CC BY
643
= 10 Энергобезопасность в документах и фактах
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
Рубрику ведет В.М. Аванесов,
заведующий кафедрой "Энергетика и энергосбережение" Московского института энергобезопасности и энергосбережения, кандидат технических наук, доцент
Мини-ТЭЦ как надёжное средство решения проблемы энергообеспечения
1. Состояние энергообеспечения в России
Россия является четвертым по величине как потребителем, так и производителем электроэнергии в мире, уступая только США, Китаю и Японии. Однако в последнее время в связи с достаточно активным ростом промышленности и высокой изношенностью оборудования существующих электростанций страна явно испытывает дефицит электроэнергии. Наиболее остро эта проблема возникла зимой 2006 года, когда из-за сильных, продолжительных морозов и, как следствие, резкого увеличения потребления электроэнергии, возникла серьезная угроза перегрузки энергосистем страны, которую смогли несколько уменьшить лишь директивными отключениями многих промышленных и непромышленных объектов страны, а также вводом ограничений на подачу электроэнергии потребителям.
Достаточно остро стоит вопрос энергоснабжения последние несколько лет. Объем энергии, который сегодня необходим потребителям, достиг 5 % от совокупной генерации энергии структурами РАО "ЕЭС России". Дефицит измеряется в гигаваттах, а отклоненных заявок на подключение к электрическим сетям становится все больше. В 2004 году, например, было принято лишь 32 % заявок. В 2005 году - лишь 21 %. В 2006 году было удовлетворено лишь 16 %, а в 2007 году эта цифра по прогнозам составит 10 %. Такими темпами в ближайшие два-
три года нас ожидает полное прекращение подключений новых потребителей. По заявлению одного из членов правления РАО "ЕЭС России", в наступившем 2007 году девять из десяти новых промышленных потребителей, подавших заявки на подключение к электросетям, энергии не получат, её просто не хватит на всех. Оборудование подстанций выработало свои гарантийные сроки, кабельные линии требуют замены, т.е. вероятность отказов и аварий очень велика.
Нехватка электроэнергии носит системный характер, а число непринятых заявок растет с каждым годом. Сложившаяся ситуация имеет самые серьезные макроэкономические последствия, так как новые потребители не могут вносить свою лепту в рост ВВП страны, что тем самым в значительной мере тормозит развитие экономики страны. Из-за сложности подключения к энергосетям под угрозой находится и реализация одного из основных национальных проектов - жилищного. Проблемой является и обеспечение должного качества электроэнергии. Уже сейчас в вечернее время во многих городах и пригородах напряжение в электросети фазным напряжением 220 В колеблется на уровне 180 В, при нормально допустимом отклонении - 5%.
При выработке электроэнергии доля газа в топливном балансе сегодня составляет около 65 %. Однако используемые на сегодня способы транспортирования, преобразования и потребления энергии
добываемого газового топлива имеют слишком низкий КПД.
При транспортировки газа до ТЭЦ (ТЭС), по экспертным оценкам, энергозатраты на обеспечение перекачки газа на тысячикилометровые расстояния эквивалентны потерям 20 % энергии перекачиваемого газа (КПД = 80%). Во время сжигания газа на ТЭЦ и выработки электрической и тепловой энергии в лучшем случае КПД ТЭЦ составляют 70 %. В целом по России средний КПД ТЭЦ с учетом расходов энергии на собственные нужды составляет не более 50 %. При доставке энергии предприятиям по протяженным теплотрассам с плохой изоляцией, протечками, авариями и плохим регулированием теряется от 20 до 40 % энергии. В целом при доставки энергии потребителю КПД = 75 %. Передача электроэнергии на большие расстояния с многочисленными преобразованиями по напряжению приводит к потерям не менее 10 % электроэнергии.
Таким образом, если принять энергию газового топлива на этапе добычи за 100 %, то в итоге полезно используется только порядка 15 % этой энергии.
Решить перечисленные проблемы только силами РАО "ЕЭС России" практически невозможно в связи с необходимостью колоссальных капиталовложений и в строительство новых электростанций, и в реконструкцию и модернизацию существующих в масштабах общей инфраструктуры.
Поэтому представляется целесообразным подключить к решению поставленных задач и самих потребителей электрической энергии, привлекая их, прежде всего, к инвестированию в строительство объектов малой энергетики.
Согласно мировой практике, к малой энергетике в настоящее время принято относить энергетические установки для выработки электрической энергии единичной мощностью до 10 МВт и теплогенерирующие установки единичной производительностью до 5 Гкал/ч [1].
Сегодня в России малая электроэнергетика - это порядка 8% от общей установленной мощности всех электростанций, которая составляет около 50 тысяч различных электростанций суммарной мощностью 17000 МВт. Производство тепла мини-котельными, которых в нашей стране насчитывается порядка 200 тысяч [1], достигает 26% от общего производства тепла в России.
