Парогазовые когенерационные установки

 

Рисунок 2. Классификация затрат на когенерационную установку.

 

 

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.[6]

 

1.5 Парогазовые когенерационные  установки

Парогазовая установка (установка комбинированного цикла) состоит из одной или нескольких газовых турбин, соединенных с одной или несколькими паровыми турбинами (Рисунок 3)[7]. Во многих случаях такие установки используются для комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Тепло выхлопных газов газовой турбины утилизируется и используется для производства пара, приводящего в действие паровые турбины. Как правило, тепло, полученное в результате утилизации, используется для производства дополнительной электроэнергии, а не для отопления или нагрева. Преимуществами подобных систем являются высокое отношение электрической к тепловой энергии, а также высокий КПД. Газификация твердого топлива - одно из перспективных направлений развития технологий сжигания - также используется в сочетании с парогазовыми системами и когенерацией. Газификация топлива позволяет значительно снизить выбросы оксидов серы и азота по сравнению с традиционным сжиганием твердого топлива благодаря очистке газа после газификации, но до сжигания в турбине.

 

 

Рисунок 3. Принципиальная схема парогазовой когенерационной установки.

 

 

Объем производства электроэнергии может оказаться ниже, если система когенерации оптимизирована для утилизации тепла. Можно показать, что установка по сжиганию отходов, утилизирующая, например, 18% энергии сжигаемых материалов в форме электроэнергии, эквивалентна установке, утилизирующей 42,5 % энергии в форме централизованно распределяемого тепла или пара, пригодного для коммерческого использования.

Принципиальное решение об использовании когенерации и выбор конкретного метода определяются рядом факторов; даже предприятия с аналогичными потребностями в энергии не могут считаться абсолютно одинаковыми в этом отношении. Во многих случаях принципиальное решение о внедрении когенерации определяется факторами, представленными на рисунке 4.

 

 

Рисунок 4. Факторы, определяющие решение о внедрении когенерации.

 

 

В целом, применение когенерации оправдано на тех предприятиях, где имеются значительные потребности в тепле при температурах, соответствующих низкому или среднему давлению пара. При оценке потенциала производства с точки зрения когенерации важно убедиться в том, что нет оснований ожидать существенного сокращения потребностей в тепле. В противном случае эксплуатация системы, рассчитанной на производство избыточного тепла, окажется неэффективной.

Паровые турбины могут быть адекватным вариантом при выполнении следующих условий:

- базисная электрическая нагрузка  превышает (3÷5) МВтэ;

- существует применение для  низкопотенциального пара, и требуемое соотношение электрической и тепловой энергии превышает 1:4;

- доступность недорогого топлива  с невысокой торговой наценкой;

- доступность адекватной площади  для размещения системы;

- наличие высокопотенциального  тепла, отходящего от технологических процессов (например, от печей или мусоросжигательных установок);

- необходимость замены существующей  котельной;

- необходимо сведение к минимуму  соотношения электрической и  тепловой энергии к минимуму. В когенерационных системах максимизация  соотношения электрической и тепловой энергии требует минимизации уровня противодавления и максимизации уровня высокого давления.

Использование газовых турбин может быть целесообразно при выполнении следующих условий:

- предполагается довести до  максимума отношение производимой электрической энергии к тепловой;

- потребность в электроэнергии  является постоянной и превышает 3 МВтэ (на момент подготовки данного документа газовые турбины меньшей мощности лишь начинают выходить на рынок);

- доступность природного газа (однако его отсутствие не является лимитирующим фактором);

- существует значительная потребность  в паре среднего/высокого давления  или в горячей воде, в частности, с температурой, превышающей 500°C;

- наличие применения для горячих  дымовых газов с температурой 450°C или выше - газы могут разбавляться холодным атмосферным воздухом или пропускаться через газовоздушный теплообменник. (Кроме того, целесообразно рассмотреть возможность добавления паровой турбины и создания парогазовой системы комбинированного цикла).[3]

 

1.6 Преимущества и недостатки  когенерационных систем

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. 

