Главная › Новости

Системы утилизации вторичной теплоты дизельных и газопоршневых электрогенераторов (системы когенерации)

Опубликовано: 30.09.2018

(Статья в сокращении)

Директор по тех. политике Валиулин С.Н., Главный конструктор Бурдастов Н.Н., ООО «Гидротермаль»

1. Когенерация и её преимущества.

Когенерация – комбинированная выработка электроэнергии и теплоты в электрогенераторных установках с ДВС. Понятие когенерации используется в настоящее время, чаще всего, по отношению к теплоэлектростанциям (ТЭС) небольшой мощности (до десятков мегаватт), работающим на локальные сети.

Идея когенерации не является новой. Основные теоретические вопросы и технические решения были разработаны в прошлом веке в СССР и за рубежом (работы профессора А.Г. Курзона, профессора П.И. Бажана и др.). Практическая реализация разработок в нашей стране задержалась в связи с особенностями государственной политики в области энергетики, основанной на идее создания энергетической системы на базе крупных энергетических объектов, главным образом, мощных ТЭЦ. Считалось, что такая система будет обеспечивать минимум себестоимости выработки электричества и теплоты, обладать очень высокой надежностью и управляемостью.

В действительности в нынешних экономических условиях в необходимой мере не проявляется ни одно из указанных преимуществ.

Не вдаваясь в подробный анализ причин этого, тем более, что мнения специалистов сильно расходятся, отметим только, что по параметру эффективности использования топлива крупные паротурбинные ТЭЦ, работающие по теплофикационному циклу, далеко не идеал.

Потери при трансформации теплоты и передаче энергии наблюдается на каждом шаге технологической цепочки, начиная с производства работы на базе парового цикла Рэнкина. Эффективный КПД этого цикла на 8-4% ниже эффективного КПД поршневых и газотрубных машин, что связано с термодинамическими особенностями циклов и параметрами процессов при современном уровне развития технологий.

Кроме этого, значительными эксэргетическими потерями сопровождается нагрев сетевой воды ТЭЦ паром из промежуточных отборов турбин.

Совершенно недопустимые потери сопровождают передачу теплоты к потребителям через плохо изолированные, сильно разветвленные, несбалансированные тепловые сети.

Есть и другие отрицательно сказывающиеся на работе ТЭЦ факторы:

- нарушение температурных режимов по сетевой воде;

- нарушение температурных режимов выработки тепла и электроэнергии;

- потери теплоносителей с утечками и продувками и др.

В то же время констатируется – альтернативы крупным ТЭЦ как основе теплоэнергетики России пока нет. Слишком велика доля их мощности, слишком сильно они интегрированы в энергетическую и экономическую системы, слишком велики их основные фонды.

Тогда для чего нужны мини-ТЭС с их системами когенерации?

Мини-ТЭС нужны крупным городам.

Во всех без исключения крупных городах сейчас наблюдается бурный рост жилого и офисного строительства. Так в Москве ежегодно вводится свыше 3 млн. кв. метров жилой площади. Возводятся корпуса и запускаются новые предприятия. Строительство идет не только в свободных пригородных зонах, но и в центре. В связи с дороговизной земли плотно встают многоэтажки вместо старых низких построек. Соответственно многократно возрастает электро - и теплопотребление. Получить технические условия на подключение к сетям чрезвычайно сложно. По некоторым данным удовлетворяются менее 10 % заявок.

Увеличить генерирующие мощности на городских ТЭЦ сейчас практически невозможно. На пределе работают транслирующие системы.

То же относится к теплосетям с той разницей, что районные котельные позволяют несколько снизить остроту ситуации. На окраинах и за городом сложности те же, но добавляется организационная и финансовая проблема строительства протяженных тепло- и кабельных трасс.

Автономные мини ТЭС на базе газопоршневых и даже дизельных силовых установок позволяют кардинально решить указанные проблемы. При этом владельцы или потребители энергии мини-ТЭС имеют следующие преимущества:

- автономность (отсутствие организационной и технической зависимости от централизованных сетей),

- пониженная в разы стоимость выработки тепла и электроэнергии, малые потери при транспортировке тепловой и электрической энергии,

- высокое качество электроэнергии и теплоснабжения,

- возможность продажи тепла и электроэнергии сторонним потребителям и получение дополнительной прибыли.

