Электротеплоснабжение. Выход?, Использование электрической энергии для теплоснабжения. Опции

[Бойко]

За последние годы в "большой" энергетике прорыв.

В качестве НИЖНЕЙ технологической границы эффективности для новых станций при оценке потенциала энергосбережения Международное энергетическое агентство (МЭА) использует показатели КПД станций
на угле – 43 %, на газе – 55 %, а в качестве верхней оценки для станций на угле – 48 %, на жидком топливе – 50 %, на газе – 60 %
(Electricity Information – 2008. OECD/IEA. Paris, 2008).
Ведутся СМР на ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены КПД на уровне 70%.

Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом. В имеющихся программах ставится задача повышения мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле.

Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Работают на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создаются комплекы, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. У них с ничтожно низкие выбросы СО2 в атмосферу. СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе.
Это только часть из ста двадцати перспективных направлений в энергетике, активно финансируемых в США..

Как это уже влияет на системы теплоснабжения в мире и в России?

Теплоснабжение является значимым и энергоемким сектором экономики — в нем потребляется примерно 46% используемых в стране энергоресурсов.

Нынешняя система теплоснабжения, основанная на совместном производстве электроэнергии и тепла, более чем за сто лет функционирования доказала свою эффективность. На ТЭЦ страны в экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 71% общего объема тепла.

В современной теплоэнергетике имеется ряд проблем, которые не могут быть решены при существующей системе водяного теплоснабжения в ее современном виде.
Среди них:

1. Несоответствие электрической и тепловой мощностей энергоисточников соотношению тепловой и электрической нагрузки потребителей.

Иными словами, при обеспечении пользователей тепловой энергией от ТЭЦ «выход» электрической энергии будет избыточным. И наоборот, при достаточности производства электроэнергии тепловой будет не хватать.
Так, для средней полосы России бытовые зимние тепловые и электрические нагрузки распределяются примерно как 3:1, а это отношение для ТЭЦ С ПГУ уже составляет около 1:1. В последнем случае недостаток тепловой мощности восполняется сжиганием топлива (как правило, газа) в котельных, что является не лучшим решением — во многих странах в законодательном порядке запрещается сжигать газ в котельных. В США с 1978 года.
Высокий электрический кпд оборачивается недостатком, а большая выработка электроэнергии на тепловом потреблении в перспективе уже не является показателем, характеризующим эффективность ТЭЦ. С увеличением кпд ТЭЦ все более превращается в КЭС, так как уменьшается доля тепла в ее производстве. Продолжив тенденцию, получим, что «идеальная» ТЭЦ с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении — это сверхвысокоэкономичная КЭС, например на базе парогазовой установки утилизационного типа с ТЭ, с отоплением зданий станции и микрорайона энергетиков — на большее просто не останется «тепловых хвостов».

2. Зависимость эффективности работы ТЭЦ от тепловой нагрузки.

Эффективность работы ТЭЦ во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти электростанции. Тепловая нагрузка имеет значительные колебания, которые оказывают влияние на работу ТЭЦ. При сниженных тепловых нагрузках эксплуатация оборудования усложняется, приходится применять неэкономичный конденсационный режим, а это ведет к неэффективному использованию топлива. Сезонное изменение тепловой нагрузки может быть довольно значительным — затраты энергии на горячее водоснабжение в 4—5 раз меньше всей нагрузки теплоснабжения.

3. Неравномерность графика электрической нагрузки (в том числе тепловой).

Подавляющее большинство современных промышленных энергоустановок (возможно, за исключением газопоршневых агрегатов — ГПА) не позволяют сохранять их приемлемые технико-экономические показатели при значительном падении нагрузки. А это означает, что при проектировании системы энергоснабжения нельзя ориентироваться на максимальные величины потребляемой мощности. Создаются базовые источники электроэнергии, которые работают 5—7 тыс. ч в году, и пиковые, экономичность которых настолько мала, что стоимость получаемой на них электроэнергии в 2—14 раз превышает отпускные тарифы, рождая прямые убытки у ее поставщиков. По оценкам специалистов, колебание пиковой нагрузки в ±1% приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10%.

4. Нарушение иерархии системы управления.

