автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Повышение экономической и экологической эффективности энергоустановок с газовыми турбинами

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

« м I) V .

о

На правах рукописи

Жарков Сергей Владимирович

УДК 621.438:697.34:620.92

ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОУСТАНОВОК С ГАЗОВЫМИ ТУРБИНАМИ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы

и комплексы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 1996

Работа выполнена в Сибирском энергетическом институте СО РАН (СЭИ)

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, Клер A.M.

доктор технических наук, профессор, Степанов B.C. кандидат технических наук, Наумов Ю.В.

Институт энергетических исследований РАН. г. Москва

Защита состоится Я марта в/Гчасов на заседании диссертационного совета Д.002.30.01 при Сибирском энергетическом интституте СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, СЭИ

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Сибирского энергетического института СО РАН.

Автореферат разослан «^февраля 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д.002.30.01.

д.т.н. A.M.Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. При существующих и особенно перспективных масштабах потребления энергии все острее встают проблемы повышения эффективности использования топлива и снижения негативного воздействия энергетики на окружающую среду.

В настоящее время в мире одним из основных направлений повышения зкодогичности энергетики является совершенствование традиционных технологий получения энергии, причем наибольшее внимание привлекают теплоэнергетические установки (ТЭУ) с газовыми турбинами, обеспечивающие высокую тепловую эффективность и приемлемые экологические характеристики. Однако такие ТЭУ имеют весьма сложные и разнообразные технологические схемы, что обуславливает сложное взаимовлияние процессов, протекающих в их элементах. В этих условиях для принятия обоснованных технических решений требуется сочетание качественного инженерного анализа и строгих методов математического моделирования и оптимизации. Такие методы получили существенное развитие в работах СЭИ СО РАН (Попырин JI.C., Хрилев Л.С., Наумов Ю.В., Клер A.M.), ИПМаш АН Украины (Шубенко-Шубин Л.А,, Палагин A.A.), ЦНИИКА (Хорьков Н.С., Вульман Ф.А.), MTI (E!-Masri М.А.) и др. В то же время в большинстве этих работ недостаточное внимание уделяется качественному инженерному анализу известных технических решений и поиску новых.

Другой путь снижения потребления органического топлива и улучшения экологичеких характеристик энергетики заключается в вовлечении в энергобаланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ).

Энергетика - отрасль техники, основу которой составляют технические устройства, поэтому основные резервы повышения экономичности и экологичности технологий получения энергии лежат в совершенствовании этих устройств.

В связи с этим цель работы заключается в следующем:

- найти технические решения, реализация которых способствовала бы повышению экономической эффективности и экологической чистоты производства энергии в энергоустановках с газовыми турбинами, в том числе утилизирующих НВИЭ;

- оценить их технико-экономическую эффективность.

Автором на основе качественного анализа предлагаются оригинальные технические решения (большинство из которых . оформлены как заявки на изобретения), а затем формальными методами математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок обосновывается их технико-экономическая эффективность.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

- качественный анализ недостатков существующих схем парогазовых установок (ПГУ), возможных способов их преодоления и формирование на их основе новых технических решений по технологическим схемам ПГУ с впрыском пара в камеру сгорания в конденсационном и теплофикационном вариантах исполнения;

- результаты технико-экономических исследований предлагаемых схем ПГУ и определение возможных областей их использования;

- результаты исследования проблем использования НВИЭ для условий РФ, определение наиболее перспективных НВИЭ и новые технические предложения по способам использования НВИЭ в системах энергоснабжения с применением ТЭУ с газовыми турбинами;

- методика и результаты определения предельных экономических границ эффективности использования НВИЭ в гибридных энергоустановках с газовыми турбинами;

- новые технические предложения по технологическим схемам ТЭУ с газовыми турбинами для реализации предложенных способов использования НВИЭ, в частности предложена новая схема маневренной ТЭЦ;

- методика, математическая модель и результаты расчета тепловой схемы маневренной ТЭЦ.

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности использования топлива, улучшении экономических характеристик энергоустановок и снижении негативного воздействия энергетики на окружающую среду при реализации предложений.

