Технологии когенерации

По всей России 8 800 500-92-62 Москва +7 (495) 120-07-78 Санкт-Петербург +7 (812) 318-75-80

Дефицит недорогой и качественной электрической и тепловой энергии — одна из главных проблем современной экономики. Неэффективный и устаревший процесс централизованного производства самой энергии усложняется проблемами ее транспортировки, что приводит к ее значительному удорожанию.

Второй острой проблемой является получение необходимого или дополнительного количества энергии по причине полного отсутствия или загруженности уже существующих транспортных линий (например, при запуске нового предприятия или увеличении потребления при наращивании производства).

Третьим негативным фактором является ненадежность исчерпавших свом расчетные ресурсы энергетических центров и передающих сетей в сочетании с непредсказуемой тарифной политикой.

Собственное производство энергии снижает ее стоимость, одновременно повышая надежность и качество. Наибольшая экономическая эффективность достигается при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии с помощью так называемых когенерационных установок, где генератор, приводимый в движение силовыми агрегатами, вырабатывает электрическую энергию, а тепло получается из выхлопных газов и системы охлаждения, что позволяет в разы снизить себестоимость энергии по сравнению с раздельной генерацией энергии.

В качестве силового агрегата для когенерационных установок небольшой мощности применяются поршневые двигатели внутреннего сгорания, работающие как на жидком, так и на газообразном топливе. С точки зрения капитальных затрат наиболее дешевыми являются дизельные когенераторы.

Однако из-за дороговизны солярки, большего расхода масла и высоких эксплуатационных затрат себестоимость вырабатываемой ими электроэнергии оказывается выше, чем у газовых установок (обладающих к тому же большим ресурсом до капремонта). Использование сжиженного углеводородного газа в качестве топлива для когенераторов имеет ряд неоспоримых преимуществ:

  • нет необходимости в магистральных газопроводах, а значит, есть возможность быстрого введения в эксплуатацию практически в любом доступном для автомобильного транспорта (газовозов) месте;
  • высокая экологичность — возможность установки в местах, где проводится строгий экологический контроль;
  • низкий уровень шума, безопасность оборудования, отсутствие специфического запаха дизельного топлива, сажи в отработанных газах, обеспечивают установку непосредственно вблизи жилых объектов без ущерба для комфортности;
  • длительность автономности определяется только объемом хранилища СУГ;
  • быстрое и гибкое наращивание мощностей за счет модульной системы всего ассортимента оборудования СУГ.

В числе других приоритетов — повышение доли автономных источников в энергосистеме, интенсивное развитие и широкомасштабное внедрение ресурсосберегающих и экологически чистых энерготехнологий на базе генерирующих установок небольшой мощности. К числу последних относится технология когенерации.

Когенерацией называют способ производства энергии, при котором из одного первичного источника (топлива) на выходе энергоустановки получают два или несколько видов полезной энергии (в большей части когенерационных систем, применяемых в настоящее время, осуществляется совместное производство тепла и электричества).

Преимущества когенерации
Главным преимуществом технологии когенерации является эффективность топливоиспользования, недостижимая при раздельном производстве тепловой и электрической энергии. КПД электростанций составляет от 30 до 50% (остальная часть энергии первичного топлива теряется в виде неиспользуемого тепла). КПД котельной в среднем составляет около 80%. Таким образом, полный КПД системы с раздельным производством тепла и электричества находится в пределах 55–65%. При этом для когенерационных установок (их также называют мини-ТЭЦ или когенераторами), где наряду с генерацией электрической энергии осуществляется утилизация тепла, полный КПД может достигать 90%. Соотношение теплового и электрического КПД когенерационных установок составляет 1:1,2–1,6.

Более полное использование энергии первичного топлива в когенерационных системах — основной фактор, относящий когенерацию к числу перспективных технологических направлений в энергетике, отвечающих требованиям стратегической задачи ресурсосбережения.

В течение последних трех десятилетий задача экономии энергоресурсов является приоритетной для многих стран. Осознанию ее важности во многом способствовал мировой кризис цен на нефть 1973 года. С этой точки зрения дополнительным преимуществом когенерационных установок является возможность использования в них как природного газа, так и других газообразных топлив, характеристики которых различаются в весьма широком диапазоне (пропан, бутан, ПНГ, газы химической промышленности, древесный газ, биогаз, пиролизный газ и т.д.). Современный уровень развития технологии позволяет выбрать подходящий тип когенерационной установки для работы на местном газообразном топливе.

Существуют также когенерационные установки, работающие на жидком и твердом топливе. По данным Австралийской ассоциации по когенерации, доля природного газа среди видов топлива, используемых в когенерационных системах, составляет около 55%; 25% приходится на долю прочих видов газообразного топлива, 14% — на твердое топливо и 6% — на жидкое топливо.

Многообразие видов используемого топлива, широкий диапазон мощностей (от нескольких десятков киловатт до 10 МВТ и более), возможность кластеризации (установки нескольких модулей, что повышает надежность системы и позволяет оптимизировать управление мощностью в системах с переменным энергопотреблением) — все это делает мини-ТЭЦ универсальным вариантом решения проблемы энергоснабжения. Наличие потребности в электрической и тепловой энергии и доступность топлива — достаточный набор предпосылок для варианта мини-ТЭЦ.