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.

Основными недостатками когенерационных систем являются ограниченная мощность одного энергоблока, высокая удельная стоимость, а также затраты на реконструкцию традиционных ТЭЦ и котельных.[2]

 

1.7 Современное состояние  когенерации в мире

Рост когенерации в Европейском Союзе характеризуется крайним разнообразием, и в масштабах, и в сущности развития. Разнообразие объясняется различиями в истории, политических приоритетах, природных ресурсах, культуре и климате стран Союза, а также тесной связью когенерации со структурой и активностью рынка электроэнергии каждой конкретной страны. Когенерация все активней и активней внедряется практически всеми развитыми и активно развивающимися странами мира. Например, в США была принята и реализована программа по удвоению существующих мощностей когенерации по сравнению с 1998 годом и в настоящее время было введено дополнительно около 46 ГВт.[4]

 

2 Расчетная часть

2.1 Эффективность работы  парогазовой когенерационной установки с котлом-утилизатором.

Парогазовыми установками (ПГУ) называются комбинированные установки, работающие по циклу Ренкина − циклу паротурбинной установки (ПТУ) − и циклу газотурбинной установки (ГТУ). К настоящему времени предложено несколько вариантов ПГУ, отличающихся способом воздействия рабочего тела одного цикла на рабочее тело другого цикла. Все эти схемы объединяет одна идея − использование теплоты уходящих газов ГТУ в паротурбинной части установки.

Принципиальная схема одной из таких ПГУ представлена на рисунке 5, а цикл, совершаемый рабочими телами (водяным паром и воздухом) этой установки, −на рисунке 6. Предполагается использование только ПТУ (правая часть рисунка 5) при работе и базовом режиме. Газотурбинная часть установки (левая часть рисунка 5) включается только для покрытия пиков нагрузки и работает совместно с ПТУ, как ПГУ.

Паротурбинная часть установки, как и обычная ПТУ, состоит из паровой турбины ПТ, конденсатора, питательного насоса Н, котельного агрегата КА и системы регенеративных подогревателей питательной воды    (на схеме для простоты показан лишь один подогреватель РП). При работе в базовом режиме газотурбинная часть ПГУ не работает, вентили  А и С открыты, вентили В закрыты, и регенеративный подогрев питательной воды осуществляется, как в обычной ПТУ, за счет теплоты отборного пара, поступающего в РП через вентиль А.

Цикл, совершаемый водяным паром этой установки (правая часть рис. 14), ничем не отличается от цикла Ренкина на перегретом паре: процесс 6-7 − адиабатное расширение пара в турбине, 7-7’ − конденсация пара,      7-8 − подогрев питательной воды в РП за счет теплоты конденсации А-8 отборного пара, 7’-6 − подвод теплоты в КА.

Для покрытия пиков нагрузки включается газотурбинная часть  ПГУ, состоящая из компрессора К, камеры сгорания КС и газовой турбины ГТ. При этом закрываются вентили А, С и открываются вентили В (весь пар, таким образом, проходит через паровую турбину ПТ), а подогрев питательной воды (процесс 7-8) осуществляется за счет теплоты уходящих газов ГТУ в газоводяном подогревателе ГВП. Газы при этом охлаждаются до температуры Т5.

Парогазовые установки могут работать не только как пиковые электростанции, но и как базовые. Современные ПГУ имеют более высокий КПД (около 55 %), чем у ПТУ (около 40 %).

 

 

 

Рисунок 5. Принципиальная схема ПГУ

 

 

Рисунок 6. Цикл парогазовой установки

 

 

Очевидно, что сочетание газо- и паротурбинных установок при высокой температуре подвода теплоты, присущей ГТУ, и низкой температуре отвода теплоты, характерной для ПТУ, позволяет существенно повысить КПД теплосилового цикла.

Коэффициент полезного действия парогазовой установки с котлом-утилизатором вычисляется по формуле: