Категории потребителей тепла

Разновидности

В зависимости от условий и особенностей места, в котором планируется строительство мини-ТЭЦ, а также от требуемых мощностей, устройство ее может различаться по ряду признаков. Во-первых, можно выделить несколько вариантов размещения оборудования:

  1. Стационарное.
  2. Мобильное.

Первое подразумевает расположение внутри специально выделенного здания или в отдельном помещении уже имеющегося, оборудованном всеми необходимыми инженерными коммуникациями и соответствующем нормативным требованиям безопасности. Такая система может быть открытого типа либо закрываться шумоизолирующим кожухом (что полезно, если она используется для питания жилых домов, а не цеха предприятия).

Мобильное размещение характерно для станций сравнительно небольшой мощности. Их ключевые преимущества – быстрая готовность к работе, несложность в подключении и осуществлении запуска своими руками, возможность оперативного перемещения на другое место (в случае необходимости). Контейнер, содержащий такую готовую систему также может оборудоваться шумоизолирующим кожухом.

Во-вторых, в качестве стержневого элемента станции могут выступать разные типы двигателей:

  • поршневой (внутреннего сгорания);
  • газотурбинный;
  • паротурбинный;
  • комбинированный.

В-третьих, перечень применяемых видов топлива имеет самые широкие пределы. Из всевозможных материалов можно выделить такие основные группы:

  • газообразные (сюда относится природный газ и все прочие горючие газы);
  • жидкостные (различные нефтепродукты);
  • твердые (древесного происхождения, биоматериалы и др.).

Вид топлива зависит от его доступности и целесообразности применения в данной местности. К примеру, в лесном горном районе, отдаленном от любых центральных систем снабжения, куда периодическая доставка нефтепродуктов дорога и едва ли вообще осуществима, имеет смысл использовать в этом качестве древесные отходы местного деревообрабатывающего предприятия. Последнее, таким образом, даст его же питающей станции материал для работы. Причемзачастую, организация подобной системы возможна на базе уже используемых устройств и оборудования.

Схема использования мини-ТЭЦ

Наконец, мощность станции имеет немаловажное значение при подборе ее для определенных потребителей. Одно дело — снабжение частного дома, другое — поселка из десятков домов или производственного предприятия

В качестве примера в табл. 1 приведены основные характеристики современной газопоршневой установки мощностью 1 МВт, а в табл. 2 — ориентировочные нагрузки для различных типов зданий.

Таблица №1

Характеристики газопоршневого когенератора

Характеристика Ед. изм. Значение
Номинальная электрическая мощность кВт 1000
Напряжение В 400
КПД общий/электрический % 85/42
Расход природного газа при нагрузке 100 % н.м3/ч 275
Давление газа кПа 25
Полный ресурс ч 200000
Ресурс до среднего ремонта ч 13000
Ресурс до капитального ремонта ч 60000
CO, приведенное к 5 % O2 мг/н.м3 1100
NOx, приведенное к 5 % CO2 мг/н.м3 250
Масса агрегата (двигатель и генератор на раме) т 10

Таблица №2

Примерные удельные энергетические нагрузки в зданиях

№ п/п Нагрузки Ед. изм. Жилые многоэтажные дома Офисы Торгово-развлекательные комплексы Спортивно-оздоровительные комплексы
эконом-класс бизнес/элит-класс класс A класс B
1 Отопление, вентиляция, ГВС:
— расчетная максимальная Вт/м2 50-70 50-70 120-150 100-130 100-120 120-160
— средняя за отопительный период Вт/м2 35-50 35-50 65-75 60-70 50-60 50-60
— средняя за год Вт/м2 25-30 25-30 40-50 35-40 30-40 30-40
2 Электроэнергия:
— установочная максимальная Вт/м2 80-120 100-150 150-200 120-160 120-140 140-160
— средняя за год Вт/м2 15-25 15-25 40-60 30-50 5-50 30-40
3 Холод для КВ:
— расчетная максимальная Вт/м2 60-80 90-120 70-100 80-100 100-150
— средняя за теплый период года Вт/м2 10-20 30-40 20-30 25-40 25-40
4 Степень годовой загрузки системы когенерации:
— по электроэнергии % 30-40 25-35 45-55 50-60 50-60 30-40
— по теплу с учетом КВ % 35-45 40-50 60-70 55-65 40-50 35-45

