Котельные России – самой холодной страны мира должны работать без использования сетевой электроэнергии иначе замерзнем

Дубинин Владимир Сергеевич (Московский авиационный институт (ГТУ), с.н.с., руководитель объединенной научной группы «Промтеплоэнергетика», г. Москва Российская Федерация)

Лаврухин Константин Михайлович (Московский авиационный институт (ГТУ), с.н.с.,

г. Москва Российская Федерация)

Шкарупа Сергей Олегович (Королевский колледж космического машиностроения и технологии, преподаватель, г. Королев Российская Федерация)

Трохин Иван Сергеевич (Королевский колледж космического машиностроения и технологии, преподаватель, г. Королев Российская Федерация)

 

Большинство крупных городов России с населением более 500 тыс. человек имеют мощные ТЭЦ [1], но даже в Москве 30% тепловой энергии вырабатывается котельными МОЭК [2] плюс котельные промышленных предприятий. В городах с населением от 100 до 500 тыс. человек большая часть тепловых потребителей обеспечивается от котельных. Это, например, Вологда, Калуга, Белгород, Курск. А в таких городах как Брянск, Сыктывкар теплоснабжение обеспечивают только котельные [1]. В котельных работающих на тепловые сети общего пользования вырабатывается 47% тепловой энергии. Общее количество котельных в стране превышает 200 тыс., из них муниципальных более 73тыс. [1].

Россия – самая холодная страна мира (среднегодовая температура t=-5,5ْ C). Для сравнения в Канаде t=-5,1ْ C, но самый северный ее город с населением более 100 тыс. человек (Эдмонтон) расположен на широте г. Орла. У нас даже в зоне экстремальных погодных условий построены такие города, как Воркута, Инта, Сургут, Нижневартовск, Норильск. Ничего подобного в мире нет – плотность населения на территории других стран к северу от среднегодовой изотермы t=-2ْ C снижается практически до нуля в северном полушарии, а в южном полушарии к югу от указанной изотермы постоянного населения вообще нет [3].

Это означает, что зимой останов котельных в России приведет к национальной катастрофе. Так как даже если работники коммунальных служб вовремя сольют воду из теплосети и оборудования котельной все равно часть ее останется и лед разорвет трубы теплосети и оборудование котельной. Даже если удастся отремонтировать теплосеть и заменить поврежденные котлы, то заполнение теплосети и ее запуск на морозе без специальных средств практически не возможен. Причиной массового останова котельных является перерыв электроснабжения, как это было зимой 2005/2006 г в г. Болохов Тульской области. Встали все четыре котельных, и город замерз. Дело в том, что все вспомогательное оборудование котельных имеет электропривод, это дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные, сетевые и другие насосы, и без электроэнергии котельная встает, не смотря на наличие топлива. При этом электрическая мощность потребляемая котельной в 100 и более раз меньше тепловой мощности, которую она вырабатывает.

По информации территориальных органов Ростехнадзора уже сегодня причиной 28% случаев нарушения теплоснабжения, имевших серьезные последствия для потребителей зимой 2005/2006 года, были отключения электроэнергии в результате циклонов, обильных снегопадов и порывистого ветра[4].

В отличие от других причин типа порывов теплосетей, которые в принципе устранимы, например, их обновлением, погодные причины нарушения теплоснабжения из-за перерывов электроснабжения котельных не устранимы при получении котельными электроэнергии от сети. Более того, наблюдается рост амплитуды природных явлений: дождь – в ливень, снег – в буран, ветер – в ураган, мороз – в стужу и т. д. [5] . «За последние 20 лет ушедшего столетия число природных катаклизмов, и, в первую очередь, ураганных ветров и наводнений выросло в четыре с лишним раза, а объем наносимого ими ущерба в восемь раз» - отмечается в докладе страховой компании «Мюнхен-Ре». По данным страховых выплат (а они адекватны природе вещей) амплитуда годовых потерь от климатических аномалий от 30 до 90 млрд. долларов. По оценке Всемирной метереологической ассоциации годовые потери от климатических аномалий к 2020 году достигнут 350 млрд. долларов [5]. Исследования корпорации « Дженерал Эксидент» показали, что по мере увеличения амплитуды природных бедствий их разрушительный ущерб растет в геометрической прогрессии. Рост скорости ветра на 10% при урагане увеличивает ущерб в среднем на 150% [5].

Возвратимся в Россию, в своем интервью [6] С. К. Шойгу сообщает, что его министерством поставлены задачи ряду институтов Академии наук и его центру прогнозирования «Антистихия» по прогнозированию событий, как в России, так и в мире. На основе их данных С.К. Шойгу говорит: «Идёт серьезное изменение климата на планете, я бы сказал, аномальное его изменение. В результате ни наши прогнозисты, ни центры прогнозов в других странах просто не могут предполагать, что происходит: снег идёт там, где его никогда не было, наводнения, которые должны были начаться с весенним таянием снегов, идут сейчас, ураганы сметают целые города». Зимой 2003/2004 года одновременно остались без электроснабжения, а следовательно и без теплоснабжения от котельных некоторые районы Волгоградской и Псковской областей из-за обледенения проводов. Такого не было никогда в местностях разделённых тысячами километров. В Волгоградской области потребовался почти месяц для полного восстановления электроснабжения, так как одновременно с восстановлением опор ЛЭП падали другие, в том числе и ЛЭП-200 и ЛЭП-500. Интересно, что некоторые попытки спрогнозировать климат будущего предпринимались ещё в 1994 г., указывалось на то, что он через 15 лет, по мере согревания Земли, станет более резким: будет больше ураганов, засух и наводнений, поздних заморозков и летних бурь. Правда, все это тогда были только предположения, и делающие их не забывали напоминать, что может и ничего не произойти [7]. Теперь же первые результаты глобального потепления налицо.

Авария 24-25 мая в московской энергосистеме, когда без энергоснабжения осталось 26% потребителей г. Москвы и Московской области, 87% Тульской области и 22% потребителей Калужской области [8], показала что теперь Россия ничем не отличается от других развитых стран. Напомним, что в августе 2003 года 8 штатов США и 2 района Канады остались без электричества, 50 млн. людей на сутки остались без электроэнергии. Остановилось больше 100 электростанций в том числе 22 из 103 американских АЭС. 28 августа 2003 года осталось без электричества Лондонское метро. В конце сентября 2003 без электричества остались миллионы жителей Дании и Швеции. В сентябре 2005 половина Лос-Анжелеса (США) обесточена [9]. Напомним что Россия северная страна и у нас максимальная нагрузка нав энергосистему зимой, а в США летом, когда работают все кондиционеры. Надежность любой электроэнергетической системы определяется запасом ее мощности. В осенне-зимний период 2005-2006 годов 14 регионов превысили последний пиковый уровень потребления, приходившийся на 1989-91 годы. Наиболее критическое положение сложилось в Москве, Санкт-Петербурге и Тюмени. И это на фоне старения основных фондов электроэнергетики. В 2000 году 12% действующего основного электроэнергетического оборудования работало за пределами установленного паркового ресурса, в 2005 году этот показатель достиг 25%, а в 2007 году ожидается его увеличение до 37%. Возрастают риски снижения надежности электроснабжения потребителей даже в тех регионах, где дефицит энергетических мощностей не прогнозируется [10]. При этом изменилась структура электропотребления, если в 1990 году непромышленное потребление составляло 45% то в 2005 году уже 66% [11, рис1], такие потребители в отличие от промышленности не управляемы (это в основном население, им нельзя дать предписание о снижение потребляемой мощности). Температура на которую рассчитывается система отопления в г. Москве tр=-26ْ C согласно действующему при проектировании СНиП. Это означает «расчетный» холод в квартирах при более низких температурах. Население включает калориферы, электрообогреватели, теплые полы и т. д. В результате зимой при похолодании на улице на 1 градус мощность потребления в энергосистеме увеличивается на 0,6% [11]. В [12] указывается, что рост бытового электропотребления в период морозов 63%. В связи с жилищным строительством в г. Москве и области эти тенденции будут нарастать. Как отметил Анатолий Чубайс, в электроэнергетике угроза энергетической безопасности реально есть – это дефицит мощности. И если не развернуть масштабные инвестиции в энергетику в самое ближайшее время, эта угроза станет очень и очень серьезной [13]. Авторы считают, что строительство электростанции это несколько лет, так что вероятно уже поздно. После того как были написаны эти строки, мы услышали выступление главы РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайса 1 сентября 2006 года на телеканале НТВ в 19 часов. Он сообщил о дефиците электроэнергии в 14 регионах России и неизбежных ограничениях потребления электроэнергии предприятиями, а также невозможности работы уже построенных предприятий в связи с невозможностью подключения к энергосистеме из-за дефицита электроэнергии в ней. Ранее он признал сложность ситуации даже в Москве, где совместно с мэром Москвы запущено строительство трех ТЭЦ. Но первый из проектов будет реализован в первом квартале 2008 года. А вот зима 2006-2007-го, зима 2007-2008-го будут для нас очень не простыми [13]. Представители РАО ЕЭС и «Мосэнерго» предупреждают: «если повторятся морозы, то объём ограничений и отключений может быть более серьезным, чем прошлой зимой» - заявил член правления РАО « ЕЭС России» Александр Чикунов. Первый зам. ген. директора «Мосэнерго» Дмитрий Васильев сообщил, что в настоящее время дефицит электричества в столице составляет 4500 МВт, новая генерирующая мощность, которая будет введена в строй через два года, сократит этот дефицит всего на 500 МВт [14]. Аналогичная ситуация в Санкт-Петербурге: Улучшения в сетевом хозяйстве наступят через 3-4 года [15]. Уже зимой 2005-2006 года горожане жаловались на отключения электроэнергии в жилых домах в следствии перегрузок. В некоторых домах электричество отключалось 5-7 раз [12]. Это означает, что оборудование домов крышными котельными, использующими для электропитания вспомогательного оборудования домовую электросеть, приведет к размораживанию теплосетей дома при таких отключениях. В Тихвинском районе Ленинградской области при температуре минус 42ْ C лопались электропровода, и только слаженная работа и мужество энергетиков позволили иметь перерыв электроснабжения 15 часов [16]. Вероятно панельные дома первых серий (хрущевки) в которых теплоизоляция не предусмотрена, при таком морозе за 15 часов промерзнут до отрицательных температур, что приведет к разрушению систем отопления, водопровода и канализации. При этом даже кратковременные перерывы в электроснабжении котельных приводят к нарушению работы теплоэнергетического оборудования. Например, 15.01.2006 в котельной поселка Дзержинск Иркутского района после перебоев с электроснабжением произошла авария – без тепла остались несколько жилых домов, поликлиника, школа и детский сад. Все началось, когда в поселке на несколько часов отключили свет. Не успели дать электричество, как на водокачке произошла авария, и поступление воды остановилось. Жители начали разбирать воду из системы теплоснабжения, в результате пошел воздух и произошел гидроудар. Труба прорвалась сразу на нескольких участках. Теплоснабжение было восстановлено через сутки после аварии [17]. По состоянию на 20 января 2006 года 25 случаев отключения котельных за три дня зафиксировано в разных районах г. Воронежа. Причины в отключениях электроэнергии из-за аномальных морозов. Чтобы подобные ситуации не повторялись, жителям города настоятельно рекомендовалось сократить потребление электроэнергии в 2 раза [17]. 13 января из-за порыва ЛЭП вследствии штормового ветра (30 м/с) прекращена подача электроэнергии в г. Елецкий Республики Коми. Произошла остановка котельной и размораживание систем отопления 42 жилых домов (из 63), детского сада, школы-интерната, здания администрации, вокзала, узла связи, магазина [17]. Отключения электроэнергии есть и в Подмосковье и в Москве. Прошлой зимой было несколько случаев отключения или «просадки» электроэнергии (по обоим вводам) в котельных г. Реутова. При этом котлы останавливаются [18]. Серьезной проблемой, которая мешала прохождению отопительного сезона 2005-2006 годов в г. Москве стало довольно частое отключение оборудования связанное с кратковременными посадками напряжения в электрических сетях. На настоящий момент городские электрические сети не могут обеспечить надежное электроснабжение с выдачей электроэнергии, отвечающей параметрам качества, которые необходимы для надежной работы оборудования. В результате посадки напряжения происходит отключение котлов на РТС. Такие остановки очень опасны, особенно когда температуры воздуха и земли низкие. За 2-3 часа, которые нужны чтобы вновь запустить РТС, температура в теплосети падает, а при запуске опять повышается, в эти минуты заметно увеличивается риск ее разрыва [2].