Удельные капитальные затраты при строительстве мини-ТЭС, вопреки существующему ранее мнению, ниже, чем при строительстве крупных ТЭЦ. Так создание мини-ТЭС на базе быстроходных газопоршневых машин зарубежной постройки (Caterpillar, Cummins, Perkins…) обходится в среднем около 30 000 руб/кВт, а для примера, удельная стоимость Сочинской ТЭЦ (2004г.) составила примерно 74 000 руб/кВт. Объясняется это пониженными затратами при возведении зданий из теплоизолированных панелей, или использовании контейнеров, облегченным монтажом энергоблоков повышенной готовности, значительным упрощением проблем с землеотведением, водой, экологией и др. При использовании отечественных газопоршневых генераторов реальной является удельная стоимость строительства ТЭС 22-26 тыс. руб/кВт.

Мини-ТЭС нужны небольшим и отдаленным поселкам.

 Возрождение и создание новых производств в отдаленных районах России, так же как обеспечение нормальных условий для проживания людей, невозможно без экономичного, стабильного и качественного теплоэлектроснабжения. Мини-ТЭС в полной мере проявляют свои положительные качества при эксплуатации в окраинных районах европейской части России, в Сибири и на Дальнем Востоке. Наибольший экономический эффект достигается в зонах с увеличенной продолжительностью отопительного периода и стабильным потреблением электроэнергии на бытовые и технологические нужды. Это могут быть поселки и предприятия в местах добычи полезных ископаемых, отдаленные сельскохозяйственные предприятия: масло- и молокозаводы, птицефермы, предприятия по выращиванию мясных пород скота, цветоводческие хозяйства и т.п.

В этих случаях пониженная в 3-5 раз, в сравнении с покупной, стоимость энергии обеспечивает значительное снижение себестоимости продукции и способствует повышению ее конкурентоспособности.

Мини-ТЭС нужны новым торговым, оптово-розничным комплексам, логистическим центрам в пригородных зонах, новым промышленным предприятиям, отдаленным домам отдыха, городским больницам и родильным домам.

Стоимость строительства собственной мини-ТЭС во многих случаях оказывается дешевле платы за технологическое подключение (напряжение 0,4; 1,0 кВ). Для примера,

в Москве, Санкт Петербурге, Н. Новгороде и других крупных городах в настоящее время стоимость подключения составляет от 10 до 100 тыс. руб/кВт.

Мини-ТЭС нужны централизованным электросетям и теплосетям.

 Как это не покажется странным, но мини-ТЭС в России не альтернатива, а, скорее, объективно необходимое дополнение к централизованной системе ТЭЦ.

 При нынешнем уровне износа основного оборудования крупных ТЭЦ и значительных затратах на поддержание его в рабочем состоянии, необходимое увеличение генерирующих мощностей на имеющихся ТЭЦ практически невозможно. Вновь вводимые централизованные мощности ЕЭС не покрывают роста потребления, хотя затраты на строительство, по опубликованным данным – огромны.

 По мнению большинства специалистов, острота проблемы может быть полностью снята введением в строй необходимого количества мини-ТЭС с возможностью отдачи электроэнергии в централизованные сети.

 Как показала практика, никаких принципиальных сложностей кроме наличия желания принять такую «чужую» электроэнергию со стороны сетей нет.

 При этом понизится нагрузка на все элементы единых сетей, появится возможность маневра, повысится надежность системы в целом.

 С учетом низкой стоимости электроэнергии мини-ТЭС (≈60 коп/кВт·ч против ≈2 руб/кВт-ч), единые сети могут покупать эту электроэнергию и перепродавать с выгодой. Необходимая нормативная база может быть для этого доработана.

 То же относится и к тепловой энергии, которую могут покупать теплосети.

 2. Состав оборудования мини-ТЭС.

 Основными элементами когенерационных систем мини-ТЭС являются:

 -блок генерации электроэнергии в составе теплового двигателя, электрогенератора и щита автоматического управления и контроля.

 В качестве двигателя может использоваться газопоршневой ДВС, газодизельный ДВС, дизель, газовая турбина.

 -блок утилизации теплоты в составе котла-утилизатора, утилизационного жидкостного теплообменника, гидравлической и газовой системы трубопроводов с арматурой, электроприводами, датчиками и предохранительными устройствами, системы автоматического управления и контроля.

 Блоки генерации электроэнергии и утилизации теплоты монтируются на своих фундаментных рамах и поставляются, как правило, в виде, подготовленном к монтажу на рабочем месте.