С автономностью когенерационных систем и возможностью их установки в непосредственной близости от потребителя связаны такие преимущества, как надежность энергоснабжения, отсутствие затрат на подключение к сетям, отсутствие потерь энергии, весьма значительных при ее передаче на большие расстояния в централизованных сетях.

Также следует отметить высокое качество электрической (стабильность частоты и напряжения) и тепловой (стабильность температуры) энергии, вырабатываемой когенерационными установками. Из преимуществ энергоэффективности и гибкости технологии когенерации напрямую вытекает высокий экономический потенциал автономных систем энергоснабжения на базе когенерационных установок. По ряду оценок, сделанных применительно к российским условиям, рационально спроектированная система когенерации позволяет добиться сокращения затрат на энергию приблизительно в 7 раз по сравнению со стоимостью электричества и тепла от централизованных сетей энергоснабжения. Это, в свою очередь, означает существенное снижение себестоимости продукции или услуг в целом. Окупаемость такого рода проектов составляет в среднем от 3 до 6 лет.

По своим экологическим характеристикам когенерационные установки соответствуют требованиям сегодняшнего дня. Основным же их преимуществом с точки зрения экологии является то, что повышенная эффективность использования первичного топлива в когенераторах позволяет снизить выбросы вредных веществ в атмосферу в 2–3 раза по сравнению с использованием традиционных энерготехнологий, основанных на раздельном производстве тепла и электричества.

Помимо перечисленного набора общих «плюсов» когенерации, существует также ряд специфических факторов, повышающих привлекательность данной технологии в условиях России. Главные из них — это: кризис централизованной энергетики, изношенность оборудования, высокая частота аварий и перегруженность сетей тепло- и электроснабжения; рост тарифов на электроэнергию и тепло; высокая стоимость подключения к сетям, сопоставимая с затратами на сооружение мини-ТЭЦ (к тому же подключение доступно не везде, и даже там, где оно доступно, решение этого вопроса нередко занимает длительное время); необходимость освоения удаленных регионов, не охваченных сетями централизованного энергоснабжения.
При этом когенерация — относительно новая для России технология. Только в последнее десятилетие в нашей стране стал наблюдаться серьезный интерес к проектам мини-ТЭЦ, тогда как опыт использования этой технологии на Западе составляет порядка 25 лет.

Основные принципы реализации и виды когенерационных систем

Основными компонентами любой системы когенерации являются:

  • первичный двигатель;
  • электрогенератор;
  • система утилизации тепла.

Тип первичного двигателя — базовый признак, по которому классифицируются системы когенерации. В настоящее время распространены следующие виды когенерационных установок:

  • газотурбинные;
  • газопоршневые;
  • микротурбинные.

В газотурбинных мини-ТЭЦ роль первичного двигателя (привода электрогенератора) выполняет газовая турбина (ГТ). Установки данного типа используются преимущественно для обеспечения энергетических нужд крупных промышленных потребителей; их применение целесообразно в диапазоне мощностей от 6 МВт и выше.

Недостатками малых ТЭЦ с газотурбинными двигателями являются довольно низкий электрический КПД (около 30%) и высокий расход топлива. Дополнительные расходы связаны с необходимостью подавать топливный газ под высоким давлением (для газотурбинной электростанции мощностью 2,5 МВт оно составляет 10–12 кгс/см2; для более мощных установок этот показатель выше). Значительны эксплуатационные затраты (техническое обслуживание).

К достоинствам данного оборудования следует отнести способность работать на различном топливе, в том числе на мазуте, относительно небольшой удельный вес, высокий потенциал утилизируемого тепла. Благодаря последнему свойству ГТУ ­предпочтительнее там, где на выходе требуется пар.

В качестве преимущества необходимо отметить также продолжительность периода, на протяжении которого допускается эксплуатировать данные машины без остановки (в среднем 1 год).

К разновидности газотурбинных установок следует отнести паровые турбины, утилизирующие пар от уже действующих котлов. Обычно выходное давление пара значительно выше, чем это необходимо для промышленного потребителя, и его снижают дросселями, при этом на тонне пара теряется около 50?кВт энергии.

Установив параллельно дроссельному устройству турбину с генератором, можно получать электро­энергию. В других случаях может оказаться целесообразным специально установить паровой котел и турбину. В частности, это позволяет использовать для когенерации альтернативное топливо типа древесных отходов. Этим не исчерпываются возможные варианты. Например, для получения электрической энергии с наиболее эффективным использованием топлива разработаны комбинированные парогазотурбинные установки. В них тепло выхлопных газов газотурбинного двигателя утилизируется в паровом котле, а пар приводит в движение отдельно стоящую турбину с собственным электрогенератором.

