CC BY
76
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ МИНИ-ТЭЦ
Мусин Р.И.1, Юрик Е.А.2
магистрант1, к.т.н., доцент2 кафедра тепловых двигателей и теплофизики, Калужский филиал Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана
Аннотация
Для достижения максимального эффекта использования энергии топлива на мини-ТЭЦ необходимо совместное производство тепловой и электрической энергии. Реализация такого решения возможна с использованием следующих схем энергетических установок: газотурбинных, паротурбинных и парогазовых. В статье подробно рассматриваются указанные схемы с перечислением их достоинств. Ключевые слова: мини-ТЭЦ, энергетика, энергетическая установка. Keywords: heating plant, energy, power plant.
Мини-ТЭЦ (мини-теплоэлектроцентраль) - это практическое воплощение двух технологий: когенерации и малой энергетики. Основной принцип когенерации - стремление к максимальному использованию энергии первичного топлива за счет совместного производства тепловой и электрической энергии, общий КПД энергетической станции в режиме когенерации составляет 80-95%.
Малая энергетика - это производство энергии (электростанции и котельные мощностью до 30 МВт) непосредственно в месте ее потребления (иногда используется термин «распределенная генерация»). С этих позиций мини-ТЭЦ - это энергоагрегат, предназначенный для комбинированной выработки тепла и электричества для обеспечения потребностей, как правило, определенного потребителя.
Целью применения мини-ТЭЦ является уменьшение доли электропотребления из электросети до минимума или полное ее исключение, посредством самостоятельной выработки электроэнергии. В сочетании с использованием тепла, выработанным мини-ТЭЦ, потребитель получает экономическую выгоду. Для получения этой экономической выгоды необходимо тщательное планирование и проектирование мини-ТЭЦ. Основанием для планирования и проектирования является определение правильной величины мощности мини-ТЭЦ. Для этого необходим детальный анализ потребности в тепловой и электрической энергиях и условий на конкретном объекте. Для обеспечения экономической выгоды необходима максимально высокая загрузка установки мини-ТЭЦ [1].
Основными достоинствами мини-ТЭЦ являются:
1. Невысокие потери при транспортировке тепловой и электрической энергии по сравнению с системами централизованного тепло- и электроснабжения.
2. Автономность функционирования мини-ТЭЦ (независимость от внешней энергосистемы) и возможность продажи в энергосистему излишков вырабатываемой электроэнергии или теплоты.
3. Низкая себестоимость вырабатываемой тепловой и электрической энергии (в 2-2,3 раза меньше, по сравнению с системами централизованного тепло- и электроснабжения).
4. Повышение надежности энергоснабжения, так как возможные перебои в подаче электроэнергии от внешней энергосистемы не приводят к прекращению работы мини-ТЭЦ.
5. Невысокий расход топлива для производства электроэнергии и теплоты.
6. Большой моторесурс и долговечность оборудования мини-ТЭЦ.
7. Мобильность, возможность перевозки и быстрого подключения к тепловым и электрическим сетям потребителей после доставки на место (в стационарном или контейнерном исполнении).
В современных когенерационных установках роль первичного двигателя могут выполнять: поршневые двигатели, газовые турбины, паровые турбины, парогазовые турбины, паровинтовые турбины и микротурбины [2].
Основными критериями выбора типа установки являются:
• Единичная электрическая и тепловая мощность;
• Удельная стоимость энергоустановки;
• Мотороресурс и надежность первичного двигателя;
• Вид топлива;
• Качество вырабатываемой электроэнергии;
• Экономическая эффективность (конкурентоспособность);
• Экологические характеристики;
• Возможность работать в энергосистемах;
• Особенности и ограничения применения;
• Принцип действия и устройство когенерационных энергоустановок;
• Стоимость серийного обслуживания;
Газотурбинные мини-ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ)
В этих мини-ТЭЦ, воздух, сжатый в компрессоре и газ под давлением подаются в камеру сгорания. В камере сгорания осуществляется сжигание газа. В процессе сжигания газа образуются продукты сгорания (уходящие дымовые газы), которые направляются в газовую турбину. Проходя через турбину, уходящие дымовые газы расширяются и, тем самым, передают свою энергию генератору. За счет расширения продуктов сгорания, генератор
газовой турбины вырабатывает электроэнергию, которая затем поступает к потребителям.
После газовой турбины для теплоснабжения потребителей предусматривается установка газо-водяного теплообменника-утилизатора или парового котла-утилизатора (рисунок 1). В этих аппаратах используется теплота продуктов сгорания (с температурой 420-500 °С) для нагрева сетевой воды или для выработки пара.