Система более высокого порядка (энергоисточник) подстраивается под более «низкую» (систему теплоснабжения), потому что последняя априори может быть только системой водяного теплоснабжения.
Подобный алгоритм приводит к парадоксальному, на первый взгляд, выводу, что высокий электрический КПД энергоисточника опять является его недостатком — «значительная выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении вследствие высокого электрического КПД станции может быть отнесена к минусам ТЭЦ, поскольку увеличивает завоз топлива в населенные пункты»

Кроме этих проблем в современной теплоэнергетике существуют и другие, обусловленные применением традиционной системы теплоснабжения. К ним можно отнести потери в тепловых сетях при транспортировке тепло-
вой энергии, затраты энергии на перекачку теплоносителя, сложность учета и регулирования, трудности, связанные с водоподготовкой, и т. п. Многие элементы системы водяного теплоснабжения довольно громоздки — ЦТП, тепловые сети, протяженность которых составляет сотни тысяч километров. Проблемы с квалифицированными кадрами и т.д.

Видимо, современное состояние систем теплоснабжения находится в такой фазе, когда накапливаются противоречия типа «чем больше вкладываешь в разрешение противоречия, тем острее и сложнее оно становится».

Необходимы качественные изменения. Они происходят.

Повысить эффективность теплоэнергетики позволит использование электроэнергии для теплоснабжения. Разумеется, речь не идет о полном отказе от функционирующей в настоящее время системы водяного теплоснабжения — ее наличие неизбежно, пока при производстве электроэнергии выделяется низкопотенциальное тепло. Главное, что весь комплекс систем энерготеплоснабжения не должен подлаживаться под существующую схему водяного теплоснабжения.

При формировании программ развития систем теплоснабжения, видимо, следует руководствоваться мыслью, высказанной директором института ИЭИ РАН, академиком РАН А. А. Макаровым: «Энергетические технологии обычно работают не изолированно, а в комплексах или системах, где сумма локальных оптимумов по определению не соответствует глобальному»

Утверждение о нецелесообразности применения электроэнергии для теплоснабжения справедливо лишь при ее производстве в конденсационном режиме. При работе ТЭЦ в теплофикационном режиме расход топлива на получение тепловой и электрической энергии определяется лишь коэффициентом использования топлива (КИТ).

Для современных ТЭЦ КИТ приближается к КПД котельной; таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии.
Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.

На первый взгляд, процесс превращения выделенной при сжигании топлива в котле тепловой энергии в электрическую с ее последующей трансформацией в теплоту нецелесообразен. Однако поскольку при использовании электроэнергии для теплоснабжения состав оборудования на ТЭЦ не изменится, а лишь увеличится его мощность, то единица электроэнергии по сравнению с единицей тепла подорожает несущественно, а эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения значительно возрастет.

Возможны схемы теплоснабжения населенного пункта, в которых часть потребителей, расположенных вблизи энергоисточника и обеспечивающих достаточную плотность тепловой нагрузки, имеют водяную систему теплоснабжения, а остальные, находящиеся за пределами эффективного радиуса теплоснабжения, — электрическую. Возможно также совмещение в одном здании двух типов систем — водяной и электрической (бивалентная система теплоснабжения). При таком исполнении водяная часть является базовой и поддерживает минимально допустимый уровень температуры в помещении, а электрическая часть осуществляет догрев по мере необходимости. Заметим, что такой тип системы стихийно уже применяется достаточно широко — до трети электрической мощности используется на термические цели.
Во Франции стационарными системами электрического отопления оборудовано около 40% всех зданий, в Испании и Финляндии — 30%, в Норвегии — свыше 80%. (Последний пример не совсем корректен — в Норвегии 99% электроэнергии вырабатывается на ГЭС.)
Эти тенденции лавинообразно ускоряются.

Сообщение отредактировал Бойко - 23.4.2010, 16:32

[Бойко]

За последние годы в "большой" энергетике прорыв.

В качестве НИЖНЕЙ технологической границы эффективности для новых станций при оценке потенциала энергосбережения Международное энергетическое агентство (МЭА) использует показатели КПД станций
на угле – 43 %, на газе – 55 %, а в качестве верхней оценки для станций на угле – 48 %, на жидком топливе – 50 %, на газе – 60 %
(Electricity Information – 2008. OECD/IEA. Paris, 2008).
Ведутся СМР на ПГУ с КПД 60% и ставится задача повышения его в обозримом будущем до 61,5-62%. Для этого в ГТУ вместо циклового воздуха используется в качестве охладителя водяной пар и осуществляется более тесная интеграция газотурбинного и парового циклов.