Результаты исследований использовались в работах СЭИ СО РАН по технико-экономическим исследованиям парогазовых установок, перспективным источникам тепла и перспективам использования природного газа в энергетике РФ.

Апробация работы. Основные положения докладывались на конференциях научной молодежи СЭИ СО РАН (1989, 1991, 1992 и 1994

гг.), а также на Всероссийской конференции "Альтернативные источники энергии" в г. Зареченске Свердловской области в 1994 г. и Всероссийской конференции "Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития" в г. Иркутске в 1995 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ, включая два авторских свидетельства и один патент РФ на изобретение. Получено также еще три положительных решения ВНИИГПЭ на выдачу патентов РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (118 наименований), из них: 114 страниц основного текста, 12 рисунков и 7 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, отмечены элементы новизны полученных результатов и перечислены положения, выносимые на защиту. Приведена также общая схема исследований, включающая следующую последовательность действий:

1) анализ недостатков и достоинств известных технических решений в выбранных областях энергетики (ПГУ и НВИЭ);

2) поиск новых технических решений, обеспечивающих взаимокомпенсацию недостатков отдельных "элементарных" решений при сохранении их достоинств;

3) оценка-сравнение найденных технических решений с базисными, проводимая с использованием математических моделей исследуемых установок;

4) определение оптимальных условий и областей применения предлагаемых энергоустановок с анализом возможных затруднений, поиск вспомогательных технических решений для смягчения последних.

В первой главе анализируются особенности некоторых перспективных ТЭУ, а именно: ПГУ, блок-ТЭЦ и конденсационных котлов.

Из всего разнообразия схем парогазовых установок рассматриваются два основных и считающихся наиболее перспективными типа: ПГУ с котлом-утилизатором (ПГУ-КУ) и ПГУ с впрыском пара в газодинамический тракт (ПГУ-ВП). Отмечается, что ПГУ-КУ уже настолько широко исследованы и освоены в мире, что их уже можно отнести к традиционным типам ТЭУ. ПГУ-ВП в этом отношении являются более молодым, менее изученным и поэтому более интересным

направлением, исследование которого может принести доселе неизвестные результаты. Ставится задача совместить все рассмотренные перспективные технические тенденции в одной энергоустановке, обеспечив одновременно снижение вредных выбросов (NOx и СО).

Во второй главе делается попытка усовершенствовать схему ПГУ-ВП, в том числе:

1) учесть тенденции в газотурбостроении, прежде всего это касается усложнения схемы газотурбинных установок (ГТУ) путем осуществления промежуточного подвода тепла в цикле и промежуточного охлаждения воздуха при сжатии;

2) устранить основной недостаток - потерю питательной воды.

В результате анализа проработок Кузьминского П.Д., Зысина В.А., Христиановича С.А., Бородина A.A., Арсеньева J1.B., Тырышкина В.Г., Степанова И.Р., Бирюкова Б.В. и других исследователей схем ПГУ со смешением рабочих тел автором предлагается схема ПГУ-ВП с перерасширением парогазовой смеси (ПГУ-ВП-П), приведенная на рисунке 1. Такая ПГУ-ВП-П обладает рядом признаков, свойственных ГТУ нового поколения:

- промежуточный подвод тепла в цикле;

- промежуточное охлаждение воздуха при сжатии;

- повышенное начальное давление цикла;

- впрыск пара в камеру сгорания (для снижения выбросов NOx и повышения удельной мощности установки);

- конденсация влаги из дымовых газов;

- возврат конденсата в цикл.

Для проверки технико-экономической эффективности ПГУ-ВП-П проведены расчеты ее технологической схемы для сравнения с ПГУ-КУ на базе ГТУ усложненной схемы (с промежуточным подводом тепла и промежуточным охлаждением воздуха при сжатии). Поскольку необходимыми условиями сопоставимости различных вариантов ТЭУ являются выравнивание их по энергетическому эффекту и рассмотрение каждого из них в оптимальных для него условиях, то далее характеристики схем приводятся в оптимальном (по критерию приведенных затрат) их исполнении.

