Главная -> Экология

Использование механизма совместн. Переработка и вывоз строительного мусора

Щаулов В.Ю.,
главный инженер СКБ ВТИ, г. Москва

В последние годы появилось много информации о преимуществах и перспективах ускоренного развития в нашей стране сектора малой энергетики с использованием автономных локальных комбинированных энергоисточников на базе газопоршневых двигателей внутреннего сгорания. Большинство статей имеет рекламный характер, часть из них отражает взгляд на новую тенденцию со стороны потребителей энергии, имеются публикации об особенностях организации и предстоящей эволюции энергосистем при увеличении доли локальной распределённой генерации, которое неизбежно в условиях либерализации энергетического производства и перехода к новым рыночным отношениям. Предлагаемый материал обобщает первый опыт строительства и эксплуатации газопоршневых мини-ТЭЦ с позиции крупного энергопроизводителя, с объективным взглядом как на преимущества, так и на существующие недостатки. Вашему вниманию предлагается описание и результаты первого года эксплуатации двух газопоршневых мини-ТЭЦ: в санатории «Красноусольск» с использованием агрегатов австрийской фирмы « Йенбахер» (Jenbacher AG) и в санатории «Янгантау» с использованием оборудования финской фирмы «Вяртсиля» (Wartsila NSD). (Рис. 1).

Строительство мини-ТЭЦ с использованием как газовых турбин, так и газопоршневых двигателей внутреннего сгорания, обусловлено наличием в регионе двух взаимосвязанных предпосылок. Во-первых: активная реализация, в рамках федеральной целевой программы «Энергоэффективная технология», республиканской программы нетрадиционной и малой энергетики. Во-вторых: понимание того, что в условиях продолжающегося спада теплопотребления, нарождающегося кризиса в эксплуатации крупных систем централизованного теплоснабжения, а также либерализации энергетики, реальным путём повышения эффективности энергетического производства является развитие локальных комбинированных энергоисточников путём «надстройки» электрогенерирующими мощностями существующих котельных в коммунальной энергетике.

Успешный опыт эксплуатации первых ГТУ-ТЭЦ (в настоящее время в регионе функционирует уже 3 ГТУ-ТЭЦ установленной электрической мощностью 4, 8 и 10 МВт) предопределил планирование аналогичной надстройки котельных в санаторно-курортных учреждениях, которые, помимо увеличения эффективности использования топлива, способствовали бы повышению надёжности и возможности автономного электроснабжения социально-значимых объектов. Проведённые предпроектные обследования показали, что оптимальными, как с точки зрения объёмов электропотребления, так и с точки зрения круглогодичного комбинированного производства электроэнергии на основе тепла, отпускаемого на нужды ГВС, являются электрические мощности 1-2 МВт. В данном диапазоне мощностей (до 3,5 МВт), по зарубежным данным более эффективными, с меньшей удельной стоимостью и меньшими эксплуатационными затратами, по сравнению с газовыми турбинами, являются газопоршневые двигатели. На принятие решения по новым мини-ТЭЦ с газопоршневыми агрегатами (ГПА-ТЭЦ) повлияли, помимо более высоких технико-экономических показателей, такие преимущества, как: возможность работы на газе низкого и среднего давления без подвода газа высокого давления и газодожимных компрессоров; более выгодное соотношение электрической и тепловой мощности, позволяющее выработать больше электроэнергии комбинированным способом; более высокий (в 2,5 – 3 раза) заявленный ресурс до капитального ремонта и общий срок эксплуатации; короткие сроки строительства и ввода в эксплуатацию благодаря высокой комплектности и заводской готовности оборудования; более экономичная работа на частичных нагрузках (при снижении мощности на 50% к.п.д. газовой турбины снижается на 20%, а для газового двигателя – на 8-10%). Особенно важным для подобных объектов является отсутствие ограничений по давлению газа: для агрегатов мощностью 1-1,5 МВт достаточно давления бытового газа (менее 0,02 МПа), для более мощных агрегатов требуемое давление не превышает 0,6 МПа, которое имеется в любой отопительной котельной. Таким образом, отсутствует основная проблема при ГТУ-надстройке котельных населённых пунктов: запрет, согласно действующих норм и правил, подвода газа высокого давления в жилой застройке и отсутствие дополнительных затрат на газодожимный компрессор.

Выбор конкретного типа оборудования для ГПА-ТЭЦ производился на конкурсной основе. В результате тендера, было принято решение о приобретении для каждой мини-ТЭЦ по два газопоршневых агрегата электрической мощностью около 1 МВт в контейнерной компоновке, с приблизительно одинаковыми технико-экономическими и стоимостными показателями, двух наиболее известных и на мировом рынке зарубежных компаний: австрийской « Йенбахер» и финской «Вяртсиля». Выбор двух компаний и различных типов оборудования был обусловлен (несмотря на очевидное понимание всех преимуществ унификации), стремлением создать между ними здоровую конкуренцию на этапах поставки, пуско-наладки, гарантийного обслуживания, поставки запасных и сменных частей и т.д. Компанией «Йенбахер» были предложены агрегаты с двигателями типа JMC-320 GS-N.LC, наиболее современные в своём сегменте мощностей и успешно-продаваемые в Европе и Северной Америке, имеющие все необходимые сертификаты и разрешение Госгортехнадзора РФ. Компания «Вяртсиля» специализируется на агрегатах большей мощности (свыше 2,5 МВт) и предложенные ею агрегаты малой мощности пакетируются на небольшом заводе в Дании («Wartsila Denmark»), на основе проверенного временем и также широко распространённого в мире, в частности в Канаде, двигателя типа SFGLD-560/4/55 «Guascor» (Испания). Сертификация и получение разрешения Госгортехнадзора РФ на агрегаты SFGLD-560/4/55 было выполнено компанией в процессе реализации проекта. Выбор агрегатов «Вяртсиля» был отчасти продиктован надеждой на более успешное сервисное обслуживание, поскольку компания одна из первых пришла на советский (впоследствии российский) рынок и имеет собственную сервисную структуру в г.Санкт-Петербурге.