Несмотря на незначительную долю малой энергетики в общем энергобалансе страны, её значимость исключительно велика. Около 50 - 70% территории нашей страны не имеют централизованного электроснабжения. Территория, не охваченная централизованным теплоснабжением, ещё больше. На этой территории проживает более 20 млн. человек и располагаются важные для государства объекты. Мощность этих энергопотребителей достаточно невелика и строительство крупных ТЭЦ (ТЭС, котельных, ЛЭП) является экономически невыгодным. Жизнедеятельность на этих территориях обеспечивается изолированными системами децентрализованного энергоснабжения (СДЭ).
Основными функциональными элементами СДЭ являются автономные источники энергии (АИЭ), которые характеризуются следующими особенностями [1]:
• ограниченная мощность потребителей, которая составляет от нескольких десятков кВт до нескольких МВт; мощность АИЭ соизмерима с мощностью потребителей энергосистемы;
• функционирование АИЭ с резкопеременными суточными и сезонными электрическими и тепловыми нагрузками, согласно графиков потребителей;
• как правило, преобладание доли тепловой нагрузки над электрической нагрузкой, что обусловливает более высокую долю источников теплоты в системе;
• функционирование подавляющего большинства существующих АИЭ на малых нагрузках в нерасчетных, неэкономических режимах работы из-за сокращения в последнее время потребителей;
• сложности с доставкой топлива на объекты децентрализованного энергоснабжения;
В России в настоящее время автономные источники электрической энергии (АИЭЭ) используются, как правило, на базе поршневых двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Среди них преобладают дизельные энергетические установки. Такое широкое применение они заслужили благодаря относительно высокому коэффициенту использования топлива, быстроте пуска, малым удельным расходам воды на охлаждение двигателя, компактности и малой потребности в строительных объёмах.
Однако на сегодняшний день на объектах малой энергетики используется морально и физически устаревшее оборудование, которое уступает не только современным западным аналогам, но и отечественным.
Данные установки работают неэффективно, имеет место высокий перерасход топлива и масла, частые отказы по различным причинам. Из-за низкой топливной экономичности значение коэффициента использования теплоты сгорания топлива составляет не более 25%. Никаких мероприятий по энергосбережению не проводится. Отходящая теплота отработавших газов и охлаждающей жидкости полезно не используется и выбрасывается в атмосферу. Как правило, на этих же объектах для систем отопления используются автономные котельные на твердом топливе.
В большинстве населенных пунктов в районах децентрализованного энергоснабжения преобладает малоэтажная застройка и индивидуальное печное отопление. Для теплоснабжения административных, производственных и жилых многоэтажных зданий в качестве автономных источников теплоты (АИТ) используются теплогенерирующие установки -котельные, которые расположены в центрах тепловых нагрузок и связаны с потребителями теплосетями, как правило, двухтрубного исполнения [1].
В котельных установках сжигаются различные виды углеводородного топлива: жидкое (в основном мазут, реже дизельное) и твердое (различные виды углей, как правило, низкосортных).
аетавгоша
= 12
Энергобезопасность в документах и фактах
Водоподготовка в котельных, как правило, не применяется. Поэтому котлы работают со значительными отложениями накипи, что приводит к снижению тепловой экономичности работы на 5-10%.
Практически все котельные уже превысили свой расчётных срок службы и ежегодно требуют все больше средств на поддержание в рабочем состоянии.
Таким образом, подавляющее большинство существующих автономных источников энергии имеет устаревшее оборудование, которое функционирует на неэкономичных режимах, что существенно снижает эффективность энергосистем в целом.
Современная мировая практика энергообеспечения свидетельствует о значительном интересе к автономным источникам энергии на базе возобновляемых источников энергии.
2. Основные направления развития малой энергетики
К промышленно освоенным системам малой энергетики на основе возобновляемых источников относятся в первую очередь малые и мини-гидроэлектростанции и солнечные батареи
Интерес к малой гидроэнергетике связан с тем, что она является сектором экологически чистой возобновляемой энергетики, обеспечивающей устойчивое локальное электроснабжение и, в отличие от крупных ГЭС, не представляет угрозы для местных экосистем. Не менее важным является то, что для строительства малых и микроГЭС требуется гораздо меньше финансовых ресурсов, чем при сооружении крупных объёктов гидроэнергетики.
Малые реки - наиболее распространённый вид водных объектов на Земле, большинство из них -верхние звенья и истоки крупных рек. Из 3 млн. рек на территории бывшего СССР 2,9 млн. - малые реки, 94 % длины речной сети России - малые водостоки. Гидроэлектростанции на малых реках сыграли большую роль в восстановлении народного хозяйства после войны. Однако в середине 50-х годов интерес к малой гидроэнергетике угас с началом крупного энергетического строительства и созданием единой энергетической системы страны. Большинство существовавших мини-ГЭС были разукомплектованы, прекратилось проектирование, строительство, изготовление оборудования и запасных частей для малой гидроэнергетики.
Сегодня в связи с дефицитом и увеличением стоимости органического топлива, ухудшением экологической ситуации в мире, угрозой глобального потепления интерес к малым ГЭС возобновился. При этом стоит отметить экономическую целесообразность строительства мини-ГЭС в качестве альтернативного источника энергоснабжения предприятий и фонда ЖКХ, даже при значительном их удалении от этого источника.
В условиях перестройки экономики и острого дефицита генерирующих мощностей создание мини-ГЭС экономически целесообразно со следующих позиций:
• сооружение мини-ГЭС не требует больших капиталовложений;
• мини-ГЭС быстрее строятся и окупаются по сравнению с ГЭС;
• благодаря унификации деталей мини-ГЭС их стоимость может быть значительно снижена;
• возможность поочерёдного возведения гидроузлов с постоянным по мере необходимости наращиванием регулирующей мощности;
• эксплуатация мини-ГЭС не сопровождается расходом органического топлива и, следовательно, не зависит от ситуации на рынке топлива, стоимость которого постоянно растёт;
• мини-ГЭС могут работать и в составе объединённых энергосистем в качестве надёжного маневренного источника энергии.
Малая гидроэнергетика обладает огромным, но зачастую неиспользованным потенциалом. Она может быть хорошей альтернативой традиционной электроэнергетики и не только в Европе, но и в развивающихся странах.
Однако мини-ГЭС не всегда обеспечивают гарантированную выработку энергии, являясь сезонными электростанциями. Зимой их энергопроизводительность резко падает: снежный покров и ледовые явления так же, как и летнее маловодье и пересыхание рек, могут вообще приостановить их работу. Сезонность работы мини-ГЭС требует дублирующих источников энергии, большое их количество может привести к потере надёжности электроснабжения.
Другими нетрадиционными источниками энергии могут стать фотоэлектрические преобразователи энергии.
Интерес к фотоэлектрическим станциям в последние годы стал проявляться в связи с бурным развитием дачного и коттеджного строительства, которое породило проблему обеспечения энергией загородных домов.
Использование фотоэлектрических станций для электроснабжения удалённых маломощных потребителей позволяет получать электроэнергию по сравнимым с альтернативными вариантами ценам. Однако они сложны в эксплуатации, требуют высококвалифицированного обслуживания, обладают низкой надёжностью, кроме того, на большей части России фотоэлектрические станции могут применяться только сезонно или в составе гибридных электростанций.
Поэтому представляется целесообразным обратить большее внимание на автономные источники энергии, в основе которых лежит работа двигателей внутреннего сгорания, турбин, или на комбинированные энергостанции.
3. Особенности применения автономных источников энергии
Автономные источники энергии по составу, наличию связей между источниками и режимами работы, по технологиям выработки электроэнергии и теплоты условно можно разделить на три группы:
• системы с раздельной выработкой электрической энергии и теплоты;
• комбинированные системы;
• сложнокомбинированные (поливалентные) системы.
Углеводородное
топлиЬо
Углебодородное
топлиЬо
Существующие в настоящее время автономные источники энергии большей частью относятся к первой группе (рис. 1). В их состав входят электростанции, как правило, на базе энергоустановок с двигателями внутреннего сгорания и теплогенерирующие установки -котельные. Электростанции располагаются в центрах электрических нагрузок и через распределительные устройства и электрически сети присоединяются к потребителям.
Котельные установки располагаются в центрах тепловых нагрузок и через распределительные тепловые пункты и тепловые сети присоединяются к потребителям. При этом отличительной особенностью систем первой группы является то, что подсистемы электроснабжения и теплоснабжения (соответственно и автономные источники электрической энергии и теплоты) функционируют без связи друг с другом. Основным достоинством данных источников является то, что в составе котельных они могут работать на низкокачественном топливе. В то же время с точки зрения энергосбережения они очень неэффективны, а с точки зрения экологической безопасности
- вредны.
Ко второй группе относятся автономные источники энергии, которые работают по принципу когене-рации - одновременная выработка электрической и тепловой энергии, и тригенерации - одновременная выработка электрической и тепловой энергии, а также холода (рис. 2). На базе этих систем могут использоваться как двигатели внутреннего сгорания (ДВС), так и турбины, работающие как на жидком, так и на газообразном топливе. В данном случае они оборудованы системами комплексной утилизации теплоты (СКУТ), которые утилизируют теплоту выхлопных газов, теплоту охлаждающей жидкости, моторного масла и надувочного воздуха. Данные установки представляют собой комбинированную электротеплостан-цию или мини-ТЭЦ. При этом соотношение электрической мощности, вырабатываемой генератором электростанции с ДВС, и тепловой, вырабатываемой СКУТ, составляет в среднем 1/1,2. Для мини-ТЭЦ, работающей на базе турбины, это соотношение может составлять 1/2 ... 1/3.
Для объектов малой энергетики, расположенных на территории России, всегда имеет место преобладание тепловых нагрузок над электрическими, причем согласно результатам энергетических обследований тепловые
Лбигатель —-X
Ьнутреннего _0_ Рапред-
сгорания устройстдо
(ЛВС) V^
Тепло-
генерирующая Рапред-
устаноЬка устройстдо
(ЛВС)
О
I
:|
I
а
§
!
