К выбору когенерационной технологии в малой энергетике

Введение

В Республике Беларусь около 85% отпускаемого тепла ГПО «Белэнерго» приходится на ТЭЦ, тепловая нагрузка которых состоит из технологической (пар на производство) и теплофикационной (отопление и горячее водоснабжение). Удельный расход условного топлива (по физическому методу) по отпуску электроэнергии на ТЭЦ, в отличие от КЭС, значительно ниже и составляет порядка 200 г у.т./кВт×ч, против 312 г у.т./кВт×ч на КЭС (Лукомльская ГРЭС). Учитывая, что годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет чуть больше 10 млрд кВт×ч (30,6% от всей выработки электроэнергии), экономия от комбинированной выработки составляет более 1,12 млн т у.т.

Данный пример наглядно подчеркивает преимущества комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на ТЭЦ по сравнению с раздельным методом (выработка электроэнергии на КЭС и отпуск тепла на котельных). Для большинства потребителей энергии данный факт комбинированной выработки не подвергается сомнению, вопрос стоит лишь в выборе типа когенерационного энергоисточника.

Особенности газопоршневых технологий

Ввод новых генерирующих мощностей для республики, безусловно, актуален и необходим. Однако присмотревшись более внимательно, можно увидеть, что практически 90% ввода генерирующих мощностей приходится на газопоршневые установки. На наш взгляд, это является стратегической ошибкой, которая в недалеком будущем может привести к серьезным проблемам в энергосистеме.

Во-первых, срок службы ГПУ до капитального ремонта составляет 40000-60000 часов (4-6 лет), а стоимость ремонта – от 70 до 90% от первоначальной стоимости двигателя. Это значит, что через несколько лет мини-ТЭЦ с ГПУ начнут выходить в капитальный ремонт. Понадобится изыскать сотни тысяч евро для ремонтной компании.

Во-вторых, экономия топлива, которая сегодня показывается на бумаге в различных отчетах и докладах, никаким образом практически не подтверждается на практике. Затраты топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла на блок-станциях не ведутся. Организации, которые сегодня эксплуатируют ГПУ, умышленно или нет, не показывают реальную себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Многие организации не имеют даже методик расчета себестоимости электроэнергии. Весь эффект, который заключается от внедрения ГПУ, на предприятии сводится к разнице покупной электроэнергии из энергосистемы и собственной выработки. В реальности, удельный расход топлива на ГПУ составляет 308 г у.т./кВт×ч (КПД по выработке электроэнергии 40%), против 275 г у.т./кВт×ч в среднем по энергосистеме. При этом нужно понимать, что топливом в ГПУ является природный газ, который закупается за валюту в России.

В-третьих, неконтролируемая выдача невостребованной мощности блок-станциями (ГПУ) в энергосистему в ночные часы суток приводит к вынужденной разгрузке генерирующего оборудования ТЭЦ и КЭС. Уже сегодня, перерасход топлива по энергосистеме при замещении собственной выработки покупкой электроэнергии от блок-станций (20-50 МВт) с использованием природного газа составляет от 0,3 до 1,2 г/кВт×ч, в зависимости от режимов работы оборудования.

В мировой практике, установленная мощность ГПУ не превышает 1% от мощности энергосистемы. ГПУ в основном применяются в труднодоступных районах, там, где экономически нецелесообразно строить ТЭЦ или мини-ТЭЦ.

Противодавленческие паровые турбины

С началом экономического кризиса 90-х гг. в республике активно начали строиться мини-ТЭЦ на основе паровых турбин, которые обеспечивали предприятие не только тепловой, но еще и электрической энергией. Пар, являющийся элементом технологического цикла, сжатый воздух, попутный газ, опилки и обрезки древесины, являющиеся отходами производства, все это становилось источниками для производства дешевой электроэнергии. В целом для РБ такой комбинированный цикл немного сократил дефицит электроэнергии, особенно в часы пик.

На сегодняшний день большое количество тепла продолжает отпускаться промышленно-отопительными котельными. Попутно, на этом отпущенном тепле можно вырабатывать порядка 1,2-1,5 млрд кВт×ч дешевой электроэнергии, с себестоимостью в 1,5 раза ниже себестоимости 1 кВт×ч в среднем по республике.

Оборудование таких котельных (паровые котлы) имеет номинальные параметры пара: например, давление 1,3 МПа и температуру 190 °С, а давление пара, отпускаемого на технологические нужды, составляет от 0,15 до 0,6 МПа. На практике же котлы эксплуатируются либо при давлениях задаваемых потребителями технологии, что является неэкономичной за счет снижения КПД котла и увеличенному расходу электроэнергии на привод механизмов собственных нужд (до 30%), либо происходит дросселирование пара до требуемых параметров. При этом безвозмездно теряется потенциальная энергия пара.

Повысить эффективность промышленно-отопительных котельных можно путем установки паровых противодавленческих турбин, которые смогут отпускать пар требуемых параметров и попутно вырабатывать электроэнергию (мини-ТЭЦ). При этом, в отличие от других когенерационных энергоустановок такие мини-ТЭЦ имеют ряд преимуществ.

Во-первых, паровые противодавленческие турбины можно эффективно использовать уже в существующих котельных, переводя их в режим мини-ТЭЦ. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс. Пар, идущий на технологический процесс или отопление, направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора, насоса, вентилятора или других устройств. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.

Во-вторых, большой ресурс работы паровых турбин. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара (4 МПа и менее), он составляет 260000-340000 ч. Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снижает издержки технического обслуживания. Паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т.д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, что дает дополнительные выгоды от снижения затрат на его транспортировку.

Высокая надежность и простота в эксплуатации в сочетании с современным уровнем развития информационных технологий позволяют создать на базе паровых турбин автоматизированные энергетические установки, тем самым повышается надежность работы, т.к. исключается «человеческий фактор», сводятся к минимуму возможности совершения шибки и эксплуатационные затраты.

Республиканской программой предусмотрено довести потребление местных видов топлива до 25-30%. Возникает вопрос, каким образом возможно выполнить два взаимно противоположные решения: увеличить генерирующие мощности блок-станций, работающих на природном газе и одновременно увеличить использование местных видов топлива. Ответ напрашивается сам собой. Строительство новых (перевод существующих) паровых котельных в мини-ТЭЦ с противодавленческими паровыми турбинами.

Стоимость перевода котельной в мини-ТЭЦ значительно дешевле, чем строительство блок-станций с ГПУ (см. сравнение различных типов энергоисточников в таблице – Прим. авт.). Годовые эксплуатационные издержки паровой турбины значительно меньше годовых издержек ГПУ. На наш взгляд строительство мини-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами – это тот реальный путь, по которому нужно идти, возобновляя генерирующие мощности энергосистемы и создавая малую энергетику Республики Беларусь.

Таблица. Технико-экономические характеристики энергоустановок.

Наименование	ГТУ	ГПУ	ТГУ
Тип оборудования	Газовая микротурбина MTI 250 (Ingersoll Rand Industrial Technologies, США)	Двигатель внутреннего сгорания - J208GS (Jenbacher, Германия)	Паровой котел ДКР-6,5-13 и паровая турбина Р-0,25-1,3/0,15
Установленная мощность: – электрическая, кВт – тепловая, Гкал	250 0,315	250 0,254	250 4,0
КПД, % – суммарный – электрический	80 30	81 39	89 26
Регулировочный диапазон, %	0-100	50-100	0-100
Расчетный ресурс до капитального ремонта, тыс. ч	60-80	40-60	100-120
Используемый вид топлива	природный газ, сжиженный газ, биогаз	природный газ, сжиженный газ, биогаз	природный газ, мазут, местные виды топлива (торф, щепа и др.)
Полная мощность, полученная при сжигании 1 нм3 природного газа, в т.ч.: – электрическая, – тепловая, евро/кВт	7,53 2,82 4,71	7,62 3,67 3,95	8,37 2,43 5,94
Удельные капиталовлажения, евро/кВт	2000	1300	1000
Стоимость капитального ремонта от первоначальной стоимости, %	40-80	70-90	20-40