Примерно 40% энергии от сгорания газа приходится на выработку электроэнергии, остальные 60% используются для производства теплоты. Электрический КПД газотурбинных мини-ТЭЦ в среднем равен 25-35%. Общий коэффициент использования теплоты (по сумме электрической + тепловой мощности) у газотурбинных мини-ТЭЦ достигает 75-85%.
Спектр выпускаемых газотурбинных мини-ТЭЦ достаточно широк и лежит в диапазоне от 2,5 до 25 МВт по электрической мощности. Тепловая мощность газотурбинных мини-ТЭЦ (при температуре уходящих дымовых газов 100-115 °С) составляет от 1,5 до 27 Гкал/ч.
Как правило, газотурбинные мини-ТЭЦ выпускаются в виде модулей полной заводской готовности для стационарного размещения или в блочно-контейнерном исполнении.
К достоинствам ГТУ-ТЭЦ относятся:
1. Способность работать на различных видах топлива (газообразном и жидком).
2. Длительность периода, на протяжении которого оборудование ГТУ-ТЭЦ может эксплуатироваться без остановки (до 9000 часов).
3. Незначительный расход смазочного масла для оборудования ГТУ-ТЭЦ (до 1,3 тонн в год).
4. Малые выбросы вредных веществ в окружающую среду
(КОх = 25-50 ррт; СО = 60-75 ррт).
5. Высокое значение отношения отпускаемой теплоты к
производимой электроэнергии (— = 1,7 — 2,1)
6. Возможность производства пара в котлах-утилизаторах ГТУ-ТЭЦ. Это обстоятельство позволяет использовать газотурбинные мини-ТЭЦ на промышленных предприятиях для покрытия технологической тепловой нагрузки [5].
Рис.1. Принципиальная схема газотурбинной мини-ТЭЦ: 1 - Воздушный компрессор; 2 - Газовая турбина; 3 - Генератор; 4 -Камера сгорания; 5 - Дожимающий компрессор; 6 - Газо-водяной теплообменник-утилизатор; 7 - Насос; 8 - Дымосос.
Мини-ТЭЦ на базе малых паротурбинных установок (ПТУ-ТЭЦ), а также на базе паровых роторных объемных машин (ПРОМ) и паро-винтовых машин (ПВМ).
Надстройка существующих паровых и пароводогрейных котельных осуществляется паротурбинными установками (или установками ПРОМ и ПВМ). Когда давление пара на выходе из паровых котлов значительно выше, чем требуется потребителям теплоты (или для собственных нужд котельной), вместо редукционных установок используются паровые турбины малой мощности (100-4000 кВт). Эти турбины работают на насыщенном или перегретом паре с давлением 8-40 кгс/см и температурой 140...450 °С. Проходя через турбину, пар расширяется, его давление уменьшается и, тем самым, он передает свою энергию генератору. За счет расширения пара генератор паровой турбины вырабатывает электроэнергию, которая затем поступает к потребителям. После турбины пар с давлением 3-7 кгс/см2 и температурой 135.165 °С поступает для теплоснабжения технологических потребителей теплоты или для собственных нужд котельной (рисунок 2).
Также возможно пар после турбины использовать в конденсаторе-бойлере для подогрева сетевой воды до температуры 80...90 °С для коммунально-бытовых нужд потребителей теплоты.
На российском рынке представлены отечественные и зарубежные паротурбинные мини-ТЭЦ на базе блочных турбогенераторов с электрической мощностью от 0,1 до 4 МВт и тепловой мощностью от 1,1 до 27 Гкал/ч.
Перспективным направлением реализации возможности комбинированной выработки электроэнергии и теплоты в паровых и пароводогрейных котельных с паровыми котлами низкого и среднего давления является использование паровых роторных объемных машин (ПРОМ) и паро-винтовых машин (ПВМ) [3].
Рис. 2. Принципиальная схема ПТУ-ТЭЦ на базе блочных турбогенераторов:
1 - Паровой котел; 2- Блочный турбогенератор; 3 - Генератор; 4 -Редукционная установка; 5 - Расширитель; 6 - Охладитель непрерывной продувки; 7 - Подогреватель; 8 - Насосы; 9 - Деаэратор; 10 - Охладитель выпара; 11- Химводоочистка.