Из всего изложенного можно сделать вывод, что предусмотренные Правилами [19] два независимых источника электроснабжения котельных при использовании в качестве таковых двух трансформаторных подстанции уже не обеспечивают безаварийную работу котельных. Аварийный дизель-генератор это тоже не решение проблемы, так как даже при третьей степени автоматизации он дает электроэнергию не менее чем через 3 секунды после сигнала на запуск. Это останов котлов создание предпосылок аварии. Реально в аварии 25 мая 2005 года дизель-генератор водоканала был запущен через несколько часов. В результате фекалии ушли в Москву реку, а Мосводоканал решает вопрос собственной генерации электроэнергии с использованием биогаза канализационных стоков [20].

Таким образом, необходимо чтобы каждая котельная работала независимо от внешних электросетей. Тривиальным решением является установка в котельной газопоршневого двигателя с электрогенератором, обеспечивающим все электрические нужды котельной. Это возможно только в котельной газообразного топлива, а таких котельных только 41% от всего их числа [21]. При этом работа этого агрегата должна быть автономна от сети, так как параллельная работа с сетью приведет к его остановке при пропадании напряжения в сети. То есть переход с параллельной работы на автономную осуществляется только через останов импортных газопоршневых генераторов, это показывает опыт АО «Башкорэнерго» [22]. Как показано выше для электроснабжения котельных это недопустимо. Автономная работа для обычного газопоршневого агрегата означает провал частоты при запуске мощного электродвигателя. То есть, будет влияние на работу уже работающего оборудования котельной, в том числе возможны гидроудары.

На первый взгляд, кажется, что мы ломимся в открытую нами же дверь. Действительно еще в 2001 году была показана целесообразность замены котельных мини ТЭЦ [23], а в 2002 году было подсчитано, что при работе мини ТЭЦ как надстроек всех котельных России только на тепловом потреблении при расчетной температуре наружного воздуха можно получить 383,6 ГВт электрической мощности [24]. Холодной зимой 2006 года РАО «ЕЭС России» был поставлен отраслевой рекорд, в этот период она работала с нагрузкой 150,3 ГВт [25], то есть ее мощность была более чем в 2 раза меньше возможной электрической мощности, которую можно получить превратив котельные в мини ТЭЦ. Мы рады видеть в рядах своих единомышленников В.Г. Семенова, генерального директора Всероссийского научно-исследовательского проектного института энергетической промышленности, который считает, что полное замещение котельных и водогрейных котлов ТЭЦ, работающих в базовом режиме, на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии, позволит ввести около 200 ГВт электрической мощности [1]. Но есть проблемы создания мини ТЭЦ на базе даже крупных котельных. Так в Москве из всех 100 тепловых станций ОАО «МОЭК» были отобраны пригодными для преобразования в мини ТЭЦ 32, из них согласование от Москомархтектуры получено только по 14 площадкам, на которых возможно разместить электрогенерирующие установки общей мощностью 772 мВт [26]. Причины на наш взгляд в узкой ориентации ОАО «МОЭК» на газотурбинные технологии. Проблемы размещения газотурбинных надстроек в котельных были перечислены нами еще в [23, 24], а затем в [27], где мы показали отсутствие проблемы при использовании газопоршневых двигателей. Часть этих проблем упоминается в [28], где добавляется еще и проблема вывода электроэнергии. Учитывая эту проблему, а так же ограниченность средств теплоснабжающих организаций в данном докладе рассматривается генерация внутри котельной электрической/механической мощности только для ее собственных нужд, что делает возможной работу электрогенерирующего оборудования автономно от сети и снижает его стоимость в 10 и более раз. Тут надо отметить, что создание мини ТЭЦ на базе котельной, работающей параллельно с энергосистемой, вовсе не гарантирует теплоснабжение от нее в случае аварии в энергосистеме. Так например, при аварии 25 мая 2005 года все ТЭЦ АО «Мосэнерго» попавшие в ее зону остановились, так как не смогли обеспечить электропитание собственных нужд. При строительстве газотурбинной ТЭЦ в г. Сочи делались заявления, что теперь перерывов в электроснабжении при повреждении ЛЭП не будет. После введения ее в эксплуатацию при первой же аварии в электросетях ТЭЦ встала. Город остался без электроэнергии. Поэтому обеспечение автономной от сети работы котельной с помощью газопоршневых или паропоршневых двигателей (о последних ниже) позволяет в ряде случаев в перспективе обеспечить работу мини ТЭЦ, созданной на базе этой котельной, в том числе газотурбинной, при аварии в электроснабжении сохранив электрогенерирующее оборудование собственных нужд котельной для электроснабжения собственных нужд мини ТЭЦ.

Рассмотрим подробнее какое это может быть оборудование. Как уже говорилось, для газовых котельных, которых меньшинство, это может быть газопоршневой двигатель или паросиловая установка, а для других паросиловая установка.

Для газовой котельной паросиловая установка может оказаться предпочтительней газопоршневого двигателя по следующим причинам.

  1. При полной конденсации выхлопного пара, как правило осуществляющейся в бойлере горячей воды, можно получить коэффициент использования тепла сгорания топлива близкий к КПД парового котла, в то время как установка котла-утилизатора ограниченной металлоёмкости на выхлопных газах газопоршневого двигателя не может дать близкую к 100% утилизацию выхлопных газов (коэффициент теплоотдачи от газа к стенке на порядок ниже, чем от конденсирующегося пара к стенке).

  2. При прекращении подачи газа и переходе на резервное топливо – мазут, паросиловая установка продолжит работу, а газопоршневой двигатель встанет.

  3. На газопоршневой двигатель надо получать разрешения треста газового хозяйства (новое газоиспользующее оборудование), на паросиловую установку, в случае её применения в действующей паровой котельной, это не требуется.

  4. Мини ТЭЦ сохраняется при переводе котельной на твёрдое топливо, это может стать целесообразным в связи со вступлением России в ВТО, что рано или поздно приведет к выравниванию внутрироссийских цен на газ с мировыми, то есть к повышению их в 3 раза. Динамика этих цен заимствована в [29] и приведена в таблице №1.

 

 

Таблица №1.

Год

(1 квартал)

Цены топлива, руб/т у. т.

Соотношение цен

газ/уголь

Газ

Уголь

2000

286,6

325,3

0,88

2001

392,3

513,0

0,76

2002

450,8

663,7

0,68

2003

700,7

722,3

0,97

2004

863,6

787,9

1,096

2005

1088

990

1,25

2010

2110

1300

1,65

2015

2450

1535

1,60

 

Эта публикация ноября 2004, то есть ещё до принятия решения о вступлении России в ВТО.

Единственным недостатком паросиловой установки является большой расход топлива на единицу механической или электрической мощности, особенно при использовании пара низких параметров, наиболее распространенного в действующих паровых котельных с котлами ДКВР, ДЕ, КЕ, номинальное давление пара в которых 13 кг/см2, а разрешенное 8-10 кг/см2 по причине выработки ресурса этими котлами. Поэтому, если говорить об использовании электрической/механической энергии вне котельной, областью применения паросиловых установок являются предприятия с низким отношением потребляемой электрической к тепловой мощности потребляемой круглогодично на технологические нужды. Только в этом случае можно полезно использовать всю тепловую энергию выхлопного пара и приблизить коэффициент использования тепла к КПД котла. Это предприятия пищевой промышленности, и те деревообрабатывающие предприятия, где сушка древесины осуществляется паром. Если рассматривать использование электрической/механической энергии только внутри котельной, то отношение электрической энергии к тепловой очень низкое, что делает использование в газовых котельных паросиловых установок предпочтительным по сравнению с газопоршневыми двигателями (в котельных твёрдого топлива им нет альтернативы). Более того, для сохранения режима работы существующих бойлеров горячей воды целесообразно отнимать у пара тот минимум энтальпии, которая необходима для производства электрической/механической энергия. То есть надо вводить понятие потребного электрического/механического КПД паросиловой установки: отношение электрической/механической энергии потребляемой котельной к отдаваемой котельной тепловой мощности.

В 2000 г. были обследованы котельные Щелковской теплосети имеющие паровые котлы для определения мощности и потребного КПД паросиловых установок, результаты сведены в таблице №2.

 

Таблица №2.

Котельные Щелковской Теплосети М.о., имеющие паровые котлы.

 

Наимено-вание котельной

Название населен-ного пункта

Электро-энергия за декабрь 2000 г., кВт×час

Месячный расход электро-энергии по К. Ф. Родатису

Средняя электр. мощность за декабрь 2000г.

Марка котлов

Кол-во котлов

Топливо

Установ-ленная тепловая мощность Гкал/час

Присоеди-ненная тепловая мощность (при -26ْС) Гкал/час

Потребный КПД ПСУ при -26ْС

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Воронок

г. Щелково

339733

262483

(226027)

456,63

ДКВР-

10-1313

 

5

Газ

7,2×5=36

31

1,27

+25000суб

 

 

Котель-ная м-рна

«Зареч-ный»

м-р

«Зареч-ный» г. Щелково

443450

403307

(437352)

596,03

ДКВР-

10-13

 

3

Газ

61,6

66,8

2,37

КВГМ-

20

 

2

Котель-ная№9

Фряново

57944

87744

(437352)

77,88

ДКВР-

6,5-13

2

Газ

2×4,68=9,36

3,5

1,92

РТП

 

77800

44997

(24123)

104,57

ДКВР-

4-13

 

2

 

3,6

1,93

4,67

Котель-

ная 18 кв.

 

215880

152492

(151657)

290,16

ДКВР-

6,5-14М

 

1

Газ

18,3

18,2

1,3

ДКВР-

6,5-13

 

3

Котель-ная больницы г. Монино

 

5700

37498

(7500)

7,66

Е-1-9ГЖ

 

1

Газ

1,0

0,6

1,1

Универс-6

 

5

2,0

Котель-

ная №3 ул. Набе-режная

Пос. Сверд-ловский

 

 

 

ДКВР-

2-В

 

2

Газ

4,0

3,4

1,62

Котель-ная д. Сукма-ниха

 

Щелк. р-н санат. Сукма-ниха

 

 

 

Е-0,4

8ГЖ

 

1п

Газ

0,9

1,3

1,66

Минск-1

 

5в/1

4,0

Котель-

ная №3.

Фряново ул. Текс-тиль-щиков

 

 

 

Е-1/9-1Г

 

4

Газ

3,2

0,56

3,96

Котель-

ная №8

Фряново Аксе-новское поле

 

 

 

ДКВР-

10-13

 

4

Газ / мазут

28

8,85

1,46

Котель-

ная «Сосно-вая»

д. Медве-жии озера ул. Сосновая

 

 

 

ДКВР-

4-13

 

2

Газ

1

0,32

1,52

 

Из таблицы №2 видно, что при расчётной температуре потребный КПД очень низок и обеспечивается любым из далее рассматриваемых типов паросиловых установок (ПСУ), при КПД выше потребного его снижение обеспечивается с помощью перепуска пара в обход ПСУ. Для других температур необходимо дополнительное исследование. Что касается чисто водогрейных котельных, то определение целесообразности применения газовых двигателей или ПСУ можно сделать только технико-экономическим расчётом для конкретного случая. Технические решения для применения ПСУ следующие:

 

  1. Реконструкция водогрейного котла в пароводогрейный, такой опыт изложен в [30,31].

  2. Использование турбины [32] или поршневого двигателя способного работать на перегретой воде [33].

  3. Использование аппарата вскипания для получения пара из перегретой воды.

  4. Установка в водогрейной котельной дополнительного парового котла.

  5. Перевод чугунных котлов секционных котлов, не подлежащих учету в органах Ростехнадзора, в паровой режим с давлением пара 0,7 кг/см2, что потребует более дорогого поршневого двигателя, способного работать на паре столь низких параметров.

 

Применение паросиловых установок для привода электрогенератора в котельных уже достаточно широко известно. Данные по электрогенераторам с паровым приводом приведены в таблице №3, они заимствованы из [34,35,36,37,38] (авторы не имеют возможность проверить их достоверность), кроме электрогенераторов с паровым приводом серии ППДГ разработки авторов, состояние работ по которым приведено ниже.

 

Таблица №3.

Наименование и предприятие изготовитель электрогене-раторов с паровым приводом

Элек-три-ческая мощ-ность

Давление пара

Относительный внутренний КПД турбины на номиналь-ном режиме

Удель-ный расход пара

Темпе-ратура пара

Качество пара

Удельная стоимость турбогенератора

На входе

На выходе

 

КВт

 

 

%

__кг___

кВт ×час

ْ C

 

 

ПР-2,5-13/0,6/0,1

ОАО «Калужский турбинный завод»

2500

1,3 МПа

0,12 МПа

нет

данных

8,82*

300

перегре-тый

6,4 тыс. руб.

кВт

ТГ1,25/0,4(Р13/2,5)

ОАО «Калужский турбинный завод»

1250

1,3 МПа

(1÷1,4)

0,2 МПа

(абс) (0,16÷0,35)

нет

данных

18,03

250

(ts÷350)

перегре-тый, насы-щенный

11,63 тыс. руб.

кВт

АВПР-1,0

ЗАО «Экоэнергетика»

1000

1,4 МПа

(абс)

0,2 МПа

(абс)

67÷70

18

195

насыщен-ный

800 _$_

кВт

ТГ 0,75/0,4(Р13/2)

ОАО «Калужский турбинный завод»

750

1,3 МПа

(1÷1,4)

0,2 МПа

(абс)

(0,15÷0,3)

нет

данных

19,2

191

(ts÷250)

сухой, насы-щенный, перегре-тый

13,91 тыс. руб.

кВт

ПРОМ-600

ОАО «Электротехническая корпорация»

600

1,4 МПа

 

0,3 МПа

нет

данных

26,3

194

насыщен-ный

нет данных

Кубань-0,5

ОАО «Калужский турбинный завод» совместно с НПВП «Турбокон»

500

1,3МПа

(1,1÷1,3)

0,37 МПа

 

56,6

32

191

сухой, насы-щенный

400 _$_

кВт

ПВМ-250-ЭГ

ЗАО «Независимая энергетика»

250

1,3МПа

(1,1)

0,45МПа

(0,1)

62,9

24÷26

191

насы-щенный

(х выше 0,89)

300 _$_

кВт

ПТМ-0,25/0,32-26--1,4/0,4

ООО «Техснаб»

250

14 атм

1,2 атм

70

10,4*

нет данных, предположительно насыщенный

14 тыс. руб.

кВт

ППДГ-200

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

200

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Перегретый, насыщенный, пароводяная смесь, вода при давлении превышающим соответствующее температуре кипения начиная с температуры 170 ْ C

 

***

9,5 тыс. руб.

кВт

ППДГ-100

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

100

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

***

10 тыс. руб.

кВт

ППДГ-50

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

50

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

***

10 тыс. руб.

кВт

ППДГ-30

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

30

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

***

10 тыс. руб.

кВт

ППДГ-8

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

8

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

***

12,5 тыс. руб.

кВт

ППДГ-4

Московский авиационный институт совместно с ЗАО «Лесса»

4

1,2 МПа

(абс)

(0,5÷4,0) (абс)

0,3 МПа

(абс)

(1÷8) (абс)

80÷85**

20,1**

***

12,5 тыс. руб.

кВт

 

* Вычислено ориентировочно по опубликованной тепловой нагрузке с допущением 1тонна пара=1Гкал. (для насыщенного пара 14кг/см2 1тонна пара≈0,68Гкал)

** Для частоты вращения коленвала 300-700 об/мин и наличия как впускных так и выпускных клапанов.

*** Цена августа 2006 года при заказе 10 и более агрегатов с частотой вращения коленвала 1500-3000 об/мин в которых функцию впускного клапана выполняет газодинамическое устройство для сухости пара 0,7 и выше.

 

По данным [39] внедрено более 50 турбогенераторов и это капля в море, учитывая, что в России, как уже упоминалось, 200000 котельных. Одной из причин слабого внедрения турбоагрегатов и паровинтовых машин является их большая мощность и большой расход пара, самый малый расход пара это 6-9 тонн/час при мощности 250 кВт. Экономически целесообразно внедрение этих дорогостоящих машин при условии их полной загрузки зимой и летом. Как показывает наш опыт, из обычных трех котлов в котельных ЖКХ летом работает один с загрузкой менее 50%. Поэтому даже в котельных оснащенных паровыми котлами ДКВР-10 летом нет даже 5 тонн пара в час. Согласно данным [37] котельных, оснащенных такими котлами и котлами меньшей производительности, примерно 91% в 89 характерных городах сорока регионов России. Можно конечно и летом получать нужное количество пара, переведя на 100% производительности один паровой котел или запустить два, но это экономически нецелесообразно, так как потребителей пара нет и его придется выбрасывать в атмосферу. Так использовать рассматриваемые агрегаты нельзя с учетом их низкого эффективного КПД (отношение электрической мощности к произведению энтальпии пара в кДж/кг на его секундный расход в кг/сек). Например у Кубань-0,5 при 16 тонн пара в час и 500 кВт эта величина меньше 5% в то время как у серийного паровоза ыч КПД паровой машины 12,32% [40].

Второй причиной является то, что такие агрегаты могут работать на перегретом и насыщенном паре. Мы столкнулись с тем что в большинстве реальных котельных нет пароперегревателей и нет перегретого пара, а есть влажный пар. Даже паровинтовые машины требуют пар с сухостью 0,89 и выше (см. таблицу №3).

Третьей причиной является ориентация руководителей теплосетей и производителей этих машин на работу параллельно с сетью. Так в [41] указывается, что электрогенерирующие установки на базе муниципальных котельных должны быть интегрированы в единую сеть электроснабжения города, система электроснабжения котельных может (и должна!) оставаться зависимой от нее. При этом утверждается, что эти соображения очевидны. Авторы так не считают. Тем более там же показана нецелесообразность продажи электроэнергии во внешнюю электросеть. В этой ситуации мы считаем целесообразной работу котельной автономно от внешней электросети. Только это, как указывалось выше, обеспечит безопасную работу котельной при авариях в электросети. Согласно статье 26 Федерального Закона от 26.03.03 №35-ФЗ «Об электроэнергетике» технологическое присоединение энергоустановок к электрическим сетям осуществляется на основе договора и на платной основе. В Московской области это 31000 рублей за каждый кВт присоединенной мощности [42], а в Москве 45094 рубля [43]. Авторы солидарны с утверждением [44]: «Новейшим федеральным законодательством потребителю предложена дискретная система: за все плати или создавай свою собственную «монополию» энергоснабжения». Там же делаются выводы, в основном из опыта США: развитие рынка ведет к росту степени неопределенности будущего, продукт (электроэнергия) высшего качества – когда производишь его сам.

Четвертой причиной является потребное давление пара 11-13 кг/см2 (манометрических) в то время как разрешенное органами Госэнергонадзора в большинстве котельных 7-9 кг/см2, а реальная величина 4-7 кг/см2. Понижение давление пара до таких величин в котлах с расчетным давлением 13 кг/см2 приводит к капельному уносу котловой воды [45], что делает невозможной работу паровинтовых машин и тем более паровых турбин, а котельных работающих в таком режиме подавляющее большинство [45].

Кроме того, турбомашины потребляют воду для охлаждения, что снижает их технико-экономические показатели. Например, для турбомашины мощностью 750 кВт требуется 10 м3/час охлаждающей воды, а для турбомашины 1250 кВт уже 30 м3/час[35].

Более перспективной ПСУ для обеспечения работы котельной являются на наш взгляд паровые машины. Некоторые доведенные проблемами энергетики до отчаяния руководители предприятий пытаются использовать старые паровозы для привода электрогенераторов. Получается очень громоздкая и металлоемкая конструкция. Наверное это тупиковое направление, так как система смазки паровоза предполагает попадание масла в выхлопной пар, который у паровоза выхлапывыется в атмосферу. Поэтому даже если удастся создать выхлопной коллектор и использовать пар для получения горячей воды через бойлеры для отопления и горячего водоснабжения, то конденсат такого пара загрязнен маслом в концентрации не позволяющей отправить его через питательный насос обратно в котел (согласно [19] концентрация нефтепродуктов в питательной воде паровых котлов с рабочим давлением 14 кг/см2 не должна превышать 3 мг на кг, предположительно выхлоп паровоза имеет в 10-100 раз большую концентрацию масла). Слив конденсата в канализацию экономически нецелесообразен в связи с потерей тепловой энергии и водоподготовленной воды. Поэтому надо предусматривать металлоемкие и громоздкие маслоулавливающие устройства.

Применение стационарных паровых машин для промышленных целей было широко распространено в 19 веке [46], однако мы согласны с [47], что сейчас они не должны быть копией агрегатов, выпускавшихся 60 лет назад и считаем правильным направление конверсии серийных поршневых двигателей в паровые машины, изложенное Жигаловым В.А. в [48,49]. Однако не можем согласиться с тем, что частота их вращения не более 750 об/мин. и считаем способы переделки дизеля Д6 в паровую машину, изложенные в [48,49] не самыми лучшими. Частота вращения таких паровых машин, полученная в [48,49] 500 об./мин. при давлении пара 20 кг/ cм2 в то время как исходный дизель Д6 имеет частоту вращения 1500 об./мин. и мощность без наддува 100-165 л.с. [50].

Сравним эти результаты с показателями локомобилей, выпускавшихся 60 лет назад таблица №4 [51,52].

Таблица №4

Показатели

Марка локомобиля

П-25*

П-38

П-75

СК-125*

СК-175

СК-250

СК-360

ЛПУ-1***

Наибольшая мощность при продолжительной работе (кВт)

 

 

18,4

 

 

27,9

 

 

55,1

 

 

91,9

 

 

128,7

 

 

183,8

 

 

257,4

 

 

18,4

Число оборотов коленчатого вала в минуту

 

300

 

375

 

280

 

280

 

250

 

187

 

187

 

1000

Давление пара (кг/см2)

 

13

 

15

 

 

12

 

15

 

 

15

 

15

 

15

 

20-22

Удельный расход пара (кг/кВт×ч)

12,92

12,92

12,92

7,48

7,14

7,14

7,14

12,78

*П- передвижной, **СК-стационарный конденсационный, ***ЛПУ- легкая паровая установка

 

Отметим, что летом 1938 г. была испытана на катере паросиловая установка разработки МАИ, предназначенная для легкого самолета. Ее паровая машина при давлении пара 75 кг/см2 имела мощность 150 л.с. (110,3 кВт) при 1600 об/мин [53]. В 80-х годах 20 века в МАИ были созданы двухтактные двигатели внутреннего сгорания, которые запускались как паровая машина. Эксперименты проводились на сжатом воздухе, при давлении 25 кг/см2 была достигнута частота вращения в режиме паровой машины 20000 об/мин и 30000 об/мин, на такую паровую машину и способ ее работы было получено авторское свидетельство [54].

