Энергосбережение при совместной выработке тепловой и электрической энергии

Традиционные теплофикационные системы на базе централизованных источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, главным образом с тем, что функционирование теплофикационных централизованных систем сопровождается большими тепловыми потерями (достигающими 25-30%) при транспорте горячей воды и затратами электроэнергии на перекачку сетевой воды. Кроме того, вследствие высокой повреждаемости тепловых магистралей, надежность централизованных систем теплоснабжения оказывается низкой.

В настоящее время, когда ощущается недостаток централизованных инвестиций на восполнение выбывающих в связи с выработкой ресурса и развитие генерирующих мощностей, появилась тенденция строительства блочных котельных. Наряду с преимуществами такие источники имеют существенные недостатки, связанные с неэффективным использованием топлива, природного газа, а так же отрицательным воздействием на окружающую среду в зоне их размещения.

В этих условиях одним из важных направлений совершенствования теплофикационных систем и обеспечения максимальной экономии топлива является создание систем теплоснабжения на базе мини-ТЭЦ (когенерационных установок), совместно вырабатывающих тепловую и электрическую энергию.

Когенераторные установки (КУ) делятся на газопоршневые/дизельные установки и газотурбинные установки.

Сравнение турбинных и поршневых двигателей для применения на мини-ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин наиболее выгодна на крупных промышленных предприятиях или крупных районных котельных, которые имеют значительные (больше 8…10 МВт) электрические нагрузки, собственную производственную базу, высококвалифицированный персонал для эксплуатации установки, ввод газа высокого давления. Мини-ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей перспективны в качестве основного источника электроэнергии и теплоты на предприятиях самого широкого диапазона деятельности, а именно: в сфере обслуживания - в гостиницах, санаториях, пансионатах и предприятиях питания; в промышленности - на деревообрабатывающих и химических предприятиях; в сельском хозяйстве – в тепличных хозяйствах, на птицефермах и животноводческих комплексах.

1 - газо­генератор; 2 - дизель-генератор; 3 - топка; 4 - вентилятор; 5 - котел;

6 - дымосос; 7 - труба; 8 - горячий циклон; 9 - газовоздушный теплооб­менник;

10 - скруббер; 11 - от­стойник; 12 - насос; А - биомасса; Б - юла; В - сетевая вода;

Г - газ; Д - воздух; Л - продукты сгорания; III - шлам

Рис. 6.1. Схема дизельной газогене­раторной мини-ТЭЦ

Схема дизельной газогенераторной мини-ТЭЦ (рис. 6.1). Данная схема предусматри­вает работу двигателя на генераторном газе с минимальной подсветкой жидким или газообразным топливом (5-10% по теплу). Физическая теплота генераторного газа (его температура на выходе из газогенератора достигает 400-600°С), теплота выхлопных газов двигателя и системы его охлаждения утилизируются для нужд теплофикации, а также, при необходимости, для подсушки исходного топлива. Газогенератор обладает высокой маневренностью - диапазон регулирования мощности 20-140% от номинала, что позволяет форсировать энергетическую установку в период пиковых тепловых нагрузок путем подачи на сжигание в котел дополнительного количества газа, минуя двигатель. Соотношение номинальных электрической и тепловой нагрузок такой мини-ТЭЦ близко к единице.

Для слоевых процессов газификации по условиям организации процесса существует ограничение предельной единичной тепловой мощности агрегата на уровне около 5 МВт. Для больших мощностей требуется переход к технологиям газификации в циркулирующем кипящем слое. Ограничение мощности в данном случае может опре­деляться в основном рентабельным расстоянием транспортировки топлива, которое, например, для биомассы не превышает обычно величины 120-140 км.

В связи со значительным сокращением государственных централизованных инвес­тиций в развитие энергетики, ростом тарифов на электрическую и тепловую энергии возникла необходимость в сооружении ПГУ и ГТУ-ТЭЦ малой мощности на основе перевода отопительных и промышленных котельных в режим работы ТЭЦ. Главным достоинством таких установок является исключительно высокая эффективность их работы, определяемая энерговыработкой на тепловом потреблении без потерь в хо­лодном источнике, относительно невысокими удельными капитальными затратами на их сооружение, короткими сроками реконструкции без остановки основного обору­дования котельной в отопительный сезон.

При этом на крупных котельных устанавливаются агрегаты для выработки электроэнергии. В них будет использоваться энергия пара, поскольку технологический цикл крупных котельных предусматривает выработку пара с последующим его дросселированием на редукционных установках до более низких параметров. При этом потенциальная энергия пара не используется. Установка паровых турбин в комплекте с электрогенераторами позволит использовать эту энергию.

Отработанный в турбинах пар будет направлен на нужды теплоснабжения. Мощности установленных паротурбогенераторов хватит, чтобы покрыть собственные нужды котельных. Естественно, на выработку электроэнергии потребуется некоторое увеличение потребления топлива, но при этом коэффициент полезного его использования существенно возрастёт.

Наиболее перспективными объектами для внедрения этой технологии в системе теплоснабжения являются крупные котельные со значительными объемами нагрузки по горячему водоснабжению.

В настоящее время такими предприятиями как «Калужский турбинный завод», ЗАО «Независимая энергетика» выпускаются ряд паровых турбин и блочных автоматизированных комплексов. Схема линии–ТЭЦ с паротурбинными установками ПВМ -250 представлена на рис.6.2

Таблица 6.1

Обозначение	Номинальная мощность (кВт)	Номинальные параметры пара	Номинальное давление пара за турбиной (кПа)	Номинальный расход пара (тонн/час)	Масса турбогенераторного блока (тонн)	Масса поставляемого оборудования (тонн)
давление (МПа)	диапазон температ. (°С)
ОАО «Калужский турбинный завод»
ТГ 0,5А/0,4 Р13/3,7		1,3	TS -250*		13,2	9,5	10,7
ТГ 0,6А/0,4 Р12/3,7		1,2	TS -250*		16,5	11,4	12,4
ТГ 0,75А/0,4 Р13/2		1,3	TS -250*		14,3	11,1	12,4
ТГ 0,5ПА/0,4 Р11/6		1,1	TS -250*		27,5	9,4	10,5
ТГ 0,6ПА/0,4 Р12/6		1,2	TS -250*		28,4	11,3	12,5
ТГ 0,75ПА/0,4 Р13/4		1,3	TS -250*		21,1	11,1	12,3
ТГ 1,7/0,4 Р/1,0		0,5				25,0	27,0
ТГ 3,5/10,5 Р12/1,2		1,2	TS -300*		46,3	27,0	29,3
Независимая энергетика
ПВМ-250		1,3	TS *		6,3		2,0

Рис. 6.2 Схема линии–ТЭЦ с паротурбинными установками ПВМ -250