Энергоцентры на базе микротурбинных установок

В. А. Акшель, директор по маркетингу технического холдинга «Электросистемы»

В настоящее время на российском рынке стало предлагаться новое энергетическое оборудование на основе микротурбинных установок, интерес к которому постоянно растет.

Условия, выдвигаемые пос-тавщиками электро- и тепловой энергии для подключения к электрическим и тепловым сетям, часто ведут к значительным безвозвратным расходам и даже к пересмотру этих подключений. Удельная стоимость подключения к энергетическим сетям уже достигла, а в ряде регионов превышает, удельную стоимость когенерационной установки с одинаковыми энергетическими параметрами. Существенная разница капитальных затрат на энергоснабжение от централизованного источника и от собственного источника заключается в том, что затраты, связанные с приобретением когенератора, возмещаются, а на подключение к централизованному источнику безвозвратно теряются при передаче вновь построенных подстанций на баланс энергетичес-ких компаний. Капитальные затраты на приобретение когенератора компенсируются за счет низкой себестоимости энергии в целом. Обычно полное возмещение капитальных и эксплуатационных затрат происходит после использования когенератора в течение трех–пяти лет.

Тригенерация дает возможность эффективно использовать в летний период утилизируемое тепло. Это качество особенно важно для многих промышленных предприятий и учреждений, где летняя потребность в отоплении помещений и нагреве воды может быть незначительной. Применение в когенерационных системах абсорбционных устройств, позволяющих преобразовывать тепловую энергию в холод, позволяет эффективно использовать когенерационные установки и значительно повысить экономическую эффективность всей системы. Преимущества вышеуказанных технологий становятся очевидными при строительстве новых объектов.

Основным преимуществом микротурбин является возможность их применения на объектах с большой цикличностью нагрузок (зима–лето, день–ночь и основное – часовые перепады).

Потребителями таких мощностей, как правило, являются: жилые дома, офисные, развлекательные и торговые центры, бани, бассейны, складские помещения, предприятия быстрого питания, малого и среднего бизнеса, больницы, прачечные и др. с единовременной нагрузкой 100–1 500 кВт.

На таких объектах, к примеру днем, электрическая нагрузка может достигать до 1 000 кВт, а ночью падать до 20–30 кВт. Применение газопоршневых машин в таких случаях нереально, т. к. минимальная рекомендуемая долговременная нагрузка долж-на составлять не менее 30–50 % единичной мощности агрегата (данные из эксплуатационной документации), а работать параллельно с сетями, как это принято и поощряется государством в зарубежных странах, у нас пока еще невозможно по ряду причин. В то же время микротурбинная установка может работать в течение длительного времени при очень низких нагрузках, в том числе в режиме холостого хода.

Кроме того, микротурбины отличаются от газопоршневых установок высокими эксплуатационными характеристиками. К ним можно отнести низкие затраты на эксплуатацию и обслуживание, высокую заводскую готовность, практически отсутствие вибрации и возможность установки на крыше зданий, экологически чис-тый выхлоп, большой диапазон изменения нагрузок, отсутствие внешних охладителей, необходимых газопоршневым установкам при отсутствии теплосъема. Эти особенности позволяют считать данное оборудование наиболее востребованным и перспективным для применения на объектах с нагрузками 10–1 500 кВт.

Преимущества микротурбинных когенераторов

Высокие экологические характеристики и низкие уровни вибраций делают микротурбинный когенератор единственно возможным для применения в местах плотной застройки, в таких как жилые кварталы и деловые районы в крышном варианте размещения.

Преимущества когенератора:

- единовременный прием (наброс) 100 %-ной нагрузки, в то время как у газопоршневого агрегата (ГПА) существует жесткое ограничение не более 15–25 %;

- автоматическая синхронизация с сетью (у ГПА требуется внешний синхронизатор);

- встроенная защита генератора (у ГПА требуется специальное внешнее устройство);

- отсутствует дрейф частоты;

- возможность работы в течение длительного времени при очень низких нагрузках (у ГПА существует ограничение не менее 30–50 %);

- возможность работы на низкокалорийных топливах с минимальной концентрацией метана 30 % (у ГПА – 60–65 %);

- ресурс до капитального ремонта в среднем в 2,5–4 раза выше (40–60 тыс. против 15–20 тыс. ч).

- более высокая надежность вследствие отсутствия большого количества трущихся вращающихся и других частей, таких как поршни, распределительные и коленчатые валы, клапаны и др.;

- затраты на техническое обс-луживание и эксплуатацию в 1,5–6 раз ниже (0,3–1 центов за 1 кВт•ч против 1,5–2 у ГПА);

- номенклатура требуемых во время технического обслуживания запасных частей примерно на порядок меньше;

- интервал между техническими обслуживаниями около 8 тыс. против 750–1 500 ч у ГПА;

- интервал между заменой масла в газовой турбине 24 тыс. против 750–1 000 ч у ГПА;

- уровень эмиссии по NОx в 8–20 раз ниже (25 против 200–500 ppm);

- низкий уровень вибраций;

- более простое конструктивное исполнение системы утилизации тепла; так, при одинаковой выработке тепла в конструкции микротурбинного когенератора только один котел-утилизатор, в то время как у газопоршневого когенератора кроме котла-утилизатора имеются дополнительные системы для снятия тепла с контура охлаждения двигателя и масла.

