бы уделить процессу тригенерации - комбинированному производству тепла, электроэнергии и холода.

 Поверхностные знания сути производства комбинированной энергии на ТЭЦ, политический заказ на усреднение тарифов для всех видов энергии, привели к тому, что до настоящего времени в России не создано экономических условий для создания теплоэнергетических систем объединяющих в едином технологическом цикле систем теплоснабжения и систем хладоснабжения. Ни один чиновник федеральной службы по тарифам региональной энергетической комиссии не признает за собой вины, что именно из-за его молчаливого одобрения по применению опыта американской, английской, чилийской и других моделей развития энергетики в течении 15 последних лет в России на нет занижена роль теплофикации, строится сотни котельных, появились сотни тысяч кондиционеров. Ссылка чиновников на массовый опыт европейских стран с жарким летним климатом таких как: Франция, Италия, Испания и т.д. для нас не может быть образцом. У них нет такой зимы как в России, нет необходимости в централизованном теплоснабжении от ТЭЦ.

Именно у нас, в России, с резко-континентальным климатом имеются все экономические предпосылки для массового внедрения тригенерации - комбинированного производства тепла, холода и электрической энергии в едином технологическом цикле, с 1,5-кратным снижением потребления первичного топлива. Именно чиновники регулирующих органов, должны вырабатывать собственное мнение, и наконец-то снять тормоза для внедрения энергосберегающих технологий в Российской энергетике [14].

Тригенерация является выгодной с точки зрения эффективности использования энергии топлива в летнее время, поскольку дает возможность достаточно эффективно использовать утилизированное тепло не только зимой для отопления, но и летом для кондиционирования помещений или для технологических нужд. Такой подход позволяет использовать генерирующую установку круглый год, обеспечивая тем самым наиболее скорый возврат инвестиций. Выработанный холод может использоваться в системах кондиционирования банков, гостиниц, торговых центров, больниц, стадионов и т.п.

5.2. Принцип работы тригенерационной установки

С технологической точки зрения имеется в виду соединение когенерационной установки с абсорбционной охладительной установкой. При этом холод вырабатывается абсорбционной холодильной машиной, потребляющей не электрическую, а тепловую энергию [6].

Особенностью абсорбционной холодильной установки является использование для сжатия паров хладагента не механического, а термохимического компрессора. В качестве рабочего тела абсорбционных установок используется раствор двух рабочих тел, в котором одно рабочее тело выполняет роль хладагента, а другое - абсорбента. Одно из рабочих тел, выполняющее роль хладагента, должно иметь низкую температуру кипения и растворяться или поглощаться рабочим телом, которое может быть как жидким, так и твердым. Второе вещество, поглощающее (абсорбирующее) хладагент, называется абсорбентом.

Схема простейшей абсорбционной установки приведена на рисунке 11 [13]. Одноступенчатый цикл абсорбционной машины.

В генераторе при подводе внешней теплоты (источник тепла) происходит выпаривание хладагента из концентрированного раствора при максимальном давлении в системе. Получающийся из раствора хладагент поступает в конденсатор, где конденсируется при том же давлении в системе, отдавая теплоту Q₂. Жидкий хладагент из конденсатора поступает в испаритель, в котором давление значительно ниже, чем в генераторе и конденсаторе. В испарителе хладагент кипит с поглощением теплоты охлаждаемого холодильной установкой тела (или помещения). Из испарителя пары хладагента поступают в абсорбер, где образуется разбавленный раствор, перекачиваемый насосом абсорбента в генератор. Процесс в абсорбере идет с выделением теплоты и происходит при минимальном для всей системы давлении. Интенсивное поглощение хладагента в абсорбере как бы отсасывает его пары из испарителя и тем самым поддерживает в нем непрерывный процесс кипения (Рис.12) [13]. Выделяющаяся в конденсаторе и абсорбере теплота поглощается системой охлаждения (водяной или воздушной).

В двухступенчатом цикле происходит более полное использование тепла парообразного хладагента, которое применяется для испарения хладагента из разбавленного раствора. Двухступенчатый цикл применяется в абсорбционных установках с высокой температурой источника тепла (>120˚C)

Абсорбционное охлаждение состоит из трех контуров, между которыми происходит обмен тепла.

Первым является контур отопительной воды или пара, которые являются источником энергии. Этот контур подключен к источнику тепла - к когенерационной установке.

Второй контур - это контур холодной воды, который подключен прямо в контур охлаждения для обеспечения холодоснабжения помещений или технологических потребителей.

