Технические аспекты строительства миниТЭЦ на МВТ НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ Седнин В.А. - презентация

1 Технические аспекты строительства миниТЭЦ на МВТ НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ Седнин В.А.

2 Обоснование оптимизации систем централизованного теплоснабжения районного масштаба В условиях дефицита и роста цен на углеводородное топливо актуальным является поиск новых технических решений в сфере производства, транспорта и потребления электроэнергии. Вопросы, касающиеся энергосбережения, снижения энергетической составляющей в себестоимости продукции стали еще более актуальными и заставили по-новому взглянуть на методы и возможные пути реализации программы по снижению энергопотребления, повышения конкурентоспособности продукции и приросту ВВП. Оптимизация схемы теплоснабжения районных городов определяется необходимостью экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и замещения импортируемого природного газа местными видами топлива (МВТ) развитием комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

3 Основные подходы к модернизации централизованных систем районного масштаба Модернизация системы теплоснабжения районных городов, как правило предусматривает реконструкцию котельной средней мощности под использование местных видов топлива с внедрением когенерационных технологий и расширением зоны теплоснабжения за счет подключения тепловых потребителей рядом расположенных котельных, подлежащих консервации или переводу в тепловые подстанции. Обычно после модернизации, централизованное теплоснабжение планируется осуществлять по закрытой схеме двухтрубной системы и температурным графиком сетевой воды 130/70 (110/70)°С, со срезкой 70 (65)°С.

4 Вид типового графика годовой нагрузки зоны теплоснабжения районной котельной

5 Задачи модернизации централизованных систем теплоснабжения Основными задачами инвестирования в реконструкцию являются: – повышение энергетической эффективности и надежности работы системы теплоснабжения; – замещение импортируемого природного газа в результате увеличения доли использования МВТ как непосредственно на котельной, так и в республиканских масштабах вследствие замещения электроэнергии вырабатываемой на замыкающей КЭС; – снижение затрат на покупку электроэнергии, тем самым уменьшение себестоимости производства тепловой энергии; – снижение выбросов СО2 за счет применения комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

6 ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ИЗ БИОМАССЫ - паросиловые циклы с применением воды в качестве рабочего тела (ТЦР); паросиловые циклы с применением низкотемпературных рабочих тел (ОРЦ); - процессы термической конверсии (газификации) топлива с последующим сжиганием генераторного газа в двигателе внутреннего сгорания (ГПА, газовая турбина); - прямое сжигание твердого топлива в камере сгорания газовой турбины – КПД 14-16%; -получение биогаза, с последующим сжигание в двигателях внутреннего сгорания; - газотурбинная установка с внешним сжиганием топлива; - установки на основе двигателя Стирлинга.

7 Принципиальная схема реконструкции котельной с применением ТЦР

8 Принципиальная схема реконструкции котельной с применением ОЦР

9 Схема модуля ОЦР

10 Цикл Ренкина для органического рабочего тела Термическое масло нагревает и испаряет органическую рабочую жидкость в испарителе (834). Испаренная рабочая жидкость вращает турбину (45), которая через эластичную пару соединена с электрогенератором. Далее испаренная жидкость проходит через регенератор (59), где она нагревает рабочую жидкость подающуюся в испаритель (28). Затем эта жидкость конденсирует в конденсаторе (охлаждаясь водой) (961). Органическая жидкость, с помощью насоса (12) поступает из регенератора в испаритель, тем самым завершая полный цикл

11 Внешний вид модуля ОЦР

12 Основные преимущества модулей ОЦР высокий электрический КПД модуля ОЦР; высокий внутренний относительный КПД турбины ( до 85 %); небольшое механическое напряжение турбины и отсутствие редуктора (низкая окружная скорость); отсутствие эрозии лопаток (процесс протекает в сухом паре); простота запуска/останова; постоянное автоматическое управление; отсутствие необходимости увеличения штата обслуживающего персонала; бесшумность работы; Высокий диапазое регулирования мощности (от 10% номинального); высокий КПД на переменных режимах режиме; минимальное техническое обслуживание; большой ресурс работы.

13 Область применения модулей ОЦР Совместная выработка тепловой и электроэнергии при использовании в качестве топлива древесной и другой биомассы; Рекуперация теплоты выхлопных газов ДВС, газы сушильных установок и дымовые газы котлов; Использование геотермальных источников энергии; Использование солнечной энергии.

14 Принципиальная тепловая схема парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители 1 - компрессор; 2- газовая турбина; 3 - топка котла; 4 - высокотемпературный воздухоподогреватель; 5- теплообменник промежуточного масляного контура; 6- экономайзер; 7- дымосос; 8-потребитель тепловой энергии; 9-испаритель НКРТ; 10- насос промежуточного масляного контура; 11-турбина;12-конденсатор; 13- питательный насос.