Исследование установок проводилось с помощью разработанного в СЭИ СО РАН программно-вычислительного комплекса СМПП-ПК. Для этого автором были модифицированы программные модели камер

топлийо

Рис. 1. Схема ПГУ-ВП-П К - компрессор, Т - турбина,

КС и ДКС - основная и дополнительная камеры сгорания,

ВО - воздухоохладитель, КУ - котел-утилизатор,

ПН - питательный насос, ТНД - турбина низкого давления,

ВК - вакуум-компрессор, Кд - конденсатор,

ЧНД - часть низкого давления.

сгорания, компрессоров и теплообменников, созданы программы расчета, сформулированы и решены задачи оптимизации непрерывных параметров исследуемой (ПГУ-ВП) и базисной (ПГУ-КУ) установок. Для оптимизации использовались метод и программно-вычислительный комплекс, разработанный А.М.Клером и Н.П.Декановой.

Расчеты показали, что наиболее высокие технико-экономические показатели установки достигаются при:

- высоком верхнем давлении цикла (см. табл. 1);

- минимальном избытке воздуха (принимался равным 1,05) в обеих камерах сгорания;

- давлении газа на входе в конденсатор (Кд) порядка 30 кПа:

- давлении газа на входе в КУ порядка 60-70 кПа, при этом мощность турбины низкого давления (ТНД) практически равнялась мощности вакуум-компрессора (ВК).

Последний, достаточно неожиданный результат представляется весьма интересным, поскольку это дает возможность разместить ТНД и ВК на отдельном валу и вынести за пределы турбинного цеха, т.е. использовать по аналогии с турбонаддувом у дизелей как турбоотсос. Такой турбокомпрессорный агрегат можно объединить с конденсатором (Кд) в часть низкого давления (ЧНД).

Таблица 1

Зависимость тепловой эффективности ПГУ-ВП-П

от степени сжатия цикла при температуре газов

на выходе из камер сгорания То= 1500 К

Показатель Степень сжатия цикла

20 40 60 80 100 130

КПД, % (абс) 49,3 51,7 52,7 53,4 54 54,3

При сжатии газов в ВК возрастает их температура, чем предотвращается конденсация влаги из уходящих газов в выхлопной трубе (последняя проблема является одной из основных для конденсационных котлов). Что касается возникающего вопроса о возможном загрязнении конденсата в процессе работы установки, то, как показывают литературные данные, качество воды при контакте с продуктами сгорания природного газа не изменяется, за исключением повышения содержания углекислоты, удаление которой возможно, например, в термических деаэраторах.

В табл. 2 и 3 сравниваются показатели ПГУ-КУ И ПГУ-ВП в конденсационном и теплофикационном вариантах исполнения. Затрать; на отпуск электроэнергии на конденсационных установках получились одинаковыми. В ПГУ-ВП-ТЭЦ хонденсатор выступает как подогреватель сетевой воды (ПСВ) и нет ни ВК, ни ТНД, поскольку при оптимизации обнаружилось, что значения давлений в КУ и конденсаторе сближаются и стремятся к атмосферному. Схема дополнена регенеративным газо-газовым теплообменником, который нагревает газы, выходящие из ПСВ, на 20° С. Этого достаточно для надежной работы отводящего тракта. Степень сжатия цикла ПГУ-ВП принималась равной 80.

Таблица 2

КПД различных схем ПГУ в зависимости от температуры

газов на выходе из камер сгорания

Тип ПГУ Начальная температура газов, К

1400 .1500 1600 1700 1800

ПГУ-КУ 51,9 54,5 56,7 58,1 59,2

ПГУ-ВП-П 51,0 53,4 55,5 57,2 58,5

Таблица 3

Показатели различных схем ПГУ-ТЭЦ

Тип ПГУ и Тх, °С

показатель 40 50 60

1. ПГУ-КУ-ТЭЦ

5,% 100 100,3 101,3

7]т,% 48,5 48,2 48,1

к.и.т.,% 85,3 85,3 85,3

2. ПГУ-ВП-ТЭЦ

5,% 98,6 98 96,6

?7Г,% 49 49 49

к.и.т.,% 105,2 101,1 94,8

В табл. 4 представлены некоторые характеристики ПГУ-ВП-ТЭЦ. Видно, что коэффициент использования тепла топлива такой установки высок, но сильно зависит от температуры нагреваемой (обратной сетевой) воды Тх и практически не зависит от температуры нагрева (прямой сетевой) воды Тг. В ПГУ-КУ-ТЭЦ нагрев воды двухступенчатый. Во всех случаях промежуточное охлаждение воздуха при сжатии осуществлялось сетевой водой. Параметры установок оптимизировались по критерию минимизации удельных приведенных

