Рухлов / Энергосбережение

сферы и происходит разрушение озонового щита планеты. Ученые подсчитали, что, если производство энергии на Земле возрастет еще примерно в 100 раз, то могут произойти необратимые изменения климата, признаки которого ощутимо проявляются уже ныне.

Колоссальной теплотворной способностью обладает ядерное горючее – уран, а также плутоний-239, искусственно получаемый в АЭС на тепловых нейтронах из неделящегося изотопа 238. Разведанные запасы этого топлива в мире в расчете на использование в АЭС второго поколения – на быстрых нейтронах, где «сжигается» плутоний с одновременным образованием новых порций такого горючего (воспроизводством), в энергетическом эквиваленте в десятки раз превосходят запасы всего органического сырья. Именно с таким типом реакторов – будущее атомной энергетики. Первая АЭС на быстрых нейтронах в мире действует с лета 1973 г. на полуострове Мангышлак, которая, кроме производства электроэнергии, вырабатывает около 120 тыс. м3 в сутки опресненной каспийской воды для жителей г. Шевченко.

Следующий потенциальный источник чистой энергии с неограниченными ресурсами – это термоядерные энергетические установки (ТЯР), основанные на синтезе легких атомных ядер. В 70-е годы СССР был мировым лидером в исследованиях по управляемому термоядерному синтезу, но из-за объективных причин, в том числе сокращения финансирования, научные исследования и опытно-конструкторские работы практически заморожены. Однако в настоящее время физико-технологический институт им. А.Ф.Иоффе (г. Санкт-Петербург) возобновил исследования, успешное решение которых сможет обеспечить человечество энергией без радиоактивных отходов на неограниченный срок.

Среди альтернативных источников энергии на первом месте стоит солнечная, обеспечивающая все естественные процессы, происходящие в биосфере. Это поистине неиссякаемый источник тепла и света, а с точки зрения экологии

– идеальный, поскольку не нарушает равновесие в природе.

Энергетическая стратегия Украины определяется наличием топливно-

энергетических ресурсов в недрах, природно-климатическими условиями, состоянием экономики и человеческим фактором, нередко играющим решающую роль.

По сведениям Минтопэнерго в балансе запасов первичного органического сырья уголь занимает 97,4 %, нефть и газ – 2,6, в выработке электроэнергии доля угля составляет 30 % (в недалеком прошлом – свыше 70 %), АЭС – около 50 %, которые уже достигли проектных мощностей по выработке энергии и приближаются сроки вывода из эксплуатации (2020 г.) выработавших ресурс реакторов. Ресурсы гидроэнергетики и ядерного топлива ограничены, с помощью нетрадиционных энергоносителей в ближайшие десятилетия обеспечить страну электроэнергией и теплом невозможно. Следовательно, уголь остается единственным отечественным топливно-энергетическим сырьем и надежным гарантом независимости страны на отдаленную перспективу.

Украина располагает огромными запасами угля, которые разведаны до глубины 1500 м и составляют 117,3 млрд. т. По этому показателю Украина относится к ведущим странам мира.

11

Если исходить из потребности, которая по подсчетам на 2010 г. составляет 110 млн. т (программа «Украинский уголь»), и учесть 40%, эксплуатационных потерь, то имеющихся разведанных запасов хватит почти на 300 лет.

Значительные резервы в энергообеспечении Украины кроются в использо-

вании низкокалорийных видов топлива:

•бурого угля, запасы которого составляют более 8 млрд. т, из них значительная часть может разрабатываться безопасным открытым способом;

•торфа как местного топлива для регионов, где отсутствуют другие виды органического сырья, а запасы его превышают 2 млрд. т.

Самым острым вопросом для ТЭС, сжигающих органическое топливо, является уменьшение выбросов загрязняющих веществ. Электростанции, рабо-

тающих на угле, выделяют в 2 раза больше СО2, чем газовые.