15 Парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА ВОЗДУХА Основные условия ограничивающие максимальную температуру воздуха перед турбиной: максимальная температура продуктов сгорания до 1100ºС - обусловлено температурой спекания золы; максимальная температура стенки металлической трубы до 925…950ºС; увеличение стоимости теплообменника для достижения высоких температур, применение жаростойких сталей и керамических поверхностей нагрева; - загрязнение и коррозия поверхностей теплообмена. Возможны для снижения температуры в камере сгорания, при сбросе воздуха после турбины в камеру сгорания (полная рекуперация), необходимо поддерживать коэффициент расхода воздуха 3

16 Парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГРЕВА ВОЗДУХА Возможные варианты снижения температуры в камере сгорания, при сбросе воздуха после турбины в камеру сгорания (полная рекуперация), необходимо поддерживать коэффициент расхода воздуха 4

17 Парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Коэффициент расхода воздуха после топки котла а – соответственно: а - α=3,5; б – α =4; в – α =4,5; г – α=5. Температура воздуха перед турбиной соответственно: ºС; ºС; ºС; ºС; 5-900ºС; 6 – линия максимального КПД системы.

18 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ УСТАНОВКИ, ПРИВЕДЕННЫЕ К ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ПОТОКА ТОПЛИВА РАВНОЙ 100 КВТ И МАКСИМАЛЬНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА 900ºС

19 Парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА Применение различных конструкций теплообменников, труб с криволинейной поверхностью, позволяет уменьшить поверхность нагрева - 1) Размещение высокотемпературного теплообменника в кипящем слое (топка кипящего слоя), повышение коэффициента теплоотдачи, со стороны греющего теплоносителя до 500Вт/(м 2 ·К); - 2) Применение структурированных труб ( с криволинейной поверхностью), позволяет повысить коэффициент теплоотдачи продуктов сгорания до Вт/(м 2 ·К), при скоростях газа 0,1-0,2 м/с.

20 Парогазовой установки с внешним сгоранием топлива и паросиловым циклом на органическом теплоносители К преимуществам данной комбинированной установки можно отнести: Высокая эффективность комбинированного цикла; Сжигание различных видов биомассы, с высоким содержанием смол, что для технологии газификации топлива является большой проблемой; Использования контура на низкокипящем рабочем теле, позволяет эффективно использовать энергетический потенциал продуктов сгорания; Отсутствие абразивного износа лопаток газовой турбины; Использования топлива с высокой влажностью; К недостаткам данной комбинированной установки можно отнести: Для нагрева воздуха в ВП ГТУ до 900°С, необходимо применение жаропрочных,керамических, коррозионною стойких материалов; Большие поверхности теплообмена; Существенное падение давления воздуха в рекуператоре газовой турбины, до 20%.

21 Сопоставление наилучших вариантов реконструкции котельной по ул. Павловского (УП «МКТС») Вариант ОРЦВариант ГПА 1. ОЦР 1280 кВт – 1 шт. 2. котел на термическом масле, работающих на МВТ, единичной мощностью 4,0 МВт – 2 шт. 3. газо-мазутный паровой котел с единичной паропроизводительностью 1,0 т/ч – 2 шт. 4. подогреватель сетевой воды (термомасло/вода) мощностью 8,0 МВт – 1 шт. 5. газо-мазутный водогрейный котел мощностью 10,0 Гкал/ч – 2 шт. 1. Колел на щепе мощностью 3 МВт – 1 шт. 2. ГПА мощностью 1,4 МВт – 1 шт. 3. водогрейный котел мощностью 8 Гкал/ч – 2 шт. 4. паровой котел с единичной паропроизводительностью 1,75 т/ч – 2 шт. Вариант ОРЦВариант ГПА у. е у. е. Состав оборудования Капитальные затраты в строительство

22 Сопоставление наилучших вариантов реконструкции котельной по ул. Павловского Основные экономические показатели Показатели Ед. из м Обозн. Значения Вариант ОРЦВариант ГПА Расчетные период ле т 257 (Токд+1) * * 25 **(***) ***** 6 (Токд+1) Чистый дисконтированный доход У.е.ЧДД ( ) у.е. Простой срок окупаемости летТок4,3 3,7 (4,4) 4,1 Динамический срок окупаемости летТокд6,56,4 5,1 (6,5) 5,4 Индекс доходностиИД1,71,1 2,1 (1,8) 1,26 Внутренняя норма доходности %ВНД22%14% 27% (22%) 23% * * приведение к сопоставимым условиям ** ** приведение к сопоставимым условиям *** *** в данном варианте учитывается ограничение на выдачу электроэнергии в сеть в ночной период

23 Сопоставление вариантов реконструкциикотельной по ул. Павловского Системные показатели ПоказателиЕд. изм. Вариант ОРЦ Вариант ГПА *** абс.изм.абс.изм. Потребление МВТ котельной т у. т./год Экономия природного газа котельной т у. т./год тыс м 3 /год Экономия импорта природного газа т у. т./год тыс м 3 /год Экономия ТЭР (системная) т у. т./год * без ограничения выдачи электроэнергии в сеть в ночной период ** в данном варианте учитывается ограничение на выдачу электроэнергии в сеть в ночной период

24 Сопоставление вариантов реконструкциикотельной по ул. Павловского Вариант с ОЦР предпочтителен с позиций замещения природного газа, вариант с ГПА с позиций системной экономии топлива. При этом в абсолютном выражении разность в экономии природного газа в варианте с ОЦР и ГПА составляет т у. т./год против 1 335т у. т./год при работе ГПА без ограничения выдачи электроэнергии в сеть в ночной период, т у. т./год против 912 т у. т./год – при ограничении на выдачу электроэнергии в сеть в ночной период

25 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ 2010