Комбинированное производство электроэнергии, тепла и холода – перспективное направление в современной энергетике

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Комбинированное производство электроэнергии, тепла и холода - перспективное направление в современной энергетике

1. Несмотря на все экологические проблемы, основу современной энергетики составляют энергетические установки на органическом топливе.

Такая ситуация сохраняется на достаточно длительную перспективу и не только в силу большой инертности энергетики, но и потому, что не все потенциальные возможности совершенствования теплофизических установок еще использованы, хотя еще несколько лет назад бытовало мнение, что теплоэнергетика достигла предела своего совершенства и существенный прогресс в ее развитии вряд ли возможен.

Сегодня в теплоэнергетике доминируют паротурбинные энергоблоки с КПД менее 40%. 60% остающейся энергии органического топлива выбрасываются в окружающую среду, причем менее 10% с дымовыми газами электростанций и около 50% в градирни для конденсации отработанного пара.

В последние годы значительную роль в теплоэнергетике при использовании природного газа начинают играть парогазовые установки бинарного цикла с КПД порядка 55% и в перспективе до 60%. Оставшаяся энергия топлива выбрасывается в окружающую среду, из них порядка 17% с дымовыми газами и более 20% градирню для конденсации отработанного пара.

2. В отличие от паротурбинных энергетических установок, работающих по закрытому циклу на водяном паре с использованием широкого ассортимента органических топлив (газ, мазут, уголь, торф и р.) парогазовые установки работают по открытому циклу, используя в качестве рабочего тела кроме водяного газа и продукты сгорания органического топлива. При этом газовые турбины на продуктах сгорания топлива, предъявляют очень жесткие требования к содержанию минеральных примесей в газе, так что могут работать только на природном газе.

Наиболее распространенные парогазовые установки бинарного цикла имеют два рабочих тела: замкнутый цикл на водяном паре и разомкнутый на продуктах сгорания природного газа.

Другой менее распространенный тип ПГУ имеет в качестве рабочего тела смесь продуктов сгорания и водяного пара. Каждый из этих типов ПГУ имеет свои достоинства и недостатки.

Наибольшее развитие зарубежом получили ПГУ бинарного цикла, единичная мощность которых достигает несколько сотен мегаватт.

ПГУ второго типа, именуемые в литературе ПГУ-stig были разработаны в конце 50-х годов коллективом Сибирского отделения АН СССР под руководством академика С.А. Христиановича.

Широкомасштабный прогресс в создании высокоэффективных ПГУ большой мощности способствовал и значительному росту использования природного газа, так называемая «газовая пауза».

В концепциях стратегии развития энергетики России начала 2000-х годов отводилась значительная роль ПГУ бинарного цикла на импортных газовых турбинах большой мощности.

Такая тенденция способствовала ухудшению собственного энергетического газотурбостроения приводя все к большему отставанию в этой области.

Введенные против России санкции окончательно привели российскую энергетику к тупиковой ситуации.

Однако призыв президента РФ Путина В.В. к «импортозамещению» имеет под собой реальную основу и в области энергетики, как за счет использования авиационных газотурбинных двигателей, так и за счет совершенствования технологической схемы энергетической установки.

Естественное желание использовать тепло конденсации пара для целей отопления в холодное время года привело к созданию комбинированной выработке электрической и тепловой энергии (кодженерейшн) особенно развитой в России так называемых теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).

Эффективность использования топлива при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии оценивается величиной КИТТ (коэффициент использования теплоты топлива), который в зимний максимум достигает 85% для паротурбинных установок (ПТУ) и 82% для парогазовых (ПГУ). [1-3]

Однако за всякую выгоду необходимо платить. Мощность паровой турбины при этом падает, например, для энергоблока 300 МВт до 250 МВт.

В результате удельные капитальные затраты в теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) увеличиваются по сравнению с суммарными удельными капитальными затратами на раздельную выработку электроэнергии на конденсационной электростанции (ГРЭС) и теплоты на отопительной котельной.

Другим недостатком ТЭЦ является годовая неравномерность выработки тепловой энергии, меняющаяся от 100% в зимний максимум и порядка 20% для нужд горячего водоснабжения при отказе потребителя от отопительной нагрузки.

При этом для сохранения выработки электроэнергии основная часть пара поступает в конденсатор, откуда избыточное тепло сбрасывается в градирню, а дополнительные капитальные затраты оказываются частично «омертвленными».

