Когенерационныеустановки для агро- и лесопромышленных предприятий: органические рабочие тела или воздух?

Владимир МИХАЙЛОВ
Генеральный директор, д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Михаил ВЕРТКИН
Главный конструктор проекта,
к. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Юрий СУХОРУКОВ
Заместитель генерального директора,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Леонид ХОМЕНОК
Заведующий отделом,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Дмитрий СОБОЛЕВ
Заведующий лабораторий,
ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Метаданные научной публикации

Когенерационные установки для агро- и лесопромышленных предприятий: органические рабочие тела или воздух?
Cogeneration plants for agro- and timber enterprises: organic working fluid or air?

Владимир МИХАЙЛОВ
Генеральный директор, д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Михаил ВЕРТКИН
Главный конструктор проекта,
к. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Юрий СУХОРУКОВ
Заместитель генерального директора,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Леонид ХОМЕНОК
Заведующий отделом,
д. т. н., ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Дмитрий СОБОЛЕВ
Заведующий лабораторий,
ОАО «НПО ЦКТИ»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Vladimir MIKHAILOV
General Director, PhD, JSC «NPO CKTI»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Mikhail VERTKIN
Project chief designer,
PhD, JSC «NPO CKTI»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Yuri SUKHORUKOV
Deputy General Director,
PhD, JSC «NPO CKTI»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Leonid KHOMENOK
Head of the Department,
PhD, JSC «NPO CKTI»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Dmitry SOBOLEV
Head of Laboratories,
JSC «NPO CKTI»
E-mail: VertkinMA@ckti.ru

Аннотация. Для покрытия собственных нужд в тепловой и электрической энергии предприятий агро- и лесопромышленного комплексов используют энергоустановки, работающие на биотопливе, вырабатываемом из отходов этих предприятий. Конкурентной альтернативой зарубежным энергоустановкам, использующим органические рабочие тела (как правило, силоксаны) и реализующим органический цикл Ренкина, является разрабатываемая в ОАО «НПО ЦКТИ» когенерационная воздушная котлотурбинная установка, использующая в качестве рабочего тела атмосферный воздух.
Ключевые слова: когенерационные котлотурбинные установки, биотопливо, пеллеты, органический цикл Ренкина, органические рабочие тела, MDM, RC318, воздушная котлотурбинная установка, цикл Брайтона.

Abstract. To cover their own needs for thermal and electrical energy, agro- and timber industry enterprises use power plants that run on biofuels produced from the waste of these enterprises. A competitive alternative to organic Rankine cycle power plants (using usually siloxanes) is the Cogeneration Boiler-Turbine Plant of JSC «NPO CKTI», which uses atmospheric air as a working fluid.
Keywords: cogeneration boiler turbine plants, biofuels, pellets, organic Rankine cycle, organic working fluids, MDM, RC318, air boiler- turbine plant, Brighton cycle.

УДК 620.95:621.311.2

DOI 10.46920/2409‑5516_2025_10213_108

EDN: QULRRT

Введение

Распределенная генерация является одним из ключевых трендов современной мировой энергетики, особенно в странах ЕС. Доля энергии, вырабатываемая на объектах распределенной энергетики, постоянно растет. В основном это происходит за счет применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ), к числу которых относится и биомасса.
Актуальность развития данного направления в России, как и распределенной генерации в целом, трудно переоценить. Во-первых, протяженность территорий и связанные с этим огромные потери энергии в ЛЭП. Приближенные генерации к потребителям снизят перетоки энергии большой мощности на большие расстояния и снизят потери.
Во-вторых, невысокий по сравнению со странами ЕС и США средний КПД крупных российских ТЗС (около 36% до 2022 г.), в связи с отсутствием отечественных энергетических ГТУ большой мощности, в то время как генерация электроэнергии вблизи потребителей позволит вырабатывать ее на внешнем тепловом потреблении, что существенно снизит удельные расходы топлива.
В-третьих – и это главное, возможность комбинированной генерации тепла и электроэнергии на местном топливе, вырабатываемом из возобновляемой биомассы в виде отходов предприятий лесо- и агропромышленных комплексов (ЛПК и АПК). В этом случае могут быть реализованы замкнутые (безотходные) технологии. В частности, зола, образующаяся при сжигании различных древесных пород, а также рисовая шелуха, кожура семян подсолнечников и других отходов растениеводства – являются комплексным удобрением, содержащим необходимые растениям элементы питания в легкодоступной для растений форме [2], а охлажденные дымовые газы могут использоваться для периодической продувки теплиц с целью подкормки растений углекислым газом, что позволяет значительно повысить урожайность тепличных культур [3, 4 и др.], не говоря уже о снижении расхода топлива на отопление теплиц в холодный период.
В настоящей статье рассматриваются котлотурбинные когенерационные энергоустановки, предназначенные для использования на российских предприятиях ЛПК и АПК, которые могут работать на биотопливе, вырабатываемом из отходов этих предприятий.

