Опыт проектирования мини-ТЭЦ с газопоршневыми агрегатами

Опыт проектирования мини-ТЭЦ с газопоршневыми агрегатами Журнал «Новости теплоснабжения» № 11, 2005, www.ntsn.ru.

Д.т.н. К. Ф. Ридер, генеральный директор, к. т. н. Ю. С. Гайстер, зам. генерального директора, ОАО «Экотеплогаз», г. Москва электрогенерирующий дизельный паротурбинный двигатель В настоящее время принята концепция использования наряду с электроэнергией, вырабатываемой на ТЭЦ РАО «ЕЭС России», электроэнергии от собственных электрогенерирующих мощностей средней и малой мощности, вырабатываемых на мини-ТЭЦ.

Концепция направлена на решение нескольких задач: повышение управляемости электроэнергетикой, ослабление влияния монополиста РАО «ЕЭС России», снижение затрат на выработку электроэнергии, энергосбережение. Принятое направление соответствует закону об электроэнергетике.

Важным следствием от применения мини-ТЭЦ является независимое снабжение электроэнергией промышленных предприятий и общественных зданий, организация независимого резервного источника электроэнергии. Часто электроснабжающие организации выдают кабальные технические условия на присоединение к электрическим сетям и к экономическому эффекту от снижения себестоимости выработки электроэнергии добавляется дополнительный эффект от возможности отказа от покупной электроэнергии. Иногда отсутствие источника электроэнергии или его удаленность делает создание собственной мини-ТЭЦ безальтернативным решением. Капитальные затраты на строительство мини-ТЭЦ «под ключ» составляют 800−1000 долл. США за кВт электрической мощности. Срок окупаемости капитальных затрат от применения мини-ТЭЦ равен примерно 5 годам.

Известны следующие виды электрогенерирующих устройств малой и средней мощности:

1. Газотурбинные установки (ГТУ).

В этих устройствах газ под давлением примерно до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и воздух, сжимаемый в компрессоре, подаются в камеру сгорания и продукты сгорания под давлением направляются в газовую турбину, которая вращает электрогенератор.

Расширяясь в газовой турбине, продукты сгорания с температурой около 400 ОС утилизируются в виде теплоты, например в котлах-утилизаторах. Около 40% энергии сжигаемого топлива идет на получение электроэнергии, остальные 60% используются в виде теплоты. Распространенная единичная мощность газовой турбины от 6−150 МВт.

2. Паротурбинные установки (ПТУ).

Паровая противодавленческая турбина работает в комплексе с паровыми котлами, обычно используемыми в отопительных и производственных котельных. Пар с давлением 1,3 МПа (13 кгс/см2), расширяясь в турбине до давления 0,12 МПа, утилизируется в теплообменнике в виде горячей воды с требуемой температурой, например 150 ОС. Около 40% энергии сжигаемого топлива идет на получение электроэнергии, остальные 60% используются в виде теплоты. (Пара или горячей воды.) Распространенная единичная мощность паровых турбин 0,5; 1,5; 3,5 МВт. Давление газа перед паровыми котлами — низкое или среднее.

• 3. Дизельные двигатели (ДД).
• 4. Газопоршневые двигатели (ГПД).

ДД и ГПД конструируются на базе двигателей внутреннего сгорания. В ДД используется дизельное топливо. В ГПД — природный газ. Давление газа перед двигателем зависит от типа двигателя внутреннего сгорания. Около 40% энергии сжигаемого топлива идет на получение электроэнергии, остальные 60% используются в виде теплоты. (Горячая вода с температурой до 110 ОС).

Каждый из указанных типов электрогенераторов имеет определенные достоинства и недостатки.

Оптимальный выбор электрогенератора зависит от условий, в которых он используется. Основным критерием выбора является экономическая целесообразность, надежность, простота обслуживания.

При этом должны учитываться потребности в тепле и электроэнергии, суточная и сезонная неравномерность их потребления. При выборе типа электрогенерирующих машин следует иметь ввиду ограничения, накладываемые условиями применения.

