Газопоршневая установка с утилизацией тепловой энергии представляет собой газопоршневой двигатель или двигатель внутреннего сгорания (рис.1), с помощью которого на валу генератора вырабатывается электрическая энергия, а тепловая энергия (горячая вода или пар) получается при утилизации отработанной в двигателе газовоздушной смеси с помощью теплообменника.

  Введение

В ГПА максимальный общий КПД составляет 80-85% (электрический КПД около 40%, тепловой – 40-45%). Отношение электрической мощности к тепловой составляет 1:1,2. Электрическая мощность единичного блока ГПА может быть от 1 до 16 МВт, а, учитывая тот факт, что установки могут работать параллельно, требуемая потенциальному заказчику мощность практически не ограничена.
Стоит заметить, что данные параметры могут значительно отличаться в зависимости от фирмы-производителя и конкретного проекта, в т.ч. минимальная и максимальная мощность единичного блока (они могут изготавливаться производителем на заказ).
В настоящее время ГПА применяются различными предприятиями (в т.ч. промышленными и энергоснабжающими), медицинскими и административными зданиями, крупными гостиницами, торговыми, спортивными, офисными центрами и т.д.
Стоит отметить, что ГПА с успехом внедряются на буровых платформах и скважинах, шахтах, очистных сооружениях, в качестве резервного, вспомогательного или основного источника электроэнергии. Это происходит из-за того, что в ГПА могут использоваться следующие виды газа:
•пропан-бутановые смеси;
•природный (сжиженный, сжатый, магистральный);
•попутный газ нефтяных скважин;
•промышленный (пиролизный, коксовый, шахтный);
•биогаз;
•и т.д.

При реконструкции энергообъектов или новом строительстве можно выделить несколько компоновочных решений внедрения ГПА:
1. Строительство ГПА на отдельной площадке, новое строительство.
2. Установка ГПА в действующей котельной, в виде надстройки.

Сравнение ГПА и газотурбинной установки (ГТУ)

Основным плюсом ГПА по сравнению с ГТУ является ее устойчивость к снижению электрической нагрузки. При уменьшении нагрузки до 50%, электрический КПД ГТУ значительно снижается. Для ГПА такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД.
При повышении температуры окружающего воздуха от –30 до +30 ОС электрический КПД у ГТУ падает на 15-20%. ГПА в свою очередь имеет более высокий и постоянный электрический КПД во всем интервале температур.
Удельный расход топлива на выработанный кВт.ч электроэнергии меньше у ГПА, при любом нагрузочном режиме. Это объясняется тем, что электрический КПД ГПА больше.
При одинаковых электрических мощностях, выработка тепловой энергии у ГТУ выше, поэтому в некоторых случаях для потенциального потребителя это может являться немаловажным фактором.
При строительстве ГПА требуется значительно больше места, чем при строительстве ГТУ, хотя отпадает необходимость строительства компрессора для дожима газа на входе в агрегат. Снижение давления газа уменьшает охранную зону установки, тем самым создается возможность эксплуатации в зоне жилой застройки.
ГПА в отличие от ГТУ чаще требуется останавливать для технического обслуживания. Как правило, капитальный ремонт ГПА производится на месте, а ГТУ транспортируется на специальный завод.
Данное сравнение является условным и выбор того или иного технического решения зависит от конкретного проекта и характеристик оборудования различных фирмпроизводителей.

Опыт ЗАО "Волгоэлектросеть-НН" при эксплуатации мини -ТЭЦ микрорайона "Октябрьский" в г. Бор Нижегородской области.

Основные технико-экономические показатели проекта мини-ТЭЦ микрорайона «Октябрьский» в г. Бор:
1. электрическая и тепловая мощность 4,2оМВт и 14,85 МВт соответственно;
2. генерирующее оборудование – четыре параллельно работающие ГПА (рис. 2);

3. теплогенерирующее оборудование – четыре параллельно работающие модуляутилизации тепла ГПУ и два водогрейных котла;
4. напряжение генераторов составляет 10 кВ;
5. утилизированная ТЭ поступает в муниципальные тепловые сети на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения (ГВС) микрорайона «Октябрьский»
6. выдача мощности в энергосистему ОАО «Нижновэнерго» на напряжении 35 кВ: на две распределительные подстанции 110/35/10 кВ и две распределительные подстанции 35/10 кВ;
7. возможность резервного, изолированного от энергосистемы, электроснабжения потребителей от одной подстанции;
8. блочно-интегральная компоновка оборудования;
9. полностью автоматизированный технологический процесс управления, оперативный персонал смены – 2 чел.;
10. строительство объекта выполняется двумя технологическими очередями; на первой очереди в работу были введены две когенерационные установки (электрическая мощность – 2 МВт, тепловая – 2 Гкал/ч);
11. объем капитальных затрат на строительство объекта – 160 млн руб. (первая очередь 80 млн руб.);
12. состав финансовых средств, привлекаемых для строительства объекта: 50% – собственные средства, 50% – средства кредитных организаций;
13. тарифы на производимую ЭЭ и ТЭ на 10-15% ниже утвержденных для организаций
и предприятий в данном районе;
14. срок эксплуатации оборудования до капитального ремонта – не менее 64 тыс. ч (~8 лет);
15. срок окупаемости проекта 4-5 лет в зависимости от стоимости энергоносителей.

Опыт ОАО "Башкирэнерго" пр эксплуатации ГПА

В рамках программы оснащения санаторно-курортных учреждений Республики Башкортостан автономными источниками энергоснабжения, в декабре 2003 г. в санатории «Юматово» расположенном вблизи г. Уфа, была пущена мини-ТЭЦ с одним агрегатом «Йенбахер» (J320GS-N.LC), аналогичным уже используемым двум на мини-ТЭЦ «Красноусольск». Для нового развивающегося курорта «Ассы», расположенного в горном Белорецком районе Башкортостана, тендер на поставку аналогичного по характеристикам оборудования выиграла, благодаря гибкой ценовой политике, фирма «Катерпиллер».
Ввод в эксплуатацию ГПА мини-ТЭЦ «Ассы» с двумя агрегатами САТ G3516 электрической мощностью по 1,03 Мвт произведен в начале 2004 г. В марте 2004 г. начата эксплуатация ГП электростанции средней мощности – Зауральской ТЭЦ в Сибае, электрической мощностью 27,4 МВт, состоящей из 10 агрегатов «Йенбахер»
(JMS620GS-G.LC). Необходимость строительства этой ТЭЦ была обусловлена дефицитом электрической мощности в Башкирском Зауралье, запитываемом от соседних областей (Челябинской и Оренбургской). Выбор ГПА технологии для Зауральской ТЭЦ был выполнен на конкурсной основе в конкуренции с альтернативными газотурбинными установками. На сегодняшний день – это самая крупная газопоршневая ТЭЦ на постсоветском пространстве, уникальный для российской энергетики объект. Тепловая мощность подбиралась исходя из возможности круглогодичного обеспечения нагрузки ГВС курортов и г. Сибай с учетом ее суточного колебания, а в отопительный период – с возможностью выдачи тепла в контур отопления параллельно существующим котельным.

С 2003 по 2005 гг. установленная электрическая мощность газопоршневых ТЭЦ возросла с 3,818 до 34,251 МВт, количество ГП агрегатов – с 4-х до 17-ти.

Выводы

При выборе ГПА следует уделять внимание различным характеристикам, потому что в зависимости от конкретного поставщика могут существенно отличаться следующие факторы: надежность, КПД, экологичность, наличие или отсутствие шумоизоляции, сроки поставки оборудования и запасных частей в случае поломки и т.п. Особое внимание следует уделять иностранным производителям, т.к. сроки поставки самого оборудования или запасных частей из-за рубежа могут быть довольно большими, что повлечет простой оборудования.
Заказчикам рекомендуется проводить тендеры или конкурсы и всегда помнить, что помимо затрат на основное оборудование мини-ТЭЦ (не только ГПА) следует учитывать стоимость всего проекта внедрения установки.
Потенциальный заказчик не всегда правильно оценивает издержки, возникающие в процессе внедрения мини-ТЭЦ, потому что стоимость всего проекта (помимо основного оборудования) может быть во много раз больше. Издержки по всему проекту могут включать в себя следующие факторы: подключение к газораспределительным сетям, установка шумоизоляции, строительство трансформаторных подстанций и линий электропередач, прокладка трубопроводов для передачи тепловой энергии, водоочистные и водоподготовительные сооружения и многое другое.
До начала и принятия положительного решения по утверждению проекта необходимо рассмотреть следующие очень важные задачи:
•определить стоимость присоединения к сетям электроснабжения, в случае если планируется режим параллельной работы с энергосистемой, а также выбрать и согласовать с собственником сети и системным оператором точки подключения к энергосистеме, определить режим работы мини-ТЭЦ и схему выдачи мощности в энергосистему;
•определить стоимость и наличие технической возможности присоединения к газораспределительным сетям;
•определить стоимость и способ утилизации ТЭ (новый источник, источник, замещающий мощность существующего, источник с параллельной работой с существующим энергетическим объектом).