Сначала немного теории…Мини-ТЭЦ (малая теплоэлектроцентраль) — это теплосиловые установки, служащие для совместного производства электрической и тепловой энергии в агрегатах единичной мощностью до 25 МВт, независимо от вида оборудования. В настоящее время нашли широкое применение в зарубежной и отечественной теплоэнергетике следующие установки: противодавленческие паровые турбины, конденсационные паровые турбины с отбором пара, газотурбинные установки с водяной или паровой утилизацией тепловой энергии, газопоршневые, газодизельные и дизельные агрегаты с утилизацией тепловой энергии различных систем этих агрегатов. Термин «когенерационные установки» часто используется в качестве синонима терминов миниТЭЦ и ТЭЦ, однако он является более широким по значению, т.к. предполагает совместное производство (co — совместное, generation — производство) различных продуктов, которыми могут быть, как электрическая и тепловая энергия, так и другие продукты, например, тепловая энергия и углекислый газ, электрическая энергия и холод и т.д. Фактически термин «тригенерация», предполагающий производство электроэнергии, тепловой энергии и холода также является частным случаем «когенерации». Отличительной особенностью мини-ТЭЦ является более экономичное использование топлива для произведенных видов энергии в сравнении с общепринятыми раздельными способами их производства. Это связано с тем, что электроэнергия в масштабах страны производится, в основном, в конденсационных циклах ТЭС и АЭС, имеющих электрический КПД на уровне 30–35 % при отсутствии теплового потребителя. Фактически такое положение дел определяется сложившимся соотношением электрических и тепловых нагрузок населенных пунктов, их различным характером изменения в течение года, а также невозможностью передавать тепловую энергию на большие расстояния, в отличие от электрической энергии. Модуль мини-ТЭЦ включает в себя газопоршневой, газотурбинный или дизельный двигатель, генератор электроэнергии, теплообменник для утилизации тепла от воды при охлаждении двигателя, масла и выхлопных газов. К мини-ТЭЦ обычно добавляют водогрейный котел для компенсации тепловой нагрузки в пиковые моменты. Основное предназначение мини-ТЭЦ — выработка электрической и тепловой энергии из различных видов топлива. Концепция строительства мини-ТЭЦ имеет ряд преимуществ (в сравнении с большими ТЭЦ): позволяет избежать затрат на строительство дорогостоящих и опасных высоковольтных линий электропередач; исключаются потери при передаче энергии; отпадает необходимость финансовых затрат на выполнение технических условий на подключение к сетям централизованного электроснабжения; обеспечивается бесперебойное снабжение электроэнергией потребителя; электроснабжение качественной электроэнергией, соблюдаются заданные значения напряжения и частоты; возможно получение значительной прибыли. Основное преимущество мини-ТЭЦ — близость к потребителям тепловой энергии. Снижаются или отпадают проблемы с теплосетями (трубопроводы, обеспечивающие подачу тепловой энергии от ТЭЦ к потребителям). Ведь в обычной теплосети в случае аварии возникают большие проблемы: разрытие грунта, временное отчуждение территории для ремонта теплосети, создаются значительные неудобства для движения автотранспорта и пешеходов. По нормативам времен СССР теплосети подлежали замене через 20–30 лет. На основе двигателей внутреннего сгорания существует оборудование мини-ТЭЦ, позволяющее обеспечивать электро и теплоснабжение отдельных домов, в т.ч. и индивидуальных домов (коттеджей).Значимую часть энергии сгорания топлива при выработке электроэнергии составляет тепловая энергия. Существует варианты использования тепла: непосредственное использование тепловой энергии конечными потребителями (когенерация); горячее водоснабжение (ГВС), отопление, технологические нужды (пар); частичное преобразование тепловой энергии в энергию холода (тригенерация); холод вырабатывается абсорбционной холодильной машиной, потребляющей не электрическую, а тепловую энергию, что дает возможность достаточно эффективно использовать тепло летом для кондиционирования помещений или для технологических нужд. Топливом для мини-ТЭЦ может являться газ (магистральный или сжиженный природный газ и пр. горючие газы); жидкое топливо (нефть, мазут, дизельное топливо, биодизель и др. горючие жидкости); твердое топливо (уголь, древесина, торф и пр. разновидности биотоплива). Наиболее эффективным и недорогим топливом в России является магистральный природный газ, а также попутный газ. Комбинированное производство энергии двух видов на миниТЭЦ способствуют гораздо более экологически безопасному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и тепловой энергии на котельных установках. Замена котельных, нерационально использующих топливо и загрязняющих атмосферу городов и поселков, мини-ТЭЦ способствует не только значительной экономии топлива, но и повышению чистоты воздушного бассейна, улучшению общего экологического состояния.