Full Text

Введение. Актуальность выбранной темы вызвана тем, что российская энергетика за последние 20 лет отстала от ведущих зарубежных стран, и ей необходима модернизация. Разработка и внедрение новых и совершенствование имеющихся технологий и технических средств, увеличивающих коэффициент полезного действия (КПД), являются важнейшими направлениями в работе для успешного развития российской энергетики. Увеличение КПД позволит снизить затраты на производство и передачу энергии, что, в свою очередь, увеличит прибыль энергетических компаний и позволит модернизировать предприятия энергетической промышленности. Для раскрытия данной темы необходимо определиться с понятиями. Коэффициент полезного действия - характеристика системы (устройства, машины) в отношении преобразования или передачи энергии. Иными словами, это показатель рационального использования энергии. Определяется отношением полезной энергии к суммарному количеству энергии, полученной технической системой (машиной, устройством). В различных системах для расчета могут использоваться различные значения. Так, для электродвигателей КПД будет рассчитываться как отношение совершаемой полезной работы к электроэнергии, полученной из сети, а для тепловых машин - как отношение полезной совершаемой работы к затраченному количеству теплоты. Тем не менее для определения КПД все виды энергии и работа должны выражаться в одних единицах измерения для того, чтобы можно было сравнить любые объекты, например, атомные станции, генераторы электроэнергии и т.д. с точки зрения эффективности их работы [1]. При производстве электрической энергии только часть (кинетической, тепловой и т.п.) преобразуется в электрическую энергию, остальная выделяется в виде тепла, иными словами, часть тепловой энергии утилизируется на теплоснабжение. Соотношение между потраченной энергией и утилизированной, выраженное в процентах, называется тепловым КПД. Суммарный КПД (электрический+тепловой) называется КПД использования топлива. Чем выше электрический и суммарный КПД, тем экономичнее работа электростанции. На АЭС и ГРЭС чаще всего тепло не используется, и суммарный КПД равен электрическому [2]. Рассмотрим КПД для электрических станций (табл. 1-5). Для станций, которые работают на сжигании органического топлива, для расчетов КПД берется удельная теплоемкость топлива (см. табл. 1). Таблица 1 Электрический КПД станций, работающих на сжигании органического топлива Виды станций Величина КПД Используемое сырье Влияние сезонности ТЭС - тепловые, вырабатывают электрическую энергию 33-35 % Уголь, торф, газ, мазут Не влияет ТЭЦ - станции, вырабатывающие электроэнергию + тепло (расстояние передачи тепла не более 20-30 км) 35-38 % Уголь, торф, газ, мазут Не влияет ГРЭС - государственные районные электростанции 36-44 % Уголь, торф, газ, мазут Не влияет ПГУ - парогазовые установки 50-65 % Газ Не влияет ГТЭС - газотурбинные электростанции 30-35 % Газ Не влияет ГПЭС - газопоршневые электростанции 40-46 % Дизельное топливо, газ Не влияет Для гидроэлектростанций и приливных электростанций при расчете электрического КПД в расчет принимается изменение потенциальной энергии воды (см. табл. 2). Таблица 2 Электрический КПД гидроэлектростанций и приливных электростанций Виды электростанций Величина КПД Используемое сырье Влияние сезонности ГЭС - гидроэлектростанции 92-94 % Вода равнинных и горных рек Не влияет ПЭС - приливная электростанция 92-94 % Вода во время приливов и отливов Наблюдаются суточные колебания При расчете электрического КПД АЭС берется суммарная энергия расщепляемого топлива (см. табл. 3). Таблица 3 Электрический КПД атомных электростанций Виды электростанций Величина КПД Используемое сырье Влияние сезонности АЭС - атомные электростанции 40-44 % Плутоний и уран Не влияет В табл. 4 и 5 представлены КПД для ветроэлектростанций и солнечных батарей. Таблица 4 Электрический КПД ветрогенерации Виды электростанций Величина КПД Используемый источник Влияние сезонности Ветроэлектростанции 50 % Ветер Влияет и зависит от погоды Таблица 5 Электрический КПД солнечных батарей Виды электростанций Величина КПД Используемый источник Влияние сезонности Солнечные станции (солнечные батареи) 40 % Солнце Влияет и зависит от времени суток и погоды Судя по данным таблиц, можно констатировать, что КПД станций оставляет желать лучшего, есть над чем работать, несмотря на то, что принят Федеральный закон (ФЗ-261) об энергосбережении и повышении энергетической эффективности для стимулирования повышения коэффициента