Развертывание и свертывание передвижной мини-ТЭЦ электро -тепловой станции:

  • Условия применения станции в качестве стационарного или резервного оборудования на конкретном объекте определяются предназначением станции в данных условиях эксплуатации и регулируются ответственным инженерно-техническим персоналом, эксплуатирующим данный объект, исходя их технических возможностей данной станции
  • В аварийном режиме эксплуатации при прибытии на объект, требующий аварийного восстановления теплоснабжения производится развертывание трубопроводной сети, подключение и автономизация объекта теплоснабжения, заливка жидкости в контур теплоснабжения, пуск и подогрев станции. Время развертывания составляет до 1 часа; Далее производится постепенный подъем температуры во внешней сети до номинальной температуры теплоносителя 60С-80° С. Время подъема температуры не менее 40 минут в зависимости от объема объекта. Непрерывная работа без дозаправки до 24 часа
  • При аварийном режиме восстановления электроснабжения развертывается кабельная сеть электроснабжения. Все операции должны быть выполнены в соответствие с требованиями ПУЭ

Преимущества использования установок с микротурбинами:

  • автоматическая синхронизация с сетью
  • встроенная защита генератора
  • отсутствие дрейфа частоты
  • возможность работы в течение длительного времени при очень низких нагрузках
  • простое исполнение системы утилизации тепла (один котел утилизатор)
  • низкий уровень вибраций, шума, эмиссий с выхлопными газами
  • интервал замены масла раз в год при полной нагрузке или полное отсутствие смазки при использовании «воздушного» подшипника
  • небольшая номенклатура ЗИПа, низкая стоимость эксплуатационных расходов
  • ресурс до капитального ремонта 70 000 часов и более
  • низкая трудоемкость технического обслуживания
  • способность принимать 100% набросов нагрузки
  • большой интервал замены воздушных фильтров
  • возможность работы на низкокалорийных топливах, высокосернистых и бедных газах с метановым содержанием 30%
  • высокая надежность
  • возможность использования для системы бесперебойного питания

Конструкция микротурбинных установок отличается высокой надежностью за счет отсутствия множества движущихся деталей. Применимое воздушное охлаждение генератора позволяет отказаться от системы жидкостного охлаждения, что упрощает агрегат.

Для управления установкой используется автоматическая цифровая система. Управление работой установки не требует наличие постоянного присутствия персонала, а контроль может осуществляться с помощью удаленного доступа через телефонную, модемную или спутниковую связь.

В отличие от газопоршневой установки, в микротурбинах утилизируется только тепло выхлопных газов, а отсутствие охлаждающих жидкостей и теплосъема не требует внешних систем охлаждения, что значительно упрощает конструкцию. Благодаря ряду преимуществ перед газопоршневыми установками малой мощности, микротурбины на рынке начинают вытеснять ГПУ

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

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 чистый 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. 
 

Микротурбинные электростанции — материально–техническая база

Несмотря на экономическую обоснованность автономных источников энергии, интенсивное развитие локальной генерации сдерживается слабым уровнем развития технологий и материально–технической базы.

До сих пор бытует проблема подбора генерирующего оборудования для малых автономных электростанций мощностью до 10 МВт.

Традиционно применяемое оборудование — газотурбинные установки большой единичной мощности, газопоршневые и дизельные генераторы, к сожалению, не всегда отвечают требованиям по энергоэффективности для промышленных предприятий.

Значительные расходы на обслуживание, связанные с необходимостью постоянного присутствия персонала, частой заменой лубрикантов, моторного масла и утилизацией отработанных смазочных материалов, дорогостоящий трудоемкий ремонт в совокупности с капитальными затратами, зачастую сводят на нет экономическую целесообразность их применения.

