Когенерационная технология энергообеспечения сегодня является одним из основных путей энергосбережения, принятым промышленно-развитыми странами. (У нас в стране она известна под более привычным названием "теплофикация"). В теплофикации последнего времени получило бурное развитие новое направление на основе газовых высокотемпературных надстроек к традиционным теплогенерирующим мощностям. В качестве подтверждающего примера достаточно отметить, что Россия, энергетически обеспеченная собственными первичными энергоресурсами, на ближайшие годы планирует ввести только на котельных Европейской части своей территории электрические теплофикационные мощности суммарным объемом более 15 тыс. МВт, т.е., образно говоря, две Белорусские энергосистемы. В США,-мировом лидере по производству и потреблению электроэнергии на душу населения, - принят закон, стимулирующий подобные работы, считающийся наиболее удачным энергетическим законом за всю историю США. Этот закон привел к тому, что за очень небольшой срок в этой самой электропроизводящей стране мира доля когенерационных электрогенерирующих мощностей достигла 30%, превысив долю подобных мощностей России. В России в 1924 году предложена и воплощена впервые в мире идея комбинированного производства тепловой и электрической энергий. США эту идею игнорировали до энергетического кризиса 1973 г. Белоруссия, к счастью, имеет более 60% теплофикационных электрогенерирующих мощностей, но, тем не менее, как страна, не обладающая промышленно значимыми природными запасами энергоресурсов, обязана дальше, безусловно, идти по этому пути. О роли энергосберегающих путей развития промышленности для РБ можно судить по постоянству появления различных решений правительства по этому вопросу. Например, одно из последних постановлений №720/14 от 31 мая 2002 г. Совета министров и национального банка РБ о льготном кредитовании энергоэффективных и валютоокупаемых проектов призвано стимулировать развитие и внедрение промышленными предприятиями подобных изменений в их работе.

БелАЗ явился лидером в отношении непосредственно технологического перевооружения производства в современных сложнейших условиях. Успехи его очевидны: это единственный автомобильный завод на просторах СНГ, который выдержал конкуренцию на мировом рынке с родственными производителями. Сегодня завод остается лидером и в энергетическом перевооружении производства, внедряя у себя по собственной инициативе передовые энергетические технологии. Подобное совпадение закономерно и этот подход к развитию производства должен стать примером для подражания всей страны.

Рынок в лице потребителя диктует условия производителям не только в отношении качества, но и в отношении создания максимального удобства потребителю. Именно по этой причине БелАЗу приходится отдавать часть своей продукции за счет встречных поставок угля, что объясняет наличие угольной котельной на его территории и делает целесообразным рассмотрение возможности строительства газо-угольной ТЭЦ, в которой интегрированы теплодвигательные установки и водогрейные котлоагрегаты, в составе энерготехнологического комплекса, который призван, прежде всего, удешевить энергоснабжение производства и повысить его надежность.

3.2 Теплотехнические решения

3.2.1 Структурная схема газо-угольной ТЭЦ с газомоторными системами и газотурбинными двигателями

Тепловые и электрические нагрузки в случае теплофикационной системы энергообеспечения в должной мере могут быть обеспечены теплодвигательными установками и водогрейными котлами КВ-Ф-29-150.

Структурная схема теплофикационной (когенерационной) установки, входящая в состав газо-угольной ТЭЦ, может быть представлена вариантами с тепловыми двигателями, как с газомоторными системами, так и с газотурбинными установками. Каждый из вариантов рассматривается ниже. Среди возможных вариантов следует выделить два:

1. С использованием газо-поршневых агрегатов, например, выпускаемых фирмой "Jenbacher AG (JES)", JMS 620 GS-N. LC электрической мощностью 2,73 МВт, тепловой - 2,68 МВт, характеристики которого приведены в таблице 3.3 При этом на два котла устанавливается по два ГПА. Расход дымовых газов через котел в таком случае соответствует данным аэродинамического расчета котла при его эксплуатации на номинальном режиме. Соответствующие расчеты приведены в таблице 3.8 Установленная электрическая мощность четырех указанных ГПА равна 10,94 МВт, тепловая когенерационная - 10,7 МВт из них 4,7 МВт тепловая мощность, снимаемая с систем охлаждения ГПА, общая тепловая когенерационных установок совместно с котлами - 62,6 МВт. Структурная схема использования ГПА в составе когенерационной установки представлена на рис.3.1, энергобаланс - рис.3.2.