С широким проникновением электричества в быт, появилась потребность в холоде, получаемом за счет электроэнергии в кондиционерах. Причем в современных кондиционерах на единицу затрачиваемой электроэнергии может генерироваться до четырех единиц холода.

Удобством современных кондиционеров является еще и то, что они могут работать как кондиционер в летний период и как отопительное устройство (тепловой насос) при минусовой температуре окружающей среды, эффективность которого однако падает с понижением температуры. Можно считать, что работать, как тепловой насос современные кондиционеры могут, только если температура окружающего воздуха выше -10⁰ С.

Следует отметить, что удельные капитальные затраты на получение 1 кВт электроэнергии в 10-15 раз выше, чем на получение 1 кВт тепловой электроэнергии.

Появляется большой интерес к созданию холодильных машин, использующих тепловую энергию для получения холода.

В частности, к таковым относятся абсорбционные бромисто-литиевые холодильные машины (АБХМ) [5].

Учитывая большую громоздкость и металлоемкость таких машин по сравнению с традиционными электрическими кондиционерами, их целесообразно использовать при централизованной генерации холода большой производительности.

Во многих случаях при отказе от тепловой нагрузки в период положительных температур у потребителя наблюдается рост потребностей в холоде для кондиционирования помещений.

Очевидно, что с точки зрения наиболее эффективного использования оптимальной будет такая установка с тригенерацией, которая генерирует круглогодично в соответствии с потребностями потребителя электроэнергию, теплоту для горячего водоснабжения и отопления в соответствии с графиком отопительного сезона и холод в соответствии с потребностями в кондиционировании помещении, обратному графику отопительной нагрузки.

В ОИВТ РАН разработана технологическая схема такой парогазовой установки с инжекцией пара, которая оптимизирована для комбинированной выработки электроэнергии, теплоты и холода.

Принципиальная тепловая схема предлагаемой ПГУ, модифицированной для работы в системе тригенерации, приведена на рис. 1.

Рисунок 1 Принципиальная тепловая схема ПГУ для совместного производства электроэнергии, тепла и холода.

1. компрессор низкого давления

2. компрессор высокого давления

3. воздухоохладитель смешивающего типа

4. камера сгорания

5. приводная турбина высокого давления

6. приводная турбина низкого давления

7. силовая турбина

8. регенеративный подогреватель (котел-утилизатор) с подогревателем сетевой воды

9. паровоздушный турбодетандер

10. уловитель капельной влаги

11. система очистки конденсата и подготовки цикловой воды

12. электрический генератор

13. Агрегат АБХМ

14. типовой потребитель тепла (система централизованного теплоснабжения)

парогазовый энергетика тепловой топливо

Атмосферный воздух сжимается в компрессоре низкого давления (1) и поступает в воздухоохладитель смешивающего типа (3), где насыщается парами воды и охлаждается за счет ее испарения.

В камеру сгорания ПГУ (4) подается сжатый воздух, природный газ и водяной пар в количествах, обеспечивающих расчетную температуру рабочего тела перед турбинной группой привода компрессоров (5). Для охлаждения элементов турбинной группы используется водяной пар, что дает возможность повысить температуру рабочего тела сверх принятой для исходной ГТУ АЛ-31. При этом температура металла лопаточного аппарата поддерживается ниже проектного уровня. При замене охлаждающего агента системы охлаждения проточной части ГТУ с воздуха на пар конструкция системы охлаждения полностью сохранена. После расширения в группе приводных турбин парогазовая смесь дополнительно расширяется в рабочей турбине (7), где производит полезную работу, и поступает в регенеративный теплообменник (8), в котором происходит генерация и перегрев впрыскиваемого пара, а также нагрев сетевой воды для нужд теплофикации (Q_ТЕП).

После теплообменника (8), парогазовая смесь расширяется до атмосферного давления в детандере (9); при этом совершается полезная работа и конденсируется дополнительное количество воды, которое улавливается в сепараторах капельной влаги (10). После сепараторов (10) обезвоженные продукты сгорания выбрасываются в атмосферу.

Вместе с основным потоком конденсата из теплообменника (8) вода из сепараторов (10) поступает в воздухоохладитель смешивающего типа (3), затем в систему очистки (11), откуда направляется на генерацию и перегрев пара в теплообменник (8). Избыточное количество воды, конденсируемое из продуктов сгорания, может быть использовано в любых целях. Тепло конденсации водяного пара, выделившееся в теплообменнике (8), передается типовому тепловому потребителю (14), а также направляется на нужды производства холода в АБХМ (13) по общим линиям стандартной теплосети.