Микротурбинные установки — электростанции Capstone — серийные модули высокой степени заводской готовности

Микротурбины Capstone – серийные установки, то есть они имеют проверенную, надёжную конструкцию. Микротурбины Capstone представляют собой конструктивно законченные комплектные модули.  Потребителю, приобретающему микротурбины, не приходится долго ждать, пока его электростанция будет изготовлена на заводе и запущена на месте эксплуатации. Тем не менее, на обязательное проектирование микротурбинной электростанции, изготовление силовых агрегатов, доставку к месту, логистику, строительно-монтажные работы (СМР), пуско-наладочные работы (ПНР) в среднем уходит от 8 до18 месяцев.

Микротурбины Capstone — это когенераторные установки, то есть это компактные тепловые электростанции (ТЭЦ — ТЭС). При производстве 1 кВт электрической энергии владельцы тепловых микротурбинных электростанций Capstone получают примерно 1,5 кВт условно бесплатной тепловой энергии.

Для производства 1 кВт электричества микротурбины потребляют примерно 0,39 — 0,49 м³/час стандартного газового топлива, в зависимости от режима работы и текущих нагрузок. Большее потребление газа связано, как правило, с высокими пиковыми нагрузками или постоянной работой части установок микротурбинного энергокомплекса на холостом ходу.

В ценах на природный газ 2015 года из одного кубического метра газа (стоимостью 3,5 руб. за 1 м³) микротурбины Capstone вырабатывают 2-2,5 кВт электричества и 4 кВт тепловой энергии. Таким образом, себестоимость 1 кВт электроэнергии полученной от микротурбины Capstone, с учетом эксплуатационных расходов равна ориентировочно 2 рублям, дополнительно к этому потребитель получает около 1,5–2 кВт тепловой энергии.

При  автономном  энергоснабжении от микротурбины Capstone себестоимость  производимой  электроэнергии  и  тепла  в 1,5-2 раза ниже действующих российских тарифов. 

Избытки тепловой энергии получаемой от микротурбины, посредством холодильной машины — АБХМ, не электрическим, а химическим способом можно получать холод для кондиционирования помещений или использовать хладагент в производственных процессах. Такая инновационная технология носит название — тригенерация. Стоимость действующего оборудования АБХМ составляет 8-12 тыс. рублей за 1 кВт. Поэтому в большинстве случаев эксплуатации собственной электростанции дешевле обходится стандартное, электрическое кондиционирование, а для утилизации избытка тепловой энергии необходима градирня.

Микротурбины Capstone – обеспечивают автономность, бесперебойность и высокое качество снабжения энергией.

Описание — технические характеристики микротурбины — тепловой электростанции Capstone – Calnetix ТА–100 Скачать/загрузить брошюру в формате PDF, 4 MB

Текущий ремонт либо регламентные работы микротурбины Capstone осуществляются на месте размещения установки один раз в год.

Стоимость капитального ремонта микротурбины по истечении 5–6 лет составляет не более 40% от первоначальных затрат на приобретение самих энергоблоков. Сроки проведения капитального ремонта микротурбины Capstone составляют 3–5 дней. При этом цены на немногочисленные расходные материалы микротурбины могут быть зафиксированы долголетними сервисными контрактами.

Допускается 300 стартов и остановок микротурбины в год без потери ресурса.

Надежность и качество изготовления микротурбин сводят к минимуму затраты на обслуживание. Высокая степень автоматизации микротурбины Capstone практически не требует присутствия обслуживающего персонала. Автономный энергоцентр на базе микротурбин, способен автоматически отправлять SMS или электронные уведомления о своем текущем состоянии удаленному оператору.

Использование биотоплива для производства энергии на мини-ТЭЦ

Перспективным топливом, для производства энергии на мини-ТЭЦ является газ, полученный из органических отходов путем их переработки. Конвертирование биомассы в топливо может производиться различными способами.

Основные способы это термохимическая конверсия биомассы в топливо (прямое сжигание, пиролиз, газификация, снижение) и биотехнологическая конверсия при влажности от 75% и выше (низкоатомные спирты, жирные кислоты, биогаз). Переработка биоммассы может нести существенную энергетическую и социальную пользу.