затрат на генерируемую электроэнергию при температуре газа на выходе из камер сгорания То=1500 К, причем все затраты отнесены на производство электроэнергии. В табл. 3 приведены следующие характеристики установок: в - относительные удельные приведенные затраты на отпуск электроэнергии, т]т - термический КПД, к.и.т. -коэффициент использования тепла топлива в пересчете на низшую теплоту сгорания. Нагрев воды производился до 110° С.

Таблица 4

Коэффициент использования тепла топлива ПГУ-ВП-ТЭЦ

Тх,°С Тг,

80 90 100 ПО

40 105,2 105,2 105,2 105,2

50 101,1 101,1 101,1 101,1

60 94,7 94,7 94,7 94,7

70 83,7 83,7 83,7 83,7

Как видно из табл. 3 и 4, предлагаемая ПГУ-ВП-ТЭЦ превосходит ПГУ-ТЭЦ с КУ по технико-экономическим показателям, особенно при низких параметрах обратной сетевой воды, причем при любом методе разнесения затрат на тепло и электроэнергию, поскольку имеет несколько меньшие затраты на производство электроэнергии (без учета отпуска тепла), аналогичный электрический КПД и значительно больший к.и.т. Например, при так называемом "физическом" методе разнесения топливных затрат на отпускаемые тепло и электроэнергию, когда всю экономию топлива от комбинирования производства электроэнергии и теплоты относят на счет электроэнергии, удельный расход топлива на производство электроэнергии на ПГУ-ВП-ТЭЦ получается меньше, чем на ПГУ-КУ, на 15%.

При этом ПГУ-ВП-ТЭЦ обладает и более высокими экологическими характеристиками:

1. В результате впрыска пара снижается (в 2-8 раз) образование окислов азота.

2. Ввод пара способствует также более полному сгоранию топлива, поскольку основной реакцией, по которой выгорает окись углерода, является реакция с гидроксилом: СО + ОН = С02 + Н. Поэтому добавки пара, увеличивающие выход радикала ОН, при наличии кислорода снижают содержание СО в выхлопных газах. Наличие

водяных паров при высоких температурах способствует также выгоранию сажи (через газификацию).

3. При конденсации влаги из дымовых газов происходит "промывание" газов.

4. Наличие конденсационного подогревателя сетевой воды г. регенеративного подогревателя уходящих газов снизит шум выхлопа ПГУ-ВП, а меньший, чем у ПГУ-КУ расход воздуха через компрессор, обеспечит более низкий уровень шума от входного тракта ПГУ.

5. Снижается выброс влаги с дымовыми газами, поскольку они осушаются в конденсационном теплообменнике. Причем влаги конденсируется на 10-20% больше, чем подается на впрыск - за счет влаги, образовавшейся при горении топлива. Таким образом, главный недостаток ПГУ-ВП традиционной схемы переходит здесь в свою противоположность. Так как конденсат является обессоленным, то его излишки могут использоваться для подпитки сети. Соответственно снизятся капитальные и эксплуатационные затраты на систему химводоочистки подпиточной воды. Например, на ПГУ-ТЭЦ-ВП электрической мощностью 100 МВт получается около 6,5 кг/с (или 23,4 куб.м/час) "лишнего" конденсата. Последний может использоваться и в качестве пресной воды.

Таким образом, найденные схемы ПГУ-ВП обладают высокими технико-экономическими и экологическими показателями даже по сравнению с наиболее совершенной на сегодняшний день энерготехнологией на органическом топливе - на базе ПГУ-КУ. Например, ПГУ-ВП-ТЭЦ обладает достоинствами конденсационных котлов и может использоваться в недалеком будущем, учитывая высокие темпы развития газотурбосгроения, и как блок-ТЭЦ.

