Plumbing. Heating. Conditioning. Energy Efficiency.

Особенности современных когенерационных систем

(0) (10982)
Опубликовано в журнале СОК №10 | 2012

Главная проблема внедрения современных когенерационных систем состоит в том, что это дорогое удовольствие. Удельная стоимость установленного одного киловатта электроэнергии на электростанции с импортным оборудованием, с учетом проектирования, доставки и монтажа составляет от 600 до 1000 евро, и зависит от множества параметров. Высокая стоимость строительства складывается из нескольких составляющих.

 

Еще с советских времен применяется метод определения стоимости проектных работ — 10 % от общей стоимости. Усредненная удельная стоимость установленного 1 кВт электрической мощности принимается за $ 1000. Стоимость проектирования электростанции 5 МВт оценивается в $ 500 тыс. Стоимость оборудования, в основном импортного, достаточно высока сама по себе и включает таможенные и транспортные расходы и интересы многочисленных посредников.

Можно снизить стоимость строительства за счет применения отечественных комплектующих и оборудования российской сборки. Затем, потребление газа в нашей газодобывающей стране лимитировано. Если не имеется возможности получить лимиты, забудьте о планах. При дефиците электрической мощности и перегрузке электросетей принятие в единую энергетическую систему новых генерирующих мощностей должно приветствоваться. Везде, но не у нас.

У нас выдумываются различные трудновыполнимые условия по включению в сеть, приводящие либо к отказу от строительства собственной мини-ТЭЦ, либо к ее значительному удорожанию. В большинстве развитых странах вопрос энергосбережения реально находится под контролем правительства. У нас только официально. Сжигание газа в летний и переходный периоды в газовых котельных приводит к потере эквивалентного тепла на ТЭЦ. Об этом факте все знают и просто так не разрешают строительство котельных, но они почему-то есть.

В этой ситуации вместо котельных должны работать когенерационные установки, но их тоже не разрешают строить, и их нет. Кстати говоря, модное в наше время слово «когенерация» раньше звучало как «теплофикация». Напрашивается вывод, что овчинка не стоит выделки. Но это неверный вывод. Строить мини-ТЭЦ необходимо, но не всем. В первую очередь — при отсутствии централизованного энергоснабжения и значительной стоимости строительства сетей, превышающей стоимость строительства собственного источника энергоснабжения.

Во вторую очередь — на объектах с постоянным потреблением электроэнергии и тепла в течение года. В остальных случаях необходимо анализировать характеристику энергопотребления, подбирать тип оборудования и производить расчет срока окупаемости вложенных средств. Шпаргалкой по расчету срока окупаемости могут послужить следующие выкладки: в 1 м3 природного газа содержится примерно 9,5 кВт энергии топлива (соответственно,1 кВт энергии топлива содержится в 0,11 м3 природного газа); на выработку одного 1 кВт электроэнергии при величине КПД, примерно равной 0,4, необходимо затратить 0,28 м3 природного газа; при полной утилизации возможного тепла на выработку 1 кВт электроэнергии тратится 0,13 м3 природного газа; топливная составляющая в себестоимости электроэнергии составляет 13–28 % стоимости 1 м3 природного газа (по степени утилизации тепла); эксплуатационные и сервисные затраты в среднем составляют 30 % стоимости 1 м3 природного газа; для укрупненных расчетов срока окупаемости (определение порядковой величины) за себестоимость электроэнергии (при ее собственном производстве) можно принять 50 % стоимости 1 м3 природного газа; зная годовое потребление электроэнергии и тарифы на газ и электричество, можно легко подсчитать годовую экономию при собственной выработке электроэнергии и срок окупаемости вложенных средств.

Для промышленных предприятий с постоянным потреблением тепла и электроэнергии течении года срок окупаемости составляет 3,5–4 года. Для жилищных объектов эта величина составит уже 15–20 лет. Критерии выбора энергогенерирующего оборудования обычно таковы: высокая надежность оборудования; максимальный электрический КПД; снижение стоимости строительства; повышенные требования к экологическим и шумовым характеристикам; минимизация площади застройки; снижение эксплуатационных затрат.

Сравнение газовой турбины и поршневого двигателя

При единичных мощностях до 50 МВт наивысшим КПД обладают поршневые двигатели. В случаях, когда единичная мощность превышает 50 МВт, силовые установки с комбинированным циклом, содержащим газовую и паровую турбины, обладают более высоким КПД. Электрический КПД газовых турбин в диапазоне малых мощностей (1–10 МВт) составляет 24,5–33,6 %. Температура отработанных газов, составляющая примерно 500 °C, идеальна для использования тепловой энергии в комбинированном производстве тепла и электроэнергии: получения горячей воды; получения перегретого пара; абсорбционного охлаждения. Максимального полного КПД комбинированного цикла можно достичь за счет «дожига» остаточного кислорода в отработанных газах.

