ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ГТУ В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЖКХ

Перспективное развитие городов и городских поселений требует модернизации существующих и строительство новых коммунальных систем тепло- и электроснабжения на основе энергосберегающих технологий. Наибольшей эффективностью обладают комбинированные технологии производства тепловой и электрической энергии на базе когенерационных газотурбинных, газопоршневых и парогазовых установок, обеспечивающих экономию органического топлива и денежных затрат. На приоритетное развитие таких технологий указано в ФЗ №190 «О теплоснабжении» и последующих нормативно-правовых документах.

В России потенциальными объектами для применения когенерационных установок (КГУ) являются промышленные предприятия, больницы, объекты жилищной сферы, газоперекачивающие станции, компрессорные станции, котельные и т. д. Выбор конкретного типа КГУ и ее электрической мощности определяются на основании технико-экономических расчетов с учетом особенностей энергопотребления [1].

Исходя из номенклатуры выпускаемого оборудования для небольших котельных, в качестве КГУ могут использоваться  газопоршневые агрегаты, а для  крупных котельных – газотурбинные установки. Отметим, что предлагаемые когенерационные газотурбинные установки, реализующие простой термодинамический цикл Брайтона, заметно проигрывают газопоршневым агрегатам и микро-ГТУ в коммерческой эффективности для достаточно широкого интервала мощностей [1]. Преимуществом ГПА является высокий КПД, достигающий 40-42%, который мало меняется при изменении нагрузки. Недостатком ГТУ, работающих по простому циклу, является относительно низкий КПД (26-30%), который при уменьшении электрической нагрузки существенно снижается. В то же время ГТУ позволяют покрывать более высокие тепловые нагрузки при высокой степени утилизации отводимой от термодинамического цикла теплоты. Для когенерационных установок КПД не является определяющим. Системная топливная экономичность зависит от трех взаимосвязанных величин – электрического КПД, коэффициента использования теплоты топлива КИТТ и степени утилизации отводимой теплоты.

При разработке схем теплоснабжения или новом строительстве выделяют несколько компоновочных решений применения когенерационных установок:

1)    строительство малой ТЭЦ с КГУ на отдельной площадке, интеграция в схему теплоснабжения города для энергоснабжения различных инфраструктур;

2)           установка в котельных  для  энергообеспечения  предприятия или  комплекса;

 3)   установка КГУ в действующей котельной в виде надстройки (модернизация).

 Во всех рассматриваемых вариантах приоритетной является электрическая нагрузка потребителей. Тепловая нагрузка обеспечивается за счет утилизации тепловых потоков КГУ и котлов котельной или пикового котла малой ТЭЦ. Эксплуатация КГУ по тепловому графику требует дополнительных затрат за присоединение к сетям при параллельной работе с энергосистемой и в условиях РФ не получила широкого применения.

В вариантах 1 и 2 электрическая мощность КГУ определяется нагрузкой потребителя. Отношение максимальной электрической нагрузки к расчетной тепловой для разных потребителей изменяется в пределах 0,12-0,3 МВт(э)/МВт(т) [2]. В этом случае величина электрической нагрузки потребителя в диапазоне расчетной тепловой нагрузки 10 – 100 МВт будет изменяться в пределах 1,2 – 30,0 МВт. Для обеспечения этой нагрузки могут использоваться когенерационные установки на базе ГПА и ГТУ. При использовании ГТУ, работающих по простой схеме, в летний период дополнительно возникают проблемы использования отводимой в котле-утилизаторе теплоты. Это объясняется меньшей величиной отношения электрической мощности к тепловой у ГТУ по сравнению с ГПА, что приводит к необходимости выброса части уходящих газов в дымовую трубу без утилизации теплоты. В этом случае для повышения системной эффективности необходимо использовать ГТУ с достаточно высоким электрическим КПД и более полной утилизацией отводимой от термодинамического цикла теплоты. В коммунальных системах теплоснабжения целесообразно использовать установки с регенеративным подогревом воздуха. В РФ в эксплуатации находятся около 10 КГУ на базе ГТЭ-009М с регенеративным подогревом воздуха, работающие параллельно с энергосистемой. Необходимо подчеркнуть, что когенерационные ГТУ, реализующие регенеративные термодинамические циклы с многоступенчатым сжатием воздуха и промежуточным охлаждением позволяют иметь КПД не меньшие, чем ГПА, но с более высокой степенью утилизации отводимой теплоты. Это обстоятельство делает оправданными работы в данном направлении.

Для систем ЖКХ наиболее привлекательным является третий вариант. По данным ИНЭИ РАН в России за счет реконструкции котельных мощностью до 100 МВт на базе когенерации возможна экономия до 11млн. т у. в год [3].

