Тригенерационный энергокомплекс на низкокипящих теплоносителях

Е. Г. Шадек, канд. техн. наук, старший менеджер

Б. И. Маршак, ведущий инженер, ГК «RAINBOW-Инженерные системы», Москва

И. Н. Крыкин, независимый эксперт

А. Н. Блинов, канд. техн. наук, старший научный сотрудник, НПО «Санкт-Петербургская электро- техническая компания»

Исключительные достоинства технологии с ОРЦ-циклом, возможность получения электро­энергии на низкопотенциальном сбросном тепле, экологичность и др. определили ее высокую конкурентоспособность и востребованность [1–4]. Однако сегодня ни одна из российских фирм не производит серийные ОРЦ-модули.

Несмотря на многочисленные разработки, выполненные за последние годы, сегодня, насколько известно, кроме энергоустановки с ОРЦ-циклом на Паратунской ГеоЭС (см. справку) и находящейся в стадии наладки одной энергоустановки на Менделеевской ГеоТЭЦ на Курилах, ни одного реализованного проекта ОРЦ-системы в России нет. Тем не менее налицо все признаки (многочисленные запросы, обращения и пр.) того, что в ближайшее время дело сдвинется с мертвой точки.

Выбор низкокипящих теплоносителей (НКТ)

Cхемы ОРЦ нередко позиционируют как утилизационные, они могут быть экономически эффективны при температуре низкопотенциального источника тепла от 80 °C и выше. Оптимальный выбор НКТ, как и параметров цикла ОРЦ, зависит от потенциала источника тепла.

В ряде работ рекомендуется при Т_Иот 140 до 190 °C использовать в качестве НКТ углеводородные соединения: пентан (C₅H₁₂), бутан (C₄H₁₀) или изобутан CH(CH₃)₃, а в диапазоне 100–130 °C – фреоновые соединения [2]. В указанных температурных интервалах КПД установки ОРЦ варьируется от 13 до 15 %. В интервале Т_И 300–350 °C КПД достигает 18–20 %.

Применяют также фреоны, водный раствор аммиака, пентан, бутан, изобутан, составы R 134a, R 245f, R 22, Terminol и др.

Из четырнадцати представленных в [2] разработок только в шести случаях утилизируется тепло уходящих газов (УГ). Собственно утилизация тепла УГ эффективна¹, когда их температура (ТУХ) около или больше 200 °C.

СПРАВКА

Еще в 1965 году советские ученые С. С. Кутателадзе и А. М. Розенфельд получили патент на получение электроэнергии из горячей воды с температурой более 80 °C [1]. Уже в 1967 году на Камчатке построена и пущена в опытно-промышленную эксплуатацию первая в мире ГеоЭС с ОРЦ-циклом – Паратунская ГеоЭС мощностью 600 кВт [2]. В ходе испытаний доказана техническая возможность получения электроэнергии посредством использования низкотемпературного источника тепла в традиционном цикле Ренкина на низкокипящем рабочем теле за счет тепла воды с температурой более 70 °C. Однако сооружение таких станций не получило должного развития из-за низкой стоимости в СССР органического топлива и высоких инвестиционных вложений на старте в ОРЦ-модули.

Экономическая эффективность

Удельные капитальные затраты сильно зависят от установленной мощности. Как правило, утилизация тепла уходящих газов требует дополнительных затрат на использование дополнительного контура и котла-утилизатора, с помощью которого тепло передается в ОРЦ-модуль, что удорожает весь проект (табл. 1).

Возможность реконструкции ГТУ

В проекте надстройки газовой турбины ГТ 6–750 утилизационной установкой по циклу SORC на изобутане в схему встраивается противодавленческая паровая турбина, отработавший пар которой служит энергоносителем для ОРЦ-модуля [4]. Температура выхлопных газов ГТУ до и после котла-утилизатора соответственно 415 и 120 °C. Ожидаемые технико-экономические показатели после реконструкции ГТУ:

• увеличение электрической мощности с 6,00 до 9,45 МВт (ПГУ),
• рост КПД с 23 до 34,8 % (блока),
• снижение температуры уходящих газов со 120 до 100 °C (ПГУ) при давлении и температуре изобутана в контуре 22,12 бар и 105 °C, а в агрегате воздушного охлаждения (АВО) – 3,04 бар и 20 °C, мощность изобутановой турбины 1,645 МВт.

Наиболее продвинутая разработка в данной области – схема «паровая турбина противодавления (типа Р) – ОРЦ-модуль» [2–4]. Поскольку КПД ОРЦ-цикла в диапазоне температур 250–270 °C выше КПД цикла на водяном паре примерно на 5 %, с убыванием разницы по мере роста температуры, то в указанном температурном интервале эффективнее направлять пар в парогенератор контура ОРЦ, чем срабатывать его в паровой турбине.

Таблица 1 Сводка данных о разработках* систем на базе ОРЦ-модулей

Контур ОРЦ

Основные элементы контура ОРЦ: турбина на паре НКТ, парогенератор (испаритель), рекуператор, конденсатор и насосы – компонуются в одном блоке (модуле) в едином корпусе для перевозки в контейнере. Помимо этих узлов установка содержит в общем случае водяные подогреватели НКТ (один или несколько), экономайзер, инжекторы низкого (НД) и высокого (ВД) давления, подогреватель смешивающего струйного типа, БРОУ, размещаемые вне корпуса, в схеме установки.

Энергоустановки с ОРЦ на НКТ с включением в контур абсорбционного холодильного оборудования

Рассмотрим вопрос о возможностях, условиях и эффективности применения в энергоустановках ОРЦ на НКТ абсорбционного холодильного оборудования, причем за базу системы примем абсорбционный бромисто-литиевый трансформатор тепла (АБТТ), который может эксплуатироваться и как АБХМ, и как тепловой насос (АБТН).

Одноступенчатые абсорбционные бромисто-литиевые тепловые насосы используются ввиду их явных преимуществ перед компрессионными [5]. Интерес к АБТТ вызван тем, что указанное оборудование служит и генератором холода для конденсатора контура ОРЦ-модуля, и источником тепла² в диапазоне температур коммунального теплоснабжения (отопление, ГВС)³. Таким образом, система генерации (электроэнергии) преобразуется в систему тригенерации с получением дешевой электрической и тепловой энергии, а также холода. Решение содержит ноу-хау.

Для примера представляем данные (табл. 2) для АБХМ 4000 В и АБТН 4000 В (ООО «ОКБ «ТЕПЛОСИБМАШ»), которые могут быть использованы в предлагаемой системе. Краткая справка о холодильных машинах и их эффективности, а также рекомендации даются в [5].

Как генератор среднетемпературного (до 90 °C) тепла АБТН в 1,65–1,75 раза экономичнее обычного топливного котла и имеет коэффициент использования топлива соответственно 165–175 %. Пределы регулирования машин 0,3–1,2, настройки температур ± 3–5 °C.

Особенность АБТТ – большое количество отводимого тепла в контуре К А, в нашем примере 10,2 МВт (табл. 2). Эффективность применения АБТН определяется возможностями и степенью утилизации этого тепла.

Таблица 2 Параметры АБХМ-4000В и АБТН-4000В и режимы работы

ОРЦ-модуль для мини-ТЭЦ на щепе

В качестве расчетной модели для системы принят разработанный в [1] проект мини-ТЭЦ на щепе для поселка в Красноярском крае, который можно считать типичным для множества аналогичных объектов Севера и Северо-Востока России, где используется местное топливо (чаще всего – биотопливо). Оттуда взяты некоторые исходные данные.

В предлагаемой системе (рис.) ОРЦ-модуль содержит стандартный комплект: турбина 1 на НКТ с электрогенератором 2, парогенератор 16, нагревательные поверхности которого встроены в термомасляный котел 14 на щепе, рекуператор 3 и конденсатор 4. Возможно применение и водогрейного котла с нагревом до 150 °C (например, отечественные котлы ПТВМ). Конденсатор 4 включен в замкнутый холодильный контур 9 АБТТ, в котором циркулирует вода с температурой 30/25 °C (вход/выход, табл. 2). Из рекуператора 3 конденсат поступает в парогенератор 16 либо, как вариант, на дальнейший нагрев горячей водой греющего контура 10 АБТН в теплообменник 6, вне корпуса ОРЦ-модуля.

Генератор 15 АБТТ подключен к замкнутому контуру 20 котла 14 с циркулирующим в нем теплоносителем (маслом либо водой).

Внешний теплоотводящий контур АБТТ «конденсатор – абсорбер» состоит из двух контуров: малого 10 и большого 11. В малом контуре циркулирует вода с температурой 60/90 °C (вход/выход, табл. 2), в него включены теплообменники 7 нагрева сетевой воды (теплоснабжение – отопление, ГВС, технологические нужды и пр.) и 6. Возможно подключение и третьего 19, например для нагрева дутьевого воздуха. Теплообменник 7 – подогреватель сетевой воды (ПСВ) – обслуживает тепловую сеть и ГВС поселка с температурным графиком работы (отопления) 90/60 °C. Для теплосети ограниченной протяженности этого вполне достаточно. Большой контур 11 замыкается на теплообменник-холодильник с водяным или воздушным охлаждением (градирню) 12.

С наступлением отопительного сезона АБТТ настраивают на работу в режиме теплового насоса. Включают малый контур 10, теплообменники 6 и 7 и отключают большой 11. В теплый период года, в отсутствие тепловой нагрузки, АБТТ переключают на режим АБХМ: включают большой теплоотводящий контур 11 с теплообменником-холодильником 12. Используется имеющаяся на объекте (станции) градирня (при наличии таковой). При работе АБХМ утилизация тепла контура К А невозможна ввиду низких температур, и оно отводится в атмосферу. Отметим, что у АБТН более высокие требования к энергоносителю (табл. 2).

Если количество сбросного тепла АБТН превышает потребности внешнего потребителя, излишки сбрасывают в градирню.

На практике же, если ГВС функционирует постоянно, то система круглогодично эксплуатируется в режиме теплового насоса, под управлением единой САР4 по оптимальной программе, т. е. работает АБТН, включены оба контура: 10 с теплообменниками и 11 с градирней.

Далее (порядок выбора может быть любым) необходимо выбрать сам ОРЦ-модуль, обеспечивающий согласованную работу системы АБТТ 4000 В – контур ОРЦ в общей технологической схеме.

Рисунок Принципиальная схема энергокомплекса: блок-модуль OРЦ–АБТТ

Экономика проекта

Рассчитанные по общепринятой методике с определением стандартных критериев технико-экономические и финансово-коммерческие показатели свидетельствуют о состоятельности идеи, конкурентоспособности проекта, эффективности решения.

Исходные данные:

• теплопроизводительность термомасляных котлов (3 шт.) 12,12 Гкал/ч;
• тепловая мощность АБТТ-4000Т (тепловыделяющего контура) 10 МВт / 8,6 Гкал/ч;
• электрическая мощность ОРЦ-модуля (на отпуск электроэнергии) 1 060 кВт;
• КПД термомасляного котла 80 %;
• удельная теплотворная способность щепы 2 150 ккал/кг;
• стоимость: термомасляных котлов около 42 млн руб., АБТТ-4000Т 25 млн руб., модуля ОРЦ 83 млн руб., щепы 500 руб./т;
• тариф (для конкретных условий): на тепловую энергию 2 200 руб./Гкал, на электроэнергию 5,5 руб./кВт•ч;
• коэффициенты использования: тепловой мощности 0,6; электрической мощности 0,3.

Результаты расчета эффективности проекта ТЭС:

• капитальные вложения в ТЭС 230,756 млн руб.;
• затраты: на амортизацию 10,133 млн руб., на оплату персонала 5,66 млн руб.;
• производственные издержки (без амортизации) 26,13 млн руб.;
• выработка электроэнергии 2,709 млн кВт•ч;
• отпуск тепла 32,52 тыс. Гкал/год;
• количество тепла, выделяемое щепой в топке котла, 56,317 Гкал/год;
• потребление щепы 26 194 т/год;
• годовые затраты: на приобретение щепы 13,092 млн руб., эксплуатационные 9,75 млн руб.;
• себестоимость: электроэнергии 2,8 руб./кВт•ч, тепловой энергии 417,7 руб./Гкал;
• чистый дисконтированный доход (NPV) 407 089 тыс. руб.;
• внутренняя норма доходности (IRR) 42,6 %;
• индекс доходности (PI) 6,4;
• срок окупаемости (PP) и дисконтированный срок окупаемости (DPP) составляют по 4 года.

Итак, при общей стоимости строительства ТЭС с нуля 231 млн руб. себестоимость электрической и тепловой энергии составила 2,3 руб./кВт•ч и 418 руб./Гкал соответственно, а срок окупаемости 4 года. Для сравнения: в проекте, взятом за прототип, при том же тарифе на топливо эти показатели для аналогичного объекта равны соответственно 2,9 руб./кВт•ч, 690 руб./Гкал и 4,24 года.

Принятые в расчете коэффициенты использования мощности для производства электроэнергии 0,3 и тепла 0,6 (для климатических условий места) гарантируют от завышения показателей эффективности проекта.

В заключение можно сделать вывод, что ОРЦ-технология – перспективное, хоть пока и несколько экзотичное, направление в малой и средней энергетике, решающее вопросы энергосбережения и повышения энергоэффективности как для промышленности, так и для сферы ЖКХ.

Литература

1. Блинов А. Н., Передерий С. Энергоэффективность использования ORC-модулей в децентрализованной энергетике РФ // Леспром. 2014. № 8 (106).
2. Блинов А. Н. Повышение эффективности генерации тепла и электроэнергии с использованием бинарных энергетических установок с ORC-модулями : Презентация. СПб : НПО «Санкт-Петербургская электротехническая компания», 2014. На правах рукописи.
3. Гринман М. И., Фомин В. А. Перспективы применения энергетических установок с низкокипящими рабочими телами // Новости теплоснабжения. 2010. № 7.
4. Гринман М. И. Увеличение мощности и КПД ГТ 6–750 в 1,5 раза. ГТ 6–750+SORC : Презентация. СПб : ООО «Комтек-Энергосервис», 2015. На правах рукописи.
5. Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2 (23).
6. Шадек Е. Г., Маршак Б. И. Технологии и оборудование глубокой утилизации тепла продуктов сгорания газовых котлов : Доклад на международной конференции «POWER-GEN Russia». Направление «Энергоэффективные технологии», раздел «Инновационные проекты. «Обновление, модернизация, техническое перевооружение». penwell.websds.net/2015/russia, пользователь PGRHV15, пароль Russia2015. М., 2015 г.
7. Шадек Е. Г. Тригенерация как технология экономии энергоресурсов // Энергоснабжение. 2015. № 2.

 

¹ Например, дымовые газы от коксовых батарей, охлаждающий воздух линейных охладителей агломерационных машин, выхлопные газы газопоршневых, газотурбинных и других тепловых двигателей, а также невостребованные отборы пара паровых турбин и технологических процессов, как в [4].

² Причем тепла практически дарового, полученного за счет утилизации теплоты конденсации паров НКТ в конденсаторе контура ОРЦ

³ Применение АБТТ в промышленных условиях для систем глубокой утилизации тепла продуктов сгорания показано в [5, 6], для станционной энергетики в [7].

⁴ Система автоматического регулирования всего комплекса «энергообъект – внешний потребитель тепла».