Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Комбинированные источники энергоснабжения на базе паровых и пароводогрейных котельных

к.т.н. Б.И.Левин, Е.С.Степина,
ЗАО «Независимая энергетика», Москва

Общей мировой тенденцией второй половины двадцатого века явился рост цен на тепловую и электрическую энергию, обусловленный ростом спроса и энергопотребления на производстве и в быту, повышением требований к комфортности жизни, с одновременным ограничением доступности топлива(нефти и газа) в связи с региональными военными конфликтами. Ярким примером кризиса такого рода стал энергетический кризис в Калифорнии (США) 2000 г.

Переходный период к рыночной экономике в России и других странах СНГ сопровождается резким увеличением тарифов на тепловую и электрическую энергию [1]. Как и другие отрасли российской промышленности в тяжелом положении находится энергетика в целом, и в частности, теплоэнергетика [2]. Оборудование ТЭЦ в большинстве своем морально и физически устарело, качество ремонтов находится на низком уровне, коммуникации транспорта тепла (водяные тепловые и паровые сети) постоянно выходят из строя и требуют замены труб и качественно иной прокладки от источника до потребителя при надежной изоляции сетей.

Аварии на протяженных магистральных и распределительных сетях от ТЭЦ резко снижают надежность подачи тепла потребителям всех категорий: жилищно-коммунальным и промышленным предприятиям различного профиля.

Участились случаи отключения потребителей от тепловых и электрических сетей. Известно, что в отопительный период целые края и области России, базирующиеся на ТЭЦ, длительно оставались без тепла и электроэнергии. В этой связи особенно страдают малые населенные пункты, а как видно из таблицы 1, в 1991 году, преобладающая часть населения России проживала в малых городах и поселках городского типа с численностью населения до 20 тысяч человек.

Табл. 1. Демографическая ситуация в России. Численность населения городов и поселков городского типа (на 1991 г.)

Группы городов

Численность населения, тыс. чел.

Количество городов с такой численностью

Всего проживало, млн чел.

I

Свыше 100

179

17,3

II

20 – 100

553

23,7

III

до 20

2492

109

В настоящее время в этой градации городов, по-видимому, мало что изменилось.

До 1990 г. доля затрат на электроэнергию, топливо и тепло в общей себестоимости продукции составляла 3-7%, рост цен на эти ресурсы привел к увеличению этой доли до 45-65% [2].

Перспективы внедрения когенерации

Анализ современных тенденций в энергетике указывает на переход от централизованной к распределенной мини- микро- генерации, максимально приближенной к окончательному потребителю, как на общемировую тенденцию [11]. Очень привлекательными с экономической и экологической точки зрения выглядят схемы когенерации, т.е. одновременной выработки тепла, электроэнергии (а иногда, еще и холода). В России дополнительными аргументами в пользу внедрения технологии когенерации на существующих котельных служат следующие обстоятельства:

· в условиях спада производства большинство паровых отопительных и пароводогрейных промышленных и промышленно отопительных котельных не используют полностью установленные мощности;

· на источниках тепла – паровых (Dк =2 ,5÷25 т/ч и выше, Pр=1,4 МПа, t=195÷225 °С), либо пароводогрейных с водогрейными котлами (Q = 11,5; 23,2; 34,8; 58; 116 МВт), параметры пара по условиям эксплуатации снижаются через РОУ до 0,3÷0,5 МПа.

При этом часть расчетного потенциала теплового потока теряется. Логично, что в этих условиях, нарастает тенденция превращения существующих котельных в ТЭЦ малой мощности и мини ТЭЦ.

Ряд авторов [4, 5] считают справедливым для России сегодня утверждение широко принятое в СССР, что источниками централизованного теплоснабжения являются котельные, теплопроизводительность которых 80 ГДж/ч (20 Гкал/ч) и выше. При этом рассматривается создание малых ТЭЦ на базе ДЭС, ГТУ, ПГУ в том числе путем установки этих агрегатов на существующих котельных. Эти же авторы полагают, что, как правило, осуществить установку этих агрегатов нельзя из-за стесненности площадок котельных, их расположения в центре жилых районов, их плохой экологичности и т.п.

Однако, по нашему мнению, мини ТЭЦ могут базироваться и на котельных меньшей мощности, что особенно важно для городов с численностью населения до 100 тыс. жителей. Наиболее эффективной технологией преобразования таких котельных в мини ТЭЦ являются паровые турбины.

Наш анализ схем теплоснабжения 89-ти характерных городов сорока регионов России (с численностью населения до 100 тыс. жителей) показал наличие в этих городах 2118 котлов паропроизводительностью от 2,5 т/ч до 25 т/ч. В основном (79%), в этих котельных установлены котлы ЗАО ПО «Бийскэнергомаш», из которых:

5,9% производительностью         20 т/ч;

3,21%            -                              25 т/ч;

26,7%            -                              10 т/ч;

17%               -                              6,5 т/ч;

17,5%            -                              4 т/ч;

8,64%            -                              2,5 т/ч.

Помимо этого, в странах СНГ и России находятся в эксплуатации более 6000 котлов серии ДЕ производительностью от 16 т/ч до 25 т/ч при номинальном давлении пара 1,2-1,4 МПа [3, 6].

Как показал опыт обследования энергетики городов, паровые котельные с упомянутыми котлами запроектированы и построены по типовым проектам, как правило, не менее чем в составе трех котлов.

Базируясь на укрупненных показателях удельных расчетных расходов тепла суммарно по жилым и общественным зданиям на одного жителя, например, в населенных пунктах городов до 50 тыс. жителей и tнр= –30 °С [7], можно рассчитать количество жителей, обслуживаемых паровыми отопительными котельными (табл. 2) с параметрами пара 1,2-1,4 МПа, tп=195 °С –225 °С различной производительности.

Табл. 2. Параметры типовых котельных.

Котельные, оборудованные

 3-мя котлами

Установленная паропроизво-дительность, т/ч

Отпуск тепла потребителям, МВт

Число жителей, обслуживаемых котельной

3 × ДKBР-2,5

7,5

4,7

1831,0

3 × ДKBР-4

12,0

7,16

2902,0

3 × ДKBР-6,5

19,5

10,0

3535,0

3 × ДKBР-10

30,0

15,4

5160,0

3 × ДKBР-16

48,0

29,0

9717,0

3 × ДKBР-20

60,0

35,7

12565,0

3 × ДKBР-25

75,0

45,0

15838,0

Примечание: При подсчете количества тепла, отпускаемого потребителю, условно принято, что 5% выработанного тепла расходуется на собственные нужды котельных, работающих на основном топливе – газе, при резервном – мазуте.

Типовые проекты котельных с паровыми котлами типа ДKBР, по которым в массовом порядке были построены котельные, разрабатывались и в составе четырех котлов. Как видно из табл. 2, уже котельные с котлами ДKBР-2,5 являются групповыми и не могут считаться источниками децентрализованного теплоснабжения.

Представляется интересным проследить, как изменяется удельное количество электроэнергии, потребляемой различными паровыми котельными на 1 т/ч выработанного пара.

Результаты анализа типовых проектов котельных, по которым построены 80% источников теплоснабжения в малых городах России и на коммунальных предприятиях городов, показаны в табл. 3.

Таблица 3. Технические данные типовых котельных.

Тип котельных

по назначению

Типоразмеры котлов

Удельный расход электроэнергии на тонну пара, Nусуд, кВт/тп

Угли

Мазут

Газ

Отопительные

ДKBР-2,5-13

ДKBР-4-13

ДKBР-6,5-13

ДKBР-10-13

ДKBР-20-13

22-24

15-18

15-17

10-12

13-15

10-12

Производственно

отопительные

ДKBР-2,5-13

ДKBР-4-13

ДKBР-6,5-13

ДKBР-10-13

ДKBР-20-13

14-20

14-15

11-12

8-10

8-10

8-10

Производственные

ДKBР-2,5-13

ДKBР-4-13

ДKBР-6,5-13

ДKBР-10-13

ДKBР-20-13

14-17

10-12

5-7

6

5-7

5

В отопительных котельных большие значения Nуд=кВт/тп относятся к тем, которые, либо работают на тепловые сети с открытой системой теплоснабжения (т.е. с непосредственным забором воды из сети на нужды горячего водоснабжения) с крупными подпиточными насосами, либо на достаточно протяженные тепловые сети, требующие повышенных напоров (а значит и мощности) сетевых насосов.