I
Рис. 1. Системы с раздельной выработкой электрической энергии и теплоты
нагрузки превышают электрические в 1,5 . 5 раз.
Таким образом, тепловой энергией, вырабатываемой СКУТ на мини-ТЭЦ, как правило, недостаточно для обеспечения теплоснабжения всех потребителей в соответствии с графиком нагрузки. Поэтому в состав комбинированных систем энергоснабжения включены источники теплоты. В большинстве случаев СКУТ мини-ТЭЦ и котельная установка объединены в общую тепловую схему. Комбинированные энергостанции обладают высоким КПД, достаточно надёжны и безопасны.
К третьей группе относятся энергетические установки на базе нетрадиционных источников электрической энергии и теплоты (рис.3). Как правило, они состоят из двух частей - мини-ТЭЦ на базе ДВС или турбинной установки и энергетической установки на базе ВИЭ, которая использует возобновляемые энергетические ресурсы - ветер, солнце, воду и т.п. При этом мини-ТЭЦ является основным источником энергии, который обеспечивает надёжное энергоснабжение потребителей в любой момент времени и при любых параметрах внешних условий, а энергетическая установка на базе ВИЭ является дополнительным источником энергии, включение которого при определённых параметрах возобновляемых ресурсов (скорость ветра, напор водного потока и т.п.)
Углебодородное
пюплиЬо
ЛЬигатель ^^
Ьнутреннего Рапред-
сгорания устройстЬо
(ЛВС)
Система
комплексной
утилизации
теплоты
О,
Углебодородное
топлиЬо
Тепло- 02
генерирующая Рапред-
установка устройстбо
(ЛВС)
О
1
:з
I
Рис.2. Комбинированные системы
ааиииюииа
= 14 Энергобезопасность в документах и фактах
Рис. 3. Сложнокомбинированные (поливалентные) системы
позволяет вывести из действия все или часть установленных мощностей мини-ТЭЦ, что способствует экономии углеводородного топлива и ресурса источников энергии. Однако следует учитывать то обстоятельства, что из-за непостоянства параметров возобновляемых источников они вырабатывают "некачественную" электроэнергию, которая не может быть использована для питания потребителей без включения в схему специальных дорогостоящих преобразовательных устройств - выпрямителей и инверторов. С точки зрения экологической безопасности, поливалентные системы наиболее приемлемы. С другой стороны, они дороги, а также сложны в эксплуатации, что требует подготовки высококвалифицированного персонала.
Таким образом, из предложенных вариантов систем автономного энергоснабжения наиболее подходящей системой с точки зрения надёжности энергоснабжения и срока окупаемости, являются энергоустановки на базе ДВС или турбинной установки.
4. Технико-экономическое сравнение энергоустановок на основе ДВС и турбин
Мини-ТЭЦ могут сооружаться в качестве следующих источников питания:
основного - на предприятиях, расположенных в удалённых районах или питающихся от маломощных энергосистем, а также на предприятиях при наличии специальных требований к бесперебойному питанию; на вновь построенных предприятиях, для которых экономически целесообразно подключение
к энергосистеме РАО "ЕЭС России", для новых жилых микрорайонов;
дополнительного - на существующих предприятиях с непрерывными технологическими процессами в дефицитных в части электроэнергии регионах, а также на предприятиях, имеющих сбросные вторичные энергоресурсы (различные сбросные газы, отходы нефтепродуктов, древесины и т.п.);
резервного - на существующих или вновь строящихся предприятиях, длительный перерыв в электроснабжении которых может привести к взрыву, пожару, массовому браку продукции или выходу из строя сложного оборудования, электронной техники, и на предприятиях обороной промышленности; в этом случае экономически целесообразно бывает строительство мини-ТЭЦ как основного.
Основное преимущество систем на основе газопоршневых аппаратов (ГПА) и газовых турбин (ГТ) заключается в том, что они могут полностью обеспечить энергетические нужды предприятия. Системы могут работать по двум принципам:
1. Когенерации - одновременная выработка электрической и тепловой энергии, при этом КПД может достигать порядка 85-90% в холодный период времени и 60-65% в теплый период времени.
2. Тригенерации - когда в тёплый период времени тепло отработанных газов идёт на выработку холода и для обеспечения нужд предприятия горячей водой.
Основным критерием для выбора мини-ТЭЦ является электрическая мощность. На втором месте стоит тепловая мощность. Третье место занимает холодопроизводительность мини-ТЭЦ.
Удельная электрическая мощность или электрический КПД
Электрический КПД является наиболее важным параметром качества силового агрегата станции. Привод генератора от газового двигателя и от газовой турбины - это два различных подхода для технико-экономического анализа. В первом и во втором случае основная задача агрегата - передача крутящего момента на вал электрогенератора. Однако при одинаковом потреблении топлива мощность на валу у ГПА больше, чем у ГТ. Другими словами, ГТ использует топливо больше для производства тепла, чем ГПА. Если взять за 100% энергию газа, подведённую к мини-ТЭЦ, то в случае ГПА на выработку электроэнергии идёт порядка 39%, на выработку тепла порядка 51% и 10% идёт на потери (рис. 4). В случае мини-ТЭЦ на основе ГТ лишь 26% от подведённой энергии газа идёт на выработку электро-
ГАЗОВАЯ ТУРБИНА
ПОТЕРИ
10%
Рис. 4
энергии, в то время как львиная доля, 64% , идёт в тепло и порядка 10% составляют потери (рис. 5).
