Утилизация тепла в газопоршневом генераторе

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Газовый генератор (электростанция) -- это источник бесперебойного питания, работа которого обеспечивается природным газом. По сравнению с моделями, требующими другого топлива, такой прибор более экономичен, а также характеризуется рядом дополнительных преимуществ.

Применение газовых генераторов широко распространенно как в больших, так и в малых помещениях -- на производстве и в быту. Предприятия при использовании этого агрегата выигрывают в том, что снижают риск простоя или поломки дорогого оборудования, которые могут возникнуть из-за отключения или перебоя в напряжении на городской энергосети. На даче, в коттедже, гараже прибор также может стать источником основного или аварийного питания.

Притом, что цена приборов, функционирующих на газе, сопоставима с бензиновыми и дизельными моделями, они обладают меньшим уровнем шума, а низкое давление газа обеспечивает безопасность эксплуатации. Стоимость этого сырья значительно меньше, а время работы в течение одной заправки -- больше, что позволяет вам сэкономить деньги. Кроме того, газ экологически менее вреден, а благодаря его применению существенно упрощается установка и дальнейшее обслуживание прибора.

1. Конструкция газопоршневых двигателей

ГПД представляет собой ДВС с внешним смесеобразованием и искровым зажиганием горючей смеси в камере сгорания, использующий в качестве топлива газ и работающий по циклу Отто. Энергия, выделившаяся при сгорании топлива, в газовом двигателе производит механическую работу на валу, которая используется для выработки электроэнергии генератором электрического тока. Газовые двигатели используются для работы в составе генераторных установок, предназначенных для постоянной и периодической работы (пиковые нагрузки) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла, а также в качестве аварийных источников энергии. Кроме того, они могут работать как в составе холодильных установок, так и для привода насосов и газовых компрессоров.

Рис. 1

2. Топливо

Газовые двигатели могут использовать различные виды газа: природный, газы с низкой теплотворной способностью, невысоким содержанием метана и низкой степенью детонации или газы с высокой теплотворной способностью - факельный, пропан, бутан, а также приспособлены к перестройке для работы с одного вида газа на другой.

Кроме того, имеется возможность применения двутопливных двигателей, работающих одновременно на жидком и газообразном видах топлива:

· пропан-бутановые смеси;

· природный газ (сжиженный, сжатый, магистральный);

· попутный нефтяной газ и пары больших дыханий резервуаров;

· промышленный газ (пиролизный, коксовый, биогаз, шахтный, газ сточных вод и т. д.).

Области использования: буровые платформы и скважины, шахты, очистные сооружения, в качестве резервного, вспомогательного или основного источника электроэнергии на предприятиях, в строительстве, административных и медицинских учреждениях, аэропортах, гостиницах, узлах связи, системах жизнеобеспечения и т. п. в автономном режиме или совместно с централизованными системами электроснабжения и тепла.

3. Область применения газопоршневых мини ТЭЦ

Газовые электростанции находят применение в качестве источника постоянного и гарантированного электроснабжения производственных и нефтегазодобывающих предприятий, торговых комплексов, жилых и административных зданий, коттеджных поселков.

На базе газовых генераторов при использовании систем утилизации тепла (от выхлопных газов и контура охлаждения двигателя) возможно строительство мини-ТЭС. Газопоршневой генератор привычнее по устройству. Это тот же самый ДВС (двигатель внутреннего сгорания), как дизельный или бензиновый двигатель. И принцип его работы такой же - сгорающее топливо расширяется, сообщая энергию поршню, который, например, с помощью коленвала передает ее дальше. В конечном счете, механическая энергия сообщается генератору, который преобразовывает ее в электроэнергию, это если рассматривать генераторы. Принцип работы и дизельного двигателя, и газопоршневого одинаков. Отличатся только топливо, правда, оно дает некоторые различия в устройстве самого двигателя, и различные требования к прочности материалов.

Газопоршневые Мини ТЭЦ значительно эффективнее газотурбинных в диапазоне мощностей до 6 МВт, и не уступают последним в диапазоне мощностей от 6 до 30 МВт. Поэтому в качестве объектов установки газопоршневых Мини ТЭЦ можно отнести любые объекты с требуемой электрической мощностью до 30 МВт (промышленные предприятия, микрорайоны, торговые и офисные центры и т.п.).

Преимущества газопоршневых Мини ТЭЦ:

· Газопоршневые Мини ТЭЦ имеют более высокий КПД по сравнению с газотурбинными;

· Незначительное снижение КПД газопоршневых Мини ТЭЦ при снижении электрической нагрузки в диапазоне регулирования. При 50 %-ной нагрузке КПД газовой турбины снижается в 1,5 раза от КПД при номинальной нагрузке, в то время как КПД газопоршневого генератора в тех же условиях уменьшается лишь на 2-3 %;

· Стабильность КПД газопоршневой Мини ТЭЦ при изменении параметров окружающей среды. Как известно, эффективность газотурбинного двигателя в значительной степени зависит от температуры воздуха на всасывании компрессора. Если температура окружающего воздуха увеличивается, электрический КПД газотурбинного генератора значительно снижается. Для газопоршневых Мини ТЭЦ эта зависимость носит менее критичный характер;

· Меньшая (по сравнению с газотурбинными установками) чувствительность газопоршневых Мини ТЭЦ к частым пускам и остановкам;

· Простота обслуживания газопоршневых Мини ТЭЦ. Следует отметить, что техобслуживание и ремонт газопоршневых генераторов проводится по месту установки, в то время как ремонт
газовых турбин производится, как правило, на заводе изготовителе;

· Более высокий ресурс газопоршневых Мини ТЭЦ. Моторесурс газопоршневых генераторов составляет 20 - 30 лет в зависимости от производителя. Газотурбинный двигатель исчерпает свой ресурс максимум через 15 лет эксплуатации.

Срок окупаемости газопоршневых Мини ТЭЦ в значительной степени определяется графиком электропотребления. Если средняя загрузка по электрической мощности газопоршневой Мини ТЭЦ составит порядка 70 %, то ориентировочный срок окупаемости составит 3-5 лет. Если же вы будете использовать мощность установки менее чем на 35 %, вы рискуете не уложиться по срокам окупаемости и в 10 лет.

Немаловажным фактором эффективности инвестиций в газопоршневую Мини ТЭЦ является стоимость используемого топлива. Если вы располагаете дешевым топливным газом (попутным нефтяным, коксовым и др.), то целесообразно установить газопоршневую Мини ТЭЦ и пользоваться дешевой электрической и тепловой энергией.

Для ряда строящихся объектов, значительно удаленных от распределительных линий энергосистемы, строительство ЛЭП может обойтись гораздо дороже, чем строительство газопоршневой Мини ТЭЦ большой театр оперы. В этом случае Мини ТЭЦ окупается ещё до пуска в эксплуатацию.

Опять же, если строится новый объект, расходы на проектирование и строительство газопоршневой Мини ТЭЦ могут в отдельных случаях на 70-90 % покрываться сумой, сэкономленной на подключении объекта к внешним источникам энергии.

4. Экономия топлива при использовании теплоты отходящих газов

Использование физической теплоты отходящих газов осуществляется по трем схемам: технологической (замкнутой и разомкнутой), энергетической и комбинированной.

Технологическая схема предусматривает использование этой теплоты для технологических процессов, как правило, в той же теплотехнологической установке. По такой схеме нагревают воздух, а также в некоторых случаях и газообразные топлива, предварительно подогревают обрабатываемый в печи материал или производят химико-термическую переработку некоторых шихтовых материалов, используемых в данном процессе. При отоплении печей природным газом к технологической схеме относится также термохимическая регенерация теплоты отходящих газов, используемая для конверсии метана. Описанные схемы являются замкнутыми, они обеспечивают экономию топлива в самом технологическом агрегате (рис.1). Теплоту отходящих газов можно использовать и в другой печной установке с меньшим температурным уровнем процесса. Такая схема является разомкнутой (рис. 2). В этом случае экономится топливо в установке, использующей теплоту отходящих газов. Возможно также последовательное использование теплоты в основном и в низкотемпературных агрегатах.

Рис. 1. Замкнутые технологические схемы использования теплоты отходящих газов: а - для подогрева воздуха; б - для предварительного нагрева материала; 1 - печь; 2 - отвод газов из печи; 3 - рекуператор; 4 - подвод воздуха в рекуператор; 5 - отвод дыма: 6 - подвод воздуха в печь; 7 - подвод топлива в печь; 8 - выдача материала; 9 - подача подогретого материала в печь; 10 - подача холодного материала

газопоршневый генератор бесперебойный

Рис. 2. Разомкнутая технологическая схема использования теплоты отходящих газов: 1 - печь; 2 - подвод топлива; 3 - подвод воздуха; 4 - подача материала; 5 - отвод газов из печи: 6 - технологическая установка второй ступени; 7 - отвод газов установки второй ступени; 8 - выдача материала

Применение замкнутой технологической схемы повышает эффективность использования топлива в технологическом агрегате, т.е. снижает выход ВЭР.

