энергоэффективность в теплоэнергетик

Описание программы

01Теплоэнергетика и теплотехника

Инженерное дело, технологии и технические науки

Уральский энергетический институт

Очная: 2 года

Мы учим создавать энергоэффективные технологии – вы создадите прекрасное будущее!

o  Краткая аннотация возможностей, компетенций выпускника после окончания программы

Программа магистратуры «Энергоэффективные технологии производства электрической и тепловой энергии» направлена на подготовку высокопрофессиональных кадров в области теплоэнергетики и теплотехники, обладающих углубленной фундаментальной профессиональной и научной подготовкой, владеющих компетенциями в области аналитической и научно-исследовательской деятельности, экспериментальной работы, инжиниринга высокотехнологичных процессов. Выпускники магистратуры могут работать на энергетических предприятиях, в научно-исследовательских организациях, инжиниринговых компаниях, занимающихся разработкой и проектированием уникального и стандартного современного теплоэнергетического оборудования, его наладкой и эксплуатацией, осуществлять проектирование и управление комплексными инженерными проектами, реализовать эффективное управление сложными энергетическими объектами и системами. Особое внимание уделяется вопросам исследования и разработки научных основ современных энергетических технологий, в том числе на базе парогазового цикла и газификации твердого топлива, топливных элементов, снижения углеродного следа, разработки и внедрения нового и нестандартного оборудования, оптимизации тепловых схем ТЭС.

o  Позиции, вакансии, потенциальные места работы, на которых может работать выпускник

Выпускник в соответствии с полученной квалификацией «магистр» сможет осуществлять профессиональную деятельность в области технических средств, способов и методов человеческой деятельности по производству и эффективному применению всех видов энергии и теплоты, управлению их потоками и преобразованию различных видов энергии.

Магистрант готовится осуществлять профессиональную деятельность на предприятиях и организациях энергетического сектора: тепловых и атомных электрических станциях, энергетических предприятиях различного профиля, инжиниринговых организациях, генерирующих и сбытовых компаниях, академических и прикладных научно-исследовательских и проектных институтах на вакансиях ведущих специалистов, руководителей структурных подразделений различного уровня. Учебный процесс подготовки магистров ориентирован в том числе на продолжение учебы выпускников в аспирантуре.

Будущие профессиональные позиции: Специалист в области R&D в сфере энергетики, Специалист по модернизации систем энергогенерации, Специалист по системам тепло- и энергоснабжения, Специалист по энергоаудиту и оптимизации технологических схем.

Профессия Специалист по энергоэффективности и энергосбережению в России


Специалист по энергоэффективности и энергосбережению занимается разработкой и реализацией мероприятий, направленных на снижение потребления энергоресурсов, на их рациональное и эффективное использование. Он анализирует производственные процессы, выявляет случаи неэффективных затрат, планирует и выполняет работы, связанные со снижением энергозатрат в промышленности, жилищно-коммунальной сфере. Специалист владеет теоретическими знаниями и практическим инструментарием, позволяющими снижать неэффективное использование энергоресурсов, устранять технические причины и предпосылки к излишнему расходованию энергоносителей.

О профессии Специалиста по энергоэффективности и энергосбережению

Начинающий: 25000 ⃏ в месяц

Опытный: 45000 ⃏ в месяц

Профессионал: 65000 ⃏ в месяц

* — информация по зарплатам приведна примерно исходя из вакансий на профилирующих сайтах. Зарплата в конкретном регионе или компании может отличаться от приведенных. На ваш доход сильно влияет то, как вы сможете применить себя в выбранной сфере деятельности. Не всегда доход ограничивается только тем, что вам предлагают вакансии на рынке труда.

Востребованность профессии

В настоящее время в области энергосбережения и энергоэффективности реализуется несколько государственных программ. Реализация таких мероприятий позволяет значительно снизить расходы на энергообеспечение, увеличить рентабельность предприятия или компании. В связи с этим существует высокий спрос на услуги специалиста по энергоэффективности и энергосбережению. Они могут быть штатными сотрудниками энергоёмких производств или работать с такими предприятиями в качестве свободного агента. Востребованность профессии высокая. В дальнейшем спрос на их услуги и знания будет лишь возрастать.

Для кого подходит профессия

Профессия требует знания технических нюансов в энергопользовании, а также наличия определённых организаторских способностей. Профессия подходит тем, кто:

• Склонен к изучению точных наук;
• Интересуется техникой, инженерным делом;
• Понимает важность сохранения окружающей среды;
• Может организовать и провести сложные работы;
• Умеет взаимодействовать с большим количеством людей, убедительно излагать свою позицию.

Карьера

Специалист по энергоэффективности и энергосбережению чаще всего является сотрудником крупного предприятия, энергоснабжающей организации или структуры и отвечает за экономию ресурсов. Часто это обособленная, специализированная компания, выполняющая расчёты и техническую часть работ по энергосбережению. Такие работы выполняются на договорной основе и носят характер коммерческо-партнёрских отношений. Можно занимать достаточно значимые должности, быть ведущим специалистом, инженерно-техническим работником, однако занятие высоких руководящих постов на предприятиях и в компаниях маловероятно. Есть возможность создать собственную компанию, разрабатывать и реализовывать проекты по энергосбережению в интересах крупных энергоёмких производств и предприятий ЖКХ.