Как ГТ, так и ГПА предназначены для постоянной работы при полной нагрузке. Однако снижение нагрузки оказывает гораздо более негативное влияние на КПД ГТ. При снижении нагрузки от 100% до 50% общей, и особенно электрической, КПД газовой турбины стремительно падает. В то время, как для газового двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не повлияет как на общий, так и на электрический КПД.
Станция с лучшим электрическим КПД при любых режимах нагрузки автоматически становится станцией с лучшей экономичностью работы, с минимальной себестоимостью произведённого кВт-часа энергии, с самым коротким сроком окупаемости капиталовложений. Однако работающие на газовом топливе двигатели (с искровым зажиганием) имеют ограниченную выходную мощность, в то время, как мини-ТЭЦ на основе ГТ имеют широкий диапазон выходных мощностей.
Следует учитывать, что на удельную электрическую мощность, или электрический КПД, оказывает влияние температура окружающего воздуха. При сравнении двух агрегатов определено, что ГТ более подвержена влиянию высоких окружающих температур. Это связано с тем, что КПД компрессора, который входит в состав ГТ, существенно зависит от температуры газа на всасывании. Количество воздуха, поступающего в камеру сгорания, при высокой температуре на всасывании значительно меньше, чем при низкой температуре на всасывании. Компрессор при этом имеет одну и ту же степень повышения давления. В связи с уменьшением плотности воздуха уменьшается и КПД самой ГТ. Электрический КПД газовой турбины снижается практически равномерно от 15 до 30 °С, а при более высоких температурах это снижение ещё больше.
ГПА имеет не только более высокий электрический КПД во всем интервале температур, но и постоянный плоть до +25 °С. Если окружающая температура на месте установки агрегата существенно
Рис. 5
изменится, то изменения КПД ГТ будут большими, чем у ГПА. При сравнении выходной мощности газового двигателя и газовой турбины следует выбирать средние значения температуры окружающего воздуха площадки, которые являются оптимальными для работы обоих вариантов.
Таким образом, в условиях России при изменении температуры окружающей среды от -55 до +45 °С выходная электрическая и тепловая мощность ГТ будет существенно меняться.
В современных конструкциях энергетических ГТ удалось существенно стабилизировать температуру входных газов. Существуют решения по стабилизации характеристик энергетических ГТУ, которые можно назвать внешними. Среди них стоит отметить воздействие на температуру наружного воздуха, забираемого компрессором из атмосферы. Это воздействие осуществляется в зоне отрицательных температур и обеспечивает повышение температуры забираемого воздуха. Тем самым ограничиваются чрезмерное повышение мощности установки и снижение температуры выходных газов. Для технического осуществления данного решения в воздухозаборном устройстве устанавливают теплообменники, через которые пропускают греющую среду: пар, воду.
Подогрев воздуха можно осуществить, используя также теплоту части выходных газов ГТ. В современных условиях эксплуатации ГТУ допустимо подмешивать часть выходных газов к засасываемому воздуху. По опытным данным, добавка 4-5 % выходных газов в комплексное воздухоочистительное устройство ГТУ простой тепловой схемы позволяет повысить температуру засасываемого воздуха на 15-20 °С.
Температуру забираемого из атмосферы воздуха можно изменять и в зоне высоких положительных температур, что позволяет улучшить характеристики ГТУ. Относительно простое решение - разместить во входном канале воздухозаборного устройства после воздушных фильтров испарительный охладитель или теплообменные поверхности специального холодильного агрегата.
аетавгоииа
= 16
Энергобезопасность в документах и фактах
Однако все это - фильтры, установленные на всасывание в ГТ, теплообменное оборудование для подогрева и охлаждения воздуха, поступающего в компрессор ГТ, — создаёт большие гидравлические сопротивления на всасывании в компрессор, что также пагубно влияет на общий КПД мини-ТЭЦ и значительно удорожает саму мини-ТЭЦ и, как следствие, увеличивается срок окупаемости установки.
Режим утилизации тепла выхлопных газов
При выборе мини-ТЭЦ в качестве основного параметра, влияющего на выбор мини-ТЭЦ, исследуется электрическая мощность. Это касается мини-ТЭЦ, которые будут работать в качестве основного, дополнительного и резервного источника питания. Для существующего или вновь строящегося предприятия необходимую электрическую мощность рассчитывают на основе суточных и годовых графиков электрической нагрузки. По суточным графикам определяется максимум нагрузки предприятия. В соответствии с этим максимумом и выбирается мощность мини-ТЭЦ.