Энергетическая схема предусматривает использование теплоты отходящих газов в энергетических установках для производства каких-либо энергоносителей (теплоты, электроэнергии, холода и др.). Возможно последовательное размещение нескольких теплоиспользующих установок, например, котлов-утилизаторов и экономайзеров для подогрева сетевой воды. Таким образом, энергетическая схема является разомкнутой и позволяет сэкономить топливо, расходуемое на производство соответствующих видов и количеств энергоносителей за счет использования ВЭР технологического агрегата (рис. 3).

Комбинированная схема сочетает технологическую и энергетическую схемы и обеспечивает как уменьшение выхода ВЭР, так и более эффективное их использование (рис. 4).

Каждая из схем имеет достоинства и недостатки. Основным критерием для их сравнения является достигаемая экономия топлива. Однако этот критерий еще не дает основания для окончательной оценки схем. Здесь необходим технико-экономический расчет, учитывающий капитальные и эксплуатационные затраты, устойчивость потребления энергоносителей, полученных за счет теплоты отходящих газов, и др.

Рис. 3. Энергетические схемы использования теплоты отходящих газов: а - для получения пара; б - для получения пара и горячей воды; 1 - печь; 2 - подвод воздуха; 3 - подвод топлива; 4 - отвод газов из печи; 5 - КУ; 6 - отвод пара из КУ; 7 - отвод дыма из КУ; 8 - подвод питательной воды в КУ; 9 - подогреватель сетевой воды; 10 - подвод воды в подогреватель; 11 - отвод горячей воды

Рис. 4. Комбинированная схема использования теплоты отходящих газов: 1 - печь; 2 - отвод газов из печи; 3 - рекуператор; 4 - подвод воздуха в рекуператор; 5 - отвод дыма из рекуператора; 6 - отвод пара из КУ; 7 - КУ; 8 - подвод питательной воды в КУ; S - подвод воздуха в печь; 10 - подвод топлива в печь

5. Расчет окупаемости

Для определения итоговой себестоимости вырабатываемой электроэнергии используется методика с включением основных групп затрат. Очень важно не забыть включить все основные категории затрат для определения наиболее полной итоговой себестоимости и дальнейшего расчета окупаемости мини-тэц:

1. Затраты на газ.

Расход газа для рассматриваемой электростанции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт составляет 278,01 нм3 в час на 100% нагрузке. Таким образом, затраты определяются по формуле:

Расход топлива заданной калорийности * стоимость газа за 1000 нм3 с НДС / 1000 нм3 / мощность = 278,01 * 3800 / 1000 / 1025 = 1,03 руб. на 1 кВт*ч.

2. Затраты на замену масла.

В газопоршневой электростанции Guascor SFGM 560 мощностью 1025 кВт замену масла нужно проводить каждые 1250 моточасов, или реже, в зависимости от условий эксплуатации. Объём масла на замену составляет 232 литра. Для расчетов применим самый частый период замены - 1250 часов. Если же в процессе эксплуатации интервал будет увеличен, то это только снизит себестоимость электроэнергии. Затраты на замену масла определяются по формуле:

Объём меняемого масла * стоимость одного литра / регулярность замены / мощность = 232*180 /1250/1025=0,032 руб. на 1 кВт*ч.

3. Затраты на угар масла.

Каждая газопоршневая электростанция при своей работе сталкивается с необходимостью пополнения масла, потраченного за счет его угара в камере сгорания газового двигателя. Расчетное количество масла на угар составляет 0,2 грамма на каждый выработанный кВт*ч. Затраты на угар масла рассчитывается по формуле:

Объём масла на угар * стоимость одного литра / 1000 грамм в одном литре = 0,2* 180 / 1000 = 0,036 руб. на 1 кВт*ч.

4. Затраты на запасные части включая капитальный ремонт.

Для определения итоговых затрат на запасные части очень важно учитывать все запасные части, необходимые на весь жизненный цикл газопоршневой электростанции, включая капитальный ремонт. Этот подход обусловлен тем, что предполагаемые затраты должны обеспечить бесперебойное функционирование электростанции, как до, так и после капитального ремонта. В противном случае пришлось бы покупать новую электростанцию после каждого капитального ремонта. При расчете учитывается сумма всех запасных частей, заменяемых на протяжении всего жизненного цикла с учетом капитального ремонта. Для электростанции Guascor мощностью 1025 кВт стоимость всех запасных частей составляет 410 000 Евро с НДС и таможенной очисткой. Следует заметить, что запчасти, так же как и масло, при благоприятных условиях эксплуатации можно менять реже, что опять-таки только снизит стоимость производимой электроэнергии.

