Главная >  Потенциал энергии 

 

Когенерационная установка по про. Шведов В.П., зам.гл.энергетика по энергосбережению

 

Кузнецов Ю.В., профессор РГППУ;

 

Кузнецов М.Ю., Токарев И.В., инженеры

 

ОАО «Первоуральский новотрубный завод;

 

Однако имеется другой путь значительной экономии энергии на стадиях ее преобразования от исходной энергии топлива в энергию сжатого воздуха, если использовать в качестве привода компрессора любой из тепловых двигателей – двигатель внутреннего сгорания, газовую или паровую турбину. В этом случае необходимость в производстве и транспортировке электроэнергии отпадает.

 

Электроэнергия – преобладающий вид энергии, используемый практически во всех промышленных установках по производству сжатого воздуха. Во многих системах по производству и потреблению сжатого воздуха имеются значительные, зачастую неиспользованные, возможности экономии энергии, например, путем снижения давления, уменьшения утечек, оптимизации работы компрессорных станций за счет правильного выбора системы регулирования и управления, рекуперации тепловой энергии и др. [1].

 

В самой идее работы воздушных компрессоров с приводом от теплового двигателя ничего нового нет. Например, паровые турбины традиционно вращают мощные воздушные компрессоры специального назначения: компрессоры кислородных блоков К-1500-62-5 (паровая турбина К-9-35- и К-3000-61-1 (ВКВ-18- ; доменные компрессоры К-3250-42-1 (АКВ-12-V) и К-5500-42-1 (ВКВ-21- . Небольшие мобильные воздушные компрессоры, предназначенные для ремонтных работ, бурения, пескоструйной обработки поверхностей и других целей, имеют дизельный привод мощностью от 10 до 125 кВт. Некоторые из таких установок имеют на валу дополнительный электрогенератор мощностью от 5 до 10 кВт, т.е. производят два вида энергии: пневмоэнергию (основная) и электроэнергию (дополнительная). Такие передвижные компрессоры можно отнести к когенерационным установкам.

 

На Первоуральском новотрубном заводе, как и на подавляющем большинстве промпредприятий, эксплуатируются центробежные компрессоры К-250 различных модификаций выпуска 60–80 гг. прошлого столетия. Эти компрессоры морально (проект серии машин 50–60 гг.) и физически (30 лет предельный срок эксплуатации по регламенту завода-производителя) устарели, и сейчас возникла острая необходимость в их замене. Доля электроэнергии, потребляемой заводскими компрессорными установками, составляет около 26% от общего потребления электроэнергии, а расход тепла на отопление ГВС, приобретаемого от ТЭЦ, 300 тыс. Гкал/год. Плановое обновление парка компрессоров с прямым приводом от теплового двигателя экономически целесообразно, так как позволяет снизить получаемые со стороны энергоносители.

 

Применительно к работе компрессорных установок или мощных насосных установок с приводом от теплового двигателя, когенерация есть производство механической и тепловой энергии от одного первичного источника энергии. Роль первичного двигателя для стационарных компрессоров общего назначения мощностью на валу до 4 МВт могут выполнять газовый двигатель внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия (ГДВС) и газотурбинная установка (ГТУ). В табл. 1 показаны основные технические характеристики когенерационных установок на базе ГДВС и ГТУ.

 

Развитие в настоящее время систем когенерации на базе газовых двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок обеспечило значительный выигрыш в общем энергетическом КПД.

 

Для мощности на валу до 4,0 МВт газопоршневые когенерационные установки имеют наивысший КПД преобразования подведенной теплоты (или общий КПД) и наилучший эффективный КПД из всех тепловых двигателей [2].

 

Сравним эксплуатационные характеристики газопоршневых и газотурбинных установок, рассматриваемых в качестве привода компрессоров общего назначения.

 

Эффективность работы ГДВС при снижении нагрузки от 100 до 50% снижается незначительно; КПД газовой турбины при разгрузке до 50% уменьшается почти в три раза [3]. Эффективная разгрузка ГДВС представляет идеальный способ снижения производительности компрессоров изменением числа оборотов, имеющих менее эффективные способы регулирования [2].

 

ГДВС имеют широкую линейку моделей по выходной мощности от 5 кВт, в то время как у ГТУ линейка начинается от 2,4 МВт через значительные интервалы по мощности.

 

Давление газа в сети для ГДВС не превышает в основном 0,2 МПа, реже 0,4 МПа; давление подачи газа для ГТУ минимум 0,6…1,0 МПа, для чего необходима подкачивающая газовая компрессорная станция со всеми вытекающими экономическими последствиями.

 

ГДВС может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не влияет на общий моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают ее ресурс на 500 часов. Пусковой период небольшой газовой турбины составляет 15...17 минут, а у мощной, свыше 50 МВт, до 2 часов; у ГДВС – 2…3 минуты.

 

Удельные капиталовложения (Евро/кВт) в производство электрической и тепловой энергии ГДВС ниже, чем ГТУ. Например, стоимость собственно ГДВС до 4,0МВт не превышает 300 Евро/кВт, а ГТУ на 2,4 МВт составляет 500 Евро/кВт.

 

Ресурс до среднего и капитального ремонта у ГДВС значительно выше, чем у ГТУ – табл. Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учетом ее дорогих запчастей значительно выше, чем ГДВС, и выполняется только на заводе-производителе.

 

Отмеченные выше достоинства и недостатки двигателей для привода воздушных компрессоров говорят в пользу применения газопоршневых двигателей, хотя использование газовых турбин в этом качестве не исключается.

 

К перечисленному выше следует добавить значительный уровень низкочастотного шума у газопоршневых двигателей и высокочастотного у газовых турбин.

 

Предварительно сравним комбинированное производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и на газопоршневой когенерационной установке.

 

Приведем далее технико-экономический анализ системы когенерации пневмо- и тепловой энергии на базе газопоршневого двигателя.

 

Производство 1 кВт*ч механической энергии на валу ГДВС, соединенного с воздушным компрессором, исключит потери, связанные с переброской электроэнергии на большие расстояния с многочисленными преобразованиями по напряжению и достигающие 5…20% от передаваемой мощности. Сюда следует добавить потери в электроприводе компрессоров – в синхронных электродвигателях от 4 до 6%, в асинхронных электродвигателях от 6 до 8%.

 

Коэффициент использования топлива, его еще называют «общий КПД», принимаем для ТЭЦ равным 50% (наилучшее значение 65%) и для ГДВС – 70% (наилучшее значение 90%). Для получения одного и того же количества полезной энергии на ТЭЦ с паровыми турбинами необходимо затратить на 40% больше природного газа, чем для получения того же количества энергии на ГДВС.

 

Номинальный удельный расход электроэнергии на производство сжатого воздуха современными компрессорными установками составляет в среднем 95 кВт*ч/1000 м В условиях эксплуатации этот показатель ухудшается до 115–120 кВт*ч/1000 м3 из-за нарушения теплового режима эксплуатации, неэффективного регулирования производительности и других причин. Стоимость 1 кВт*ч электроэнергии для промышленного потребления колеблется в широких пределах в зависимости от тарифов, устанавливаемых РЭК в регионе или от цены на оптовом рынке. Принимая в среднем стоимость электроэнергии 0,85 руб./кВт*ч, получим для номинального режима работы компрессоров 95*0,85~81 руб./1000 м3 сжатого воздуха. Реальная стоимость в 1,5 раза выше благодаря многочисленным накладным расходам. Например, на трубных заводах Свердловской области себестоимость сжатого воздуха за истекший 2005 г. составила: на ОАО «СинТЗ» г.К.-Уральский 120 руб./1000 м3, на ОАО «ПНТЗ» г.Первоуральск – 140 руб./1000 м3.

 

Когенерационную установку для производства пневмо- и тепловой энергии составим на базе газового двигателя ГД-90 с системой утилизации отработанного тепла СУОТ-500 (предприятие ЗАО «Волгодизельмаш–Урал») и турбокомпрессорного агрегата ТКА 80/9 (предприятие ОАО «Дальэнерго» г. Хабаровск).

 

Литература

 

Себестоимость производства сжатого воздуха когенерационной установкой ниже заводской в 4,5 раза, а тепловой энергии – в 2,4 раза. Срок окупаемости инвестиций с учетом проектных, монтажных и пусконаладочных работ не превышает 1,8 года и, что особенно важно, при этом обновляется парк устаревших компрессоров. Если даже предусмотреть, что эксплуатационные показатели современных турбокомпрессоров выше по изотермическому КПД, удельному расходу электроэнергии на сжатие, более эффективной системы регулирования, то срок окупаемости по их установке выйдет за пределы 8–10 лет.

 

Нагнетатели и тепловые двигатели /В.М.Черкасский, Н.В.Калинин, Ю.В.Кузнецов, В.И.Субботин. – М.: Энергоатомиздат, 1997.

 

Кузнецов Ю.В., Кузнецов М.Ю. Сжатый воздух. Екатеринбург: УРО РАН, 2003.

 

 

Газотурбинные установки. Конструкции, расчет: Справочное пособие / Под общей редакцией Л.В.Арсеньева и В.Г.Тарышкина. – Л.: Маш-е. Ленингр. отд-ние, 1978.

 

 

Современное состояние источниковводоснабжения и качества питьевой воды вУкраине. Учет со скрипом. проект. Люди эффективной энергетики. Мировой опыт повышения эффективности работы пароконденсатных систем.

 

Главная >  Потенциал энергии 

0.017