Главная >  Документация 

 

За избыточно потребляемую (от заявленной) мощность в пиковый период (в холодный период) устанавливается повышенный тариф ( в размере увеличения затрат при работе пиковых котлов и увеличения затрат на. ТЭЦ, работающая на номинальной нагрузке круглосуточно с котлами-утилизаторами для теплоснабжения или пароснабжения.ТЭЦ, электрогенератор и котел-утилизатор, которой работают только днем, а ночью теплоснабжение осуществляется от бака-аккумулятора горячей воды. ТЭС, производящая только электричество без использования тепла уходящих газов. Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода. Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего первой ступени -привода электрогенератора. Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи микро -газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов. Это утверждение верно с точностью наоборот! Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы Вяртсиля означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин, -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более.

 

Табл.1 Основные технические параметры приводов электрогенераторов Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля. Д [5]- дизель из каталога Газпрома *Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата !! Эксплуатационные характеристики Электрический кпд (и мощность) электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо. КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС. Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС . При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%. Время запуска газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд [ ] . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин [ ]. Давление подачи газа для газовой турбины должно быть 16-20 бар. Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG. Капитальные затраты на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов Вяртсиля составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ.

 

Применение комбинированного цикла на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза. При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП Машпроект (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%. КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя. Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях [2] показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч. Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле. Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным [1] оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес. Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов. Приведем мнение датских специалистов [3], оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок. Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт ( 1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд= 40-44 %. Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч , производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы. Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями .

 

Выводы Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок. Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов. Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра.

 

КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 % путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки Водолей в г. Николаеве (Украина) НПП Машпроект и ПО Заря , что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%. Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно.

 

Данное рассмотрение проведено с целью показать: что при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования.

 

Литература

 

1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA. The Small Turbine Marketplace Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon 2. Новые направления энергопроизводства Финляндии АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, ЭНЕРГЕТИК -11.1997. стр.22 3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г. 4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г. 5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО ГАЗПРОМ . КАТАЛОГ. Москва 1999 г. 6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО Брянский машиностроительный завод . 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/ 7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000

 

ЗАО «Профессиональные аудиторские консультации», www.profaudit.ru

 

 

Затраты на водоподготовку в себестоимости производства тепла Общие затраты на водоподготовку отнесенные к общей себестоимости производства и транспорта тепла составляет около 3,3%. Подавляющая часть этих затрат относится на восполнение потерь воды в теплосетях и потерь пара в виде конденсата, возврат которого составляет иногда только 10%. Затраты на восполнение утечек воды в энергосистеме достигают нескольких десятков млн. руб./год. Потери воды на генерирующих объектах, относящиеся к теплоснабжению включают: отмывочные воды химводоподготовки, потери химобработанной воды с продувкой котлов. При этом не более 20% (по стоимости потерь) составляют технологические потери, а 80% (по стоимости) - это потери у потребителей. Представляется важным разделить ответственность за загрязнение водного бассейна при производстве тепла и электроэнергии между производителем тепла и потребителем.

 

Представляется целесообразным установить для предприятий и организаций трехставочные тарифы на потребляемое тепло. Предлагается тариф разделить на 3 ставки: 1) за потребляемую тепловую мощность; 2) за потребляемую тепловую энергию; 3) за потребляемую воду (пар в виде невозврата конденсата).

 

За избыточно потребляемую (от заявленной) мощность в пиковый период (в холодный период) устанавливается повышенный тариф ( в размере увеличения затрат при работе пиковых котлов и увеличения затрат на теплосети).

 

Многоставочный тариф позволит потребителю (руководителю предприятия) ясно видеть, что утечки воды являются весьма значительной составляющей затрат, что будет стимулом для разработки водосберегающих мероприятий.

 

Многоставочный тариф позволит энергосистеме (теплосетям) в первоначальный период несколько увеличить доход (опыт применения двухставочных тарифов на тепло в Вологодской области), так как практика показывает, что заявленная мощность значительно превышает необходимую.

 

Многоставочный тариф позволит РЭК и Администрации ясно видеть структуру затрат энергосистемы на поставки тепла, отслеживать динамику изменения составляющих затрат энергоснабжающей организации и потребителей.

 

Положительный опыт применения двухставочных тарифов на тепло имеется, например, в Вологодской области.

 

 

Getman@box.vsi.ru бесспорная оплата. С 1992 года совершенствование и внедрение нтв-сжигания осуществляет компания «нтв-энерго», созданная специалистами кафедры рипгс спбгпу. способ нтв-сжигания и топочное устройство для его реализации за. На территории санкт - петербурга и пригородов в муниципальных и ведомственных котельных эксплуатируются тысячи чугунных секционных котлов «универсал» , «тула» , «энергия» , мг -2, «минск» и другие . к. Сооружение мини-тэц с выработкой тепла и электроэнергии целесообразно только на крупных леспромхозах. первая мини-тэц с электрической мощностью 6 мвт и тепловой мощностью 16 гкал/ч сооружается в насто. Суммарный плановый заказ топлива в приморском крае на озп 2000-01 гг . превысил нормативную потребность в 1,43 раза . в муниципальных образованиях имели место завышения в 1,14-5,4 раза и занижения зак.

 

Главная >  Документация 


0.002