использования топлива. Низкий КПД (коэффициент полезного действия) и КИУМ (коэффициент используемой установленной мощности), высокие показатели расхода топлива на электростанциях (большинство из которых построено порядка сорока лет назад) приводят к удорожанию электричества, несмотря на то, что они работают на дешёвом газе [3]. В табл. 6 дается сравнение КИУМ в России и в развитых странах. Таблица 6 Сравнительные характеристики КИУМ в России и за рубежом [4, 5] Коэффициент использования установленных мощностей (%) Вид станции Россия Развитые страны Текущий По генеральной схеме Заложено на этапе строительства Тепловые 53 59 67 65-67 Атомные 78 78 85 89-93 Гидростанции 44 39 45 40-90 На электростанциях ежегодно при производстве электрической и тепловой энергии отличается 15-16 % потерь энергии от общего потребления первичной энергии. В 2005-2013 гг. средний уровень КПД на российских электростанциях был на уровне 36-37 %, а удельный расход топлива на производство киловатт-часа электроэнергии за эти годы снизился всего на 1,5 %. По данным ОЭСР (Организация экономического сотрудничества и развития), для станций на угле средней КПД составил 38 %, а для станций на газе он был равен 41 %. По данным МЭА (Международное энергетической агентство), при оценке потенциала энергосбережения в качестве нижней технологической границы для новых станций используются следующие показатели КПД: для станций на угле - 43 %, для станций на газе - 55 %, а в качестве верхней границы эти показали составили: для станций на угле - 48 %, для станций на газе - 60 %, для станций на жидком топливе - 50 % [6]. В России уровням верхней границы эффективности МЭА соответствовало лишь 1,5 % выработанной электроэнергии. В качестве примера можно привести следующие данные: в России в 2010 г. на станциях с КПД ниже 30 % вырабатывалось 7 % электроэнергии, а на станциях с КПД ниже 20 % - 2 млрд кВт·ч. Надо отметить, что 33 % соответствовало уровням нижней границы эффективности, но, однако, почти все эти проценты - это электроэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ. Низкий уровень КПД является следствием того, что для обеспечения конкурентоспособности электроэнергии станции большую часть топлива тратили на производство тепла, производимого на устаревшем оборудовании [7]. Нужно отметить, что большая часть угольных электростанций, вновь введенных в эксплуатацию в мире, была спроектирована на основе традиционных технологий с использованием докритических параметров пара [8, 9]. Рассмотрим проблемы низкого КПД в энергетике России. Одна из ключевых проблем, это устаревшие технологии и изношенное энергетическое оборудование. Необходима комплексная модернизация всего энергетического комплекса, которая связана с очень большими инвестициями. Следующей проблемой можно назвать централизованное теплоснабжение. Дело в том, что износ в сетях приводит к большим потерям (тепловым) - более 16 %. В результате неполучения тепла потребитель вынужден устанавливать собственные котельные, уходя от централизованного теплоснабжения, и в итоге снижается выработка электроэнергии на тепловом потреблении. А это приводит к недозагрузке оборудования, к сокращению продажи тепла и электроэнергии, росту тарифов. В связи с тем, что уровень жизни населения растет, а промышленный рост незначителен (в связи с различного рода катаклизмами: кризисы, войны, и т.д.), необходимо делать упор на надежность электросетевого комплекса в России. Низкий уровень КПД приводит к огромному количеству проблем в энергетической промышленности. В связи с этим проводится множество мероприятий для увеличения энергоэффективности. Далее рассмотрим, каким образом изменятся индикаторы повышения энергетической эффективности [7, 10, 11]. Коэффициент полезного использования топлива к 2020 г. должен возрасти на 2 % по сравнению с 2000 г. (с 58 до 60 %), КПД новых электростанций на угле увеличится на 10 % к 2020 г. по сравнению с 2007 г. (с 50 до 60 %), КПД новых станций на природном газе к 2020 г. должен возрасти на 7 % по сравнению с 2007 г. (с 41 до 48 %). Анализируя индикаторы повышения энергетической эффективности, можно выделить основные мероприятия: 1. К 2020 г. КПД для станций на природном газе должен быть в пределах 60 %. 2. К 2020 г. минимальный уровень КПД новых электростанций на угле должен быть не менее 48 %; 3. От тепловых электростанций ожидается отпуск доли тепловой энергии увеличить до 51,5 % в 2020 г.; 4. Потери в электрических сетях должны быть снижены до 7-8 %. 