Для производств биогаза можно использовать органическую часть бытовых отходов, а также отходы животноводства, птицеводства (экскременты животных и остался корма), растениеводства и овощеводства (солома, ботва, фрукты, овощи), древесина, отходы лесной и деревообрабтывающей промышленности, канализационные стоки. Какие-то из перечисленных отходов обязательно существуют в любой местности.

Один из наиболее эффективных способов переработки биомассы — ее конверсия в биогаз, который используется для выработки энергии в мини- ТЭЦ. Техническая реализация биогазовых технологий проста и они могут применяется как в малом фермерском хозяйстве, так и в крупных животноводческих и пищеводческих комплексах. Анаэробная бактериальнохимическая система при температуре 30-55 0С за время 5-20 суток разлагает до 50% органического вещества в биогаз, который содержит 55-80% метана и 20-45% углекислого газа. Современные мембранные технологии позволяют разделить биогаз на горючий метан и инертную кислоту имеющую спрос на рынке удобрений. Теплотворная способность биогаза составляет 5-6000 ккал/м3. По теплоотдаче 1м3 биогаза эквивалентен 0,7 м3 природного газа, 0.7 кг мазута, 0,6 кг керосина, 0,4 кг бензина, 3.5 кг дров. Технология производство биогаза сбраживанием неплохо освоена и находит применение.

Дня приготовления пиши на семью из 3-4 человек в день необходимо сжигать 3-4 м3 биогаза, для отопления дома площадью 50-60 м3 затрачивается 10-11 м3 биогаза в сутки.

Еще одним эффективным способом получения топлива для мини-ТЭЦ является использование отходов лесозаготовительных и лесоперерабатывающих предприятий. По данным исследований капитальные вложения в производство электроэнергии на базе древесного генераторного газа окупаются за 1 год.

Себестоимость единицы электроэнергии при этом снижается на 60%, а тепловой на 70%.

Лесные регионы, как правило, оторваны от линий электропередач, электроснабжение в этих местах осуществляется дизельными электростанциями, а отопление — путем сжигания древесины. Доставка дорогого и дефицитного топлива для этих регионов является довольно трудной задачей. В связи с этим, предлагается строительство мини-ТЭЦ, использующих отходы деревообработки в качестве топлива. Важным достоинством такой технологии является, то что в большинстве случаев не требуется создания новых установок. Технологический процесс можно организовать на базе имеющегося оборудования.

Основные преимущества мини-ТЭЦ по сравнению со стандартными схемами энергоснабжения Эффективность использования установок малой и средней мощности, устанавливаемых непосредственно у потреблителей в качестве альтернативы централизованному энергоснабжению, определяется следующими факторами:

  • снижение себестоимости производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования;
  • повышение надежности энергоснабжения;
  • независимость режима работы потребителя от режима работы энергосистем;
  • снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство;
  • более просто решаются вопросы обеспечения экологической безопасности и снижение затрат на охрану окружающей среды.

Мини-ТЭЦ является альтернативными источниками получения тепловой и электрической энергии, предназначенными для использования в различных областях народного хозяйства.

По сравнению с традиционными способами производства электроэнергии и тепла мини-ТЭЦ выбрасывают в атмосферу на 60 % меньше СО2 и NOx, значительно сокращая потребление топлива, благодаря этому они становятся перспективной альтернативой существующих ТЭЦ.

Мини-ТЭЦ позволяют добиться весьма высокого использования первичной энергии до 90 % и выше. При этом 30-35 % энергии прообразовывается в электрический ток и до 60% в тепловую энергию.

«Никто не ставил задачи перевести Сибирь с угля на газ»

— Почему так получилось? Ведь европейскую часть целенаправленно газифицировали. А Сибирь просто не успели?

— Не в этом дело

Во-первых, и в СССР обращали внимание на стоимость газа. В Сибири сразу предполагалось, что это топливо будет стоить дороже, чем с западной стороны Урала

И немного дороже угля, который у нас просто лежал и лежит, и будет еще долго лежать под ногами. Нам, энергетикам, в то время было все равно — мы не оперировали понятием денег. Деньги мы получали только в кассе, в виде зарплаты. А остальное все шло по лимитам — на топливо, на оборудование, — которые распределялись централизованно. Идеальная система, кстати — никакой коррупции! Но вот на правительственном уровне все считали до копейки и тогда, и в то время газ выходил для Сибири дороже.

Сейчас, кстати, такая же ситуация — перевод угольной ТЭС на газ обойдется очень дорого. Сейчас многие кричат — газ, газ! Но мы же привыкли к тарифам на тепло и на электроэнергию в нашей тарифной зоне. А у нас они ниже, чем в европейской части страны. Цена газа сейчас меньше 100 долларов за тысячу кубометров. А должна быть минимум 250−260 долларов. Вот вам и рост тарифа.

— Но это сейчас. А тогда то почему не получилось все газифицировать?

— А тут вторая причина — не было свободных лимитов газа. Как я уже говорил, все объемы разобрали на нужды промышленности. Ведь откуда вообще шел газ в Сибирь? Первое — это попутный нефтяной газ, о котором я и говорил. Конечно, и в том газопроводе был подвод с Мыльжинского месторождения, но в основном по трубе качали ПНГ. Второе — это сетевой газ, который дошел до Сибири намного позже. Сначала до Омска, потом до Новосибирска.

Но всегда газовое топливо прежде всего предназначалось для нужд индустрии — металлургии, химпрома, машиностроителей. То есть для тех отраслей народного хозяйства, где использование газа могло дать огромный экономический эффект. Тепловые электростанции, даже крупные, не способны потреблять сопоставимые с промышленными гигантами объемы газа. Даже в Новосибирске, где тогда костяк экономики составляли предприятия ОПК, не самые энергоемкие, на энергетику оставалось только так называемое буферное потребление.

Была и третья причина, актуальность которой не исчезла до наших дней. Уголь в Сибири буквально лежит под ногами. Его же надо использовать! Вы представьте, что такое тащить уголь на запад — какое выйдет транспортное плечо. Поэтому там и газификация, в том числе и энергетики, велась целенаправленно и обдуманно. А у нас тут плечо, ну даже если 1000 км — это не страшно. Скажем, от Канско-Ачинского бассейна до ТЭЦ-3 в Барнауле больше 800 км — но все равно это экономически выгодно и обоснованно.

Наконец, никто и не ставил тогда задачи перевести Сибирь с угля на газ. Если бы партия сказала «Надо!», мы бы ответили, как комсомол, «Есть!», и все бы сделали. Но партия такого не говорила.

Вы поймите, вся энергетика тогда строилась исключительно под нужны военной промышленности, крупной индустрии. Главное, для чего возводили ТЭЦ в городах — снабжение заводов электроэнергией, теплом, паром. Попутным делом было отопление и электроснабжение жилых кварталов. Все ТЭЦ в Новосибирске, например, за исключением ТЭЦ-5, строили под заводы. Надо для родины развивать электронную промышленность — расширяем мощности ТЭЦ-4. Надо еще больше снарядов и оружия — наращиваем ТЭЦ-3.

Только Новосибирская ТЭЦ-5 изначально планировалась исключительно для нужд стремительно выросшего города. В той зоне, где ее построили, заводов и тогда не было, и сейчас нет. Новая электростанция должна была работать на буром угле. Это очень удобно — от станции Жеребцово железная дорога идет до ТЭЦ-5 напрямую. Кстати, вот сейчас ее перевели на бурый уголь — и это хорошо. Когда она работала на кузнецком каменном угле, вагоны с топливом тащили с Инской — для железнодорожников мука страшная была.

Альтернативные источники энергоснабжения

Вот уже несколько лет в установках мини-ТЭЦ применяется тепловые насосы с целью использования низкопотенциальной энергии для отопления и горячего водоснабжения.

