Тэц двигатель


Мини ТЭЦ (типы, области применения). Газотурбинные мини-ТЭЦ. Использование биотоплива для производства энергии на мини-ТЭЦ



Мини ТЭЦ (Общая информация)

В последнее время развивается энергоснабжение, которое базируется на установках мини-ТЭЦ. Система утилизации тепла мини-ТЭЦ предусматривает также производство горячей воды или пара для отопления (когенерация) и холода для систем кондиционирования и вентиляции (тригенерация).

Типы мини ТЭЦ

Различают следующие типы мини-ТЭЦ:

  • паротурбинную с противодавленческой турбиной с отпуском тепловым потребителям всего или части отработавшего в ней пара;
  • паротурбинную с конденсационной турбиной, имеющей теплофикационный отбор или отборы для отпуска пара тепловым потребителям;
  • газотурбинную с использованием тепла выхлопных газов в котле-утилизаторе или непосредственно в технологическом процессе;
  • дизельную с производством высокопотенциального тепла благодаря энергии выхлопных газов и низкопотенциального - из контуров охлаждения двигателя;
  • парогазовую с использованием тепла выхлопных газов для производства пара, который полностью или частично направляется в одну или несколько паровых турбин.

В настоящее время используются также следующие виды установок для производства электроэнергии и теплоты малой и средней мощности:

  • теплофикационные ГТУ на базе газотурбинных двигателей самолетов и судов единичной электрической мощностью от 50 до 6000 кВт и тепловой мощностью от 0,6 до 50 МВт для установки в местах размещения отопительных и промышленных котельных, работающих на природном газе;
  • теплофикационные паросиловые установки малой мощности с противодавлением на промышленные параметры пара электрической мощностью до 1200 кВт и тепловой мощностью до 12 МВт, работающих на мазуте и твердом топливе;
  • теплофикационные дизельные установки для энергоснабжения на базе двигателей судов, колесных и гусеничных машин электрической мощностью до 600 кВ;
  • паросиловой и газотурбинный привод с утилизацией тепла мощностью от 5 до 20000 кВт для энергоснабжения нефтяных газодобывающих комплексов.

Перспективными альтернативными решениями являются мини-ТЭЦ, например на основе газо-дизель-генераторов. Для получения тепловой энергии в камере сгорания используется дизельное топливо, природный или сжиженный газ. Особенно перспективны мини-ТЭЦ для отдаленных районов сельской местности. В качестве альтернативного топлива в этом случае возможно использовать биотопливо, например, метан, полученный в метантенках из отходов сельского хозяйства.

В последние годы также внедряются микро-ТЭЦ мощностью 45-100 кВт для автономного энергоснабжения на базе микротурбин и электротехнических генераторов.

В малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных комбинированных циклов ПГУ для производств электроэнергии, а газовые турбины как приводы электрогенераторов существенно проигрывают газовым двигателям по КПД и эксплуатационным характеристикам при малых мощностях. В широком диапазоне мощностей (от сотен киловатт до десяток мегаватт) КПД моторного привода на 13-17% выше, чем газотурбинного; при снижении нагрузки со 100 до 50% КПД электрогенератора с приводом от газового двигателя меняется слабо, КПД газового двигателя практически не изменяется до температуры воздуха 25 0С. Мощность газовой турбины падает при изменении температуры воздуха от -30 до 30 0С, при температурах выше 40 0С уменьшение мощности газовой турбины (от номинальной 15 0С) составляет 20%.

Газотурбинные мини-ТЭЦ

Газовые турбины находят широкое применение в производстве электроэнергии. Электрический КПД больших установок составляет 35 -38%, характеристики при частичной нагрузке скорее неудовлетворительные. Большой срок службы, очень незначительные инвестиционные затраты в широком диапазоне мощностей, большая доля пригодной для использования энергии уходящих газов и очень небольшая эмиссия вследствие непрерывного горения являются достоинствами этой технологии. До настоящего времени было нецелесообразно применять турбины в диапазоне мощностей менее 500 кВт. Это стало возможным только в результате комбинации двух мероприятий: рекуперации и обратной подачи части объемного потока уходящего газа в компрессор с одной стороны и прямого присоединения генератора. В сочетании с не зависящим от скорости вращения инвертированием тока посредством силовой электорники достигаются наряду с приемлемыми показателями электрического КПД более 25% и общего КПД более 70% также хорошие показатели КПД при неполной нагрузке. Эти параметры имеют решающее значение для использования на не больших объектах.

Возможность получения большой мощности при небольших размерах и массе, высокая надежность и экономичности газотурбинных установок позволяют широко использовать их в промышленной энергетике. В частности на промышленных предприятиях их можно применять как для отдельной, так и комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в качестве источников питания, для покрытия пиков нагрузок, в качестве надстроек на водогрейных котельных.

Мини-ТЭЦ на базе ДВС

Принцип выработки электрической к тепловой энергии с использованием ДВС известен уже несколько десятилетий. Первые установки этого типа использовались на кораблях, в тепловозах, для аварийного электроснабжения.

В области мощностей от 10 кВт до 4 МВт существенные преимущества перед газотурбинными установками имеют поршневые приводы. У таких установок меньшие расходы топлива и эксплуатационные затраты.

Это объясняется тем, что КПД поршневых машин составляет 36-45%, а газовых турбин - 25-34%. Установки газовых турбин требуют высоких давлений газа (до 2,0 МПа), в то время как газопоршневые установки работают на газе с низким давлением и им не требуется установка для газа дожимного копрессора.

Поршневые газовые двигатели могут работать на газе среднего давления, промышленном газе (коксовый, биогаз, шахтный), пропан-бутановых смесях и попутном газе. Любой применяемый газ должен иметь метановое число не менее 30 и подаваться в двигатель под давлением 1,0-2,5 кгс/см2 (0,1-0,25 МПа).

Мини-ТЭЦ на базе ДВС состоит из моноблока двигатель-генератор с теплообменниками, в которых утилизируется тепловая энергия.

Утилизация тепла выхлопных газов, газовоздушной смеси, тепла в рубашке охлаждения двигателя, масла в специальном водяном утилизационном контуре позволяет нагревать воду до 95'С и использовать ее тепло в системах теплоснабжения. Газопоршневой двигатель это дизельный двигатель, переоборудованный для работы на газе (94%) и использующий лишь 6% дизельного (запального) топлива. Дизельное топливо может служить в нем в качестве резервного топлива.

Газопоршневые мини ТЭЦ, представляют собой электрогенераторные установки с первичным двигателем, работающим на природном газе, а также утилизирукнцие выделяемое тепло. Потребление топлива составляет 0,25-0,3 н.м3 на кВт-час выработанной электрической энергии.

Экономически оправданные системы утилизации тепла позволяют использовать 1 Гкал тепла на 1 МВт-час выработанной электроэнергии (75% от выделяемого тепла).

Расход смазочного масла от 3 г до 0,3 г на 1 кВт-час. Межремонтный ресурс 20-40 тыс. моточасов. Поэтапный ресурс достигает сотен тысяч часов. Стоимость ремонта составляет 5-20% от общих капитальных затрат. Электрический КПД достигает 38-42%. Оставшиеся тепловые потери, около 60%, приходятся на:

  • 1. Тепло, отбираемое охлаждающей жидкостью 38-44%
  • 2. Тепло выхлопа 15-10%(охлаждаемые выхлопные коллекторы)
  • 3. Тепло наддувочного воздуха (в системах с турбонаддувом) 5-6%
  • 4. Тепло смазочного масла (в системах с масляным радиатором) 3-6%.

Альтернативные источники энергоснабжения

Вот уже несколько лет в установках мини-ТЭЦ применяется тепловые насосы с целью использования низкопотенциальной энергии для отопления и горячего водоснабжения.

Тепловые насосы, предназначенные для работы в системах мини-ТЭЦ, бывают двух типов: парокомпрессионные (использующие механическую энергию в качестве энергии высокого потенциала) и абсорбционные (относительно высокопотенциальным теплоносителем является пар, отопительная вода или продукты сгорания).

Компрессионные тепловые насосы могут работать с приводом от тепловых двигателей. В этом случае весь агрегат состоит из компрессионного теплового насоса и теплового двигателя. Преобразование химической энергии топлива в теплоту происходит непосредственно внутри теплового двигателя (например, в цилиндре двигателя внутреннего сгорания) или снаружи, причем теплота горючего газа передается к рабочему телу двигателя.

В двигателе в соответствии с термодинамическим круговым циклом часть теплоты переходит в механическую энергию, которая приводит в действие собственно компрессионный тепловой насос, благодаря чему повышается полезный температурный уровень низкотемпературное окружающей среды или отработанной теплоты. Отработанная теплота двигателя также может быть использована в качестве полезного тепла. Теплообменник или теплообменники отработанной теплоты в зависимости от температурных условий подключаются параллельно или последовательно с конденсатором компрессионного теплового насоса или теплота подводится к специальным.

В качестве приводов могут быть использованы тепловые двигатели всех типов, однако наиболее удобны газовые и дизельные двигатели, так как они работают на природном газе и нефти- высококачественных носителях первичной энергии, применяемых в настоящее время для отопления.

В связи с уменьшением запасов топлива и ростом цен важно обеспечить значительную экономию топливных ресурсов. Получение тепла с помощью такой двигательной отопительной установки может сократить расход первичной энергии примерно вдвое по сравнению с обычным способом получения тепла при сжигании топлива.

В тепловых насосах с приводом от газовых двигателей в качестве привода применяют как специальные газовые двигатели для больших мощностей, так и модифицированные карбюраторные двигатели грузовых автомобилей с повышенным сроком службы для небольших мощностей.

Применение тепловых насосов с газовым двигателем при наличии природного газа позволяет значительно снизить расход первичной энергии для отопительных установок. Использование городского газа намного уменьшает эффективного системы из-за низкого коэффициента полезного действия при получении газа из угля.

Для тепловых насосов с приводом от дизельного двигателя наиболее часто применяют двигатели грузовых автомобилей, которые имеют разветвленную сеть пунктов по техническому обслуживанию.По конструкции тепловые насосы с дизельным двигателем почти не отличаются от тепловых насосов с газовым двигателем.

Особой проблемой в тепловых насосах с приводом от двигателя внутреннего сгорания является конструкция теплообменника отработавших газов, который в зависимости от вида газа или дизельного топлива и его сгорания в двигателе должен иметь достаточный срок службы.