Обязанности

В процессе реализации профессиональных функций специалист по энергоэффективности и энергосбережению отвечает за:

• Обследование зданий, сооружений производственных объектов с целью выявления излишних энергозатрат;
• Разработку проектов и планов по снижению энергопотерь;
• Применение приборов и инструментов, выявляющих потери энергии;
• Анализ производственных процессов, разработку рекомендаций по их корректировке для увеличения энергоэффективности;
• Обследование жилого и общественного фонда, расчет нормативного и сверхнормативного потребления энергоресурсов;
• Расчёт технико-экономических показателей при реализации мероприятий по энергосбережению;
• Изучение мирового опыта по увеличению энергоэффективности и энергосбережению;
• Разработку предложений по использованию современных изоляционных и теплосберегающих материалов;
• Проведение энергоаудита на предприятиях и в организациях;
• Выработку рекомендаций по установке приборов учёта и контроля потребления энергоресурсов;
• Консультационную и разъяснительную работу о необходимости снижения энергозатрат с энергопотребляющими компаниями .

Профессия больше подходит тем, кому нравятся следующие предметы в школе: математика биология

• Энергодиспетчер (диспетчер энергостанций/энергосистем)
• Инженер по релейной защите и автоматике
• Инженер по эксплуатации линейной части трубопроводов
• Инженер по электроприводу
• Инженер по электротехнологическим установкам
• Инженер по ядерной технике
• Защитник прав потребителей электроэнергии
• Электромонтажник по освещению и осветительным сетям

Хотим представить вашему вниманию ещё одну лекцию со Всероссийского фестиваля науки NAUKA 0+ — «Технологии и перспективы развития геотермальной энергетики», читает Сергей Алексеенко академик, заведующий лабораторией тепломассопереноса Института теплофизики им. Кутателадзе СО РАН, лауреат премии «Глобальная энергия» в 2018 году за исследования и разработки в области теплоэнергетики и систем теплопередачи, повышение ресурсного потенциала человечества. Геотермальная энергия – перспективный вид возобновляемых источников энергии и наиболее экологически чистый источник энергии из всех остальных видов. Из данной лекции вы узнаете:

• На какие виды можно подразделить геотермальную энергию;
• Какие перспективы развития в мировой энергетики;
• О мировом опыты освоения гидрогеотермального тепла;
• О способах утилизации геотермального тепла.

https://youtube.com/watch?v=TTH5e9XQKcE%3Ffeature%3Doembed

Единый закон о теплоэнергетике закрепит принцип безубыточности этого бизнеса и запретит перекрестное субсидирование сектора за счет электроэнергетики. Однако быстро повысить инвестпривлекательность отрасли вряд ли удастся.

Проект долгожданного закона, разработанного Министерством энергетики РК, был опубликован 15 августа и останется на публичном обсуждении до 27 августа. Однако, судя по замечаниям, подытоживавшим публичное обсуждение на этапе концепции, комментариев вряд ли будет много – наиболее важные детали участники рынка увидят уже в подзаконных актах, тарифах и собственных отчетах о прибыли и убытках.

Проблемы не решаются

О реформе теплоэнергетики обычно говорят в привязке к снижению энергоемкости экономики РК. Если проанализировать динамику последних 30 лет, Казахстану удалось существенно сократитьобъем затрачиваемой энергии на единицу ВВП. По расчетам Всемирного банка, в 1990–2014 годах Казахстан снизил энергоемкость вдвое – сказались вывод советских производств, общая модернизация индустрии и переход на более эффективные технологии в жилищном строительстве. При этом энергоемкость экономики РК все еще вдвое выше, чем у сопоставимых по структуре экономики и климатическим условиям государств вроде Швеции и Норвегии.

Теплоэнергетика – отрасль с высокими нормативными потерями – остается последним крупным сектором экономики страны, за счет которого можно оптимизировать и энергоемкость, и сократить выбросы CO2, способствуя выполнению национальных обязательств по Парижскому соглашению.

Как и любая отрасль, одновременно и зарегулированная, и с большим присутствием государства в качестве собственника, казахстанская теплоэнергетика не могла похвастаться высокими показателями эффективности. Государство поддерживало низкую эффективность из-за высокой социальной значимости продукта – тепла.

«Около 70% городских жителей страны подключены к централизованному теплоснабжению (СЦТ). Однако большая часть используемых систем отопления находится в эксплуатации уже по 20–40 лет и давно не отвечает современным стандартам энергоэффективности. К тому же 50% потребителей в Казахстане до сих пор не имеют приборов учета расхода тепла», – сообщали в Мининдустрии РК в июне этого года.

Накопленный в отрасли износ превышает 50%: масштабные инвестиции в рамках программы «Нурлы жол» в 2015–2019 годах (250 млрд тенге) позволили сократить износ в отрасли с 67 до 53% к концу периода. Актуальный показатель, который приводит Минэнерго в проекте закона, – 59%.