Итоговая себестоимость запасных частей, относимая на себестоимость кВт *ч определяется по формуле:

Стоимость запасных частей в евро* курс евро / ресурс до капитального ремонта, часов / мощность = 410 000 Евро * 45 руб. / 64 000 / 1025 = 0,28 руб. на 1 кВт*ч.

5. Поправка за счет утилизируемого тепла:

Параллельно с выработкой электрической энергии каждая электростанция мощностью 1025 кВт производит выработку тепловой энергии в количестве до 1325 кВт в час. Для производства такого же количества тепла в котельной потребовалось бы сжечь 140 нм3 газа теплотворной способности 33,5 МДж/нм3. Таким образом, за счет утилизации тепла от работающего двигателя, каждая электростанция экономит с каждым выработанным кВт*ч электроэнергии до 140 * 3800 /1000 /1025 = 0,519 руб. на 1 кВт*ч.

Расчет итоговой себестоимости

Итоговая себестоимость складывается из суммы всех затрат на производство электроэнергии (газ, масло, сервис, работы, налоги, амортизация) и экономии средств за счет утилизации тепла

Без учета утилизируемого тепла: 1,03 руб. + 0,032 + 0,036 + 0,28 + 0,033 + 0,08 +0,12 - 0,519 = 1,611 руб. на 1 кВт*ч.

С учетом утилизируемого тепла: 1,03 руб. + 0,032 + 0,036 + 0,28 + 0,033 + 0,08 +0,12 - 0,519 = 1,092 руб. на 1 кВт*ч.

Расчет срока окупаемости.

А) Мини-ТЭЦ как альтернатива внешней сети.

В случае, если на объекте нет централизованного электроснабжения в полном объёме необходимо рассчитывать срок окупаемости не всей мини-ТЭЦ, а разницы, между стоимостью строительства и стоимостью организации внешнего электроснабжения (подключение, трасса, лимиты и т.д.). На некоторых объектах стоимость подключения внешней сети может быть даже выше, нежели стоимость строительства мини-ТЭЦ. За чет этого окупаемость проекта наступает сразу, по факту включения мини-ТЭЦ в работу. А с каждым выработанным кВт*ч собственник получает дополнительную прибыль.

Б) Мини-ТЭЦ как дополнение к внешней сети.

В случае, если на объекте уже организованно полное внешнее электроснабжение и мини-ТЭЦ рассматривается только как мероприятие по снижению затрат на электричество, необходимо сравнить затраты на производство и покупку электроэнергии.

При средней стоимости покупки электроэнергии от сетей в размере 3,5 руб. с НДС за 1 кВт*ч, экономия при выработке 1 кВт*ч электроэнергии с учетом полной утилизации тепла составит:

Стоимость электроэнергии от сетей - стоимость производимой электроэнергии = 3,5 - 1,084 = 2,416 руб. на 1 кВт*ч.

При равномерной полной загрузке мощностей в год производится экономия в размере:

Экономия с каждым кВт*ч * 8000 рабочих часов в год * мощность = 2,416 * 8000 * 1025 = 19,8 млн. руб. в год

Итоговый срок окупаемости.

В настоящий момент, как уже отмечалось выше, средняя стоимость строительства объекта «под ключ» составляет сумму в размере от 30 млн. руб. за 1 МВт «под ключ», в зависимости от мощности и состава используемого оборудования.

Таким образом, при полной загрузке электрических мощностей и утилизации тепла, срок окупаемости одной мини-ТЭЦ может рассчитываться как

Сумма строительства / ежегодную экономию = 30 000 000 / 19 800 000 = 1,5 года.

Заключение

В работе рассмотрены современные подходы к построению мини-ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей. Проведенный оценочный расчет эффективности их использования показывает возможность быстрой окупаемости капитальных затрат за счет низкой себестоимости вырабатываемой ими электрической и тепловой энергии, которая существенно ниже существующих тарифов.

Предложен алгоритм получения оценки верхней и нижней границы срока окупаемости мини-ТЭЦ для широкого диапазона капитальных затрат.

Литература

1. Богословский В.Н., Щеглов В.П., Разумов Н.Н. Отопление и вентиляция. - М.: Стройиздат, 1980. - 295с.

2. Отопление и вентиляция жилого здания: учеб. пособие / В.Ф. Васильев, Ю.В. Иванова, И.И. Суханова; СПбГАСУ. - СПб., 2010. - 72с.

3. Староверова И.Г. Справочник проектировщика. Внутренние санитарно - технические устройства - Отопление Часть 4. - 1990 - С.345.

4. Сканави А.Н. Отопление. Учебник для вузов. -- М.: АСВ, 2008. С. 576.

Размещено на Allbest.ru