5. Для районов, имеющих развитую инфраструктуру систем газо- и электроснабжения, необходимо провести мероприятия по совершенствованию систем энергоснабжения районов с низкой плотностью тепловой и электрической нагрузки. Все эти мероприятия не смогут осуществиться без внедрения новых технологий и новых технических средств. Современными технологиями для ТЭС, работающих на газе, могут являться: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. А для этого необходимо начать промышленное освоение еще до 2020 г. усовершенствованных и новых ГТУ и ПГУ на природном газе с доведением КПД до 63-65 %. Для электростанций, работающих на твердом топливе, такими технологиями являются: газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках и экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое. По мнению специалистов, переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе [12, 13] и угле [9] обеспечит повышение КПД установок до 50 %, а в перспективе - до 60 % и более [5,14]. Одним из важнейших средств решения проблемы повышения эффективности использования электроэнергетики и снижения вредного воздействия на окружающую среду является минимизация удельных расходов топлива на производство энергии (тепловой и электрической) путем внедрения новых технологий и новых технических средств, более экономичных. Во-первых, это позволит увеличить коэффициент использования установленной мощности на станциях. Во-вторых, развивая сетевую инфраструктуру, можно поднять КИУМ атомных электростанций до уровня зарубежных стран, так как именно она сможет обеспечить в пиковые нагрузки выработку электроэнергии на АЭС в полную мощность. В-третьих, необходимо внедрение паросиловых блоков на парогазовом цикле. Как показывает мировая практика, использование газотурбинных надстроек к блоку в 300 МВт позволяет увеличить его мощность до 800 МВт, а это ведет к увеличению КПД с 35-37 до 55-57 % и снижению расхода газа в полтора раза. По проведённым расчётам средняя годовая экономия газа в рамках данного сектора на уровне 2020 г. составит около 35 млрд м3 в год [13]. Если брать во внимание, что стоимость мероприятий по повышению коэффициента использования установленной мощности составляет 25 % от стоимости строительства нового энергоблока, то выгоднее строительство парогазового блока мощностью 1 ГВт, так как вложения в увеличение КПД будут в два раза меньше [4, 16]. За рубежом предпочтение в настоящее время отдается комбинированной системе централизованного и децентрализованного электро- и теплоснабжения, которая будет основана на принципиально новых источниках энергии и подчинена сложнейшим автоматизированным системам управления распределенной сетью. Выделяют шесть сегментов в энергетической отрасли, в которых будут внедряться новые технологии [15]: В области энергосбережения в частном секторе: переход к технологии нового поколения «умных домов», использование солнечных панелей, установление климат-контроля, использование малых (домашнего пользования) генераторов, аккумуляторов, новых строительных материалов с улучшенными эксплуатационными свойствами и пр. Технологии, которые будут внедряться в области использования локальных источников электроснабжения и теплоснабжения в частном и промышленном секторе, будут направлены на сокращение эксплуатационных издержек, увеличение надежности и качества энергоснабжения, управление децентрализованной присоединенной нагрузкой, т.е. будут востребованы технологии строительства малой электро- и теплогенерации. Помимо традиционных ВИЭ сюда относятся различного рода recycling-технологии: биостанции и мусорные станции и новейшие микроядерные установки. В области сетевых технологий будут востребованы системы автоматизированного или автоматического контроля и управления (в том числе - smart metering, smart grid, системы аварийного отключения и т.д.) сетями; микросетевые комплексы автономного обеспечения (Micro grid) с мощностью до 60-100 МВт для тех центров потребления, которые находятся вдали от крупных сетевых объектов, а также новые сетевые проекты: цифровые ПС, высокопроводимые кабели, оптимизация топологии сети. В области использования промышленных накопителей: использование конденсаторов с промышленной емкостью для стабилизации графика нагрузки. С развитием технологий конденсаторы становятся все более доступными. Так, по мнению экспертов, в ближайшие 2-3 года себестоимость производства нового поколения литий-ионных конденсаторов снизится до 1,5-1,8 USD за МВт. В качестве резервных источников энергоснабжения