Другие технические проблемы, которые фиксируют авторы документа: низкий тепловой КПД (35–50% химической энергии топлива, тогда как в развитых странах – 70%), высокие потери тепла в сетях (до 30%), проблемы с гидравлическим режимом теплосетей, теплоизоляцией линий, несоблюдением температурных графиков, низкий уровень автоматизации, слабый контроль качества топлива.

Главной проблемой экономического блока признается то, что «утверждаемая тарифная система субъектов естественных монополий не обеспечивает инвестиционную привлекательность отрасли, не полностью покрывает затраты субъектов и не учитывает необходимую доходность инвестиций». В тарифах нет ставки за резерв мощности, а также не выделяются затраты за учет теплоэнергии и теплоносителя. Это и делает предприятия отрасли убыточными либо с нестабильным денежным потоком. Отрасль глубоко дотационная – капитальные затраты финансируются либо напрямую за счет бюджета, либо за счет льготных кредитов.

Авторы документа также фиксируют, что «отсутствует государственное ведомство, ответственное за состояние, техническую политику и развитие систем теплоснабжения» – вопросы разделены между минэнерго и министерством индустрии и инфраструктурного развития. Теплоэнергетика РК развивается без стратегии, а действующее законодательство «не соответствует задачам развития отрасли».

Хорошие принципы

Проблемы, о которых говорят авторы закона, наблюдались как минимум на протяжении пары десятилетий, почему же закон, призванный решить эти проблемы, был разработан именно сейчас? На самом деле закон готовился давно. Казахстанская электроэнергетическая ассоциация (КЭА) разрабатывала отраслевой закон с 2010-х, в 2018-м его проект, содержащий все основные идеи, вошедшие в нынешний законопроект, обсуждали на площадке НПП «Атамекен». В 2018 году нынешний премьер (тогда – помощник президента) Алихан Смаилов дал поручение разработать отдельный закон, регулирующий деятельность в области теплоэнергетики. Однако на разработку и обсуждение финального проекта ушло четыре года.

В основу закона заложено несколько действительно революционных для казахстанской теплоэнергетики принципов. Во-первых, это устранение перекрестного субсидирования между производством, транспортировкой и снабжением. Во-вторых, покрытие экономически обоснованных затрат и прибыли, позволяющее привлечь необходимые инвестиции.

Тариф на тепло должен окупать затраты поставщика этого продукта, каким бы социальным он ни был. Из комментариев разработчиков следует, что для малообеспеченных граждан должна быть предусмотрена адресная социальная помощь. Тариф должен учитывать планируемые инвестиции, утвержденные в мастер-планах теплоэнергетики, а их структура «должна объективно отображать соответствующие затраты – фиксированные, переменные». Это значит, что тариф будет покрывать затраты на эксплуатацию и техобслуживание, топливо, экологические затраты, капитальные затраты и определенный уровень возврата инвестиций («разумную норму прибыли»).

Отрасль наконец получит единого регулятора (судя по всему, им станет минэнерго), который будет проводить единую госполитику и координировать активность других госорганов.

Позитивное действие закона, по ожиданиям разработчиков, будет проявляться в повышении надежности СЦТ, росте инвестпривлекательности отрасли, повышении энергоэффективности, снижении уровня вредных выбросов в атмосферу, расширении применения ВИЭ, а также в установлении эффективного госконтроля за соблюдением требований, предъявляемых к игрокам рынка.

«Через пять лет после введения в действие закона и принятия соответствующих подзаконных актов в его развитие будут увеличены объемы инвестиций в отрасли, сокращен уровень аварийности в отрасли, сокращен уровень вредных выбросов в атмосферу от функционирования объектов теплоэнергетики», – сообщают разработчики.

Одной из целей закона является «расширение применения ВИЭ в сфере теплоэнергетики», однако о возобновляемых источниках в документе написано немного. Констатируется, что «обеспечение устойчивости в теплоэнергетике требует сектор-специфичных подходов к повышению энергоэффективности, внедрению современных технологий в производстве тепловой энергии (в том числе ВИЭ), включая разработку и внедрение новых (типовых) форм и программ финансирования (софинансирования) мероприятий с привлечением международных зеленых фондов, государственных частных партнеров и энергосервисных контрактов (ЭСКО)». Разработчики документа подчеркивают: ВИЭ должны использоваться для покрытия базовой нагрузки теплосети. Это задает крайне высокие требования к надежности и стабильности таких источников.

Стимулы для инвесторов ВИЭ смешаны со стимулами для повышения энергоэффективности в целом и неконкретны. Речь идет о «создании условий для кредитования, использования механизмов государственно-частного партнерства для внедрения энергосберегающих мероприятий и введения ВИЭ (с учетом экономической и технической целесообразности)». При этом государство готово вкладываться в строительство инфраструктуры, НИОКР, подготовку персонала «для повышения энергоэффективности и использования ВИЭ».

Выйти из сумрака

Чтобы понять, насколько серьезный эффект последует от принятия закона о теплоэнергетике, необходимо вернуться к ситуации в отрасли.