Использование метана, сопутствующего добыче угля, – одна из важней-

ших задач в экономике и экологии угледобывающих регионов. Применение этого газа в качестве топлива позволит сократить выброс его в атмосферу и снизить губительное влияние на озоновый щит планеты. По оценкам УкрНИИ-

проект содержание метана в угленосных отложениях Украины составляет

25…30 трлн. м3.

Стоимость 1 кВт ч электроэнергии в настоящее время в евроцентах по данным Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) приведена в табл.3, из которой следует, что развитие энергетики на угольном топливе при условии решения экологических проблем целесообразнее.

Для конкурентоспособности необходимо снизить стоимость получения электроэнергии из солнечной в 10 раз.

ЛЕКЦИЯ 3 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТОПЛИВА В ЭНЕРГЕТИКЕ

Использование топлива в энергетике

Расход топлива на ТЭС зависит от характеристики и технологии его сжигания, технического состояния оборудования, определяемого КПД котельного агрегата ηк.а и ТЭС в целом ηТЭС, а также коэффициентом неравномерности

графика потребления энергии αн.

Газообразное, жидкое и твердое топливо характеризуется элементарным составом горючей массы и балласта. Состав твердого и жидкого топлива выражают в процентах по массе, а газообразного – в процентах к общему объему. Для твердого топлива в зависимости от состава различают рабочую, аналити-

ческую, сухую, горючую и органическую массы. Пересчет состава топлива с од-

ной массы на другую производят посредством множителей в соответствии с ДСТУ 3581-8.

Теплота сгорания топлива – это тепло, выделяющееся при полном сгорании 1 кг твердого (жидкого) или 1 м3 газообразного топлива, взятого при нормальных условиях. Различают две теплотворные способности рабочего топлива: высшую и низшую. Теплота сгорания может быть определена расчетным пу-

12

тем по формуле Д.И.Менделеева в соответствии с элементарным составом топлива.

Теплота сгорания для различных видов топлива колеблется в широких пределах. Для сравнения энергетической ценности топлива введено понятие условного топлива, теплотворная способность рабочей массы которого принята 29,3 МДж/кг (7000 ккал/кг). Отношение теплоты сгорания натурального топлива к теплоте сгорания условного топлива называют тепловым эквивален-

том Эт =Qнp /29,3, значение которого может быть больше и меньше единицы.

Пересчет массы натурального топлива в условное выполняют путем умножения количества натурального топлива на его тепловой эквивалент. Например, Qусл =Qнат Эт, где Qусл, Qнат – теплота сгорания топлива, соответственно,

условного и натурального.

Коэффициент полезного действия котельного агрегата ηк.ахарактери-

зует степень превращения химической энергии топлива в тепловую и является важнейшим показателем энергетической экономичности работы энергоустановки:

		D i	−i
η	=	п	пв		,	(1)
к.а		Qр G
		н		кг/ч; iп, iпв –
где D – количество вырабатываемого пара,						теплосодержание,

соответственно, пара и питательной воды, МДж/ч; Qнр – теплота сгорания топ-

лива, МДж/кг; G – количество топлива, расходуемого в единицу времени, кг/ч. Формула (1) позволяет найти КПД котла – основного агрегата ТЭС. Для определения эффективности использования топлива на ТЭС необходимо знать ηТЭС. Для этого требуется большое количество исходных данных. На практике

эффективность использования топлива оценивают как КПД:

ηит =Qот Qоф ,	(2)
где Qот – теоретическое содержание теплоты в	единице электроэнергии (1

кВт ч = 3,6 МДж), Qоф – фактическое содержание теплоты, необходимой для

производства 1 кВт ч электроэнергии, определяется по фактическому удельному расходу топлива на выработку.

В табл.4 приведен фактический удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии и КПД его использования, опр. по (2).

КПД использования топлива зависит от степени изношенности оборудо-

вания ТЭС и качества топлива, разных образцов техники и условий эксплуатации. Например, ТЭС Украины на выработку 1 кВт ч энергии расходуют значительно больше топлива, чем ТЭС России и Германии (табл.4).