В третьей главе показано, что среди существующих НВИЭ для условий РФ первоочередного внимания заслуживает ветер ввиду:

- относительно высокой плотности потока энергии;

- широкой распространенности этого энергоресурса по территории РФ;

- того факта, что сезонные колебания его интенсивности происходят в фазе с колебаниями энергопотребления, в отличие, например, от солнечной энергии (особенно за Полярным кругом).

Поэтому далее проблемы нетрадиционной энергетики (общие для многих видов НВИЭ) и возможные пути их решения рассматриваются на примере ветроэнергетики.

К особенностям районов, перспективных для развития ветроэнергетики (побережье Севера и Дальнего Востока), можно отнести то, что:

1) для целей энергоснабжения (в т.ч. теплоснабжения) в неэффективных установках используется дорогое (в частности, высококачественное - сжигание которого возможно в ГТУ) топливо;

2) велика доля теплоснабжения в энергобалансе;

3) местность обладает высоким ветроэнергетическим потенциалом, особенно зимой;

4) здесь предъявляются повышенные требования к надежности ветроустановок (из-за экстремальности природных условий).

5) электроэнергетические системы (ЭЭС) являются небольшими и поэтому не обладают способностью демпфировать колебания мощности ветрозлектростанций (ВЭС), что предъявляет высокие требования к генерирующим источникам по стабильности выдаваемой мощности и качеству электроэнергии; включение здесь даже небольших ВЭС требует наличия либо параллельного введения высокоманевренных дублирующих мощностей - дизельных электростанций или ГТУ, поскольку ГЭС в данных районах практически нет, а также, как правило, нет и аккумуляторов энергии. При этом необходимо отметить сложность обеспечения необходимого качества генерируемой современными ВЭС электроэнергии. Так, например, из опыта Дании, страны с наиболее развитой ветроэнергетикой следует, что проблема регулирования тока и напряжения ВЭС является основной.

Широкому использованию энергии ветра наряду с дороговизной самих ветрогенераторов препятствует нерешенность многих вопросов функционирования ВЭС в ЭЭС, связанных с нестабильностью ветра (колебания интенсивности, начиная от секундных до сезонных, частые изменения направления). Основными проблемами являются:

- обеспечение качества генерируемой электроэнергии в условиях флуктуаций крутящего момента ветроколеса, переходных процессов при частом включении/выключении ветрогенератора в сеть;

- значительное увеличение стоимости и снижение надежности ВЭС в результате использования сложных систем по поддержанию частоты вращения ветроколеса и устойчивости генератора, запуска, синхронизации с сетью, отключения (при отклонении скорости ветра ниже минимально или выше максимально допустимой), повторного

запуска, ориентации ветроколеса по направлению ветра (с применением ЭВМ), распределения активной и реактивной мощности и т.д.;

• необходимости резервирования (дублирования) мощности ВЭС в энергосистеме мобильным резервом (в т.ч. вращающимся, которым должен осуществляться подхват мощности), что добавляет сложности в работу ЭЭС.

Необходимо отметить, что в западной модели использования энергии ветра (прямое включение ветрогенераторов в сеть) выпадает проблема теплоснабжения. А ведь тепловое хозяйство является наиболее топливоемкой отраслью ТЭК РФ: на цели теплоснабжения в РФ расходуется более 45% от общего расхода органического топлива (примерно в 2 раза больше, чем на производство электроэнергии).

Четвертая глава посвящена поиску и анализу решений, позволяющих повысить эффективность использования ветрогенераторов в системах энергоснабжения.

Одним из предлагаемых автором технических решений является объединение ВЭС и дублирующей ее ГТУ в одну станцию. Это позволяет использовать электроэнергию ВЭС для прямого замещения топлива в тепловых циклах газотурбинных (парогазовых) установок - ГТУ(ПГУ). С этой целью посредством электронагревателя (ТЭНа), установленного в тракте ГТУ перед камерой сгорания (КС) топлива, можно подогревать воздух, поступающий в КС. Соответственно снизится расход топлива, регулируемый в зависимости от колеблющейся мощности ТЭНа в направлении поддержания постоянной температуры газов на входе в турбину. КС как высокоманевренный (не обладающий тепловой инерцией в отличие от котла ПТУ) источник тепла позволит сделать это с высокой точностью - без пережега топлива. Экономия топлива в ГТУ сопровождается дополнительными преимуществами:

- потребитель получает стабилизированную электроэнергию от генератора ГТУ(ПГУ);

- вся "головная боль" от введения в энергосистему ВЭС переносится на автоматику, регулирующую подачу топлива в КС;

- не происходит снижения качества электроэнергии в сети, в т.ч. связанного с переходными процессами при включении/выключении ВЭС, поэтому отпадает необходимость в специальном компенсационном оборудовании;

- отпадает необходимость во вращающемся резерве, связанном с дополнительным расходом топлива;

- резервирование мощности производится топливом - наиболее совершенным на сегодняшний день аккумулятором энергии;

- появляется возможность отработки технологии использования ветра на наиболее простых конструкциях: даже наиболее современные отечественные ВЭУ АВЭ-250 и ВТО-125СБ не удовлетворяют критериям устойчивости работы и качества электроэнергии в сети; простота конструкции и управления является также весьма значимым положительным фактором в условиях низкой культуры эксплуатации.

Кроме того появляется возможность снижения стоимости самих ВЭС благодаря:

- переходу от горизонтально-осевых к более дешевым и надежным вертикально-осевым ВЭУ (ВОВЭУ), которые отличаются повышенной неравномерностью крутящего момента и поэтому их прямое применение в ЭЭС затруднено. Преимущество ВОВЭУ особенно велико для крупномасштабных установок (мегаваттного класса), выигрыш в удельной стоимости здесь может достигать 30%;

- переходу на переменную частоту вращения ветроколеса, что позволит повысить его коэффициент использования энергии ветра на 2035% (соответственно снизится удельная стоимость ВЭУ), расширить рабочий диапазон скоростей ветра и использовать асинхронные генераторы, отличающиеся простотой конструкции, высокой эксплуатационной надежностью и низкой стоимостью;

- предельному упрощению электрической схемы, системы управления и конструкции ВЭУ, так как в данном случае генератор работает на активную нагрузку и требования к качеству электроэнергии очень низки.

ГТУ (ПГУ) предлагается оборудовать подогревателем сетевой воды или генератором промышленного пара. Коэффициент использования тепла на ТЭЦ достигает 80-86% и более, поэтому здесь практически вся тепловая энергия, поступившая в цикл в виде электроэнергии и топлива, утилизируется.

Возможно также использование некачественной электроэнергии ветрогенераторов для подогрева сетевой воды посредством электробойлера перед котельной. Преимущество данной схемы перед вышеописанной заключается в том, что электроподогреватель работает в более низком диапазоне температур (70-150°С вместо 400-1000°С и выше). Схема с котельной наиболее проста и не видно каких-либо затруднений в ее реализации.

Для оценки границ эффективности подобных гибридных энергоустановок автором получена следующая формула:

^вэс/^пгу ~ г!пгуРсс/

где квэс- предельно допустимые удельные капиталовложения в ВЭС. Vaгу ■ термический КПД ПГУ, кпгу - удельные капиталовложения в ПГУ, а - доля топливной составляющей в затратах на производство электроэнергии на ПГУ, ¡5 - коэффициент экономии (замещения нестабилизированной электроэнергией) топлива, равный отношению теплового эквивалента ежегодно потребляемой ТЭНом электроэнергии ВЭС к тепловому эквиваленту топлива, ежегодно сжигаемого в ПГУ (без ВЭС).

Коэффициент р при равенстве (например, условном) установленной мощности ВЭС номинальной тепловой мощности камеры сгорания ПГУ представляет собой (без учета незначительных потерь в линии электропередачи) в общем случае коэффициент использования установленной мощности (к.и.у.м.) ВЭС, который составляет для современных ВЭС с переменной частотой вращения 0,4 - 0,5. Учет факта совпадения сезонных колебаний ветрового потенциала с изменениями электрической и тепловой нагрузок вызовет дополнительное увеличение Р : летом на станции, имеющей несколько ПГУ-блоков (или пиковую котельную), часть ПГУ (пиковая котельная) выводится из работы (так как снижается нагрузка), при этом на оставшиеся ПГУ подключаются все имеющиеся ВЭУ, мощность которых также снижается. Таким образом, коэффициент экономии топлива и летом остается высоким, несмотря на ослабление ветра. Т.е. значение р можно принять равным 0,5 - 0,6. Топливная составляющая а для удаленных районов РФ составляет 0,7 -0,8 и выше. КПД современных ПГУ достигает 50% и из года в год увеличивается. Значение ?;пту в расчетах принято равным 0,5.

Результаты расчетов показывают, что максимально допустимые удельные капиталовложения в ВЭС могут составлять 0,6 - 1,2 от стоимости ПГУ. Последние для конденсационных ПГУ составляют примерно 500 долл/кВт, в то время как стоимость современных ВЭС, работающих на энергосистему, - 1000-700 долл/кВт. Но с учетом факторов снижения квэс, описанных выше, представляется возможным достижение границ экономической эффективности схемы ВЭС+ПГУ уже при современном уровне развития ВЭС. В квэс в данном случае входит

также стоимость ТЭНа, которая (учитывая широкую распространенность ТЭНов, начиная от бытовых электроплит и обогревателей до электрокотельных), видимо, будет небольшой, а также стоимость линии электропередачи БЭС - ТЭЦ.

Приведенная выше формула справедлива как для конденсационных ПГУ(ГТУ), так и для ПГУ(ГТУ)-ТЭЦ, а также для котельных. При этом различия в их технико-экономических характеристиках учитываются через коэффициент а, термический КПД и удельную стоимость станций. Так, например, КПД котельных достигает 0,9 и выше, а доля топливной составляющей - до 0,85 и выше. В этих условиях применение ВЭС в комплексе с котельной целесообразно уже при удельной (на единицу тепловой мощности) стоимости ВЭС в 3-5 раз выше стоимости котельной.

Из формулы следует, что по мере увеличения КПД ГТУ и ПГУ (что является одной из основных тенденций в теплоэнергетике) эффективность применения предлагаемой технологии растет. В то же время эффективность прямого использования ВЭС в ЭЭС снижается, так-как им приходится конкурировать со все более экономичными (по топливу) ПГУ. Таким образом, с течением времени эффективность схемы ПГУ+ВЭС относительно традиционной (с прямым включением) будет расти.

Автором также предлагается решение, которое признано изобретением, позволяющее исключить резервирование мощности ВЭС в ЭЭС мощностью специально сооружаемых для этого станций (т.е. дублирование мощности). С этой целью при работе ВЭС (или другой установки на НВИЭ) в ЭЭС путем аккумулирования ее электроэнергии в аккумуляторе энергии (АЭ), например, гидроаккумулирующего типа и последующей выдачи электроэнергии в сеть, АЭ дозаряжают в период провала графика электрических нагрузок от полупиковых тепловых электростанций (ТЭС) ЭЭС с таким расчетом, чтобы к моменту утреннего подъема электрической нагрузки АЭ был заряжен полностью и был способен покрыть расчетную нагрузку. Поскольку в любое время года в ЭЭС в период низких электрических нагрузок (ночью) существует свободная мощность, то предлагаемый способ обеспечивает круглогодичное резервирование мощности ВЭС, имеющей АЭ суточного регулирования.

Поэтому при введении в энергосистему ВЭС (с АЭ) последняя полноценно покрывает определенную часть (например, пиковую)

графика электрических нагрузок. При этом нет необходимости в дополнительных капиталовложениях на резервирование ее мощности -для этого используются посредством аккумулирования энергии уже существующие высокоэкономичные полупиковые ТЭС энергосистемы, оборудование которых ночью простаивает либо используется неполностью и в неэффективном режиме. Идеально для этой цели подходят маневренные ТЭЦ (особенно парогазовые), поскольку: 1) имеют низкий удельный расход топлива на выработку электроэнергии и 2) на них наблюдается наиболее резкое падение энергетических показателей при снижении электрической нагрузки станции, поэтому желательно всемерное увеличение числа часов использования их мощности.