Комбинированные циклы газовых и паровых турбин начинаются в диапазоне мощностей газовых турбин порядка 10 МВт. Паровые котлы в сочетании с двумя 10-мегаваттными газовыми турбинами вырабатывают количество пара, достаточное для конденсационной паровой турбины, вырабатывающей дополнительно 9,8 МВт электроэнергии, плюс промышленный пар в количестве 7 тонн в час. Электрический КПД парогазового цикла составляет 47 %, а электрический КПД поршневого двигателя находится в пределах 38–42 %.

Иными словами, разница в электрическом КПД поршневого двигателя и газовой турбины увеличивается при снижении текущей нагрузки. С точки зрения надежности, шумовых характеристик, удельной стоимости установленного киловатта, турбины и двигатели одного класса близки друг к другу. В камеру сгорания турбины топливо подается под давлением не менее 20–25 бар, на поршневой двигатель — от 150 до 3000 мбар. Удельные выбросы на турбине меньше, чем у поршневого двигателя.

Потребность в техническом обслуживании у газовых турбин относительно мала по сравнению с поршневым двигателем. После определенного срока службы (примерно 30–40 тыс. часов работы) по контракту на полное техническое обслуживание производится полная смена деталей турбины, включая камеру сгорания. Коэффициент работоспособности газовых турбин очень высок при полном сервисном обслуживании и составляет около 95 %.

Для поршневых двигателей предусмотрен больший объем технического обслуживания, коэффициент работоспособности составляет около 92 % при принятой надежности 96 %. Выводы здесь таковы: газотурбинные установки успешно работают в промышленности, особенно когда требуется совместное производство высокотемпературного тепла и электроэнергии; газовые турбины позволяют соблюсти жесткие требования по охране окружающей среды; электростанции с газовыми турбинами более насыщены технологическим оборудованием и требуют больших площадей, а их сервисное обслуживание полностью зависит от производителя; газопоршневые двигатели имеют более высокий электрический КПД и предусматривают сервисное обслуживание собственными силами.

Основное и резервное топливо

Газовые турбины предусматривают работу на двух видах топлива — жидком и газообразном. Постоянная работа осуществляется на природном газе, а в аварийных ситуациях происходит автоматический переход на дизельное топливо. Поршневые двигатели существуют трех типов. Газовый двигатель, дизельный двигатель и газовый дизель.

В случае применения газового двигателя, в аварийных ситуациях включается аварийный дизель-генератор. Газовый дизель одновременно с природным газом потребляет около 1,5 % дизельного топлива, а в аварийных ситуациях плавно переходит на дизельный режим. Газовые дизели очень надежные агрегаты, но требуют больших капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с газовыми и дизельными двигателями.

Для данного объекта выбор газодизельных двигателей повлечет за собой суточное потребление дизельного топлива около 1 т/сут. Если принять мощность потребителей первой категории в 5 МВт, то для работы аварийных дизель-генераторов необходимо дизельного топлива — 1 т/ч.

Единичная мощность и количество агрегатов

Снижение единичной мощности агрегатов приводит к увеличению стоимости строительства и последующего технического обслуживания. Увеличение единичной мощности снижает надежность электроснабжения и увеличивает стоимость резервного агрегата. Считается оптимальным количество работающих агрегатов на полной нагрузке от двух до пяти и зависит от многих факторов.

Производители двигателя и заводская комплектация

Газовые двигатели необходимой мощности производят несколько европейских и американских производителей. Они отличаются по надежности, экономичности и стилю работы на российском рынке. Предлагаются различные варианты, от поставки только двигателя до строительства электростанции «под ключ». При строительстве электростанции зарубежной компанией «под ключ» значительно осложняется и удорожается последующая эксплуатация. Окончательный выбор производителя основного оборудования и комплектацию заводской поставки целесообразно определить в процессе проведения проектных работ.

Схема холодоснабжения

Существуют два типа агрегатов для выработки холода. Компрессионные холодильные машины при потреблении 1 кВт электроэнергии вырабатывают 3–5 кВт холода. Абсорбционные холодильные машины при потреблении 1 кВт тепла вырабатывают 1 кВт холода. С точки зрения энергосбережения, абсорбционные холодильные машины выгодно применять совместно с когенерационными установками.

Абсорбционные машины более надежны, но требуют больших капитальных затрат. Для мини-ТЭЦ оптимальный вариант — когда мощность абсорбционных машин рассчитана исходя из утилизации возможного тепла при выработке электроэнергии (в том числе для компрессионных машин), остальная часть холода вырабатывается на компрессионных машинах.

(0) (10982)
Comments
  • В этой теме еще нет комментариев
Add a comment

Your name *

Your e-mail *

Your message