Алгоритм выбора МИНИ-ТЭЦ

А. Л. Наумов, вице-президент НП «АВОК», генеральный директор ООО «НПО Термэк»

Недавняя политика стимулирования роста энергопотребления (если есть резервы производства товара – надо их реализовать и продать) имеет и свою оборотную сторону. Резко увеличилось нерациональное использование электроэнергии для прямой трансформации в тепловую – электрокотлы, воздушные завесы, электрокалориферы систем вентиляции. Вернуться в русло энергосбережения будет весьма непросто.

Энергетики соглашаются с тем, что МИНИ-ТЭЦ может стать разумным дополнением единой энергосистемы и работать в параллельном режиме, но реализовать это направление не спешат, предоставляя строительному комплексу самому решать проблему.

Сложность новой задачи состоит в том, что на самой ранней стадии проектирования необходимо все основные характеристики МИНИ-ТЭЦ гармонизировать с режимами работы систем энергопотребления.

При присоединении к централизованным сетям энергоснабжения в этом не было необходимости, достаточно было, чтобы возможности энерговводов покрывали пиковые нагрузки объекта.

Специфика задачи состоит еще и в том, что необходим качественно новый подход к проектированию, предполагающий:

– анализ режимов работы всех инженерных систем в расчетные периоды, число которых может быть 8–24 и даже более;

– построение и анализ суточных, недельных, сезонных и годовых графиков изменения нагрузок;

– многовариантный анализ комбинации подвидов инженерных систем;

– выявление технико-экономических критериев оптимизации комплекса энергоисточники – энергопотребители, которые в зависимости от исходных условий для разных объектов могут быть различными;

– функциональная координация большого числа разделов проекта в условиях многовариантного анализа.

Во многих случаях проектирования и реализации МИНИ-ТЭЦ допускаются принципиальные ошибки:

– проектирование ведется по заданным нагрузкам установочной мощности электроприемников и теплопотребителей, что приводит к завышению номинальной мощности МИНИ-ТЭЦ на 20–50 %;

– заказчики, при наличии технической возможности параллельной работы МИНИ-ТЭЦ и ЕЭС, отказываются от комбинированной схемы в пользу автономной;

– не рассматриваются возможности использования дополнительных мер по энергосбережению и выравниванию неравномерности энергопотребления на объектах;

– оценка экономической эффективности применения МИНИ-ТЭЦ проводится либо по устаревшей модели «приведенных затрат», либо по «удельным рекламным» показателям фирм – поставщиков оборудования.

К сожалению, в России отсутствует нормативно-методическая база проектирования МИНИ-ТЭЦ, а практичес-кий опыт небольшого числа организаций, проектирующих автономные энергоцентры, явно недостаточен.

В итоге наметилась тенденция из-за неквалифицированного подхода к проблеме дискредитации прогрессивного направления малой энергетики. В статье излагается общий алгоритм расчета и подбора МИНИ-ТЭЦ, который на последующих этапах работы будет доработан в виде методики.

1. Определение энергетических нагрузок объекта.

На этом этапе выполняется анализ характеристик всех отдельных энергопотребителей объекта, и определяются следующие электрические характеристики:

N_уст – установленная мощность всех отдельных потребителей;

N_ра – расчетная активная мощность;

N_PP – расчетная реактивная мощность;

Cos f, tg f – коэффициенты мощности;

К_с – коэффициент спроса;

К_о – коэффициент одновременности.

Тепловые характеристики:

q_уст – установленная мощность всех теплопотребителей;

q_от – установленная мощность систем отопления;

q_вент – установленная мощность систем вентиляции;

q_вз – установленная мощность воздушно-тепловых завес;

q_ГВС – максимальная мощность горячего водоснабжения.

2. Рассчитываются и строятся графики суточного энергопотребления для рабочих и выходных (праздничных) дней для наружных расчетных условий холодного, теплого и переходного периодов года.

В случае необходимости, если объект имеет специальную технологическую нагрузку, цикличностью, отличающуюся от суток, рассчитываются и строятся графики технологического цикла. Важными характеристиками графиков являются:

– линия максимальных пиковых нагрузок;

– линия минимальных нагрузок;

– амплитуда колебания от средних значений.

3. На основании суточных (недельных) графиков по функциям изменения нагрузок в течение года строятся графики круглогодовых нагрузок и рассчитывается годовое потребление энергоресурсов по отдельным видам потребителей и суммарные – по электроэнергии и теплу:

4. Выбираются базовые расчетные режимы работы МИНИ-ТЭЦ путем наложения круглогодовых графиков тепловых и электрических нагрузок.

В общем случае таких режимов 4:

– I – максимальных электричес-ких нагрузок с учетом амплитуды суточных колебаний;

– II – максимальных тепловых нагрузок, также с учетом амплитуды;

– III – минимальных электричес-ких нагрузок;

– IV – минимальных тепловых нагрузок.

5. Для режимов по п. 4 анализируются мероприятия по энергосбережению и выравниванию неравномерности нагрузок.

В качестве таких мероприятий следует рассмотреть:

– утилизацию теплоты вентиляционных выбросов;

– автоматизацию теплопотреб-ляющих систем с целью исключения «перетопов»;

– использования в системах кондиционирования воздуха абсорбционных холодильных машин, а в ряде случаев «сухих охладителей» (dry cooler);

– частотный электропривод силового оборудования (технология, насосные, ИТП и др.);

– энергосберегающие светильники внутреннего и наружного освещения;

– аккумулирование тепловых нагрузок (горячее водоснабжение).

В ряде случаев экономически целесообразно рассмотреть использование технологий нетрадиционной, в том числе возобновляемой энергетики.

При рассмотрении технологичес-ких объектов целесообразно совмест-но со специалистами рассмотреть энергетику технологических режимов, сменность работы. С учетом анализа энергосберегающих и выравнивающих мероприятий строятся скорректированные графики годовых электрических и тепловых нагрузок, а также расчетные по п. 4.

6. Определяется возможность получения и реализации технических условий на присоединение внешних энергосистем на частичное покрытие требуемых нагрузок.

Минимально необходимые нагрузки определяются по мощности гарантированных потребителей I категории (насосные пожаротушения, канализационные станции, системы дымоудаления, серверные, лифты, система отопления и т. п.).

Как правило, величина этих нагрузок по электроэнергии находится в диапазоне от 5 до 10 % от максимального потребления и от 20 до 40 % – по теплопотреблению. Оптимальная величина покрытия нагрузок за счет внешних сетей определяется по графикам расчетного потребления в годовом режиме и соответствует превышению пиковых нагрузок над базовыми.

В большинстве случаев эта величина составляет 30–60 % от общей потребности в электроэнергии и 20–50 % – по тепловой.

7. С учетом нагрузок, приходящихся на внешние сети, определяется нагрузка на МИНИ-ТЭЦ, по которой выбирается количество и мощность газопоршневых двигателей.

Учитывая глубину регулирования мощности двигателей (как правило, 50–100 %), минимальная электрическая нагрузка определяет мощность самого малого из агрегатов.

8. Рассчитывается режим работы МИНИ-ТЭЦ, и строятся суточные и годовые графики работы двигателей, исходя из того, что МИНИ-ТЭЦ закладывается в базу энерго-снабжения объекта с максимальным коэффициентом загрузки.

Покрытие пиковых нагрузок осуществляется за счет внешних сетей.

Определяющим режимом является режим электроснабжения.

9. Путем наложения графиков энергопотребления и энергопроизводства по приоритету электроснабжения рассчитываются величины и продолжительность дефицита (избытка) тепловой мощности МИНИ-ТЭЦ.

По этим характеристикам подбирается мощность пиковых водогрейных котлов (в периоды дефицита тепла) и градирен для сброса тепла в периоды его перепроизводства.

10. Разрабатывается принципиальная схема МИНИ-ТЭЦ и выбираются все основные и вспомогательные элементы рассматриваемых вариантов установки.

11. Рассчитывается экономическая эффективность вариантов по методике дисконтированных доходов.

(например, МГСН «Положение об экономическом стимулировании проектирования и строительства энергоэффективных зданий и выпуске для них энергосберегающей продукции») с определением следующих показателей:

– чистый дисконтированный доход (ЧДД);

– индекс доходности инвестиций (ИД);

– внутренняя норма доходности (ВНД);

– срок окупаемости капиталовложений динамический (ДРВ) и статический (РВ).

На основании анализа принимается окончательный вариант МИНИ-ТЭЦ, который реализуется в рабочую документацию.

Проиллюстрируем предложенный алгоритм на примере

Рассмотрим энергообеспечение офисного комплекса с подземной автостоянкой. Общая площадь комплекса – 32 тыс. м². Район застройки – Москва. По объекту выполнена проектная документация (стадия – проект) и определены энергетические нагрузки всех потребителей (табл. 1 и 2).

Энергоснабжающие организации отказали в выдаче техничес-ких условий на присоединение объекта к централизованным сетям в связи с дефицитом энергии в районе застройки.

Первый вариант энергоснабжения объекта – МИНИ-ТЭЦ на базе газопоршневых установок (ГПУ), подобранных по установочной мощности потребителей. Характеристики этого варианта приведены в табл. 3.

Графики изменения тепловой и электрической нагрузок для расчетных летних и зимних суток приведены на рис. 1 и 2. Коэффициент загрузки МИНИ-ТЭЦ (отношение расчетной годовой выработки электроэнергии к номинальной) составляет 34,6 %.

Рисунок 1. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных летних суток (вариант 1): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

Рисунок 2. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных зимних суток (вариант 1): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

Капитальные затраты на строительство МИНИ-ТЭЦ – 66,77 млн руб. (около 920 долл. США на 1 кВт установленной мощности по электроэнергии). Для потребителей энергии I категории принят еще и резервный источник энергии – дизельная электростанция на 600 кВт (4,54 млн руб.).

Себестоимость производства электроэнергии при стоимости газа 1 500 руб./тыс. м³ и сроке амортизации 20 лет составила 1,15 руб./кВт • ч. Это неплохой показатель, и вариант может считаться конкурентоспособным по отношению к энергоснабжению от централизованных сетей.

Кроме того, в данном расчете принято, что на производство тепловой энергии относится топливная составляющая пиковых водогрейных котлов, а утилизированное тепло от ГПУ учитывается без топливной составляющей (себестоимость производства тепла – 290 руб./Гкал).

Второй вариант отличается от первого только тем, что установленная мощность МИНИ-ТЭЦ понижена с 2,5 до 2,1 МВт, что вполне достаточно, исходя из анализа графика рабочих нагрузок объекта с учетом коэффициента одновременности. В этом случае коэффициент загрузки увеличивается до 40,3 %, капитальные затраты снижаются более, чем на 10 млн руб., а себестоимость производства электроэнергии становится 1,06 руб./кВт • ч.

Третий вариант базируется на анализе возможностей энергосбережения инженерных систем объекта и предусматривает:

– замену электрических воздушно-тепловых завес на водяные;

– применение энергосберегающих осветительных устройств внутреннего и наружного освещения с системой автоматического управления светом;

– использование энергоэкономичной оргтехники и компьютеров;

– замену поршневых холодильных машин на винтовые с повышением холодильного коэффициента с 2,9 до 5,8.

Дополнительные меры по энергосбережению позволяют понизить установочную мощность МИНИ-ТЭЦ до 1 500 кВт (рис. 2 и 3). Затраты на энергосбережение оцениваются в 7,8 млн руб.

Рисунок 3. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных летних суток (вариант 3): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

Рисунок 4. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных зимних суток (вариант 3): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

Если принять 1-й вариант за базовый, то общая экономия капитальных затрат составит 14,94 млн руб. (22 %), а годовая экономия эксплуатационных затрат (теплота и электроэнергия) – 2,32 млн руб. (24 %).

Себестоимость производства электроэнергии составит 0,98 руб./кВт • ч.

Следующий шаг, вариант четвертый, связан с комбинированным режимом энергоснабжения от МИНИ-ТЭЦ и централизованных сетей. Как правило, на период строительства энергоснабжающие организации выделяют определенные энергоресурсы даже в условиях дефицита энергии.

В данном случае выделенные 600 кВт были оформлены и по постоянной схеме электроснабжения. Стоимость реализации техничес-ких условий, в зависимости от конкретной схемы присоединения, может значительно отличаться. В данном случае затраты, связанные с присоединением питающих сетей 600 кВт, составили 12 млн руб.

С другой стороны, удалось снизить мощность МИНИ-ТЭЦ до 900 кВт и отказаться от резервной дизель-электростанции. Работа МИНИ-ТЭЦ предполагается в круглосуточном режиме с коэффициентом загрузки 61,1 % (рис. 3 и 4), а пиковые нагрузки в дневные часы покрывают внешние сети.

Экономия капитальных затрат в этом случае, по сравнению с базовым вариантом, составит более 23 млн руб., а себестоимость производства электроэнергии снизится до 0,9 руб./кВт • ч.

Рисунок 5. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных летних суток (вариант 4): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

Рисунок 6. График электрической и тепловой нагрузок для расчетных зимних суток (вариант 4): 1 – электропотребление; 2 – теплопроизводство ГПУ; 3 – потребность в теплоте

В пятом варианте, наряду с комбинированным режимом работы энергосетей, применяются абсорбционные холодильные машины вместо компрессорных. Несмотря на значительное удорожание холодильного центра, достигается еще большая общая экономия единовременных затрат – почти 25 млн руб., а мощность МИНИ-ТЭЦ снижается до 600 кВт, соответственно, себестоимость производства электроэнергии – до 0,87 руб./кВт • ч.

Приведенный пример дает представление о направлениях проектного поиска технико-экономической оптимизации энерго-снабжения объектов с использованием МИНИ-ТЭЦ, но далеко не исчерпывает возможные варианты решения. Настоящая статья в какой-то мере отвечает на вопросы специалистов, поступившие после статьи «МИНИ-ТЭЦ – очередной бум или объективная потребность отечественной энергетики» (журнал «АВОК», 2005, № 7).

Наше предприятие разрабатывает технические решения энерго-снабжения для целого ряда объектов различного назначения (торговые комплексы, промышленно-складские зоны, офисы, коттедж-ные поселки, спортивно-развлекательные комплексы), и в случае заинтересованности читателей журнала мы готовы и дальше делиться практическим опытом решения этой сравнительно новой, но весьма актуальной задачи.

Таблица 1 Электрические нагрузки объекта

№ п/п Наименование групп электроприемников Ру, кВт 1 Подземная автостоянка     Освещение 44   Общеобменная вентиляция 39   Воздушные завесы 45   Технология 15   Мойка 22,5   Очистные сооружения 7,5   Дымоудаление 50   Дренажные насосы 15   Итого по автостоянке 238 2 Бар, ресторан     Освещение зала 8,8   Освещение кухни 3   Фэнкойлы 3   Технология 60   Наружная реклама 5   Итого по ресторану 79,8 3 Офисы     Освещение 510   Фэнкойлы 105   Компьютеры, оргтехника 490   Итого по офисам 1 105 4 Потребители общего назначения     Освещение 62   Освещение фасадов 48   Вентиляция 124   Воздушные завесы 48   Холодильные машины 412   Драйкулеры 44   Насосы холодильной станции 194   Лифты 33   АТС 7,2   Диспетчерская 7,2   Компьютеры, оргтехника 12   Насосы ХПВ 9,2   Дымоудаление, системы подпора 98   Насосы пожаротушения 54   Итого по потребителям общего назначения 1 104,6 5 Тепловой пункт     Насосы 46   Автоматика 3,2   Ремонтное оборудование 8   Итого по тепловому пункту 57,2   Итого по объекту 2 504,8

Таблица 2 Тепловые нагрузки объекта

№ п/п Наименование групп теплопотребителей Q, Гкал/ч/МВт Отопление Вентиляция ГВС 1 Подземная автостоянка 0,007 / 0,008 0,322 / 0,375 0,388 2 Бар, ресторан 0,024 / 0,028 0,078 / 0,09   3 Офисы и потребители общего назначения 0,800 / 0,93 1,980 / 2,303   4 Итого 0,831 / 0,967 2,065 / 2,402 0,388 / 0,451

Таблица 3 Технико-экономические показатели вариантов энергоснабжения

№ п/п Показатели Ед. измерения Варианты I II III IV V 1 Электрическая мощность ГПУ и число агрегатов кВт 1х500 2х1000 1х500 1х1600 1х300 1х1200 1х300 1х600 2х300 2 Годовая выработка электроэнергии ГПУ МВт • ч 7 568 7 368 5 329 4 785 3 612 3 Коэффициент загрузки по электроэнергии % 34,6 40,3 40,8 61,1 69,2 4 Годовой расход газа: – всего – для ГПУ – для пиковых котлов тыс. м3 2 142 1 760 382 2 142 1 760 382 1 819 1 396 423 1755 1253 502 1448 946 502 5 Количество тепла, сбрасываемого через градирни МВт • ч/год 6 524 6 524 4 241 2023 1781 6 Энергоемкость объекта по: – электроэнергии – тепловой энергии кВт • ч/м2год 236,5 280,8 236,5 280,8 187,6 310,9 187,6 310,9 180,8 332,8 7 Себестоимость производства электроэнергии МИНИ-ТЭЦ: – всего – топливная составляющая – амортизация – техобслуживание и эксплуатация – другое руб./кВт • ч 1,15 0,44 0,45 0,18 0,08 1,06 0,44 0,38 0,16 0,08 0,98 0,44 0,30 0,16 0,08 0,90 0,44 0,20 0,17 0,09 0,87 0,44 0,14 0,19 0,10 8 Капитальные затраты на МИНИ-ТЭЦ млн руб. 66,77 56,04 44,03 28,48 22,33   Единовременные затраты             9 на дополнительные меры млн руб. – – 7,80 19,80 24,96   энергосбережения             10 Резервный дизель-генератор млн руб. 4,54 4,54 4,54 – –   Удельные эксплуатационные затраты             11 на энергоснабжение объекта руб./м2год 304,43 283,71 231,87 238,44 218,62   (теплота и электроэнергия)             12 Экономия капитальных затрат млн руб. 0 10,73 14,94 23,03 24,02 13 Годовая экономия эксплуатационных затрат (электроэнергия и тепло) млн руб. 0 0,663 2,322 2,112 2,746