Опыт проектирования газопоршневой мини-ТЭЦ в пгт. 
Барышевка (Киевская обл., Украина)

Проектирование, строительство и реконструкция котельных и мини-ТЭЦ, работающих на угле, особым образом отличается от аналогичных работ по газовым и дизельным котельным и требует решения дополнительных задач для обеспечения надежной работоспособности и высокого КПД.

Для мощностей до 20−30 МВт_э газопоршневые когенерационные установки показывают себя лучше всех других технологий. Причем в диапазоне от 3 до 5 МВт_э они просто вне конкуренции.

Наивысший электрический КПД — до 30% у газовой турбины, и около 40% - у газопоршневого двигателя, достигается при работе под 100% нагрузкой. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД. Газопоршневая мини-ТЭЦ не требует установки сложного и дорогостоящего вспомогательного оборудования, которое требуется для мини-ТЭЦ на основе паровых или газовых турбин.

В качестве типичного примера газопоршневой мини-ТЭЦ рассмотрим когенерационную установку для нужд агрофирмы в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина), проект строительства которой был разработан институтом в 2007 г. Водогрейная котельная ООО Агрофирма «Пролисок ЛТД» предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды на отопление тепличного хозяйства, служебно-бытовых помещений предприятия и самой котельной. Проектом была предусмотрена установка газопоршневого агрегата (ГПА) на базе газотопливного двигателя CATERPILLAR G3520C электрической мощностью 1,95 МВт с технологическим модулем ТМ С2000 тепловой мощностью 2,203 МВт (1,895 Гкал/ч). Работа газопоршневого агрегата — по электрическому графику, зависящему от потребности в дополнительном искусственном освещении теплиц Агрофирмы «Пролисок ЛТД». Газопоршневой агрегат предусмотрено разместить в помещении существующей котельной. Основным и единственным топливом ГПА является природный газ. Предложенная тепловая схема обеспечивает экономичную и надежную эксплуатацию электростанции в различных режимах. Рассчитанные экономические показатели показали приемлемые сроки окупаемости (около 6 лет) и значения других интегральных показателей. Срок строительства — 4 месяца. В настоящий момент газопоршневая электростанция работает в составе локальной энергосети и обеспечивает теплицы агрофирмы электрической и тепловой энергией. Углекислый газ используется для активизации роста тепличных культур.

Проектирование мини-ТЭЦ на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (г. Лабытнанги Ямало-Ненецкий АО) В 2007 г. институтом был выполнен проект увеличения на 12 МВт мощности на передвижной электростанции (ПЭС) «Лабытнанги», расположенной в г. Лабытнанги Ямало-Ненецкого Автономного округа. Электроэнергетика г. Лабытнанги складывается на базе ПЭС «Лабытнанги» ОАО «Передвижная энергетика». Основной продукцией, производимой на ПЭС, является электроэнергия, получаемая в газотурбинных установках с утилизацией тепла уходящих газов, и тепловая энергия в виде горячей воды, полученная за счет когенерации. Горячая вода расходуется для обеспечения собственных нужд электростанции в тепле. Источником получения электроэнергии на ПЭС в настоящее время являются пять передвижных электростанций и одна газотурбинная электростанция ГТЭ-38. Первые две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 мощностью 4 МВт каждая ст. № 1, 18 были установлены в 1974 и 1976 гг. Дальнейшее развитие осуществлялось путем наращивания мощности за счет передвижных установок ПАЭС-2500 по 2,5 МВт (1976;1983 гг.). Были установлены три передвижные электростанции ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, мощностью 5 МВт, каждая из которых включает две установки ПАЭС-2500.

В 1996 г. было осуществлено строительство электростанции мощностью 24 МВт (ГТЭ-24) с установкой двух газотурбинных агрегатов мощностью 12 МВт каждый в стационарном машинном зале. По проекту расширения электростанции ГТЭ-24 до мощности 38 МВт было выполнено строительство нового машзала, в котором был установлен газотурбинный двигатель ДА-14 (ДО14) номинальной мощностью 14 МВт с генератором Т-16−2У3 мощностью 16 МВт. Компоновкой машзала было предусмотрено резервное место для газотурбинной установки аналогичного типа и выполнен фундамент. Таким образом, суммарная установленная мощность энергоисточников ОАО «Передвижная энергетика» составляла 61 МВт, что существенно перекрывало потребность региона в электрической мощности. Однако агрегаты, отработавшие по 25−30 лет и выработавшие свой ресурс, не могли обеспечить требуемую степень надежности. Установленные в 70-х годах прошлого века две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 ст. № 1, 18 требуют замены и вывода из эксплуатации. Для обеспечения работы основного оборудования ГТЭ-38 использовалось существующее вспомогательное технологическое оборудование, размещенное в четырех вагонах на новой производственной площадке:

¦ вагон вспомогательного оборудования (ВВО);

¦ вагон-градирня (ВГ) ;

¦ вагон управления и контроля (ВУК);

¦ вагон распредустройств (РУ).