Основные преимущества предлагаемой технологии:

1. На базе существующего отечественного авиационного двигателя АЛ-31 мощностью 20 МВт может быть создана парогазовая энергетическая установка с инжекцией пара электрической мощностью порядка 80-100 МВт, как за счет увеличения степени сжатия ГТУ, так и за счет инжекции пара в газовый тракт.

2. Конденсатор пара из парогазовой смеси после силовой газовой турбины работает под избыточным давлением 0,35-0,45 МПа, что позволяет сконденсировать из парогазовой смеси весь инжектируемый пар и создать замкнутую систему водообеспечения с получением горячей сетевой воды с температурой порядка 100⁰С для нужд теплоснабжения или получения холода.

3. Осушенная парогазовая смесь расширяется в турбодетандере, охлаждаясь до температуры порядка 40⁰С с конденсацией паров воды, образовавшихся в процессе сжигания водорода топлива (метана), что обеспечивает получение КПД выработки электроэнергии на тепловом потреблении по низшей теплотворной способности и КИТТ существенно превышающие 100%.

4. По сравнению с традиционными парогазовыми установками бинарного цикла при работе в режиме ТЭЦ выработка тепла на единицу вырабатываемой электроэнергии увеличивается более чем на 70%, что позволяет расширить диапазон работы в системе «кодженерейшн» при увеличении тепловой нагрузки без использования пиковых котлов.

5. В отличие от всех типов энергетических установок уровень температур низкопотенциального тепла, отводимого из конденсатора парогазовой смеси при всех сезонных тепловых нагрузках равен 90-100⁰С, она лучше всех приспособлена обеспечивать системы АБХМ горячим теплоносителем для получения холода без дополнительных затрат при снижении теплопотребления для нужд отопления, т.е. может работать круглогодично в режимах, близких к номинальному.

6. Инжекция пара в камеру сгорания ГТУ помимо увеличения мощности газовой турбины позволяет снизить содержание оксидов азота в дымовых газах ПГУ до нескольких ppm (подтверждено экспериментально), т.е. делает установку экологически чистой.

7. Помимо электроэнергии, теплоты и холода производится вода из продуктов сгорания метана, что позволяет ее использовать в безводных районах.

Каким образом можно выбрать оптимальную систему? Что является критерием эффективности?

Для этого необходимо иметь некоторого типового комплексного потребителя заданного объема электроэнергии, тепла и холода, разработать несколько альтернативных технологий их производства и выполнить их сравнительный технико-экономический анализ, выбрав в конечном итоге тот, который требует минимальных капитальных и эксплуатационных затрат.

Следует отметить, что если транспорт электроэнергии и тепла в виде горячей воды может осуществляться на достаточно большие расстояния и, следовательно, потребитель может быть как централизованным, так и распределенным, то транспорт холода экономически оправдан только на небольшие расстояния, т.е. потребитель промышленного холода должен быть достаточно крупным.

В качестве одного из таких крупных типовых потребителей электроэнергии, тепла и холода может рассматриваться проект делового центра г. Москвы на Мякининской пойме.

Проект предусматривает сооружение 14 многоэтажных административных зданий с централизованным потреблением.

Результаты сравнительного технико-экономического анализа.

Как указывалось выше для энергообеспечения некоторого замкнутого района рассмотрены три альтернативных варианта:

– Парогазовая установка бинарного цикла для выработки электроэнергии для внутреннего потребления и генерации холода с помощью традиционных электрических кондиционеров, а для нужд отопления и горячего водоснабжения сооружение отопительной котельной;

– Сооружение ПГУ-ТЭЦ на базе перспективных парогазовых установок бинарного цикла для выработки электроэнергии и теплоты для нужд теплоснабжения и получения холода с помощью систем АБХМ с установкой дополнительной пиковой котельной для покрытия максимальных тепловых нагрузок;

– Сооружение оригинальной, специально разработанной парогазовой установки с инжекцией пара для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты для нужд теплоснабжения и генерации холода с помощью систем АБХМ.

Для более корректного определения капитальных и эксплуатационных затрат при выборе типа ПГУ бинарного цикла использовались существующие установки.

Для удовлетворения требуемых потребностей использовалось дробное число установок.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2. Соотношение тепловых нагрузок, покрываемых за счет основной энергетической установки и котельной (вариант 2)

На рис. 3 приведен соответствующий график тепловых нагрузок для ПГУ ОИВТ РАН.

Рисунок 3. Соотношение тепловых нагрузок, покрываемых за счет основной энергетической установки и котельной (вариант 3).

В таблице 1 приведены основные данные сравниваемых альтернативных вариантов.

Таблица 1

При определении капитальных затрат использовалась разработанная ОИВТ РАН специальная методика, успешно применяемая в работах по сотрудничеству с США [6].

Основная сущность используемой методики заключается в построчном сопоставлении типовой структуры капитальных затрат эталонных электростанций СССР и США с блоками 300 МВт и предлагаемых альтернативных технологий с одновременной статистической обработкой мировых цен на основное нестандартное оборудование.

Все данные при этом выражаются в долях от удельных капитальных затрат эталонной паротурбинной электростанции.

На уровне 2016 года удельные капитальные затраты в эталон приняты в размере 1500 долл. США за 1 кВт установленной мощности.

На рис. 4 приведены результаты расчетов годового расхода топлива (природного газа).

Расчет полных годовых затрат по всем вариантам принимался из условия работы в рыночных условиях при следующих предпосылках:

– Срок окупаемости капитальных затрат для внешнего инвестора 10 лет с начала строительства (ускоренная амортизация);

– 50% капитальных затрат осуществляется за счет акционерного капитала с дивидендами 14% годовых;

50% - заемные средства под банковский кредит в размере 10% годовых;

– Погашение акционерного капитала начинается после возврата кредита;

– Стоимость топлива варьируется в пределах 120 $/1000 м³, 200 $/1000 м³ и 300 $/1000 м³;

– Условия работы установок после возврата начального капитала на данном этапе не рассматриваются.

Рисунок 4. Суммарный годовой расход топлива по вариантам и его распределение по видам производимой энергии

На рис. 5 приведены сравнительные данные по суммарным годовым затратам по сравниваемым вариантам.

Рисунок 5. Относительные суммарные годовые затраты

Выводы:

1. На базе существующего отечественного газотурбинного оборудования могут быть созданы энергетические установки для комбинированной выработки электроэнергии, теплоты и холода, существенно превосходящие по своим показателям лучшие мировые технологии.

2. Годовая экономия энергетических ресурсов может составить до 24% по сравнению с ПГУ-ТЭЦ на базе зарубежных ГТУ и до 38% по сравнению с вариантом раздельного производства электроэнергии на базе перспективных ПГУ бинарного цикла, теплоты на базе водогрейных котлов с КПД = 92% и холода с помощью современных электрических кондиционеров.

3. Суммарные годовые затраты для варианта комбинированной выработки электроэнергии, теплоты и холода на базе ПГУ ОИВТ РАН на 30% ниже чем при раздельном их производстве и более чем на 20% ниже, чем при их комбинированной выработке на базе перспективных ПГУ-ТЭЦ на базе ПГУ бинарного цикла большой мощности с использованием зарубежных ГТУ.

4. Предлагаемая для реализации ПГУ ОИВТ РАН является экологически чистой, т.к. содержание токсичных оксидов азота в дымовых газах снижается в несколько раз по сравнению с современными ПГУ, а выбросы диоксида углерода на 1кВтч выработанной электроэнергии снижаются более чем на 20-30%.

Литература

1. «О целевом видении стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г.», Изд. ОИВТ РАН, под редакцией академика А.Е. Шейндлина, Москва 2007 г.

2. Батенин В.М., Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Шехтер Ю.Л, «Применение ПГУ на ТЭЦ», Теплоэнергетика, 2008, №12, стр. 39-43.

3. Зейгарник Ю.А., Масленников В.М., Нечаев В.В., Шевченко И.С. «Целевое видение стратегии развития электроэнергетики России на период до 2030 г.», Ж. «Электро», Москва 2007, №5, стр. 2-11.

4. Масленников В.М., Штеренберг В.Я. «Высокоэкономичная парогазовая установка для совместного производства электроэнергии и тепла», Теплофизика высоких температур, 2011, №5, т. 49, стр. 777-781.

5. Бараненко А.В., Попов А.В., Тимофеевский О.В., Волкова О.В. «Абсорбционные бромистолитиевые преобразователи теплоты нового поколения», Ж. «Холодильная техника», 2001, №4, стр. 18-20.

6. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Штеренберг В.Я. (СССР), Смитсон Г.Р., Робсон Ф.Л, Лемон Ф.В., Лохан В.Т. (США) «Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики», Изд-во «Наука», Москва, 1983 г.

Размещено на Allbest.ru