Эффективными мощностями, на которых имеет смысл использовать паровые турбины, является диапазон 5–25 МВт. В нем преимущества паровой турбины — высокая производительность, гибкость по отношению к типу сжигаемого топлива, длительный срок службы, — проявляются наиболее ярко. Впрочем, недостатков тоже хватает: длительный период запуска, большие начальные капиталовложения, дисбаланс производства тепла и электроэнергии, высокий порог эффективного применения.
Рынок генерации малых и средних мощностей практически заполнен когенераторами двух типов, на которых мы остановимся подробнее. В газопоршневых мини-ТЭЦ приводом электрогенератора служит поршневой ДВС на газообразном топливе. На сегодняшний день этот тип установок является наиболее распространенным.

Основной вид топлива для газопоршневых установок — природный газ. Также в газовых ДВС могут использоваться альтернативные виды газообразного топлива, как высококалорийные (пропан-бутановые смеси), так и газы с низкой и средней теплотворной способностью (древесный, пиролизный, коксовый, попутный нефтяной, биогаз и т. д.). Многие виды газопоршневых когенерационных установок допускают перенастройку с одного вида газового топлива на другой.
Нижний предел допустимых нагрузок для газопоршневых установок составляет 30–50% от номинальной мощности, причем снижение нагрузки в этих пределах почти не влияет на электрический КПД. Ресурс газопоршневых мини-ТЭЦ составляет 200–250 тыс. моточасов. Газопоршневые установки характеризуются высокой эффективностью топливоиспользования (общий КПД может достигать 90%). Удельная стоимость газопоршневых мини-ТЭЦ находится в пределах $750–1100 за 1 кВт установленной мощности.

Микротурбинные когенераторы представляют собой новейший тип когенерационных установок, в которых выработка тепла и электроэнергии осуществляется газотурбинным генератором малой мощности (25–300 кВт). Единственная движущаяся деталь микротурбинной установки — высокоскоростной вращающийся вал, на котором размещены турбина, электрогенератор и компрессор. Используемый принцип компоновки обеспечивает высокую эксплуатационную надежность и компактность турбинных генераторов.

Основное преимущество микротурбинных когенерационных установок — возможность работы с переменной нагрузкой в диапазоне от 0 до 100% без сокращения ресурса. Также микротурбинные установки характеризуются низким уровнем шума при работе и хорошими экологическими показателями, что делает возможным их использование в жилых районах. Общий КПД микротурбинных когенераторов составляет 85–90%.

Основным недостатком микротурбинных установок по сравнению с газопоршневыми является их высокая удельная стоимость ($1600–1800 за 1 кВт).

В этих условиях высокие первоначальные затраты, связанные с приобретением микротурбинного когенератора, являются фактором, сужающим спектр применения, по крайней мере, на ближайшие несколько лет.
Использование микротурбинных установок оправдано, когда их ключевые преимущества имеют принципиальное значение (там, где имеет место переменный характер нагрузки с периодическим ее падением до нулевых или близких к нулевым значений, в местах, где критичен уровень шума, производимого установкой), в диапазоне мощностей до 250 кВт.

Выбор установки
В ходе разработки технико-экономического обоснования на строительство автономной теплоэлектростанции необходимо в первую очередь рассчитать возможный экономический эффект. Для этого сравниваются различные варианты покрытия потребности в тепловой и электрической энергии. В каждом случае учитываются затраты на энергоносители и материалы (электричество, газ, тепло, моторное масло и т.?д.), на проектирование, приобретение, монтаж, наладку оборудования, прокладку инженерных коммуникаций, эксплуатационные издержки. Для всех вариантов определяется конечная себестоимость тепла и электричества, производится расчет годовой экономии и срока окупаемости капитальных вложений.

Рассматриваются также вопросы надежности энергоснабжения. Особого внимания заслуживает тема общего ресурса оборудования и интервала между капитальными ремонтами (как правило, общий срок службы рассчитан не менее чем на три капремонта, а при соблюдении правил эксплуатации срок службы может быть более продолжительным). Следует помнить, что ресурс до капитального ремонта диктуется вероятностью отказа оборудования в результате износа: для газопоршневых моторов западного производства он составляет порядка 60 тыс. часов, для газотурбинных установок — обычно 25–35 тыс. часов.

Требованием надежности обусловливается также выбор числа и единичной мощности энергетических агрегатов. Ему должно предшествовать решение о том, будет мини-ТЭЦ работать автономно или параллельно с централизованной сетью: для этого следует сравнить расходы на энергию, потребляемую из сети, и оплату резервирования мощности при параллельной работе с расходами на приобретение, установку и обслуживание резервного агрегата, необходимого в случае полной автономности.
В расчете числа и единичной мощности установок следует учитывать следующее:

  • единичная электрическая мощность агрегата должна в 2,0–2,5 раза превышать минимальную потребность предприятия, общая мощность агрегатов должна превышать максимальную потребность предприятия на 5–10%; 
  • агрегаты по возможности должны быть одинаковой мощности. 

Перечисленные моменты в большей мере относятся к автономному режиму, но их желательно учитывать и при работе параллельно с сетью.

Мини-ТЭЦ на базе газового двигателя должна покрывать приблизительно 30–50% максимальной ежегодной потребности предприятия в тепловой энергии. Остальная тепловая нагрузка обеспечивается пиковыми водогрейными котлами.

© 1997 — 2017 «ГазТехника»