Проблемы эффективности и надежности когенерационных установок

В странах ЕС сегодня чаще всего используют установки мощностью 2–8 МВт, реализующие органический цикл Ренкина (ОЦР). В действующих установках ОЦР в качестве органического рабочего тела (ОРТ) используют силоксаны: гексаметилдисилоксан, октаметилтрисилоксан или их смеси. В когенерационных установках используют октаметилтрисилоксан (MDM), позволяющий в силу своей высокой критической температуры 564,09 К (290,94 °C) работать на отопительном давлении в конденсаторе [1]. Достоинство MDM-установок – компактность оборудования, простота и вариативность компоновки. Но есть и недостатки:
низкий электрический КПД цикла нетто (17,4% при температуре охлаждаемой воды на входе/выходе конденсатора по воде 61/88 °C);
большие эксплуатационные затраты, связанные с приобретением и хранением дорогостоящих расходных материалов – рабочего тела (MDM) и диатермического масла;
центральная проблема – утечки MDM и их предотвращение при помощи уплотнительной смазки, подаваемой в торцевые уплотнения после охлаждения в промывочном баке циркуляционного насоса. Таким образом, помимо остатков воздуха и воды, содержащихся в контуре и конденсаторе во время первичного запуска, в контур постоянно поступает влажная уплотнительная смазка, которая, по-видимому, под воздействием горячего MDM может образовывать реакционно-­способные по отношению к материалу проточной части турбины частицы, покрывающие ее поверхности толстым слоем отложений и ржавчины.
Так, по опыту использования MDM-установок на одном из российских предприятий ЛПК, из двух введенных в эксплуатацию в 2015 г. установок к августу 2024 г. в работе оставалась только одна, а другая вместо проектной электрической мощности 2914 кВт выдавала не более 2000 кВт. Поверхности проточной части вышедшей из строя турбины приведены на рис. 1.

Разумеется, приведенный пример – это частный случай, который не опровергает возможность обеспечения заявленных (гарантийных) показателей MDM-установки на проектном уровне путем отладки систем, отвечающих за чистоту рабочего тела (блока управления смазкой, системы удаления влаги и неконденсирующихся газов) и при строгом соблюдении требований по чистоте используемых расходных материалов, а также регламента работ по техобслуживанию. Но наличие подобных случаев – это повод для поиска более надежных решений по предотвращению утечек ОРТ.
Другим недостатком является токсичность MDM, считавшегося ранее безвредным. По последним данным, MDM имеет потенциал токсического эффекта в профессиональных условиях, исходя из известных случаев отравления при приеме внутрь человеком или экспериментах на животных, его попадание в водостоки может вызывать долгосрочные вредные последствия для водной флоры и фауны [5]. А совсем недавно, 25.01.2025 г. Европейское агентство по химикатам (ECHA) внесло MDM в кандидатский список веществ, вызывающих серьезную озабоченность (SVHC) как очень стойкое и очень биоаккумулирующее органическое соединение [6].
Кроме того, MDM горюч. Его пар образует взрывоопасные смеси с воздухом [5, 7], в связи с чем нагрев MDM производят не непосредственно в котле, а через жидкий промежуточный теплоноситель – диатермическое масло, которое нагревают до умеренной температуры. Это является причиной низкого КПД. На рис. 2 приведена типовая схема MDM-установок.
Следует отметить, что наличие водяного контура для предварительного подогрева MDM (Economizer-­Preheater) не сказывается на величине КПД цикла, но позволяет увеличить выработку электроэнергии, КПД котла и всей установки в целом за счет снижения температуры уходящих дымовых газов. Это применимо для MDM-установок, предназначенных только для выработки электроэнергии. В когенерационных MDM-установках, применяемых на российских предприятиях АПК и ЛПК, подогрев MDM осуществляют только в контуре высокотемпературного теплоносителя (диатермического масла). В водяной контур используют для отпуска тепла на отопление или технологические нужды путем дополнительного нагрева водой из экономайзера внешнего теплоносителя после его предварительного подогрева охлаждающей водой за конденсатором.
Из-за невысокой начальной температуры MDM при работе с большими отопительными давлениями в конденсаторе КПД MDM-цикла оказывается невысоким даже при относительно низких температурах охлаждающей воды перед и за конденсатором.