Очевидно, что КПД ТЭС отличается от КПД использования топлива пропорционально доле энергии, затрачиваемой на собственные нужды ТЭС.

13

Энергия, используемая для собственных нужд ТЭС, расходуется на подго-

товку топлива и воды, транспортные технологические передачи различных сред и веществ, вентиляцию, кондиционирование, окислительные процессы и др. На собственные нужды ТЭС затрачивается от 5 до 15%, в зависимости от вида топлива и технологии генерирования энергии.

В общем виде КПД ТЭС можно определить зависимостью, учитывающей расход энергии на собственные нужды:

ηТЭС =	Qот				Qот
			=	Q	(1+Q	),	(3)
	Q	+Q
	оф	осн		оф	сн.о.е.
где Qосн – количество теплоты, необходимое для производства 1 кВт ч элек-
троэнергии, затрачиваемой на собственные нужды, МДж;						Qсн.о.е	– относи-

тельное количество теплоты, расходуемое на собственные нужды ТЭС.

Для общей оценки коэффициента энергетического использования топлива

(2) можно воспользоваться зависимостью

η =η	к.а.	−вAd ,%,	(4)
ит

где в – коэффициент технического состояния котла; Ad – зольность угля, %. Коэффициент в изменяется от 0,1 до 0,3 и более, а значение зольности от

20 до 40…45%.

Итак, зависимость (4) показывает, что для повышения эффективности использования топлива необходимо улучшать техническое состояние котла, снижая значение в до 0, и повышать качество топлива, уменьшая его зольность. Примечательно, что для котлов с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) значение в практически равно нулю.

При сжигании какой-либо массы угольного топлива может быть получено

полезное тепло. Так,

для рядового угля

		100 - Аd	− B
	т	у	у		(5)
Qу = Gу Qу		100		−0,025Ву ηит,

а обогащенного (концентрата)

Q	=		mК	G	Qт		100 - Акd − Bк	−
к		100			у	у	100

0,025В		η	,	(6)
к		ит

где Gу, mК – масса, соответственно, угля (т) и концентрата (%); Qту – теплота сгорания угля, МДж; Bу, Bк – влажность, соответственно, угля и концентрата.

Выход массы концентрата mК из массы рядового угля Gу определяется:

Аd − Аd

mК = пd уd 100, (7)

Ап − Ак

14

где Aпd, Акd – зольность, соответственно, породы и концентрата, %.

Удельный расход топлива на ТЭС можно записать как

qо =qow + qТoр , (8)

м

где qow – удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии

при равномерном графике электрической нагрузки, кг/(кВт ч); qoр – удельный

Тм

расход условного топлива на выработку электроэнергии для покрытия (обеспечения) неравномерной части графика электрической нагрузки, кг/(кВт ч); qoр –

удельный расход условного топлива на поддержание в “горячем резерве” отдельных энергоблоков, участвующих в маневренных режимах, и увеличение мощности ТЭС на 1 кВт для покрытия неравномерной части графика электрических нагрузок, кг/кВт.

По статистическим данным о работе ТЭС ОЭС Украины и с учетом зависимости (4) получены новые значения qow и qoр, которые отражают фактиче-

ское состояние удельного расхода топлива для ТЭС на текущее время. Значение qow находится в пределах от 315 до 410 г.у.т/(кВт ч), а значение qoр – от 205

до 235 кг/кВт. По средневзвешенным значениям получено выражение, отражающее состояние удельного расхода топлива на ТЭС ОЭС Украины:

qo =0,329 + 230 . (9)

Тм

Коэффициент неравномерности графика электропотребления определя-

ется отношением минимальной мощности к максимальной, т. е.,

αн = Pmin / Pmax .

При неравномерном графике потребления энергии (см. рис.3) расход электроэнергии определяется интегрированием функции f ( Pi ) за расчетный интер-

вал t, т. е., W = t∫ f ( Pi )dt . При необходимости ориентировочного определения

расхода электроэнергии применяют взаимосвязь таких понятий, как максимальная мощность Pmax и число часов Тм ее использования за год. В рассмат-

риваемом случае W = PmaxTм.