Основным трендом последних лет в казахстанской теплоэнергетике является рост производства и потребления тепла. В 2021 году на ТЭЦ и котельных страны было выработано 93,2 млн Гкал/ч тепла (+4,4% за год), причем основной вклад в рост внесли теплоэлектростанции, на которые приходится 59% всей генерации. Вес котельных в теплоэнергосистеме 34%, прочих источников – 8%. Несмотря на значительный рост альтернативных источников за последние восемь лет (с 3%), одновременно происходил динамичный рост количества крупных источников электроснабжения (мощностью свыше 100 Гкал/ч; +12% к значениям 2014 года). На 10,8% за этот период выросла и протяженность тепловых сетей, которая на конец 2021 года составляла 12,7 тыс.

Казахстан остается страной ТЭЦ и котельных, больших тепловых магистралей, а переход к распределенному потреблению выглядит как далекая перспектива с учетом ограничений по газификации. Поэтому текущие проблемы теплоэнергетики сводятся к поддержанию действующей системы теплоснабжения на оптимальном уровне.

Проблемы можно локализовать и регионально: 50% теплосетей находится в четырех регионах страны – Павлодарской, Карагандинской, Восточно-Казахстанской областях и Алматы. Эти же регионы лидируют по протяженности ветхих и нуждающихся в ремонте сетей. Однако если доля таких сетей в северных регионах находится в диапазоне 10–40%, в Алматы этот показатель приближается к 60%.

Принадлежащее с 2016 года акимату южной столицы ТОО «Алматинские тепловые сети» (АлТС), отчетность по которому доступна с 2007 года, лишь трижды за 15 лет демонстрировало чистую прибыль (дважды показатель был околонулевым), а непокрытый убыток на конец 2021 года составил 19,4 млрд тенге. Акимат выдает «дочке» кредиты на 20 лет под 0,02% (на конец 2021-го совокупные обязательства перед акиматом составляли 11,4 млрд). Называть деятельность АлТС «предпринимательской» можно, пожалуй, только формально.

Операционный убыток регулярно на протяжении последних двух лет (доступна лишь отчетность компании по итогам 2020 года) получает и аналог АлТС в Нур-Султане – АО «Астана-Теп­лотранзит». С высокой вероятностью, операционно убыточны и теплосетевые компании в других регионах, однако отчетность по ним недоступна.

В этих условиях важнейшей регуляторной задачей становится обеспечение условий для модернизации отрасли с тем, чтобы она могла удовлетворять растущий спрос, и превращение теплоэнергетики в бизнес, пускай и жестко регулируемый.

Единственный апробированный в РК механизм, который позволяет сделать регулируемый бизнес гарантированно инвестиционно привлекательным, – предельные тарифы с инвестиционной компонентой. В действующих правилах формирования тарифов естественных монополий (утверждены в ноябре 2019 года) в отношении теплоснабжения действуют тарифы, включающие инвестиционную составляющую. Однако, как мы видим на примере теплосетей с опубликованной отчетностью, обновленная тарифная сетка пока не позволяет компании выбраться из убытков. Новый закон фиксирует ситуацию, при которой контроль цен сосредоточен на конце цепочки добавленной стоимости, например, цены для потребителей тепла из СЦТ регулируются, а цены на топливо  нерегулируемые.

Не предусмотрено законом и никаких четких перспектив приватизации находящихся в госсобственности предприятий отрасли, кроме абстрактной формулировки: «расширение количества субъектов частного предпринимательства». При этом указывается, что «субъект теплоснабжения вправе передать источник тепловой энергии безвозмездно местному исполнительному органу в коммунальную собственность области, города или района области».

Законопроект не вызывает заметных дискуссий в профессиональной среде и медиа. Отчет по итогам публичного обсуждения концепции не содержит никаких замечаний и предложений (правда, список госорганов, с которыми обсуждался документ, короткий:  Институт законодательства и правовой информации РК, Нацбанк РК, НУХ «Байтерек» и Агентство РК по противодействию коррупции). И это логично, если вспомнить, что основные идеи закона уже обсуждались на протяжении нескольких лет. В законе сформулированы принципы; подзаконные акты и утвержденные по факту тарифные планы покажут, насколько эти принципы будут соблюдаться на практике. Одним из косвенных подтверждений эффективности закона будет выход теплосетей (таких как АлТС) на прибыль по итогам 2022–2023 годов.

Институт энергоэффективности и водородных технологий (ИЭВТ) является одним из признанных лидеров подготовки высококвалифицированных кадров в области эксплуатации и проектирования теплоэнергетического оборудования и инженерных систем промышленных предприятий и объектов ЖКХ.

В структуру института входят четыре кафедры и научный центр:

• Кафедра инновационных технологий наукоемких отраслей (ИТНО);
• Кафедра промышленных теплоэнергетических систем (ПТС);
• Кафедра тепломассообменных процессов и установок (ТМПУ);
• Кафедра химии и электрохимической энергетики (ХиЭЭ);
• Научный центр Износостойкость.

• бакалавриат 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника»;
• магистратура 13.04.01 «Теплоэнергетика и теплотехника».

Основные сферы деятельности выпускников:

• энергообеспечение промышленных предприятий;
• эксплуатация промышленного теплоэнергетического оборудования;
• проектирование систем отопления, вентиляции, кондиционирования, газоснабжения, водоснабжения и водоотведения, дымоудаления промышленных предприятий и объектов ЖКХ;
• эксплуатация и проектирование высокотемпературных установок для металлургии и нефтехимии;
• проектирование и эксплуатация оборудования для получения, хранения, транспортировки и использования водорода;
• проектирование и эксплуатация источников и накопителей энергии.