Сравнительная характеристика оборудования для обоих ГПА-ТЭЦ представлена в таблице 1. (Рис. 2). Агрегаты компонуются в стандартных 12-метровых контейнерах, внешний вид которых представлен на рисунках 1 и 2. У ГПА « Йенбахер» теплоутилизационный модуль монтируется отдельно, рядом с контейнером, у ГПА «Вяртсиля» теплообменник установлен непосредственно в контейнере. Первичным двигателем газопоршневых агрегатов обеих фирм является турбонаддувный с промежуточным охлаждением V-образный газовый двигатель работающий по циклу Отто. На обоих двигателях имеются системы предпускового подогрева смазочного масла и охлаждающей жидкости. Система запуска электрическая – от аккумуляторных батарей, система зажигания электронная.

Различия агрегатов по тепловой схеме связаны с различной температурой воды на входе: 550С у «Вяртсиля» и 700С у «Йенбахер». Кроме этого ГПА «Йенбахер» оснащен байпасом выхлопных газов, что позволяет иметь компактный смонтированный на крыше контейнера радиатор, рассчитанный на 60 % тепловой мощности установки. ГПА «Вяртсиля» оборудован большим радиатором на полную тепловую мощность агрегата, монтируемым рядом с основным контейнером. Имеется отличие и по теплоносителю в контуре аварийного охлаждения: в ГПА « Йенбахер» используется смесь этиленгликоля с водой в пропорции 50:50, обеспечивающая предохранение контура от размораживания вплоть до температуры –35 0С; в ГПА «Вяртсиля» в радиаторе охлаждается циркуляционная вода.

Таблица 1. Основные технические характеристики ГПА.

п/п

Наименование показателя

Единица

измер.

Мини-ТЭЦ

Янгантау

Мини-ТЭЦ

Красноусольск

Мощность электрическая

кВт

936

973

Мощность тепловая

Гкал/ч

1,03

1,13

Производитель ГПА (компания-

пэкиджер)

Wartsila-Denmark

(Дания)

Jenbacher AG

(Австрия)

Тип двигателя

Производитель

SFGLD 560/4/55

Guascor (Испания)

J 320 GS N/LC

Jenbacher AG

Тип генератора

Производитель

Напряжение

Мощность генератора

кВ

кВА

LSA 50.1-М7

Leroy Somer(Франция)

0,4

13 80

HCI 734 F2

Stamford (Англия)

0,4

1460

Давление топливного газа

МПа

0,6

0,008-0,02

Расход газа на номин. мощности

нм3/ч

270

275

Расход масла (удельный)

г/кВтч

0,5

0,3

Электрический КПД на

номинальной мощности

38,1

Параметры теплового контура:

температура на ходе/выходе

расход циркуляционной воды

давление воды в контуре

0С

м3/ч

МПа

55/90

0,15

70/90

56,5

0,7

По газовой схеме отличие связано с тем, что ГПА «Йенбахер» был заказан в стандартной комплектации газового оборудования с давлением газа на входе в двигатель на уровне не более 0,02 МПа, что потребовало установки на площадке дополнительного отдельно-стоящего ГРП. ГПА «Вяртсиля» был поставлен с газовым оборудованием (регулятором давления), рассчитанным на имеющиеся в котельной давление газа в подводящей линии 0,6 МПа, что позволило отказаться от установки на площадке дополнительного редуцирующего устройства.

По электрической схеме агрегатов отличия не принципиальные. По системе управления и степени автоматизации ГПА «Йенбахер» существенно превосходит ГПА «Вяртсиля», благодаря наличию системы удаленного доступа, которая позволяет дистанционно контролировать почти все, доступные персоналу, параметры агрегата, изменять электрическую мощность, просматривать архив аварийных событий. Практически полностью русифицированная система управления DiaNe (Dialog Networks) позволяет персоналу легко и просто эксплуатировать установку. Пульт управления размещается отдельно от машинного отделения и присутствие персонала в зоне двигателя сводится к минимуму. В отличие от этого система управления ГПА «Вяртсиля» позволяет эксплуатировать агрегат только с местного щита управления. С другой стороны, более сложная и современная система управления ГПА « Йенбахер» хотя и упрощает эксплуатацию, но усложняет обслуживание установки. Система управления ГПА «Янгантау» проще и, по опыту эксплуатации, надежнее, за полтора года эксплуатации проблем с ней практически не было, тогда как на ГПА «Красноусольск» были заменены несколько блоков контроллера, дважды заменялись компьютеры операционной системы, зафиксировано несколько случаев « зависания» операционной системы, сбоев в системе модемной связи удаленного доступа.

Привязка газопоршневых модулей к существующим сетям (тепловым, электрическим, газовым) является индивидуальной и зависит от конкретных особенностей существующих котельных, а также планируемых режимов эксплуатации ГПА-ТЭЦ. Благодаря контейнерной компоновке и высокой степени комплектности поставки проектирование мини-ТЭЦ, в части его привязки на площадки, выполнялось местными проектно-конструкторскими подразделениями без привлечения ведущих отраслевых проектных институтов. В котельной курорта «Красноусольск», включение ГПА в тепловой контур, выполнено параллельно существующим котлам, что позволило обеспечить максимальную утилизацию вырабатываемого газопоршневыми агрегатами тепла. При этом тепло от ГПА-ТЭЦ может выдаваться всем потребителям (отопление, ГВС, грязелечебница и водолечебница) и тепловые мощности существующей котельной используются только в отопительный период, а также как пиковые, (котлы включаются автоматически при понижении температуры прямой сетевой воды), в неотопительный период. В котельной санатория «Янгантау», учитывая фактическую круглогодичную тепловую нагрузку на ГВС и характеристики ГПА «Вяртсиля» по температурам прямой и обратной воды 90о/55оС, проектом была предусмотрена выдача тепла от ГПА-ТЭЦ только для нужд ГВС через отдельный контур теплоносителя.

Схема выдачи электрической мощности на обеих станциях в общих чертах схожа и включает в себя: синхронный генератор напряжением 0,4 кВ, автоматический выключатель 0,4 кВ, повышающий трансформатор 0,4/10 кВ ТСЗ-1600, выключатель 10 кВ существующего РП котельной и устройства синхронизации с электрической сетью. Синхронизация возможна как в автоматическом, так и в ручном режиме. Сам процесс пуска ГПА происходит очень быстро: двигатели оборудованы системой поддержания заданной температуры смазочного масла и охлаждающей жидкости, то есть всегда находятся в прогретом состоянии. От момента подачи сигнала на запуск до набора полной мощности у двигателей «Йенбахер» проходит 50 секунд. У двигателей «Вяртсиля» этот процесс занимает около 2 минут.

Трансформаторы ТСЗ-1600 (по одному на каждый агрегат) повышают напряжение до 10 киловольт. Собственные нужды ГПА-ТЭЦ «Янгантау» подключены к двум независимым линиям питания через устройство АВР. Питание собственных нужд ГПА-ТЭЦ «Красноусольск» подключено к общей сети перед клеммами выключателя генератора. Потребляемая мощность механизмов собственных нужд, в режиме нулевого потребления тепла, то есть при максимальной загрузке вентиляторов радиатора аварийного охлаждения, для обоих типов ГПА составляет около 40 кВт или приблизительно 2,5-3 % от номинальной мощности.

Ход строительства ГПА-ТЭЦ подтвердил возможность сооружения подобных энергообъектов в кратчайшие сроки: от момента проведения тендера до первого пуска потребовалось 9 месяцев в «Красноусольске» и 11 месяцев в «Янгантау». Сроки поставки оборудования на площадку с момента первого платежа составили соответственно 6 и 8 месяцев. Период, с момента установки агрегатов на фундамент до пуска с выходом на проектные показатели, составил: в «Красноусольске» – 7 недель, а в «Янгантау», благодаря более высокой степени готовности коммуникаций на площадке – 2 недели. В промышленную эксплуатацию ГПАТЭЦ «Красноусольск» была введена в конце 2001 г., а ГПА-ТЭЦ «Янгантау» в апреле 2002г.

После пуско-наладочных работ, выполненных представителями фирм-изготовителей, проводились режимно-наладочные испытания. На номинальной нагрузке эксплуатационные значения электрического к.п.д. практически совпали с данными заводских испытаний и составили 37-38%. При пониженных нагрузках эксплуатационные к.п.д. (эл.) на ГПА-ТЭЦ «Янгантау» были на 1-1,5% ниже заводских, а на ГПА-ТЭЦ «Красноусольск», напротив, даже выше на 0,5-1%. Расход электроэнергии на собственные нужды составлял на мини-ТЭЦ «Красноусольск» в среднем около 3%, а на мини-ТЭЦ «Янгантау» около 1%, благодаря более широкому применению во внутренних контурах агрегатов частотно-регулируемых приводов. Общий к.п.д. использования топлива и удельные расходы топлива на отпущенную энергию зависят от режима потребления тепла. В случае полного полезного использования тепла от газопоршневых агрегатов, без сброса избытков тепла через радиаторы-охладители, общий к.п.д. использования топлива достигал 90%, а удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии снижались до 160-1 80 г/кВтч (удельные расходы топлива рассчитывались по «физическому методу»).

Основные технико-экономические показатели за первый год эксплуатации рассматриваемых мини-ТЭЦ представлены в таблице 2. (Рис 3). Различия в величинах выработки электроэнергии и отпуске тепла связаны с недостаточной надёжностью оборудования и различной структурой эксплуатационных затрат, о чём будет подробнее сказано ниже. Следует признать, что даже для первого года эксплуатации полученные значения степени использования установленной мощности (0,69 на мини-ТЭЦ «Красноусольск» и 0,47 на мини-ТЭЦ «Янгантау») оказались ниже ожидаемых. Показатели топливоиспользования на обоих мини-ТЭЦ оказались близкими по значению, с небольшим преимуществом оборудования фирмы « Йенбахер».

Таблица 2. Технико-экономические показатели ГПА-ТЭЦ, достигнутые в первый год эксплуатации.

Наименование параметров

Размерность

«Красноусоль

ск» с ГПА

«Йенбахер»

«Янгантау» с

ГПА « Вяртсиля»

Выработка электроэнергии

млн.кВтч

11,7

7,7

Отпуск тепла(*)

тыс.Гкал

7,0

5,9

Удельный расход топлива на отпуск

электрической энергии(**)

г/кВтч

223/176,3

226/186,5

Удельный расход топлива на отпуск тепла(**)

кг/Гкал

146,4/145,2

148/145,5

Примечание:

(*) – без учёта тепла отпускаемого котлами существующих котельных;

(**) – в числителе за первый год эксплуатации, в знаменателе лучший месячный показатель в течение первого года эксплуатации.

Отдельного рассмотрения заслуживает экологический аспект строительства газопоршневых мини-ТЭЦ, поскольку двигатели внутреннего сгорания изначально имеют более высокие уровни эмиссии загрязняющих веществ в атмосферу по сравнению с котлами и газовыми турбинами. Согласно западно-европейскому стандарту «ТА-luft» содержание оксидов азота и оксида углерода в отходящих газах (при содержании кислорода 5%) стационарных двигателей нормируется величиной: не более 500 мг/м3 по NOx и не более 650 мг/м3 по СО. В пересчёте на О2=1 5% это соответствует концентрациям 187,5 мг/м3 поNOx (что намного больше норм по ГОСТ для газовых турбин – 50 мг/м3) и 244 мг/м3 по СО. Отечественных норм по эмиссии загрязняющих веществ от стационарных газовых двигателей пока нет, но в проекте ГОСТ для новых двигателей предусматриваются аналогичные значения. ГПА обоих фирм-производителей рассчитаны на соблюдение норм ТА-luft (при необходимости возможен заказ более дорогого оборудования с обеспечением уровня 1/2 ТА-luft). Кроме этого ГПА «Йенбахер» в стандартной комплектации оснащена системой сжигания обеднённых смесей с пониженным образованием оксидов азота (технология LEANOX) и каталитической очисткой дымовых газов от оксида углерода.

Как и ожидалось, агрегаты « Йенбахер» обеспечивают более низкий выход оксидов азота во всём диапазоне нагрузок: на обоих ГПА концентрации NOx не превышали 175 мг/м3 (на 7% ниже норм ТА-luft), а минимальное значение 130 мг/м3 достигалось при нагрузке 0,75 от номинальной.

Нетипичная зависимость оксидов азота от нагрузки на агрегатах « Йенбахер» объясняется, видимо, влиянием системы малотоксичного сжигания LEANOX. ГПА «Вяртсиля» имеют более высокие значения концентраций оксидов азота – до 230 мг/м3 и заявленное соответствие ТА-luft обеспечивалось только на одном агрегате (~1) в диапазоне нагрузок ниже 0,7 Nном. По оксиду углерода показатели эмиссии были практически одинаковыми – на уровне 180-210 мг/м3 и на 15% ниже стандарта ТА-luft. Причём на ГПА «Йенбахер» это достигалось за счёт каталитической очистки отходящих газов с к.п.д., в зависимости от нагрузки, 40-50%, а на ГПА «Вяртсиля» более низкий уровень СО обеспечивался и без очистки. (Рис. 4).

Повышенная эмиссия оксидов азота на газопоршневых двигателях, по сравнению с ГТУТЭЦ, а также сооружение объектов в санаторно-курортной зоне, вызвали определённые трудности при согласовании проектов в органах экологического надзора. Решению проблемы способствовало то, что объекты располагались в уже отведённой промышленной площадке вблизи (почти примыкая) к существующим котельным, отсутствовало, благодаря значительной разнице высот дымовых труб, взаимоналожение зон рассеивания выбросов ГПА-ТЭЦ и котельных, а также использовались преимущества рельефа местности. Шумовое воздействие новых энергообъектов никаких сложностей не вызывало. Впоследствии, после пуска объектов, экологической службой ОАО «Башкирэнерго» проводились регулярные обследования состояния загазованности воздуха и уровня шума вблизи ГПА-ТЭЦ.

Результаты обследований при полной загрузке ГПА-ТЭЦ и совместной работе с существующей котельной показали, что новые агрегаты не оказывают существенного воздействия на состояние окружающей среды: экологические и санитарные нормы по загазованности и уровню шума не превышаются. По оксиду углерода как расчётные, так и измеренные концентрации в воздухе пренебрежимо малы, по оксидам азота загрязнение атмосферы в «Янгантау» выше, чем в «Красноусольске», но не превышает 0,5 ПДК. Уровни шума на обоих объектах не превышали санитарных норм. В заключение разговора об экологических характеристиках необходимо заметить, что в Западной Европе подобные агрегаты свободно размещаются в жилых домах, гостиницах, школах, стадионах, госпиталях и т.д. Тем не менее, при проектировании подобных объектов и выборе места их расположения, следует учитывать более высокие уровни эмиссии оксидов азота от газопоршневых агрегатов, по сравнению с газовыми турбинами.

Таблица 3. Результаты экологического обследования ГПА-ТЭЦ.

Наименование

Место измерения

ГПА-ТЭЦ

показателя

“Красноусольск”

“Янгантау”

Подфакельные концентрации NO2 в воздухе мг/м3 (доли ПДКмр)

Промплощадка, 10 м от ГПА

0,02 (0,24)

0,03 (0,35)

Граница промплощадки

0,04 (0,47)

Зона курорта, тчк. расч. макс.

0,01 (0,1 2)

0,04 (0,47)

Эквивалентный уровень шума, дБА (превышение норм, +/-)

Промплощадка,1 м от ГПА (норма 80 дБА)

70 (-10)

77 (-3)

Промплощадка,10 м от ГПА (норма 80 дБА)

63 (-17)

65 (-15)

Территория жилой зоны (норма 45 дБА)

40 (-5)

38 (-7)

Территория курортной зоны (норма 35 дБА)

34 (-1)

На этом разговор о преимуществах газопоршневых мини-ТЭЦ хотелось бы завершить и перейти к проблемам, связанным с освоением и эксплуатацией новых технологий.

Во-первых, серьезной переоценки требует изначальное представление о ГПА как об агрегате бесперебойного питания, позволяющего защитить потребителя, при отключении питающей электрической сети. Если быть точнее, в принципе, возможно обеспечение бесперебойности электроснабжения в случаях: когда ГПА находится в резерве и производится её самозапуск с работой на изолированную нагрузку при исчезновении напряжения в сети; либо при переходе потребителей от питания ГПА, работающего в «островном режиме» автоматически на питание от сети (при останове ГПА). Однако при ведении режимов параллельной работы ГПА с сетью, что позволяет, выдавая «излишки» электроэнергии в сеть, обеспечить постоянную нагрузку ГПА-ТЭЦ и снизить сроки окупаемости новой техники, любое отключение в сети или даже скачок напряжения вызывают отключение ГПА защитой двигателя по параметру «скорость изменения частоты». Возобновление электроснабжения объекта осуществляется при этом повторным «ручным» включением ГПА, т.е. при авариях в сети резервирование электроснабжения осуществляется «через останов агрегатов». С точки зрения работы в так называемом «островном» режиме (при пропадании напряжения со стороны питающих линий 10 кВ) ГПА имеют соответствующее программное обеспечение и способны поддерживать заданное напряжение и частоту. Однако недостатком газового двигателя при работе в данном режиме является малый (не более 10-1 5 %) допустимый шаг набора и снятия электрической нагрузки. Испытания по работе в «островном» режиме в санатории «Янгантау» в феврале 2002 г. показали, что ГПА устойчиво выдерживает электрическую нагрузку потребителей, но весьма тяжело, вплоть до отключения, реагирует на значительные, в 250-300 кВт (25-30 % номинала), набросы и сбросы нагрузки. Переход из параллельной работы с сетью на изолированный режим работы, с выделением на узел 10 кВ, сопровождающийся набросом или сбросом нагрузки более 30 % номинала почти гарантированно будет приводить к отключению агрегата. Более того, частые аварийные остановки агрегатов, с потерей питания собственных нужд, могут повлечь за собой повреждения наиболее нагруженных узлов (подшипников турбонагнетателей, клапанов и т.д.).