Третьим является контур охлаждающей воды, который отводит тепло от абсорбционной установки. Охлаждение осуществляется чаще всего посредством градирен. Габариты холодильного оборудования и его цена зависят от температуры контура отопительной воды.

Действует такое правило: чем выше температура отопительной воды, тем меньше и дешевле будет оборудование. Большинство выпускаемых промышленностью абсорбционных холодильных машин могут работать при температуре отопительной воды от 90 до 180°C. Контур холодной воды работает с температурами от 7 до 12°C. Контур охлаждающей воды, отводящей тепло от абсорбционной установки, работает при температуре от 20 до 45°C.

 

5.3. Абсорбционная машина

Преимуществом абсорбционного охлаждения (кроме приведенной выше возможности соединения с когенерационной установкой) по сравнению с компрессорным охлаждением является то, что оно может работать на более дешевой тепловой энергии, а не на дорогой электрической, в случае компрессорного охлаждения. Абсорбционное охлаждение тихое, простое и надежное. Недостатком являются более высокие капитальные вложения, крупные габариты и большая масса по сравнению с компрессорным охлаждением. Если в когенерационных системах общая эффективность использования топлива в среднем составляет 90% (на практике 86-92%), то при традиционном способе получения электричества и тепла с их раздельной генерацией - только 55-60%. Суммарные потери при производстве и транспортировке тепловой и электрической энергии составляют от 45% (нормативные) до 60% и более (фактические) от исходного энергопотенциала топлива [13].

Это объясняет растущую популярность децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ: короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, снижение инертности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Однако существуют и недостатки, связанные с трудностью их размещения и необходимостью решения вопросов отпуска избытка электроэнергии в общую сеть.

5.4. Применимость систем тригенерации

Гибкость системы тригенерации, которая способна использовать утилизируемую энергию для теплоснабжения во время холодного сезона (зимой) и холодоснабжения во время теплого сезона (летом) позволяет увеличить продолжительность времени, в течение которого система может работать с максимальной эффективностью, что отвечает как интересам собственника, так и соображениям охраны окружающей среды (Рис.13) [16].

Здесь А и В - загрузка тригенерационной установки, С - закупка электроэнергии во внешней сети, D - подключение компрессорной холодильной системы, Е - ввод в работу резервного котла.

Выбор принципиального подхода к использованию системы тригенерации, а также стратегии управления системой имеет большое значение и заслуживает тщательного рассмотрения.

Решение, при котором весь необходимый холод производится за счет абсорбционной холодильной системы, редко оказывается оптимальным. Например, в системах кондиционирования воздуха для удовлетворения потребностей в охлаждении на протяжении большей части года достаточно 70% пиковой мощности охлаждения. Остальные 30% при необходимости могут быть обеспечены резервными компрессорными установками.

Такой подход позволяет минимизировать капитальные затраты, связанные с внедрением системы.

Поскольку распределение горячей или охлажденной воды сопряжено с большими трудностями и затратами, чем распределение электроэнергии, тригенерация автоматически ведет к развитию распределенной генерации, поскольку станция должна находиться ближе к потребителям тепла и холода. При этом близость предприятия к потребителям способствует и сокращению затрат на передачу и распределение электроэнергии.

Для нахождения оптимального применения утилизируемой энергии и, как следствие, достижения максимального КПД (по отношению к энергии топлива) системы тригенерации ориентированы на удовлетворение потребностей как в тепле, так и в холоде. Тригенерация представляет собой дальнейшее развитие концепции когенерации посредством добавления к системе холодильной установки. Дополнительные инвестиции такого рода не имеют смысла в том случае, если предприятие, внедряющее систему когенерации, способно найти на собственном производстве эффективное применение всему утилизируемому теплу.

Однако такие инвестиции могут быть оправданы в том случае, если в определенные периоды работы предприятия не все тепло находит применение, или потребность в тепле вообще отсутствует, но имеется потребность в охлаждении воды или воздуха. Например, тригенерация часто используется для кондиционирования воздуха в зданиях, когда зимой необходим подогрев, а летом - охлаждение, или когда одни помещения нуждаются в отоплении, а другие - в охлаждении.

Многие промышленные производства и общественные здания также характеризуются подходящим балансом потребностей в тепле и холоде. В качестве примеров можно назвать, в частности, пивоваренные предприятия, торговые центры, аэропорты и больницы.