Выпускники могут продолжить обучение в аспирантуре под руководством ведущих ученых института.

Институт готов принять бакалавров, окончивших другие вузы, для продолжения обучения в магистратуре, а также дипломированных инженеров и магистров для обучения в аспирантуре.

Подробнее

1953 — 2000 гг. — Факультет промышленной теплоэнергетики (ПТЭФ);

2000 — 2020 гг. — Институт проблем энергетической эффективности (ИПЭЭф);

с 2020 г. — Институт энергоэффективности и водородных технологий (ИЭВТ).

ИЭВТ сегодня – это:

• современные программы подготовки бакалавров и магистров;
• более 800 российских и иностранных студентов;
• высококвалифицированный профессорско-преподавательский состав, более 85% имеют ученую степень кандидата или доктора наук;
• передовые учебные и научно-исследовательские лаборатории, современный лабораторный корпус высокотемпературных установок;
• программа подготовки кадров для энергетики и инновационной экономики «ЭТАЛОН»;
• интересная и насыщенная студенческая жизнь.

Кудинoв, С. Зиганшина

Аннoтация к книге

Глава 14. Парoгазoвые уcтанoвки. Общие пoлoжения

Клаccификация ПГУ, их преимущеcтва и недocтатки

Энергетичеcкие уcтанoвки, в кoтoрых теплoта ухoдящих газoв ГТУ прямo или кocвеннo иcпoльзуетcя для вырабoтки электрoэнергии в паротурбинном цикле, называютcя парогазовыми.

По назначению ПГУ подразделяют на конденcационные и теплофикационные. Первые из них вырабатывают только электроэнергию, вторые cлужат и для нагрева cетевой воды в подогревателях, подключаемых к паровой турбине.

По количеcтву рабочих тел, иcпользуемых в ПГУ, их подразделяют на монарные и бинарные. В монарных уcтановках рабочим телом турбины являетcя cмеcь продуктов сгорания и водяного пара. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты горения топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. На практике применяются следующие установки бинарного типа: утилизационные ПГУ (ПГУ с котлом-утилизатором (КУ) — ПГУ-У); сбросные ПГУ (ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел); ПГУ с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ); ПГУ с вытеснением регенерации.

Тепловые схемы котлов-утилизаторов ПГУ бинарного типа различаются по компоновке поверхностей нагрева и количеству контуров циркуляции рабочего тела (воды и пара). В соответствии с этим имеются одно-, двух- и многоконтурные (трехконтурные) ПГУ, а котлы-утилизаторы — с горизонтальной и вертикальной (башенной) компоновкой поверхностей нагрева.

По числу валов турбогенераторов ПГУ бывают одновальные и многовальные. В одновальных ПГУ ГТУ и ПТ устанавливаются на одном валу с общим электрогенератором; многовальные ПГУ выполняются с индивидуальными электрогенераторами для каждой ГТУ и ПТ.

Компоновка ПГУ может быть сомкнутой, разомкнутой; с общим машзалом, с общей на всю ТЭС дымовой трубой и с индивидуальными дымовыми трубами.

В настоящее время строительство ПГУ является преобладающей тенденцией в современной теплоэнергетике. Это обусловлено еле дующими преимуществами газотурбинных и парогазовых ТЭС по сравнению с паротурбинными (паросиловыми) ТЭС:

1) умеренной стоимостью установленной единицы мощности ПГУ, что связано с меньшим объемом строительной части, с отсутствием сложного энергетического котла, дорогой дымовой трубы, системы регенеративного подогрева питательной воды, использованием более простых паровой турбины и системы технического водоснабжения;

2) существенно меньшим строительным циклом ПГУ (ПГУ, как и ПСУ, можно вводить поэтапно, что упрощает проблему инвестиций);

3) достаточно высокой экономичностью ПГУ. Одноконтурная ПГУ с ГТУ, имеющей начальную температуру примерно 1000 °С, может иметь абсолютный КПД около 42%. КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, в которой температура газов перед газовой турбиной составляет примерно 1450 °С, достигает 60 %;

4) существенно меньшими выбросами оксидов азота (NOх). Это обусловлено не только тем, что в ГТУ сжигается газ, а многие паросиловые ТЭС работают на угле, но и тем, что в топках энергетических котлов применяется диффузионный (а не кинетический) принцип сжигания с большими избытками воздуха и длительным пребыванием топливовоздушной смеси при высокой температуре;

5) высокой маневренностью ПГУ, обеспечиваемой наличием в ее схеме ГТУ, нагрузку которой можно изменять в течение нескольких минут. Для реализации этих потенциальных маневренных возможностей паротурбинная установка (ПТУ) должна быть оснащена байпасным трубопроводом перегретого пара. Для возможности глубокого разгружения ПГУ она должна быть многовальной;

6) при одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭС потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это определяется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет 1/3 общей мощности, а ГТУ охлаждающей воды практически не требует.