 Элементы мини-ТЭС могут монтироваться в капитальных зданиях без специальных фундаментов под оборудование, в легких легкосборных конструкциях на основе теплоизолированных плит, в контейнерах стандартного исполнения, либо специально спроектированных и т.п. Высокая степень готовности поступающих на монтаж элементов позволяет возводить мини-ТЭС в очень сжатые сроки – до 2-3 месяцев.

 Главным, самым дорогим, самым ответственным и самым капризным является блок генерации электроэнергии, а в нем – двигатель.

 Стоимость двигателя составляет до половины стоимости всей ТЭС.

 Поскольку одно из главных требований к мини-ТЭС это компактность, то в качестве двигателей, в подавляющем большинстве, используются быстроходные ДВС со средней скоростью поршня 8-11 м/с и частотой вращения вала 1000-1500 об/мин.

 Отечественная промышленность производит ограниченный ряд двигателей этого класса, особенно предназначенных для работы на газовом топливе.

 Тем не менее, с учетом Российских предприятий, изготавливающих двигатели по лицензии ведущих зарубежных фирм, типоразмерный ряд, представленный нашими заводами в значительной мере удовлетворяет требованиям заказчиков.

 Среди ведущих отечественных производителей ОАО «РУМО», г.Н.Новгород. Продукция: генераторные установки с двигателями Г68Д, Г98Д, Г68М, Г98М, (6ЧН 36/45), 8Г22Г1 (8ЧН 22/28), 6ЧН 32/40.

 ОАО «Коломенский завод», г. Коломна. Продукция: генераторные установки и двигатели 4ЧН 26/26, 8ЧН 26/26, 12ЧН 26/26, дизели и газодизели в широком ряде модификаций.

 ОАО «Пензадизельмаш» г. Пенза. Продукция: дизель 1-ПД 4А.

 ОАО «Брянский машиностроительный завод» г. Брянск. Продукция: массогабаритные дизели 6ДКРН 26/98. 8ДКРН 26/98. 8-6 ДКРН 35/105, 8-6 ДКРН 42/136, 8-6 ДКРН 60-160, 12 ДКРН 60/160.

 ОАО «Волжский дизель имени Маминых» г. Балаково, генераторы на базе газового двигателя 6ЧН 21.

 ОАО «Барнаултрансмаш» г. Барнаул. Продукция: генераторы с газовыми двигателями 6Н 15/18, 12 Н 15/18, 12ЧН 15/18.

 ОАО «Ярославский моторный завод». Продукция: дизельные и газовые двигатели ЯМЗ-236 (6ЧН 13/14), ЯМЗ-238 (8ЧН 13/14), ЯМЗ-754, ЯМЗ-240 (12ЧН 13/14), ЯМЗ-8401.10/850.10 (12ЧН 14/14).

 ОАО «Звезда-Энергетика» г. Санкт Петербург. Продукция: газопоршневые генераторы с двигателями 6 ГЧН 15,9/15,9, 16 ГЧН 15,9/15,9, 16 ГЧН 18/20 и другие.

 Более подробно с этим вопросом можно ознакомиться в отчете «Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей» М.: Некоммерческое партнерство «Российское теплоснабжение» 2004, С104.

 Зарубежные производители предлагают очень широкую гамму быстроходных двигателей.

 В первую очередь это Caterpillar, Cummins, Perkins, Jenbacher, Ford, Deutz, MTU, Wartsila, Volvo, Waukesha и др. Эти и другие фирмы формируют ряд двигателей на мощности от десятков кВт до десятков мВт. Конструктивное качество и качество сборки у представленных машин стабильно высокое.

При наличии широкого ряда отечественных и зарубежных двигателей встает естественный вопрос выбора. Какой является лучшим?

 При такой постановке однозначного ответа нет. Всегда нужно учитывать, какая характеристика нас интересует в первую очередь, или какой суммирующий параметр оптимизации мы хотим использовать.

 Так одним из главных эксплуатационных показателей является удельный расход топлива и масла

 По расходу топлива отечественные машины если и уступают зарубежным, то незначительно. Новые газовые двигатели Г98М, 8Г22Г1 ОАО «РУМО» практически сравнялись с лучшими зарубежными. По расходу масла отечественные машины уступают иностранным. Но поскольку наши двигатели используют недорогие отечественные масла (М10Г2, М10Г2С, М14В2С, М14В2С, М14Г2, и др.), эксплутационные расходы, связанные с заменой масел различаются не сильно.

Очень важная характеристика – ресурс двигателя.

Заметим, что здесь нет единой базы оценки. Ресурс, каких элементов? Отечественные производители чаще под ремонтом подразумевают восстановление функциональных возможностей работающих деталей и узлов. Для зарубежных ремонт – это замена сборочных единиц целиком. В связи с этим, заявляемые инофирмами ресурсы в 200000, 300000 и, ресурсы до капитального ремонта отечественных машин – 60000, 80000 часов величины одного порядка. Так дизельные и газовые двигатели ОАО «РУМО» работают на генераторную нагрузку при обеспечении штатных графиков ТО и ремонтов по 30-40 лет и это тоже не предел.

 Массогабаритные характеристики практически всех быстроходных зарубежных двигателей лучше, чем у отечественных. Однако это объясняется тем, что большинство отечественных машин имеют пониженную быстроходность. Так, двигатели «Коломенского завода» имеют среднюю скорость поршня 8,7 м/с, двигатели Г98 ОАО «РУМО» - 7,5 м/с. Само по себе это не плохо – понижается механическая и тепловая напряженность, снижаются скорости износов, вибрация, обеспечиваются повышенные запасы прочности. В целом повышается устойчивость двигателя к нарушениям режимов эксплуатации, что для Российских условий не лишнее.

Важной характеристикой генераторной установки является возможность приема скачка нагрузки. Следует отметить, что газовые двигатели принимают нагрузку вообще хуже, чем дизельные. Эксплуатирующие механики воспринимают это как капризность газопоршневых машин.

Зарубежные высоконапряженные машины допускают скачки мощности не более 10%, менее напряженные Российские – до 20%.

Большое значение для эффективной эксплуатации генераторной установки имеет организация технического обслуживания и ремонтов. Разные производители и поставщики предлагают разнообразные условия и сроки исполнения этих процедур. В целом, чем мощнее производитель, тем эффективнее работа с ним. Однако, по данным специалистов, прошедших длительный путь этих отношений, заявляемые 48-часовые, или подобные сроки замены вышедших из строя деталей или узлов специалистами обслуживающих фирм не соблюдаются.

Реальные сроки восстановления работоспособности зарубежных и отечественных машин при серьезных отказах – 10 и более суток. Это необходимо учитывать при формировании резервных мощностей и схем ТЭС.

Существуют и другие важные параметры, которые необходимо тщательно оценивать на ранних этапах подготовки проекта ТЭС. Как правило, это кропотливый процесс, в котором участвуют представители всех заинтересованных сторон.

С подобных позиций можно рассматривать другие элементы электрогенерирующих установок – генераторы, силовые элементы, автоматику, защиту и др. Однако практика эксплуатации показывает, что проблем с ними значительно меньше. Предлагаемые производителями отработанные технические решения в большинстве случаев удовлетворяют заказчиков.

  3. Системы утилизации вторичной теплоты.

  3.1. Баланс энергии когенерационной установки.

 При достигнутых к настоящему времени параметрах циклов ДВС в полезную работу превращается 38-42% теплоты, полученной от сжигания топлива.

 С охлаждающей жидкостью от двигателя уходит 20-28% теплоты. Меньшее значение относится к быстроходным двигателям, большее к машинам пониженной быстроходности.

 Системой смазывания отбирается от двигателя 5-8% теплоты. До 5% тепла отбирается в охладителе наддувочного воздуха (ОНВ). Несколько процентов тепла отдает двигатель в окружающую среду со своей поверхности.

 Самая ценная часть вторичной теплоты (22-28%) – та, которая отбирается от отработавших газов, имеющих температуру до 400-600°С. Она может быть направлена на различные нужды, в т.ч. на выработку пара. Менее ценные с позиций возможности использования (эксергетическая ценность) тепловые потоки охлаждающей жидкости и масла с температурой 90-95°С.

 Не вся располагаемая вторичная теплота может быть полезно использована. Например, отработавшие газы никогда не охлаждают до температуры окружающей среды в котлах-утилизаторах. Во-первых, нагреваемые среды должны иметь достаточно высокую температуру (70-95°С). Во-вторых, переохлаждение газов в зимнее время чревато конденсатообразованием с обледенением газовыпускных труб. Поэтому целесообразно на выходе из котла-утилизатора иметь температуру газов – 110-140°С. В некоторых случаях экономически неоправданна утилизация тепла ОНВ и масла.

