Энергетические установки малой мощности.

Место малой энергетики в энергетике России.

К электростанциям малой мощности можно отнести малые гидроэлектростанции, малые газотурбинные и парогазовые э/ст, дизельные э/ст, газопоршневые э/ст и малые АЭС. Большая часть э/э в нашей стране вырабатывается на крупных ТЭС, ГЭС, АЭС, но при этом нельзя недооценивать роль малой энергетики. Малые э/ст в ряде случаев могут решать те же самые задачи, и причем с большой эффективностью и меньшими затратами. С помощью малой энергетики можно обеспечить снабжение энергией труднодоступных и необеспеченных централизованной энергией районов страны. Она также важна для автономного энергоснабжения. По разным оценкам централизованного электроснабжения не имеет 50-70% территорий России. Обеспечить эти территории энергией можно с помощью малой энергетики. Также в ряде случаев строительство крупных э/ст не целесообразно, а с другой стороны экономически не выгодно прокладывать ЛЭП большой протяженности. В 60-80 годы энергетика Советского Союза была ориентирована на строительство крупных ТЭС,ГЭС и АЭС. В результате развития малой энергетики замедлилось, а затем и приостановилось. У того и другого способа производства энергии есть свои преимущества и недостатки. В централизованных системах энергоснабжения значительная доля тепла теряется безвозвратно. Сначала тепло теряется на самих электростанциях, а затем в электросетях и теплоцентралях. На сегодняшний день КПД многих э/ст в России не превышает 32%, КПД самой современной в России северо-западной ТЭС Ленинградской области составляет 52%. Чтобы повысить КПД ТЭС от 40 до 60% США предполагает вложить в свою энергетику более 400 млрд $. Состояние энергетики России на начало 21 века хар-ся следующими данными: износ ЛЭП превышает 25%, а подстанций 45%, 40% тепловых сетей требует ремонта , а 15% находится в аварийном состоянии. Тепловые потери в сетях превышают 16% годового расхода топлива на теплоснабжение. Коэффициент полезного использования топлива на уровне конечного потребителя в системах централизованного теплоснабжения находится в пределах 30-50%. В ряде случаев снизить потери можно при использовании малых источников энергии. Малые ТЭС приближенны к потребителю и сводят потери на транспортировку энергии к минимуму. КПД лучших современных малых э/ст составляют порядка 80%. Эти станции являются более экологически чистыми по сравнению с крупными э/ст. Малые ТЭС являются более компактными и не требуют больших помещений. Они поставляются в блочно модульном исполнении и достаточно надежны в работе. Т.к. в настоящее время значительных капиталовложении в энергетику не предвидится, то строительство малых ТЭС является реальным способом увеличения производства э/э. Малые э/ст не требуют значительных начальных капиталовложений и они имеют небольшие сроки строительство и окупаемости. Но в настоящее время малая энергетика с точки зрения экономики не всегда выгодна. Инвестиции на 1 кВт установленной мощности на малых э/ст требуется значительно больше, чем на крупных, поэтому необходимо искать пути по снижению затрат на эксплуатацию таких э/ст. При расширении строительства малых э/ст необходимо решать ряд проблем: это адаптация малых э/ст к работе в энергетической системе и ряд других проблем. Пока малая энергетика развивается в основном в европейской части страны, но нужды населения и потребности развития экономики требуют продвижения малой энергетики в Сибирь, на Дальний Восток, в район крайнего Севера, где нельзя компенсировать нехватку энергии с помощью энергетической системы. Автономные э/ст необходимы в поселках топливной промышленности и в отдаленных поселках и деревнях. Анализ состояния действующих автономных систем энергоснабжения (АСЭС), которые находятся в отдаленных и труднодоступных районах России выявил, что наиболее важными проблемами малой энергетики являются следующие:

1. Ухудшение надежности работы АСЭС, из-за высокого износа энергооборудования

2. Неприспособленность многих АСЭС для использования местных топливно-энергетических ресурсов

3. Высокая с/с вырабатываемой э/э

4. Нехватка высококвалифицированного обслуживающего персонала

5. Недостаточная защита окружающей среду от вредных выбросов

6. Низкий уровень унификации парка ДВС электростанции силового оборудования комплектующих и ряд других проблем.

Для развития и совершенствования малой энергетики требуется:

1. Повышение эффективности и надежности АСЭС

2. Снижение энергетической зависимости регионов от завозимых топливных ресурсов и вовлечения в структуру топливного баланса местных топливно-энергетических ресурсов

3. Переход к созданию малых э/ст нового поколения с автоматизированным компьютерным управлением и использованием энергосберегающих экологически чистых технологий.

ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ МАЛЫЕ Э/СТ.

ГТ малые э/ст представляют собой плоские конструкции. ГТЭС дает возможность не только вырабатывать энергию, но и утилизировать тепло уходящих газов.

Основным элементом ГТЭС является энергоблок. Он состоит из газотурбинной установки и генератора. Энергоблок оборудован системами контроля и автоматического регулирования, а также фильтрами системы маслоснабжения и рядом других устройств. В зависимости от модели ГТЭС может комплектоваться теплообменником для утилизации тепла уходящих газов, установкой подготовки топливного газа, а также в состав ГТЭС может входить дизельный двигатель, который используют при ее запуске. ГТЭС имеет следующие основные преимущества:

1. Высокая надежность. В среднем длительность работы основных узлов без капитального ремонта составляет 100-130 тыс.часов.

2. КПД самой ГТУ достигает 51%, а при утилизации тепла уходящих газов общий КПД составляет порядка 93%.

3. Сравнительно невысокая с/с э/э.

4. ГТЭС имеет небольшие размеры и поэтому сроки строительства также небольшие. Срок окупаемости от 1 до 3,5 лет.

5. Автоматическая система управления и диагностики технического состояния станции

6. Простота управления и минимальное количество обслуживающего персонала

7. Высокие экологические характеристики. Так выбросы окислов азота составляют от 50-150 м гр/ м3, оксиды углерода не более 300 мгр/м3, уровень шума не более 80 децебелл. В настоящее время на долю таких э/ст в мире приходится порядка 10% вырабатываемой э/э. Для России эта цифра =2%. По прогнозам в ближайшие 10 лет предполагается увеличить эту цифру в 10 раз.

В настоящее время ГТЭС довольно широко используют нефтяные компании. В качестве топлива на этих станциях используют попутный газ, который раньше сжигался. Одной из первых в нефтегазовых комплексах России была построена ГТЭС мощностью 24 МВт, в ОАО «Сургут Нефтегаз». В 90-е годы в России было построено около 200 таких э/ст. На базе малых ГТУ и ПГУ можно развивать электро- и теплоснабжение в малых городах, сельских районах и поселках. Главным преимуществом таких э/ст является то, что они максимально приближенны к потребителю. Это позволяет свести к минимуму потери э/э тепла по распределительным сетям. В настоящее время у нас выпускают ГТЭС мощностью от 1 до 25 МВт. Потребность в энергооборудовании для ГТЭС оценивается в сотни единиц. В настоящее время производство ГТЭС осваивает 13 авиамоторных заводов и более 200 машиностроительных предприятий. Лидером в производстве ГТЭС являются 2 крупнейших авиамоторных акционерных общества: Рыбинские моторы и Пермские моторы. В настоящее время действует или находится в стадии поставок и монтажа свыше 100 ГТЭС пермского производства. Ленинградский металлический завод также разработал и реализует программу создания ГТЭС и парогазовых установок малой мощности. Как показывают расчеты, использование ГТЭС мощностью до 2,5 МВт дают экономию около 2,5 -3 тыс.т.у.т. по сравнению с раздельной системой энергоснабжения на базе дизельная э/ст + угольная котельная. Высокая экономичность и низкая стоимость строительства ГТУ – ТЭЦ порядка 600-800$ за кВт установленной мощности обеспечивает окупаемость в течение 2,5-3 лет. Ориентирование на ГТУ и ПГУ малой мощности является главным стратегическим направлением развития малой энергетики.

Лекция 6

МИНИ-ТЭЦ.

В конце прошлого века повысился интерес к комбинированной выработке тепловой электрической энергии в небольших установках мощностью от нескольких МВт до нескольких десятков кВт. Эти установки располагают вблизи потребителей энергии. Существует несколько вариантов мини-ТЭЦ:

1. С поршневыми двигателями внутреннего сгорания. Двигатель, работающий на природном газе, треть энергии топлива превращает в механическую работу, а затем в электроэнергию. Треть выбрасывается с выхлопными газами, и треть передается жидкости, которая охлаждает цилиндры двигателя. Оба тепловых выброса можно использовать для нагрева воды систем теплоснабжения. У дизельного энергогенератора, работающего на жидком топливе, в э/э превращается до 45% теплоты топлива, следовательно, на теплоснабжение можно использовать примерно половину теплоты сгорания топлива.

2. Последнее время конкуренцию ДВС стали составлять небольшие газовые турбины мощностью от 30кВт и выше. Они более компактны по сравнению с ДВС и имеют КПД до 30%. Температура уходящих газов в ГТУ достаточно высокая и теплоту этих газов можно использовать для теплоснабжения.

3. В крупных котельных для нужд теплоснабжения используют паровые котлы. Пар подают в теплообменные аппараты, где они нагревают воду. Котлы обычно производят насыщенный пар с давлением от 1,5 до 3,5 МПа. В тоже время, для нагрева воды достаточно давлении пара порядка 0,2МПа, поэтому перед тем как подать пар в теплообменник его дросселируют, т.е. пропускают через вентиль, в котором давление уменьшается до нужной величины. В процессе дросселирования теряется энергия. Поэтому вместо дроссельного вентиля можно установить небольшую паровую турбину с электрогенератором мощность от 0,5 до 3 МВт в зависимости от производительности котла. С помощью электрогенератора можно обеспечить собственные нужды котельной, а в случае избытка э/э ее можно передать в энергетическую систему. В России существует большое количество муниципальных и ведомственных водогрейных котельных. В этих котельных можно устанавливать небольшие ГТУ для производства э/э. Таким образом, котельная превращается в мини-ТЭЦ.

Мини-ТЭЦ по сравнению с традиционной котельной имеет следующие преимущества:

1. Возможность надежного электроснабжения собственных нужд котельной

2. Экономия природного газа

Надежное теплоснабжение жилых районов и промышленных предприятий зависит от бесперебойного электроснабжения котельной. При установке ГТУ сохраняется связь котельной по электроэнергии с энергосистемой, т.е. собственные нужды котельной можно покрывать или от ГТУ или от энергосистемы. На практике установленная мощность ГТУ обычно превышает потребность в собственных нуждах котельной, поэтому потребителю можно отпускать не только тепло, но и э/э. Причем на электрическую часть котельной потребуются небольшие затраты. Если водогрейная котельная оснащена 4 котлами КВГМ-100 (котел водогрейный газомазутный теплопроизводиетльностью 100 Гкал/час), то такие котлы могут комплектоваться ГТУ мощность 16МВт. Даже если только 2 котла будут работать совместно с ГТУ, то и в этом случае появляется возможность передавать в энергосистему значительное количество электроэнергии. Обязательным условием при выборе типа и единичной мощности ГТУ является ее эксплуатация в течение всего года. При этом необходимо полная утилизация тепла уходящих газов. Такое условие может быть выполнено, если ГТУ будет работать по графику нагрузки горячего водоснабжения. То есть в отопительный период отпуск тепла потребителю осуществляется путем утилизации уходящих газов ГТУ в топке котла и дополнительного сжигания в нем топлива. В МОП водогрейный котел работает в режиме чистого утилизатора, т.е. топливо подается только в ГТУ. При таких условиях обеспечивается как высокоэкономичный отпуск э/э, так и экономия топлива в котельной. При установке ГТУ с котлом КВГМ-100 экономия топлива составит приблизительно 20%.

ДИЗЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

В труднодоступные и отдаленные районы страны невыгодно проводить ЛЭП, они стоят очень дорого. Поэтому для таких районов основным источником энергоснабжения является дизельные и бензиновые э/ст. В районах крайнего севера количество таких э/ст превышает 50 000. Примерно 47 000 из них являются дизельными. Если в районе нет своего топлива, то самым дешевым является вариант дизельной э/ст, работающей на привозном топливе. Ежегодный расход топлива для таких э/ст составляет 6 000 000 тонн. В поставках топлива занято около 60 тыс.человек. В двигателях внутреннего сгорания в качестве рабочего тела используются продукты сгорания топлива. КПД ДВС доходит до 45%. Но поршневые ДВС содержат детали, которые совершают взовратно-поступательное движение ( поршень, шатун). Мощность ДВС можно увеличить за счет увеличения диаметра цилиндра и хода поршня или частоты вращения вала. И то и другое приводит к увеличению инерционных сил, и по условиям прочности необходимо увеличивать массу двигателя. А это ускоряет износ цилиндра и поршня при трении. В тоже время дизельные э/ст имеют ряд преимуществ:

1. Высокий КПД и малый удельный расход топлива, который составляет 250-300 гр/кВт*ч

2. Быстрота запуска

3. Возможность работы без технического обслуживания в течение 250 часов и более

4. Компактность и минимальное количество обслуживающего персонала

5. Небольшой удельный расход воды или воздуха для охлаждения двигателя.

6. Быстрота строительства здания станции и монтажа оборудования.