К ним относятся: финансовые ограничения, недостаток свободных земельных площадей для строительства, экология, давление газа в расположенных вблизи от мини-ТЭЦ газопроводах и т. д.

Очевидно, что начальным этапом работы по проектированию мини-ТЭЦ является выбор цели создания мини-ТЭЦ и на основе поставленной цели, а также существующих ограничений, выбор основного оборудования мини-ТЭЦ, в т. ч. типа электрогенерирующей установки.

Основные проблемы проектирования мини-ТЭЦ рассмотрим на примере разрабатываемого ОАО «Экотеплогаз» проекта мини-ТЭЦ, расположенной в центре Москвы. Мини-ТЭЦ предназначена для энергообеспечения торгово-гостиничного и гаражного комплекса.

Основной проблемой, вынудившей инвестора к строительству мини-ТЭЦ, являлась невозможность присоединения дополнительной электрической нагрузки от Мосэнерго, в связи с дефицитом мощности.

Требуемая электрическая мощность мини-ТЭЦ — 7,2 МВт. Разрешенная электрическая нагрузка 1,4 МВт. Основные ограничения: экология и стесненность территории. Дополнительные требования — минимизация единовременных и эксплуатационных затрат.

Электрический КПД газовой турбины до 30% и около 40% у газопоршневого двигателя. Эти величины достигаются при 100% загрузке.

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. Выход мощности, как газопоршневого двигателя, так и газовой турбины, зависит от температуры окружающего воздуха. При повышении температуры окружающего воздуха от -30 ОС до +30 ОС электрический КПД у газовой турбины падает на 15−20%. При температурах выше +30 ОС, КПД газовой турбины еще ниже. В отличие от газовой турбины газопоршневой двигатель имеет более высокий и постоянный электрический КПД во всем интервале температур вплоть до +25 ОС.

Газопоршневой двигатель может запускаться и останавливаться большее количество раз, чем газовая турбина. Время до принятия нагрузки после старта составляет у газовой турбины 15−17 мин., у газопоршневого двигателя 2−3 мин.

Давление газа в подводящем к проектируемому объекту газопроводе 0,1 МПа. Применение газовых турбин в этом случае требует использование дожимающих компрессоров.

В соответствии с правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12−529−03 применение дожимающих компрессоров помимо удорожания требует определенных ограничений.

Так в соответствии с п. 8.1.21 дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном здании. По п. 8.1.29 при суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух. Отсутствие свободной территории и неравномерная суточная выработка электроэнергии предопределили выбор для наших условий газопоршневых машин. Приняты к установке 4 газопоршневых агрегата мощностью 1,8 МВт.

Газопоршневые машины вырабатывают примерно на 1 МВт электрической энергии 1 МВт тепловой. Неравномерность потребления электроэнергии, а также величина потребления тепловой энергии в холодное время года обусловили использование газовых водогрейных котлов. В соответствии с тепловым расчетом приняты к установке два водогрейных котла 5,2 МВт каждый.

Наиболее экономичная работа когенераторного оборудования достигается при работе его на полную мощность. В летний период возникает проблема использования тепла от газопоршневых машин. В то же время требуются затраты энергии на кондиционирование. Выход находится при применении холодильных абсорбционных машин. Получение холода в абсорбционных машинах происходит за счет тепла невысокого потенциала. Действие абсорбционных холодильных машин основано на поглощении (абсорбции) паров холодильного агента при давлении испарения и последующем его выделении (при давлении конденсации) путем нагревания. В качестве холодильного агента используется бромид лития.

Газопоршневые машины, котлы и абсорбционные машины работают в автоматическом режиме и объединены в единую систему управления (АСУ), позволяющую оптимизировать работу комплекса по критерию минимального расхода топлива при обеспечении потребностей комплекса. Сами машины и котлы имеют развитую систему автоматики безопасности и регулирования.

Мини-ТЭЦ работает параллельно с сетью «Мосэнерго» без выдачи электрической мощности в сеть. Такой режим обеспечивает более надежную работу газопоршневых машин, чем при автономной их работе. Упрощается также проблема синхронизации работы генераторов. В газопоршневых агрегатах используются генераторы электрической энергии с напряжением 10 кВ.

При выборе типа газопоршневых агрегатов предпочтение было отдано машинам, имеющим наименьшие выбросы вредных веществ. Производится каталитическое дожигание горючих веществ, находящихся в составе продуктов сгорания газопоршневых машин (СО, СН4, Н2) в специальных каталитических дожигателях совмещенных с шумоглушителями. Таким образом, указанные вещества в составе продуктов сгорания от газопоршневых машин отсутствуют. Для рассеивания окислов азота спроектирована шестиствольная дымовая труба высотой 80 м. Для снижения уровня шума и вибрации от оборудования котельной проектом предусмотрены следующие мероприятия.

• · Газопоршневые машины устанавливаются на мощные фундаменты.
• · Между фундаментом и станиной машины проложена прокладка из листового виброгасящего материала «Ассоtube HS» (материал на базе вспененного полиэтилена) толщиной 100 мм. Каждый газоход от газопоршневых машин снабжен двумя последовательно установленными шумоглушителями.
• · Насосы устанавливаются на подвижные бетонные основания с резиновой прокладкой толщиной 30 мм между этими основаниями и полом. Таким же образом устанавливаются котлы.

Расположенные на крыше градирни абсорбционных машин и аварийные охладители ГПД имеют шумозащитную стенку.

При проектировании мини-ТЭЦ мы столкнулись с определенными трудностями. Так, иностранная фирма — поставщик ГПД задерживала предоставление технической информации до момента полной оплаты за оборудование. Это вызвало необходимость в постоянной корректировки проекта.

Эта проблема должна учитываться при заключении контракта, особенно если проектирование установки данного типа оборудования ведется впервые.

При работе генераторов в автономном режиме требуется плавно-ступенчатый набор или сброс мощности. Это обстоятельство потребовало включение в систему АСУ информации о наборе (сбросе) нагрузки у потребителей и соответствующих управляющих воздействий.

Большое внимание было уделено проектированию систем вентиляции в связи с наличием избыточных тепловыделений от оборудования. Разработка такого рода проектов требует привлечения высококвалифицированных специалистов различного профиля и должна носить комплексный, системный характер.

Несколько слов об энергоэффективности и экономике проекта. При оценке энергоэффективности работы мини-ТЭЦ следует, также как и при расчете экономической эффективности, рассмотреть альтернативные возможности энергоснабжения строящегося комплекса. С этой целью рассмотрим наиболее очевидные способы альтернативного энергообеспечения комплекса.

• 1. Получение электроэнергии от электрической системы «Мосэнерго», а тепла от теплосети.
• 2. Получение электроэнергии от электрической системы «Мосэнерго», а тепла от собственной котельной.
• 3. Т.к. при любом способе энергоснабжения источником получения электроэнергии и тепла является природный газ, то представляется справедливым производить оценку энергоснабжения по количеству расходуемого природного газа для всех возможных вариантов.
• 4. Энергетическая эффективность существенно отличается от экономической. Если в первом случае рассматривают непроизводительные потери энергии при выработке, транспорте и потреблении ее, то во втором оценивают организационные возможности выбора варианта, сопоставляют капитальные и эксплуатационные затраты, определяют источники финансирования и сроки окупаемости капитальных затрат.

В проекте показана энергетическая эффективность принятых технических решений. Себестоимость выработки 1 кВт*ч электроэнергии не превышает 0,4 руб., а срок окупаемости капитальных затрат составляет примерно 4 года для условий Московского региона.

В заключение хотелось бы отметить следующее обстоятельство: ОАО «Экотеплогаз» имеет опыт проектирования мини-ТЭЦ с газовыми и паровыми противодавленческими турбинами. Выбор для конкретного объекта в качестве электрогенерирующих агрегатов газопоршневых машин связан не с лоббированием этого типа агрегатов, а исключительно со свойствами объекта энергоснабжения. В других случаях более рациональным могут оказаться решения по применению газовых или паровых турбин.