Теперь о теоретических ошибках, имеющихся в [48,49].

Тезис о том, что серийные поршневые двигатели внутреннего сгорания доведены до совершенства и механические потери в поршневых двигателях не превышают 5% [49] неверен. Согласно [55] четырехтактные дизели без наддува (к ним относится рассматриваемый в [48,49] дизель Д 6) имеют механический КПД 0,7÷0,8, то есть механические потери 30-20%, а не 5%. Для справки механический КПД классических паровых машин 0,88÷0,92 для горизонтальных и 0,9÷0,95 для вертикальных [56].

В [48,49] все расчеты расхода пара и определяемой по нему мощности проводятся путем перемножения разности энтальпий на некий КПД, равный 0,9. Так принятый КПД представляет собой для паровой машины произведение механического КПД на относительный КПД, последний для паровых машин 0,8-0,85 [56].

Таким образом, примеры расчетов приведенные в [48,49] не верны, так как надо было использовать не КПД 0,9, а 0,8×0,7 = 0,56 ÷ 0,85×0,8=0,68 при частоте вращения паровой машины, равной исходному двигателю. При снижении частоты вращения механический КПД будет расти. Например, для дизеля КДМ-46 механический КПД при 1300 об/мин 0,7, а при 600-700 об/мин достигает максимума 0,87 [55].

В примерах под V вероятно понимается часовой расход пара в кг/час, так как именно эта величина ставится при подстановке в формулу ( котел ДЕ-2,5 означает 2,5 тонн/час=2500 кг/час). Но тогда почему в [48] в примере написано «(V- объем цилиндров)» Для расхода пара лучше применять букву G, тем более, что в примечаниях к табл.3 используется буква V для объема цилиндров. Мощность в этой таблице посчитана некорректно, по среднему давлению в цилиндрах, которое разное при разных давления при выпуске. Считать мощность лучше всего по [56]. Можно согласиться с утверждением [49], что термический КПД поршневых паровых машин, паровинтовых машин, турбин считается по одной формуле и зависит только от параметров пара, однако эффективный КПД классических паровых машин находится на уровне энергетических турбин большой энергетики при тех же параметрах пара.

Например, приключенная турбина Т-70-110-1,6 работающая на выхлопном паре турбины Р-100-130/15 c параметрами 1,6 МПа, 285°С имеет согласно [57] в зимнем режиме мощность тепловую 230 МВт, а электрическую 62,1 МВт, следовательно ее эффективный КПД 62,1/(230+62,1)=21,25%. И это при том, что в зимнем режиме из 512 т/час расхода пара 67,8 т/час уходят в конденсатор, то есть в конечном счете его тепловая энергия через градирни обогревает атмосферу, а в [49] утверждается что для стационарных паровых машин уровень КПД достигнутый 60 лет назад составлял 22%. Принципиальное отличие поршневой паровой машины от турбины заключается в том, что такой высокий эффективный КПД достигается при плохом вакууме на выходе или же его отсутствии (атмосферное давление на выходе) так как поршневые паровые машины имеют весьма ограниченные возможности расширения пара.

Это означает, что таким паром можно нагреть воду до 80-100°С и использовать тепловую энергию пара для отопления и горячего водоснабжения, а не отапливать атмосферу через градирни, то есть при использовании поршневых паровых машин коэффициент использования теплоты сгорания топлива будет приближаться к КПД котла. Таким образом, паровые машины ушли из большой энергетики в начале 20 века в тот период, когда требовались большие мощности для централизованных систем электроснабжения, работавших на каменном угле. Тогда еще не умели делать экологически безопасные котлы малой мощности на угле, а месторождения природного газа еще не были открыты. Паровые машины большой мощности тогда тоже не могли делать.

Поэтому авторы не исключают возврат и в большую энергетику поршневых паровых машин, работающих с параметрами пара современных электростанций. Такие паровые машины можно создать на базе дизелей Брянского машиностроительного завода, рабочий процесс в которых идет при сопоставимых (по давлению) и существенно превышающих по температуре параметрах, а мощность в одном дизель- электрическом агрегате достигает 22 МВт. Ресурс таких паровых машин будет в разы больше паровых турбин, а стоимость дешевле. Упомянутые дизели работают 80-120 тыс. часов до капремонта на мазуте с содержанием серы до 5%, то есть их цилиндропоршневая группа соприкасается с серной кислотой, а не с дистиллированной водой, как в паровых машинах.

Перейдем теперь от теории к конструкции. В статьях [48,49] описана достаточно серьезная переделка двигателя. Расположение цилиндров стало горизонтальным. Применен новый блок цилиндров (следует отметить, что благодаря этому существенно сужается спектр переделываемых моторов, т.к. большинство современных бензиновых и дизельных двигателей водяного охлаждения выполнены моноблоком, т.е. блок цилиндров выполнен заодно с картером). Серьезно изменена система смазки – введена раздельная система смазки коленчатого вала и головок цилиндров, что потребовало установки двух насосов вместо одного.

Мы знаем, как осуществить конверсию двигателя с водяным охлаждением с сохранением исходного блока цилиндров, что было успешно осуществлено еще при переделке и последующих испытаниях паровой машины на базе бензинового двигателя ЗМЗ-402 в 1997 г. (Фото 1,2). При создании своей машины В.А.Жигалов подверг серьезным изменениям головки цилиндров. Механизм газораспределения был выполнен двух видов, на разных машинах. Первый механический, с двухседельным клапаном, второй с гидравлическим приводом, золотниковый. Нам в упомянутой паровой машине удалось сохранить всю систему смазки, и почти весь механизм газораспределения (заменены только распредвал и штанги толкателей).

Так же следует заметить, что из статей [48, 49] не понятно замеренное экспериментальное значение мощности паровой машины, фигурируют лишь расчётные значения от 118 кВт до 300 кВт, неточность которых показана выше.

Вопросы продолжительности работы этого двигателя в статье не освещаются, но на основе уже нашего опыта можно предположить, что если не было предусмотрено специальных мер по очистке масла от воды, а также по подбору масла (так как моторное масло не допускает попадания воды), то продолжительность работы двигателя вряд ли превысила пол часа. Такая мера как вентиляция картера, которая предлагается [58], не является эффективной, как выяснилось в процессе наших испытаний: от воды в масле не спасает даже вакуумирование картера.

Теперь подробнее остановимся на последних наших успехах в этом деле. В виду того, что наши возможности ограничены, то испытания проводим с малолитражными стационарными и автомобильными двигателями. Последние испытания (фото 3, 4) проводились с двигателем УД-2М1 (рабочий объём 600 см3, n=3000 об/мин). Переделку осуществляли возможностями ремонтной мастерской. Мотор является нижнеклапанным, изменению подверглись лишь не содержащие подвижных деталей головки и распредвал. Оба клапана в результате становятся выпускными, а впуском управляет газодинамическое устройство, являющееся при этом головкой цилиндра. В газораспределительном механизме удалось сохранить как передаточное отношение, так и штатные клапана.

 

Таблица №5

Дата

Число и мощность ламп накаливания

 

Pвх

 

Pвых

 

n

 

V10

 

V20

 

V30

 

V12

 

V23

 

V13

Расчетная мощность по напряжению на лампах

 

шт, Вт

кг/см2

об/мин

Вольт

кВт

октябрь

1997г.

3×5×300

5

0

2580

180

180

180

280

о/п

о/п

3,68

Примечание: рабочее тело - сжатый воздух из сети, прошедший после компрессорной охладитель и охлаждённый в ресивере до температуры наружного воздуха.

 

Таблица №6

 

 

Дата

 

Число и мощность ламп накали-вания

 

Pвх

 

Pвых

N

(Эл. Счетчик)

По времени одного оборота диска

 

F

 

V10

 

V20

 

V30

 

I12

 

I23

 

I13

Параметры газодинамического устройства каждого цилиндра

 

n

 

шт, Вт

кг/см2

об/мин

Гц

Вольт

Ампер

 

Об/мин

18.

11.

04.

3×25

3×150

3×200

7

0

0,45

41,5

200

200

200

0,67

0,67

0,67

 

8,10

1260

18.

11.

04.

3×25

3×150

3×200

7

0

0,359

41

160

160

160

0,27

0,27

0,27

 

8,10

1250

10.

12.

04.

3×25

3×150

3×200

5

0

1,2

43

200

200

200

1,83

1,92

1,92

 

15,15

1300

16.

12.

04.

3×25

3×150

3×200

3×300

3×100

5,8

0

2,25

45,9

210

210

210

3,33

3,33

3,33

 

15,15

1450

16.

12.

04.

3×25

3×150

3×200

3×300

3×100

5,4

0

2,18

45,4

210

210

210

3,33

3,33

3,33

 

15,15

1400

16.

12.

04.

3×25

3×150

3×200

3×300

5

0

1,95

45,4

220

220

220

2,83

3

2,83

 

15,15

1400

20.

12.

04.

3×25

3×200

3×300

3×25

3×150

5,2

0

2,06

46

220

220

220

3,17

3,17

3,17

 

15,15

1410

20.

12.

04.

3×25

3×150

3×200

3×300

3×100

5,7

0

2,18

46

220

220

220

3,17

3,33

3,17

 

15,15

1450

Примечание: рабочее тело - насыщенный пар (вероятно пароводяная смесь).

 

Как видим из таблиц №5 и №6 на столь низких параметрах рабочего тела получаем достаточно высокую частоту вращения порядка 1500 об/мин и электрическую мощность практически такую же, какой обладает электростанция на базе этого бензинового двигателя (АБ-4, Nэл=4 кВт). Такие высокооборотные паровые машины, мы называем паропоршневыми двигателями (ППД) как имеющие принципиально другую конструкцию.

Следует сказать, что на сегодня мы не знаем точно, почему упала мощность в 2004 году по сравнению с 1997 годом, так как экспериментальные данные, полученные при переделке бензодвигателя ЗМЗ-402 в ППД в 1998 году показали существенный рост мощности при переходе с воздуха на пар того же давления. Одной из наиболее вероятных причин было повышение температуры смазочного масла при переходе от воздуха к пару (при работе на воздухе выхлопной патрубок покрывался инеем). Падение мощности в 2004 году может быть вызвано заменой головок цилиндров, обеспечивающих внутрицилиндровую сепарацию пара для уменьшения попадания воды в картер. Так же падение мощности могли вызвать иные фазы парораспределения (другой распредвал). Причина будет установлена в процессе дальнейших испытаний, которые прервались в 2004 году в связи с организационными трудностями. Сейчас ищем паровую котельную или ТЭЦ, где можно было бы продолжить испытания.

Что касается воды в масле, то она была. Осуществлялся подбор масла и режимов работы двигателя. В результате наработка до смены масла стала более 1 часа. В дальнейшем предстоит доработать систему смазки одним из четырех известных нам способов; что обеспечит безостановочную работу двигателя весь отопительный сезон.

Так же следует отметить, что в процессе экспериментов был получен уникальный на наш взгляд результат - это работа, поршневого двигателя на перегретой воде. Во время испытаний происходил унос воды и вместо насыщенного пара от одного из котлов шла перегретая вода. Головки нашей конструкции обеспечили работу двигателя на перегретой воде, причём мощность по сравнению с насыщенным паром снижалась только в два раза. В дальнейшем эти же головки обеспечили демонстрацию работы на паре с давлением ниже атмосферного - практически в режиме холостого хода.