В тоже время ДЭС имеет ряд недостатков:

1. Высокая стоимость топлива, которая в 6-7 раз превышает стоимость природного газа

2. Меньший срок службы по сравнению с другими типами э/ст.

Кроме того отечественные ДЭС уступают лучшим зарубежным образцам по экономичности и мощности. Наши установки имеют большие габариты и большую массу на единицу установленной мощности. Российская промышленность производит ДЭС в диапазоне мощности от 10 до 1000 кВт. Основными производителями ДЭС являются ОАО «Рыбинские моторы» и ОАО «Звезда» г.Санкт-Петербург. Последние годы широкое распространение начали получать дизельные электротепловые станции (ДЭТС). На этих станциях за счет утилизации тепла выхлопных газов дизеля и тепла охлаждения двигателя. Обеспечивается комбинированная выработка электрической и тепловой энергии.

Для получения тепловой энергии выхлопной тракт дизеля включая теплообменник, в котором нагревается вода для нужд теплоснабжения. Если температура воды окажется недостаточной, то в тепловую схему ДЭТС можно включить тепловой насос. В настоящее время сроки эксплуатации большинства дизельных э/ст превышают установленные в несколько раз. Поэтому предусматривается реконструкция дизельных э/ст с использованием оборудования нового поколения и автоматизированным компьютерным управлением.

ГАЗОДИЗЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (ГДЭС)

Постоянное повышение цен на дизельное топливо приводит к тому, что эксплуатация ДЭС становится очень дорогой. Поэтому в настоящее время в мире большой интерес проявляют к ГДЭС. Топливная составляющая таких э/ст в 2-2,5 раза ниже по сравнению с обычными ДЭС. ГДЭС имеют не только высокую экономичность, но и хорошие экологические характеристики. Кроме того, использование газов увеличивает ресурс дизеля. ГДЭС желательно использовать в тех районах, где существует система газоснабжения. В этих условиях по стоимости э/э и срокам окупаемости ГДЭС могут конкурировать не только с обычными ДЭС, но и с централизованными системами электроснабжения на базе крупных э/ст. ГДЭС занимаются во многих странах. В США выпускают станции мощностью от 75- 600кВт. Такие станции можно использовать для выработки э/э в часы пик, т.к. запуск ДВС занимает немного времени. Широкой диапазон мощности ГДЭС от 300 кВт до 2,5 МВт и наличие системы утилизации тепла уходящих газов и охлаждающей воды дают возможность обеспечить потребителя э/э и теплом. В ряде районов России построены и успешно эксплуатируются ГДЭС мощностью от 1 до 5,7 МВт. Эти установки обеспечивают надежное и бесперебойное энергоснабжение по относительно невысокой стоимости. ГДЭС могут работать не только на природном газе, но и на попутном газе, биогазе и коксовом газе. В нашей стране ГДЭС выпускает завод Барнаул ТРАНСМАШ и ОАО «звезда» Санкт-Петербург.

МАЛЫЕ ГИБРИДНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

Для повышения надежности и эф-ти систем электрообеспечения требуется создание и внедрение многофункциональных энерготехнологических комплексов (МЭК). Такие комплексы могут быть созданы на базе гибридных э/ст. Они включают в себя ветродизельные или солнечноветродизельные установки. Гибридные э/ст дают экономию топлива не менее 15%. Гибридные МЭК включают в себя:

1. Газогенераторные установки, которые используют местные виды твердого топлива, т.е. уголь, дрова, отходы деревообратботки, торф.

2. Многотопливный ДВЭС

3. Современную ветровую или солнечную э/ст, работающую совместно с дизель-генераторной установкой или объединенный комплекс всех трех установок.

4. Преобразователь частоты тока для стабилизации режима работы дизель-генератора в зависимости от нагрузки потребителя.

5. Система утилизации тепла в дизеле

6. Аккумулятор тепловой энергии для накопления и хранения избытка тепловой энергии.