Во-вторых, несмотря на высокую эффективность использования топлива, себестоимость производимой энергии оказалась достаточно высока: 33-55 коп/кВтч по электроэнергии и около 225 руб./Гкал по теплу. При этом топливная составляющая себестоимости была небольшой – около 12 коп/кВтч на обоих ГПА-ТЭЦ. Доля в себестоимости затрат на заработную плату также была небольшой – 1-3 коп/кВтч – в связи с минимальным количеством обслуживающего персонала (1-2 человека). Наиболее существенными оказались такие составляющие себестоимости, как амортизационные отчисления и производственные расходы. Преобладание амортизационных отчислений в общих затрат не требует специальных пояснений. К производственным расходам относятся затраты на закупку запасных частей, смазочного масла и расходных материалов. К примеру, на ГПА-ТЭЦ «Красноусольск» в 2002 г. они составили 2,2 млн. рублей, из которых, затраты на оплату запасных частей для ремонта поврежденных газовых регуляторов, включая стоимость работы специалиста фирмы « Йенбахер» равны 1,1 млн. рублей, затраты на моторное масло 300 тыс. рублей. На ГПА-ТЭЦ «Красноусольск» затраты на моторное масло почти в 2,5 раза превышали аналогичные расходы на ГПА-ТЭЦ «Янгантау». Это связано с конструкцией маслосистемы агрегатов «Йенбахер». Кроме расходного бака, емкостью 300 л, и непосредственно картера двигателя объемом 270 л, имеется также дополнительный бак вместимостью 300 л, через который, при работе двигателя, циркулирует масло, таким образом, общий объем маслосистемы, подлежащий сливу при заменах, составляет 870 литров. На агрегатах «Вяртсиля» затраты на масло значительно ниже, так как кроме картера двигателя на 210 л, здесь имеется только расходный бак вместимостью 80 литров и фактический удельный расход масла оказался намного ниже заявленного в технических характеристиках. По регламенту технического обслуживания сроки замены масла на агрегатах определяются на основании анализов его фактического состояния. Основными параметрами, по предельному изменению которых принимается решение о смене масла, являются вязкость и основное число (TBN – total base number). Масло отбиралось каждые 150 моточасов и подвергалось анализам на предмет соответствия заводским инструкциям. По результатам анализов было установлено, что масло требует замены через каждые, 700-750 часов работы. Годовой объем закупки масла на ГПА «Красноусольск» составляет около 15 тысяч литров, что составляет около 1 млн. рублей в год. С начала эксплуатации и по настоящий момент используется масло «Mobil Pegasus 705». К сожалению, в настоящее время пока отсутствуют отечественные аналоги смазочных масел пригодных к эксплуатации на газовых двигателях внутреннего сгорания. Затраты на закупку эксплуатационных материалов: свечей зажигания, масляных, воздушных, газовых фильтров в первый год эксплуатации были незначительными, так как с оборудованием ГПА были поставлены расходные материалы на 8000 часов работы, однако далее эти затраты будут включены в себестоимость. Величина этих затрат также пока достаточно высока: стоимость расходные материалов на 8000 часов эксплуатации для 1 агрегата « Йенбахер» JMC – 320 GS составляют 9800 евро.

Наконец, в-третьих, несмотря на импортную технику, не удалось избежать выхода из строя отдельных деталей и узлов, а устранение неисправностей в гарантийный период производилось, к сожалению, фирмами-поставщиками со значительными задержками. На мой взгляд, имеет смысл представить полный перечень основных дефектов и повреждений, имевших место на ГПА-ТЭЦ, вызвавшие случаи длительного простоя оборудования (Рис. 5). Наибольшие трудности вызвала эксплуатация ГПА «Вяртсиля», на двигателях которого произошли 3 крупных повреждения, причины которых так и не были до настоящего момента установлены. На агрегате ~ 1 04.09.02 г., при плановой остановке, произошло разрушение одного из двух турбонагнетателей. После ремонта, выполненного по гарантии сервисным инженером фирмы «Guascor» агрегат ~ 1 был запущен в работу. Через три месяца, 10.12.02 г., при нормальной эксплуатации, агрегат ~ 1 был остановлен аварийно после появления сильного металлического шума. Было обнаружено повреждение в цилиндре ~ 10. Произошло разрушение штока одного из клапанов и обломки тарелки повредили поршень цилиндра, а также попали в несколько соседних цилиндров. 1 5.02.03 г., также при нормальной эксплуатации, агрегат ~ 2 был остановлен защитой двигателя, и после выяснения причин остановки было обнаружено такое же повреждение одного из цилиндров, как и на первом агрегате. В апреле, после неоднократных обращений на фирму «Wartsila-Denmark», был проведен ремонт и повреждения были устранены. Столь длительный срок ожидания специалистов по ремонту вызван, во-первых, сложностями с транспортировкой запасных частей, которые поставлялись сначала с завода «Guascor» на фирму «Wartsila-Denmark», затем в сервисный центр в г. С.Петербург и затем, после растаможивания, доставлялся в Янгантау. В процессе ремонта были заменены все 32 головки цилиндров на обоих агрегатах, 10 поврежденных поршней, 2 турбонагнетателя, ряд других элементов. По требованию ОАО «Башкирэнерго» компанией «Вяртсиля» была продлена гарантия на ГПА на период вынужденных простоев (более 6 месяцев). В целом, эксплуатация ГПА «Вяртсиля» показала, что качество исполнения двигателя «Guascor» (Испания) оказалось неудовлетворительным. Имелись многочисленные, неустраняемые течи охлаждающей жидкости по фланцам и разъемам выхлопных коллекторов, проблемы с системой вентиляции картера, не в полном объеме была представлена эксплуатационная документация. На этом фоне двигатель фирмы « Йенбахер» выглядел явно предпочтительней. Документация по эксплуатации и регламентному обслуживанию достаточна подробная, полностью переведенная на русский язык. Качество исполнения двигателя высокое, потеки масла и охлаждающей жидкости отсутствуют. Каждые 2 тысячи часов проводились регламентные работы, проверялись зазоры и выступы клапанов цилиндров. Тем не менее, серьёзная неисправность имела место и на этом двигателе уже после истечения гарантийного срока: 07.07.03 г. защитой по детонации ГПА ~ 1 был остановлен и при проверке, в цилиндре ~ 17, было обнаружен отрыв тарелки выпускного клапана.