Научной группой «Промтеплоэнергетика» МАИ ведутся разработки паропоршневых двигателей на базе серийных двигателей внутреннего сгорания (ДВС) и изобретений и ноу-хау, созданных её сотрудниками ранее. Мощность паропоршневых двигателей примерно равна мощности исходных бензиновых и дизельных двигателей при давлении пара 5-7 кг/см2. Мы умеем конверсировать любой двигатель внутреннего сгорания (ДВС) в паропоршневой двигатель. Это означает возможность получения паропоршневых двигателей в диапазоне мощностей серийных ДВС России, то есть от 1 до 22000 кВт. Все наши разработки ориентированны на автономную работу от электросетей. Благодаря использованию дешевых устаревших ДВС существует уникальная возможность поставки оборудования с проведением ОКР и НИР для конкретной котельной со сроком окупаемости, в ряде случаев, в течение менее одного отопительного сезона. Благодаря изобретениям сотрудников научной группы все подвижные и изнашивающиеся детали паропоршневых двигателей (кроме иногда распредвала) сохранены от исходного ДВС, что обеспечивает решение проблемы запчастей и ремонта обычными автослесарями [59, 60,61]

Применение паропоршневых машин возможно в нескольких вариантах.

  1. Одна паропоршневая машина вращает электрогенератор, обеспечивающий электроэнергией всю котельную

  2. Паропоршневые машины являются приводом для наиболее мощного вспомогательного оборудования котельных вместо электродвигателей. Маломощный электрогенератор, приводимый паропоршневым двигателем, обеспечивает электроэнергией остальное оборудование котельной

  3. Практически все вспомогательное оборудование котельной приводится паропоршневыми двигателями, совсем небольшой электрогенератор с паропоршневым двигателем вырабатывает электроэнергию только для КИП и А.

  4. Приводом наиболее мощного вспомогательного оборудования котельной являются паропоршневые двигатели, остального - электродвигатели, потребляющие сетевую электроэнергию. Этот вариант не дает автономности работы котельной от внешней электросети, но снижая потребление электроэнергии на порядок обладает наименьшим сроком окупаемости.

Рассмотрим 4 вариант с точки зрения экономической целесообразности, а конкретно замену в одной или нескольких котельных 10-ти электродвигателей мощностью по 50 кВт, работающих постоянно, на аналогичные им по мощности паропоршневые двигатели (ППД). Отметим, что результаты представленного расчёта мало меняются при изменении единичной мощности заменяемых электродвигателей в диапазоне от 20 до 200 кВт при сохранении их суммарной мощности 500 кВт.

При замене электродвигателей суммарной мощностью 500 кВт экономия в месяц

составляет:

 

500 кВт×24час×3Одней=360.000кВт×час электроэнергии.

 

При среднем тарифе 1,2285 руб. (такой тариф действует с 1 января 2006 года в г. Москве согласно Приказу ФСТ России от 2 августа 2005 года №337-э/5) и НДС 18% в денежном выражении месячная экономия по электроэнергии составит:

 

360.000кВт×часх1,2285руб.×1,18=521866,8руб.

 

Для работы ППД используется незначительная часть энтальпии пара, проходящего через него. При этом предприятие несёт расходы, связанные с использованием тепловой энергии в ППД. Потери во внешнюю среду в теплоизолированном ППД не могут превысить 10%. Выхлопной пар идёт в бойлер или на любое другое теплоиспользующее оборудование и его теплота полностью полезно используется. При замене электродвигателей на ППД с учётом 10% возможных тепловых потерь в окружающую среду, затрачиваемая тепловая мощность составляет:

 

500кВт×1,1/1160=0,474 Гкал/час

 

Месячные затраты тепловой энергии составят:

 

0,474 Гкал/час×24час×30дней=341,38 Гкал в месяц.

 

При тарифе на тепловую энергию в г. Москве 434,5 руб. за 1 Гкал (по такой цене тепловую энергию отпускают в 2006 году, согласно Приказу ФСТ России от 2 августа 2005 года №337-э/5, однако стоимость её выработки в собственной газовой котельной ещё ниже) и НДС 18% получим стоимость тепловой энергии затрачиваемой на работу ППД:

 

341,38Гкал×434,5руб. ×1,18=175028,9 руб.

 

Месячная экономия денежных средств при использовании ППД составит:

 

521866,8руб.- 175028,9руб.=346837,9 руб.

 

При этом затраты на персонал входят в стоимость использованной тепловой энергии.

Стоимость НИР, ОКР, комплектующих изделий, изготовление ППД, пусконаладочные работы составляют 3000000 руб., в ценах начала 2006 года для варианта замены электродвигателей суммарной мощностью 500 кВт на ППД. В этом случае срок окупаемости составит:

 

3000000/346837,9руб.=8,65 мес.

 

Рассмотрим подробнее стоимость разработки и поставки паропоршневых двигателей и электрогенераторов с паровым приводом на их основе от научной группы МАИ «Промтеплоэнергетика».(Цены августа 2006 г.)

 

Стоимость 1 шт., включая НДС, при поставке 10 шт. и более в ценах 2006г.

 

Мощность электрическая, механическая при давлении насыщенного пара 7 кг/см2 манометри-ческих и частоте вращения 1000-1500 об/мин

Паропоршневой двигатель привода котельных насосов, дымососов, дутьевых вентиляторов с ручным регулированием частоты входной паровой задвижкой

 

Асинхронный* электрогенератор с паровым приводом и регулированием частоты тока входной паровой задвижкой для регулирования частоты вращения котельных насосов, дымососов, дутьевых вентиляторов

Синхронный электрогенератор с паровым приводом стабилизи-рованной частоты 50±0,2 Гц и точнее в том числе при ступенчатом изменении нагрузки, что невозможно для известных способов регулирования любых тепловых двигателей.

Поставка и наладка

Разработка

Поставка и наладка

Разработка

Поставка и наладка

Разработка

кВт

тыс. руб.

млн. руб.

тыс. руб.

млн. руб.

тыс. руб.

млн. руб.

Сумма

Аванс

Сумма

Аванс

Сумма

Аванс

Сумма

Аванс

Сумма

Аванс

Сумма

Аванс

4

30

16

0,9

0,1

50

20

1

0,12

150

60

6

0,6

8

60

33

1,2

0,2

100

40

1,5

0,15

200

60

6

0,6

30

200

75

4

0,5

300

100

4,5

0,6

400

150

9,5

1,2

50

300

90

8

0,8

500

130

9

1

600

200

14

1,5

100

700

300

16

2

1000

600

17

3

1200

800

22

3

* Для мощности 30 и 100 кВт применяется синхронный генератор входящий в состав исходного дизель-генератора. Исполнитель оставляет за собой право заменить синхронный генератор на асинхронный.

 

Создание паропоршневых двигателей предполагается путём конверсии существующих отечественных бензиновых и дизельных двигателей в паропоршневые двигатели. Исполнитель оставляет за собой право изготовить паропоршневой двигатель целиком без использования существующих двигателей. Асинхронные электрогенераторы изготавливаются на базе общепромышленных асинхронных короткозамкнутых электродвигателей.

Работа как по поставке так и по разработке осуществляется поэтапно с авансовым платежом.

Под поставкой и наладкой подразумевается кроме поставки и наладки обучение персонала. В состав поставки входит только эксплуатационная и ремонтная документация. Конструкторская документация в состав поставки не входит.

Под разработкой понимается:

1. Поставка головного образца изделия с демонстрацией его в работе.

2. Передача конструкторской документации.

3. Передача Ноу-Хау.

4. Передача неисключительной лицензии на производство без ограничения по территории продаж и их количества.

Стоимость оплаты за разработку может быть существенно снижена при ограничении использования лицензии, например при изготовлении паропоршневых двигателей и асинхронных электрогенераторов только для собственных нужд предприятий, входящих в холдинг, оплативший разработку.

Цены приведены при заключении договора на разработку с МАИ и при заключении договора на поставку с сотрудничающей с МАИ организацией, например ЗАО «ЛЕССА» г. Королёв Московской области изготовившего совместно с МАИ электрогенератор с приводом от паропоршневого двигателя поставленного в РХТУ им. Д.И. Менделеева и произведшего его наладку на месте установки.

Предложенные здесь паропоршневые двигатели предназначены в первую очередь для котельных, где они устанавливаются параллельно задвижке дросселирующей пар идущий из паровых котлов в бойлер горячей воды. При этом для сохранения тепловой схемы котельной предполагается, что количество тепловой энергии переходящей в механическую невелико и примерно таково, что пар остаётся насыщенным (при дросселировании насыщенного пара задвижкой, он перегревается). При этом коэффициент использования теплоты сгорания топлива приближается к КПД котла, если выходной пар паропоршневого двигателя полезно используется.

Ручное регулирование частоты позволяет подобрать оптимальную частоту вращения вспомогательного оборудования котельных, что даёт эффект аналогичный применению регулируемого электропривода (снижение потребной механической мощности, расхода воды и газа).

Такие паропоршневые двигатели не целесообразно использовать для автономных паросиловых установок.

Научная группа МАИ «Промтеплоэнергетика» готова разрабатывать и поставлять паропоршневые двигатели автономных паросиловых установок и сами установки с давлением перегретого пара 39 кг/см2 и выше, что даёт КПД электрический 20-30%, а при полезном использовании выхлопного пара коэффициент использования теплоты сгорания топлива приближается к КПД котла.

Рассмотрим теперь, что из себя представляет путь создания высокоэффективного ППД с нуля.

При соответствующем финансировании работ представляется возможным создание ППД с высокими параметрами пара, обладающего КПД 35-40%. Не исключено применение парогазового и бинарного цикла работы двигателя, что обеспечит ещё более высокий КПД, практически до теоретического предела тепловой машины - 50%. Наиболее перспективной, здесь мы полностью разделяем мнение изложенное в [58] является схема с бесшатунным механизмом преобразования движения С. С. Баландина. Эта схема позволяет решить вопрос попадания воды в масло и масла в пар, при этом сделать ППД компактным и двухстороннего действия. Тут следует отметить, что первоначально этот механизм был применён в 1935-1936 годах в паровых машинах, а лишь позднее в 1937-1951 годах в созданных под его руководством авиамоторах мощностью до 10000 л. с.

Сейчас также находятся энтузиасты, которые продолжают создавать опытные дизельные и бензиновые двигатели с применением этой схемы.

Также следует подчеркнуть, что эта схема двигателя является находкой для энергетики, так как позволяет создать двигатель с ресурсом в 50 раз большем, чем в обычной тронковой схеме. Теперь обратим внимание на следующий аспект проблемы автономной выработки энергии, это поддержание стабильной частоты тока 50±0,2 Гц (по ГОСТ 13109-87, в который не укладывается ни один регулятор, применяемый на современных двигателях) при изменении внешней нагрузки. Какие варианты здесь существуют.

Первый - это параллельная работа с сетью, да ещё и как это полагается привод вспомогательного оборудования сетевой электроэнергией. В этом случае при отключении сетевой электроэнергии встаёт и наша установка, а при нормальной работе не возможно договориться с АО «… энерго».

Второй - это выпрямление получаемого тока, а затем, через инвертор, его преобразование в переменный ток стабильной частоты. Стоимость электротехнического оборудования при этом составляет 2/3 от стоимости установки и поэтому значительно увеличивает срок окупаемости.

Благодаря работе научной группы МАИ «Промтеплоэнергетика» появилась третья возможность поддержания стабильной частоты тока. Наша группа обладает НОУ-ХАУ, которое позволяет стабилизовать частоту вращения самого двигателя, как бы не менялась внешняя нагрузка. Это НОУ-ХАУ позволяет сделать силовую установку простой, надёжной и дешевой.