Тепловые насосы, предназначенные для работы в системах мини-ТЭЦ, бывают двух типов: парокомпрессионные (использующие механическую энергию в качестве энергии высокого потенциала) и абсорбционные (относительно высокопотенциальным теплоносителем является пар, отопительная вода или продукты сгорания).

Компрессионные тепловые насосы могут работать с приводом от тепловых двигателей. В этом случае весь агрегат состоит из компрессионного теплового насоса и теплового двигателя. Преобразование химической энергии топлива в теплоту происходит непосредственно внутри теплового двигателя (например, в цилиндре двигателя внутреннего сгорания) или снаружи, причем теплота горючего газа передается к рабочему телу двигателя.

В двигателе в соответствии с термодинамическим круговым циклом часть теплоты переходит в механическую энергию, которая приводит в действие собственно компрессионный тепловой насос, благодаря чему повышается полезный температурный уровень низкотемпературное окружающей среды или отработанной теплоты. Отработанная теплота двигателя также может быть использована в качестве полезного тепла. Теплообменник или теплообменники отработанной теплоты в зависимости от температурных условий подключаются параллельно или последовательно с конденсатором компрессионного теплового насоса или теплота подводится к специальным.

В качестве приводов могут быть использованы тепловые двигатели всех типов, однако наиболее удобны газовые и дизельные двигатели, так как они работают на природном газе и нефти- высококачественных носителях первичной энергии, применяемых в настоящее время для отопления.

В связи с уменьшением запасов топлива и ростом цен важно обеспечить значительную экономию топливных ресурсов. Получение тепла с помощью такой двигательной отопительной установки может сократить расход первичной энергии примерно вдвое по сравнению с обычным способом получения тепла при сжигании топлива

В тепловых насосах с приводом от газовых двигателей в качестве привода применяют как специальные газовые двигатели для больших мощностей, так и модифицированные карбюраторные двигатели грузовых автомобилей с повышенным сроком службы для небольших мощностей.

Применение тепловых насосов с газовым двигателем при наличии природного газа позволяет значительно снизить расход первичной энергии для отопительных установок. Использование городского газа намного уменьшает эффективного системы из-за низкого коэффициента полезного действия при получении газа из угля.

Для тепловых насосов с приводом от дизельного двигателя наиболее часто применяют двигатели грузовых автомобилей, которые имеют разветвленную сеть пунктов по техническому обслуживанию.По конструкции тепловые насосы с дизельным двигателем почти не отличаются от тепловых насосов с газовым двигателем.

Особой проблемой в тепловых насосах с приводом от двигателя внутреннего сгорания является конструкция теплообменника отработавших газов, который в зависимости от вида газа или дизельного топлива и его сгорания в двигателе должен иметь достаточный срок службы.

В последнее время в области малых мощностей представляют интерес мини-ТЭЦ на базе топливных элемемнтов.

Топливные элементы представляют собой электрохимические преобразователи с непрерывной подачей продуктов реакции. Они непосредственно преобразуют поступающие прдукты реакции (водород и кислород) в электричество, тепло и воду. В результате этого проявляется такие важные свойства топливных элементов как высокий электрический КПД при полной и частичной загрузке при очень незначительной эмиссии вредных веществ, которая возникает из-за подключения горелочного устройства для подготовки водорода из жидких энергоносителей. Кислород получают из окружающего воздуха, а водород — недорого и с минимальной эмиссией — из природного газа Отсутствие механических компонентов в батарее элементов дает основание ожидать, что они почти не будут нуждаться в техобслуживании и будут иметь продолжительный срок эксплуатации.

Микротурбинные электростанции — широкий спектр топлива

Важное преимущество микротурбинной электростанции связано с возможностью использования различного топлива. Энергоцентры на базе микротурбин могут эффективно работать не только на традиционных видах топлива — природном и сжиженном газе, дизельном топливе и керосине, но и на низкокалорийных и высокосернистых газах: попутном газе, шахтном газе и биогазе

Энергоцентры на базе микротурбин могут эффективно работать не только на традиционных видах топлива — природном и сжиженном газе, дизельном топливе и керосине, но и на низкокалорийных и высокосернистых газах: попутном газе, шахтном газе и биогазе.