и с целью оптимизации затрат на покупку электроэнергии промышленные накопители нашли свое применение на промышленных предприятиях. На генерирующих станциях их используют для обеспечения постоянной базовой нагрузки блоков и для поставки аккумулированной электроэнергии в пиковые часы. В области существующих генерирующих станций будут востребованы проекты, предусматривающие утилизацию или эффективное использование устаревшей генерации, подлежащей выводу из эксплуатации. Здесь необходимы технологии, направленные на повышение эффективности работы станции и снижение себестоимости выработки электроэнергии, внедрение новых систем управления и обеспечение безопасности. В области теплоснабжения необходимы проекты по модернизации и системам безопасности/надежности для существующей генерации, т.е. нужны технологии в распределенной системе теплоснабжения для обеспечения мониторинга, учета, контроля и управления, а также для оптимизации конфигурации системы и нагрузки. Необходимы новые технологии, позволяющие увеличить срок эксплуатации и надежность трубопроводов, которые оптимизируют конфигурации системы и нагрузки, повысят КПД водонасосных станций и теплоизоляцию. К сожалению, Российская Федерация отстает от лидеров в применения новых й в области энергетики. Слабо развито электроэнергии из источников, ниже экономики. Менее , по сравнению американским и рынками, является внутренний энергоносителей. В условиях Российской чрезвычайной важно изменения, происходящие мировом и, особенности, на рынках. Новые в развитии энергетических рынков учитываться не в сфере энергетики, но при формировании макроэкономической политики, экономическое благосостояние находится в зависимости от внешних рынков [16]. Выводы. Рассмотрев инновационную деятельность в области энергетических проектов за рубежом, хотелось бы отметить, что российская инновационная политика в данной сфере практически отсутствует. В основном направления инновационной деятельности связаны с созданием новых проводниковых материалов, средств электроники управления процессами генерации и электропередачи. В России довольно невысокий совокупный уровень внедрения технологических инноваций. Из общего числа промышленных организаций внедрением технологических инноваций занимались лишь 9,4 %, из общего объема товаров, работ и на территории промышленными предприятиями объем инноваций порядка 1,9 % данным на г. Таким образом, можно сделать следующий вывод, что большинство стран-лидеров успешно развивают свою инновационную деятельность в области энергетики, но Россия наращивает свои позиции путем изучения и перенимания навыков у зарубежных представителей данной деятельности [17]. Например, парогазовые установки создаются на основе закупленных лицензий или просто покупаются у зарубежных фирм. Нужно понимать, что без перехода на новые технологии невозможно обеспечить энергоэффективность, энергосбережение и увеличение КПД с 30-40 до 55-80 % [18]. Кроме того, в энергетической отрасли России имеются заделы по новым технологиям, однако дефицит инвестиций и неготовность российских производителей к выпуску необходимого оборудования могут оказаться препятствиями к внедрению достижений НТП. Необходимо создавать мотивационные механизмы, позволяющие принимать инвестиционные решения в пользу таких технологий. Развитие и использование энергосберегающих технологий базируются, с одной стороны, на привлечении к ответственности за нарушение норм, с другой стороны, на создание экономических стимулов [19]. Исследование показало, что для реализации целевых установок повышения энергоэффективности в России имеется технический потенциал. Однако надо понимать, что его нельзя реализовать быстро, так как необходима замена всей технологической базы производства, а оборот основного капитала во многих отраслях происходит сравнительно медленно. Поэтому реализация технического потенциала во многом зависит от скорости замены и модернизации оборудования и зданий, от уровня его загрузки, от параметров его энергоэффективности [6]. Однако опыт ведущих зарубежных стран показывает, что развитие энергоэффективности нельзя осуществлять только административными мерами и обновлением оборудования, необходимо также развивать индустрию энергосберегающих технологий [19].

About the authors

K. G Stertyukov

Novosibirsk State Technical University

O. A Starodubtseva

Novosibirsk State Technical University

References

Statistics

Views

Abstract - 99

PDF (Russian) - 606

Refbacks

• There are currently no refbacks.