Мини-ТЭЦ, естественно, вырабатывает и определённое количества тепла. Переводной коэффициент от электрической к тепловой мощности почти для всех типов мини-ТЭЦ находится в пределах 1,3 ... 1,9. При этом необходимо помнить, что тепло, которое утилизируется на мини-ТЭЦ, должно идти не только на подогрев сетевой воды для отопления и горячего водоснабжения. Некоторые производства требуют технологический пар определённых параметров для технологических целей. При этом для того чтобы снизить срок окупаемости мини-ТЭЦ и не покупать дополнительного оборудования для выработки технологического пара, заказчику необходимо, чтобы этот пар вырабатывался именно на мини-ТЭЦ. В большинстве случаев предприятию выгодно, чтобы от мини-ТЭЦ отходила магистраль пара с определенными параметрами, который уже в дальнейшем на производстве будет идти на технологические нужды
- отопление, горячее водоснабжение, а также на выработку холода для нужд данного предприятия.
Для выработки холода используются абсорбционные холодильные машины (АХМ). В тех случаях, когда холод применяется в целях кондиционирования помещений, АХМ может располагаться как непосредственно в здании мини-ТЭЦ, так и непосредственно на самом объекте, для которого требуется охлаждение. Однако во втором случае теплотрасса за счёт теплоизоляции получается значительно дороже. Если температура обратной воды превышает 50 °С, то во избежание перегруза АХМ следует применять градирни или радиаторные системы охлаждения. Если для технологических нужд требуется среда относительно низких температур, то выгоднее применять парокомпрессионные холодильные машины.
При сравнении типов мини-ТЭЦ первое, на что следует обращать внимание, необходим ли технологический пар в процессе производства, а также на параметры подаваемой тепловой энергии.
В ГТ тепло сконцентрировано в выхлопных газах. Оно является высокопотенциальным и поэтому его
легко можно утилизировать, используя котлы-утилизаторы, работающие на выхлопных газах.
В ГПА тепловые потери складываются из потерь на охлаждающую воду (порядка 30%), смазочное масло (порядка 10%), а также выхлопные газы (порядка 40%). Относительно небольшие температуры выхлопных газов и малые расходы создают технические проблемы для выработки пара (если он необходим в технологическом производстве). Как правило, поршневые двигатели с котлами-утилизаторами производят горячую воду.
При использовании системы утилизации отходящего тепла тепловой КПД может быть использован в зависимости от конкретных условий установки и требований по утилизации тепла. КПД по утилизации тепла примерно 80-90%. При эксплуатации ГПА (или дизельного двигателя) с системой утилизации отходящего тепла тепловой КПД может достигать порядка 80%. Теплота уходящих газов в ГПА, работающем на природном газе, будет выше, чем у дизельного двигателя, работающего на жидком топливе. Таким образом, теплота, полученная после утилизации её в котле-утилизаторе, будет выше в ГПА, чем у дизельных двигателей.
Вследствие того, что в выхлопных газах остается высокий процент кислорода, дополнительное сжигание возможно без добавочного воздуха.
В ГТ поток тепла от газовых турбин является постоянным, а в ГПА он импульсный. Однако во втором приближение и для расчёта теплообмена его можно принять постоянным.
При рассмотрении комбинированного цикла с газовой турбиной утилизация отходящего тепла примерно равна 40-50%. Если рассматривать комбинированный цикл с поршневым двигателем, утилизация отходящего тепла равна примерно 10% из-за того, что тепло низкопотенциальное. Максимальная эффективность поршневого двигателя достигает 43%.
Различия в условиях работы
Различия в условиях работы для ГПА и ГТ достаточно существенны. Один из важных параметров работы мини-ТЭЦ — режим "пуска-остановки", что характерно для систем, которые работают на покрытие пиковых нагрузок или как аварийные системы. Здесь играет существенную роль скорость выхода аппарата на режим - на полную или частичную нагрузку, а также его чувствительность к частым пускам-остановкам. Если же мини-ТЭЦ работает как основной источник питания для предприятия, то гораздо большее значение играет обслуживание аппарата во время его эксплуатации.
Систему запуска мини-ТЭЦ рассматривают по двум критериям: первый критерий — скорость выхода аппарата на режим для подключения требуемой нагрузки предприятия, в первую очередь - электрической. Второй критерий - готовность мини-ТЭЦ в любой момент времени для запуска.
Небольшие высокоскоростные дизели или ГПА можно запускать быстро. Однако для более крупных и работающих на более медленной скорости двигателей для достижения полной нагрузки требуется период прогрева, чтобы предотвратить термический
удар. Здесь более чувствительны оказываются именно дизельные двигатели, в то время, как ГПА могут выходить на режим в течение 30-60 секунд. Время запуска дизельного двигателя с момента "холодного" пуска до выхода на полную нагрузку составляет порядка 90 секунд, т.е. полторы минуты. Для дизельных двигателей быстрый пуск (порядка 30-60 секунд) обеспечивается предварительным прогревом охлаждающей жидкости и смазочного масла или с помощью впрыска топлива. Для того чтобы дизель-генератор мог в кратчайшее время выйти на режим 100% электрической нагрузки, подогрев должен работать постоянно. Быстрый пуск требует специальной термической изоляции здания или контейнера. В этом случае получается, что для дизель-генератора холодного пуска как такового и нет.