Теплоноситель, например вода, нагревается как за счет энергии уходящих газов ГПА, так и за счет энергии систем охлаждения двигателя. Продукты сгорания ГПА с температурой до 500^оС из двигателя поступают в котел-утилизатор. В последнем они могут использоваться двояко: как теплоноситель и как окислитель. В первом случае они, охлаждаясь догревают сетевую воду до нужной температуры, во втором - часть потока выполняет вышеуказанную функцию теплоносителя, часть потока кислорода, содержащегося в дымовых газах, выступает в роли окислителя угля. Например, кислорода дымовых газов 2-х ГПА мощностью 2,7 МВт оказывается достаточным для сжигания Воркутинского угля в количестве 1,4 т/ч, что обеспечивает тепловую производительность когенерационной установки 12,1 Гкал/ч.

При большей производительности в котел подается дополнительный воздух непосредственно из атмосферы, который предварительно нагревается в воздухоподогревателе котла. Таким образом, энергия дымовых газов используется дважды: сначала в двигателе при получении механической работы, затем в котле для нагрева воды. Отмеченное двукратное использование энергии и позволяет повысить удельные показатели комбинированной выработки электрической и тепловой энергий.

Минимальная нагрузка системы теплоснабжения БелАЗа в отопительный период составляет 21,5 Гкал, из них 17 Гкал обеспечивает котел при работе на угле. Из сопоставления приведенных цифр следует, что во всех режимах требуется подача дополнительного воздуха как окислителя. Наиболее рационально этот воздух использовать как первичный для псевдоожижения слоя угля.

Одновременно сохраняется возможность работы котлов по существующей схеме, т.е. без ГПА, только на угле.

2. С использованием двух ГТУ на базе ГТД 2500 НПО "Машпроект", каждая электрической мощностью 2,85 МВт и тепловой - 5 МВт (характеристики приведены в таблице 3.5), которые сопрягаются с котлоагрегатом КВ-Ф-28-150. При этом каждая ГТУ работает с номинальной мощностью в утилизационном режиме круглогодично (8500ч). Установленная электрическая мощность равна 2,852=5,7 МВт, тепловая когенерационная - 5,12=10,2 МВт, тепловая общая - несколько больше 58 МВт. Структурная схема данного варианта представлена на рис.3.3.

Когенерационная установка объединяет в единую систему две энергогенерирующие установки: газотурбинную установку, трансформирующую химическую энергию топлива в электрическую энергию, и котельную установку, нагревающую, например, сетевую воду, как известно, за счет химической энергии топлива. В результате такого объединения появляется возможность утилизировать энергию дымовых газов уходящих из ГТУ в котельной установке (КА) и за счет "повторного" использования энергии достигать значительного сокращения потребности в первичном энергоресурсе. Таким образом, на заводе имеет место выработка не только тепловой, но и электрической энергий. При этом себестоимость обеих оказывается весьма низкой.

Дымовые газы, отходящие от ГТУ, в водогрейном котле-утилизаторе, как и в случае с ГПА, могут использоваться двояко:

в качестве газового теплоносителя без использования топлива в котлоагрегате, т.е. нагрев воды идет за счет внутренней энергии этого теплоносителя. Котлоагрегат является котлом-утилизатором в привычном смысле этого понятия. Его тепловая мощность составляет около 20% тепловой мощности в обычном, штатном режиме;

в качестве окислителя реакции горения топлива, поступающего в котлоагрегат. Последнее возможно, поскольку, в силу технологических особенностей ГТУ, в ее дымовых газах имеет место высокая концентрация кислорода (17%). Тепловая мощность котла в этом случае изменяется от 20% до 100%, на которую рассчитан котлоагрегат для работы в обычном, штатном режиме.

Необходимо отметить, что в схеме когенерационной системы с использованием ГПА часть энергии топлива ГПА переводится в ТЭ вне котла (получение ТЭ при охлаждении масла, при охлаждении рабочего тела после сжатия в турбокомпрессоре, использование энергии системы охлаждения двигателя). Это несколько увеличивает общую мощность ТЭЦ.

3.2.2 Техническое сопоставление вариантов с ГТУ и ГПА

Проектируемая газо-угольная ТЭЦ, уникальная в своем роде не только в СНГ, но и в мире. В ее составе планируются самые передовые технологические системы. Это ТДУ (газо-поршневые двигатели внутреннего сгорания или газотурбинные установки (ГТУ)), это водогрейные котлы с самой передовой апробированной технологией сжигания угольного топлива в циркулирующем высокотемпературном кипящем слое. Последний позволяет повысить КПД котла и резко снизить выбросы в атмосферу окислов серы за счет связывания их известью, вводимой непосредственно в очаг горения - в псевдоожиженный слой горящего угля.