Однако значение выработанной электроэнергии можно получить, зная количество израсходованного за тот же период топлива G и удельный его расход q0 на производство единицы энергии:

G
W = q0 .	(10)

15

Приравняв два последних выражения, запишем			W = PmaxTм = G / q0 . С
учетом αн = Pmin / Pmax выражение для определения расхода топлива примет
следующий вид:
G =	PminTмq0	.	(11)
	α

Из (11) следует, что расход топлива можно уменьшить путем выравнивания графика потребления электроэнергии. Это положение является основополагающим для обоснования необходимости регулирования режимов электропотребления.

Количество мазута для различных значений теплоты сгорания топлива можно определить из уравнения:

Q q	=Q q		100 − KП		+Q	q	,	(12)
Р 0Р	У 0У					М 0М
			100

где QР , QУ , QМ – соответственно, теплота сгорания натурального топлива, рег-

ламентированного для данной конкретной ТЭС либо котлоагрегата, угля, имеющегося в наличии, и мазута; q0Р , q0У , q0М – удельный расход соответст-

вующего вида топлива (натурального, угля, мазута); КП – коэффициент, учи-

тывающий потери угля (определяется по рис.4).

Из уравнения (12) получаем удельный расход мазута в качестве дополнительного топлива к углю на выработку 1 кВт·ч энергии:

		100 − К		П
		QР q0Р −QУ q0У
q	=	100				.	(13)
0М		QМ

Пути снижения удельного расхода топлива на ТЭС: повышение качества топлива, модернизация или замена котлоагрегатов на установки с более совершенной технологией сжигания топлива, а также выведение ТЭС из участия их в покрытии пиковых нагрузок в ОЭС Украины.

Привлекателен вариант использования ГТУ в рамках нескольких европейских стран (Польша, Германия, Чехия и другие). Схема весьма проста.

Дело в том, что проблема покрытия пиковых нагрузок существует не только в Украине, но и в других европейских странах. Создание маневренных мощностей на базе ГТУ в каждой отдельно взятой стране потребует соответствующих инвестиций, сумма которых будет значительно превышать сумму затрат на создание базового маневренного комплекса, состоящего из нескольких ГТУ. Суммарная мощность комплекса должна быть достаточной для покрытия пиковых нагрузок любой страны. С учетом временных поясов такой проект покрытия пиковых нагрузок вполне реален.

Оценка проектов транспортировки энергоносителей в виде угольного топлива и природного газа по сравнению с передачей электрической энергии по ЛЭП сверхвысокого напряжения (СВН) показывает, что финансовые затраты на

16

передачу электроэнергии будут меньше затрат на транспортировку угля и природного газа.

Себестоимость производства электроэнергии

Себестоимость производства электроэнергии на тепловых электростан-

циях определяется суммой условно-постоянных и условно-переменных расхо-

дов: Сс = ∑Кi +∑V j .

Существенное влияние на себестоимость производства энергии при условно переменных расходах оказывает стоимость топлива, так называемая топливная составляющая себестоимости. Именно она связана с удельным расходом топлива и его стоимостью.

Влияние топливной составляющей можно оценить стоимостью полезной тепловой энергии или выработанной электроэнергии.

Затраты на топливо слагаются из себестоимости добычи угля или его цены в случае покупки у производителя Су, затрат на обогащение Соб, транспортирование Стр, погрузочно-разгрузочные работы Сп, складирование Сск, а также подготовку топлива к сжиганию (измельчение и сушка) Си. При этом величины Стр, Сп, Сск, Си зависят от количества транспортируемого и перерабатываемого топлива. В случае обогащения угля эти составляющие умень-

шаются в соответствии с выходом концентрата Gк.
Таким образом, затраты на топливо:
•	для рядового угля
	Ст =Су +Gу(Стр +Сп +Сcк +Си) ;	(14)
•	обогащенного
	Ст =Су +Соб +Gк(Стр +Сп +Сcк +Си)	(15)
или
	Ст =Ск +Gк(Стр +Сп +Сск +Си) ,	(16)
где	Ск =Су +Соб +Gу(Стр +Сп +Сск) ;	(17)
•	рядового угля с мазутной подсветкой
	Ст =Су +См +Gу(Стр +Сп +Сск +Си) +Gм(Стр +Сп +Сск) ,	(18)

где См – стоимость мазута.