Основным недостатком энергетических ПГУ является то, что в камере сгорания ГТУ сжигается природный газ. Использование тяжелых сортов жидкого и тем более твердого топлива требует сложных систем подготовки (газификации) топлива и очистки образующегося горючего газа, что приводит к существенному уменьшению КПД (до 42. 44%). В России имеются возможности для сооружения ПГУ, так как доля используемого для энергетики природного газа превышает 60 % и половина его используется по экологическим соображениям на ТЭЦ.

В РФ работает ряд газотурбинных ТЭС: ГРЭС им. Классона ОАО «Мосэнерго», Северо-Западная ТЭЦ (г. Санкт-Петербург), Краснодарская ТЭС, Якутская ГРЭС и др.

Совершенствование стационарных ГТУ связано в первую очередь с освоением высоких температур рабочего тела (до 1300. 1500 °С) и повышением единичной мощности (до 250. 300 МВт и выше), что позволяет рассматривать ГТУ как весьма перспективный двигатель парогазовых ТЭС.

В монарной ПГУ (рис. 1) рабочим телом является смесь продуктов сгорания органического топлива и водяного пара. В котел-утилизатор питательным насосом подается вода. Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания, смешивается с продуктами сгорания, и образующаяся газопаровая смесь направляется в газовую (правильнее сказать — в газопаровую) турбину. Таким образом, часть воздуха, идущего из турбокомпрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей газовой турбины, замещается паром, на повышение давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает котел-утилизатор при температуре, превышающей точку росы. В этом случае теплота конденсации водяного пара, полученная им в котле и составляющая значительное количество, не используется в установке, а отводится в атмосферу.

Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси в ПГУ и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки являются главным недостатком ПГУ монарного типа.

За рубежом описанная монарная установка получила название (от Steam Injected Gas Turbine). Их строит в основном фирма «Дженерал Электрик» в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности. В табл. 1 приведены данные фирмы «Дженерал Электрик», иллюстрирующие увеличение мощности и КПД газотурбинных двигателей при использовании впрыска пара.

Анализ данных, приведенных в табл. 1, показывает, что при впрыске пара и мощность, и КПД монарной ПГУ растут. Монарные ПГУ не получили широкого распространения для производства электроэнергии на мощных ТЭС.

На турбинном заводе (г. Николаев, Украина) построена демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт. Утилизационные ПГУ (ПГУ-У)

В ПГУ-У теплота уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах для получения пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле. Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с паротурбинной установкой являются высокая экономичность (в ближайшие годы их КПД превысит 60%), существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для паротурбинной установки. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, работают либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива.

Питательная вода в экономайзере нагревается до температуры, на 10. 20 °С меньшей, чем температура насыщенного пара в барабане. Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура перегретого пара меньше температуры газов , поступающих из газовой турбины, на 25. 30 °С.

В процессе теплообмена в котле-утилизаторе температура газов уменьшается от значения θг на входе до значения температуры уходящих газов θух (см. рис. Температура питательной воды повышается в экономайзере до температуры кипения (точка а). При этой температуре вода поступает в испаритель, где происходит ее испарение при постоянной температуре (процесс а—b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения tПЕ.

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор К, конденсируется и с помощью питательного насоса ПН снова направляется в котел-утилизатор.

Проанализируем работу парогазовой установки утилизационного типа.

В большинстве ГТУ температура уходящих газов составляет 530. 580 °С (имеются отдельные ГТУ с температурой θг до 640 °С). Газы отводятся из котла-утилизатора при температуре θух ≈ 100 °С. Примем: θг = 555 °С, θух = 100 °С, tн. в = 15 °С. Здесь tн. в — температура наружного воздуха, °С. В этом случае КПД котла-утилизатора составит

При работе на газе энергетический котел ТЭС имеет КПД брутто ηк ≈ 94%. Таким образом, КПД ηк. y существенно более низкий, чем КПД ηк энергетического котла.

КПД паротурбинной установки ПГУ-У существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации (наличие системы регенерации приводит к повышению температуры tп. в пик еще большему снижению КПД котла-утилизатора).

Пусть в камере сгорания ГТУ сожжено некоторое количество топлива, из которого получено Qк. с = 100 МВт⋅ ч теплоты. Допустим, что КПД ГТУ составляет 34%. Это означает, что в ГТУ будет получено Эгту = 34 МВт⋅ч электроэнергии. Количество теплоты, которое поступает в котел-утилизатор, составляет

Примем КПД котла-утилизатора лку=75%. Тогда в дымовую трубу из котла будет отведено количество теплоты

В паротурбинную установку для преобразования в электроэнергию поступает количество теплоты Qптy = Qк. y — Qух — 49,5 МВт • ч. Примем КПД ПТУ ηпту = 0,3; тогда электрогенератор паровой турбины выработает электроэнергии:

Всего ПГУ выработает   электроэнергии, следовательно КПД ПГУ

Приведенные рассуждения позволяют получить простую формулу для определения КПД ПГУ утилизационного типа:

Анализ формулы (14. 1) объясняет причину строительства ПГУ лишь в последние 20 лет. Рассмотрим ГТУ типа ГТ-100-ЗМ: ηгту=28,5%; температура газов на ГТУ θг = 398 °С. При такой температуре газов в котле-утилизаторе можно сгенерировать пар с температурой около 370 °С, и КПД паротурбинной установки будет равен примерно 14%. Тогда при ηк. y= 0,75 КПД ПГУ составит

В этом случае целесообразнее построить обычный паротурбинный энергоблок СКД с большей экономичностью. Строительство ПГУ стало экономически оправданным лишь после создания высокотемпературных ГТУ, которые обеспечили не только ее высокий КПД, но и условия для реализации паротурбинного цикла.