Фторуглеродные когенерационные ОЦР-установки

Отмеченные недостатки MDM-установки, предположительно, могут быть устранены с применением в качестве ОРТ фтор­углеродов или гидрофторуглеродов. Сегодня в числе экологически, пожаро- и взрывобезопасных ОРТ они считаются наиболее термодинамически эффективными. Исследуемые фторуглероды многочисленны и рассматриваются для применения при разных температурах и в разных условиях.
При начальных температурах ниже 300 °C наибольший КПД цикла получен с использованием в качестве ОРТ пента­фторбутана (R365mfc). Однако вопрос о пределах его термической стабильности остается открытым. В технической документации NIST REFPROP и CoolProp 6.8.0 верхняя граница температурного диапазона аппроксимации всех термодинамических параметров указана равной 500 К (226.85 °C). Кроме того, граница взрывоопасности R365mfc в воздухе при 25 °C и атмосферном давлении (101кПа) составляет 3.6–13.3 об.% [8]. В случае возникновения течи в котле возможно возгорание в остаточном кислороде дымовых газов и разложение R365mfc с образованием высокотоксичных продуктов. Это ставит под сомнение возможность подогрева пентафторбутана непосредственно дымовыми газами в котле, без применения промежуточного теплоносителя.
Вместе с тем, в работе [9] были отмечены перспективы и преимущества внедрения в качестве ОРТ октафторпропана C3F8 (R218), октафторциклобутана ц-­C4F8 (RC318) и декафторбутана (перфторбутана) C4F10, имеющих, как указано в [9], подтвержденную экспериментально достаточную термическую (термоциклическую) стойкость для работы при температуре до 550–600 °C. Их характеристики приведены в таблице 1.

Из приведенных в таблице 1 данных следует, что наиболее перспективным ОРТ, допускающим нагрев непосредственно в котле до высокой температуры, является октафторциклобутан ц-­С4F8 (RC318). Аргументы следующие:
Возможность подогрева ц-­С4F8 до указанной температуры 460 °C косвенно подтверждена паспортом безопасности [10], согласно которому температура разложения ц-­C4F8 превышает 550 °C.
Достаточно высокая критическая температура 115,22 °C октафторциклобутана позволяет работать на достаточно высоком давлении в конденсаторе или в промежуточном отборе RC318 из турбины (при использовании двухступенчатой системы нагрева воды отработанным RC318) с нагревом воды до 100 °C, что позволит снизить или свести к нулю расход тепла на догрев воды в дополнительном котельном экономайзере (рис. 2) и благодаря этому увеличить выработку электроэнергии на заданном внешнем тепловом потреблении.

Параметры теплоносителей в конденсаторе при температурах на входе/выходе конденсатора по воде 61/88 °C приведены в таблице 2.