Что касается запуска мини-ТЭЦ на базе ГТ, то они обычно запускаются с использованием электродвигателя. При этом время выхода на рабочий режим с момента "холодного" пуска до полной нагрузки составляет порядка 10-12 минут, в течение которых, в том числе, происходит смазка подшипников вала турбины. По сравнению с дизель-генераторами или ГПА газовая турбина не так чувствительна во время пуска к температуре окружающего воздуха. Особенно это важно для зимних условий.
Коэффициент готовности ГТ составляет приблизительно 98,5%, для дизель-генератора это порядка 95%, для ГПА 96%. Типичный коэффициент надежности для ГТ равен 98-100%, для дизель-генератора и ГПА порядка 85-92%.
Важным отличием между ГПА и ГТ является их различная чувствительность к частым остановкам и пускам. Газовый двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз в день, что является явным преимуществом для резервных установок. ГТ не может запускаться и останавливаться с такой же частотой, так как это существенно уменьшает её моторесурс. Например, сто пусков после последнего капитального ремонта увеличивают общую выработку ресурса на 500 часов. Для газового двигателя количество запусков существенно не влияет на уменьшение ресурса.
Охлаждение
Режим охлаждения является основным показателем, влияющим на долговечность работы мини-ТЭЦ, наравне со смазкой и пр. При рассмотрении режима когенерации желательно, чтобы тепло, отведённое от двигателя, направлялось на нужды предприятия, а не выбрасывалось в атмосферу градирнями или радиаторами.
ГТ охлаждаются при помощи масла, подводимого к теплообменнику. Поэтому масса системы охлаждения меньше по сравнению с аналогичными системами охлаждения дизельных двигателей и ГПА. В поршневых машинах, где требуется система водяного охлаждения, используется либо градирня, либо радиатор, что существенно влияет на требования техническому обслуживанию. Из-за проблем кавитации поршневая установка должна быть заполнена значительным количеством антифриза. Срок службы антифриза ограничен и составляет 1 или 2 года.
Возникают проблемы с охлаждением водяного контура в зимний период времени.
Если пускать отведенное тепло системы охлаждения двигателя на нужды предприятия, то можно столкнуться со следующей проблемой.
Как правило, мини-ТЭЦ работает в постоянном режиме времени, и количество тепла, которое необходимо отводить от двигателя, является величиной постоянной, и эта величина не должна в той или иной степени варьироваться. При снижении отведенного тепла двигатель может перегреться, при увеличении отведённого тепла двигатель может работать в "холодном режиме" и тем самым не обеспечивать необходимый момент на валу генератора. Тепло, которое используется на предприятии, есть величина переменная. К этому необходимо добавить, что тепло, отведенное от двигателя, является низкопотенциальным и не может использоваться в технологический целях, оно идёт только для обеспечения горячей водой. Количество этого тепла - величина переменная.
Смазка мини-ТЭЦ
В ГПА или дизель-генераторах имеется большое количество опорных поверхностей и движущихся частей, многие из которых находятся в прямом контакте с продуктами сгорания. Поэтому в дополнение к регулярной доливке масла в бак требуется регулярная замена масла из-за его загрязнения. При этом полная замена масла требуется через каждые 1000 -2000 часов работы, для поршневых двигателей мощностью более 3 МВт через каждые 3000-5000 часов.
Потребление масла ГПА или дизель-генераторами достаточно высокое. Для их работы необходимо порядка 400 литров масла в неделю (при мощности агрегатов 5 МВт). Поэтому затраты на смазочное масло являются значительными дополнительными затратами, которые должны включаться в любые экономические расчёты. Приблизительно годовое потребление масла (при той же мощности установок) составляет более 20000 литров в год. При этом необходимо учитывать, что для сохранения гарантийного срока использования ГПА или дизель-генератора иностранного производства требуется использовать специальные масла, рекомендованные фирмой-изготовителем, которые, как правило, на порядок дороже отечественных масел. В противном случае гарантийный срок может быть аннулирован.
В ГТ отсутствует загрязнение смазочного масла, так как оно не вступает в контакт с продуктами процесса сгорания. Поэтому обычно требуется только доливать масло в масляные баки. Потребление смазочного масла в процессе работы турбины пренебрежимо мало. В газовой турбине минимальное количество смазочного масла теряется в виде "масляного тумана" через сапун. Его примерное количество равняется 15-25 литрам в неделю для турбины мощностью 5 МВт. Таким образом, годовой расход масла составляет порядка 1300 литров, что почти в 16 раз меньше, чем у ГПА или дизель-генератора. Это является значительным преимуществом, если учесть, что смазочное масло обычно стоит дороже, чем жидкое топливо или природный газ.