Окончательно топливная составляющая в себестоимости выработки 1

кВт·ч электроэнергии определяется как

С	=	Cт	.	(19)
оwт		W

17

ЛЕКЦИЯ 4 КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ЭНЕРГИИ

Понятие о комбинированной выработке энергии

Процесс выработки на одной установке электрической и тепловой энергии в современной научно-технической литературе называют когенерацией. Привлекательность этой технологии в том, что удельный расход топлива на выработку электроэнергии в таких установках значительно меньше по сравнению с КЭС (см. табл.4).

Тепловая электрическая станция состоит из технологически взаимосвязанных установок, которые химическую энергию топлива преобразуют в электрическую (рис.2). Первичными двигателями на тепловых электростанциях являются паровые и газовые турбины, двигатели внутреннего сгорания. Отличие схемы выработки электроэнергии на АЭС от схемы, приведенной на рис.2, – наличие реактора вместо котла.

Генерирование тепловой энергии осуществляется на котельных. Энергоносителем при этом является пар или горячая вода. Для этого случая рис.2 должен быть преобразован – из него следует убрать паровую турбину и генератор.

Химическая	Котел	Тепловая	Паровая	Механическая	Генератор	Электрическая
энергия		энергия	турбина	энергия	электроэнергии	энергия
топлива		пара

Рис.2. Схема преобразования энергии

Различают два типа паротурбинных тепловых электростанций:

•конденсационные (КЭС), вырабатывающие только электрическую энер-

гию;

•теплофикационные (теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)), на которых осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии.

Горячая вода или пар от теплоэлектроцентралей по трубопроводам передается промышленным и коммунально-бытовым потребителям.

Среди тепловых электростанций КЭС имеют наибольшее распространение (рис.5). Пар, отработавший в паровых турбинах, направляется в конденсаторы. Полученный после охлаждения конденсат как питательная вода насосами снова подается в котлы. Вода, используемая для охлаждения пара, на выходе из конденсаторов обладает низким температурным потенциалом (25 – 35°С), и как теплоноситель не используется, поэтому тепло, заключенное в ней, теряется.

Термодинамические расчеты показывают, что на современных КЭС в электроэнергию может быть превращено не более 40% тепла израсходованного топлива. Основная причина в том, что в самом термодинамическом принципе работы конденсационной электростанции заложен источник значительных потерь. Неизбежный отвод тепла в окружающую среду (через конденсатор) приводит к потере более половины подводимого тепла.

ТЭЦ являются более экономичными, поскольку тепло пара, отработавшего в турбинах, полностью или частично используется потребителями.

18

Полезная отдача энергии на ТЭЦ при благоприятном сочетании электрической и тепловой нагрузок достигает 60 – 70%.

Подогрев сетевой воды для нужд централизованного отопления производится на ТЭЦ в бойлерах (сетевых подогревателях), где тепло отработавшего пара воспринимается водой (рис.6).

У когенерационных установок (КГУ) эффективность использования энергетических ресурсов (газа, нефти) на 30…40 % выше, чем у оборудования, вырабатывающего только электроэнергию или только тепло. КГУ более экологичны (требуется меньше топлива для производства такого же количества энергии) и более экономичны (инвестиции на их закупку и монтаж окупаются за счет производства более дешевой электроэнергии).

При обосновании целесообразности применения установок комбинированной выработки тепла и электрической энергии используют следующие показа-

тели:

•снижение оплаты за энергоносители в результате повышения коэффициента использования топлива при выработке электроэнергии;

•повышение надежности и обеспечение аварийной и технологической брони электроснабжения при использовании КГУ в качестве собственного источника электроэнергии;

•уменьшение выбросов парниковых газов при выработке тепловой энергии установкой с более высоким коэффициентом использования топлива.