Тригенерация применяется также в следующих системах:

a)    Районное кондиционирование

Районное кондиционирование - метод удовлетворения потребностей жилых зданий, коммерческих объектов и, иногда, промышленных предприятий в кондиционировании (охлаждении) с помощью систем коллективного пользования (в отличие от индивидуальных кондиционеров).

В таких видах чаще всего используются абсорбционные охладители (чиллеры), которые достаточно легко интегрируются с когенерационным оборудованием. Основные причины для этого состоят в следующем: удовлетворение летней потребности в кондиционировании существенно повышает экономическую привлекательность применения когенерации за счет выравнивания сезонной потребности в тепловой энергии; в качестве хладагента в чиллере применяется вода, а не экологически вредные хлоро-фторо-углероды (традиционно используемые в индивидуальных кондиционерах).

Чиллеры могут располагаться централизованно вместе с когенерационной системой или удаленно на территории конкретных потребителей. Временное ограничение, связанное с нижним порогом мощности абсорбционных чиллеров, доступных сегодня на рынке, позволяет эффективно применять их в помещениях общей площадью от 300-400 м2 и выше.

b)    Промышленное кондиционирование

В некоторых секторах экономики, в частности в пищевой промышленности, существует потребность в холодной воде с температурой 10°С - 15°С, используемой в технологических процессах. В то же время в летний период температура речной воды находится на уровне 25°С - 30°С (пивоварни, например, используют холодную воду для охлаждения и хранения готового продукта, на животноводческих фермах вода используется для охлаждения молока). Производители замороженной продукции работают с температурами от -20°С до -30°С круглогодично.

Приступая к работам по созданию тригенерационной системы необходимо понимать, что каждый проект несет в себе значительную долю уникальности, связанную с внешними (цены на топливо, надежность снабжения, тарифы сетей) и внутренними (профиль потребления тепла и электроэнергии, пиковые нагрузки, необходимый уровень надежности и качества энергоснабжения) факторами.

Для того, чтобы добиться высокой эффективности от внедрения тригенерации, необходимо, помимо установки современного оборудования, провести анализ, выработать и реализовать мероприятия по повышению энергетической эффективности объекта в целом. Всесторонняя оценка экономической составляющей проекта и тщательный контроль за его исполнением позволят реализовать решение, которое обеспечит конкурентные преимущества на рынке.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итак, самым эффективным и экономически оправданным на сегодняшний день является создание распределенной энергетической системы на базе уже существующих котельных и других предприятий путем перевода их в режим мини-ТЭЦ с использованием автоматизированных паротурбинных энергетических установок. Особенно уместны данные установки в отдаленных поселках для использования местных топлив, взамен существующих ДЭС. Дополнительные преимущества, такие как когенерация тепла, повышение надежности, отсутствие сетевых издержек уже сейчас делают распределенную генерацию выгодной во многих применениях. Справедливая рыночная оценка всех преимуществ является ключевым фактором для определения перспективности таких проектов.

Для конечного потребителя пара не важно, каким образом были обеспечены необходимые параметры пара, но с точки зрения энергоэффективности - очень важно. Работа паровой энергосберегающей турбины приносит «живые» деньги: турбина с генератором даст предприятию собственную электроэнергию, турбина, приводящая в движение насос или вентилятор, заменит мощный электродвигатель. В обоих случаях уменьшаются расходы на приобретение постоянно дорожающей электроэнергии.

Вырабатываемая турбиной электроэнергия пойдет на покрытие собственных нужд котельной и предприятия, а ее избыток может продаваться в энергосистему. При этом основной задачей модернизированной котельной продолжает оставаться производство тепла, а электроэнергия является полезным сопутствующим продуктом его производства, значительно улучшающим технико-экономические показатели работы котельной, и может стать дополнительной статьей доходов.

Далее, отходя от «казенных» слов, добавлю небольшой авторский эпилог.

Рынок электроэнергии развивается очень динамично. Очевидно, что спрос на энергетическое оборудование будет неуклонно возрастать независимо от состояния мировой экономики. При грамотных действиях со стороны управляющих органов открывается перспектива мощного толчка к развитию энергомашиностроительной отрасли. И как раз здесь открывается проблема технологического отставания отечественной продукции от импортной.

Аэродинамическое совершенствование турбин за рубежом в последние 20 лет было связано, прежде всего, с практическим внедрением в реальные конструкции предложений, большинство из которых сделано еще советскими учеными 30-35 лет назад, к которым отечественное турбостроение в силу объективных причин оказалось невосприимчивым.

