Шведов В.П., зам.гл.энергетика по энергосбережению

ОАО «Первоуральский новотрубный завод;

Кузнецов М.Ю., Токарев И.В., инженеры

Электроэнергия – преобладающий вид энергии, используемый практически во всех промышленных установках по производству сжатого воздуха. Во множественных системах по производству и потреблению сжатого воздуха имеются значительные, зачастую неиспользованные, возможности экономичности энергии, например, путем снижения давления, уменьшения утечек, оптимизации работы компрессорных станций за счет правильного выбора системы регулирования и управления, рекуперации тепловой энергии и др. [1].

Однако имеется другой путь значительной экономичности энергии на стадиях ее преобразования от исходной энергии топлива в энергию сжатого воздуха, если использовать в качестве привода компрессора любой из тепловых двигателей – двигатель внутреннего сгорания, газовую или паровую турбину. В этом случае необходимость в производстве и транспортировке электроэнергии отпадает.

На Первоуральском новотрубном заводе, как и на подавляющем большинстве промпредприятий, эксплуатируются центробежные компрессоры К-250 различных модификаций выпуска 60–80 гг. прошлого столетия. Эти компрессоры морально (проект серии машин 50–60 гг.) и физически (30 лет предельный срок эксплуатации по регламенту завода-производителя) устарели, и сейчас возникла острая необходимость в их замене. Доля электроэнергии, потребляемой заводскими компрессорными установками, составляет около 26% от общего потребления электроэнергии, а расход тепла на отопление ГВС, приобретаемого от ТЭЦ, 300 тыс. Гкал/год. Плановое обновление парка компрессоров с прямым приводом от теплового двигателя экономически целесообразно, так как позволяет снизить получаемые со стороны энергоносители.

В самой идее работы воздушных компрессоров с приводом от теплового двигателя ничего нового нет. Например, паровые турбины традиционно вращают мощные воздушные компрессоры специального назначения: компрессоры кислородных блоков К-1500-62-5 (паровая турбина К-9-35- и К-3000-61-1 (ВКВ-18- ; доменные компрессоры К-3250-42-1 (АКВ-12-V) и К-5500-42-1 (ВКВ-21- . Небольшие мобильные воздушные компрессоры, предназначенные для ремонтных работ, бурения, пескоструйной обработки поверхностей и других целей, имеют дизельный привод мощностью от 10 до 125 кВт. Некоторые из таких установок имеют на валу дополнительный электрогенератор мощностью от 5 до 10 кВт, т.е. производят два вида энергии: пневмоэнергию (основная) и электроэнергию (дополнительная). Такие передвижные компрессоры можно отнести к когенерационным установкам.

Развитие в настоящее время систем когенерации на базе газовых двигателей внутреннего сгорания и газотурбинных установок обеспечило значительный выигрыш в общем энергетическом КПД.

Применительно к работе компрессорных установок или мощных насосных установок с приводом от теплового двигателя, когенерация есть производство механической и тепловой энергии от одного первичного источника энергии. Роль первичного двигателя для стационарных компрессоров общего назначения мощностью на валу до 4 МВт могут выполнять газовый двигатель внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия (ГДВС) и газотурбинная установка (ГТУ). В табл. 1 показаны основные технические характеристики когенерационных установок на базе ГДВС и ГТУ.

Сравним эксплуатационные характеристики газопоршневых и газотурбинных установок, рассматриваемых в качестве привода компрессоров общего назначения.

Для мощности на валу до 4,0 МВт газопоршневые когенерационные установки имеют наивысший КПД преобразования подведенной теплоты (или общий КПД) и наилучший эффективный КПД из всех тепловых двигателей [2].

ГДВС имеют широкую линейку моделей по выходной мощности от 5 кВт, в то время как у ГТУ линейка опять начинается от 2,4 МВт через значительные интервалы по мощности.

Эффективность работы ГДВС при снижении нагрузки от 100 до 50% снижается незначительно; КПД газовой турбины при разгрузке до 50% уменьшается фактически в три раза [3]. Эффективная разгрузка ГДВС представляет идеальный способ снижения производительности компрессоров изменением числа оборотов, имеющих менее эффективные способы регулирования [2].

ГДВС может запускаться и останавливаться неограниченное число раз, что не влияет на общий моторесурс двигателя. 100 пусков газовой турбины уменьшают ее ресурс на 500 часов. Пусковой период небольшой газовой турбины составляет 15...17 минут, а у мощной, свыше 50 МВт, до 2 часов; у ГДВС – 2…3 минуты.

Давление газа в сети для ГДВС не превышает в основном 0,2 МПа, реже 0,4 МПа; давление подачи газа для ГТУ минимум 0,6…1,0 МПа, для чего необходима подкачивающая газовая компрессорная станция со всеми вытекающими экономическими последствиями.

Ресурс до среднего и капитального ремонта у ГДВС значительно выше, чем у ГТУ – табл. Стоимость капитального ремонта газовой турбины с учетом ее дорогих запчастей значительно выше, чем ГДВС, и выполняется только на заводе-производителе.

Удельные капиталовложения (Евро/кВт) в производство электрической и тепловой энергии ГДВС ниже, чем ГТУ. Например, стоимость собственно ГДВС до 4,0МВт не превышает 300 Евро/кВт, а ГТУ на 2,4 МВт составляет 500 Евро/кВт.

К перечисленному выше следует добавить значительный уровень низкочастотного шума у газопоршневых двигателей и высокочастотного у газовых турбин.

Отмеченные выше достоинства и недостатки двигателей для привода воздушных компрессоров пишут в пользу применения газопоршневых двигателей, хотя использование газовых турбин в этом качестве не исключается.

Приведем далее технико-экономический анализ системы когенерации пневмо- и тепловой энергии на базе газопоршневого двигателя.

Предварительно сравним комбинированное производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и на газопоршневой когенерационной установке.

k использования топлива, его так же называют «общий КПД», принимаем для ТЭЦ равным 50% (наилучшее значение 65%) и для ГДВС – 70% (наилучшее значение 90%). Для получения одного и того же количества полезной энергии на ТЭЦ с паровыми турбинами необходимо затратить на 40% больше природного газа, чем для получения того же количества энергии на ГДВС.

Производство 1 кВт*ч механической энергии на валу ГДВС, соединенного с воздушным компрессором, исключит потери, связанные с переброской электроэнергии на большие расстояния с многочисленными преобразованиями по напряжению и достигающие 5…20% от передаваемой мощности. Сюда следует добавить потери в электроприводе компрессоров – в синхронных электродвигателях от 4 до 6%, в асинхронных электродвигателях от 6 до 8%.

Когенерационную установку для производства пневмо- и тепловой энергии составим на базе газового двигателя ГД-90 с системой утилизации отработанного тепла СУОТ-500 (предприятие ЗАО «Волгодизельмаш–Урал») и турбокомпрессорного агрегата ТКА 80/9 (предприятие ОАО «Дальэнерго» г. Хабаровск).

Номинальный удельный расход электроэнергии на производство сжатого воздуха современными компрессорными установками составляет в среднем 95 кВт*ч/1000 м В условиях эксплуатации этот показатель ухудшается до 115–120 кВт*ч/1000 м3 из-за нарушения теплового режима эксплуатации, неэффективного регулирования производительности и других причин. Стоимость 1 кВт*ч электроэнергии для промышленного потребления колеблется в широких пределах в зависимости от тарифов, устанавливаемых РЭК в регионе или от цены на оптовом рынке. Принимая в среднем стоимость электроэнергии 0,85 руб./кВт*ч, получим для номинального режима работы компрессоров 95*0,85~81 руб./1000 м3 сжатого воздуха. Реальная стоимость в 1,5 раза выше благодаря многочисленным накладным расходам. Например, на трубных заводах Свердловской области себестоимость сжатого воздуха за истекший 2005 г. составила: на ОАО «СинТЗ» г.К.-Уральский 120 руб./1000 м3, на ОАО «ПНТЗ» г.Первоуральск – 140 руб./1000 м3.

Себестоимость производства сжатого воздуха когенерационной установкой ниже заводской в 4,5 раза, а тепловой энергии – в 2,4 раза. Срок окупаемости инвестиций с учетом проектных, монтажных и пусконаладочных работ не превышает 1,8 года и, что особенно важно, при этом обновляется парк устаревших компрессоров. Если даже предусмотреть, что эксплуатационные показатели современных турбокомпрессоров выше по изотермическому КПД, удельному расходу электроэнергии на сжатие, более эффективной системы регулирования, то срок окупаемости по их установке выйдет за пределы 8–10 лет.

Литература

Кузнецов Ю.В., Кузнецов М.Ю. Сжатый воздух. Екатеринбург: УРО РАН, 2003.

Нагнетатели и тепловые двигатели /В.М.Черкасский, Н.В.Калинин, Ю.В.Кузнецов, В.И.Субботин. – М.: Энергоатомиздат, 1997.

Газотурбинные установки. Конструкции, расчет: Справочное пособие / Под общей редакцией Л.В.Арсеньева и В.Г.Тарышкина. – Л.: Маш-е. Ленингр. отд-ние, 1978.

Источник: http://www.innovation1.ru