Несмотря на указанные преимущества до настоящего времени комбинированная выработка энергии не получила широкого применения. И на это есть свои причины:

противодействие монополистов – энергоснабжающих компаний;

ограниченные финансовые возможности предприятий для сооружения современных КГУ и отсутствие бизнес-планирования;

несовершенство законодательства в части привлечения заемных инвестиций для сооружения КГУ;

отсутствие практического опыта в разработке техникоэкономических обоснований и схем финансирования проектов;

несовершенство информационного обеспечения и недостаточный уровень знаний о преимуществах таких установок.

Как показывает мировая практика, малую энергетику целесообразно развивать, основываясь на принципе комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Существует три технологических схемы для реализации этого принципа:

1. Первичная энергия расходуется на выработку электрической, а остаточное тепло – для удовлетворения потребностей в тепловой.

2. Первичная энергия используется для удовлетворения потребности в тепле, а остаточная теплота идет на выработку электрической.

3. Производство электрической энергии осуществляется за счет первичной энергии и остаточной (не использованной в первичном процессе преобразования) теплоты.

19

Энергетическая эффективность комбинированного способа

Эффективность комбинированного способа производства энергии мож-

но определить с помощью коэффициента использования топлива:

РЭЛ = РТ ηИТ.ЭЛ;	(20)
РТЕПЛ = PТ ηИТ.ТЕПЛ,	(21)

где PЭЛ, PТЕПЛ – соответственно, электрическая и тепловая мощность установки, кВт; PТ – мощность, отнесенная к энергии топлива для выработки 1 кВт ч электроэнергии, кВт; ηИТ.ЭЛ, ηИТ.ТЕПЛ – коэффициент использования топлива для выработки, соответственно, электрической и тепловой энергии.

Суммарную мощность топливной составляющей для раздельного и комбинированного способа выработки электрической и тепловой энергии, с учетом соотношений (20) и (21) можно записать как

Р	=			РЭЛ	+	РТЕПЛ		;	(22)
		ηИТ.ЭЛ
ТР					ηИТ.ТЕПЛ
Р	=			РЭЛ + РТЕПЛ			.		(23)
ТК			ηИТ.ЭЛ +ηИТ.ТЕПЛ
Тогда часовой расход топлива, м3/ч, л/ч, кг/ч:
			qЧ = РУ / (ηИТ Q),						(24)

где PУ – мощность установки, кВт; Q – теплота сгорания топлива, кВт ч/м3, кВт ч /кг.

Применение ТЭЦ на угольных шахтах

Специалистами Национального горного университета, Днепрогипрошахт и ДнепроВНИПИЭнергопром разработан проект уникальной ТЭЦ на основе использования в качестве топлива низкосортных углей, добываемых на шахтах ГХК «Павлоградуголь». ТЭЦ мощностью 50 МВт (2×25 МВт) в состоянии обеспечить электрической и тепловой энергией группу угольных шахт и прилегающие к ним поселки городского типа. При авариях в энергосистеме такая ТЭЦ обеспечивает питание электроприемников аварийной и технологической брони, что чрезвычайно важно для потенциально опасных производств.

На рис.11 представлена технологическая схема экологически чистого топ- ливно-энергетического комплекса "Шахта – ТЭЦ".

Проектом предусмотрено: установка на ТЭЦ котлов с циркулирующим кипящим слоем, использование в окислительных процессах метана и угольной пыли исходящей струи шахтного воздуха, а также возможность опреснения и химической подготовки шахтной минерализованной воды с последующим ее включением в технологический цикл ТЭЦ.

Себестоимость 1 кВт ч электроэнергии не превышает 2,2 цента США. Наличие в Украине развитой угольной отрасли позволит соорудить нужное

количество таких технологических энергокомплексов.

Главное их достоинство в том, что появляются условия, при которых негативное влияние на окружающую среду производственных процессов нейтра-

20