Одна из наиболее важных разработок в этой сфере - саблевидные сопловые лопатки (традиционно сопловые лопатки выполняют прямыми и устанавливают их радиально).

Саблевидные сопловые лопатки впервые предложены в 1962 г. в России (кафедра паровых и газовых турбин МЭИ) профессором М.Е. Дейчем и ныне академиком РАН Г.А. Филипповым, а впервые использованы в мощных турбинах фирмой Siemens в середине 80-х годов прошлого столетия. Сейчас их используют все ведущие мировые производители турбин, кроме России.

В этот же ряд можно поставить и тот факт, что в 60-е годы XX в. кафедра паровых и газовых турбин МЭИ предложила так называемое меридиональное профилирование сопловых каналов. Промышленное применение меридионального профилирования осуществлено в 90-х годах фирмами Toshiba и General Electric.

И это, к сожалению, не последний пример. Но, конечно, ситуация поправима. Мы располагаем всеми ресурсами и возможностями, какие можно только пожелать. Выход из сложившейся ситуации, по нашему мнению - это грамотная государственная политика. Лучше сейчас вложить средства в собственное машиностроение, чем потом без конца вкладывать в чужое. С этим никто спорить не будет, но для воплощения таких планов требуется мощная заинтересованная сила.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

• 1. ГОСТ 3618-82 /Паровые турбины/
• 2. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория парового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 1.- 6-е изд., перераб., доп. И подгот. к печати Б. М. Трояновским. - М.: Энергоатомиздат, 1993.- 384 с.: ил. ISBN 5-283-00197-0
• 3. Лебедева Е.А. Мини-ТЭЦ на базе производственно-отопительной паровой котельной.// Приволжский научный журнал. -2008- №2- с51-53.
• 4. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 540с.: ил., вкладки. ISBN 5-7046-0722-5
• 5. Виссарионов В.И., Белкина С.В., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Малинин Н.К. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии: Справочник / Под ред. В.И. Виссарионова. - М.: ООО Фирма "ВИЭН", 2004. - 448 с.
• 6. Бартлетт Р.Л. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин. М-Л.: Госэнергоиздат, 1963, с. 351..
• 7. Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины / Е.И. Бененсон, Л. С. Иоффе ; Ред. Д. П. Бузин . - 2-е изд., перераб. и доп . - М. : Энергоатомиздат, 1986 . - 272 с..
• 8. Жирицкий Г.С. Паровые турбины: Понятие о паровой турбине и общая теория теплового процесса / Г.С.Жирицкий, И.Н.Кирсанов, А.Г.Пичугин. -М.: Гос. энергетическое изд-во, 1934.-311с.
• 9. Траупель В. Тепловые турбомашины (паровые и газовые турбины, компрессоры). Тепловой и аэродинамический расчет / В. Траупель. М. - Л., Госэнергоиздат, 1961. 344 с.
• 10. Зуб, М. М. Паровые турбины: курсовое проектирование / М. М. Зуб. - Киев : Вища школа, 1974. - 87 с. - Б. ц..
• 11. В.С. Степаненко. Получение дешевой энергии на промышленных предприятиях. // Энергетика сегодня-2010 - № 9 - с. 93-97
• 12. Новая Генерация // [Электронный ресурс]. URL: http://manbw.ru/analitycs/cogeneration.html (дата обращения 13.12.2010).
• 13. Тригенерация // [Электронный ресурс]. URL: http://www.combienergy.ru (дата обращения 11.12.2010).
• 14. Оптима технология // [Электронный ресурс]. URL: http://o-tech.com.ua/production/4 (дата обращения 11.12.2010).
• 15. Ютрон- Паровые турбины // [Электронный ресурс]. URL: http://www.turbopar.ru (дата обращения 10.12.2010).
• 16. Новая Генерация - паровые турбины // [Электронный ресурс]. URL: http://www.manbw.ru/analitycs/steam-turbines.html (дата обращения 13.12.2010).
• 17. KALUGA TURBINE WORKS// [Электронный ресурс]. URL: http://www.ktz.kaluga.ru/russian/turbines (дата обращения 13.12.2010).
• 18. Новые тарифы на электроэнергию, цены на газ, тепло, в регионах - областях - городах России (β-версия) // [Электронный ресурс]. URL: http://www.newtariffs.ru/tegi/kvitantsiya?page (дата обращения 13.12.2010).

Код для цитирования: Скопировать