В сравнении с ПТУ-ТЭЦ энергоагрегаты ПРОМ и ПВМ имеют следующие преимущества:
• Не требуют высоких и жестких ограничений к качеству поступающего пара (могут эффективно работать на водяном паре со степенью сухости меньше 0,98);
• Имеется возможность изменения параметров пара на выходе из энергоагрегата. При этом появляется возможность регулирования соотношения электрической и тепловой мощности мини-ТЭЦ;
• Энергоагрегаты ПРОМ и ПВМ имеют малые габариты, металлоемкость и вес. Это обстоятельство обеспечивает возможность установки машин в существующем здании котельной без сооружения дополнительного помещения и массивного фундамента.
Мини-ТЭЦ на базе ПГУ.
Электрический КПД парогазовых установок (ПГУ) достигает 58%, а при использовании пара для выработки тепла общий КПД возрастает до 96%, в то время как обычная электростанция выдает 35%. ПГУ - реальная и выгодная перспектива теплоэнергетики, и строительство таких блоков лежит в основе государственной программы модернизации энергетической отрасли страны.
Комбинированный парогазовый цикл (технология КОСС) включает в себя газотурбинную установку, котел-утилизатор и паровую турбину. ГТУ, паровой котел-утилизатор, паровая турбина и турбогенератор вместе образуют бинарную парогазовую установку (ПГУ). Принципиальная схема бинарной ПГУ приведена на рисунке 3.
В современных энергетических ГТУ температура отработавших в турбине уходящих дымовых газов составляет 550-640 °С. Их тепловой потенциал может быть использован (утилизирован) в паровом котле-утилизаторе (КУ). Каждая газотурбинная установка работает на свой КУ, в котором вырабатывается пар, поступающий в паровые турбины. В паровых турбинах вырабатывается дополнительная электроэнергия. Проходя через паровые турбины, пар поступает в конденсатор и конденсируется. Конденсат с помощью насосов направляется в котел-утилизатор [4].
Котел - утилизатор
Рис. 3. Двухконтурная бинарная ПГУ с паровой турбиной типа Р
Парогазовые установки обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными газовыми и угольными электростанциями:
• Более высоким электрическим КПД - до 60 %;
• Более низкие капитальные затраты: 650-1100 долл. США/кВт против 1400-1500долл. США/кВт для обычной паротурбинных электростанции;
• Более сжатые сроки строительства благодаря блочной конфигурации парогазовых установок: 2-3 года против 6-8 лет для обычных паротурбинных электростанций;
• Низкий уровень выбросов по сравнению с традиционными угольными электростанциями - снижение выбросов более чем на 50%.
Возможны различные сочетания газотурбинных и паротурбинных циклов. Среди них доминируют:
1. Двухконтурная бинарная ПГУ с паровой турбиной типа Р.
2. Двухконтурная бинарная ПГУ с паровой турбиной типа Т.
3. Двухконтурная бинарная конденсационная ПГУ.
4. Трехконтурная бинарная ПГУ с паровой турбиной типа Т с промежуточным перегревом пара.
Вывод
Как уже отмечалось выше, инвестиционная привлекательность проектов строительства мини-ТЭЦ не вызывает сомнения. Они характеризуются относительно высокой производительностью при небольших габаритах и массе. Это дает возможность устанавливать ее в практически любом здании котельной без значительных объемов строительных работ. Конкурентоспособность энергоустановок с ГТУ, ПТУ и ПГУ обеспечивается достаточно низкой в сравнении с другими видами оборудования удельной стоимостью за МВт установленной мощности.
Выбор той или иной схемы мини-ТЭЦ требует решения сложной технико-экономической задачи, учитывающей такие факторы как эффективность и надежность установки, стоимость разработки, изготовления и эксплуатации и т.д.
Список литературы
[1] А.П. Белкин. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа. ФГБОУ ВПО Тюменский государственный архитектурно-строительный университет. 2013. С. 20-35.
[2] В.Н. Чурашев, В.М. Маркова. МИНИ-ТЭЦ - ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ. 2015
[3] Приложение №3 к программе Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года. Анализ развития передовых технологий в теплоэнергетике.
[4] Л. В. Зысин. Парогазовые и газотурбинные установки. Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. 2010-368 с.
[5] Шевелев Д.В., Сафонов А.И. Перспективные технологии утилизации тепла выхлопных газов газоперекачивающих агрегатов. Электронный журнал: наука, техника и образование №2, 2016, ISSN 2413-6220, http://nto-journal.ru/catalog/mashinostroenie/