Для рассмотренного выше примера т. мощность ГТУ примерно вдвое выше, чем мощность паровой турбины. Именно это соотношение объясняет, почему ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга состоит из двух ГТУ и одной паровой турбины мощностью примерно по 150 МВт (см. § 15. Цикл ПГУ с котлом-утилизатором приведен в § 14.

Часто ПГУ со сбросом выходных газов ГТУ в энергетический котел называют «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором (НПГ). В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел, замещая в нем дутьевой воздух (рис. 4,а). При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле твердых топлив.

Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом экономия топлива при использовании сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.

Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной части (при выходе из строя ГТУ), а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует (ведь в энергетический котел при работе ПГУ поступают горячие газы из ГТУ), то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел при останове ГТУ.

На Молдавской ГРЭС были построены две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт; КПД этих ПГУ на несколько процентов меньше, чем КПД обычных энергоблоков СКД (на 23,5 МПа, 540/540 °С).

В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, г. Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ GT-8 фирмы ABB (мощность 47,1 МВт, КПД 3136%, степень сжатия 16,3, температура уходящих газов ГТУ 523 °С). Судя по публикациям, опыт реконструкции оказался не вполне удачным.

Однако есть и положительный опыт. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540/535 °С, работающий на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3 %, путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы ABB мощностью 140 МВт с КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86%. Таким образом, достигнута экономия топлива 11 %.

В 1944 г. Ложкин (Центральный котлотурбинный институт) предложил увеличить мощность газовой турбины и вырабатывать за счет этого дополнительное количество электрической энергии. Таким способом была создана парогазовая установка без смешения рабочих тел с более высоким КПД, чем у ПТУ.

В ПГУ с ВПГ (рис. 5,а) воздух, сжатый в турбокомпрессоре ТК, поступает в топку ВПГ, куда также подается топливо. Здесь часть теплоты сгорания топлива затрачивается на выработку и перегрев водяного пара, направляемого в паровую турбину. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор.

Продукты сгорания (заданной температуры) из ВПГ направляются в газовую турбину ГТ, а оттуда — в газовый подогреватель конденсата ГПК, где охлаждаются и отводятся в атмосферу. Таким образом осуществляется «открытый» цикл 1—2—3—4 ГТУ (рис. 5,6) при р = const (цикл Брайтона). Параллельно осуществляется цикл водяного пара а—b—с—d: питательный насос ПН подает воду в ГПК, где она подогревается и поступает в змеевик ВПГ; в ВПГ генерируется пар заданной температуры; выработанный пар поступает в турбину, совершает работу и направляется в конденсатор.

Таким образом осуществляется простейший цикл Ренкина без регенерации. Связь между циклами Брайтона и Ренкина заключается в том, что теплота отработавших газов ГТ затрачивается на подогрев питательной воды; регенеративные отборы пара отсутствуют. По схемам, близким к приведенным, построено и работает несколько установок мощностью до 250 МВт. Полезная мощность газовой части составляет 20. 25 % паровой.

Экономия топлива в такой установке зависит от соотношения мощностей ГТУ и ПТУ и находится на том же уровне, что и у рассмотренных выше сбросных ПГУ, В России на Невинномысской ГРЭС построена ПГУ с ВПГ мощностью 200 МВт (ПГУ-170 с паровой турбиной К-145-130 и ГТУ типа ГТ-25-710), обеспечивающая экономичность на уровне 36,9%. В 1998 г. ПГУ-170 имела коэффициент использования установленной мощности 65 % при удельном расходе условного топлива 352,4 г/(кВт ⋅ ч), т. при КПД 34,7%.

Из T-s-диаграммы (см. рис. 5,6) видно, что комбинированный цикл ПГУ с ВПГ является частично бинарным, поскольку часть отводимой теплоты газового цикла (площадь 4—5—g—7) подводится к паровому циклу и затрачивается на подогрев питательной воды (площадь b—е—-f—g). Соответствующая этой теплоте часть парового цикла (площадь а—b—е—е’) представляет собой бинарную надстройку к газовому циклу и повышает его КПД. Правая часть парового цикла (площадь с—d—е’—е) является как бы пристройкой к комбинированному циклу и при низких параметрах паровой части несколько снижает эффективность таких установок. Процесс 3’—3 газовой части цикла ПГУ соответствует отдаче части теплоты сгорания топлива водяному пару при его генерации в ВПГ (научастке ее парового цикла).

Существенными недостатками ПГУ с ВПГ являются практическая невозможность их работы на твердых и низкосортных топливах, а также износ проточной части газовой турбины под действием продуктов коррозии внутренней части парогенератора.

Заметим, что и -диаграмма (см. рис. 8) построена соответственно для газа массой , кг, и воды массой 1 кг.