Исходные данные и результаты расчета параметров цикла приведены в таблице 3. Поскольку рассчитывались только параметры и показатели (КПД) цикла, то расчет параметров рекуператора проведен в варианте без применения байпасного подогревателя RC318 Preheater (рис. 2), присутствие которого обеспечивает повышение КПД котла, но не влияет на величину КПД цикла.
По результатам расчетов получено, что при одинаковых температурах охлаждающей воды до и за конденсатором 61/88 °C электрический КПД нетто RC318‑цикла составил 24,99% – значительно выше, чем его проектное значение – 17,4% в MDM-установке.
Следует отметить, что каких‑либо референтных данных (т. е. подтвержденных данными коммерческой эксплуатации) по высокотемпературным установкам ОЦР (кроме ссылки на проведенные в НИУ «МЭИ» эксперименты [9]) на момент написания данной статьи обнаружить не удалось. В документации по программному комплексу NIST RefProp и CoolProp 6.8.1 верхняя граница температурного диапазона аппроксимации всех термодинамических параметров RC318 указана равной 623 К (349.85 °C) [11]. Кроме того, октафторциклобутан – это весьма недешевый расходный материал. Как и любое ОРТ, он не является идеально экологически чистым и безопасным. Согласно измененной в 2017 г. редакции паспорта безопасности [10], при достаточной высокой концентрации паров вызывает удушение, а при температуре 550 °C разлагается, при нагреве под давлением или при воздействии огнем может произойти взрыв.
Проблема утечек ОРТ, снижение межремонтного периода и дополнительное увеличение эксплуатационных затрат, а также загрязнение водостоков не только ОРТ, но и смазочными материалами, включая уплотнительную смазку, является главным недостатком ОЦР-установок.

Воздушный цикл Брайтона для когенерационных котлотурбинных установок на биотопливе

В ОАО «НПО ЦКТИ» в течение ряда лет проводились исследования когенерационных установок, предназначенных для применения на предприятиях АПК и ЛПК и использующих неорганические рабочие тела, в частности, атмосферный воздух. За основу были приняты разработки швейцарской компании Echer-­Wiss, которая еще в 1939 г. построила на заводе в Цюрихе и запустила в работу экспериментальную воздушную котлотурбинную установку (ВКТУ) мощностью 2 МВт, реализующую рекуперативный замкнутый цикл Брайтона с температурой воздуха перед турбиной 670 °C [12].
На основании изучения и совершенствования оборудования этой ВКТУ через 15 лет Echer-­Wiss построила машину принципиально новой конструкции, которая в дальнейшем стала типовой для целого ряда машин в диапазоне мощностей от 2 до 12,5 МВт. По лицензиям Echer-­Wiss в 1940–1960‑х гг. в Великобритании, США, ФРГ и Японии изготовлялось оборудование ВКТУ, реализующих закрытый регенеративный цикл Брайтона. В числе лицензиатов по состоянию на 1960 г. были такие известные компании, как British Electric, General Еlectric, Ford, Krupp, и другие [12]. В разных странах мира были построены десятки таких ВКТУ.
В частности, в СССР на Каширской ГРЭС в 1960 г. была построена ВКТУ мощностью 10 МВт, работающая на подмосковных углях. Заявленное значение ее КПД составляло 29%. Для этой ВКТУ компания Echer-­Wiss изготовила только турбокомпрессорную группу. Генератор и все электрическое оборудование были изготовлены компанией Brown Boveri. Воздушный котел, регенератор, охладители и все вспомогательное оборудование изготовлено на заводах ФРГ. Все оборудование установки было размещено в помещении площадью 43,8 на 24 м и высотой 21,5 м [13]. Копия принципиальной схемы этой ВКТУ приведена на рис. 3.

На базе этого аналога в ОАО «НПО ЦКТИ» была разработана принципиальная схема когенерационной ВКТУ, реализующей открытый регенеративный цикл Брайтона [13]. Ее принципиальная тепловая схема в простейшем варианте исполнения приведена на рис. 4.

Замкнутая и открытая схемы имеют свои преимущества и недостатки. Применение замкнутого цикла Брайтона обосновано тремя факторами:
Использование в качестве топлива преимущественно углей и эксплуатация ВКТУ в условиях высокой загрязненности атмосферного воздуха угольной пылью. Замкнутая схема позволяет использовать комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) только во время наддува (заполнения) контура рабочего тела атмосферным воздухом, что снижает габариты, стоимость КВОУ и эксплуатационные затраты на периодическую замену фильтров.
Замкнутый цикл позволяет повысить давление не только перед турбиной, но и перед компрессором, сохраняя степень сжатия компрессоров на оптимальном уровне, что обеспечивает компактность теплообменного оборудования по сравнению с открытым циклом.
Замкнутый цикл Брайтона позволяет поддерживать на переменных режимах начальную температуру и степень расширения циклового воздуха в турбине на приблизительно постоянном уровне за счет регулирования массы и соответственно массового расхода воздуха в контуре установки путем сброса или подачи воздуха в/из «дыхательной» (накопительной) емкости в замкнутый контур, что предотвращает резкое снижение КПД на частичных нагрузках и обеспечивает поддержание массового расхода циклового воздуха при изменении температуры воздуха перед КНД на требуемом уровне.
Тем не менее применительно к когенерационным ВКТУ малой мощности (2–6 МВт), работающим на биотопливе, вырабатываемом из отходов предприятий АПК и ЛПК, и предназначенным для работы на этих предприятиях, открытый регенеративный цикл Брайтона может оказаться более предпочтительным.
Приведенная на рис. 4 ВКТУ открытого цикла, уступая ВКТУ закрытого цикла той же мощности в компактности теплообменного оборудования, имеет следующие эксплуатационные преимущества:
проще и быстрее пуск, нет необходимости заполнения контура рабочим телом при пуске; проще останов и временный вывод из эксплуатации для проведения регламентных работ по техобслуживанию, периодической ревизии и планово-­предупредительному ремонту;
меньшее число единиц оборудования, чем в прототипе: нет системы наддува контура воздухом, нет необходимости восполнения утечек рабочего тела в контуре, периодически запуская эту систему в работу, нет дополнительных накопительных («дыхательных») емкостей;
в сравнении с гипотетической высокотемпературной октафторциклобутановой (RC318) установкой и тем более с действующими силоксановыми установками ВКТУ имеет значительно более высокий КПД;
нет затрат на приобретение и хранение дорогостоящих расходных материалов – органического рабочего тела и промежуточного теплоносителя (как правило, диатермического масла) конкретных зарубежных производителей, нет затрат на осуществление повышенных мер обеспечения взрыво- и пожаробезопасности; работы по техобслуживанию не требуют привлечения иностранных специалистов;
в качестве теплоносителя для отпуска тепла внешнему потребителю, помимо горячей воды, может использоваться отработанный горячий воздух, применяемый, в частности, в различных процессах сушки (например, осушения биомассы при производстве удобрений из сельскохозяйственных отходов, при производстве древесных плит, пеллет и других видов биотоплива); кроме того, потребителями горячего воздуха могут быть вентиляционные системы сооружений, размещенных в районах Заполярья и других районах с суровым холодным климатом. В отсутствие потребности в горячем воздухе на выходе регенератора по отработанному воздуху может быть установлен дополнительный воздушный подогреватель горячей воды.
Кроме того, ВКТУ, выполненная по схеме, приведенной на рис. 4, при одинаковой начальной температуре воздуха перед турбиной, одинаковых внутренних относительных (изотропных) КПД компрессоров и турбины, одинаковых относительных потерях давления в воздушном тракте (в. д., н. д.) и одинаковых температурных напорах в низконапорных точках будет иметь более высокий КПД, чем аналог закрытого цикла.

Технический результат, обеспечивающий повышение КПД ВКТУ, состоит в следующем:
Обеспечивается снижение отвода тепла из цикла с отработанным воздухом за регенератором 6 и уходящими из котла дымовыми газами за РПВ 4 вследствие того, что суммарный расход отработанного воздуха из регенератора и дымовых газов из РВП в предложенном устройстве ниже, чем в прототипе, на величину расхода котлового воздуха. Это связано с тем, что если в прототипе (рис. 3) котловой воздух, в котором сжигается топливо, не участвует в выработке мощности, то в предложенной ВКТУ в качестве котлового воздуха используется часть отработанного циклового воздуха, подаваемого из турбины 5 в топку 2 через трехходовую распределительную заслонку 14 с поддержанием коэффициента избытка воздуха в топке на требуемом уровне, при этом КПД цикла, реализуемого котловой частью воздуха, не ниже (равна) КПД цикла, реализуемого частью воздуха, поступающего в регенератор.

Температура среды сжигания топлива, равная температуре воздуха за турбиной 5, выше, чем температура котлового воздуха в прототипе, что позволяет повысить температуру дымовых газов в топке и благодаря этому повысить полноту сжигания топлива, а также применить промежуточный подогрев воздуха в котле с соответствующим повышением КПД даже при использовании низкокалорийных видов топлива.
Более низкая температура воздуха перед КНД 7 в сравнении с той, которая может быть обеспечена в охладителе воздуха перед компрессором прототипа, позволяет снизить мощность компрессора и повысить мощность установки без повышения расхода топлива.
Далее приведен расчет параметров и показателей ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ», приведенный на рис. 4. В качестве топлива предполагалось использование древесных пеллет класса А (с низшей теплотворной способностью выше 18.5 МДж/кг [14]), массово изготавливаемых сегодня как на зарубежных, так и на отечественных деревообрабатывающих предприятиях. Их компонентный состав и низшая удельная теплотворность приведены в таблице 4, составленной по данным [14].
В расчетах использовался компонентный состав древесных пеллет, полученный после исключения из рассмотрения пренебрежимо малых массовых долей S и Cl и нормирования состава топлива по сумме массовых долей, равной 1. Компонентный состав древесных пеллет без золы, использовавшийся в расчетах, приведен в таблице 5.

Расчеты параметров ВКТУ при начальной температуре древесных пеллет 20 °C. Исходные данные и допущения для проведения расчетов параметров и показателей ВКТУ, предложенных ОАО «НПО ЦКТИ», определенные на основе анализа данных прототипа, приведенного на рис. 3, и внесения некоторых необходимых корректировок, приведены в таблице 6. Результаты расчетов представлены в таблице 7.

В результате расчетов получено, что при использовании промохладителя 9 с охлаждением воздуха перед КВД 8 до 30 °C электрический КПД ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» в простейшем варианте исполнения (без промперегрева) в нормальных условиях составляет 30%, электрический КПД цикла – 33,3%.
Отпуск тепла зависит от ряда факторов, в том числе от обратной температуры циркуляционной воды и температуры наружного воздуха, и достигает максимума при полностью открытом ВНА и отключенном промежуточном охладителе 9. В этом случае температура воздуха за регенератором 6, воздуха и дымовых газов перед теплофикационными подогревателями циркуляционной воды 10 и 11 оказываются максимальными, электрическая мощность при этом снижается.
Расход воздуха при неизменной температуре наружного воздуха на переменных режимах может меняться в ограниченных пределах при помощи ВНА КНД 8 для поддержания температуры перед турбиной на максимально допустимом уровне с целью повышения КПД при текущем расходе топлива.
Следует отметить, что приведенная на рис. 4 схема ВКТУ – упрощенная. Реальная принципиальная тепловая схема и соответственно состав оборудования и показатели будут зависеть от конкретных условий эксплуатации. ВКТУ может быть выполнена по схеме с промперегревом воздуха за ТВД. В этом случае степени сжатия в КНД и КВД могут быть увеличены с соответствующим повышением температуры воздуха за КВД и КНД. Сам котел может быть выполнен с «пиролизным» реактором либо котельная установка может содержать батарею газификаторов биотоплива и один котел, работающий на синтез-газе. Если отпуск тепла невелик или неактуален, то ВКТУ может быть снабжена скруббером-­охладителем уходящих из котла газов с сепаратором конденсата пирогенического пара и устройством впрыска полученного конденсата в сжатый воздух за КВД перед регенератором и РВП [15], при этом появится дополнительное рабочее тело в виде пара, сгенерированного за счет снижения температуры отработанного воздуха за регенератором и уходящих газов за РВП. Это позволит дополнительно повысить КПД ВКТУ.
В ВКТУ отсутствует проблема утечки рабочего тела, характерная для установок ОЦР. Турбокомпрессорный блок может быть установлен на магнитных подвесах, а вместо редуктора может быть применен понижающий преобразователь частоты, что позволит полностью отказаться от использования смазочных материалов и исключить загрязненные водостоки. Это позволяет размещать теплицы в непосредственной близости от ВКТУ, охлажденные дымовые газы (при работе на топливе с нулевым или малым содержанием серы), использовать для периодической продувки теплиц с целью их обогрева и подкормки тепличных растений углекислым газом, а шлакозольный остаток использовать как удобрение.
Таким образом, ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» полностью соответствует требованиям международной системы сертификации по устойчивому производству, переработке и утилизации возобновляемой биомассы ISCC PLUS, федерального проекта «Чистая энергетика» и концепции интеграции тепловой энергетики в безотходные технологические процессы предприятий АПК и ЛПК на основе утилизации возобновляемой биомассы.
Как было отмечено выше, ВКТУ открытого цикла, возможно, несколько уступает ОЦР-установкам в компактности оборудования в целом. Проходные сечения и размеры котельного подогревателя воздуха и воздушного регенератора ВКТУ (рис. 4) выше, чем размеры подогревателя диатермического масла и MDM-рекуператора (рис. 1). Не исключено, что величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности малой ВКТУ окажется выше предельных значений, установленных Распоряжением Правительства РФ № 594‑р от 24 марта 2022 г. [16] с изменениями от 21 сентября 2023 г. [17]. Так, для генерирующих объектов, функционирующих на основе использования биомассы, данный индикатор определен на уровне 95655 и 93519 руб./кВт при вводе в эксплуатацию, соответственно, в 2025 и 2028 г. Даже если учесть, что помимо, например, 2 МВт электрической мощности ВКТУ вырабатывает порядка 3 МВт тепла, получается, что цена ВКТУ должна быть ниже 500 тыс. руб. (в ценах 2021 г).
Конечно, более-­менее достоверные приблизительные оценки временных и материальных затрат на реализацию проекта опытно-­демонстрационной ВКТУ можно получить только с привлечением индустриальных партнеров (поставщиков турбокомпрессорного, теплообменного, котельного и электрического оборудования) и только после завершения разработки конструкторской документации на уровне не ниже технического проекта, когда предварительно будут определены массогабаритные характеристики оборудования и конструкционные материалы. И все же приведенные индикаторные оценки предельной стоимости ВКТУ представляются заниженными. Особенно если учесть, что предельные значения показателя эффективности в руб./МВт·ч для установок, работающих на биомассе, в [16] не определены. Это формально отдает преимущество ОЦР-установкам, хотя эксплуатационная эффективность и экологическая чистота должны были бы быть учтены в цене за 1 кВт установленной мощности.
Эксплуатационная эффективность и экологическая чистота – это не только доход, но и здоровье и качество жизни, это расширение курортных зон с очевидными положительными косвенными экономическими эффектами в развитии экономики в этих районах. И это, безусловно, должно иметь высокую цену.

Выводы

ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ», уступая установкам ОЦР в компактности и металлоемкости котельного и теплообменного оборудования, обладает значительно более высоким КПД и КИТТ в сравнении с силоксановыми установками и более высоким КПД, чем фторуглеродные установки.
ВКТУ значительно уменьшает эксплуатационные затраты, так как нет таких дорогостоящих расходных материалов, как органическое рабочее тело и жидкий промежуточный теплоноситель, нет затрат на их хранение и на осуществление дополнительных природоохранных мероприятий и повышенных мер обеспечения взрыво- и пожаробезопасности.
В качестве теплоносителя для отпуска тепла внешнему потребителю в данной ВКТУ, помимо горячей воды, может использоваться отработанный горячий воздух, что также может оказаться преимуществом ВКТУ при использовании отпускаемого тепла в характерных для предприятий АПК и ЛПК технологических процессах, связанных с осушением и нагревом биомассы при производстве биотоплива и удобрений из отходов этих предприятий.
ВКТУ более надежна, имеет более высокий ресурс, поскольку проще структурно и в управлении, в ней нет систем удаления неконденсируемых газов и промывки уплотнительной смазки. Нет проблемы торцевого уплотнения.
ВКТУ более экологична, поскольку не использует опасных и биоаккумулирующих веществ, допускает применение в качестве подшипников магнитных подвесов, позволяющих полностью отказаться от горюче-­смазочных материалов и практически исключить наличие загрязненных водостоков.
Изготовление всего оборудования ВКТУ и все сервисное обслуживание может быть обеспечено российскими предприятиями.
ВКТУ ОАО «НПО ЦКТИ» [13] полностью соответствует требованиям федерального проекта «Чистая энергетика» и международной системы сертификации ISCC PLUS (по устойчивому производству, переработке и утилизации возобновляемой биомассы) и является конкурентной альтернативой ОЦР-установкам, предназначенным для работы на предприятиях АПК и ЛПК.