…а потом практика Первая и главная сложность состоит в том, что обустройство «когернерационных установок» — дорогое удовольствие. Удельная стоимость одного киловатта электроэнергии на электростанции с импортным оборудованием, с учетом проектирования, доставки и монтажа составляет от 500 до 1000 евро и зависит от множества параметров. Высокая стоимость строительства складывается из нескольких составляющих. Еще с далеких советских времен применяется метод определения стоимости проектных работ — 10 % от общей стоимости. Усредненная удельная стоимость установленного одного киловатта электрической мощности принимается за $ 1000. Таким образом, стоимость проектирования электростанции мощностью 5 МВт оценивается, как минимум, уже в значительную сумму $ 500 000.Стоимость оборудования, в основном импортного, достаточно высокая сама по себе, также включает таможенные и транспортные расходы и интересы многочисленных посредников. Можно и нужно 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 каких-то планах на сей счет. 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 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. Кстати, модное в наше время слово «когенерация» раньше звучало как «теплофикация». Напрашивается вывод, что овчинка не стоит выделки. Но такой вывод будет неверным. 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 течении года. В остальных случаях необходимо анализировать характеристику энергопотребления, подбирать тип оборудования и производить расчет срока окупаемости вложенных средств. Своебразной шпаргалкой по расчету срока окупаемости послужит следующее:? в одном кубическом метре природного газа содержится примерно 9,5 кВт энергии топлива (соответственно, один киловатт тепловой энергии топлива содержится в 0,11 м3 природного газа); ? на выработку одного одного киловатта 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 одного кубического метра природного газа (по степени утилизации тепла); ? эксплуатационные и сервисные затраты в среднем составляют 30 % стоимости одного кубического метра природного газа; ? для укрупненных расчетов срока окупаемости (определение порядковой величины) за себестоимость электроэнергии (при ее собственном производстве) принимается 50 % стоимости одного «куба» 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 три-четыре года. Для жилищных объектов это уже 15–20 лет. Критерии выбора энергогенерирующего оборудования таковы: высокая надежность оборудования; максимальный электрический КПД; снижение стоимости строительства; повышенные требования к экологическим и шумовым характеристикам; минимизация площади застройки; всяческое снижение эксплуатационных затрат. 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 °С, идеальна для использования тепловой энергии в комбинированном производстве тепла и электроэнергии: получения горячей воды; получения перегретого пара; абсорбционного охлаждения. Отметим, что 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 порядка 10 МВт. Паровые котлы в сочетании с двумя 10мегаваттными газовыми турбинами вырабатывают количество пара, достаточное для конденсационной паровой турбины, вырабатывающей дополнительно 9,8 МВт электроэнергии, плюс промышленный пар в количестве 7 т/ч. Электрический КПД парогазового цикла составляет 47 %, электрический КПД поршневого двигателя находится в пределах 38–42 % — т.е., 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. 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 %.Озвучим некоторые промежуточные выводы. 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. 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 уже 1 т/ч. 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. Газовые двигатели указанной мощности производят несколько крупных и известных европейских и американских производителей. Они отличаются по надежности, экономичности и стилю работы на российском рынке. Предлагаются различные варианты, как от поставки только двигателя, так и 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. Существуют два типа агрегатов для выработки холода. Компрессионные холодильные машины — при потреблении одного киловатта электроэнергии вырабатывается три-пять киловатт холода. Абсорбционные холодильные машины — при потреблении одного киловатта тепла вырабатывается один киловатт холода. С точки зрения энергосбережения, абсорбционные холодильные машины (они более надежны, но требуют больших капитальных затрат) выгодно применять совместно с когенерационными установками. Для мини-ТЭЦ оптимальный вариант — когда мощность абсорбционных машин рассчитана исходя из утилизации возможного тепла при выработке электроэнергии (в т.ч. для компрессионных машин), остальная часть холода вырабатывается на компрессионных машинах.