Внутренний КПД комбинированного цикла можно определить как

Таким образом, и ГТУ, и ПТУ работают по обычным своим циклам. На схеме (см. рис. 9) обе установки представлены в простейших вариантах. Реально в схемах ГТУ используются многоступенчатые сжатие и расширение газа, а в схемах ПТУ — вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды паром, отбираемым из турбины. Объединение же их в единую парогазовую установку снижает расход топлива за счет использования теплоты уходящих после газовой турбины газов в котле-утилизаторе. Характерные точки процессов цикла (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7д, 8, 9, см. рис. 10) изображают состояние рабочего тела в точках с аналогичными номерами, показанных на рис.

Эффективный КПД комбинированной парогазовой установки ηепгу и его связь с эффективными КПД входящих в ее состав ГТУ ηепгу и ПТУ ηепгу можно получить следующим образом. По определению

Введем новый параметр σ — степень бинарности цикла:

Приведем выражение (14. 5) к виду

Из (14. 7) следует, что при данных КПД ГТУ и ПТУ наивысший КПД ПГУ получается при степени бинарности σ , равной единице. В этом случае сжигания топлива в котле-утилизаторе не проводится, и вся работа паротурбинной части комбинированной установки осуществляется за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ. Графики, приведенные на рис. 11, характеризуют значения эффективного КПД ПГУ, которые можно получить при комбинировании ГТУ, имеющей температуру газа перед турбиной t3 = 1100 °С и эффективный КПД ηегту = 33 %, с различными ПТУ.

Жирная линия здесь характеризует значения эффективного КПД, реально достигнутые в действующих ПГУ. Из рисунка видно, что эффективный КПД ПГУ достигает 50. 53%. Это свидетельствует о том, что применение ПГУ с котлом-утилизатором является весьма перспективным направлением повышения экономичности энергетических установок.

Оргкомитет конференции приглашает представителей российских и зарубежных вузов, академических организаций и энергетических компаний, а также всех заинтересованных лиц принять участие в VI Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика и энергосбережение: теория и практика», посвященной актуальным вопросам развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК), энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Конференция будет проходить 8−10 декабря  2021 года в Институте Энергетики, Кузбасского Государственного Технического Университета имени Т. Горбачева, г. Кемерово, Россия.

Для участия в конференции приглашаются научно-педагогические работники и инженерно-технические специалисты предприятий энергетики.

Программа конференции включает в себя пленарное и секционные заседания.

Тематические направления конференции:

− физическая гидрогазодинамика и тепломассообмен;

− горение натуральных топлив и вопросы экологии;

− инновационные технологии в энергетике и энергосбережении;

− возобновляемые источники энергии;

− комплексная переработка топлив и отходов теплоэнергетики;

− холодильные машины и установки;

− тепловые насосы и системы кондиционирования;

− экологическая безопасность и рациональное использование природных ресурсов.

− энергосбережение и энергоэффективность;

− электроснабжение; − управление производственными активами электросетевых компаний;

− структурный анализ и оптимизация электрических сетей;

− «умные» электрические системы и сети, инновации в электроэнергетике;

− эколого-правовые аспекты развития электроэнергетики.

Управление электротехническими комплексами и системами (С3):

− автоматизированный электропривод;

− силовые преобразователи энергии;

− методы и алгоритмы управления;

− автоматизация и управление технологическими процессами;

− интеллектуальные, цифровые и автоматизированные технологии в энергетике.

Электротехника и электрооборудование (С4):

− энергетические технологии и оборудование;

− электрические машины, приборы и аппараты;

− электротехнические элементы и компоненты;

− средства и методы диагностики технического состояния электрооборудования;

− энергосберегающие технологии и установки;

− светотехника.

Подробная программа конференции будет сформирована и направлена участникам конференции по окончании приема заявок и докладов.

Место проведения конференции: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Кузбасский государственный технический университет имени Т. Горбачева» (г. Кемерово, ул. Весенняя, д. 28), а также площадка конференции в Zoom.

До 1 декабря 2021 года – прием заявок и докладов.

2−6 декабря 2021 года – рассмотрение заявок и докладов.

8 декабря 2021 года, 10 00 — 11 00 – регистрация участников.

8 декабря 2021 года, 11 00 — 13 00 – пленарное заседание.

8 декабря 2021 года, 14 00 — 17 00 – секционные заседания.

9 декабря 2021 года, 1000 — 17 00 – секционные заседания.

10 декабря 2021 года, 1000 — 15 00 – секционные заседания.

Формы и условия участия в конференции:

Выступление с докладом и его публикация.

Участие в качестве слушателя (без доклада).

Публикация доклада (заочное участие).

Официальные языки конференции: русский, английский.

Участие в конференции бесплатное. Организационный взнос не предусмотрен.

Порядок участия в работе конференции и публикация докладов: В программу конференции и сборник докладов войдут материалы, прошедшие экспертизу Оргкомитета. Материалы должны соответствовать тематическим направлениям программы конференции, требованиям к оформлению, обладать научной новизной и практической значимостью. За Оргкомитетом остается право не включать в сборник и программу конференции материалы, не удовлетворяющие установленным требованиям.

Более подробная информация  о конференции в информационном письме.