Подводя итог вышесказанного можно сказать, что имеется возможность своеобразной модернизации энергетики на базе паропоршневых технологий, в двух направлениях:

1. Применение паропоршневых технологий в котельных, в том числе и водогрейных, что сделает теплоснабжение страны более дешевым и надёжным.

2. Применение паропоршневых двигателей в автономных паросиловых установках для электроснабжения на базе местного топлива и отходов.

 

Практически полный вариант данной статьи опубликован под названием «Какими должны быть котельные» в журнале «Коммунальный комплекс России» в 2009г. №11-12 и в 2010г. №1, №2, №3, №4. Сокращенные варианты этой статьи под разными названиями были опубликованы в авторитетных среди работников ЖКХ журналах «Новости теплоснабжения» в 2002г. №4, №5, №6; «Реформа ЖКХ» в 2005г. №3; «Турбины и дизели» в 2006г. №2, №6; «Энергосбережение» В 2011г. №8, главным редактором которого является П.П.Бирюков зам. мэра Москвы в Правительстве Москвы по вопросам ЖКХ. Вопросы применения ППД в котельных подробно рассмотрены в изданных Московским институтом энергобезопасности и энергосбережения в 2009г. монографии «Обеспечение независимости электро и теплоснабжения России от электрических сетей на базе поршневых технологий» и учебном пособии «Автономное электро и теплоснабжение на базе поршневых технологий» Дубинина В.С. Наши материалы о применении ППД в котельных опубликованы в реферируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК «Промышленная энергетика» 2005г., №9, №10, №11; 2006г., №1; 2007г., №6; 2008г., №7, №8; журнале «Энергосбережение и энергоэфективность» 2010г., №6.

О применении ППД в котельных было доложено на 16 научно-технических конференциях, в том числе в 2001г. на научно-техническом семинаре оборонно-промышленного комплекса Министерства промышленности и науки Московской области на тему «Проблемы энергообеспечения производства», проходившем в г.Юбилейном, где доклад Дубинина В.С. был одобрен и опубликован в журнале «Строительные материалы, оборудование и технологии XXI века» за 2001г., №6, №7. В 2007г. Доклад был сделан на секции «Малая и нетрадиционная энергетика» НТС РАО «ЕЭС России». В 2009г. технический совет ассоциации «Мособлтеплоэнерго» заслушал и принял положительное решение по докладу Дубинина В.С. На XXVIII конференции 2011г. «Москва: проблемы и пути повышения энергоэфективности» было принято решение о публикации доклада Дубинина В.С. и др. в журнале «Энергосбережение» (2011г. №8).

Если вас заинтересовали эти проблемы, то пишите по адресу: 125993, Москва ГСП-3, Волоколамское шоссе, д. 4, МАИ, КТТМ, В.С. Дубинину.

звоните: по телефонам (495)5165325 доб.3161 с 13 до 18, (495) 516-99-28 с 18 до 22 доб.3161, (495) 516-99-28. доб 3161 по субботам

Факс: (499) 158-29-77 (указать КТТМ, Дубинину)

Или на e-mail: promteploenergetika@rambler.ru. Дубинин Вам обязательно позвонит!

Сайт www.entrgodub.ru

 

Список литературы

  1. Семенов В.Г. О реконструкции котельных в ТЭЦ. – Новости теплоснабжения, 2006, №1.

  2. Пульнер И.П. Горячие результаты холодного сезона. – Энергонадзор и энергобезопасность, 2006, №2.

  3. Клименко А.В. Традиционная и нетрадиционная энергетика в обеспечении жизнедеятельности населения самой холодной страны мира. – Новости теплоснабжения, 2002, №2.

  4. Яковлев В. А. О работе предприятий жилищно-коммунального хозяйства в осенне-зимний период 2005-2006 гг. и задачах по подготовке их к работе в осенне-зимний период 2006-2007 гг.. – Новости теплоснабжения, 2006, №6.

  5. Корякин Ю.И. Климат и энергоглобализация – путь к гармонии? – Новости теплоснабжения, 2001, №8.

  6. Санин Г. Бампер государства. – Итоги 8 февраля 2005.

  7. Корецкий А. Через 15 лет все будет по-другому. – Энергетик, 1995, №1.

  8. Колесникова Елена. Программа повышения надежности. – Энергорынок, 2006, №3.

  9. Мариничева Ольга. Как обесточить Америку. – Энергетика и промышленность России, 2006, №4.

  10. Рекомендации участников «круглого стола» «Надежность ЕЭС России». – Энергонадзор и энергобезопасность, 2006, №2.

  11. Семенов В.Г. Проблемы когенерации. – Новости теплоснабжения, 2006, №7.

  12. Силин Виктор. Итоги «ледникового периода». – Энергорынок, 2006, №3

  13. Васильева Алина. Тарифы угрожают энергобезопасности России? – Энергетика и промышленность России, 2006, №4.

  14. Москве не избежать перебоев с электроснабжением. – Энергетика и промышленность России, 2006, №5

  15. Энергетики против промышленников: наказания не избежать? – Главный энергетик, 2006, №4.

  16. Предел прочности. – Энергетика и промышленность России, 2006, №2.

  17. Разоренов Р.Н., Кузнецов С.В. Испытания холодом. – Новости теплоснабжения, 2006, №2.

  18. Суслин Н. И. О проведении энергосберегающих мероприятий на оъектах МУП «Реутовская теплосеть». – Новости теплоснабжения, 2006, №8.

  19. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. – СПб.: «Издательство Деан», 2000.

  20. Шабашев Даниил. Москва нашла ток в канализации. – Главный энергетик, 2006, №1.

  21. Некрасов А. С. Состояние и перспективы развития теплоснабжения в России. – Энергетик, 2004, № 10.

  22. Салихов А.А., Фаткуллин Р.М., Абдрахманов Р.Р., Щаулов В.Ю. Об опыте эксплуатации газопоршневых мини-ТЭЦ ОАО «Башкирэнерго». – Электрические станции, 2003, №11.

  23. Дубинин В.С., Лаврухин К.М. Перспективы использования поршневых машин для децентрализованной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. – Строительные материалы, оборудование и технологии XXI века, 2001, №6,7.

  24. Дубинин В.С., Лаврухин К.М. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных. – Новости теплоснабжения, 2002, №4,5,6.

  25. Михайлец Константин. Уроки холодов. Энергосистема страны остро нуждается в инвестициях. – Энергорынок, 2006, № 3.

  26. Ремезов А.Н. Реформирование ТЭК города Москвы. – Энергонадзор и энергобезопасность, 2006, №2.

  27. Дубинин В.С. Сопоставление систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения в современных условиях России. Часть 1. – Промышленная энергетика , 2005, №9.

  28. Березинец П.А. Обоснование целесообразности реконструкции котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных установок. – Новости теплоснабжения, 2006, №6.

  29. Совершенствование топливного баланса тепловых электростанций России – настоятельное требование времени. – Энергетик, 2004, №1.

  30. Федоров А.И., Овчинников В.А. Опыт перевода водогрейных котлов типа ПТМ-30М и КВГМ в пароводогрейный режим с выработкой пара и горячей воды в одном агрегате. – Промышленная энергетика, 1999, №1.

  31. Верес А.А. Бузников Е.Ф. Перевод башенных водогрейных котлов ПТВМ-50, ПТВМ-100 в комбинированный пароводогрейный режим. – Промышленная энергетика, 1998, №9.

  32. Российские энергоэффективные технологии. Энергоэффективные технологии производства электроэнергии. Технология ТУРБОКОН. Выпуск 1. Москва, 2001.

  33. Титов Д.П., Дубинин В.С., Лаврухин К.М. Паровым машинам быть! – Промышленная энергетика, 2006, №1.

  34. Мунц В.А., Филипповский Н.Ф., Степин С.М., Сысков С.Л., Лекопцева Ю.Г. Модернизация существующих производственных котельных в мини-ТЭЦ. – Новости теплоснабжения, 2005, №4

  35. Пакшин А.В., Каримов З.Ф. Эффективность реконструкции пароводогрейной котельной в мини- ТЭЦ. – Промышленная энергетика, 2004, №10.

  36. Боровков В.М., Бородина О.А. Паровая винтовая машина для использования в малой энергетике. – Новости теплоснабжения, 2006, №2.

  37. Левин Б. И., Степина Е.М. Комбинированные источники теплоснабжения на базе паровых и пароводогрейных котельных. – Новости теплоснабжения, 2002, №6.

  38. Салов В.Р., Яблоков Л.Д. Паровой турбогенератор для мини-ТЭЦ мощностью 300 кВт. – Промышленная энергетика, 2006, №5

  39. Федоров В.А. Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций. – Теплоэнергетика, 2000, №1.

  40. Сыромятников С. П. Тепловой процесс паровоза. – Издательство академии наук СССР М. 1955.

  41. Зубов И. В., Чистович А. С., Мануилов А.Ф. Распределенная когенерация на муниципальных котельных. – Новости теплоснабжения, 2004, №10.

  42. Супрунов А.Е. Тариф на присоединение к сетям ОАО «Мосэнерго» увеличен в 200 раз. – Промышленный вестник, 2005, №1.

  43. Юдина Людмила. Энергетики возьмут деньгами. – Трибуна, 22 сентября 2006, №37.

  44. Щелоков Я.М, Распределенная энергетика. – Новости теплоснабжения, 2004, №3.

  45. Внуков А.К. Эксплуатация промышленных и коммунальных котлов при пониженных давлениях. – Новости теплоснабжения, 2004, №9.

  46. Дуббель Г. Конструированiе и расчетъ паровыхъ машинъ. – С.-Петербургъ, издание А.С. Суворина, 1907.

  47. Жигалов В.А. Паровая машина это актуально! – Промышленная энергетика, 2003, №7.

  48. Жигалов В.А. Руководство к использованию поршневых паровых машин. – Промышленная энергетика, 2005, №6.

  49. Жигалов В.А. Малая тепловая электростанция это реально! – Новости теплоснабжения, 2006, №1.

  50. Дизель УД-6, описание и руководство по эксплуатации. – М. В/О «Энергомашэкспорт».

  51. Ельнев А.В. Краткий справочник по сельхозмашинам. – Сельхозгиз, 1957.

  52. Машины и орудия для лесохозяйственных работ (справочник). Москва, 1958.

  53. Дузь П. Паровой двигатель в авиации. – НКАП СССР, М. Л. Оборонгиз, 1939.

  54. Ульянов И. Е., Дубинин В.С., Квачев В.Н., Головченко Ю.А., Лаврухин К.М. Способ работы поршневого двигателя и поршневой двигатель. Авт. Свид.№1753001 А1, приор. 19.07.89, опубл. 07.08.98. Бюл. №29.

  55. Дьяченко Н. Х. ред. Теория двигателей внутреннего сгорания. Рабочие процессы. Л. Машиностроение, 1974.

  56. Иноземцев Н.Н. Тепловые двигатели. НКАП оборонгиз, 1945.

  57. Хлебалин Ю.М. Модернизация ТЭЦ с турбинами Р-100-130/15 и Т-70/110-1,6.

  58. Некрасов В.Г. К вопросу о применении паровых машин. – Промышленная энергетика, 2004, №7.

  59. Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П. Перспективы применения паропоршневых двигателей для привода вспомогательного оборудования котельных. – Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика 2003» 11-14 ноября 2003 г., г. Обнинск.

  60. Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П. Роль паропоршневых двигателей в реформировании энергетики России. – Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика 2004» 11-14 октября 2004 г., г. Москва.

  61. Дубинин В.С. Сопоставление систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения в современных условиях России. Часть 3. – Промышленная энергетика , 2005, №11.