Высокотемпературные топливные элементы (ТЭ), твердооксидные или на основе расплавленных карбонатов, работающие при температуре 850 и 650 °С, служат при этом источниками тепла для газотурбинного и парового цикла. В конкретных проектах мощностью около 20 МВт - в основном в США - получены КПД на уровне 70%.

Еще большие возможности открывает создание «гибридных» установок, в которых ГТУ (или ПГУ) надстраиваются топливным элементом. В имеющихся программах ставится задача повышения мощности гибридных установок до 300 МВт и более, а их КПД - до 75% на природном газе и 60% на угле.

Эти установки спроектированы для работы на природном газе с внутренним реформингом. Работают на синтез газе или чистом водороде, полученных при газификации угля, и создаются комплекы, в которых переработка угля интегрирована в технологический цикл. У них с ничтожно низкие выбросы СО2 в атмосферу. СО2 выводится из цикла и минерализуется в процессах карбонизации таких минералов как, например, силикат магния, распространенный повсеместно в природе.
Это только часть из ста двадцати перспективных направлений в энергетике, активно финансируемых в США..

Как это уже влияет на системы теплоснабжения в мире и в России?

Теплоснабжение является значимым и энергоемким сектором экономики — в нем потребляется примерно 46% используемых в стране энергоресурсов.

Нынешняя система теплоснабжения, основанная на совместном производстве электроэнергии и тепла, более чем за сто лет функционирования доказала свою эффективность. На ТЭЦ страны в экономичном теплофикационном режиме вырабатывается 71% общего объема тепла.

В современной теплоэнергетике имеется ряд проблем, которые не могут быть решены при существующей системе водяного теплоснабжения в ее современном виде.
Среди них:

1. Несоответствие электрической и тепловой мощностей энергоисточников соотношению тепловой и электрической нагрузки потребителей.

Иными словами, при обеспечении пользователей тепловой энергией от ТЭЦ «выход» электрической энергии будет избыточным. И наоборот, при достаточности производства электроэнергии тепловой будет не хватать.
Так, для средней полосы России бытовые зимние тепловые и электрические нагрузки распределяются примерно как 3:1, а это отношение для ТЭЦ С ПГУ уже составляет около 1:1. В последнем случае недостаток тепловой мощности восполняется сжиганием топлива (как правило, газа) в котельных, что является не лучшим решением — во многих странах в законодательном порядке запрещается сжигать газ в котельных. В США с 1978 года.
Высокий электрический кпд оборачивается недостатком, а большая выработка электроэнергии на тепловом потреблении в перспективе уже не является показателем, характеризующим эффективность ТЭЦ. С увеличением кпд ТЭЦ все более превращается в КЭС, так как уменьшается доля тепла в ее производстве. Продолжив тенденцию, получим, что «идеальная» ТЭЦ с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении — это сверхвысокоэкономичная КЭС, например на базе парогазовой установки утилизационного типа с ТЭ, с отоплением зданий станции и микрорайона энергетиков — на большее просто не останется «тепловых хвостов».

2. Зависимость эффективности работы ТЭЦ от тепловой нагрузки.

Эффективность работы ТЭЦ во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти электростанции. Тепловая нагрузка имеет значительные колебания, которые оказывают влияние на работу ТЭЦ. При сниженных тепловых нагрузках эксплуатация оборудования усложняется, приходится применять неэкономичный конденсационный режим, а это ведет к неэффективному использованию топлива. Сезонное изменение тепловой нагрузки может быть довольно значительным — затраты энергии на горячее водоснабжение в 4—5 раз меньше всей нагрузки теплоснабжения.

3. Неравномерность графика электрической нагрузки (в том числе тепловой).

Подавляющее большинство современных промышленных энергоустановок (возможно, за исключением газопоршневых агрегатов — ГПА) не позволяют сохранять их приемлемые технико-экономические показатели при значительном падении нагрузки. А это означает, что при проектировании системы энергоснабжения нельзя ориентироваться на максимальные величины потребляемой мощности. Создаются базовые источники электроэнергии, которые работают 5—7 тыс. ч в году, и пиковые, экономичность которых настолько мала, что стоимость получаемой на них электроэнергии в 2—14 раз превышает отпускные тарифы, рождая прямые убытки у ее поставщиков. По оценкам специалистов, колебание пиковой нагрузки в ±1% приводит к росту (снижению) затрат на производство электроэнергии на 10%.