Топливная универсальность значительно расширяет сферу применения микротурбинных электростанций и является одной из составляющих высокой экономической эффективности.Микротурбинные электростанции способны работать с попутными газами, но при наличии станций подготовки газа.

Микротурбинные электростанции стабильно работают при содержании метана до 40 %.Кроме того, в отличие от газопоршневых установок, микротурбины могут работать на пропан–бутане без риска повреждения двигателя и каких–либо ограничений по мощности.

Микротурбинные электростанции также являются наиболее технологичным и экономичным решением проблемы утилизации биологических отходов.

Объединенные с модулями анаэробной или пиролизной газификации биологических отходов, микротурбинные электростанции позволяют практически полностью перерабатывать биогаз, полученный из различных бытовых и производственных отходов, и одновременно закрывать потребности в электроэнергии и тепле.

Использование биогаза для выработки энергии позволит предприятиям снизить энергоемкость производства. Получение биологических удобрений в качестве побочного продукта при производстве биогаза также повышает рентабельность биогазовых станций.

В качестве исходного сырья для получения биогаза могут использоваться отходы животного и растительного происхождения, отходы производства и бытовые отходы, специальные энергетические культуры (силосная кукуруза, сульфий, водоросли, многолетние травы).

Себестоимость электроэнергии, производимой биогазовыми микротурбинными электростанциями из условно бесплатного сырья в 10–15 раз ниже сетевых тарифов (без учета начальных инвестиций).

Поэтому увеличение использования нетрадиционных видов топлива, в частности, биогаза, стало одной из перспектив применения микротурбинных электростанций.

«Благодаря гидроуглю и водоугольной суспензии»

— Подождите, как это ТЭЦ-5 должна была работать на буром угле? Ведь проектным топливом для нее считался каменный уголь, да и два энергоблока способны работать на газе…

— Да, способны. Первые два года после ввода в эксплуатацию станция и работала только на газе — это было сделано, чтобы ее запустить быстрее. У Новосибирской ТЭЦ-5 судьба вообще фантастическая. Когда я только переехал в Новосибирск, станция уже работала — как пиковая водогрейная котельная, в составе трех водогрейных котлов. Потом запустили еще один. Кстати, такая последовательность — обычное дело. Когда уже при мне в «Новосибирскэнерго» проектировалась ТЭЦ-6, сначала там также запустили котельную. Потом ее отдали «Сибэлектротерму». Но это было позже, а тогда, в конце 1970-х и начале 1980-х, проект ТЭЦ-5 продвигался очень тяжело. Планировалось поставить совсем другие котлы и турбины, а саму станцию возвести немножко в другом месте. Но примерно там же, где она сейчас и стоит. Был даже выкопан котлован…

Аналогичные ТЭЦ, именно под нужды населения городов, тогда строились в Хабаровске, в Челябинске. И так и не были достроены до конца. Причем еще при советской власти эти объекты затормозили. У государства и раньше-то не было огромных ресурсов… Такая же судьба ждала и ТЭЦ-5. Ее просто перестали строить в начале 1980-х, решив, что для нужд города хватит действующих водогрейных котлов. А ТЭЦ — ну, подождем, когда-то достроим.

— Но в итоге станцию все же построили. Как это получилось? И куда делся бурый уголь?

— Это целая история! Начну издалека. Великий инженер Владимир Семенович Мучник (он, кстати, окончил свою жизнь в новосибирском Академгородке) проповедовал в Кузбассе гидродобычу угля. По его инициативе на границе Белова и Ленинска-Кузнецкого была построена крупная гидрошахта. Там уголь добывали гидравлическим способом, транспортировали его наверх насосами, где осушали и отгружали. А рядом стояла Беловская ГРЭС, где я имел счастье в 1960-х работать. Решили на нее этот уголь и направлять. Причем багерными насосами — там до шахты от станции было 8 км по прямой и метров 80 разницы по высоте (шахта в горе). На ГРЭС этот уголь сначала пытались сушить в специальных барабанах — но это оказалось неэффективно. В итоге гидроуголь сушить начали в центрифугах. И до 30% угля, который потребляла Беловская ГРЭС, составлял гидроуголь.