Одним из наиболее подготовленных вариантов надстройки является установка на территории отопительных котельных газотурбинных установок. Предполагается, что вырабатываемая когенерационной установкой электроэнергия будет частично или полностью расходоваться на собственные нужды котельной, а теплота на обеспечение отопления и горячего водоснабжения. При этом снижаются расходы на приобретение энергоносителей – электроэнергии и топлива, что приведет к экономии денежных средств. Уровень электрической мощности ГТУ должен согласовываться с потребляемой электрической мощностью на собственные нужды.

Такой способ собственного энергообеспечения котельной соответствует современным представлениям о надежности теплоснабжения. По мнению многих специалистов, необходимо, чтобы каждая котельная работала независимо от внешних электросетей. Это связано с тем, что серьезной проблемой стали довольно частые отключения оборудования, связанные с кратковременными посадками напряжения в электрических сетях, которые в настоящее время не могут обеспечить надежное электроснабжение с требуемым качеством электроэнергии.

При отношении электрической мощности электроприемников котельной к тепловой 10-20 кВт(э)/МВт(т) электрическая мощность КГУ может находиться в пределах от 100 кВт до 3 МВт. Первая цифра для котельной тепловой мощностью 10 МВт, вторая – для 100 МВт. При снижении тепловой нагрузки в летний период до 20 % от расчетной электрическая нагрузка снижается до 20-400 кВт, то есть примерно в пять раз. Очевидно, что необходима разработка нового мощностного ряда ГТУ на электрическую мощность 2-3 МВт.

Группой компаний АТР (г. С.- Петербург) разработан проект нового газотурбинного двигателя ГТЭ- 2,8 с регенеративным подогревом воздуха, масштабированного с установки ГТ-009М. Технические характеристики показаны в табл.1, на рис.1 и рис.2.

Таблица 1. Технические характеристики КГУ на базе ГТЭ-2,8 в условиях ISO

В качестве примера рассмотрена районная котельная города населением 80 тыс. человек, расположенного в Центральном федеральном округе. Располагаемая мощность котельной составляет 112,8 МВт, присоединенная – 44,7 МВт. Фактическое потребление тепловой энергии составляет 54,9 МВт, в том числе 4,9 МВт на горячее водоснабжение.

Анализ потребления электроэнергии за период 01.01.2012 по 31.12. 2015 показывает, что на собственные нужды расходуется (суммарно с ЦТП №№ 4,5,6 и 8, находящихся в зоне действия котельной

№1) 7558293…203880 кВт ч/год. С 01.01.2016 по 30.04.2016 потребление электроэнергии на собственные нужды составило 2797540 кВт ч, что соответствует необходимой электрической мощности ГТУ 0,8-1,35 МВт. При увеличении отпуска тепловой энергии до расчетной тепловой мощности котельной (примерно 112,8 МВт) электрическая мощность ГТУ, необходимая для покрытия собственных нужд, составит 1,7-2,7 МВт. При этом необходимо, чтобы когенерационная ГТУ работала при постоянной электрической нагрузке.

Это требование выполнимо, если утилизируемая теплота будет расходоваться на горячее водоснабжение, так как графики электрической и тепловой нагрузок на ГВС имеют идентичную конфигурацию.

В настоящей работе проведены технико-экономические расчеты с целью определения характера и степени влияния сроков различных факторов на сроки окупаемости капитальных вложений. В расчетах приняты: число часов использования установленной мощности когенерационной ГТУ 7000 ч/год, срок службы основного оборудования 25 лет, тариф на электроэнергию СЭ =3,34 – 4,0 руб./кВт ч, тариф на теплоту СQ= 326 – 755,6 руб./ГДж, тариф на природный газ СТ = 3,95 руб./кг у.т. Изменение электрического КПД определялось в зависимости от степени регенерации и параметров термодинамического цикла. Наибольшее влияние на срок окупаемости оказывают экономические факторы. С ростом тарифов на энергоносители срок окупаемости уменьшается на 1,2 – 1,8 лет. При СЭ = 4,0 руб./кВт ч и СQ = 755,6 руб./ГДж срок окупаемости составляет около 5 лет. Степень влияния на срок окупаемости тарифов на теплоту и электроэнергию сопоставимы.

Влияние термодинамических факторов неоднозначно. Полученные результаты указывают на необходимость оптимизации степени регенерации и температуры уходящих из котла-утилизатора газов и его тепловой мощности.

Список литературы

1. Семенов В.Г. Совершенствование государственной политики в области когенерации. Ежемесячный деловой журнал «Коммунальный Комплекс России» № 9 (123) сентябрь 2014. С. 2-5.

2. Применение ПГУ на ТЭЦ/ В.М. Батенин, Ю.А. Зейгарник, В.М. Масленников, Ю.Л. Шехтер, А.Г. Ротинов // Теплоэнергетика. 2008. №12. С. 39-43.

3.            Дильман  М.Д.,  Филиппов  С.П.,  Ионов  М.  Проблемы  и  перспективы  использования когенерационных установок при реконструкции систем теплоснабжения. VII Мелентьевские чтения

«Прогнозирование развития мировой и российской энергетики: подходы, проблемы, решения». 17- 19 апреля 2013 г.