С учетом предполагаемого роста электрических нагрузок, строительство третьего блока ГТЭ-24 мощностью 14 МВт обеспечивало лишь текущие потребности в энергоснабжении, без необходимого резерва, работающего на газовом топливе. Кроме того, сохранялась потребность в дорогостоящем дизельном топливе, необходимом на период проведения регламентных и ремонтных работ генерирующего энергооборудования, работающем на газовом топливе.

Вариант с заменой выводимого из эксплуатации оборудования на аналогичное, работающее на жидком топливе, не рассматривался в виду его явной нерентабельности из-за меньшего КПД (около 23%) и высокой стоимости жидкого топлива (в 12 раз дороже природного газа). В связи с вышеизложенным, существовала острая необходимость в строительстве еще одного газового блока на ПЭС «Лабытнанги» мощностью 12 МВт. Своевременное строительство генерирующих мощностей должно было создать условия для выполнения программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры при реализации программы «Жилище». Согласно предварительным расчетам строительство дополнительной мощности 12 МВт за счет кредитных ресурсов не приводило к увеличению тарифа для потребителя, поскольку возврат кредита планировался за счет экономии топлива — использование газового топлива вместо дизельного (условия кредита — на 4−5 лет, начало возврата — со второго года).

Заказчик утвердил к проектированию следующий состав основного оборудования:

¦ одна газотурбинная установка номинальной мощностью 12 МВт на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» с генератором Т-12−2ЭУ3 (устанавливаемая в существующем машзале на существующий фундамент),.

¦ один водогрейный котел-утилизатор УТ-47 производства НТКО ЗАО «Ухтинский экспериментально-механический завод».

Проектная суммарная установленная электрическая мощность газотурбинного оборудования ПЭС «Лабытнанги», работающего на природном газе, при осуществлении проекта составит 50 МВт.

Проектом также предусматривалось:

¦ установка двух дизельных генераторов типа ЭСД-200−30-Т/400М максимальной мощностью 230 кВт каждая в контейнерном исполнении, расположенных на открытой площадке (дизельгенераторы предусматриваются для покрытия потребности в электроэнергии при так называемом «холодном пуске» или пуске ПЭС с нуля, а также в аварийном режиме);

¦ строительство теплового пункта для выдачи тепла городским потребителям в количестве 30 Гкал/ч и выдачи тепла на собственные нужды электростанции в количестве 6 Гкал/ч;

¦ перенос существующей насосной станции пожаротушения в здание проектируемого теплового пункта;

¦ сооружение подземного железобетонного бака аварийного слива масла объемом 5,6 м³.

После строительства ГТУ ст. № 4 мощностью 12 МВт, существующие ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, работающие на дизельном топливе, переводятся в холодный резерв.

Газотурбинная установка ГТУ-12 устанавливается в существующем машзале на отм. 0,000.

Расположение контейнера ГТУ продольное.

В центре машзала устанавливаются маслоблоки двигателя и генератора проектируемой ГТУ-12 рядом с существующими маслоблоками установленной ранее ГТУ-14. Для восполнения безвозвратных потерь масла используется существующий расходный бак масла V=1 м³.

На отм. +13,860 м на выходе продуктов сгорания из ГТУ установлен водогрейный котелутилизатор УТ-47. Удаление дымовых газов в атмосферу после котла-утилизатора осуществляется через металлическую дымовую трубу высотой 35 м и диаметром устья 3 м.

Над кровлей машзала на отм. +10,000 м размещается комплексная воздухоочистительная установка (КВОУ).

На площадке на отм. +10,000 м размещаются также аппараты воздушного охлаждения масла (АВОМ) двигателя, генератора, а также аппараты воздушного охлаждения антифриза (АВОА). Аварийный слив масла от проектируемой ГТУ предусматривается во вновь сооружаемый подземный бак аварийного слива масла объемом.

5,6 м³, располагаемый за стеной здания. Для системы смазки газовой турбины и маслоснабжения генератора предусматривались раздельные системы минерального масла.

Управление ГТУ и контроль за основными параметрами ГТУ, а также вспомогательного оборудования, осуществляется оператором системы автоматического управления (САУ), который располагается в расширенной по проекту установки ГТУ ст. № 3 части существующего вагона управления и контроллеров.

Основным и единственным топливом для устанавливаемой газотурбинной установки является природный газ.

Аварийное и резервное топливо для работы проектируемой газотурбинной установки не предусматривается. Запитка газом — от существующего БППГ Период окупаемости проекта с учетом обслуживания заемных средств составил 3,4 года.