4. Нарушение иерархии системы управления.

Система более высокого порядка (энергоисточник) подстраивается под более «низкую» (систему теплоснабжения), потому что последняя априори может быть только системой водяного теплоснабжения.
Подобный алгоритм приводит к парадоксальному, на первый взгляд, выводу, что высокий электрический КПД энергоисточника опять является его недостатком — «значительная выработка электроэнергии на тепло-
вом потреблении вследствие высокого электрического КПД станции может быть отнесена к минусам ТЭЦ, поскольку увеличивает завоз топлива в населенные пункты»

Кроме этих проблем в современной теплоэнергетике существуют и другие, обусловленные применением традиционной системы теплоснабжения. К ним можно отнести потери в тепловых сетях при транспортировке тепло-
вой энергии, затраты энергии на перекачку теплоносителя, сложность учета и регулирования, трудности, связанные с водоподготовкой, и т. п. Многие элементы системы водяного теплоснабжения довольно громоздки — ЦТП, тепловые сети, протяженность которых составляет сотни тысяч километров. Проблемы с квалифицированными кадрами и т.д.

Видимо, современное состояние систем теплоснабжения находится в такой фазе, когда накапливаются противоречия типа «чем больше вкладываешь в разрешение противоречия, тем острее и сложнее оно становится».

Необходимы качественные изменения. Они происходят.

Повысить эффективность теплоэнергетики позволит использование электроэнергии для теплоснабжения. Разумеется, речь не идет о полном отказе от функционирующей в настоящее время системы водяного теплоснабжения — ее наличие неизбежно, пока при производстве электроэнергии выделяется низкопотенциальное тепло. Главное, что весь комплекс систем энерготеплоснабжения не должен подлаживаться под существующую схему водяного теплоснабжения.

При формировании программ развития систем теплоснабжения, видимо, следует руководствоваться мыслью, высказанной директором института ИЭИ РАН, академиком РАН А. А. Макаровым: «Энергетические технологии обычно работают не изолированно, а в комплексах или системах, где сумма локальных оптимумов по определению не соответствует глобальному»

Утверждение о нецелесообразности применения электроэнергии для теплоснабжения справедливо лишь при ее производстве в конденсационном режиме. При работе ТЭЦ в теплофикационном режиме расход топлива на получение тепловой и электрической энергии определяется лишь коэффициентом использования топлива (КИТ).

Для современных ТЭЦ КИТ приближается к КПД котельной; таким образом, при сгорании одной той же массы топлива и в котельной, и в ТЭЦ образуется одно и то же количество энергии.
Потребителю безразлично, каким путем поступает к нему энергия — по тепловым сетям при помощи горячей воды или по электрическим сетям. Требуется лишь наличие приборов, преобразующих электрическую энергию в тепловую.

На первый взгляд, процесс превращения выделенной при сжигании топлива в котле тепловой энергии в электрическую с ее последующей трансформацией в теплоту нецелесообразен. Однако поскольку при использовании электроэнергии для теплоснабжения состав оборудования на ТЭЦ не изменится, а лишь увеличится его мощность, то единица электроэнергии по сравнению с единицей тепла подорожает несущественно, а эффективность всего комплекса энерготеплоснабжения значительно возрастет.

Возможны схемы теплоснабжения населенного пункта, в которых часть потребителей, расположенных вблизи энергоисточника и обеспечивающих достаточную плотность тепловой нагрузки, имеют водяную систему теплоснабжения, а остальные, находящиеся за пределами эффективного радиуса теплоснабжения, — электрическую. Возможно также совмещение в одном здании двух типов систем — водяной и электрической (бивалентная система теплоснабжения). При таком исполнении водяная часть является базовой и поддерживает минимально допустимый уровень температуры в помещении, а электрическая часть осуществляет догрев по мере необходимости. Заметим, что такой тип системы стихийно уже применяется достаточно широко — до трети электрической мощности используется на термические цели.
Во Франции стационарными системами электрического отопления оборудовано около 40% всех зданий, в Испании и Финляндии — 30%, в Норвегии — свыше 80%. (Последний пример не совсем корректен — в Норвегии 99% электроэнергии вырабатывается на ГЭС.)
Эти тенденции лавинообразно ускоряются.

Сообщение отредактировал Бойко - 23.4.2010, 16:32