ааиииюииа
= 18
Энергобезопасность в документах и фактах
Затраты энергии на собственные нужды
Оценка экономичности мини-ТЭЦ осуществляется с использованием КПД производства и отпуска электроэнергии, расходов условного топлива и удельных расходов теплоты. При этом оценивается расход электроэнергии и теплоты на собственные нужды с учетом типа используемого вспомогательного оборудования и тепловой схемы установок.
При проектировании мин-ТЭЦ предусматривается сжигание газообразного или жидкого топлива. Для таких электростанций выделяются общестанционные и блочные системы обслуживания и определяется расход электроэнергии на собственные нужды.
В ГТ для обеспечения стабильного горения природный газ должен поступать к горелочному устройству при определенном давлении, зависящем от её типа. При отсутствии на площадке электростанции газопровода высокого давления, требуемое для работы ГТ, давление топливного газа достигается путем повышения давления поступающего на газораспределительный пункт природного газа с помощью дожимных компрессоров. Необходимость установки этих агрегатов оказывает существенное влияние на расход электроэнергии на собственные нужды. В зависимости от существующих нормативов и принятых проектных решений используется либо общестанционная дожимная компрессорная станция, либо индивидуальный дожимной компрессор для каждой ГТ. Как правило, ГПА не требуют дожимной компрессорной станции.
В затраты электроэнергии на собственные нужды включают дополнительное вспомогательное оборудование. В мини-ТЭЦ электроэнергия используется для привода следующих механизмов технологической схемы: насосов подачи жидкого топлива топливной системы; компрессора пневмораспыла жидкого топлива воздухом в горелках КС; вентиляторов различного назначения (вентиляция отсека пускового топлива - пропана, вентиляция защитного корпуса установки, воздушных охладителей и др.); масляных насосов (основных, гидроподъема ротора, систем привода входного и поворотных направляющих аппаратов компрессора, привода валоповоротного устройства и др.); элементов, потребляющих электроэнергию в системе испарительного охлаждения, в схеме управления мини-ТЭЦ установки и др.
Схема установки мини-ТЭЦ
Неотъемлемой частью проектирования мини-ТЭЦ является выбор места и схемы установки мини-ТЭЦ, а также всего необходимого оборудования. Помимо самой мини-ТЭЦ в состав установки включается также следующее оборудование: котёл-утилизатор, схема установки которого во многом зависит от типа мини-ТЭЦ, электротехнические устройства,
газодожимающая станция, узел подготовки газа, вспомогательное оборудование станции, радиаторы, блок управления и пр. Таким образом, решается комплексная задача установки всего необходимого для мини-ТЭЦ оборудования.
При сравнении габаритов ГТ и ГТП сравниваются их геометрические и весовые характеристики. В данном случае при одинаковой мощности ГТ меньше и легче, чем ГПА. Однако котёл-утилизатор для ГТ намного больше, чем у ГПА. К этому необходимо добавить, что установка котла-утилизатора для ГТ намного сложней, так как он должен устанавливаться на достаточно большой высоте над уровнем ГТ, в свою очередь, котёл-утилизатор для ГПА имеет более компактные размеры.
В газовых турбинах присутствует только вращательное движение, поэтому для их установки требуется фундамент неглубокого заложения, который обеспечивает плоскую поверхность для крепления к ней основания турбины при помощи анкерных болтов. В свою очередь, ГПА или дизельный генератор передаёт на фундамент нагрузку от возвратно-поступательного движения, поэтому требуется использовать значительный фундаментный блок и виброизолирующие опоры.
ГТ обеспечивает гибкость установки тем, что её можно устанавливать не только на первом этаже, что иногда экономически более выгодно. Это связано прежде всего с её небольшими габаритами, массой и низким уровнем вибрации. ГПА или дизель-генераторы из-за проблем с большой массой и вибрацией поршневых двигателей не могут обеспечивать такую же гибкость установки, как газовая турбина.
Заключение
Вопрос энергоснабжения становится сегодня одним из главных не только в нашей стране, но и во всем мире. При этом основным критерием использования автономных источников энергии является их эффективность. Развитие и внедрение мини-ТЭЦ -это реальный способ решить проблему нехватки энергетических мощностей достаточно быстро и с минимальными затратами. Кроме того, это ещё и способ усилить конкуренцию в энергетике, тем самым дать толчок её развитию.
Сегодня в НОУ ВПО МИЭЭ проводятся комплексные исследования по эффективности внедрения автономных источников энергии, совершенствованию их технологических схем и режимов работы, адаптации работы мини-ТЭЦ в различных климатических зонах, расчёту окупаемости и т.д.
Автор выражает особую благодарность фирме ЗАО "ТЕПИНЖЕНИРИНГ" и лично Александрову Владимиру Федоровичу и Шпажникову Станиславу Борисовичу за предоставленные материалы.
ЛИТЕРАТУРА
1. Агафонов А.Н. и др. Комбинированные энергоустановки с технологиями рационального использования топлива объектов малой энергетики. - СПб.: Изд-во Политехнического университета, 2006.
2. Цанев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С. В. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с., ил.