В производственно-отопительных котельных большие Nуд имеют место при 60-70% отопительных нагрузок от установленной производительности источника. В производственных котельных большие значения Nуд имеют место при меньших объемах возврата конденсата, что также имеет значение для котельных смешанного типа. Нетрудно заметить, что чем производительнее котлы, тем меньше Nуд кВт/тп.

Технико-экономические предпосылки

В настоящей статье рассматриваются некоторые особенности оборудования мини-ТЭЦ на базе существующих паровых и пароводогрейных котельных, надстроенных паровыми турбинами, с противодавлением, генераторами электрической мощностью до 750 кВт. Турбины работают на «остром» паре 1,4 МПа, t=195-225 °С. При этом на сегодняшнем рынке в рассматриваемом сегменте энергетического оборудования присутствуют турбогенераторы, которые изготавливаются НПВП «Турбокон» (ОАО «Калужский турбинный завод»), ЗАО «Независимая Энергетика», а также ОАО «Электротехническая корпорация». Все эти турбины используются на котельных для замены РОУ, частичной выработки электроэнергии на базе теплового потребления, что является эффективным энергосберегающим мероприятием для самих котельных.

Этот эффект не ограничивается только энергосбережением, но и позволяет значительно повысить надежность электроснабжения котельной, а также полностью или частично отказаться от покупки электроэнергии извне на покрытие собственных нужд, получая при этом значительную экономию. Так в [1] утверждается, что себестоимость выработанной электроэнергии на Мини ТЭЦ с турбогенераторами НПВП «Турбокон» единичной мощностью 500-600 кВт (турбинами с противодавлением) составляет 6 коп./кВт.ч., между тем котельные в г. Москве в первой половине 2001 г. платили Мосэнерго за электроэнергию 45÷64 коп./кВт.ч. Так, например, по нашим расчетам (ноябрь 2001 г.) котельная аэропорта «Домодедово» (4ДКВР-10-13гм и 2ДЕ-20-13 гм) и при использовании турбогенератора ЗАО «Независимая Энергетика» Nэ=200 кВт вместо РОУ получала бы экономию 1,1 млн рублей в год, при сроке окупаемости капвложений на установку машины – 1,64 года. Установка машин с противодавлением повышает также надежность работы источника теплоснабжения, т.к. при отключении его от внешней электрической сети позволяет полностью или частично отпускать тепло потребителям, сохраняя в работе тепловые сети при низких температурах наружного воздуха. Идею ухода от гигантских станций и повышения тем самым общей устойчивости системы поддерживает директор института энергетических исследований, член – корреспондент РАН А. Макаров, который считает [8], что теперь каждый владелец предприятия может построить собственную электростанцию, инвестиции в которую быстро окупаются.

Официальные материалы энергетической стратегии РФ [9] подтверждают, что котельными центрального теплоснабжения вырабатывается почти 50% всего потребляемого в России тепла. При суммарном росте теплопотребления в стране в 2000 г. по сравнению с 1999 г. прогнозируемым не менее чем в 1,3 раза, доля источников децентрализованного теплоснабжения (т.е. менее 80 ГДж/ч – см. выше) увеличится до 33%. Изложенное подтверждает актуальность установки на котельных турбогенераторов, главным образом, как для покрытия собственных нужд котельных, так и отдачи внешним потребителям электроэнергии.

Оборудование

Рассмотрим турбоагрегаты в интересующем нас диапазоне мощностей, представленные на российском рынке, не углубляясь подробно в особенности их конструкции, а также системы автоматического регулирования, защиты и управления агрегатами.

Серийно изготавливаемый турбогенератор «Кубань-0,3» . Номинальная мощность N=500кВт, изготовитель НПВП «Турбокон» (ОАО «Калужский турбинный завод» http://www.ktz.kaluga.ru). На период публикаций 1998 г. [1, 6] было поставлено потребителю 25 автоматизированных энергокомплексов, на сегодняшний день их уже около 40. Турбина с лопаточным ротором требует для размещения собственно турбогенератора площадь ≈40 м2 и, судя по данным [4], устанавливается, главным образом, в промышленных, либо промышленно-отопительных котельных теплопроизводительностью более 80 ГДж/ч. По данным технического описания и инструкции по эксплуатации завода на входе в турбину требуется сухой насыщенный пар, турбогенератор полностью автоматизирован, для электрооборудования требуется отдельное помещение.

Так, на одной из котельных города Курска турбогенератор «Кубань-0,5» со вспомогательным оборудованием располагался на двух уровнях, при этом маслоблок, масляные насосы и фильтры масла расположены под турбогенератором.

На котельной Заволжского Моторного Завода (ЗМЗ) Нижегородской области отрабатывались режимы работы агрегата «Кубань-0,5» не только на покрытие собственных нужд котельных, но и на выдачу электроэнергии во внешние электрические сети через трансформатор 0,4/10 кВ.

Энергоагрегат ПРОМ-600/1500-Э-141 , выпускаемый ОАО «Электротехническая корпорация»   (http://www.roel.ru) установлен в котельных в количестве девяти комплектов и, в частности, на пароводогрейной котельной в Люберцах. Здесь в помещение двух котлов ДКВР-16-гм установлены три агрегата общей электрической мощностью 1800 кВт.

В длительной нормальной эксплуатации они пока еще не опробованы.

Отличительной особенностью ПРОМ-600 от турбины «Кубань-0,5» является то, что роторы этого агрегата безлопаточные и по техническим условиям эксплуатации он может работать также и при давлении острого пара 2,4 МПа с сухостью пара х=0,99.

П ВМ-250-ЭГ (Паровая винтовая машина) компании «Независимая Энергетика» (http://www.energywell.narod.ru). Как и все рассматриваемые агрегаты («Кубань-0,5», ПРОМ-600) ПВМ-250-ЭГ рассчитан на параллельную работу с системой внешнего электроснабжения в котельной на сеть 0,4 кВ.

Основной компонент агрегата ПВМ – расширитель паровой винтовой (РПВ-02М), представляющий собой безлопаточную паровую турбину с противодавлением. В корпусе турбины помещаются ведущий и ведомый роторы в виде шнеков (винтов). Турбина компактна, оснащена встроенным редуктором, монтируется на общей раме с генератором, масляным баком, маслоохладителем. Достоинством энергоустановки ПВМ-250-ЭГ является и то, что она может работать на паре любого качества и высокой влажности в отличие от паровых турбин с лопаточным ротором. Технологический процесс работы турбины полностью автоматизирован, пуск и останов ее осуществляется с ЦТЩ котельной. Первые три машины опытной партии отработали 1000 часов в качестве приводов сетевых насосов на ЦТП одного из Московских предприятий, и были демонтированы из-за реконструкции ЦТП.

Таблица. 4. Технические характеристики. По материалам заводов-изготовителей.

Наименование параметров

Ед.изме-рения

Технические параметры турбогенераторов

«Кубань-0,5»

ЗАО «Калужский

турбозавод»

ПРОМ-600

ОАО «Электротехническая корпорация»

ПВМ-250-ЭГ

ЗАО «Независимая

Энергетика»

Параметры пара:

- давление на входе – Рвх

- давление на выходе – Рвых

- температура на входе

Качество пара

МПа

МПа

°С

-

1,3 (1,1-1,3)

0,37

191

сухой насыщенный

1,4

0,3

194

насыщенный

1,3 (1,1)

0,45 (0,1)

191

насыщенный до 0,89

Расход пара

т/ч

16

15,8

6-9

Относительный внутренний КПД турбины на номинальном режиме

%

56,6

50

62,9

Электрическая мощность

кВт

500

600

250

Параметры трехфазного тока:

- напряжение

- частота

кВ

Гц

0,4

50

0,4

50

0,4

50

Частота вращения выходного вала турбины

мин-1

1500

1500

1500/3000

Масса турбогенератора

кг

8320

7500

2500

Габаритные размеры установки

• длина

• ширина

• высота

мм

мм

мм

3840

2100

2030

3110

1775

1805

2500

920

1415

Удельные характеристики собственно энергоустановки

Удельная площадь установки с агрегатами на раме

м2/кВт

0,0161

0,0092

0,0092

Удельный объем установки с агрегатами на раме

м3/кВт

0,0327

0,0167

0,013

Удельный расход металла

кг/кВт

16,64

12,5

10,0

Удельный расход пара при номинальных параметрах

кг/кВт

32,0

26,3

31,2

Примечания:

1. Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии здесь не приводится, т.к. зависит от конкретных условий работы энергоустановок. Однако расчеты показывают, что он колеблется в пределах 140-180 г у.т./кВт ч, что более чем в 2 раза [10] ниже его значений на крупных ТЭЦ.

2. Все данные по ПВМ-250-ЭГ получены экспериментально в условиях промышленной эксплуатации. Удельный расход пара получен при Рвх=1,1 МПа, Рвых=0,2 МПа.

Первые три ПВМ опытной партии отработали 1000 часов в качестве приводов сетевых насосов на ЦТП одного из московских предприятий, были демонтированы и законсервированы из-за реконструкции ЦТП, их эксплуатация будет продолжена после завершения реконструкции.


Машины второго и третьего поколения прошли длительные промышленно-заводские испытания в режиме турбогенератора на московском предприятии «Бекерон».

Компактность ПВМ-250-ЭГ позволяет устанавливать их в существующих зданиях котельных. Технологический процесс работы турбины автоматизирован, в комплект поставки входит шкаф управления с САУ на микропроцессорах и силовой частью. На настоящий момент отработка технологии и испытания промышленных образцов завершены и ЗАО «Независимая энергетика»   переходит к серийному производству этих машин.

На рис. 1 показана энергоустановка ПВМ-250-ЭГ, которая эксплуатируется на московском заводе   «Бекерон». На рис. 2 представлена принципиальная схема промышленно-отопительной котельной, реконструируемой в мини ТЭЦ на базе ПВМ-250-ЭГ.

Экономический эффект реконструкции котельной в мини ТЭЦ обуславливается тем, что себестоимость вырабатываемой электроэнергии значительно ниже цены покупки электроэнергии из системы. В результате снижения себестоимости выработки тепла на источнике теплоснабжения возникает реальная возможность снижения тарифов на оплату тепла населению. Это особенно важно в условиях коммунальной реформы для гармоничного перехода к 100% бездотационной оплате тепла населением.

Литература

1. Федоров В.А., Смирнов В.М. «Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций», Москва, «Теплоэнергетика» №1, 2000 г.

2. Кореннов Б.Е. «Замена РОУ противодавленческой турбиной – эффективное энергосберегающее предприятие для котельных и ТЭЦ», Москва, «Промышленная энергетика» №7, 1997 г.

3. Бушуев В.В., Громов Б.Н., Доброхотов В.И. и др. «Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий», Москва, «Теплоэнергетика» №11, 1997 г.

4. Хрилев Л.С. «Основные направления развития теплофикации», Москва, «Теплоэнергетика» №4, 1998 г.

5. Кореннов Б.Е., Светлов К.О., Смирнов И.А. «Прогноз развития теплоснабжения в России на период до 2010 г. с оценкой до 2020 г. и комплекс мероприятий по его реализации», Москва, «Энергетическая политика» №6, 1999 г.

6. Мильман О.О. «Технико-экономические показатели мини электростанций с противодавленческими турбинами», Москва, «Теплоэнергетика» №1, 2000 г.

7. Шубин Е.П. «Основные вопросы проектирования систем теплоснабжения городов», Москва, «Энергия», 1979 г. / Шубин Е.П., Левин Б.И. «Проектирование теплоподготовительных установок ТЭЦ и котельных», Москва, «Энергия», 1970 г.

8. Макаров А. «У нас есть право на электростанцию», раздел «Наука», «Известия» №5, 25 мая 2001 г.

9. Официальные материалы. Энергетическая стратегия РФ. Территориально-производственная политика. Стратегия развития отраслей ТЭК, Москва.

10. Доброхотов В.И. «Энергосбережение: проблемы и решения», Москва, «Теплоэнергетика» №1, 2000 г.

11. Micropower: The Next Electrical Era. Seth Dunn. Worldwatch Institute. July 2000.