Таблица 4. Основные дефекты и повреждения ГПА-ТЭЦ «Красноусольск» и «Янгантау».

Дата

повреждения.

Наименование поврежденного узла.

Срок устранения дефекта (час).

ГПА-ТЭЦ «Красноусольск» с агрегатами «Йенбахер»

Сентябрь

2001 г

Повреждение радиаторов аварийного охлаждения при транспортировке

Замена в январе 2002 г

Ноябрь 2001 г.

Отказ датчика детонации

Отказ компьютера операционной системы

Замена через 72 часа

Февраль 2002 г.

Износ узла крепления теплообменника см. масла

Износ хомута крепления трубопровода см. масла

Изготовлены новые

12.03.02 г.

Трещина компенсатора трубопровода сетевой воды внутри контейнера.

Отказ электродвигателя вентилятора охлаждения

катушек. Отказ блоков контроллера

Замена в течение 300 часов

Март 2002 г.

Отказ термодатчика;

Отказ датчика детонации

Замена через 288 часов

Апрель 2002 г.

Отказ компьютера операционной системы

Замена через 336 часов

18.05.02 г.

Порыв мембран регуляторов давления газа из-за

отказа предохранительного клапана

Замена через 1440 часов

03.08.02 г.

Деформация воздухоподводящих труб вследствие

перегрева

Ремонт в течение 72 часов

27.03.03 г

Отказ датчика частоты вращения

Замена через 160 часов

07.07.03 г.

Повреждения цилиндра ~ 17 ГПА ~ 2

В стадии замены (на 01.08.03)

ГПА-ТЭЦ «Янгантау» с агрегатами « Вяртсиля»

Февраль 2002 г.

Повреждения, выявленные при наладке: вспом.насосы (2 шт); трехходовые клапаны (2 шт); аккумуляторная батарея; датчик загазованности; э/двигателя циркуляц. насоса; э/двигатель вентилятора радиатора ( 4 шт);

Замена через 720 часов

12.05.02 г.

Повреждение проходного изолятора

Замена через 720 ч.

14.07.02 г.

- блок контроллера;

- электрообогреватель маслованны;

Замена через 240 часов

04.09.02 г.

Разрушение турбонагнетателя агрегата ~ 1

Замена через 1200 ч

10.12.02 г.

Повреждение цилиндра ~ 10 ГПА ~ 1

Замена через 2760 ч

17.12.02 г.

Появление охлаждающей жидкости в цилиндр ~ 4,5

ГПА ~ 2

Замена прокладок через 1176 часов

15.02.03 г.

Повреждение цилиндра ~ 15 ГПА ~ 2

Замена через 1560 часов

06.07.03 г

Отказ блока карбюрации Teckjet ГПА ~1

Ремонт через 480 часов

07.07.03 г.

Прогар клапана цилиндра ~8 ГПА ~ 2

Ремонт через 850 часов

Таким образом, на двух ГПА-ТЭЦ имеется уже 3 однотипных серьезных повреждения, требующих проведения дорогостоящего ремонта, причём на разных видах газовых двигателей. Отсутствие информации об аналогичных авариях газовых двигателей за рубежом связано, видимо, с более регулярным и тщательным проведением специализированными организациями регламентных и диагностических работ, позволяющих заблаговременно выявить зарождающийся дефект. Возможно, сказывается и меньшая наработка в течение года, т.к. газопоршневые электростанции работают там в основном в пиковом режиме, а не в базовом на номинальной нагрузке, как это делалось на рассматриваемых ГПА-ТЭЦ.

Сравнивая показатели работы за год ГПА-ТЭЦ с оборудованием различных фирм можно сделать вывод, что для рассматриваемого сегмента мощностей (около 1 МВт) предпочтение следует отдать оборудованию фирмы «Йенбахер». И дело не только в изложенных выше преимуществах по технико-экономическим, экологическим, эксплуатационным показателям. Важно также то, что компания «Вяртсиля», несмотря на наличие в России сервисного центра, не смогла обеспечить должной оперативности в устранении возникающих проблем – фактически пришлось работать напрямую с небольшим Датским заводом, со всеми связанными при этом трудностями (вызов специалистов на техобслуживание, доставка запчастей и сменных узлов, оформление виз, услуги переводчиков и т.п.). В отличие от этого, компания «Йенбахер», несмотря на отсутствие в России сервисного центра, стремилась максимально быстро устранять возникающие в ходе эксплуатации ГПА-ТЭЦ неисправности. Завод «Йенбахер» также внимательно реагировал на повреждения и оперативно вносил конструктивные изменения в компоновку контейнера, исключающие их повторение, в последующие поставляемые агрегаты.

Несмотря на имеющиеся трудности, мною не ставится цель оценивать строительство ГПА-ТЭЦ резко критически. Идея развития децентрализованных источников выработки электрической и тепловой энергии на основе газовых двигателей, активно внедряемаемая за рубежом, не нуждается ни в пропаганде, ни в критике. Большей частью, трудности связаны с отсутствием пока в России развитых сервисных служб по обслуживанию нового оборудования, оснащённых всеми необходимыми запасными частями и расходными материалами. Здесь вполне уместна аналогия с автомашинами – иномарками: вначале, при отсутствии сервиса они приносили хозяевам больше огорчений, чем каких-либо преимуществ. Россия активно интегрируется в мировую экономику и развитие децентрализованных комбинированных энергоисточников в стране с большими пространствами, наличием газа и развитой газификацией имеет хорошие перспективы

Дрозд К.А., Старший консультант, НТЦ «Биомасса»

Проблема быстро растущих цен на природный газ

Стремительный рост цены на голубое топливо для коммунальных предприятий Украины (см. табл. 1) поставил под сомнение будущее когенерационных технологий в коммунальном секторе Украины. Ведь еще совсем недавно очень «популярной» схемой являлась установка когенерационных модулей на базе существующих котельных со «сбросом» тепла в существующую тепловую сеть или даже со сбросом напрямую дымовых газов в существующие работающие котлы для последующей их утилизации. Однако большинство проектов в коммунальном секторе так и остались на бумаге.