 Пример практически полученных результатов на мини-ТЭС приведен в таблице 1, где даны значения потоков электроэнергии и теплоты для установок близкой мощности на базе генераторов Caterpillar, Perkius и РУМО с блоками утилизации ООО «Гидротермаль»

 В таблице приведены данные по производству электроэнергии и теплоты при 100% нагрузке. На частичных режимах доли статей баланса энергии меняются. Но в целом, наличие теплоутилизирующего блока способствует стабилизации КПД преобразования теплоты на высоком уровне.

3.2. Работа ТЭС на сети. Согласование производимых и потребляемых потоков энергии.

 Поток теплоты, производимый электрогенераторным блоком, находится в некоторой пропорции к потоку выработанной электроэнергии. В то же время графики потребляемой электроэнергии и теплоты, как правило, не согласуются между собой. Таким образом, при эксплуатации ТЭС может возникнуть ситуация, когда из за колебаний потребляемой электроэнергии сетью, потребители теплоты могут недополучать теплоту или иметь ее избыток.

 Для согласования производства и потребления теплоты в состав ТЭС должны быть включены элементы, обеспечивающие регулировку теплового потока и компенсацию недостатка или избытка выработанной теплоты.

 Поскольку главным и независимым в ТЭС является блок генерации электроэнергии, блок утилизации теплоты должен «подстраиваться» под параметры теплоносителей, а система автоматического управления путем воздействия на расходы теплоносителей должна обеспечивать требуемый передаваемый в сеть тепловой поток. Осуществление этих процедур производится управляемыми высокотемпературными газовыми заслонками и гидравлическими клапанами.

 Недостаток производства тепла может восполняться несколькими способами:

 - применением аккумуляторов теплоты,

 - применением автономного котла,

 - применением электрокотла.

 Выбор того или иного способа согласования графиков производства и потребления теплоты зависит от многих факторов: габаритных ограничений, мощности ТЭС, режимных параметров ТЭС и сети, финансовых возможностей и др.

 Самым экономичным в эксплуатации является способ согласования с помощью аккумулятора теплоты, в качестве которого чаще всего используется теплоизолированный водяной бак объемом 50-200 м3.

 Наибольшей независимостью и маневренностью обладает вариант применения автономного котла.

 Наименьшими габаритными показателями и начальной стоимостью характеризуется способ применения электрокотла.

 Используются и комбинированные варианты регулирования теплопроизводительности ТЭС.

3.3. Принципы регулирования блоков утилизации ТЭС.

 Блоки утилизации, работающие в комплексе с современными быстроходными двигателями производят на номинальном режиме теплоту в количестве Фт = (1,1…1,2) Nэ, кВт, где Nэ – электрическая мощность генератора. При этом примерно 60% всего теплового потока дает котел-утилизатор и 40% - утилизационные теплообменники. Подогрев сетевой или технологической воды ведется двумя ступенями, где первой ступенью является подогреватель, а второй – котел.

 ООО «Гидротермаль» придерживается следующего принципа: регулирование тепловых потоков выполняется как в первой ступени (в подогревателе), так и во второй (в котле). Однако цели регулирования по ступеням различны.

 В «горячем» контуре подогревателя первой ступени регулирование, главным образом, ведется с целью получения теплового потока при условии обеспечения штатных температур в системах охлаждения и смазывания двигателя. Для обеспечения этой функции в «горячем» контуре устанавливается трехходовой терморегулирующий клапан, который по сигналу термодатчика подает теплоноситель либо в утилизационный подогреватель, либо в систему штатного охладителя. Автоматика программируется так, чтобы не допускать как перегрева, так и переохлаждения теплоносителей в двигателе.

 При этом теплопроизводительность теплообменника утилизатора на всех режимах нагрузки, как правило, находится в некоторой пропорции к мощности генератора.

 Регулирование теплового потока ТЭС с целью обеспечения нагрузки тепловой сети выполняется котлом-утилизатором. Глубина регулирования при этом составляет около 60%, что, в большинстве случаев, удовлетворяет потребителей. Регулирование производится перепуском горячих отработавших газов двигателя либо в котел, либо в байпасную линию газохода.

 Управление заслонками выполняется посредством электроприводного механизма по сигналу системы управления, запрограммированной в соответствии с требованиями сети.