Но дальше этого дело не пошло. Зато про опыты Мучника каким-то образом узнали в США. По его идеям построили в штате Невада огромный гидроуглепровод, поставили на его конце мощную ТЭС Мохаве. Там не бывает морозов, как у нас, и сушильные центрифуги оказались очень эффективными. Станция, по-моему, и сейчас работает на гидроугле. Об этом тогда прознал председатель Госплана Николай Байбаков. Он съездил в США, на эту станцию. Вернувшись в СССР, решил — надо строить такой же гидроуглепровод. Стали искать, а куда из Белово его можно проложить. И тут оказалось, что в Новосибирске в планах — строительство ТЭЦ-5. В итоге эту станцию и переориентировали под гидроуголь.

— И проектные решения были пересмотрены?

— Да. Правда, поначалу выяснилось, что котлостроительные заводы в СССР не способны сделать котлы под уголь с влажностью 22%. Только в Таганроге, на «Красном котельщике», согласились рискнуть — у них уже был похожий котел, но паропроизводительностью 670 тонн в час. Под него в итоге запроектировали турбину Т-180−200. Плюс дополнительные пылесистемы, чтобы с такой влажностью угля бороться. И все завертелось. Миннефтегазстрой построил трубопровод из Белово, 240 км — все за несколько месяцев!

Но в 1985 году, как я уже говорил, первые энергоблоки ТЭЦ-5 нам пришлось запускать на газе, не дожидаясь угля — угольщики не успели к тому времени достроить у себя обезвоживающую фабрику. И в тот момент проснулись злые научные силы. И начали спрашивать: «Зачем вы там возитесь с этим гидроуглем? Есть же водоугольная суспензия!» И завертелось все по новой. Третий энергоблок мы уже запускали на ВУС.

Но в конечном итоге все получилось по Черномырдину. Однако именно благодаря всем этим играм с наукой, всем этим проектам по гидроуглю и ВУС, в Новосибирске получилось построить ТЭЦ-5. Два из шести энергоблоков мы запустили уже в 1990-х и начале 2000-х, но старт всему был заложен в 1985-м.

Микротурбинные электростанции — энергосбережение за счет инновационных технологий

До сих пор энергоснабжение большинства российских промышленных предприятий было организовано по элементарной схеме: электроэнергия отбиралась от сети, а основные тепловые нужды покрывались за счет собственных котельных. Эти же котельные часто обеспечивают коммунальные потребности близлежащих населенных пунктов.При этом энергетический потенциал топлива, преимущественно природного газа, сжигаемого для производства тепла, используется лишь на 30%.

Подобное неэффективное использование энергоресурсов приводит к высокой энергоемкости промышленного производства и отрицательно отображается на себестоимости конечной продукции предприятий.

Общемировые тенденции роста цен на энергоносители вынуждают потребителей обращаться к современным энергоэффективным и экономичным технологиям автономной генерации на основе микротурбинных электростанций.

Качественно новый подход к организации энергоснабжения, в основе которого лежит комбинированное производство электроэнергии и тепла, в совокупности с применением инновационного оборудования микротурбинных электростанций, позволяет повысить эффективность использования топлива в 2,5—3 раза.

Ввод в эксплуатацию микротурбинных электростанций способствует снижению энергозатрат и повышению конкурентоспособности продукции российских промышленных предприятий на различных рынках.

Промышленность РФ также имеет немалые перспективы роста энергоэффективности за счет применения альтернативных видов топлива — биогаза, выработанного из отходов животного и растительного происхождения или сельскохозяйственных культур.

На этом фоне развитие собственных источников генерации, на основе микротурбинных электростанций, надежных, экономичных и экологичных, становится все более актуальным для промышленности.

Ссылка на основную публикацию