Энергосберегающие технологии

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в структуре генерирующих мощностей белорусской электроэнергетики доминируют тепловые электростанции (ТЭС), удельный вес которых в общей выработке электроэнергии в 2020 году составит около 70%, что обусловливает необходимость выбора оптимального направления их развития. Работа источников централизованного теплоснабжения (ЦТ) и особенно теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) обеспечивают основную экономию топлива в энергосистемах. Комбинированное энергоснабжение расходует на 25−30% меньше топлива, чем раздельное, соответственно снижается и вредное воздействие энергетики на природную среду. В настоящее время, при существенном спаде теплопотребления (прежде всего в промышленной сфере) комбинированное производство электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (крупных, средних, малых, блок-ТЭЦ) позволяет экономить за год до 1,5 млн. тон условного топлива, что составляет 12−13% от общего количества топлива, потребляемого концерном «Белэнерго». По теплофикационному циклу в республике вырабатывается около 40% электроэнергии. 1]

Исследование показало, что в настоящее время в энергетическом секторе Беларуси накопился ряд системных проблем, существенно влияющих на экономичность и надежность энергосбережения:

1). Значительный физический и моральный износ мощностей, обуславливающий увелечение издержек на производство электрической и тепловой энергии;

2). Доминирование в топливном балансе электроэнергетической отрасли одного вида энергоресурсов — природного газа (около 95%).

3). Снижение тепловой нагрузки теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и уменьшение выработки электроэнергии в энергосистеме по экономическому теплофикационному циклу вследствие сооружения источников распределенной генерации у промышленных потребителей, находящихся в зоне действия ТЭЦ.

4). Дефицит инвестиционных ресурсов в отрасли при наличии масштабной программы модернизации действующих объектов энергетики и сооружения новых генерирующих мощностей.

5). Сохраняющаяся практика перекрестного субсидирования и малоэффективная система тарифообразования в отрасли, что не создает экономических стимулов к оптимизации режимов энергопотребления у субсидируемых групп потребителей (сельскохозяйственные предприятия, убыточные промышленные организации. [4]

Мы видим, что в данном комплексе проблем существенная роль отводится проблемам, которые связаны с теплоэлектроцентралями.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЯХ теплоэлектроцентраль энергосбережение теплофикация Тепловые электрические станции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара.

Теплоэлектроцентраль отличается от конденсационной станции установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с отбором пара. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе и затем поступает в конденсатор, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения. Конденсат насосом через деаэратор и далее питательным насосом подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии. Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60—70%. Такие станции строят обычно вблизи потребителей — промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе. Значительно меньшее распространение получили тепловые станции с газотурбинными (ГТЭС), парогазовыми (ПГЭС) и дизельными установками. В камере сгорания ГТЭС сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750—900 ?С поступают в газовую турбину, вращающую электрогенератор. Кпд таких ТЭС обычно составляет 26—28%, мощность — до нескольких сотен МВт. ГТЭС обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки. Кпд ПГЭС может достигать 42 — 43%.Наиболее экономичными являются крупные тепловые паротурбинные электростанции. Большинство таких ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт-ч электроэнергии затрачивается несколько сот граммов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генератора. Современные паровые турбины для ТЭС — весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. Давление и температура пара постепенно снижаются. КПД тепловых двигателей увеличивается с ростом начальной температуры рабочего тела. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру — почти до 550 °C и давление — до 25 МПа. Коэффициент полезного действия ТЭС достигает 40%. Большая часть энергии теряется вместе с горячим отработанным паром.

ТЕПЛОФИКАЦИЯ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ Теплофикация — энергоснабжение тепловых и электрических потребителей на базе комбинированного производства тепла и электроэнергии в одной технологической установке. Переход с раздельного производства энергии на теплофикацию позволяет увеличить коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) в 1,5 раза с 55% до 83%. Используемое при теплофикации тепло, как правило, является продуктом отходов производства при выработке электроэнергии или сжигании мусора. Вместо того, чтобы бесполезно отдавать это тепло в окружающую среду, его можно применить для обогрева зданий и целых кварталов города. Чем дальше удалено местонахождение источника от потребителя, тем больше тепла теряется при транспортировании. Поэтому для теплофикации предпочтительнее использовать электростанцию небольшой мощности вблизи районов концентрации населения, чем крупные, но удаленные от мест потребления. Таким образом, преимущество теплофикации состоит в том, что, наряду с экономией производственного пространства, достигается лучшее использование произведенной энергии, и поэтому стоимость такого тепла сравнительно низка. Так как подобные энергетические установки могут быть одновременно поставщиками как тепла, так и электрического тока, их общий к.п.д. достигает 80%. Например, теплофикационные установки блочного типа обеспечивают теплом многие жилые кварталы городов. Однако в настоящее время лишь незначительная часть действующих мощностей таких энергетических установок используется наилучшим образом. 3]

ВИДЫ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ В БЕЛАРУСИ В Минске и Минской области расположены крупнейшие предприятия, составляющие основу промышленного потенциала Республики Беларусь. РУП «Минскэнерго» расположено в центре областных энергетических объединений, соединяя их в единую республиканскую энергосистему. В состав РУП «Минскэнерго» также входят основные линии электропередачи, связывающие энергосистему Республики Беларусь с Российской энергосистемой и энергосистемой прибалтийских стран. РУП «Минскэнерго» — самое крупное подразделение в составе концерна. В РУП «Минскэнерго» входят пять теплоэлектроцентралей: ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5, Жодинская ТЭЦ, крупные районные котельные в Минске, Жодино, Борисове, Молодечно, Дружном, Вилейке.

Минская ТЭЦ-2

Введена в эксплуатацию в 1934 году. Установленная электрическая мощность — 29 МВт, тепловая — 575 Гкал/ч. ТЭЦ-2 — источник теплои электроснабжения центральной части города. Одним из основных структурных подразделений Минских тепловых сетей является Минская ТЭЦ-2. Первая очередь ее была введена в эксплуатацию еще в 1934 году. Тогда это был самый передовой объект белорусской теплоэнергетики. Правда, из-за отсутствия тепловых сетей ТЭЦ-2 обеспечивала своих потребителей только электроэнергией. До 1941 года на ней было установлено четыре котла низкого давления производительностью по 20 тонн пара в час и турбина мощностью всего 4 тысячи киловатт. Во время Великой Отечественной войны станции был нанесен огромный ущерб. Однако уже в конце октября 1945 года был произведен пуск первого турбогенератора. Таким образом, первая очередь станции была восстановлена в довоенном объеме.

В конце сороковых годов были введены в эксплуатацию еще три котла среднего давления и несколько турбин. Развитие электрической части Минской ТЭЦ-2 завершилось в 1955 году. К этому времени мощность станции достигла 31 МВт. Тепловая часть станции продолжала развиваться. В середине пятидесятых годов был введен в строй еще один котел производительностью 105 тонн пара в час. А в феврале 1964 года было принято решение о строительстве пиковой котельной с четырьмя водогрейными котлами общей мощностью 400 Гкал/час. Затем были введены в строй еще четыре мощных водогрейных котла. В 1982 году развитие ТЭЦ-2 завершилось. В настоящее время ТЭЦ-2 является источником теплоэнергоснабжения центральной части белорусской столицы и теплоснабжения потребителей микрорайона Серебрянка, а также улиц Чкалова, Маяковского, Аэродромная, Могилевская и других. Станция обеспечивает теплои энергоснабжение таких важных городских и республиканских объектов, как резиденция Президента Республики Беларусь, Дом правительства, Мингорисполком, студенческий городок БГУ, педагогический университет, а также ряд крупных предприятий — кондитерская фабрика «Коммунарка», заводы медпрепаратов, имени Кирова и других. К ТЭЦ-2 присоединено около 300 километров трубопроводов тепловых сетей. Основным топливом для ТЭЦ служит природный газ, резервным — мазут. Турбоагрегаты и паровые котлы, введенные в эксплуатацию в 40−50-х годах, к настоящему времени отработали около 300 тысяч часов. В результате износ основного оборудования приближается к критическому уровню. Однако фактическая подключенная тепловая нагрузка и невозможность ее перераспределения на другие источники теплоснабжения не позволяют рассматривать вариант ликвидации станции. Реконструкции ТЭЦ-2 была запланирована на 2007—2010 годы. Она предусматривала сохранение всех водогрейных котлов. В главном корпусе будут демонстрировались три паровых котла и были установлены два блока экономичной и высокопроизводительной парогазовой установки. В состав каждого блока входили газовая энергетическая турбоустановка производства известной фирмы «Сименс», котел-утилизатор и паровая турбоустановка производства КНР. [2]