7. Накопитель э/э для выравнивания колебаний нагрузки со стороны потребителя на дизель

8. Системы автоматизированного управления МЭК

Внедрение таких комплексов позволит повысить эффективность и надежность энергоснабжения за счет использования местных топливных ресурсов и возобновляемых источников энергии. В рамках федеральной программы «Энергообеспечение северных территорий разработана гибридная солнечно-ветробензиновая э/ст, предназначенная для электроснабжения жилищ северных народов». Она имеет следующие технические хар-ки:

1. Мощность 1,5 кВт

2. Напряжение 220 В

3. Частота 50 Гц

4. Емкость аккумуляторов 380 А*ч

5. Диапазон рабочих скоростей ветра от 3 до 25 м/с

6. Масса 382 кг

Такую э/ст можно использовать в фермерских и приусадебных хозяйствах и для других автономных потребителей энергии. Комбинированные э/ст являются сложными комплексами . Они требуют оптимизации параметров отдельных элементов, входящих в этот комплекс, режимов их работы и способов управления режимами. Для надежной работы таких э/ст требуется современная система автоматизированного управления, которое базируется на использовании информационных технологий. Проектирование строительства и эксплуатации МЭК требуют подготовки инженеров энергетиков широкого профиля.

МАЛЫЕ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Лидером в развитии малой гидроэлектроэнергетике является Китай. Мощность МГЭС превышает 20 000МВт. В ближайшее время в Китае предполагается построить 40 000 МГЭС, в Индии установленная мощность превышает 200 МВт. Намечено строительство еще 4000 станций. Широко используют в Финляндии, Норвегии, Австрии и Швейцарии. МГЭС строят на небольших реках. Гидроэнергетический потенциал России практически полностью реализуется за счет крупных ГЭС. Но в 40-50 годы 20 в. было построено в стране большое количество МГЭС. Ежегодно в стране вводилось до 1000 объектов. К 1955 году общее количество МГЭС СССР составляло 6500 единиц. Но уже в начале 50-х годов перешли к строительству крупных энергетических объектов и сельских потребителей стали подключать к централизованному энергоснабжению. Строительство малых ГЭС утратило государственную поддержку и в результате прекратилось их проектирование и строительство. В 1962 году в СССР насчитывалось 2665 МГЭС, в 1980 их осталось около 100. В настоящее время по различным данным в России действует от нескольких десятков до нескольких сотен МГЭС. Общая мощность составляет 1000МВт. В 1997 году была принята целевая программа «топливо и энергетика». В ней предусматривалось ускоренное строительство МГЭС, но слабое бюджетное финансирование не позволило выполнить эту программу. Несмотря на финансовые проблемы в настоящее время ведется строительство новых и восстановление раньше действующих МГЭС. В новом строительстве преобладают малые ГЭС единичной мощности от 10 до 50кВт, объединенные в системы по 2-5 единиц. Строятся также малые ГЭС мощностью от 200-550 кВт, объединенные в системы 2-7 единиц. Обычно МГЭС строят в тех районах, достаточно удаленных от централизованного энергоснабжения и где существует проблема с завозом топлива. В ближайшие годы за счет строительства МГЭС будет уменьшено количество завозимого топлива и прежде всего дизельного. Возрождение интереса к МГЭС потребовало разработки более современного оборудования. Использование старых заброшенных гидросооружений позволяет значительно снизить первоначальные затраты. Срок окупаемости МГЭС составляет порядка 5-6 лет.

Лекция 7

Развитие малой энергетики должно предусматривать комплексную поставку энергетического оборудования под конкретного потребителя. Оборудование должно отвечать следующим основным требованиям:

1. Управление оборудованием должно осуществляться в автоматическом режиме с возможностью перехода на ручное управление

2. Генератор и турбина должны иметь защиту от внештатных ситуаций, которые могут возникнуть в ходе работ

3. Площади и объемы строительства для размещения оборудования в здании ГЭС должны быть минимальны

4. Монтажные узлы должны быть максимально укрупнены для сокращения стоимости и сроков монтажа.

Для электроснабжения автономных потребителей используют также свободно поточные МГЭС. Они оснащены пропеллерной турбиной, которая устанавливается на понтоны и закрепляется на якоре в русле равнинной реки, где скорость течения небольшая. Такие МГЭС не требуют строительства плотин, хотя напор воды в них значительно ниже по сравнению с плотинами. Использование МГЭС имеет свои преимущества и недостатки. При строительстве МГЭС на малых реках образуются водохранилища, а это улучшает условия водоснабжения за счет повышения уровня воды, увеличивается акватория, создаются запасы пресной воды, повышается рыбопродуктивность водохранилища. В тоже время, если МГЭС является единственным источником энергоснабжения, то в случае выхода ее из строя потребители останутся без электроэнергии. Для решения этой проблемы требуется создание резервных генерирующих мощностей. Это может быть ветроустановка, дизельная э/ст, фотоэлектрическая установка и т.п. Малые и мини ГЭС являются надежными экологически чистыми и быстроокупаемыми источниками электроснабжения для небольших населенных пунктов и небольших производств.