В последнее время в области малых мощностей представляют интерес мини-ТЭЦ на базе топливных элемемнтов.

Топливные элементы представляют собой электрохимические преобразователи с непрерывной подачей продуктов реакции. Они непосредственно преобразуют поступающие прдукты реакции (водород и кислород) в электричество, тепло и воду. В результате этого проявляется такие важные свойства топливных элементов как высокий электрический КПД при полной и частичной загрузке при очень незначительной эмиссии вредных веществ, которая возникает из-за подключения горелочного устройства для подготовки водорода из жидких энергоносителей. Кислород получают из окружающего воздуха, а водород - недорого и с минимальной эмиссией - из природного газа Отсутствие механических компонентов в батарее элементов дает основание ожидать, что они почти не будут нуждаться в техобслуживании и будут иметь продолжительный срок эксплуатации.

Области применения и схемы автономных мини-ТЭЦ

Мини-ТЭЦ на базе ДВС можно использовать в различных областях промышленного производства, особенно эффективны они могут быть в отдаленных районах страны с холодным климатом. Особенностью таких установок, является способность работать автономно, с использованием практически любого топлива. Кроме того, они мобильны, передвижные мини-ТЭЦ малой мощности за несколько часов вводятся в эксплуатацию. Для обслуживания таких установок требуется малое количество людей. Особенно выгодно применение мини-ТЭЦ для использования в чрезвычайных ситуациях.

При проектировании мини-ТЭЦ должны учитываться следующие основные факторы:

  • 1.Наличие местных видов топлива. Наличие таких источников как биомасса или отходов из которых можно получать газ, существенно снизят затраты на мини-ТЭЦ. Если таких источников нет, или не возможно их использовать, то надо выбрать вариант с меньшими транспортными затратами на доставку топлива. Мини-ТЭЦ на базе ДВС могут работать на многих видах топлива (бензин, дизельное топливо, природный газ, газах, получаемых из биомассы и органических отходах производств). Необходимо выбрать вариант с меньшими капитальными затратами. Подобрать поршневую мини-ТЭЦ можно фактически для любого топлива, используя различные схемы работы установки.
  • 2. Важным фактором является соотношение электрической и тепловой нагрузок потребителя.
  • 3. Необходимо учитывать и характер нагрузки, колебание по часам суток.
  • 4. Важным фактором для выбора мини-ТЭЦ являются климатические условия, в которых будет работать установка. Прежде всего, этот фактор влияет на выбор типа ДВС.

Использование биотоплива для производства энергии на мини-ТЭЦ

Перспективным топливом, для производства энергии на мини-ТЭЦ является газ, полученный из органических отходов путем их переработки. Конвертирование биомассы в топливо может производиться различными способами.

Основные способы это термохимическая конверсия биомассы в топливо (прямое сжигание, пиролиз, газификация, снижение) и биотехнологическая конверсия при влажности от 75% и выше (низкоатомные спирты, жирные кислоты, биогаз). Переработка биоммассы может нести существенную энергетическую и социальную пользу.

Для производств биогаза можно использовать органическую часть бытовых отходов, а также отходы животноводства, птицеводства (экскременты животных и остался корма), растениеводства и овощеводства (солома, ботва, фрукты, овощи), древесина, отходы лесной и деревообрабтывающей промышленности, канализационные стоки. Какие-то из перечисленных отходов обязательно существуют в любой местности.

Один из наиболее эффективных способов переработки биомассы - ее конверсия в биогаз, который используется для выработки энергии в мини- ТЭЦ. Техническая реализация биогазовых технологий проста и они могут применяется как в малом фермерском хозяйстве, так и в крупных животноводческих и пищеводческих комплексах. Анаэробная бактериальнохимическая система при температуре 30-55 0С за время 5-20 суток разлагает до 50% органического вещества в биогаз, который содержит 55-80% метана и 20-45% углекислого газа. Современные мембранные технологии позволяют разделить биогаз на горючий метан и инертную кислоту имеющую спрос на рынке удобрений. Теплотворная способность биогаза составляет 5-6000 ккал/м3. По теплоотдаче 1м3 биогаза эквивалентен 0,7 м3 природного газа, 0.7 кг мазута, 0,6 кг керосина, 0,4 кг бензина, 3.5 кг дров. Технология производство биогаза сбраживанием неплохо освоена и находит применение.

Дня приготовления пиши на семью из 3-4 человек в день необходимо сжигать 3-4 м3 биогаза, для отопления дома площадью 50-60 м3 затрачивается 10-11 м3 биогаза в сутки.

Еще одним эффективным способом получения топлива для мини-ТЭЦ является использование отходов лесозаготовительных и лесоперерабатывающих предприятий. По данным исследований капитальные вложения в производство электроэнергии на базе древесного генераторного газа окупаются за 1 год.

Себестоимость единицы электроэнергии при этом снижается на 60%, а тепловой на 70%.

Лесные регионы, как правило, оторваны от линий электропередач, электроснабжение в этих местах осуществляется дизельными электростанциями, а отопление - путем сжигания древесины. Доставка дорогого и дефицитного топлива для этих регионов является довольно трудной задачей. В связи с этим, предлагается строительство мини-ТЭЦ, использующих отходы деревообработки в качестве топлива. Важным достоинством такой технологии является, то что в большинстве случаев не требуется создания новых установок. Технологический процесс можно организовать на базе имеющегося оборудования.

Основные преимущества мини-ТЭЦ по сравнению со стандартными схемами энергоснабжения Эффективность использования установок малой и средней мощности, устанавливаемых непосредственно у потреблителей в качестве альтернативы централизованному энергоснабжению, определяется следующими факторами:

  • снижение себестоимости производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования;
  • повышение надежности энергоснабжения;
  • независимость режима работы потребителя от режима работы энергосистем;
  • снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство;
  • более просто решаются вопросы обеспечения экологической безопасности и снижение затрат на охрану окружающей среды.

Мини-ТЭЦ является альтернативными источниками получения тепловой и электрической энергии, предназначенными для использования в различных областях народного хозяйства.

По сравнению с традиционными способами производства электроэнергии и тепла мини-ТЭЦ выбрасывают в атмосферу на 60 % меньше СО2 и NOx, значительно сокращая потребление топлива, благодаря этому они становятся перспективной альтернативой существующих ТЭЦ.

Мини-ТЭЦ позволяют добиться весьма высокого использования первичной энергии до 90 % и выше. При этом 30-35 % энергии прообразовывается в электрический ток и до 60% в тепловую энергию.



www.gigavat.com

Теплоутилизационный блок мини-ТЭЦ на базе ДВС

Журнал "Теплоэнергетика", №1, 2010

В статье рассмотрены особенности теплового режима ДВС и конструктивные схемы теплоутилизационного млока мини-ТЭЦ. Предложена принципиальная схема системы тепловой автоматики теплоутилизационного блока, обеспнечивающей штатные температуры теплоносителей (охлаждающая жидкость и масла, продуктов сгорания, сетевой воды) при изменении электрической и тепловой нагрузок потребителя. Представлены результаты стендовых испытаний теплоутилизационного блока тепловой мощностью 450 кВт газопоршневой мини-ТЭЦ на базе двигателя ЯМЗ-8401. 

По прогнозам Института энергетических исследований РАН в ближайшие годы в России значительную часть баланса вводимых мощностей будут составлять малые энергетические установки. Многие десятилетия основой электроснабжения северных и восточных территорий России являются дизельные электростанции. В частности, в Якутии в эксплуатации  находятся более 700 дизель-генераторов общей установленной мощностью 310 МВт, обеспецивающих электроэнергией около 200 населенных пунктов. Установки работают, в основном, на на привозном топливе, и в некоторых регионах страны себестоимость электроэнергии, производимой дизельными электростанциями, более чем на порядок превышает тарифы в районах, находящихся в зонах централизованного энергоснабжения.

В последнее время в малую энергетику активно внедряются энергоустановки, использующие в качестве первичного источника энергии газопоршневые двигатели. Подобные машины могут работать не только на природном газе, но и на попутных нефтяных газах, газообразных продуктах термохимической и биохимической переработки органических отходов. Газопоршневые установки отличаются высокой экономичностью, в том числе, на частичных нагрузках, хорошей приемистостью и удовлетворительными экономическими характеристиками. В 2007 г. установленная мощность дизельных и газопоршневых энергетических установок составила 8551 МВт, или 3,8% установленной мощности всех электростанций, при этом за 5 лет их мощность увеличилась на 32%.

При росте стоимости топлива задача наиболее эффективного его использования становится все более актуальной. Температурный уровень жидкости, охлаждающей блок цилиндров двигателя, масла и отходящих газов дизельных и газопоршневых установок позволяет реализовать их тепловой потенциал для целей теплоснабжения, горячего водоснабжения, производства технологического пара. Теоретически все тепло, за исключением радиационных и конвективных потерь тепла собвстенно от двигателя, может быть полезно использовано, тем самым обеспечивается высокая эффектисность сжигания топлива. У лучших когенерационных установок (мини-ТЭЦ) эффективность использования топлива (отношение полезной тепловой и электрической энергии к энергии, запасенной в топливе, без учета скрытой теплоты испарения воды, содержащейся в продуктах реакции горения топлива) может достигать 90%. Еще более экономичными являются установки с тригенерацией, производящие электроэнергию, тепло и холод. Принцип тригенерации позволяет максимально адаптировать энергоустановку к суточным и сезонным графикам нагрузок у потребителя.

Целью настоящей работы является создание принципиальных схем теплоутилизационного блока газопоршневой мини-ТЭЦ и системы тепловой автоматики, обеспечивающей допустимые температуры теплоносителей: жидкости, охлаждающей блок цилиндров двигателя, масла, продуктов сгорания и сетевой воды при суточных и сезонных колебаниях электрической и тепловой нагрузок потребителя.

Баланс мощности, предельные коэффициенты использования топлива

Механический КПД газопоршневого двигателя (ГПД) в рассматриваемом диапазоне мощности составляет 30...38% при номинальной нагрузке. Особеннстью ГПД является незначительное снижение эффективности вплоть до нагрузок, составляющих 0,3...0,5 номинальной. Так, например, КПД агрегата на базе конвертированного для работы на природном газе дизельного двигателя Ярославского моторного завода ЯМЗ-8401 (12-цилиндровый V-образный двигатель) при номинальной электрической нагрузке 320 кВт составляет 34 %, а при уменьшении нагрузки вдвое КПД снижается до 29%.

Рис. 1. Схема тепловых потоков агрегата на базе ДВС.Т - Турбина; К - компрессор. 

Основные источники тепла установки (рис. 1): тепло охлаждающей блок цилиндров жидкости (воды, гликоля) - Qо.ж., тепло масляной системы двигателя - QМ, тепло охладителя надувочного воздуха (для двигателя с турбонаддувом) - QН.В., тепло газообразных продуктов сгорания - QП.С.. Радиационные и конвективные потери тепла в окружающую среду от агрегата - Qр.к составляют 5-6% от располагаемой мощности.

Уровень температуры системы охлаждения двигателя (80-90°С), масляной системы (90-110°С) и температуры продуктов сгорания за турбинами турбокомпрессоров (550-650°С) вполне достаточен для того, чтобы использовать тепло двигателя как для целей отопления и горячего водоснабжения, так и для производства технологического пара. Контур системы промежуточного охлаждения наддувочного воздуха имеет относительно низкий температурный потенциал (30-50°С), и отбираемое тепло может быть полезно использовано только для предварительного подогрева подпиточной воды внешних контуров теплоснабжения и системы горячего водоснабжения (ГВС).

Температурные ограничения в системе утилизации тепла выхлопных газов связаны с ограничением температуры продуктов сгорания на выходе из теплообменника температурой «точки росы» для предотвращения образования кислотного конденсата, обмерзания и коррозии трубопроводов. Известный, но далеко не всегда экономически оправданный способ полезного использования этого тепла - установка на выходе из теплообменника экономайзерного участка, выполненного из кислотостойкой стали. Скрытая теплота парообразования воды, содержащейся в отходящих газах (разность между высшей и низшей теплотой сгорания топлива), составляет порядка 10% от низшей теплоты сгорания, что для агрегата электрической мощностью 325 кВт соответствует дополнительной тепловой мощности 80-100 кВт.

Рис. 2. Структура энергетического баланса газопоршневого двигателя QSK 19 G в номинальном режиме. 

В зависимости от степени сжатия температура воздуха на выходе из турбокомпрессоров составляет 90-120°С. Для устойчивой работы двигателя на максимальных мощностях температура газовоздушной смеси, поступающей в цилиндры двигателя, не должна превышать 40°С. Соответственно тепловая мощность, отбираемая в теплообменниках охладителях воздуха (интеркуллерах), составляет 5-8% от мощности, запасенной в топливе.

Окончательно энергетический баланс замыкают потери энергии за счет теплоемкости уходящих газов. Рассчитанные по равновесному составу газа при перепаде температур 100°С эти потери составляют 4-6% от энергии, запасенной в топливе.

Из приведенных рассуждений и оценок следует, что предельный коэффициент использования топлива (без учета внутренней теплоты парообразования воды) составит 88-91% независимо от КПД установки, т.к. всю тепловую энергию, за исключением потерь, можно утилизировать в эффективных теплообменниках.

Как уже отмечалось, температурный потенциал интеркуллеров относительно низкий, и его использование в системах теплоснабжения проблематично. Соответственно, реально достижимый коэффициент использования топлива не будет превышать 86%.

В качестве примера на рис. 2 приведена структура энергетического баланса газопоршневого двигателя QSK 19 G электрической мощностью 315 кВт производства компании Cummins Power Generation (США). Коэффициент использования топлива мини-ТЭЦ на базе этого двигателя составляет 77%.

Относительно низкая тепловая эффективность установки (41%) связана с тем, что двигатель рассчитан на работу на обедненной топливной смеси, вследствие чего значительно снижена температура продуктов сгорания за турбиной и их тепловой потенциал. Кроме того, из-за увеличения расхода уходящих газов возрастают и соответствующие потери. 

Особенности теплового режима ДВС

Если энергоблок на базе ДВС предназначен только для выработки электроэнергии, штатный температурный режим двигателя (температуры охлаждающей жидкости и масла) обеспечивают радиатор и термостаты, входящие в комплект двигателя. В случае же мини-ТЭЦ, обеспечивающей, помимо электрической нагрузки, тепловую нагрузку (отопление и горячее водоснабжение), тепловой режим двигателя будет зависеть как от графиков электрической и тепловой нагрузок потребителя (суточные и сезонные графики электрической и тепловой нагрузок потребителя не согласованы по объективным причинам), так и от требуемых температур теплоносителя во внешнем контуре теплоснабжения. Для отопительной нагрузки при качественном способе регулирования температура воды зависит от температуры окружающего воздуха и определяется стандартным температурным графиком. Температура воды в системе ГВС регламентирована соответствующими «Строительными нормами и правилами» (СНиП).

Перечисленные температурные ограничения предъявляют соответствующие требования к составу и схемам теплоутилизационного блока мини-ТЭЦ, к системе тепловой автоматики и алгоритму регулирования.

Принципиальная схема теплообменного блока мини-ТЭЦ

В состав теплоутилизационного блока входят теплообменники контуров охлаждения блока цилиндров и масляной системы двигателя. В случае, когда в соответствии с конструкцией двигателя тепло масляной системы передается охлаждающей жидкости внутри двигателя (двигатель ЯМЗ 8401), теплосъем обеспечивает один теплообменник. Как правило, это современные эффективные пластинчатые теплообменники. Тепловой потенциал продуктов сгорания утилизируется в высокотемпературном газо-водяном кожухо-трубном теплообменнике. В двигателе с турбонаддувом в контуре охлаждения надувочного воздуха (иногда его называют низкотемпературным контуром) используется либо пластинчатый теплообменник (при целесообразности использования тепла с низким температурным потенциалом), либо стандартный радиатор. При низкой тепловой нагрузке или при ее отсутствии для охлаждения двигателя используется штатный радиатор двигателя. В стандартных схемах подключения к тепловым сетям внутренний контур теплоутилизационного блока связан с внешним контуром отопления через промежуточный пластинчатый теплообменник и циркуляцию охлаждающей жидкости (воды, гликоля) обеспечивает циркуляционный насос мини-ТЭЦ.

Для обеспечения необходимого температурного режима двигателя и поддержания заданной температуре в контуре теплоснабжения теплообменники теплоутилизационного блока снабжены байпасными линиями и соответствующими регуляторами.

Принципиальная схема включения теплообменников мини-ТЭЦ представлена на рис.3.

Рис. 3. Принципиальная схема включения теплообменников мини-ТЭЦ на базе ДВС с турбонаддувом.

ТО1...ТО4 - теплообменники;Р1, Р2 - радиаторы;К1...К5 - регулирующие клапаны;Н1, Н2 - насосы;БП1...БП5 - байпасные линии;ТК - турбокомпрессор;ПС - продукты сгорания.  

Теплоносители теплоутилизационного блока мини-ТЭЦ циркулируют по четырем контурам: контур охлаждающей двигатель жидкости, контур продуктов сгорания, контур охлаждения надувочного воздуха и внутренний контур теплоносителя мини-ТЭЦ.

Охлаждающая жидкость от блока цилиндров и масляной системы помпой двигателя направляется через байпас БПЗ в пластинчатый теплообменник ТО1. При превышении температуры жидкости выше допустимой для двигателя регулирующий клапан КЗ переключает часть потока (или весь поток) жидкости на радиатор Р1. Если температура охлаждающей жидкости опускается ниже заданной (низкая тепловая нагрузка у потребителя), регулирующий клапан К1 переключает часть потока жидкости внутреннего контура мини-ТЭЦ на байпасную линию БШ.

После теплообменника ТО1 вода (гликоль) внутреннего контура поступает в кожухо-трубный теплообменник ТО2. Для поддержания температуры продуктов сгорания на выходе из ТО2 выше температуры «точки росы» теплообменник снабжен байпасной линией БП2 и регулирующим клапаном К2, переключающим поток теплоносителя внутреннего контура (или его часть) на байпасную линию. Для предотвращения вскипания теплоносителя во внутреннем контуре мини-ТЭЦ и для обеспечения работы установки в режиме выдачи только электроэнергии служит байпас продуктов сгорания БП4 и регулирующий высокотемпературный клапан К4.

Теплоноситель внутреннего контура мини-ТЭЦ передает тепло внешнему контуру теплоснабжения в пластинчатом теплообменнике ТОЗ. Байпасная линия теплообменника БП5 и регулирующий клапан К5 служат для обеспечения заданной температуры воды во внешнем контуре теплоснабжения.

Низкотемпературный контур охлаждения надувочного воздуха состоит из теплообменника ТО4, циркуляционного насоса Н2 и воздушного радиатора Р2. В ряде конструкций двигателей теплообменник ТО4 (интеркуллер) является штатным агрегатом двигателя. При необходимости использования низкопотенциального тепла этого контура вместо радиатора Р2 используется пластинчатый теплообменник. Топливо-воздушная смесь после сжатия в турбокомпрессоре двигателя охлаждается в теплообменнике ТО4 и подается в дроссельное устройство двигателя.

При сохранении общих принципов построения рассмотренная схема может адаптироваться к конкретным задачам потребителя: обеспечение теплом только системы ГВС, производство технологического пара и т.д.

Результаты стендовых испытаний теплоутилизационного блока мини-ТЭЦ на базе двигателя ЯМЗ-8401

 

Представленная на рис.3 схема реализована в теплоутилизационном блоке мини-ТЭЦ, созданной на базе дизельного двигателя Ярославского моторного завода ЯМЗ 8401, конвертированного для работы на природном газе. Номинальная электрическая мощность энергоблока - 315 кВт. Стендовые испытания проводились на экспериментальном стенде ОИВТ РАН. Алгоритм и аппаратное оформление системы автоматического регулирования были отработаны в процессе испытаний газопоршневой мини-ТЭЦ на базе двигателя ЯМЗ 240 номинальной электрической мощностью 180 кВт [7].

В состав теплоутилизационного блока входит пластинчатый теплообменник NT 100 THV / CDL -10/20 компании «Машэкспорт» с теплопередающей поверхностью 4,5 м2, мощностью 275 кВт, кожухотрубный теплообменник конструкции ОИВТ РАН-Электро-ЛТ расчетной мощностью 250 кВт, штатный радиатор двигателя, циркуляционный насос внутреннего контура мини-ТЭЦ, радиатор и насос контура охлаждения надувочного воздуха. Система тепловой автоматики построена на базе стандартных промышленных контроллеров, датчиков с унифицированным выходным сигналом и регулирующих клапанов с электроприводами. В контуре продуктов сгорания установлены управляемые высокотемпературные шиберы конструкции Электро-ЛТ.

Рис. 4. Зависимости активной мощности и тепловых нагрузок от расхода газа.

1 - тепловая нагрузка теплообменника ТО1;2 - тепловая нагрузка теплообменника ТО2;3 - активная электрическая мощность;4 - суммарная тепловая нагрузка энергоблока (тепловая нагрузка теплообменника ТО3).  

Рис. 5. Зависимость КПД установки от активной мощности. 

В процессе испытаний определялась эффективность теплообменников, КПД установки при работе на активную электрическую нагрузку (cos φ = 0,98...0,99), коэффициент использования топлива. Коэффициент избытка воздуха составлял 1,14...1,2; температура воздуха на входе в компрессор - 14,6°С; степень сжатия компрессора в номинальном режиме - 1,85. Результаты испытаний приведены на рис.4, 5. Обозначения теплообменников - в соответствии со схемой рис.3.

Зависимости активной мощности и тепловых нагрузок от расхода природного газа приведены на рис.4.

Зависимость КПД установки от активной мощности представлена на рис.5. Следует отметить, что даже при нагрузке, составляющей 50% от номинальной, КПД составляет 29%.

Эффективность мини-ТЭЦ принято характеризовать коэффициентом использования топлива k:

k = ( WT + WЭЛ ) * 100 /  ( QPH GГ )

где Wт— полезная тепловая нагрузка; Wэл — электрическая нагрузка; QPН — низшая теплота сгорания газа.

Испытания показали, что вплоть до нагрузки, составляющей 30% от номинальной, коэффициент использования топлива практически не менялся и составлял порядка 80%.

Рассмотрим составляющие теплового баланса теплоутилизационного блока.

При номинальной нагрузке степень сжатия газо-воздушной смеси в компрессорах составила 1,85 при температуре смеси на выходе из компрессора 92 °С. При снижении температуры до 40°С после охлаждения смеси в интеркуллере тепловая мощность, рассеиваемая в радиаторе Р2 (рис.3), составила 30 кВт. При этом уровень температуры охлаждающей воды не превысил 32°С. Результаты измерений хорошо согласуются с расчетами в приближении адиабатного сжатия. Как уже отмечалось, полезно использовать тепло с таким низким температурным потенциалом затруднительно.

Температура продуктов сгорания на выходе из теплообменника ТО2 в номинальном режиме составила 180°С. Соответственно, увеличение поверхности теплообмена кожухо-трубного теплообменника, снижение температуры уходящих газов до температуры «точки росы» и максимальное использование теплового потенциала продуктов сгорания позволит дополнительно получить 20 кВт тепла.

Баланс энергии мини-ТЭЦ при номинальной нагрузке, составленный по результатам испытаний, показан на рис.6.

Коэффициент использования топлива в номинальном режиме составил 81 %. Доработка кожухо-трубного теплообменника позволит получить предельный для данной установки коэффициент использования топлива - 83%.

Баланс энергии мини-ТЭЦ при номинальной нагрузке, составленный по результатам испытаний, показан на рис.6. 

Рис. 6. Баланс энергии мини-ТЭЦ при номинальной нагрузке. 

WЭЛ - активная электрическая нагрузка;WТО1 - тепловая нагрузка пластинчатого теплообменника ТО1;WТО2 - тепловая нагрузка кожухотрубного теплообменника ТО2;WТО4 - потери в контуре охлаждения наддувочного воздуха;WРАД - радиационные и конвективные потери;Wу.г - потери с уходящими газами. 

Заключение

Таким образом, как бы ни были высоки характеристики мини-ТЭЦ, КПД и эффективность теплоутилизационного блока, эффективность использования установки будет определяться согласованностью режимов работы мини-ТЭЦ с графиками изменения электрической и тепловой нагрузок потребителя. Идеальная ситуация, когда и электрическая, и тепловая нагрузки постоянны и их соотношение соответствует характеристикам мини-ТЭЦ, практически маловероятна. Каждая группа потребителей, каждый климатический пояс имеет свою специфику, определяемую суточными, недельными, сезонными графиками изменения нагрузок, и оптимальные варианты подключения мини-ТЭЦ к тепловой сети потребителя будут также различны. Это может быть схема с баком-аккумулятором с соответствующей системой его зарядки, схемы с использованием пиковых водогрейных котлов (наиболее распространенный вариант), схемы с адсорбционными холодильниками, обеспечивающие полезное использование тепловой энергии для целей кондиционирования в жаркий период года, схемы с водогрейными электрокотлами. В каждом случае для конкретных условий эксплуатации выбирается оптимальная схема подключения мини-ТЭЦ и соответствующие технические характеристики агрегата.

Авторы выражают благодарность В.А. Суслову и И.К. Корнееву за помощь в проведении испытаний. 

www.alcomp.ru

Мини-ТЭЦ с паровыми моторами – реальность XXI века

И. С. Трохин, инженер ВИЭСХ Россельхозакадемии, преподаватель МОПК НИЯУ «МИФИ»

Стоит ли вспоминать о первых отечественных паровых моторах (см. справку) в наш век высоких технологий? Несомненно. Ведь паровые моторы сейчас находят свое применение в энергетике.

В последнее время в промышленности и жилищно-коммунальном хозяйстве все более осознается целесообразность комбинированного производства электрической и тепловой энергии на паровых мини-теплоэлектроцентралях (мини-ТЭЦ) (рис. 1), располагаемых в непосредственной близости от потребителя.

Это связано с постоянным удорожанием электроэнергии, учащением случаев возникновения аномальных шквальных ветров и заморозков, приводящих к снижению надежности линий электропередачи (обрывову проводов) централизованного электроснабжения.

    Рисунок 1.

    Фрагмент структурной схемы паровой мини-ТЭЦ с возможностью работы в режиме тригенерации

Котельная как источник тепловой и электрической энергии

Потребители, имеющие собственные котельные, иногда дополняют их электрогенераторными установками (электроагрегатами) с паровыми двигателями (обычно турбинами) и электрогенераторами мощностью от нескольких сотен киловатт до единиц мегаватт. Таким образом котельные, реконструируемые в мини-ТЭЦ, становятся источниками как тепловой, так и электрической (рис. 1, трехфазная линия А–В–С) энергии.

В зависимости от тепловой мощности паровой котельной для выработки 1 МВт (100 %) тепловой энергии требуется 17–40 кВт (1,7–4 %) электроэнергии [1]. Абсолютное давление пара в котлах, разрешенное органами Ростехнадзора, обычно не превышает 0,7–1,0 МПа (здесь и далее – абсолютное).

Промышленным потребителям или для пароводяных теплообменников (бойлеров для получения горячей воды) требуется пар с более низким давлением – 0,12–0,6 МПа. Поэтому электроагрегаты с паровыми турбинами включают параллельно редукционным устройствам или взамен их (рис. 1). Тогда вместо бесполезного дросселирования пара турбинами будет совершаться полезная работа по приводу электрогенераторов. Отработавший пар в этом случае направляется в бойлер, после чего конденсируется, а конденсат через систему очистки перекачивается насосом обратно в котел.

Таким образом, котельная становится выгодным источником тепловой и электрической энергии с высоким коэффициентом полезного использования теплоты сгорания топлива (80–85 % и более).

Если потребителю не нужно большое количество тепла, а только горячая вода, например, в летнее время, то мини-ТЭЦ оснащают еще абсорбционными холодильными машинами, работающими на отработавшем в турбине паре. Такие машины обеспечивают требуемое охлаждение воды, которая поступает в систему холодоснабжения для кондиционирования помещений потребителя.

Для круглогодичного бесперебойного электроснабжения потребителей, в т. ч. оборудования мини-ТЭЦ (насосов, дымососов, освещения, систем автоматики и др.), необходима безостановочная ее работа. Это возможно, например, если электроэнергию генерировать совместно с выработкой теплоты, необходимой для обеспечения потребителей горячей водой.

На площадках действующих котельных создаются и мини-ТЭЦ с увеличенной тепловой мощностью. Например, заменяются устаревшие котлы с давлением насыщенного пара 1,4 МПа на котлы с давлением перегретого пара 4,0 МПа и температурой 440 °С. При тех же габаритах котлов электрическая мощность такой мини-ТЭЦ становится значительно больше.

Однако следует обратить внимание на тип используемого в современных мини-ТЭЦ парового двигателя1. Это маломощная паровая турбина, которая обычно имеет одноступенчатую конструкцию, поскольку работает при малых перепадах давлений. Ротор, как вращающаяся часть турбины, состоит из ступицы, которая насаживается на вал, и набора профилированных лопаток (лопаточный венец). Лопатки изготавливаются из специальных сплавов и являются ответственными и дорогими элементами турбины. Паровинтовые турбины тоже имеют профилированный ротор, только по типу винта Архимеда.

Еще со времен паровых машин более простым и дешевым рабочим органом, по сравнению с турбинной лопаткой, является поршень.

СПРАВКА

Первый отечественный паровой мотор, которому в 2011 году исполнилось 75 лет, предназначался для силовой установки самолета и был спроектирован в Московском авиационном техникуме для работы на перегретом паре с давлением 6,1 МПа и температурой 380 °С. Он был изготовлен на одном из московских заводов и мог развивать до 1800 об/мин.

Отличительными признаками паровых моторов от классических паровых машин являются не только их скоростные качества, но и совершенно другой тип парораспределения. Моторы предназначены для работы с однократным расширением пара. Пар от котла поступает параллельно во все цилиндры, подобно тому, как топливо-воздушная смесь поступает в цилиндры двигателя внутреннего сгорания. У классических же паровых машин пар проходит через все цилиндры последовательно, расширяясь, таким образом, многократно.

Механизмы однократного расширения пара с развитием поршневой техники становились более совершенными, чем механизмы его многократного расширения. Это позволило снизить неизбежное и бесполезное падение давления пара внутри парораспределительных органов и, следовательно, получить более высокооборотный паровой поршневой двигатель при одном и том же давлении пара на входе в него.

Сравнение характеристик электро-генераторных установок с паровой турбиной и паровым мотором

Некоторые конструкции паровых машин и моторов прошлого столетия были не такими уж несовершенными, как считается. Представим себе электрогенераторную установку с паровой машиной или мотором и современным электрогенератором. Поскольку паровые машины, как правило, имели весьма низкие частоты вращения вала (до 300 об/мин), а современные электрогенераторы работают при частотах 1000–3000 об/мин, то для воображаемой установки необходим еще мультипликатор.

Сравним такую установку с современной паротурбинной. Сделаем это корректно: при соизмеримых давлениях и температурах пара на входе в эти двигатели и соизмеримых противодавлениях пара на выходе. Тогда становится видно (табл. 1), что удельный расход пара на единицу вырабатываемой электроэнергии, а следовательно, и КПД у некоторых паромашинных или паромоторных установок вполне соизмерим с удельным расходом пара в современных турбоустановках, мощность которых даже в 5 раз больше!

Таблица 1

Сравнительные характеристики электрогенераторных установок

С ростом частоты вращения вала паровой машины или мотора, при прочих равных условиях, происходит рост КПД за счет сокращения продолжительности впуска пара в цилиндр и, следовательно, уменьшения времени соприкосновения пара со стенками цилиндра, что ведет к снижению теплопотерь в двигателе.

При частотах вращения 750–1500 об/мин и мощностях, по крайней мере, до 1200 кВт современные немецкие паровые моторы Spilling и чешские PM-VS имеют расход пара2 в 1,3–1,5 раза меньший, чем у паровых турбин, превосходящих их по мощности более чем в 5 раз! При одинаковых с турбинами мощностях, паровые моторы еще более эффективны, поскольку в сравнительно большем двигателе легче сделать более совершенные парораспределительные механизмы.

Российская инновация

Российские специалисты предложили идею: переделать современный поршневой двигатель внутреннего сгорания (ДВС) в паровой мотор и приспособить его для работы в мини-ТЭЦ. Поскольку стоимость ДВС ниже стоимости паровой турбины, то при условии незначительных доработок в конструкции мы получим более дешевый приводной двигатель: паровой мотор на базе серийного ДВС.

Специалистами объединенной научной группы3 «Промтеплоэнергетика», возглавляемой В. С. Дубининым, старшим научным сотрудником кафедры «Конструкция двигателей летательных аппаратов» МАИ, разрабатываются паропоршневые двигатели (ППД) – современные паровые моторы одностороннего давления. Последнее означает, что при работе мотора пар, поступающий в цилиндр, давит на поршень только с одной стороны, как и у исходного ДВС.

В базовом ДВС переделке, по сути, подлежит только механизм топливоподачи на газодинамически-клапанный или золотниково-клапанный узел подачи и выпуска пара (ноу-хау). ППД могут работать в широком диапазоне давлений свежего пара – от 0,5 до 4,0 МПа при его температурах до 440 °С. По частоте вращения коленчатого вала ППД могут развивать до 3000 об/мин!

ППД имеет циркуляционную систему смазки с «сухим» картером, как у ДВС тепловозов и дизельных электростанций. При такой системе масло, в основном, не задерживается во внутренних полостях двигателя, а прокачивается через них под давлением, очищается и затем снова поступает в двигатель.

В ППД, соединенном с электрогенератором, пар подается от котла, а выхлоп осуществляется в пароводяной теплообменник (рис. 2, обозначения синего цвета). Управление ППД обеспечивается по сигналам от системы автоматизированного управления. Кроме одного или нескольких ППД и электрогенераторов, агрегат имеет в своем составе: блок возбуждения, управления и защиты БВУЗ электрогенератора, состоящий, в свою очередь, из блоков возбуждения и управления БВУ, защитной автоматики БЗА, системы управления БСУ.

Рисунок 2. Cхемы паропоршневого электроагрегата (синий цвет) и традиционной автономной системы для высокоточной стабилизации частоты электрического тока (красный цвет)

На рис. 2 приведен вариант электроагрегата с асинхронным электрогенератором, поэтому для его работы блок возбуждения БВ снабжен конденсаторами. Распределительное устройство электрически связывает электроагрегат с потребителями электроэнергии. Пунктирной линией (рис. 2) показаны электрические связи от других генераторов в случае многодвигательного агрегата.

Паровой мотор, в отличие от турбины, всегда может обеспечивать прямой привод электрогенератора. Турбине, как правило, для этого требуется редуктор, т. к. для обеспечения приемлемого расхода пара она должна работать при высоких частотах вращения.

Паровой турбине требуется и система охлаждения, а это – дополнительный расход воды и потери энергии. ППД вполне достаточно теплоизолировать, а охлаждать не требуется, т. к. температура в его цилиндрах в 5–6 раз ниже, чем у исходного ДВС.

Ресурс до капитального ремонта паровых турбин (30 000–50 000 ч) определяется, в основном, ресурсом лопаток из дорогостоящих сплавов, а у паровых моторов (более 50 000 ч, согласно [2]) – гораздо большим ресурсом более дешевых узлов шатунно-поршневой группы.

Паровые моторы, как паровые поршневые машины, обладают высокой надежностью. А ресурс до капитального ремонта ППД может быть выше, чем у исходных ДВС (30 000–100 000 ч), т. к. пар при работе двигателя, в отличие от горючей смеси, не взрывается, а расширяется и плавно давит на поршень.

Для технического обслуживания турбин необходим высококвалифицированный персонал. Паровые моторы, как близкие по типу к ДВС, могут обслуживаться специалистами более низкой квалификации, а их ремонт можно производить прямо на месте эксплуатации.

Применение источника бесперебойного питания

Чтобы вырабатывать ток с частотой, в соответствии с требованиями4 ГОСТ 13109–97 на сетевую электроэнергию (в нормальном режиме – 50±0,2 Гц), паротурбинный электроагрегат ПТЭА (рис. 2, обозначения красного цвета) должен работать с источником бесперебойного питания ИБП или параллельно с сетью централизованного электроснабжения.

Паротурбинный электроагрегат вырабатывает электоэнергию с относительно грубой стабилизацией частоты переменного напряжения. С помощью агрегата выпрямления напряжения АВН получается постоянное напряжение. Затем агрегат инвертирования АИН, снабженный высокостабильным задающим генератором частоты, обеспечивает преобразование постоянного напряжения в переменное с высокой точностью стабилизации частоты.

Блок аккумуляторных батарей АБ служит для кратковременного резервного электропитания АИН в случае выхода из строя турбоэлектроагрегата или на время аварийного включения резерва.

Самостабилизация частоты вращения вала двигателя

Все поршневые двигатели, в том числе и паровые, обладают свойством самостабилизации частоты вращения вала, чего нельзя сказать о турбинах. Это открытие В. С. Дубинина [3, 4] является революционным5. Его реализация позволяет обеспечивать поддержание частоты вращения вала первичного двигателя с такой точностью, что приводимый электрогенератор способен вырабатывать электроэнергию с частотой 50±0,2 Гц, как требуется по стандартам в области качества электроэнергии. Для сравнения, дизельные электростанции могут вырабатывать электроэнергию с более грубой точностью поддержания частоты (в установившемся режиме работы – 50±0,5 Гц).

Самостабилизация осуществляется без организации обратных связей при импульсной подаче или выработке рабочего тела (пара) через равные промежутки времени. Такой процесс, по сути, аналогичен работе анкерного механизма и маятника в механических часах. В нашем случае это ППД с источником пара и задающий генератор импульсов подачи пара.

Точку зрения относительно преимуществ паровых поршневых двигателей над турбинами для мини-ТЭЦ разделяют и зарубежные специалисты. Так, в 2005 году на Американском совете по энергоэффективной экономике Майкл Мюллер из Центра передовых энергетических систем Рутгерского университета США отметил в своем докладе «Возвращение паровой машины» [5], что малоразмерные паровые поршневые двигатели, в отличие от турбин, надежно и экономично работают даже на влажном паре и при умеренных частотах вращения.

Следует все же отметить, что подавляющее большинство паровых моторов пока несколько уступают турбинам по массовым и габаритным характеристикам. Однако, как показывает многолетний опыт эксплуатации, в частности, моторов Spilling, эти показатели не являются первостепенными, на фоне ряда неоспоримых достоинств поршневых двигателей.

Переоборудование водогрейных котельных в паровые мини-ТЭЦ

А что же делать с водогрейными котельными? Как их переоборудовать в паровые мини-ТЭЦ? Такие котельные целесообразно оснащать дополнительными паровыми котлами с переводом на них базовой части тепловой нагрузки или полностью заменять ими водогрейные. Паровые котлы дороже водогрейных, но эксплуатационные затраты на их содержание ниже и они могут надежно работать с более высоким ресурсом.

Экологические вопросы эксплуатации мини-ТЭЦ

Экологические показатели сжигания топлива в современных паровых котлах весьма неплохие. Реализация известной отечественной технологии сжигания твердых топлив (уголь, отходы углеобогащения, шлам, древесные и растительные отходы и т. д.) в высокотемпературном циркулирующем кипящем слое (патент на полезную модель RU 15772) дает возможность обеспечить работу котла с весьма низкими выбросами в атмосферу. Экологические показатели работы котлов с такими топками удовлетворяют самым жестким требованиям Ростехнадзора.

В заключении необходимо заметить, что электрогенерирующие агрегаты с паровыми моторами как нельзя лучше подходят для экологически чистых солнечных электростанций (табл. 2), в том числе и мини-ТЭЦ, в которых для получения пара используются котлы не с топками, а с солнечными коллекторами. Получается поистине экологически чистая электростанция, работающая на солнце, воде и паре!

Таблица 2 Диапазоны рациональных электрических мощностей

Итак, можно сделать следующие выводы:

- паромоторные мини-ТЭЦ энергоэффективнее паротурбинных. Для них удельный расход пара в электроагрегатах на выработку электроэнергии в 1,3–1,5 раза меньше, чем в паротурбинных мини-ТЭЦ, особенно при электрических мощностях до 1200 кВт.

- ресурс до капитального ремонта у современных паровых моторов для мини-ТЭЦ, по крайней мере, не ниже, чем у паровых турбин лопаточного и винтового типов.

Литература

  1. Бурносенко А. Ю. Мини-ТЭЦ с паровыми турбинами для повышения эффективности промышленно-отопительных котельных // Новости теплоснабжения. 2009. № 1.
  2. Micro and small-scale CHP from biomass (up to 300 kWe). OPET RES-e NNE5/37/2002 // OPET Finland: http://web.archive.org/web/20070208002554/http://akseli.tekes.fi/opencms/opencms/OhjelmaPortaali/ohjelmat/DENSY/en/Dokumenttiarkisto/Viestinta_ja_aktivointi/Julkaisut/OPET-RES/TechnologyPaper2_chp_70404.pdf.
  3. Дубинин В. С. Обеспечение независимости электро- и теплоснабжения России от электрических сетей на базе поршневых технологий: монография. М., 2009.
  4. Шкарупа С. О. Использование точечного преобразования для аналитического описания переходного процесса в тепловом двигателе дискретного действия // Динамика сложных систем. 2010. № 2.
  5. Muller M.R. The Return of the Steam Engine // ACEEE Summer Study on Energy Efficiency in Industry. New York (USA). July 19–22, 2005.http://quasiturbine.promci.qc.ca/Presse/SteamMuller050721.pdf.

1 Исторически сложилось, что термин «паровой двигатель» распространяется на все конструкции двигателей, работающих на паре. В литературе иногда ошибочно отождествляют паровой двигатель и паровую машину. Паровая машина – это поршневой паровой двигатель.

2 Согласно исследованиям автора.

3 В группу входят специалисты Московского авиационного института, Всероссийского института электрификации сельского хозяйства, Московского энергетического института, Московского института энергобезопасности и энергосбережения, Королёвского колледжа космического машиностроения и технологии.

4 С 2013 года вместо ГОСТ 13109–97 будет введен ГОСТ Р 54149–2010.

5 Отметим, что В.С. Дубинин разработал в 1980-х годах теорию самостабилизации только для одноцилиндрового поршневого двигателя и подтвердил ее экспериментально. А в 2009 году молодой инженер С. О. Шкарупа применил эту теорию для случая многоцилиндровых поршневых двигателей, с какими и приходится иметь дело на практике.

Опубликовано в журнале Энергосбережение №2/2012

gisee.ru

Инструкция по эксплуатации электродвигателей ТЭЦ-3

                                    ЗФ ОАО ГМК «Норильский никель»

                                     ПО «Норильскэнерго»

                                                 ТЭЦ-3

                      И Н С Т Р У К Ц И Я

по эксплуатации электродвигателей ТЭЦ-3.

г. Норильск – 2004 год

ЗФ ОАО ГМК «Норильский никель»

ПО «Норильскэнерго»

ТЭЦ-3

                                                             Утверждаю:

                                                                    Главный инженер ТЭЦ-3

                                                                     ___________В.М.Ломенко

                                                                  «____»____________2004г.

И Н С Т Р У К Ц И Я

по эксплуатации электродвигателей ТЭЦ-3.

1. Общая часть.

Настоящая инструкция распространяется на обслуживание электродвигателей, установленных на ТЭЦ-3 и обязательна для начальника смены эл. цеха (НСЭ), начальника смены КТЦ, дежурных эл. монтёров, ст. машинистов котлотурбинного цеха, дежурного персонала химического цеха.

1.1. В связи с особой важностью механизмов собственных нужд (с.н.) на электростанциях большое значение приобретают пусковые характеристики электродвигателей, их способность сохранять устойчивость работы в аварийных режимах.

Исходя из этого, преимущественное распространение для привода механизмов с.н. получили асинхронный электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Эти двигатели конструктивно просты, надёжны в эксплуатации, имеют сравнительно высокие к.п.д. и относительно небольшие габариты и стоимость.

Большим преимуществом асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором является возможность их пуска от полного напряжения сети без специальных пусковых устройств и способность электродвигателей восстанавливать нормальный режим работы после глубоких понижений питающего напряжения (самозапуск).

На механизмах, которые необходимо сохранить в работе при аварийном исчезновении напряжения на шинах с.н., применяются электродвигатели постоянного тока, питающиеся от аккумуляторных батарей (резервные маслонасосы турбин и системы маслоснабжения уплотнений вала генератора).

Для привода механизмов мостовых кранов применяются асинхронные электродвигатели с фахным ротором, которые имеют большие пусковые моменты и возможность регулирования частоты вращения.

Типы и параметры основных электродвигателей, установленных на ТЭЦ-3 указаны в приложении №1.

1.2. Принцип действия асинхронного электродвигателя. При подведении к статору асинхронного двигателя трёхфазного напряжения возникает вращающееся магнитное поле.

При вращении магнитный ток статора пересекает стержни обмотки ротора и индуцирует в них токи, взаимодействия которых с магнитным потоком статора создаёт вращающий эл. магнитный момент, увлекающий ротор по направлению вращения магнитного поля статора.

Синхронная частота вращения магнитного потока статора определяется частотой сети (и числом полюсов /р):

Пс = 60 /р

Частота вращения ротора асинхронного двигателя не может достигнуть синхронной (Пс), т.к. в этом случае поток статора будет неподвижен относительно ротора и токи в стержнях ротора, а следовательно и вращающий момент станут равны 0. В связи с этим частота вращения ротора асинхронных двигателей всегда отличается от синхронной, (ротор вращается не синхронно или асинхронно с полем статора):

П = Пс (1 - §)

-  скольжения от 2 до 5%.

В процессе работы эл. двигателя скольжение меняется в зависимости от нагрузки на его валу.

1.3. Конструкция асинхронных эл. двигателей (АД) с короткозамкнутым ротором.

1.3.1. Статор АД состоит из магнитопровода, трёхфазной обмотки и станины.

Магнитопровод набирается из кольцевых изолированных пластин электротехнической стали толщиной 0,5 мм, которые собираются в пакеты отдельно друг от друга радиальными вентиляционными каналами.

Магнитопровод находится в станине (корпусе) двигателя. Станина с помощью лап неподвижно закрепляется на фундаменте.

Обмотка статора укладывается в пазах магнитопровода. В зависимости от расположения обмоток разноимённых фаз по диаметру статора АД имеют разное число пар полюсов (р), от которого зависит частота вращения АД.

1.3.2. Ротор АД состоит из магнитопровода, многофазной короткозамкнутой обмотки, вала, вентилятора (или 2-х).

Магнитопровод ротора набирается из кольцевых пластин эл. технической стали.

Стержни к.з. обмотки отливаются из алюминия (или его сплавов) как одно целое с торцевыми кольцами, образуя так называемую "беличью клетку".

1.3.3. Вал ротора опирается на подшипники скольжения (на эл. двигателях ПЭН, СН, ДВ, ДС) или подшипники качения, которые с помощью подшипниковых щитов и крышек сопрягаются со станиной.

1.3.4. Охлаждение двигателя осуществляется наружным или внутренним вентилятором, который крепиться на валу и вентиляционными лопастями, отлитыми вместе с обмоткой ротора.

1.3.5. Эл. двигатели ПЭН имеют замкнутую систему вентиляции. Воздух вентиляторами прогоняется через встроенные воздухоохладители, к которым подводится охлаждающая вода и поступает для охлаждения магнитопровода и обмоток.

vunivere.ru

Принцип работы теплоэлектростанций и гидроэлектростанций в России | RuAut

В первые годы советской власти под руководством Ленина был разработан план строительства электростанций и электрофикации России - план ГОЭЛРО. Владимир Ильич назвал этот план второй программой партии. При обсуждении его Ленин говорил: "Коммунизм - это есть советская власть плюс электрофикация всей страны".

Современное производство невозможно представить без электрических двигателей, приводящих в действие различные станки, устройства, автоматические линии. Без электричества не будет работать ни одна автоматизированная система управления технологическим процессом. Широко применяется электричество в сельском хозяйстве, на железнодорожном и городском транспорте. Сегодня электричество постоянный спутник человека. Фабриками электрической энергии являются электростанции. Первенец ГОЭЛРО Волховская ГЭС имела мощность всего 66 000 кВт. А сооруженная в послевоенные годы Волжская гидроэлектростанция имени 22 съезда КПСС имела мощность 2 млн 500 тысяч кВт. Основные типы электростанций: гидравлические и тепловые.

Тепловые электростанции

На тепловой электростанции электроэнергия получается из энергии заключенной в топливе. Основные части тепловой электростанции следующие: топливный склад и устройства для различения угля, паровой котел и турбина с генератором.

Уголь поступает на топливный склад. Специальный механизм - вагоноопракидыватель загружает уголь в бункер. Ленточные транспортеры подают его в шаровую мельницу, где уголь размалывается в пыль. По трубам угольная пыль идет в отдельное отделение, где находятся паровые котлы. Современный паровой котел - это большое сооружение высотой с многоэтажный дом. Вместе с горячим воздухом угольная пыль вдувается в топку котла. В качестве топлива можно применять нефть или газ. В топке котла пыль сгорает в виде факела, при этом выделяется большое количество тепла. Вода в трубах нагревается и превращается в пар. Пар собирается в верхнем барабане котла. Затем он проходит через змеевик, пароперегреватель, где нагревается до температуры 400 - 500 градусов. Из котла перегретый пар по трубопроводу поступает в паровую турбину, установленную в машинном зале электростанции. Паровая турбина - это тепловой двигатель, преобразующий энергию пара в механическую энергию вращения вала. Пар из котла поступает в турбину под большим давлением. В турбине имеется система неподвижных лопаток между которыми расположены лопатки рабочих колес укрепленных на валу. Рассмотрим работу одного из колес. В каналах между рабочими лопатками изменяется направление движение пара, при этом пар действует на лопатки и вращает вал турбины с большой скоростью 3000 оборотов в минуту. Из турбины отработавший пар поступает в конденсатор. В трубках конденсатора циркулирует холодная вода, вода получившаяся из пара питательным насосом снова подается в котел. Механическая энергия турбины преобразуется в электрическую в генераторе, вал которого соединен с валом турбины. Рассмотрим генератор в разрезе. Он состоит из статора и ротора. Постоянный ток от постороннего источника через щетки и кольца проходит по обмотке ротора. При вращении ротора его магнитное поле перетекает в обмотку статора. В обмотках статора индуктируется переменный электрический ток большой мощности. Этот ток поступает на повышающую подстанцию. В соответствии с законом сохранения и превращения энергии, электростанция не создает энергию. Она лишь преобразует заключенную в топливе химическую энергию в энергия пара, которая в свою очередь превращается в механическую энергию и затем уже в электрическую энергию. Коэффициент полезного действия тепловой электростанции составляет примерно 25%. На крупных советских электростанциях работают турбины мощностью 150 - 200 тысяч киловатт. Созданы турбины мощностью 300 тысяч киловатт. Мощные генераторы дают ток десятки тысяч ампер при напряжении порядка 10 000 Вольт. Тепловые электростанции обычно сооружаются там, где имеются запасы топлива. Каменный уголь, газ, торф. Электроэнергия передается по проводам потребителям на сотни километров. Поскольку мощность тока равна произведению силы тока на напряжение, то при малом напряжении сила тока будет очень значительной. Провода сильно нагреются, что приведет к большим потерям электроэнергии. Чтобы сократить потери электроэнергии, можно было бы уменьшить сопротивление проводов, увеличив их сечение. Но тогда пришлось бы израсходовать большое количество металла. Как же этого избежать? Нужно снизить силу тока, увеличив во столько же раз напряжение. Потребуется только обеспечить лучшую изоляцию проводов. Для преобразования тока и напряжения применяются трансформаторы. Они повышают напряжение и соответственно уменьшают силу тока. Мощность же тока остается неизменной. Для дальних электропередач применяется напряжение до 500кВ. Ток высокого напряжения по воздушным линиям передается к месту потребления. Здесь ток поступает на главную понижающую подстанцию, где его напряжение с помощью трансформаторов уменьшается до 6 600 Вольт. От понижающей подстанции по воздушным линиям и подземным кабелям ток поступает на другие подстанции, находящиеся на предприятиях и улицах городов. Тут напряжение еще раз снижается от 6 600 Вольт, до величины применяемой в быту и на производстве.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Для отопления жилых домов и производственных помещений требуется много тепла. Оно может быть получено от теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Это электростанции, которые наряду с электроэнергией отдают значительную часть тепла, расположенным по близости потребителям. Подогрев воды отпускаемой ТЭЦ для отопления и бытовых нужд населения производятся в специальных пароводяных водонагревателях. Рассмотрим схему ТЭЦ. Отработавший пар из турбины поступает в теплообменник. Здесь он конденсируется и конденсат возвращается в котел. Вода, циркулирующая в трубках теплообменника нагревается и насосом подается в теплосеть.

Гидроэлектростанции

Большое внимание уделяется в нашей стране сооружению - гидроэлектростанции. Наличие крупных рек создает благоприятные условия для сооружения мощных гидроэлектростанций. Гидроэнергетические ресурсы нашей страны составляют 420 млн кВт. Электростанция является основной частью гидроузла. В состав гидроузла входит водосливная железобетонная платина для пропуска воды в паводки, земляная платина, судоходный шлюз, волнолом, оросительные и другие сооружения. Платина сооружаемая поперек реки делит ее на верхнюю часть - верхний бьеф, где накапливается вода, и нижнюю часть нижний бьеф. Разность уровня реки между верхним и нижним бьефами, образует напор создаваемый платиной и используемый турбинами. Задержанная платиной вода проходит по каналу в спиральную камеру, охватывающую рабочее колесо гидротурбины. Из спиральной камеры вода с большой скоростью поступает на лопасти рабочего колеса гидротурбины и вращает его. С валом турбины соединен вал ротора генератора. Гидротурбина и генератор образуют гидроагрегат. При работе гидроагрегата механическая энергия превращается в электрическую. Завершив работу в гидротурбине, вода вытекает через канал в нижний бьеф. Для гидроэлектростанций характерен высокий коэффициент полезного действия, они используют более 90% энергии потока воды. Гидроэлектростанции не потребляют топлива. Их обслуживает малочисленный персонал. Все это снижает себестоимость электроэнергии. Как и тепловая, гидравлическая электростанция не создает энергию, она лишь преобразует механическую энергию в электрическую. Из генераторов электрический ток подается на трансформаторы повышающей подстанции, а оттуда по высоковольтным линиям электропередачи дальним потребителям. У плотины гидроэлектростанции создается водохранилище, где накапливается большое количество воды, обеспечивающее работу ГЭС в течение всего года. Гидроэлектростанция использует энергию лишь определенного участка реки. Для более полного использования энергии реки строят каскад электростанций. Так называется несколько электростанций расположенных одна за другой.

Высоковольтные линии электропередачи связывают между собой тепловые и гидроэлектрические электростанции, объединяя их в энергосистему. Гидроэлектростанции вполне используют паводки и отдают в эти периоды наибольшее количество электроэнергии, а тепловые электростанции могут производить в этот период ремонт котлов и турбин. В случае аварийного отключения одной из станций, другие станции энергосистемы принимают на себя ее электрическую нагрузку. Управление агрегатами системами происходит централизованно из диспетчерского пункта. После пуска двух сверхмощных гидроэлектростанций на Волге, была создана единая энергосистема европейской части советского союза. 

ruaut.ru

Мини-ТЭЦ как надёжное средство решения проблемы энергообеспечения

   Основным критерием для выбора мини-ТЭЦ является электрическая мощность. На втором месте стоит тепловая мощность. Третье место занимает холодопроизводительность мини-ТЭЦ.

   Удельная электрическая мощность или электрический КПД

   Электрический КПД является наиболее важным параметром качества силового агрегата станции. Привод генератора от газового двигателя и от газовой турбины - это два различных подхода для технико-экономического анализа. В первом и во втором случае основная задача агрегата - передача крутящего момента на вал электрогенератора. Однако при одинаковом потреблении топлива мощность на валу у ГПА больше, чем у ГТ. Другими словами, ГТ использует топливо больше для производства тепла, чем ГПА. Если взять за 100% энергию газа, подведённую к мини-ТЭЦ, то в случае ГПА на выработку электроэнергии идёт порядка 39%, на выработку тепла порядка 51% и 10% идёт на потери (рисунок №4). В случае мини-ТЭЦ на основе ГТ лишь 26% от подведённой энергии газа идёт на выработку электроэнергии, в то время как львиная доля, 64% , идет в тепло и порядка 10% составляют потери (рисунок №5):

   Как ГТ, так и ГПА предназначены для постоянной работы при полной нагрузке. Однако снижение нагрузки оказывает гораздо более негативное влияние на КПД ГТ. При снижении нагрузки от 100% до 50% общей, и особенно электрической, КПД газовой турбины стремительно падает. В то время, как для газового двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не повлияет как на общий, так и на электрический КПД. Станция с лучшим электрическим КПД при любых режимах нагрузки автоматически становится станцией с лучшей экономичностью работы, с минимальной себестоимостью произведённого кВт-часа энергии, с самым коротким сроком окупаемости капиталовложений. Однако работающие на газовом топливе двигатели (с искровым зажиганием) имеют ограниченную выходную мощность, в то время, как мини-ТЭЦ на основе ГТ имеют широкий диапазон выходных мощностей.

   Следует учитывать, что на удельную электрическую мощность, или электрический КПД, оказывает влияние температура окружающего воздуха. При сравнении двух агрегатов определено, что ГТ более подвержена влиянию высоких окружающих температур. Это связано с тем, что КПД компрессора, который входит в состав ГТ, существенно зависит от температуры газа на всасывании. Количество воздуха, поступающего в камеру сгорания, при высокой температуре на всасывании значительно меньше, чем при низкой температуре на всасывании. Компрессор при этом имеет одну и ту же степень повышения давления. В связи с уменьшением плотности воздуха уменьшается и КПД самой ГТ. Электрический КПД газовой турбины снижается практически равномерно от 15 до 30 ºС, а при более высоких температурах это снижение ещё больше.

   ГПА имеет не только более высокий электрический КПД во всем интервале температур, но и постоянный плоть до +25 ºС. Если окружающая температура на месте установки агрегата существенно изменится, то изменения КПД ГТ будут большими, чем у ГПА. При сравнении выходной мощности газового двигателя и газовой турбины следует выбирать средние значения температуры окружающего воздуха площадки, которые являются оптимальными для работы обоих вариантов. Таким образом, в условиях России при изменении температуры окружающей среды от -55 до +45 ºС выходная электрическая и тепловая мощность ГТ будет существенно меняться.

   В современных конструкциях энергетических ГТ удалось существенно стабилизировать температуру входных газов. Существуют решения по стабилизации характеристик энергетических ГТУ, которые можно назвать внешними. Среди них стоит отметить воздействие на температуру наружного воздуха, забираемого компрессором из атмосферы. Это воздействие осуществляется в зоне отрицательных температур и обеспечивает повышение температуры забираемого воздуха. Тем самым ограничиваются чрезмерное повышение мощности установки и снижение температуры выходных газов. Для технического осуществления данного решения в воздухозаборном устройстве устанавливают теплообменники, через которые пропускают греющую среду: пар, воду. Подогрев воздуха можно осуществить, используя также теплоту части выходных газов ГТ. В современных условиях эксплуатации ГТУ допустимо подмешивать часть выходных газов к засасываемому воздуху. По опытным данным, добавка 4-5 % выходных газов в комплексное воздухоочистительное устройство ГТУ простой тепловой схемы позволяет повысить температуру засасываемого воздуха на 15-20 °С. Температуру забираемого из атмосферы воздуха можно изменять и в зоне высоких положительных температур, что позволяет улучшить характеристики ГТУ. Относительно простое решение - разместить во входном канале воздухозаборного устройства после воздушных фильтров испарительный охладитель или теплообменные поверхности специального холодильного агрегата. Однако все это - фильтры, установленные на всасывание в ГТ, теплообменное оборудование для подогрева и охлаждения воздуха, поступающего в компрессор ГТ, - создаёт большие гидравлические сопротивления на всасывании в компрессор, что также пагубно влияет на общий КПД мини-ТЭЦ и значительно удорожает саму мини-ТЭЦ и, как следствие, увеличивается срок окупаемости установки.

   Режим утилизации тепла выхлопных газов

   При выборе мини-ТЭЦ в качестве основного параметра, влияющего на выбор мини-ТЭЦ, исследуется электрическая мощность. Это касается мини-ТЭЦ, которые будут работать в качестве основного, дополнительного и резервного источника питания. Для существующего или вновь строящегося предприятия необходимую электрическую мощность рассчитывают на основе суточных и годовых графиков электрической нагрузки. По суточным графикам определяется максимум нагрузки предприятия. В соответствии с этим максимумом и выбирается мощность мини-ТЭЦ.

   Мини-ТЭЦ, естественно, вырабатывает и определённое количества тепла. Переводной коэффициент от электрической к тепловой мощности почти для всех типов мини-ТЭЦ находится в пределах 1,3 ... 1,9. При этом необходимо помнить, что тепло, которое утилизируется на мини-ТЭЦ, должно идти не только на подогрев сетевой воды для отопления и горячего водоснабжения. Некоторые производства требуют технологический пар определённых параметров для технологических целей. При этом для того чтобы снизить срок окупаемости мини-ТЭЦ и не покупать дополнительного оборудования для выработки технологического пара, заказчику необходимо, чтобы этот пар вырабатывался именно на мини-ТЭЦ. В большинстве случаев предприятию выгодно, чтобы от мини-ТЭЦ отходила магистраль пара с определенными параметрами, который уже в дальнейшем на производстве будет идти на технологические нужды - отопление, горячее водоснабжение, а также на выработку холода для нужд данного предприятия. Для выработки холода используются абсорбционные холодильные машины (АХМ). В тех случаях, когда холод применяется в целях кондиционирования помещений, АХМ может располагаться как непосредственно в здании мини-ТЭЦ, так и непосредственно на самом объекте, для которого требуется охлаждение. Однако во втором случае теплотрасса за счёт теплоизоляции получается значительно дороже. Если температура обратной воды превышает 50 °С, то во избежание перегруза АХМ следует применять градирни или радиаторные системы охлаждения. Если для технологических нужд требуется среда относительно низких температур, то выгоднее применять парокомпрессионные холодильные машины.

   При сравнении типов мини-ТЭЦ первое, на что следует обращать внимание, необходим ли технологический пар в процессе производства, а также на параметры подаваемой тепловой энергии. В ГТ тепло сконцентрировано в выхлопных газах. Оно является высокопотенциальным и поэтому его легко можно утилизировать, используя котлы-утилизаторы, работающие на выхлопных газах. В ГПА тепловые потери складываются из потерь на охлаждающую воду (порядка 30%), смазочное масло (порядка 10%), а также выхлопные газы (порядка 40%). Относительно небольшие температуры выхлопных газов и малые расходы создают технические проблемы для выработки пара (если он необходим в технологическом производстве). Как правило, поршневые двигатели с котлами-утилизаторами производят горячую воду. При использовании системы утилизации отходящего тепла тепловой КПД может быть использован в зависимости от конкретных условий установки и требований по утилизации тепла. КПД по утилизации тепла примерно 80-90%. При эксплуатации ГПА (или дизельного двигателя) с системой утилизации отходящего тепла тепловой КПД может достигать порядка 80%. Теплота уходящих газов в ГПА, работающем на природном газе, будет выше, чем у дизельного двигателя, работающего на жидком топливе. Таким образом, теплота, полученная после утилизации её в котле-утилизаторе, будет выше в ГПА, чем у дизельных двигателей.

   Вследствие того, что в выхлопных газах остается высокий процент кислорода, дополнительное сжигание возможно без добавочного воздуха. В ГТ поток тепла от газовых турбин является постоянным, а в ГПА он импульсный. Однако во втором приближение и для расчёта теплообмена его можно принять постоянным. При рассмотрении комбинированного цикла с газовой турбиной утилизация отходящего тепла примерно равна 40-50%. Если рассматривать комбинированный цикл с поршневым двигателем, утилизация отходящего тепла равна примерно 10% из-за того, что тепло низкопотенциальное. Максимальная эффективность поршневого двигателя достигает 43%.

   Различия в условиях работы

   Различия в условиях работы для ГПА и ГТ достаточно существенны. Один из важных параметров работы мини-ТЭЦ - режим "пуска-остановки", что характерно для систем, которые работают на покрытие пиковых нагрузок или как аварийные системы. Здесь играет существенную роль скорость выхода аппарата на режим - на полную или частичную нагрузку, а также его чувствительность к частым пускам-остановкам. Если же мини-ТЭЦ работает как основной источник питания для предприятия, то гораздо большее значение играет обслуживание аппарата во время его эксплуатации. 

   Систему запуска мини-ТЭЦ рассматривают по двум критериям: первый критерий - скорость выхода аппарата на режим для подключения требуемой нагрузки предприятия, в первую очередь - электрической. Второй критерий - готовность мини-ТЭЦ в любой момент времени для запуска. Небольшие высокоскоростные дизели или ГПА можно запускать быстро. Однако для более крупных и работающих на более медленной скорости двигателей для достижения полной нагрузки требуется период прогрева, чтобы предотвратить термический удар. Здесь более чувствительны оказываются именно дизельные двигатели, в то время, как ГПА могут выходить на режим в течение 30-60 секунд. Время для пуска дизельного двигателя с момента "холодного" пуска до выхода на полную нагрузку составляет порядка 90 секунд, т.е. полторы минуты. Для дизельных двигателей быстрый пуск (порядка 30-60 секунд) обеспечивается предварительным прогревом охлаждающей жидкости и смазочного масла или с помощью впрыска топлива. Для того чтобы дизель-генератор мог в кратчайшее время выйти на режим 100% электрической нагрузки, подогрев должен работать постоянно. Быстрый пуск требует специальной термической изоляции здания или контейнера. В этом случае получается, что для дизель-генератора холодного пуска как такового и нет.

   Что касается запуска мини-ТЭЦ на базе ГТ, то они обычно запускаются с использованием электродвигателя. При этом время выхода на рабочий режим с момента "холодного" пуска до полной нагрузки составляет порядка 10-12 минут, в течение которых, в том числе, происходит смазка подшипников вала турбины. По сравнению с дизель-генераторами или ГПА газовая турбина не так чувствительна во время пуска к температуре окружающего воздуха. Особенно это важно для зимних условий. Коэффициент готовности ГТ составляет приблизительно 98,5%, для дизель-генератора это порядка 95%, для ГПА 96%. Типичный коэффициент надежности для ГТ равен 98-100%, для дизель-генератора и ГПА порядка 85-92%. Важным отличием между ГПА и ГТ является их различная чувствительность к частым остановкам и пускам. Газовый двигатель может запускаться и останавливаться неограниченное число раз в день, что является явным преимуществом для резервных установок. ГТ не может запускаться и останавливаться с такой же частотой, так как это существенно уменьшает её моторесурс. Например, сто пусков после последнего капитального ремонта увеличивают общую выработку ресурса на 500 часов. Для газового двигателя количество запусков существенно не влияет на уменьшение ресурса.

   Охлаждение

   Режим охлаждения является основным показателем, влияющим на долговечность работы мини-ТЭЦ, наравне со смазкой и пр. При рассмотрении режима когенерации желательно, чтобы тепло, отведённое от двигателя, направлялось на нужды предприятия, а не выбрасывалось в атмосферу градирнями или радиаторами. ГТ охлаждаются при помощи масла, подводимого к теплообменнику. Поэтому масса системы охлаждения меньше по сравнению с аналогичными системами охлаждения дизельных двигателей и ГПА. В поршневых машинах, где требуется система водяного охлаждения, используется либо градирня, либо радиатор, что существенно влияет на требования техническому обслуживанию. Из-за проблем кавитации поршневая установка должна быть заполнена значительным количеством антифриза. Срок службы антифриза ограничен и составляет 1 или 2 года. Возникают проблемы с охлаждением водяного контура в зимний период времени.

   Если пускать отведенное тепло системы охлаждения двигателя на нужды предприятия, то можно столкнуться со следующей проблемой. Как правило, мини-ТЭЦ работает в постоянном режиме времени, и количество тепла, которое необходимо отводить от двигателя, является величиной постоянной, и эта величина не должна в той или иной степени варьироваться. При снижении отведенного тепла двигатель может перегреться, при увеличении отведённого тепла двигатель может работать в "холодном режиме" и тем самым не обеспечивать необходимый момент на валу генератора. Тепло, которое используется на предприятии, есть величина переменная. К этому необходимо добавить, что тепло, отведенное от двигателя, является низкопотенциальным и не может использоваться в технологический целях, оно идёт только для обеспечения горячей водой. Количество этого тепла - величина переменная.

   Смазка мини-ТЭЦ

   В ГПА или дизель-генераторах имеется большое количество опорных поверхностей и движущихся частей, многие из которых находятся в прямом контакте с продуктами сгорания. Поэтому в дополнение к регулярной доливке масла в бак требуется регулярная замена масла из-за его загрязнения. При этом полная замена масла требуется через каждые 1000-2000 часов работы, для поршневых двигателей мощностью более 3 МВт через каждые 3000-5000 часов. Потребление масла ГПА или дизель-генераторами достаточно высокое. Для их работы необходимо порядка 400 литров масла в неделю (при мощности агрегатов 5 МВт). Поэтому затраты на смазочное масло являются значительными дополнительными затратами, которые должны включаться в любые экономические расчёты. Приблизительно годовое потребление масла (при той же мощности установок) составляет более 20000 литров в год. При этом необходимо учитывать, что для сохранения гарантийного срока использования ГПА или дизель-генератора иностранного производства требуется использовать специальные масла, рекомендованные фирмой-изготовителем, которые, как правило, на порядок дороже отечественных масел. В противном случае гарантийный срок может быть аннулирован.

   В ГТ отсутствует загрязнение смазочного масла, так как оно не вступает в контакт с продуктами процесса сгорания. Поэтому обычно требуется только доливать масло в масляные баки. Потребление смазочного масла в процессе работы турбины пренебрежимо мало. В газовой турбине минимальное количество смазочного масла теряется в виде "масляного тумана" через сапун. Его примерное количество равняется 15-25 литрам в неделю для турбины мощностью 5 МВт. Таким образом, годовой расход масла составляет порядка 1300 литров, что почти в 16 раз меньше, чем у ГПА или дизель-генератора. Это является значительным преимуществом, если учесть, что смазочное масло обычно стоит дороже, чем жидкое топливо или природный газ.

www.denisov-vinskiy.ru


Смотрите также