Минская ТЭЦ-3

В энергосистеме республики Минская ТЭЦ-З работает с 1951 года. На тот момент это был первый в Беларуси опыт пуска энергооборудования высокого давления. В настоящее время установленная мощность станции составляет 542 Мвт в т. ч. оч.14МПа — 320 Мвт, блока ПГУ-230 — 222 Мвт. ТЭЦ-3 работает по тепловому графику нагрузок, обеспечивая теплоснабжение промышленного района г. Минска и социальной сферы, включая часть центра города. Станция имеет сложную тепловую схему, оборудование с различными параметрами пара и поперечными связями. Постоянная модернизация и реконструкция оборудования в сочетании с грамотной эксплуатацией позволяют поддерживать надежную и экономичную работу ТЭЦ. В настоящее время станция закончила период реконструкции с заменой выбывающих мощностей очереди 10 МПа парогазовой установкой электрической мощностью 230 МВт. Реконструкция сопровождалась внедрением комплекса мероприятий по совершенствованию учета потребления энергии и систем, позволяющих оптимизировать работу оборудования ТЭЦ. Минская ТЭЦ-3 является частью единого производственно-технологического комплекса по производству, передаче и распределению тепловой и электрической энергии. [2]

Минская ТЭЦ-4

Минская теплоэлектроцентраль № 4 -крупнейшая в Белорусской энергосистеме и одна из наиболее современных электростанций в стране. Она является основой теплофикационного комплекса западной и юго-западной частей столицы, обеспечивая отоплением и горячей водой 48% ее жителей. За год станция отпускает 4,8−5 млн. Гкал тепла. Установленная мощность теплоэлектроцентрали: электрическая -1035 МВт, тепловая — 1519 Гкал/ч.На станции установлены три теплофикационных турбоагрегата общей мощностью 280 МВт и три энергоблока по 250 МВт на сверхкритические параметры пара. Станция имеет разнотипное оборудование с различными сроками эксплуатации. В зоне теплоснабжения от ТЭЦ-4 установлено пять пиковых водогрейных котельных Минских тепловых сетей, которые работают с ТЭЦ в едином технологическом высокоэкономичном комплексе. Регулярное проведение мероприятий по улучшению режимов эксплуатации и модернизации оборудования обеспечивает работу станции с наиболее эффективным использованием топлива. В основном ТЭЦ работает по тепловому графику нагрузок, но в связи с высокой экономичностью блоков станция привлекается к регулированию электрической нагрузки в часы дневного и вечернего максимумов. ТЭЦ расположена за пределами Минской кольцевой автодороги, обеспечивая минимальное влияние на экологическую обстановку города. 2]

Минская ТЭЦ-5

Минская тепловая электроцентраль введена в строй действующих в 1999 году. Ее мощность составляет 330 МВт (первый энергоблок). На станции смонтировано уникальное оборудование, не имеющее аналогов в республике. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) энергоблока ТЭЦ-5 обеспечивает получение, анализ и обработку первичной информации о состоянии оборудования ТЭЦ, работе автоматики и защит с контролем ее достоверности, внесением поправок, архивированием. АСУ ТП также обеспечивает диагностику оборудования, расчет ТЭП, автоматическое регулирование технологических процессов. Проектом первой очереди ТЭЦ-5, который получил положительное заключение государственной экспертизы, предусмотрены строительство парогазового блока № 2 мощностью 450 МВт, работающего по утилизационной схеме без дожигания, а также реконструкция существующего блока № 1 путем возведения газотурбинной надстройки ГТ-110. При этом мощность первой очереди теплоцентрали составит 890 МВт. Развитие инфрастуктуры поселков вокруг ТЭЦ-5 обусловило наличие крупных социальных объектов на балансе станции как градообразующего предприятия. 2]

Жодинская ТЭЦ Начиналась история сегодняшней ТЭЦ в 1938— 1940 гг. с выбора площадки под строительство ГРЭС с использованием местных торфяных источников Чисть, Смолевичи, Ганцевичи. К продолжению работ по выбору площадки для строительства ГРЭС приступили после окончания Великой Отечественной войны, только в 1947 г. Проект электростанции разработан Ленинградским отделением института «Tеплоэлектропроект» .В качестве топлива планировался торф. Монтажно-наладочные работы по тепломеханическому и электротехническому оборудованию пускового комплекса были в ноябре 1951 года окончены и 30 ноября в 15 часов 20 минут турбогенератор № 1 включен в параллельную работу с энергосистемой. В декабре этого же года введен в эксплуатацию трубогенератор № 2 мощностью 14,7 мвт. Государственной приемочной комиссией электростанция была принята в постоянную эксплуатацию. Эксплуатация 1-ой очереди с полной электрической нагрузкой 42,7 мвт началась с декабря 1954 года после включения в сеть турбогенератора № 3. Смолевичская ГРЭС была первой электростанцией высокого давления в Белорусской энергосистеме. В 1961 г. произведена первая реконструкция путем монтажа теплофикационной турбины, установки в составе бойлерной и преобразователя. Этим было положено начало теплофикации Жодинского района. В 1971 и 1978 гг. произведены модернизация турбины ВК-25−1 с организацией теплофикационного отбора по 100 т/ч от каждой турбины и расширение теплофикационной установки. К 1980 г. функционирование электростанции полностью определялось режимом отпуска тепловой энергии и Смолевичская ГРЭС приказом Минэнерго СССР от 11.06.1979 г. № 44 переименована в Жодинскую ТЭЦ. В 1985—1987 гг. произведены работы по строительству мазутного и газового хозяйства, очистных сооружений, дымовой трубы высотой 180 м, химводоочистки, бойлерных установок, тепловых выводов, модернизации действующих котлоагрегатов с переводомих на сжигание газа и мазута. Два котла «Штейн — Мюллер» заменены на ГМ-50−14, и установлены два водогрейных котла КВГМ-100 по 100 Гкал каждый. Надежность теплоснабжения потребителей значительно возросла. В 1985 г. прекратилось сжигание торфа. В настоящее время много внимания администрация ТЭЦ уделяет улучшению условий труда. В 1999 г внедрен комплекс программ, разработанный НИГП «БелТЭИ», для организации рабочего места автоматизированной системы учета тепловой энергии, отпускаемой потребителям, в 2001 г внедрена локально-вычислительная сеть, в настоящее время внедряются программы управления производством с использованием СУБД «Оracle».Электростанция прошла трудный путь: монтаж и освоение импортного оборудования, реконструкция, а затем замена его на отечественное, модернизация турбин и котлов, кардинальное изменение режима работы — превращение конденсационной ГРЭС в Электроцентраль. 2]

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ Согласно Директиве № 3 одной из мер по обеспечению энергетической безопасности является уменьшение затрат на производство энергоресурсов за счет применения энергосберегающих технологий и оборудования. Для развития энергетической отрасли Беларуси приоритетом является ввод высокоэффективных генерирующих мощностей с минимальными затратами топлива на выработку электроэнергии. Впервые в истории Беларуси начата работа по преобразованию котельных в ТЭЦ, которые работают в режиме «тепло+электричество». Одним из проектов с использованием современных передовых технологий является Пружанская мини-ТЭЦ. Анализ технико-экономических показателей работы данной мини-ТЭЦ свидетельствует об эффективности введенных мощностей. Примененные высокие начальные параметры пара позволили увеличить удельную теплофикационную выработку электроэнергии до 339,8 кВт. ч/Гкал (порядка в два раза больше, чем на Осиповичской или Вилейской мини-ТЭЦ), т. е. увеличить производство электроэнергии на тепловом потреблении порядка в два раза. Учитывая уникальность и значимость данного объекта для республики, целесообразно тиражирование таких объектов в республике при строительстве мини-ТЭЦ. Следует также отметить, что данный проект несет и социальную нагрузку в части развития инфраструктуры города и создания новых рабочих мест. Вблизи места размещения мини-ТЭЦ расположен современный ледовый дворец, ведется строительство плавательного бассейна.

1.Экономический механизм модернизации производства энергии / Морозов C.Г. /Минск 2010

2.minskenergo.by

3.Основы энергетики Г. Ф. Быстрицкий Москва 2005

4.Калькулирование себестоимости промышленной продукции/ А. Л. Бавдей, Т. И. Королева, О.П. Моисеева/Минск БГЭУ 2005

5. Информационный бюллетень «Энергосовет»