Для многих предприятий и организаций важным фактором является наличие аварийных сис-тем производства электроэнергии. Поскольку в микротурбинах используется технология инверторов, они могут осуществлять мониторинг состояния электрической сети и переводить мощность с главного электрического контура на аварийный. Аналогичным образом микротурбины могут использоваться для питания системы UPS (англ. uninterruptible power supply – система бесперебойного электропитания), что для зданий с большим количеством компьютеров и другого офисного оборудования является весьма актуальным.

Рисунок 1 (подробнее)   Конструкция микротурбинной установки

Микротурбины (рис. 1) – это высокоскоростная газовая турбина (в камере сгорания, которой сжигается газ природный, сжиженный, биогаз), выполненная в виде конструкции с одной движущейся деталью – вращающимся неразрезным валом, на котором соосно расположены электрический генератор, компрессор и турбина. В отличие от газопоршневой установки, в мик-ротурбинах утилизируется только тепло выхлопных газов, а отсутствие охлаждающих жидкостей не требует внешних систем охлаждения при отсутствии теплосъема, что значительно упрощает конструкцию. Благодаря ряду преимуществ перед газапоршневыми установками малой мощности, микротурбины на рынке начинают вытеснять ГПУ. Единичная мощность машин – 30, 60, 80, 100 кВт. Микротурбины позволяют создавать мини-ТЭЦ с глубоким диапазоном регулирования от 0 до 100 % электрической нагрузки, что важно для потребителей с цикличными, неравномерными в течение суток нагрузками.

Применение такого оборудования позволяет собственнику сделать свою компанию, предприятие полностью независимым от цент-ральных сетей, став при этом хозяином собственного источника электро- и теплоснабжения.

Необходимо заметить, что, несмотря на простоту установки и подключения микротурбинных установок, заказчики требуют выполнить не только эти работы, но и все остальные, без выполнения которых невозможно обеспечить нормальную работу микротурбин, или как обычно говорят в таких случаях: «Выполнить проект под ключ».

Под этим обычно подразумевается:

- выпуск и согласование всей проектной документации;

- строительство здания энергетического комплекса;

- установка пиковых водогрейных котлов;

- установка теплового и газораспределительного пункта;

- установка силового распределительного устройства;

- установка резервного дизель-генератора с топливной системой;

- монтаж системы подвода воздуха к микротурбинным установкам;

- монтаж системы отвода вых-лопных газов и охлаждающего воздуха;

- монтаж системы вентиляции, отопления и кондиционирования здания;

- разработка системы управ-ления верхнего уровня, а также ряд других работ.

Рисунок 2. Функциональная схема микротурбинной установки: 1– блок силовой электроники, 2 – высокоскоростной генератор, 3 – компрессор, 4 – воздухозаборник, 5 – воздуховод между компрессором и рекуператором, 6 – камера сгорания, 7 – турбина, 8 – газоход между турбиной и рекуператором, 9 – подвод природного газа из сети, 10 – рекуператор, 11 – байпасная заслонка, 12 – котел-утилизатор, 13 – выход горячей воды, 14 – байпасный газоход, 15 – вход холодной воды, 16 – выхлопной тракт, 17 – дожимной компрессор

Принцип работы микротурбинных установок (рис. 2)

Очищенный атмосферный воздух попадает в воздухозаборник (4), откуда подается на вход в компрессор (3). В компрессоре (3) воздух сжимается и за счет этого нагревается. После компрессора воздух еще дополнительно подогревается в специальном газовоздушном теплообменнике (10) – рекуператоре.

Использование такого решения позволяет примерно в 2 раза повысить электрическую эффективность установки. Затем нагретый сжатый воздух перед камерой сгорания (6) смешивается с газообразным топливом (9), откуда гомогенная газовоздушная смесь попадает в камеру сгорания для горения.

Предварительное смешение воздуха с газообразным топливом позволяет снизить уровень эмиссии выхлопных газов до 24 ppmv при 15 % О₂ при 100 % электрических нагрузках и практически до нуля при нагрузках ниже 50 %.

Покидая камеру сгорания нагретые выхлопные газы попадают в колесо турбины (7), где, расширяясь, совершают работу, приводя его в движение, а также колесо компрессора (3) и высокоскоростной генератор (2).

Покинув турбину (7), по газоходу (8) выхлопные газы попадают в рекуператор (10), где отдают свое тепло воздуху после компрессора.

На выходе из рекуператора (10) стоит байпасная заслонка, которая направляет выхлопные газы либо по байпасному газоходу (14), либо напрямую в котел-утилизатор (12). В котле-утилизаторе (газоводяном теплообменнике) выхлопные газы отдают свое тепло сетевой воде, которая там нагревается до требуемой температуры.

В конструкции турбины отсутствует редуктор. Частота вращения ротора практически не зависит от нагрузки и составляет примерно 69 000 об./мин. Вырабатываемое высокочастотное напряжение подвергается двойному преобразованию: из высокочас-тотного переменного в постоянное, а затем в переменное 380, 400 или 480 В с частотой 50 или 60 Гц. Принципиальная схема преобразования аналогична применяемой в источниках бесперебойного питания. Это обеспечивает выходное трехфазное напряжение с правильной формой синусоиды.

Такая особенность позволяет использовать для обслуживания и эксплуатации установок специалистами, которые знакомы с обслуживанием трехфазных источников бесперебойного питания.

Рисунок 3 (подробнее)   Вариант использования микротурбинных утановок