Информация для сайта

Наша борьба за то чтобы Россия не замерзла от перерывов электроснабжения котельных из-за климатических явлений (актуальность этой проблемы видна из статьи размещенной на сайте: «Котельные России должны работать независимо от центральных сетей электроснабжения»), уже имеет достаточно длительную историю. В 2011г. был заключен договор с ОАО «Теплосеть »(г. Королев) на работу «Изготовление, монтаж и наладка паропоршневого двигателя привода электрогенератора» . Был успешно выполнен этап №1 . «Разработка электрогенератора с паровым приводом, обоснование расположения ППД в тепловой схеме котельной». Кроме этого в рамках второго этапа были проведены испытания одноцилиндрового отсека ППД, получена мощность на лампах накаливания 2,13 кВт при работе на пароводяной смеси. Это примерно 3 кВт на валу ППД, т. к. был использован самодельный асинхронный электрогенератор с низким КПД. ППД был получен конвертацией одноцилиндрового бензинового двигателя мощностью 2 кВт. Несмотря на это, в результате 3-х кратной смены администрации г. Королёв и руководства ОАО «Теплосеть» работы в котельной были прекращены. Ниже приводится часть переписки с администрацией г. Королев.

Но наша пятилетняя борьба увенчалась успехом благодаря работе в последнее время молодых сотрудников объединенной научной группы «Промтеплоэнергетика» Пахомова Д.В. (20лет), Шкарупы С.О. (28 лет) с Советом молодых ученых и специалистов г. Королев (Шкарупа С.О. его член) и Комиссии общественной палаты г. Королев по науке и образованию. Мы успешно продолжаем прерванные пять лет тому назад испытания паропоршневого двигателя в котельной «Текстильщик» . В конце этого текста приводится договор о партнерской деятельности с ОАО «Теплосеть» и часть технической справки о первых результатах этих испытаний.

 

На это письмо ответа не было.

 


Реферат

Техническая справка 31 с., 2 рис., 5 табл.

ПАРОПОРШНЕВОЙ ДВИГАТЕЛЬ, ИСПЫТАНИЯ, ПАРОВОДЯНАЯ СМЕСЬ, АСИНХРОННЫЙ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАТОР, ПАРОВАЯ КОТЕЛЬНАЯ

Обьектом исследования является одноцилиндровый отсек паропоршневого двигателя (ППД), полученный конвертацией в ППД одноцилиндрового четырехтактного бензинового двигателя УД1 с рабочим объемом цилиндра 300 см3.

Цель работы – создание ППД способного работать на пароводяной смеси, которую вырабатывают паровые котлы Бийского котельного завода при отсутствии пароперегревателя и работе при давлениях пара существенно ниже номинальных 13 кг/см2 манометрических.

В процессе работы проводились экспериментальные исследования одноцилиндрового отсека ППД приводящего асинхронный электрогенератор. Определялись его силовые параметры при давлении пара 8 кг/см2 и ниже. Исследовалась система обеспечивающая снижение концентрации сконденсировавшейся в картерном масле воды до допустимого предела.

В результате исследования впервые была подтверждена возможность работы ППД специальной конструкции на пароводяной смеси в течение 6 часов после которой концентрация воды в масле не превышала 2%.

Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели: одноцилиндровый отсек ППД получен путем конвертации одноцилиндрового ДВС УД1 в ППД, что создает перспективы создания двухцилиндрового ППД путем конвертации двухцилиндрового ДВС УД2 в ППД с использованием полученных конструктивных решений на одноцилиндровом отсеке ППД и получения четырехцилиндрового ППД путем соединения двух двухцилиндровых ППД. На одноцилиндровом отсеке ППД получена мощность 2,18 кВт на лампах накаливания, запитываемых от асинхронного электрогенератора, приводимого одноцилиндровым отсеком ППД, при давлении пароводяной смеси 7,4 кг/см2 манометрических.

Степень внедрения – создана экспериментальная установка и проведены предварительные испытания одноцилиндрового отсека ППД.

Эффективность ППД предполагаемого к созданию определяется перспективой работы паровых котельных и водогрейных котельных, имеющих паровые котлы не зависимо от теряющих надежность централизованных электросетей.


Содержание:

Введение…………………………………………………………………………………...6

  1. Экспериментальная установка и результаты экспериментов………………………9

    1. Экспериментальная установка……………………………………………………9

    2. Силовая часть экспериментов…………………………………………………...10

    3. Составляющая экспериментов, посвященная масляной системе ППД……………………………………………………………………………….15

Заключение…………………………………………………….…………………………30

Список литературы………………………………………………………………………31


Введение

Работа по паропоршневому двигателю (ППД) проводилась по договору о партнерской деятельности № 12 от 25 марта 2016 г. между ООО «Энергокрафт» и ОАО «Теплосеть» (г. Королев), ранее в 2011 г. проводилась работа ООО «Новая Энергия» по договору № 11 от 09.06.2011 с ОАО «Теплосеть», практически той же командой был успешно выполнен 1 этап работы объемом 400 тыс. руб.. В результате была разработана изготовлена и смонтирована экспериментальная установка в котельной «Текстильщик», расположенной по адресу г. Королев ул. Молодежная д.10 [1]. Кроме того, для этих работ привлекались средства Государственного фонда содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере по программе «УМНИК» (грантополучатель М.К. Лаврухин, договор (соглашение ) 7382р/10252 от 28.12.09, объемом 170 тыс. руб., первый год; договор (соглашение ) 9428р/14161 от 06.06.11 объемом 170 тыс. руб. второй год ) по проекту «Разработка действующего макета паропоршневого двигателя для систем автономной работы от центральных электросетей котельных России». В связи с трехкратной сменой администрации города и руководства ОАО «Теплосеть» работы в котельной были прекращены, не смотря на то, что в результате работы по наладке ППД, которые были предусмотрены этапом № 2, были получены первые положительные результаты работы ППД на пароводяной смеси. Однако, работа по совершенствованию ППД была продолжена по программе «СТАРТ» упомянутого фонда по контракту 10028р/7019 от 01.02.12 объемом 1 млн. руб. и успешно завершена при использовании сверхмалых расходов пара для продувки физических моделей головки цилиндра (грантополучатель ген. директор ООО «Энергокрафт» К.М. Лаврухин ) по проекту «Разработка паропоршневого двигателя для систем автономной работы от центральных электросетей котельных России».

Объектом исследования является одноцилиндровый отсек паропоршневого двигателя (ППД), полученный конвертацией в ППД одноцилиндрового четырехтактного бензинового двигателя УД1 с рабочим объемом цилиндра 300 см3.

Цель работы – создание ППД способного работать на пароводяной смеси, которую вырабатывают паровые котлы Бийского котельного завода при отсутствии пароперегревателя и работе при давлениях пара существенно ниже номинальных 13 кг/см2 манометрических.

В процессе работы проводились экспериментальные исследования одноцилиндрового отсека ППД, приводящего асинхронный электрогенератор. Определялись его силовые параметры при давлении пара 8 кг/см2 и ниже. Исследовалась система обеспечивающая снижение концентрации сконденсировавшейся в картерном масле воды до допустимого предела.

В результате исследования впервые была подтверждена возможность работы ППД специальной конструкции на пароводяной смеси в течение 6 часов после которой концентрация воды в масле не превышала 2 %.

Основные конструктивные и технико-эксплуатационные показатели: одноцилиндровый отсек ППД получен путем конвертации одноцилиндрового ДВС УД1 в ППД, что создает перспективы создания двухцилиндрового ППД путем конвертации двухцилиндрового ДВС УД2 в ППД с использованием полученных конструктивных решений на одноцилиндровом отсеке ППД и получения четырехцилиндрового ППД путем соединения двух двухцилиндровых ППД. На одноцилиндровом отсеке ППД получена мощность 2,18 кВт на лампах накаливания, запитываемых от асинхронного электрогенератора, приводимого одноцилиндровым отсеком ППД, при давлении пароводяной смеси 7,4 кг/см2 манометрических.

Степень внедрения – создана экспериментальная установка и проведены предварительные испытания одноцилиндрового отсека ППД.

Эффективность ППД предполагаемого к созданию определяется перспективой работы паровых котельных и водогрейных котельных, имеющих паровые котлы не зависимо от теряющих надежность централизованных электросетей.

После прохождения инструктажа по Т.Б, начались работы в котельной, а эксперименты начались 21 апреля 2016 г., после модернизации трубопровода отвода пара от контрольного сопла, используемого для ориентировочного визуального контроля содержания воды в пароводяной смеси и при прогреве подводящих к ППД паропроводов. Это было необходимо, т. к. сброс упомянутого пара в канал, расположенный вне здания котельной стал невозможен, в связи с тем, что за 5 прошедших лет там были размещены трубопроводы из пластмассы. Другим изменением экспериментальной установки по сравнению с 2011 г. было приобретения и монтаж вентилятора охлаждения электрогенератора и его кожуха. Это было необходимо для проведения экспериментов по длительной работе ППД, приводящего электрогенератор. Монтаж кожуха потребовал переделки выхлопного патрубка ППД.

Упрощенная система пароснабжения экспериментальной установки пока не предусматривает ее включение в тепловую схему котельной и позволяет проводить эксперименты только на паре вырабатываемом паровым котлом ДКВР-10-13 № 1 . Этот котел, как правило, работает только в отопительный сезон и нам повезло, что он был потушен после его окончания 17 мая 2016 г. В связи с этим, для получения экспериментальных данных необходимых для дальнейшей доработки экспериментальной установки уже вне отопительного сезона, работа проводилась в условиях дефицита времени. Финансовое обеспечение для приобретения необходимых комплектующих изделий и их изготовления осуществлялось Д.В. Пахомовым, грантополучателем программы «УМНИК» (Договор (Соглашение) о предоставлении гранта № 7309ГУ/2015 от 08.09.2015 г. объемом 200 тыс. руб.) по проекту “Разработка паропоршневого двигателя для котельных”. К работе в котельной привлекались сотрудники объединенной научной группы «Промтеплоэнергетика» на общественных началах, в связи с чем их количество было ограниченным при проведении экспериментов, поэтому не удавалось провести замер параметров одновременно (обычно это делается группой 4-5 чел. по команде «Замер!») и фиксировались только параметры необходимые для анализа целевых результатов. Полный протокол испытаний отображен в таблицах № 1 и № 2. При этом «-» означает, что в данном эксперименте этот параметр не существовал, а «н/д» означает «нет данных» , то есть этот параметр измерялся , но не был зафиксирован по причинам изложенным выше.

1. Экспериментальная установка и результаты экспериментов.

1.1. Экспериментальная установка

Экспериментальная установка, рис. 1, включает в себя одноцилиндровый отсек ППД, рис. 2, приводящий асинхронный электрогенератор, щит управления и приборов и блок ламп накаливания в качестве нагрузки.

Рис.1. Экспериментальная установка для испытаний ППД.

Рис. 2 Одноцилиндровый отсек ППД соединенный с асинхронным электрогенератором.

Одноцилиндровый отсек ППД получен конвертацией в ППД одноцилиндрового четырехтактного бензинового двигателя воздушного охлаждения УД-1, рабочим объемом 300 см3 . Асинхронный электрогенератор, входящий в состав экспериментальной установки получен конвертацией асинхронного короткозамкнутого электродвигателя путем присоединения к нему конденсаторной батареи. Известно, что такой электрогенератор имеет низкий КПД. По некоторым оценкам мощность на коленчатом валу может в 1,5 и более раз превышать мощность на лампах накаливания. Мощность на лампах накаливания определялась по электросчетчику, входящему в состав щита управления и приборов. Его диск при пропуске электроэнергии 1 кВт*час должен совершить 100 оборотов. Таким образом, при мощности 1 кВт диск счетчика будет совершать 1 оборот за 36 секунд. Время 5 оборотов диска счетчика замерялось по секундомеру и по этой величине подсчитывалась мощность.

