расчет расхода топлива электростанции Государственной программе Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года»* определены задачи по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в электроэнергетике и теплоснабжении для всех отраслей народного хозяйства.
* УТВЕРЖДЕНА распоряжением
Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 2446-р
В настоящее время становится все очевиднее, что преимущества комбинированного производства тепла и электричества на базе ТЭЦ с централизованным теплоснабжением обесценивается огромными потерями тепла в протяженных теплосетях[1], огромными затратами на их сооружение, эксплуатацию и ремонт. В работе [2] указывается, что самые лучшие ГРЭС и котельные могут обеспечить повышение КПД от 1 до 3%, а работающие в конденсационном режиме максимум 5%. В тоже время когенерация - одновременная выработка и потребление электрической и тепловой энергии позволяют увеличить рост КПД использования топлива в 1.7-2 раза.
Наибольшие потери при централизованном электро и теплоснабжении происходят в процессе производства и при транспортировке электроэнергии и тепла потребителям. Эти потери определяются как естественными (нормативными), так и аварийными ситуациями.
Количество аварий на 1000 км в год по данным, приведённым в работе [3], составляют для:
газопроводов – 0,5-1,5;
внутригородских газовых сетей – 9,5;
кабельных внутригородских линий электропередач (6-10 кВ) – 61;
линий электропередач – 0,8-15;
теплосетей – 260-820.
Из приведённых данных следует, что наиболее уязвимы теплосети (их протяженность на территории России – более 260 тыс. км.) и линии электропередач (протяженность высоковольтных сетей напряжением 110 кВ и выше на территории России – более 440 тыс. км.).
Одним из возможных путей решения задач энергосбережения и повышения энергетической эффективности является развитие автономных систем тепло и электроснабжения, позволяющих свести к минимуму потери транспортировки и обеспечить высокий КПД использования топлива (для газа более 90%). Для принятия решения о выводе из эксплуатации котельных, выработавших ресурс; модернизации действующих и строительстве новых тепло и электрогенерирующих производств необходимо учитывать такие факторы как:
состояние основного и вспомогательного оборудования систем теплоснабжения, процент его износа, соответствие современным требованиям по энергоэффективности, надёжности работы, влияние на окружающую среду;
состояние инженерных коммуникаций, обеспечивающих работу котельных и потребителей тепловой и электрической энергии;
возможность перевода котельных на наиболее эффективный вид топлива, которым является природный газ;
потребность в дополнительных мощностях производства тепловой и электрической энергии;
возможность решения вопросов продажи избытков электрической энергии, которая может вырабатываться на мини-ТЭЦ;
график потребления тепловой и электрической энергии (в течение суток – почасовой, в течение года по месяцам);
необходимость одновременной выработки тепла и холода;
возможность повторного (полного или частичного) использования низкотемпературных источников тепла, получаемых в процессе производства и др.
Эти данные являются основой для выработки конкретных предложений по использованию энергосберегающих технологий на базе автономных систем тепло и электроснабжения.
Современные автономные когенераторные системы (Мини-ТЭЦ [4,5,6]), вырабатывающие одновременно тепловую и электрическую энергию, как правило, реализуются с использованием газотурбинных (ГТУ), микротурбинных или газопоршневых установок (ГПУ).
Количество Мини-ТЭЦ в мире исчисляется тысячами [7]. По данным Центра Энергетических Решений (The Energy Solutions Center, http://www.energysolutionscenter.org) на территории США в 2000 году работало 1498 объектов малой энергетики на природном газе. В последние 10-15лет в России достаточно активно началось строительство Мини-ТЭЦ. С 2000 года по 2005 год было введено в эксплуатацию электростанций суммарной мощностью 6000 МВт с силовым приводом от 700 ГТУ отечественного и зарубежного производства. С 2004 по 2006 год на базе ГПУ построено 47 Мини-ТЭЦ суммарной мощностью 385 МВт[8].
Сравнительный анализ применения турбинных и газопоршневых установок [8,9] на мини-ТЭЦ показывает, что установка газовых турбин наиболее выгодна на крупных промышленных предприятиях, с электрическими нагрузками в 40-50 МВт и выше, имеющими собственную производственную базу, высококвалифицированный персонал для эксплуатации установки, ввод газа высокого давления. При работе на номинальную нагрузку электрический КПД ГТУ достигает 38%, а тепловой около 50% [8,9]. Эти показатели существенно снижаются с уменьшением нагрузки. Время принятия полной нагрузки с момента запуска (17-21) мин. Количество газа, необходимое для выработки 1кВт. электрической энергии (0,38-041) нм3. Срок службы установки (15-25) лет.
Мини-ТЭЦ на базе газопоршневых установок [5] перспективны в качестве основного источника электроэнергии и теплоты на предприятиях с электрическими нагрузками от единиц МВт до 40МВт, и аналогичными тепловыми нагрузками. При работе на номинальную нагрузку электрический КПД ГПУ составляет (37 - 45)%, суммарный КПД достигает (90 - 91)%. При уменьшении нагрузки до 50% от номинальной КПД снижается не существенно [8,9]. Время принятия полной нагрузки с момента запуска (1,5-2,5) мин. Количество газа, необходимое для выработки 1кВт. электрической энергии (0,25-0,28) нм3. Срок службы установки (20-35) лет.
Микротурбинные установки работают по тому же принципу, что и ГТУ, но имеют меньшие размеры и, соответственно, мощность. Электрический КПД, как правило, не превышает 35%, а тепловой около 50%. Количество газа, необходимое для выработки 1кВт. электрической энергии (0,32-0,4) нм3 [4]. Максимальная мощность единичного блока составляет 1000 кВт. Срок службы установки до капитального ремонта 7 лет. Надо заметить, что цена 1 кВт установленной электрической мощности для микротурбины составляет 1800-3500 долларов США, что в 2-3 раза выше по сравнению с газопоршневой установкой [2].
Мини-ТЭЦ, реализованные на базе газопоршневых установок, являются наиболее востребованными у пользователей. Около 60% всех действующих мини-ТЭЦ реализовано на базе ГПУ.
В настоящее время на рынке представлено достаточно много иностранных фирм, предлагающих высококачественные газопоршневые установки мощностью от сотен кВт до 10 и более МВт. Ведущими фирмами в этой области являются MWM (Deutz) –Германия, Caterpillar – США, Jenbacher-Австрия.
При построении мини-ТЭЦ помимо технических аспектов конкретному потребителю необходимо получить данные по экономическому обоснованию принятия такого решения. Для оценки экономической целесообразности рассмотрим построение мини-ТЭЦ, которая должна вырабатывать 1 МВт электрической мощности. Для простоты расчета выберем единичную мощность газопоршневой машины близкой к 1МВт. Сопоставимыми моделями ГПУ указанных выше фирм соответственно являются TCG 2020 V12, G 3512 E, JMS 320. Технические характеристики этих ГПУ приведены в табл. 1.
Таблица 1. Технические характеристики ГПУ при номинальных нагрузках.
Производитель
Модель
Электрич. мощность
(кВт)
Тепловая мощность
(кВт)
Расход газа
(м3 /час)
MWM(Deutz)
TCG 2020 V12
1200
1240
289
Caterpillar
G 3512 E
1000
1080
246
Jenbacher
JMS 320
1063
1204
274
В качестве верхней оценки эффективности работы мини-ТЭЦ рассмотрим предельный случай, когда ГПУ работают в течение 8000 часов в год на 90% номинальной мощности. Для данного коэффициента нагрузки технические характеристики этих ГПУ приведены в табл. 2. Нижней оценкой эффективности работы мини-ТЭЦ следует считать работу ГПУ на минимальную рекомендуемую нагрузку равную 50% номинальной мощности. Для этого коэффициента нагрузки технические характеристики этих ГПУ приведены в табл. 3.
Таблица 2. Технические характеристики ГПУ при 90% нагрузке от номинальной.
Производитель
Модель
Электрич. мощность
(кВт)
Тепловая мощность
(кВт)
Расход газа
(м3 /час)
MWM(Deutz)
TCG 2020 V12
1080
1116
263.2
Caterpillar
G 3512 E
900
972
224.2
Jenbacher
JMS 320
956.7
1083.6
248
Таблица 3. Технические характеристики ГПУ при 50% нагрузке от номинальной.
Производитель
Модель
Электрич. мощность
(кВт)
Тепловая мощность
(кВт)
Расход газа
(м3 /час)
MWM(Deutz)
TCG 2020 V12
600
620
160
Caterpillar
G 3512 E
500
540
137
Jenbacher
JMS 320
531.5
602
144
Для каждого из ГПУ, работающего на 90% нагрузки от номинальной, определим количество электрической и тепловой энергии, вырабатываемой при сжигании 1м3 газа. Эти данные приведены в табл. 4.
Таблица 4. Количество электрической и тепловой энергии, вырабатываемой при сжигании 1м3 газа.
Модель
Расход газа (м3/час)
Эл. энергия
(кВт ч)
Тепловая энергия
(кВт ч)
TCG 2020 V12
1
4.103
4.240
G 3512 E
1
4.014
4.335
JMS 320
1
3.857
4.369
Проведём оценочные расчеты затрат на покупку газа, а также определим стоимость произведённой электроэнергии и тепла, с учётом действующих тарифов.
Оптовые цены на газ в промышленности, установленные c 01.08.2013, для Москвы и Московской области, составляют 4065.00 руб./1000 нм3 [12].
Тарифы на декабрь 2013 года:
на электроэнергию 3795,19 руб/МВт ч [13];
на тепловую энергию 1570.14 руб/Гкал, что составит 1.35 руб/кВт ч. [14.] (справочно 1 Гкал = 1163 кВт ч).
Тогда стоимость произведённой тепловой и электрической энергии при сжигании 1м3 газа определяется произведением выработанного количества соответствующей энергии на её тариф. Эти данные представлены в табл. 5.
Таблица 5. Стоимость произведённой тепловой и электрической энергии при сжигании 1м3 газа.
Модель
Затраты
на 1м3 газа
(руб)
Стоимость произведённой эл. энергии (руб)
Стоимость произведённой тепл. энерг.(руб)
TCG 2020 V12
4.065
15.571
5.724
G 3512 E
4.065
15.234
5.852
JMS 320
4.065
14.638
5.898
Из представленных данных следует, что, затрачивая 4.065руб на приобретение 1м3 газа когенераторная установка (например, JMS 320) производит электрической и тепловой энергии на 14.638руб.+5.898руб.= 20.536руб.
В табл. 6. представлены данные по годовой выработке электроэнергии и тепла, а также расходу газа.
Таблица 6. Годовой расход газа и годовая выработка электроэнергии и тепла.
Модель
Наработка в год
(часов)
Потребление газа
(м3)
Выработка эл.энергии
(кВт ч)
Выработка тепла
(кВт ч)
TCG 2020 V12
8000
2105600
8640000
8928000
G 3512 E
8000
1793600
7200000
7776000
JMS 320
8000
1984000
7654000
8668800
С учетом ранее указанных тарифов на газ, электроэнергию и тепловую энергию определим годовую стоимость потраченных и выработанных ресурсов.
В табл. 7. представлены годовые затраты на приобретение газа и стоимостные оценки выработанной тепловой и электрической энергии для каждой ГПУ.
Таблица 7. Затраты на приобретение газа и стоимость выработанной тепловой и электрической энергии за год.
Модель
Затраты на газ за год (тысяч руб.)
Стоимость выработанной электроэнергии за год (тысяч руб.)
Стоимость выработанной тепловой энергии за год
(тысяч руб.)
TCG 2020 V12
8559
32790
12053
G 3512 E
7291
27325
10498
JMS 320
8065
29048
11703
В работе [10] приведены данные по четырём мини-ТЭЦ, выполненным на базе ГТУ Caterpillar G3520C. Анализ приводимых данных по расходам за год показывают, что затраты на использованный газ составляют (43-47)% от эксплуатационных расходов. Для дальнейшего рассмотрения будем считать, что стоимость затрат на газ составляет 45% эксплуатационных расходов. Эксплуатационные расходы, помимо затрат на использованный газ, включают стоимость расходных материалов, технического обслуживания, зарплату обслуживающего персонала, амортизацию оборудования и др. Данные, позволяющие оценить превышение годовых доходов над расходами, приведены в табл. 8.
Таблица 8. Оценка превышения годовых доходов над расходами.
Модель
Эксплуатационные затраты за год (тысяч руб.)
Стоимость выработанной электрической и тепловой энергии за год (тысяч руб.)
Превышение доходов над расходами за год (тысяч руб.)
TCG 2020V12
19021
44843
25823
G 3512 E
16202
37823
21621
JMS 320
17922
40751
22829
Обычно поставщики и интеграторы оборудования для мини-ТЭЦ оценивают капитальные затраты (затраты «под ключ») в долларах США за один кВт установленной электрической мощности. Диапазон расходов при выполнении работ под «ключ» - начиная от проекта и заканчивая вводом в промышленную эксплуатацию [10,11], как правило, находится в интервале (1000 - 1500) долларов США за 1кВт установленной мощности. При курсе доллара США 32.91руб. (на 25.10.2013) указанный диапазон цен будет соответствовать (32900 - 49350) руб./ кВт. Такой разброс цен связан с конкретными требованиями технического задания на проектирование мини-ТЭЦ. Помимо устанавливаемого основного генерирующего и вспомогательного оборудованию, цена также зависит от требований по автоматизации мониторинга состояния оборудования, диспетчеризации, автоматизации управления, архитектурно-планировочных решений.
Полученные данные превышения доходов над расходами, приведённые к 1 кВт установленной мощности, а также верхняя оценка диапазона сроков окупаемости при капитальных затратах (32900 - 49350) руб./ кВт представлены в табл. 9.
Таблица 9. Оценка диапазона срока окупаемости при нагрузке 90% от номинальной.
Модель
Превышение доходов над расходами за год на 1 кВт установлен. мощности (руб.)
Диапазон срока окупаемости (месяцев)
TCG 2020V12
21519
18.3 - 27.5
G 3512 E
21621
18.3 - 27.4
JMS 320
21476
18.4 - 27.6
Аналогичные расчёты, для нагрузки равной 50% номинальной мощности, позволяют получить оценку нижней границы сроков окупаемости. Полученные данные приведены в табл. 10.
Таблица 10. Оценка диапазона срока окупаемости при нагрузке 50% от номинальной.
Модель
Превышение доходов над расходами за год на 1 кВт установлен. мощности. (руб.)
Диапазон срока
окупаемости (месяцев)
TCG 2020V12
7707
51.2 - 76.8
G 3512 E
7647
51.6 - 77.4
JMS 320
7619
51.8 - 77.7
Приведённые данные позволяют получить зависимость для верхней и нижней границы срока окупаемости. Для указанных значений эти зависимости описываются выражениями:
- верхняя граница yв=0.0184x;
- нижняя граница yн=0.0518x.
Здесь:
x - цена капитальных затрат в долларах США на 1 кВт установленной мощности;
yн и yв - нижняя и верхняя граница срока окупаемости (количество месяцев).
Естественно для более точной оценки необходимо учитывать реальные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, которые могут быть определены в процессе разработки проекта мини ТЭЦ.
При разработке проекта мини ТЭЦ целесообразно учитывать:
1. минимальную тепловую нагрузку, которая необходима потребителям в летний период;
2. минимальную тепловую нагрузку должна обеспечивать одна когенераторная установка, работающая на (50 - 100)% от номинальной мощности (это позволяет выбрать конкретную модель ГПУ и определить вырабатываемую ей электрическую энергию);
3. минимальное количества ГПУ должно быть на менее двух для обеспечения безаварийной и надёжной работы мини-ТЭЦ;
4. нижней оценкой необходимого количества ГПУ является режим работы, обеспечивающий полное покрытие установленной мощности основного и вспомогательного электрооборудования мини-ТЭЦ;
5. пиковое потребление электроэнергии является верхней оценкой суммарной мощности мини-ТЭЦ, которое определяет необходимое количество ГПУ (оно может доходить до 10 и более установок);
6. обеспечение наиболее экономичного режима работы в течение всего года на уровне (80-90)% от номинальной электрической мощности, за счет работы на электрическую сеть (продажа всех избытков, вырабатываемой электрической энергии, потребителям, подключенным к данной электросети);
7. возможность полной утилизации тепла, вырабатываемого ГПУ в течение всего года.
Следует отметить, что учёт специфики потребителей тепловой и электрической энергии позволяет выработать конкретные предложения по энергосберегающим технологиям, реализуемым на базе мини-ТЭЦ.
В качестве примера предприятий и организаций, специфику которых необходимо учитывать, можно отметить:
больницы, для которых должно быть обеспечено резервное электроснабжение, а также требуется выработка тепла и холода;
предприятия, использующие источники теплоснабжения для поддержания требуемых температурных режимов технологических процессов;
бассейны, ледниковые арены и другие спортивные объекты, где требуется поддержание требуемого температурного режима и многие другие.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В работе рассмотрены современные подходы к построению мини-ТЭЦ на базе газопоршневых двигателей. Проведенный оценочный расчет эффективности их использования показывает возможность быстрой окупаемости капитальных затрат за счет низкой себестоимости вырабатываемой ими электрической и тепловой энергии, которая существенно ниже существующих тарифов.
Предложен алгоритм получения оценки верхней и нижней границы срока окупаемости мини-ТЭЦ для широкого диапазона капитальных затрат.
Определены условия, обеспечивающие наиболее эффективную работу мини-ТЭЦ на базе ГПУ. Показано, что наиболее целесообразно использование ГПУ в совместной работе с пиковой котельной и возможностью продажи избытков вырабатываемой электрической энергии потребителям, подключенным к общей электрической сети. расчет расхода топлива электростанции