Выбор того или иного варианта зависит от ряда причин:

Бесспорное преимущество имеют ГТУ при электрической нагрузке более 7,5 МВт, до 1 МВт - ГПА. В промежуточном диапазоне (1-7,5 МВт) выбор варианта и типа ТДУ определяется технико-экономическим расчетом.

При сравнении вышеуказанных ТДУ одинаковой мощности (рис.3.4) использование ГПА в составе газо-угольной ТЭЦ позволяют достичь более высоких КПД, чем использование ГТУ, и обеспечивает большую его стабильность при изменении нагрузки, рис 3.5.

ГПА работает на природном газе (ПГ) низкого давления (в наихудшем случае давление ПГ не превышает 3 ати), которое обычно требуется для производства, ГТУ - на ПГ высокого давления (до 30 ати), для обеспечения которого требуется дожимной компрессор - оборудование, стоимость которого соизмерима со стоимостью самого теплового двигателя, к тому же весьма ненадежное, энергоемкое.

При варианте с ГПА не требуется понижающего редуктора при работе с электрогенератором промышленной частоты, ГТУ в большинстве случаев требуют использования редуктора, понижающего надежность, удорожающего и усложняющего эксплуатацию.

В отношении режимов работы ГПА допускают изменение нагрузки в большем диапазоне, сохраняя на высоком уровне экономичность. Значение КПД снижается на 2-3% при снижении нагрузки до 50%. ГПА позволяют более гибко реагировать на требования режимного характера как в отношении электрической нагрузки, так и в отношении требований повышения экономичности работы КА.

ГТУ имеют значительно более низкий КПД и больший расход топлива, чем ГПА при одинаковой мощности, поскольку КПД ГТУ в 1,5 раза ниже КПД ГПА. Вторичным негативным эффектом указанного обстоятельства является увеличенное рассеяние энергии в КА в режиме "дожигания" из-за избыточного воздуха, который будет иметь место во всех режимах работы КА.

Больший срок службы характерен для ГПА и составляет до 240-300 тыс. часов. У ГТУ эта величина, как правило, не более 120 тыс. часов. Между капитальными ремонтами: ГПА - 60-70 тыс. часов, ГТУ - до 25 тыс. часов.

В сравнении с ГТУ одинаковой мощности стоимость ГПА ниже на 20-25% (по данным коммерческих предложений фирмы изготовителя). Например, при электрической мощности 2,8 МВт стоимость выполнения проекта "под ключ", на данный момент (середина 2002 г.), составляет 63 и 45 млн. рублей России соответственно для ГТУ и ГПА (курс рубля 31,5 руб. за 1$ США). Капитальные удельные затраты, таким образом, составляют величину порядка 310² $ США на один кВт электрической мощности когенерационного модуля.

3.2.3 Характеристика основного тепломеханического оборудования

3.2.3.1 Характеристика котлоагрегата

Совместная со специалистами завода работа, проведенная по анализу опыта работы угольных котлов требуемого типа и производительности для системы теплоснабжения завода, позволяет считать наиболее современным КА, обеспечивающим максимальную механизацию работ по подаче топлива, удалению шлака, подавлению вредных выбросов и пр., таким является водогрейный котлоагрегат с циркулирующим высокотемпературным кипящим слоем, разработки ОАО "ЦКТИ им. Ползунова", производства ОАО "Дорогобужкотломаш" КВ-Ф-29-150 единичной мощностью 29 МВт. Альтернативными КА, использующими угольное топливо, которые наиболее близки по производительности и виду теплоносителя, служат котлы КВ-ТС-20, выпускаемые уже несколько десятилетий ОАО "Дорогобужкотломаш". Однако негативный опыт эксплуатации этих котлов на различных объектах, прежде всего, в отношении надежности работы слоевой топки, обуславливает отказ от их выбора.

Напротив, многочисленные свидетельства о работе топок с высокотемпературным циркулирующим кипящим слоем на самых различных видах топлива свидетельствуют в пользу последнего.

Для рассмотрения организации сжигания топлива обратимся к

принципиальной схеме котлоагрегата КВ-Ф-29-150, приведенной на рис.3.6 Из нее следует, что циркуляция материала в слое создается за счет нескольких факторов:

поперечного конусообразного профиля топки в зоне кипящего слоя с цепной решеткой в роли меньшего сечения, что приводит к поперечной осисимметричной циркуляции топлива в слое;

наклона псевдоожижающей решетки по глубине котла, благодаря чему изменяется высота кипящего слоя. Изменение высоты слоя приводит к изменению его аэродинамического сопротивления и, как следствие, расходу псевдоожижающего агента по длине решетки. В результате изменяется порозность слоя (степень ожижжения) от меньшей в глубине КА, в зоне подачи свежего топлива к большей со стороны фронта КА, в зоне удаления шлака. Итогом такой аэродинамики является выброс материала из зоны развитого псевдоожижения в зону более плотного слоя в направлении противоположном движению решетки;

перемещения материала цепной решеткой в направлении, как выше указано, противоположном выносу материала за счет изменения степени псевдоожижения.

Такая организация циркуляции угля в топке способствует уменьшению величины механического недожога. Вместе с тем, предъявляются повышенные требования к системе пылеулавливания КА, поскольку унос всех мелких фракций шлака очевиден. В связи с поднятым вопросом экологии следует отметить, что для связывания продуктов горения серы топлива в кипящий слой вводится известь. Такое решение резко снижает выброс окислов серы в атмосферу и улучшает экологическую обстановку в районе ТЭЦ. Соотношение расходов первичного и вторичного дутья определяется в каждом режиме от набора ряда факторов. В первом приближении доля первичного дутья несколько превышает 50% общего расхода воздуха на КА. С повышением температуры дутьевого воздуха доля первичного дутья будет уменьшаться. Основные характеристики КА приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Основные характеристики котлоагрегата КВ-Ф-29-150

Основные данные теплового баланса котла приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Тепловой баланс котлоагрегата КВ-Ф-29-150

3.2.3.2 Основные характеристики газо-поршневого двигателя внутреннего сгорания

Некоторые из достоинств ГПА были рассмотрены выше (при сравнении когенерационных систем с использованием ГПА и ГТУ), рассмотрим их слабые стороны:

малая удельная мощность, что приводит к относительно большим размерам и весу по сравнению с ГТУ;

не унифицированность: когенерационная установка на основе ГПА наиболее предпочтительна для работы с водяным теплоносителем системы теплоснабжения;

поршневые двигатели имеют увеличенные текущие эксплуатационные затраты. Так, для двигателей мощностью 2,8 МВт при стоимости комплекта когенерационной установки 1,1 млн. $ США, текущие годовые затраты, связанные с расходом масла, оцениваются 50 тыс. $ США. Полная замена масла производится через 5-6 тыс. часов работы (проводится по результатам лабораторного анализа) в объеме до 1 тыс. литров. Текущее выгорание масла составляет до 1 г на кВтч. Годовой расход масла можно оценить в 20 тонн. Прочие затраты, связанные с заменой свеч электрозажигания, поскольку чаще всего на ПГ эти двигатели работают по циклу Отто, заменой фильтров и пр. Текущее обслуживание в период между капитальными ремонтами (60 тыс. часов) оцениваются в 300-400 тыс. $ США.

Чаще всего, отмеченные недостатки не являются определяющими. ГПА используются многими фирмами в разных странах. Из фирм производителей наиболее известные германские фирмы MAN и Deutz, фирмы США, например, CATERPILLAR и др., фирмы Чехии, Австрии, Словакии, России. Различия существуют в мощности, цене, надежности и долговечности, экономичности и допустимой разгрузки, требованиям к топливу, комплектности и условиям поставки, и т.д. Те или инные технические показатели тепловых двигателй являются исходным условием для разработки вариантов технических решений. Необходимым условием принятия решений является выгодность экономических показателей. По этой причине далее представлено соответствующая технико-экономическая оценка вариантов. В подавляющем большинстве случаев предлагаются двигатели, переделанные из дизелей, адаптированные для работы на ПГ, что сопровождается, например, частой заменой головки блока цилиндра. Все это необходимо учесть при проведении тендера на поставку ГПА.

Наиболее полные данные приведены австрийской фирмой Jenbacher AG (JES), которая уже более 40 лет специализируется на выпуске подобного рода ГПА. Типоразмерный ряд двигателей фирмы включает семь единиц, мощностью от сотни киловатт до 2,8 МВт. Работать двигатели могут на различных газах: природном, газах химической промышленности, древесном и пиролизном, попутном и факельном, доменном и коксовом, биогазе, газе сточных вод и мусорных свалок, сжиженных газах. Опыт их эксплуатации на территории СНГ положителен. Например, на 4-х ГПА, мощностью 1,5 МВт каждый, установленным в когенерационной системе теплоснабжения объекта Мострансгаза, за семь лет эксплуатации не выявлено ни одного серьезного сбоя в работе. По признанию самих специалистов Мострансгаза, в течение указанного периода условия обслуживания не были идеальными, как и режимы работы оборудования. Двигатели данной фирмы отличает выгодное обстоятельство: они допускают разгрузку до 10-15% от номинальной величины, в то время как у двигателей большинства других фирм эта величина оказывается равной 50%. Выброс токсичных веществ в атмосферу у большинства ГПА, за счет применения комплекса конструктивных и эксплуатационных решений, снижен на 90% в сравнении с обычным количеством выбросов подобных агрегатов и составляет на м³_, приведенный к нормальным условиям: оксиды азота - NOx 300 мг/м³, окись углерода - CO 500 мг/м³, углеводороды - NMHC 150 мг/м³. ГПА при работе на газе обеспечивают соблюдение стандарта ТА-Luft без применения катализатора. Таким образом, при технической возможности использовать ГПА и ГТУ, если нет специальных условий, предпочтительнее оказываются ГПА.

Для газо-угольной ТЭЦ завода по мощности подходят газо-поршневые системы электрической мощностью до 3,5 МВт, например австрийской фирмы Jenbacher AG (JES) электрической мощностью 2,73 МВт, тепловой - 2,67 МВт или немецкой фирмы Deutz электрической мощностью 3,5 МВт, тепловой - 3,46 МВт.

Отметим, что единичная мощность газо-поршневых двигателей внутреннего сгорания (ГПА) доходит до 7,2 МВт (фирма MAN). Характеристики ГПА, приведенные ниже в качестве примера (таблица 3.3., 3.4.) относятся к ДВС фирмы Jenbacher AG (JES) JMS 620 GS-N. LC, мощностью 2,8 МВт. Состав дымовых газов, отходящих от данного ГПА, соответствует коэффициенту избытка воздуха 1,4-1,9 /1/.

Таблица 3.3

Основные характеристики газо-поршневого агрегата JMS 620 GS-N. LC

Таблица 3.4

Состав дымовых газов номинального режима газо-поршневого двигателя JMS 620 GS-N. LC

В состав ГПА входит следующее оборудование:

Газо-поршневой двигатель.

Синхронный электрогенератор с системой возбуждения.

Система автоматического управления (САУ).

Система топливоподачи газообразного топлива.

Система маслообеспечения ГД, генератора.

Система контроля загазованности.

Система противопожарной защиты.

Воздухоочистительное устройство (ВОУ).

Система охлаждения масла ГД.

Система охлаждения ГД

Система охлаждения всасываемого воздуха

Система охлаждения генератора.

Электротехническое оборудование ГПА определяется поставщиком ГПА.

3.2.3.3 Состав и техническая характеристика ГТУ

Для газо-угольной ТЭЦ завода по мощности подходят газотурбинные установки UGT 2500 украинской фирмы НПО "Машпроект" электрической мощностью 2,85 МВт и российской фирмы "Сатурн".

Характеристики ГТУ, приведены ниже (таблица 3.5, 3.6). Состав дымовых газов, отходящих от ГТУ, соответствует коэффициенту избытка воздуха 4,7.

Таблица 3.5

Основные характеристики ГТУ

Таблица 3.6

Состав дымовых газов UGT 2500 при коэффициенте избытка воздуха 4,7

В состав ГТУ входит следующее оборудование:

Газотурбинный двигатель.

Синхронный электрогенератор с системой возбуждения.

Редуктор и компенсирующие соединительные устройства.

Система автоматического управления (САУ).

Система топливоподачи газообразного топлива.

Система маслообеспечения ГТД, редуктора, генератора.

Система контроля загазованности.

Система противопожарной защиты.

Воздухоочистительное устройство (ВОУ).

Шахта выхлопа и шумоглушения.

Блок охлаждения масла ГТУ.

Устройство забора и очистки воздуха охлаждения генератора.

Электротехническое оборудование ГТУ определяется поставщиком ГТУ.

3.2.4 Расчетные тепловые нагрузки и обоснование выбора основного оборудования

Расчетный график тепловых нагрузок системы теплоснабжения завода, на основе которого необходимо выбирать оборудование и определять режимы работы ТЭЦ. Его анализ позволяет получить определяющие характеристики, на основе которых проводится выбор оборудования, таблица 3.7.