1.2. Силовая часть экспериментов

Результаты определения мощности и других силовых величин

сведены в таблицу 1.

Таблица 1

Протокол испытаний паропоршневого двигателя в котельной «Текстильщик» апрель – май 2016 года. Часть1 вопросы мощности и давления пара.

Дата

Время

P коллек-тора маном.

P котла маном.

N

по эл. счет-чику

N

Напряжение

Лампы в работе

n

 

f

t

масла

Примечания

ч.м.г.

ч:мин

кг/см2

кг/см2

кВт

В

Количество * мощность

об/мин

Гц

град. 0С

 

21.04.16

12

6,8

7,5

-

-

-

-

 

-

-

28

Продувка

25.04.16

13:38

7,1

7,5

н/д

210

205

210

3*25+200+150+200+3*200+3*300

н/д

н/д

93

 

25.04.16

13:45

н/д

7,2

2,06

215

217

220

200+150+200+3*200+3*300

1300

42

95

 

25.04.16

13:52

7,17

7,2

1,98

н/д

н/д

н/д

200+150+200+3*200+3*300

н/д

н/д

91

 

25.04.16

15:20

6,8

7,6

1,8

205

210

210

200+150+200+3*200+3*300

1310

42

94

 

04.05.16

15:30

7,7

8,2

2,06

225

225

230

200+150+200+3*200+3*300

1350

43

90

 

04.05.16

16:30

7,6

н/д

2,1

220

220

225

200+150+200+3*200+3*300

1450

42

89

 

04.05.16

17:00

7,7

н/д

2,1

220

220

225

200+150+200+3*200+3*300

1400

42,5

88-89

 

11.05.16

14:00

7

7,5

1,99

210

210

210

200+150+200+3*200+3*300

1310

40

94

 

11.05.16

15:15

7,5

н/д

2,12

220

225

228

200+150+200+3*200+3*300

1400

42

90

 

11.05.16

15:40

7,4

н/д

2,18

220

220

225

200+150+200+3*200+3*300

1460

42

90

 

15.05.16

20:20

7,4

7,9

2,09

215

220

225

200+150+200+3*200+3*300

 

42

88

 

15.05.16

21:09

7,6

8,1

1,95

225

225

230

200+150+200+3*200+3*300

1400

н/д

94

 

15.05.16

21:30

7,3

н/д

1,94

220

225

225

200+150+200+3*200+3*300

1400

н/д

95

 

15.05.16

22:00

7,6

8

1,93

220

225

230

200+150+200+3*200+3*300

1400

н/д

76

 

16.05.16

12:55

7,4

8

1,96

220

225

225

200+150+200+3*200+3*300

1400

41

93

 

16.05.16

14:00

7,4

8

2

220

220

225

200+150+200+3*200+3*300

1300

42

92

 

16.05.16

15:00

7,4

8

2

220

220

225

200+150+200+3*200+3*300

1400

42

93

 

16.05.16

16:00

7,4

8

2,01

225

225

230

200+150+200+3*200+3*300

1400

42

94

 

16.05.16

16:30

7,3

7,8

1,95

220

225

225

200+150+200+3*200+3*300

1460

42

95

 

16.05.16

17:00

7,7

8,3

2,08

230

230

235

200+150+200+3*200+3*300

1600

43

98

 

16.05.16

17:35

7,7

8,2

2,07

230

230

235

200+150+200+3*200+3*300

1540

43

98

 

16.05.16

20:05

7,7

8,1

2,02

230

230

235

200+150+200+3*200+3*300

1430

н/д

98

2-й запуск 16.05.16

16.05.16

21:00

7,8

н/д

2,06

230

230

240

200+150+200+3*200+3*300+25

1430

н/д

94

2-й запуск 16.05.16

Работа при потушенном котле

17.05.16

8:40

4,2

5

1,08

150

155

155

200+150+200+3*200+3*300

1280

38

75

 

17.05.16

9:30

н/д

4,75

0,93

н/д

н/д

н/д

200+150+200+3*200+3*300

1220

38

88

 

17.05.16

10:00

3,4

4

0,88

128

125

123

200+150+200+3*200+3*300

1200

37

88

 

17.05.16

10:30

н/д

2,8

0,7

н/д

н/д

н/д

200+150+200+3*200+3*300

1200

36

85

 

17.05.16

11:00

2,2

н/д

0,54

н/д

н/д

н/д

200+150+200+3*200+3*300

1250

36,5

88

 

17.05.16

11:30

1,8

н/д

-

60

60

60

200+150+200+3*200+3*300

1137

38

н/д

 

17.05.16

11:37

Начались колебания напряжения, приведшие к потере возбуждения и выклюению ламп

17.05.16

11:37

н/д

н/д

0

0

0

0

Лампы выключены

2550

0

 

Частота вращения холостого хода

17.05.16

11:42

1,8

2,3

0,36

н/д

н/д

н/д

200+150+200

1150

33

88

 

17.05.16

12:30

1,2

2

Диск стоит

н/д

н/д

н/д

200+150+200

1100

н/д

85

 

17.05.16

13:00

0,9

 

Диск стоит

н/д

н/д

н/д

200+150+200

1000

н/д

80

 

17.05.16

13:15

0,6

1,5

Диск стоит

н/д

н/д

н/д

200+150+200

1040

 

 

 

17.05.16

13:20

0,6

1,5

Диск стоит

н/д

н/д

н/д

200+150+200

1100

 

 

 

17.05.16

13:30

0,5

1,2

Диск стоит

 

 

 

Лампы выключены

900

 

 

 

17.05.16

13:40

0,3

1

Диск стоит

 

 

 

Лампы выключены

800

 

 

 

17.05.16

13:50

0,25

н/д

Диск стоит

 

 

 

Лампы выключены

750

 

 

 

17.05.16

14:00

0,2

н/д

Диск стоит

 

 

 

Лампы выключены

500

 

 

 

17.05.16

14:05

Ниже возможностей замера

н/д

 

 

 

 

Лампы выключены

400

 

 

 

17.05.16

14:09

Самопроизвольный останов ППД

Из таблицы 1 видно, что максимальная мощность 2,18 кВт была получена 11.05.16 в 15 час. 40 мин. при давлении пароводяной смеси в коллекторе ППД 7,4 кг/см2 манометрических, при этом горели лампы накаливания суммарной мощностью 2,05 кВт. Это примерно тот же результат, что и в 2011 г. (2,13 кВт по электросчетчику).

Для имитации аварийной ситуации 17.05.16 был осуществлен запуск ППД на пароводяной смеси от уже потушенного парового котла № 1. Запуск ППД был произведен в 8 час. 40 мин. при давлении в котле всего 5 кг/см2 манометрических, а на коллекторе ППД 4,2 кг/см2 манометрических (котел обычно работал с давлением 7,5-8 кг/см2 манометрических). Мощность на лампах накаливания при этом составила 1,08 кВт сразу после запуска и падала в связи с падением давления в котле. Она упала до 0,54 кВт при давлении в коллекторе ППД 2,2 кг/см2 манометрических на 11 час. 00 мин. Таким образом, ППД с электрогенератором устойчиво работал 2 часа 20 минут. Дальнейшие особенности его работы видны из таблицы 1.

1.3. Составляющая экспериментов посвященная масляной системе ППД

Протокол этой части экспериментов представлен в таблице 2.

Дальнейший текст раздела 1.3. содержит Ноу-хау и здесь не приводится.

У дизелей обычно не менее 3 компрессионных поршневых колец, в то время как исходный УД1 имеет их только 2. Поэтому этот результат испытаний можно считать удачным. Известно, что расход масла на угар для дизелей в 4 – 8 раз больше чем на слив, при его замене. Учитывая более низкие параметры рабочего тела ППД (не более 8-ми кг/см2 и 174, 5 °С) от слива масла можно отказаться и создать автоматическую систему пополнения масла. Это позволит проводить тех. обслуживание ППД раз в год (заливка масла в емкость). Это решение известно, в [4] описаны маломощные газопоршневые двигатели системы анодной защиты газопроводов, работающие год без тех. обслуживания, где применена такая система.

Заключение

В результате проведенных в котельной «Текстильщик» с 21 мая по 17 июня 2016 г. предварительных экспериментов по работе одноцилиндрового отсека ППД была подтверждена возможность работы ППД специальной конструкции на пароводяной смеси. Получена мощность на лампах накаливания, запитываемых от асинхронного электрогенератора с низким КПД приводимым ППД 2,18 кВт при давлении пароводяной смеси 7,4 кг/см2 манометрических. Это означает мощность на коленчатом валу в районе 3 кВт и создает перспективу получения 12 кВт от 4-ех цилиндрового ППД с той же конструкцией цилиндропоршневой группы (исходные два 2-ух цилиндровых ДВС УД2).

Для имитации аварийной ситуации был проведен эксперимент по запуску и работе ППД на пароводяной смеси от уже потушенного парового котла, когда давление пара в нем составляло уже всего 5 кг/см2 манометрических, а давление в коллекторе ППД 4,2 кг/см2 манометрических. ППД устойчиво работал 2 часа 20 минут, при этом мощность на лампах накаливания падала с 1,08 кВт до 0,54 кВт, а давление пароводяной смеси на коллекторе ППД падало от 4,2 кг/см2 манометрических до 2,2 кг/см2 манометрических. Это показывает перспективу использования ППД как резервного источника электроэнергии, однако, опробованная система снижения конденсата воды в масле до допустимых пределов в этом случае не работала и конденсата в картере было 1,94 литра, что очень много. В тоже время аварии ППД не произошло и в экстренных случаях такое использование ППД возможно.

В процессе испытаний и доводки ППД реально решена такая проблема для ППД созданного на базе тронкового поршневого двигателя, как конденсат воды в смазочном масле картера одним из 5-ти теоретически известным авторам способов. При этом верхний предел расхода смазочного масла оказался на уровне расхода масла на угар отечественных дизелей. Это при применении автоматической системы пополнения масла в картере создает перспективу создания ППД не требующих технического облуживания в течении года.

Для установления расхода смазочного масла имеющимися средствами контроля требуются эксперименты большей продолжительности, например 100 часовые. Дальнейшие работы, которые начнутся с запуска котла № 1 с начала отопительного сезона 2016/2017 года, кроме длительных испытаний одноцилиндрового отсека ППД буду направлены на создание системы стабилизации частоты его вращения при изменении нагрузки.

Предполагается до начала этих испытаний произвести герметизацию обоих люков картера с помощью герметика Loctite, SI 5699 предназначенного для герметизации люков, выполненных штамповкой и прилегающих к картеру с зазором до 0,5 мм. Это, вероятно, исключит утечки масла, что будет способствовать более точному определению его расхода.

Список литературы

  1. Аннотационная справка ООО «Новая энергия». Изготовление, монтаж и наладка паропоршневого двигателя привода электрогенератора. Этап №1. Разработка электрогенератора с паровым приводом, обоснование расположения ППД в тепловой схеме котельной. Тема № 11. Руководитель работы В.С. Дубинин, отв. исполнитель М.К. Лаврухин. Москва, 2011. — 35 с.
  2. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. — М: Энергоатомиздат, 1989. — 488 с.
  3. Микутенок Ю.А., Шикаренко В.А., Резников В.Д. Смазочные системы дизелей ­­— Л: Машиностроение, 1986.—125 с., ил.
  4. Коллеров Л. К., Газовые двигатели поршневого типа, 2 изд., Л: Машиностроение, 1968. — 248 с.
Файлы: