Для проведения процесса когенерации, необходима локальная электростанция, так называемая мини - ТЭЦ. Использование подобных электростанций может показатся необходимым условием для обеспечения локальных потребностей в энергии. С одной стороны постоянные разговоры о грядущей реформе, с другой - кажущая простота вопроса: зачем строить десятки мелких котельных или заниматься ремонтом оборудования, когда можно построить одну мини-ТЭЦ стоимостью несколько миллионов у.е. Даже при небольшой рентабельности прибыль велика. Также, весьма заманчиво на средства инвестора построить электростанцию, продавать электроэнергию и получать чистую прибыль.
Однако, следует более подробно разобраться в данном вопросе.Почему все-таки количество построенных мини-ТЭЦ, в частности в Московском регионе, можно пересчитать по пальцам? А потому, постороить электростанцию гораздо сложнее, чем кажется на первый взгляд. Самая первая сложность состоит в том, что это дорогое удовольствие. Удельная стоимость установленного киловатта электроэнергии на электростанции с импортным оборудованием с учётом проектирования, доставки и монтажа составляет от 600 до 1000 евро и зависит от множества параметров.
Еще с советских времен применяется метод определения стоимости проектных работ - 10% от общей стоимости. Усредненная удельная стоимость установленного киловатта электрической мощности принимается за 1000 у.е. Таким образом, стоимость проектирования электростанции 5 мВт оценивается в 500000 у.е.
Стоимость оборудования, в основном импортного, достаточно высокая сама по себе, также включает таможенные и транспортные расходы и интересы многочисленных посредников. Можно снизить стоимость строительства за счёт применения отечественных комплектующих и оборудования Российской сборки.
Потребление газа в нашей газодобывающей стране лимитировано. Если не имеется возможности получить лимиты, забудьте о планах (однако, и в этом вопросе Вам может помочь наша компания). При дефиците электрической мощности и перегрузке электросетей принятие в единую энергетическую систему новых генерирующих мощностей должно приветствоваться. Везде, но не у нас. У нас выдумываются различные трудновыполнимые условия по включению в сеть, приводящие либо к отказу от строительства собственной мини-ТЭЦ, либо к значительному удорожанию.
В большинстве развитых странах вопрос энергосбережения реально находится под контролем правительства. У нас - только официально. Сжигание газа в летний и переходный периоды в газовых котельных приводит к потере эквивалентного тепла на ТЭЦ. Об этом факте все знают и просто так не разрешают строительство котельных, но они почему-то есть. В этой ситуации вместо котельных должны работать когенерационные установки, но их тоже не разрешают строить, и их нет. Кстати говоря, модное в наше время слово когенерация, раньше звучало как теплофикация.
Напрашивается вывод, что овчинка не стоит выделки. Неверный вывод. Строить мини-ТЭЦ необходимо, но при условии крайне серьёзного подхода к делу. Начинать строить электростанцию стоит при следующих условиях:
В первую очередь, при отсутствии централизованного энергоснабжения и значительной стоимости строительства сетей, превышающей стоимость строительства собственного источника энергоснабжения. Во вторую очередь на объектах с постоянным потреблением электроэнергии и тепла в течении года. В остальных случаях необходимо анализировать характеристику энергопотребления, подбирать тип оборудования и производить расчет срока окупаемости вложенных средств.
Для промышленных предприятий с постоянным потреблением тепла и электроэнергии течении года срок окупаемости составляет 3,5 – 4 года. Для жилищных объектов 15 - 20 лет.
При единичных мощностях до 50 мВт, наивысшим КПД обладают поршневые двигатели. В случаях, когда единичная мощность превышает 50 мВт, силовые установки с комбинированным циклом, содержащим газовую и паровую турбины, обладают более высоким КПД. Электрический КПД газовых турбин в диапазоне малых мощностей ( 1-10 мВт ), составляет 24,5 - 33,6%.
Максимального полного КПД комбинированного цикла можно достичь за счёт «дожига» остаточного кислорода в отработанных газах. Комбинированные циклы газовых и паровых турбин начинаются в диапазоне мощностей газовых турбин порядка 10 мВт. Паровые котлы в сочетании с двумя 10 - мегаваттными газовыми турбинами вырабатывают количество пара, достаточное для конденсационной паровой турбины, вырабатывающей дополнительно 9.8 мВт электроэнергии, плюс промышленный пар в количестве 7 т/час. Электрический КПД парогазового цикла составляет 47%.
Электрический КПД поршневого двигателя находится в пределах 38 – 42%. Разница в электрическом КПД поршневого двигателя и газовой турбины, увеличивается при снижении текущей нагрузки. С точки зрения надёжности, шумовых характеристик, удельной стоимости установленного кВт.э, турбины и двигатели одного класса, близки друг к другу. В камеру сгорания турбины топливо подаётся под давлением не менее 20 - 25 бар, на поршневой двигатель от 150 до 3000 мбар. Удельные выбросы на турбине меньше, чем у поршневого двигателя.
Потребность в техническом обслуживании у газовых турбин относительно мала по сравнению с поршневым двигателем. После определённого срока службы, примерно 30000 - 40000 часов работы, по контракту на полное техническое обслуживание производится полная смена деталей турбины, включая камеру сгорания. Коэффициент работоспособности газовых турбин очень высок при полном сервисном обслуживании и составляет около 95%. Для поршневых двигателей предусмотрен больший объём технического обслуживания, коэффициент работоспособности составляет около 92%, при принятой надёжности 96%.
Газотурбинные установки успешно работают в промышленности, особенно, когда требуется совместное производство высокотемпературного тепла и электроэнергии. Газовые турбины позволяют соблюсти жесткие требования по охране окружающей среды. Электростанции с газовыми турбинами более насыщены технологическим оборудованием и требуют больших площадей. Сервисное обслуживание полностью зависит от производителя. Газопоршневые двигатели имеют более высокий электрический КПД. Предусматривают сервисное обслуживание собственными силами.
Газовые турбины предусматривают работу на двух видах топлива – жидком и газообразном. Постоянная работа на природном газе, в аварийных ситуациях автоматический переход на дизельное топливо. Поршневые двигатели существуют трёх типов. Газовый двигатель, дизельный двигатель и газодизель. В случае применения газового двигателя, в аварийных ситуациях включается аварийный дизельгенератор. Газодизель одновременно с природным газом потребляет около 1,5% дизельного топлива, в аварийных ситуациях плавно переходит на дизельный режим. Газодизели очень надёжные агрегаты, но требуют больших капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с газовыми и дизельными двигателями. Для данного объекта выбор газодизельных двигателей повлечёт за собой суточное потребление дизельного топлива около одной тонны. Если принять мощность потребителей первой категории в 5 мВт, то для работы аварийных дизельгенераторов необходима одна тонна дизельного топлива в час.
Снижение единичной мощности агрегатов приводит к увеличению стоимости строительства и последующего технического обслуживания. Увеличение единичной мощности снижает надёжность электроснабжения и увеличивает стоимость резервного агрегата.Считается оптимальным количество работающих агрегатов на полной нагрузке от 2-х до 5-и и зависит от многих факторов.
Газовые двигатели указанной мощности производят несколько европейских и американских производителей. Они отличаются по надёжности, экономичности и стилю работы на российском рынке. Предлагаются различные варианты, от поставки только двигателя, до строительства электростанции «под ключ». При строительстве электростанции зарубежной компанией «под ключ» значительно осложняется и удорожается последующая эксплуатация. Окончательный выбор производителя основного оборудования и комплектацию заводской поставки целесообразно определить в процессе проведения проектных работ.
Существуют два типа агрегатов для выработки холода: компрессорные и абсорбционные холодильные машины:
С точки зрения энергосбережения абсорбционные холодильные машины выгодно применять совместно с когенерационными установками. Абсорбционные машины более надёжны, но требуют больших капитальных затрат. Для мини-ТЭЦ оптимальный вариант, когда мощность абсорбционных машин рассчитана исходя из утилизации возможного тепла при выработке электроэнергии ( в том числе для компрессионных машин), остальная часть холода вырабатывается на компрессионных машинах.
И.Н. Плохих. АКВА-ТЕРМ Сентябрь 2001.