Наверное, единственным исключением здесь можно назвать проект установки двух когенерационных модулей (на базе газопоршневых двигателей) в котельной г. Славутича и проект, реализованный на котельной «Южная» в г. Запорожье. И наверняка за этими двумя проектами последовали бы и другие, более успешные. Но на это можно было бы рассчитывать, если бы цена на природный газ оставалась бы прежней, или бы выросла незначительно. Теперь же при прогнозируемых ценах на природный газ на 2007 г.* и вечно отстающих от экономически обоснованного уровня тарифов на тепловую энергию, перспективы когенерационных технологий в коммунальном секторе вряд ли можно назвать радужными.

Возможное решение проблемы

В такой ситуации возродить былой интерес к когенерации в коммунальном секторе могут проекты совместного осуществления (СО) в рамках Киотского протокола. Проекты СО — это проекты направленные на сокращение выбросов парниковых газов (ПГ), которые осуществляются на территории страны Приложения 1 Киотского протокола (куда входит и Украина наряду с экономически развитыми странами и странами с переходной экономикой) с участием инвестора также из числа стран Приложения 1. В обмен на частичное инвестирование такого проекта (в зависимости от предполагаемого сокращения выбросов парниковых газов) инвестор получает право на использование квот (единиц сокращения выбросов — ЕСВ), которые будут образованы в случае успешной реализации проекта.

Когенерация является более эффективной технологией по сравнению с раздельным производством теплоты и электроэнергии, а значит, ее использование сокращает использование природного газа, а соответственно и выбросы ПГ. Поэтому практически любой проект по строительству когенерационых станций может рассматриваться как потенциальный проект СО.

Откуда берется сокращение выбросов парниковых газов при реализации когенерационных проектов и как оно рассчитывается.

У читателя может возникнуть вопрос «Откуда берется сокращение выбросов на объекте (например, на котельной), если мы устанавливаем на нем когенерационную установку, ведь фактическое потребление природного газа возрастает, и соответственно должны увеличиваться выбросы?».

Однако причиной сокращения выбросов является то, что объект, потребляя электроэнергию, произведенную новой когенерационной установкой, отказывается от потребления электроэнергии из сети, а это в свою очередь означает, что «где-то» будет снижена нагрузка на блоки ТЭС или ТЭЦ с более низким, чем у новой станции КПД.

И даже если электроэнергия, произведенная новой КУ принимается в сеть, это означает, что «вытесняется» более СО2 интенсивная электроэнергия. Для каждой из стран существуют т.н. коэффициенты — факторы эмиссии парниковых газов при использовании электроэнергии из общей энергосистемы страны. Сейчас в основном пользуются коэффициентами, разработанными экспертами МГЭИК*, [2] для Украины такие коэффициенты приведены в табл. 2.

Для иллюстрации всего вышесказанного рассмотрим в качестве примера один из проектов, подготовленный НТЦ «Биомасса» в ходе подготовки Украинско-Немецкого портфеля проектов СО в сотрудничестве с немецким энергетическим агентством. Проект называется «Строительство миниТЭЦ в г. Смела» и представляет собой классический проект строительства когенерации на базе существующей котельной. Основной причиной инициации этого проекта является дефицит электрических мощностей в г. Смела, в свою очередь оборудование существующих котельных достаточно старое и малоэффективное. Поэтому было принято решение о строительстве когенерационной установки на базе одной из существующих котельных (котельная «ВАРМ»). Технические характеристики новой установки приведены в табл. 3. [4].

Предполагается, что тепловая нагрузка существующих котельных будет снижена на величину тепловой нагрузки новой мини-ТЭЦ, а электрическая энергия будет поставляться ряду местных компаний по прямым договорам, а ее избыток будет отдаваться в общую энергосистему.

Какое же в таком случае будет сокращение выбросов ПГ и как оно рассчитывается? Сокращение выбросов ПГ рассчитывается как разница между выбросами базового сценария и выбросами проектного сценария. Выбросы базового сценария это выбросы, которые с наибольшей вероятностью имели бы место в случае отсутствия проекта. Во многих случаях, в том числе и в нашем, базовый сценарий совпадает с существующей практикой*.

То есть тепловая энергия продолжает вырабатываться в существующих котельных, а потребители продолжают использовать электроэнергию из сети (см. рис. 1).

Перемножая факторы эмиссии соответствующего года (из табл. 2) на величину потребления электроэнергии: 87546 МВт/час, получим выбросы ПГ, вызванные потреблением электроэнергии из сети. Для производства тепловой энергии на существующих котельных необходимо сжечь некоторое количество природного газа. Придерживаясь консервативного подхода, и принимая КПД существующих газовых котлов 91% (хотя в реальности этот показатель может быть значительно ниже), можно рассчитать, что для производства 76180 Гкал/год тепловой энергии необходимо сжечь 10,014 млн м3/год природного газа (или 319 ТДж). Умножая последнее значение на фактор эмиссии ПГ при использовании природного газа (56,1 т СО2-экв/ТДж [2]), получим 19660 т СО2-экв/год.

Складывая выбросы ПГ, вызванные потреблением электроэнергии из сети и потреблением природного газа для производства тепловой энергии, получим выбросы ПГ в базовом сценарии (см. табл. 4).

В проектном же сценарии существующие котельные снижают свою нагрузку (или же вообще останавливаются, работая лишь в пиковом режиме), а новая ТЭЦ покрывает нужды города как в тепловой энергии, так и в электрической (см.рис. 2). Это дает нам право считать, что произведенная новой ТЭЦ электроэнергия заменяет более «СО2 интенсивную» электроэнергию из сети, которая в случае отсутствия проекта потреблялась бы городом. Таким образом, в проектном сценарии имеют место выбросы ПГ только от потребления природного газа новой ТЭЦ. Потребление природного газа новой ТЭЦ согласно табл. 1 составляет 21,857 млн м3/год (765 ТДж), а это приводит к выбросам ПГ в размере 42916 т СО2-экв/год.

Отнимая проектные выбросы ПГ от выбросов ПГ базового сценария, получаем, что проект в г.Смела приводит к сокращению выбросов ПГ в среднем в размере 35 000 т СО2-экв в год (см. табл. 4), или же 175000 т СО2-экв за период обязательств (2008-2012 гг.). Если проект удастся запустить в эксплуатацию до 2008 г. (это даст возможность вырабатывать ЕСВ на протяжении всего периода обязательств) и оформить его как проект СО, то можно привлечь дополнительно «экологических» инвестиций в размере 875 000 евро (при цене 7 евро/т СО2-экв), что составляет 11,2% от общих инвестиций в проект. Из этой суммы до 50% может быть получено непосредственно на реализацию проекта (заплачено как аванс за «будущие» ЕСВ), а остальные 50% будут выплачены по факту передачи ЕСВ.

Какие проекты могут быть реализованы как проекты СО

Какой же мощности проект может привлечь потенциальных покупателей ЕСВ? Обычно покупатели заинтересованы в проектах генерирующих не менее 50 тыс. т СО2-экв/год, ибо меньшие размеры сокращения могут привести к тому, что выгода от продажи/покупки ЕСВ не покроет всех издержек по оформлению проекта, последующей верификации сокращения выбросов, и т.д. (т.н. транзакционные затраты). Иногда все же находятся покупатели, которые готовы рассматривать проекты «размером» менее 50 тыс. т. Нашим Министерством охраны окружающейсреды, отвечающим за рассмотрение и одобрение проектов СО в Украине, установлен лимит в 20 тыс. т СО2-экв/год. Как видно, проект в г. Смеле, имея мощность в 12 МВтэл, удовлетворяет требованиям принимающей стороны (Украины), но не совсем удовлетворяет запросам покупателей. Приблизительная зависимость сокращений выбросов ПГ от мощности когенерационной установки и коэффициента использования топлива представлена на рис. 3.

Однако следует отметить, что это лишь приблизительные расчеты, и для каждого конкретного случая реальные цифры могут значительно отличаться от приведенных, в зависимости от базового сценария, эффективности нового и существующего оборудования, использованной методики расчета выбросов ПГ*, и т.д.

Если же проект имеет недостаточное сокращение мощности, можно объединить его с подобным проектом (или группой проектов) в один «портфель» проектов. В случае, если собственники проектов разные, заявителем может выступить поставщик оборудования, компания-посредник, либо же консультант.

Что такое дополнительность?

Проект может быть реализован как проект СО, только в том случае, если бы он не состоялся без тех «экологических» инвестиций, предусмотренных в обмен на произведенное количество ЕСВ. То есть необходимо доказать, что возможность получения средств от продажи ЕСВ окончательно «убедили» инвестора в целесообразности осуществления проекта.

Проект является дополнительным и может быть реализован как проект СО, если средства от продажи ЕСВ помогают проекту преодолеть несколько, или хотя бы один из следующих барьеров:

Финансовый барьер — проект не выгоден без привлечения средств от продажи ЕСВ вообще (например IRR проекта ниже приемлемой величины), или же существует более финансово выгодная альтернатива проекту (IRR потенциального проекта СО меньше IRR альтернативы).

Инвестиционный барьер — когда у предприятия просто нет денег хотя бы для покрытия 10-15% общих инвестиционных затрат (что в большинстве случаев требуют банки при выдаче кредитов).

Технологический барьер — предлагаемая технология слабо развита в стране или в регионе.

Повышение цены на природный газ в Украине значительно упростило процесс доказательства дополнительности «когенерационных» проектов СО в условиях Украины. Дешевый природный газ, проверенная технология — все это приводило к тому, что когенерационный проект и являлся базовым сценарием (т.е. когенерационный проект состоялся бы и без средств от продажи ЕСВ), а соответственно при его реализации не возникло бы никакого дополнительного сокращения выбросов ПГ. Теперь же после увеличения цен на природный газ, проекты по когенерации очень часто становятся экономически не привлекательными без киотских денег — и дополнительность проектов очевидна.

Зачем нужны консультанты при разработке проектов СО?

Теоретически на оформление проекта СО должно уходить от 6 месяцев до 1 года. Когда до начала периода обязательств по Киотскому протоколу остался 1 год, то насколько быстро и удачно удастся подготовить документацию проекта СО, найти покупателя сокращений, договорится о цене и условиях, пройти международную экспертизу проекта, зависит, начнет ли проект «вырабатывать» сокращение выбросов уже в 2008 г., и таким образом обеспечит максимальную выгоду от использования механизма СО. Быстро и качественно сделать такую работу помогут консультанты.

На данный момент в Украине работает ряд как местных, так и зарубежных компаний оказывающих консультационные услуги в разработке и сопровождении проектов СО. Одной из ведущих компаний в этом секторе является Научно-Технический Центр «Биомасса» (г. Киев). По состоянию на начало ноября 2006 г. НТЦ «Биомасса» разработал около 40 проектов СО, из них 6 на этапе подготовки проектно-технической документации (ПТД) в различных секторах экономики. Не является исключением использование когенерационных технологий на природном газе. В табл. 5 приведены когенерационные проекты, идентифицированные и разработанные НТЦ «Биомасса».

ВыводыНесмотря на то, что цены на природный газ в Украине выросли за последний год более чем в два раза для предприятий коммунального сектора, когенерационные технологии не утратили своей популярности. Одной из причин можно назвать и возможности привлечения дополнительных средств на реализацию когенерационных проектов через механизм совместного осуществления в рамках Киотского протокола. Для того чтобы удовлетворить требованиям покупателей и обеспечить сокращение выбросов парниковых газов в размере 50 тыс. т СО2-экв в год, проект должен иметь установленную электрическую мощность от 20 МВт. Проекты СО в зависимости от предложенной цены за ЕСВ и инвестиционных затрат (которые в основном зависят от вида планируемого для установки оборудования) позволяют покрыть от 10% до 20% от общих инвестиционных затрат когенерационного проекта. Ввиду того, что цены на природный газ выросли, и ожидается их последующий рост в 2007 г., дополнительность когенерационных проектов СО не вызывает никаких сомнений.

Вывоз мусора 8-32м3 круглосуточно - вывоз строительного мусора.

Глава 6. Технические требования к системамкоммерческого учета электроэнергии. Технічне завдання на послуги зпідтримки створення енергосервісноїкомпанії. Как встретить морозы с минимальн. Факелы ценою в миллиарды.

Главная -> Экология