Использованные источники

1. Borsukiewicz-­Gozdur A., Wiśniewski S., Mocarski S., & Bańkowski M. ORC power plant for electricity production from forest and agriculture biomass. Energy Conversion and Management, vol. 87, 2014. p. 1180–1185.
2. Сафроновская Г. М. Утилизация золы на удобрение // Главагроном. [Электронный ресурс]. URL: https://glavagronom.ru (дата обращения: 10.11.2020).
3. Система подкормки растений углекислым газом // ООО «ПРОФИТ-АГРО». [Электронный ресурс]. URL: http://profit-agro.ru/sistemy/sistema-­podkormki-rastenij/
4. Обогащение теплиц углекислым газом // «Теплицы-­Регион». [Электронный ресурс]. URL: https://teplicy-­polikarbonat.ru/news/post/obogashenie-­teplic-uglekislym-­gazom (дата обращения: 17.06.2016).
5. Octamethyltrisiloxane. National Center for Biotechnology Information. [Электронный ресурс]. URL: https://pubchem.ncbi.nlm.nih.gov/compound/Octamethyltrisiloxane (дата обращения: 20.02.2025).
6. ECHA добавляет пять опасных химических веществ в список кандидатов и обновляет одну позицию. [Электронный ресурс]. URL: https://www.reachinfo.eu/echa-adds-five-hazardous-­chemicals-to-the-candidate-list-and-updates-one-entry/ (дата обращения: 20.02.2025).
7. Quoilin S., Van Den Broek M., Declaye S., Dewallef P., Lemort V. Techno-­economic survey of Organic Rankine Cycle (ORC) systems // Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 22, 2013. p. 168–186.
8. Хладагент R365mfc: описание и свой­ства // AboutD C.ru. [Электронный ресурс]. URL: https://aboutdc.ru/page/477.php?ysclid=m84brdajvr262089184 (дата обращения: 11.03.2025).
9. Сухих А. А., Старовой­тов В. В. Перспектива внедрения фторуглеродов в качестве рабочих тел электрогенерирующих установок в системах утилизации теплоты продуктов сгорания газоперекачивающих агрегатов // Вестник газовой науки. № 4 (49), 2021. С. 184–192.
10. Октафторциклобутан (RC318). Паспорт безопасности. OOO SIAD Rus. Дата пересмотра: 29 июня 2017. Отменяет паспорт безопасности от 29 мая 2015.
11. RC318–CoolProp 6.8.1 dev documentation. [Электронный ресурс]. URL: http://coolprop.org/dev/fluid_properties/fluids/RC318.html (дата обращения: 11.06.2025).
12. Моисеев Г. И., Мееров Л. З. Конструкции стационарных газотурбинных установок (по зарубежным материалам). Москва-­Ленинград: Госэнергоиздат, 1962. – 199 с.
13. Михайлов В. Е., Верткин М. А., Сухоруков Ю. Г. Котлотурбинная воздушная энергоустановка // Патент РФ № 2832705, заявлен 13.03.2024, опубликован 27.12.2024, бюллетень № 36.
14. Wilk V., Kitzler, H., Koppatz, S., Pfeifer, C., Hofbauer, H. Gasification of residues and waste wood in a dual fluidised bed steam gasifier // Biomass Conversion and Biorefinery, vol. 1(2), 2011. p. 91–97.
15. Верткин М. А., Михайлов В. Е., Сухоруков Ю. Г. Воздушная котлотурбинная установка // Патент РФ № 2842222, заявлен 01.11.2024, опубликован 23.06.2025, бюллетень № 18.
16. Распоряжение Правительства РФ от 24 марта 2022 г. № 594‑р «Об утверждении изменений…».
17. Распоряжение Правительства РФ от 21 сентября 2023 г. № 2537‑р «О внесении изменений…».
18. Рекомендации круглого стола комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Меры законодательного регулирования для обеспечения устойчивого развития топливно-­энергетического комплекса Российской Федерации в условиях экономических санкций»: утверждены решением комитета Государственной Думы по энергетике № 3.25–5/29 от 25 мая 2022 г. [Электронный ресурс]. URL: http://komitet2–13.km.duma.gov.ru/Rabota-­Rekomendacii-po-itogam-­meroprijatij/item/28484465 (дата обращения: 22.08.2022).