CC BY
5ТРАНСПОРТ
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОРШНЕВЫХ ДВС В КАЧЕСТВЕ ИСТОЧНИКА ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ОБЪЕКТОВ
Д. Д. Матиевский, В. В. Логвиненко, А. Г. Кузьмин
В настоящее время производственный потенциал энергетики России составляет более 700 электростанций общей мощностью свыше 215 млн. кВт [1]. Огромный энергокомплекс требует, с одной стороны, больших средств для поддержания его в состоянии высокой работоспособности, а, с другой, -нуждается в хорошей организации потребления энергии, обеспечивающей возможность работы крупных электростанций с высоким КПД. Для повышения экономичности и надежности энергоснабжения, наряду с совершенствованием и модернизацией существующих крупных систем (заменой физически и морально устаревшего технологического оборудования на ТЭЦ и в котельных, ремонтов теплопроводов с заменой теплоизоляции и др.), необходимо широкое развитие рациональных постоянно действующих и резервных автономных источников малой энергетики - мини-ТЭЦ.
Рыночная экономика предлагает потребителю возможность сделать свой выбор источника энергоснабжения, исходя из стоимости, качества и бесперебойности последнего. Отсюда при стремлении сохранить определяющее значение ЕЭС государство способствует и созданию автономных электростанций с передачей избытка энергии в сеть ЕЭС. Наряду с большой энергетикой в современных условиях весьма значительной становится и роль объектов малой энергетики.
Главное достоинство мини-ТЭЦ - комбинированное производство электроэнергии и теплоты при отсутствии магистральных теплопроводов. Это дает большую экономию топлива не только относительно раздельной выработки электроэнергии и теплоты (в системе конденсационная электростанция + районная котельная), но и по сравнению с паротурбинными ТЭЦ большой мощности, где наличие магистральных тепловых сетей приводит к значительным потерям теплоты, химо-чищенной воды и расходу электроэнергии на перекачку теплоносителей. Транспортные потери тепла минимальны из-за малых расстояний до объекта потребления, что весьма
конкурентно способно по сравнению с длинными тепловыми сетями центрального теплоснабжения, теплоизоляция которых оставляет желать лучшего, а данные потери включаются в себестоимость продаваемого тепла.
Вместе с тем в настоящее время в большинстве крупных городов и их пригородах все крупные энергоисточники (электро- и теплоснабжения) в качестве основного вида топлива используют природный газ и жидкое топливо, что позволило реально свести к минимуму нарушения экологии при доставке, хранении и использовании топлива, а также уменьшить транспортные расходы.
Существенным аргументом в пользу развития автономных энергосистем является возможность рационального и экономически эффективного использования природных ресурсов за счет монтажа локальных теплоэлектростанций (ТЭС) вблизи топливных источников.
Таким образом, создание малых автономных энергоисточников конкурентоспособных с крупными энергоисточниками централизованной системы энергоснабжения вполне реально при условии их работы на газообразном или жидком топливе (это характерно и для большинства городов), при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии, при их высокой топливной экономичности независимо от агрегатной мощности первичного двигателя на основе глубокой утилизации отбросной теплоты и минимизации транспортных расходов на доставку топлива и энергоносителя к потребителю.
Как показывают исследования, такими энергоисточниками при длительном их годовом использовании являются комбинированные малые теплоэлектроцентрали (мини-ТЭЦ) на основе дизельных, газодизельных и газовых двигателей, а при агрегатной мощности более 15-25 МВт и относительно большей потребности в теплоте - на основе газотурбинных установок [2].
Важной также является возможность создания мобильных (передвижных) автономных энергоисточников в виде дизель-электричес-
ких (ДЭУ) и газотурбинных (ГТУ) установок для выполнения аварийно-восстановительных или временных строительных работ.
Если учесть, что в состав поршневых генераторов входят двигатели с относительно ограниченным моторесурсом, а также то, что около 60% теплоты, получаемой в цилиндрах этих двигателей, безвозвратно теряется в окружающую среду, то становится очевидным, что проблемы дальнейшего повышения экономичности поршневых установок, расширение областей их использования и увеличения количества вырабатываемой ими энергии за тот же ограниченный моторесурс являются особенно актуальными [4]. И один из наиболее перспективных путей решения указанных проблем - внешняя утилизация теплоты двигатель-генераторов.
В начале 80-х годов появились сообщения ведущих зарубежных дизеле- и агрегато-строительных фирм о разработке и освоении в производстве особого вида дизель-энергетических когенерационных установок -конструктивно объединенного комплекса оборудования, обеспечивающего выработку электроэнергии и теплоснабжение за счет утилизации тепла, выделяемого ДВС. В едином конструктивном комплексе, чаще всего на единой фундаментной раме, помимо са-
мого двигатель-генератора компактно размещаются утилизационный котел, теплообменники, компрессор, щит управления и другие агрегаты, обеспечивающие выполнение комплексом функций электротеплостанции. Преимущества для потребителей в приобретении такого комплекса очевидны. Установки за рубежом получили широкое распространение. Аналогичные работы развернулись и в отечественном двигателестроении.
Энергетические предпосылки проводимых работ следующие.
Как известно, ДВС имеют коэффициент полезно используемого тепла топлива порядка 30-40%, а все остальное тепло отводится в атмосферу с отработавшими газами (ОГ) и расходуется на охлаждение двигателя.
Для оценки совершенства теплоисполь-зования сжигаемого топлива и резервов повышения эффективности работы поршневых двигателей удобно пользоваться внешним тепловым балансом. Уравнение внешнего теплового баланса ДВС в общем виде
Я = Яе + Яог + Яохп + Яост.
В таблице 1 приведены значения составляющих внешнего теплового баланса ДВС различных типов [3,5].
Таблица 1. Значения составляющих внешнего теплового баланса двигателей различных типов, %
Потери с отработавшими Потери на охлаждение
Эффективный КПД Яе газами Яог яохп Неучтенные потери Яост
Тип двигателя Теплосодержание ОГ Неполнота сгорания топлива В охлаждающую среду В смазочное масло Ям
Яэ Янс Яос
Карбюраторные поршневые 22-29 30-35 0-45 20-35 3-8 3-8
Дизели без наддува 29-42 25-40 0-5 20-35 2-4 2-7
Комбинированные дизели с наддувом:
- умеренным 35-45 25-45 0-5 10-25 3-7 2-7
- высоким 40-48 20-40 0-7 10-18 4-8 2-5
Газовые двигатели 25-35 25-30 5-10 20-25
Как видно из таблицы, тепловая мощность тепла выхлопных газов и охлаждающей жидкости двигателя соизмеримы с эффективной мощностью ДВС. Ее утилизация, а также утилизация тепла, отводящегося с маслом и наддувочным воздухом, позволит довести коэффициент полезного используемого тепла, вводимого с топливом, до 80-85%.
Холдинговая компания ОАО «Барнаул-трансмаш» разрабатывает тепловые модули МТП 100/150, МТП 200/300, МТП 315/450 на базе газопоршневых агрегатов (ГПА) и дизелей. Это мини-ТЭЦ средней мощности, эко-
номичного класса, может выпускаться по двум степеням автоматизации. Топливо-природный газ или дизельное топливо. Мини-ТЭЦ адаптирована к тепловым сетям массовых потребителей тепла.
На основании общепринятых методик, формул и зависимостей была разработана математическая модель, а в последствии на ее основе и приложение «Инвестиции в строительство мини-ТЭЦ на основе газопоршневых агрегатов и газотурбинных установок». Основные положения математической модели соответствуют движению средств в инвестицион-
ной, операционной и финансовой деятельности. Работа с математической моделью сводится к введению исходных данных для года начала проекта, инфляции, процента кредита, налоговой ставки , объема заемных средств , срок службы мини-ТЭЦ. Для первого года начала эксплуатации ТЭЦ также вводятся норматив амортизационных отчислений, численность дополнительного штата, средняя зарплата одного работника дополнительного штата, цена топлива, удельный расход топлива. По часовым и месячным нагрузкам определяются годовые выработки тепловой и электрической энергии, по условиям минимальной тепловой нагрузки в летний период с учетом экономически обоснованных объемов тепловых аккумуляторов подбирается мощность мини-ТЭЦ и их число (не менее 2). На основе этих данных модель рассчитывает число часов использования. Далее в модели рассчитывается стоимость произведенной за год электроэнергии и тепла (тарифы вначале задаются произвольно или ставятся 0). Отдельный блок модели рассчитывает по базе данных эксплуатационные затраты на топливо и дополнительные штаты, налогооблагаемую прибыль, балансовую прибыль, чистую бухгалтерскую прибыль.
Модель следует канонам бизнес-плана, но за минимальный период времени принимает не месяц, а полгода или год. Имеется блок для расчета проекта по лизингу или кредиту. Основные варианты модели предназначены для варианта покупки МИН-ТЭЦ, лизинга, взятия или сдачи в кредит производителем, максимально короткого срока выплаты кредита и минимально возможно низкого тарифа на тепловую и электрическую энергию. Прибыль производитель должен получать на продаже производимой им основной продукции, тепловая и электрическая энергия являются для них составляющими затрат на производство. Поэтому производитель заинтересован в минимизации этих затрат, низкой себестоимости, и с этой точки зрения срок окупаемости должен быть равен сроку службы мини-ТЭЦ. Для оценки эффективности проекта используется условный доход, равный разнице в стоимости тепловой и электрической энергии по тарифам регионального поставщика энергии и «тарифом» мини-ТЭЦ. В связи с этим и по условиям привлекательности проекта инвестиций в строительство мини-ТЭЦ во многих случаях целесообразно выделить энергетический объект производителя в отдельное самостоятельное предприятие. Это позволит привлечь лизинговые или
кредитные финансы для реализации проекта строительства мини-ТЭЦ.
Далее вводятся исходные данные для каждого последующего года эксплуатации станции вплоть до окончания срока службы оборудования. Согласно математической модели себестоимость тарифов на тепловую и электрическую энергию, в соответствии с инструкциями, включены затраты на топливо (газ), затраты на заработную плату, эксплута-ционные и ремонтные затраты, непредвиденные расходы, амортизационные отчисления, выплаты процентов по кредиту и налоги на дороги. В составляющие себестоимости не включены общезаводские, общецеховые расходы, затраты на воду. Это еще раз подчеркивает, что в математической модели надстройка рассматривается как отдельный экономический субъект, незначительно касаясь существующей котельной.
На основании этого алгоритма было разработано, отлажено Ехсе1-приложение, которое позволяет рассчитать технические и экономические параметры проекта. Оно содержит в основной части 97 экономических и технических параметров и исходных данных.
Выполнена предварительная разработка проекта мини-ТЭЦ для МУП «Автодор» в г. Новоалтайске. Существующая котельная с котлами ДКВР надстраивается 3 газопоршневыми агрегатами производства ОАО «Барна-ултрансмаш» мощностью 315 КВт. Проведено сопоставление с аналогичной мини-ТЭЦ на базе ГТУ малой мощности. Выполнено сравнение тарифов надстроек ГТУ и ГПА с тарифами регионального поставщика энергоресурсов Алтайэнерго и тарифами на электроэнергию ФОРЭМа. Показано, что тариф на энергоресурсы надстройки ГТУ превышает указанные тарифы в период выплаты кредита, в то время как тарифы надстройки с ГПА ниже указанных тарифов и в этот период. Установлено, что все недостатки проекта с ГТУ связаны с высокой стоимостью ГТУ «УРАЛ -2500» и котла-утилизатора.
Составляющие себестоимости тарифов ГПА приведены на рис. 1. Наибольшей составляющей себестоимости продукции (46,1%) в ГПА, как и в обычных энергетических объектах является затраты на топливо. Следующей по величине составляющей себестоимости являются эксплуатационные и ремонтные затраты (19,8%). Третьей по величине составляющей себестоимости являются затраты на заработную плату (14,3 %). На четвертом месте непредвиденные расходы (5,3%). На пятом месте - затраты на вы-
плату процентов (1,8%), и наконец, налог на энергетических объектов распределение со-дороги - 1,3%. Анализ составляющих себе- ставляющих себестоимости. Это свидетель-стоимости продукции надстройки ГПА пока- ствует об относительно низкой удельной
зывает традиционное для существующих стоимости надстройки ГПА.
Рис. 1. Составляющие себестоимости продукции ГПА
Рис. 2. Составляющие тарифа продукции ГПА
На рис. 2 представлены составляющие тарифа на тепловую и электрическую энергию надстройки с ГПА. Составляющая «себестоимость» уже 79,6 %, что соответствует традиционным энергетическим объектам. Выплата процентов по кредиту составляет 12,4 %, а связанная с ней составляющая «налоги» (через налоги на имущество) - 6,8 %.
На рис. 3. приведены тарифы регионального поставщика электрической энергии, ФОРЭМ, мини-ТЭЦ ГПА и ее себестоимость. Увеличение тарифа ГПА в первые 5 лет связано с возвращением кредита, всплески в другие годы связаны с капитальными ремонтами.
Рис. 3. Тарифы на электрическую энергию
Тарифы на электроэнергию МИНИ-ТЭЦ ГПА для «Алтайавтодор», руб/кВт
•Тариф на э-энергию, руб/квт*ч > Себестоимость эл. энергии, руб/кВт*ч
■Тариф на электроэнергию в Алтайэнерго., руб\квт*ч -И^Тариф на ФОРЭМ
1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0
1 29 1,34 1,39 1,43
1,13 1,17 1,21 1,25
0,91 0,96 1,02 1,05
0,76 0,81 0,85
0,53 0,62 0,33 0,58 0,35 0,57 0,37 0.63 0,40 0,42 0,43 0,45 0,42 0,36 0,39 0,51 0,40 0,53 0,39 0,55 0,47 0,57 0,43 0,59 0,42
0,31 0,35 0,34 0,37
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Сопоставление составляющих себестоимости и тарифа продукции ГТУ малой мощности и ГПА проведено в таблице 2. Амортизационные отчисления в составляющих себестоимости продукции ГТУ малой мощности в три раза превышают таковые ГПА, а выплаты процента кредита в 2,8 раза.
Таким образом, сопоставление вариантов выявило преимущество надстройки котельной ГУП «АЛТАЙАВТОДОР» мини-ТЭЦ на базе ГПА перед вариантом с ГТУ малой мощности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бордуков В.Т., Левин М.И. Отечественное дизелестроение и проблемы малой энергетики // Двигателестроение, 1997, № 4. - С. 3-4.
2. Кривов В.Г., Агафонов А.Н., Предложения по созданию комбинированных малых теплоэлектроцентралей на базе поршневых и газотурбинных
Затраты на газ, наоборот, в 0,6 раза меньше чем у ГПА. Это связано с высокой стоимостью ГТУ и большой долей вырабатываемого тепла. Эксплуатационные и ремонтные затраты, так же как и непредвиденные расходы, в сравниваемых вариантах примерно одинаковы, их соотношение 1,1.
двигателей с утилизацией теплоты // Двигателестроение, 1998, № 2. - С. 3-5.
3. Андрющенко А.И. Методика термодинамического анализа циклов мини-ТЭЦ с поршневыми двигателями // Энергетика (Изв. высш. учеб. заведений) - 1992. - № 11-12. - С. 64-71.
4. Антошкин А.С. Применение мини-ТЭЦ для резервного и основного тепло- и электроснабжения // Двигателестроение, 1998, № 4. - С. 10-12.
5. Двигатели внутреннего сгорания: Теория поршневых и комбинированных двигателей / Д.Н. Вырубов, Н.А. Иващенко, В.И. Ивин и др.; Под ред. А.С. Орлина, М.Г. Круглова. - М.: Машиностроение, 1983. - 372 с.
Таблица 2. Сопоставление составляющих себестоимости, %
Составляющие себестоимости Вариант ГТУ Вариант ГПА Соотношение ГТУ/ГПА
Амортизационные отчисления 33,8 11,4 3
Затраты на зарплату 5,3 14,3 0,4
Затраты на газ 26 46,1 0,6
Эксплуатационные и ремонтные затраты 22,1 19,8 1,1
Непредвиденные расходы 5,9 5,3 1,1
Налог на дороги 1,7 1,3 1,3
Выплаты процентов кредита 5,2 1,8 2,8
