3. Газова турбіна

Завдяки повсюдному переходу в 90-і роки на використання природного газу як основне паливо для електроенергетики, газові турбіни зайняли істотний сегмент ринку. Не дивлячись на те, що максимальна ефективність устаткування досягається на потужностях від 5 Мвт і вище (до 300 Мвт), деякі виробники випускають моделі в діапазоні 1-5 МВт

Принцип роботи газових турбін полягає в наступному: газ, що нагнітається в камері згорання компресором, змішується з повітрям, формуючи паливну суміш, і підпалюється. Продукти горіння, що утворюються, з високою температурою (900°С-1200°С), проходячи через декілька рядів лопаток,встановлених на валу турбіни, призводять до обертання турбіни. Механічна енергія валу передається через (що знижує) редуктор електричному генератору. Теплова енергія газів, що виходять з турбіни , поступає в теплоутилізатор. Замість виробництва електрики, механічна енергія турбіни може використовуватися для роботи насосів, компресорів і тому подібне. Найбільш традиційним виглядом палива для газових турбін є природний газ, хоча це не обмежує використання інших видів газоподібного палива. При цьому газові турбіни пред'являють підвищені вимоги до якості його підготовки (механічні включення, вологість).

Температура вихідних з турбіни газів складає 450°С - 550°С. Кількісне співвідношення теплової енергії до електричної в газових турбін складає від 1.5:1 до 2.5:1, що дозволяє будувати когенераційні системи, що розрізняються за типом теплоносія:

• Безпосереднє (пряме) використання гарячих газів, що відходять;

• Виробництво пари низького або середнього тиску (8-18 кг/см2) в зовнішньому казані;

• Виробництво гарячої води (краще, коли необхідна температура перевищує 140°З);

• Виробництво пари високого тиску.

ККД газової турбіни складає 25% — 35%, залежно від параметрів роботи конкретної моделі турбіни і характеристик палива. У складі когенераційних систем ефективність зростає до 90% з розрахунку на умовну одиницю витраченого палива (по теплотворній здатності). Газові турбіни володіють хорошими екологічними параметрами (емісія NOx на рівні 25 ppm).

Робота турбіни супроводжується високим рівнем шуму, тому для їх установки використовуються індустріального типу будівлі (у тому числі контейнерного типа), які також забезпечують вологозахищенність устаткування.

Слід зауважити, що існує парогазова технологія, заснована на комбінації газової і парової турбіни (первинного двигуна), але вона ефективна лише на чималих потужностях (від 30 Мвт*е). Левова частка нових потужностей когенерації у світі — парогазові системи когенерації (СК).

4. Парогазова установка

Парогазові установки (на англомовному світі використовується назва combined-cycle power plant) — порівняно новий тип генеруючих станцій, що працюють на газі або на рідкому паливі. Принцип роботи економічної і найпоширенішої класичної схеми такий. Пристрій складається з двох блоків: газотурбінної (ГТУ) і паросилової (ПС) установок. У ГТУ обертання валу турбіни забезпечується такими, що утворилися в результаті спалювання природного газу, мазуту або солярки продуктами горіння — газами. Згорання, що утворилися в камері, газотурбінною установки продукти горіння обертають ротор турбіни, а та, у свою чергу, крутить вал першого генератора. У першому, газотурбінному, циклі ККД рідко перевищує 38%. Відпрацьовані в ГТУ, але що все ще зберігають високу температуру продукти горіння поступають в так званий котел- утилізатор. Там вони нагрівають пару до температури і тиску (500 градусів за Цельсієм і 80 атмосфер), достатніх для роботи парової турбіни, до якої приєднаний ще один генератор. У другому, паросиловому, циклі використовується ще біля 20% енергії згорілого палива.

У сумі ККД всієї установки виявляється біля 58%. Існують і деякі інші типи комбінованих ПГУ, але погоди в сучасній енергетиці вони не роблять. Як правило, такі системи використовуються генеруючими компаніями у разі, коли необхідно максимізувати виробництво електричної енергії. Когенерація в цьому випадку грає підлеглу роль і забезпечується за рахунок відведення частини тепла з парової турбіни. В принципі, комбіновані системи можна побудувати і на базі більшості типів двигунів.

* Високе значення (тепло : електроенергія) досягається додатковим спалюванням палива.

** Типи палива:

LFO (light fuel oil);

LPG (liquefied petroleum gas) - пропан-бутан;

HFO (heavy fuel oil) - мазут;

LHO (Gasoline light heating oil).

Електрогенератор

Генератори призначені для перетворення механічної енергії валу двигуна, що обертається, в електроенергію. Генератори можуть бути синхронними або асинхронними. Синхронний генератор може працювати в автономному режимі або паралельно з мережею. Асинхронний генератор може працювати лише паралельно з мережею. Якщо стався обрив або інші неполадки в мережі, асинхронний генератор припиняє свою роботу. Тому, для забезпечення гнучкості вживання розподілених когенераційних енергосистем частіше використовуються синхронні генератори.

Система утилізації тепла

Теплоутилізатор є основним компонентом будь-якої когенераційної системи. Принцип його роботи заснований на використанні енергії гарячих газів двигуна електрогенератора, що відходять (турбіни або поршневого двигуна).

Проста схема роботи теплоутилізатора полягає в наступному: гази, що відходять, проходять через теплообмінник, де виробляється перенесення теплової енергії рідинному теплоносію (вода, гліколь). Після цього охолоджені гази, що відходять, викидаються в атмосферу, при цьому їх хімічний і кількісний склад не міняється. Крім того, в атмосферу вирушає і істотна частина невикористаної теплової енергії. Тому існує декілька причин:

• для ефективного теплообміну температура газів, що відходять, має бути вище за температуру теплоносія (не менше чим на 30°С);

• гази, що відходять, не повинні охолоджуватися до температур, при яких починається утворення водяного конденсату в димарях, що перешкоджає нормальному виходу газів в атмосферу;

• гази, що відходять, не повинні охолоджуватися до температур, при яких починається утворення кислотного конденсату, що наводить до корозії матеріалів (особливо це справедливо для палива з підвищеним вмістом сірководню);

Витягання додаткової енергії (прихованої теплоти водяної пари, що міститься у вихідних газах) можливо лише шляхом пониження температури газів, що відходять, до рівня нижче 100°С, коли водяні пари переходять в рідку форму. Але при цьому необхідно не забувати про три інші обмеження, вказані вище. З вищесказаного виходить, що як утилізатор тепла в когенераційній системі важко використовувати готове типове теплоенергетичне устаткування. Теплоутилізатор, як правило, проектується з врахуванням параметрів і характеристик потоку газів, що відходить, для кожної моделі поршневого двигуна або турбогенератора і типу.

Багато виробників двигунів мають власні напрацювання або використовують продукцію своїх партнерів в частині утилізації тепла, що спрощує проектування і вибір рішення у більшості випадків. Для підвищення продуктивності теплової частини когенераційної системи утилізатор може доповнюватися економайзером — теплообмінником, що забезпечує попереднє підігрівання теплоносія, що відходять з теплоутилізатора газами до його подачі в основний теплообмінник, де нагрів теплоносія забезпечується вже теплом газів двигуна, що відходять. Позитивним моментом, пов'язаним з використанням економайзера, є додаткове зниження температури, що відходять з теплоутилізатора в атмосферу газів до рівня 120°С і нижче.

Теплові втрати

Величина теплових втрат визначається не лише статичними величинами встановленої потужності устаткування електричного і теплового навантаження, але і динамічними змінами пропорцій вжитку тепла і електроенергії, що відбуваються протягом доби, дня тижня і пори року (сезону). У разі, якщо на об'єкті існує пріоритет вжитку електроенергії, надлишок тепла, що міститься в газах двигуна, що відходять, як правило, викидається в атмосферу минувши теплоутилізатор. Для визначення втрат тепла використовується значення альфа, визначене як співвідношення виробленої електроенергії до величини теплових втрат. При цьому вважається, що чим вище значення альфа, тим краще екологія когенераційної системи.

Приклади вживання когенераційних установок на основі газопоршневого двигуна