Применение маневренных ТЭЦ для покрытия полупиковых электрических нагрузок было обосновано в работах Мелентьева Л.А., Хрилева Л.С., Кнотько П.Н., Безлепкина В.П. и других исследователей. Имеется также многолетний опыт использования таких станций в зарубежной практике (Англия, Дания и др.). Но их эффективность может значительно повысится при двойном использовании - и как резервирующих станций по предложенному выше способу.

На рис. 2 представлена схема маневренной ТЭЦ, предлагаемая автором и защищенная авторским свидетельством. Здесь в период высоких электрических нагрузок часть пара из отбора турбины поступает в смешивающий конденсатор (СК), а тепло конденсации аккумулируется в водяном аккумуляторе тепла (АТ) атмосферного типа. В период низких электрических нагрузок (ночью) турбина разгружается по пару, а тепловая нагрузка покрывается тепловым насосом (ТН) с пароструйным компрессором (эжектором) и контактным испарителем (И). В пароструйном эжекторе (ЭЖ) в качестве активной среды используется пар из энергетического котла. В испаритель поступает горячая (95°С) вода из аккумулятора тепла. Поскольку давление в испарителе ниже атмосферного, то вода частично испаряется. Полученный пар сжимается пароструйным эжектором до требуемого давления, равного давлению в отборе турбины, и подается на подогреватель сетевой воды. Охлажденная (примерно до 45°С) вода из испарителя отводится в аккумулятор.

Таким образом, потенциальная энергия острого пара при разгрузке турбины в данной схеме полезно используется в ТН в отличие от традиционной схемы маневренной ТЭЦ,где пар из котла сбрасывается

Рис. 2. Схема маневренной ПГУ-ТЭЦ

на подогреватель сетевой воды через редукционно-охладительную установку (РОУ).

С целью проверки принципиальной работоспособности и эффективности схемы автором разработана методика и создана программа расчета тепловой схемы такой установки. Рассмотрена ПГУ-ТЭЦ, включающая ГТЭ-25 и паровую турбину Р-12-35/1,2. Такая станция, выполненная по схеме с дожиганием топлива в котле, при работе в базисном режиме имеет достаточно высокие энергетические показатели: КПД 39%, удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении 1 МВт.ч/Гкал, коэффициент использования тепла топлива 84%. Однако при работе в маневренном режиме показатели станции ухудшаются. Расчеты показали, что использование АТ на станции в сочетании со снижением ночной тепловой нагрузки котла до минимально допустимого уровня позволяет предотвратить резкое снижение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении: данный показатель снижается лишь на 22% вместо 33%. А применением на станции ТН вместо РОУ достигается уменьшение размеров аккумулятора тепла почти в два раза в результате увеличения разности температур нагретой и охлажденной воды в нем.

ТН может работать и в режиме РОУ (полностью или частично). При этом часть пара с выхода ТН сбрасывается в СК, чем обеспечивается рециркуляция тепла. В таком режиме ТН используется, когда тепловая нагрузка станции опускается ниже номинальной мощности ТН (вплоть до уровня минимально допустимой тепловой мощности котла), а также при останове турбины на выходные и праздничные дни. И хотя летом электрическая мощность таких станций снижается, для них все же существует "экологическая ниша" в энергосистемах страны, обусловленная возрастанием электропотребления в зимнее время года. Необходимо отметить также, что зимой возрастает не только величина электропотребления, но и его суточная неравномерность, т.е. повышается потребность именно в маневренной мощности. Причем в это время регулировочные возможности обычных ТЭЦ, связанные с изменением пропуска пара через турбину, практически отсутствуют из-за загруженности регулируемых отборов. Предлагаемая же установка в противовес (в дополнение) обычным ТЭЦ обладает максимальными маневренностью и мощностью как раз в отопительный период.

Таким образом, предлагаемая установка обладает некоторым преимуществом перед известной и может нахли применение в системах

энергоснабжения при расширении использования НВИЭ, АЭС и высокоэффективных базисных ПГУ-ТЭЦ.

Предлагается также схема воздухоаккумулирующей газотурбинной установки (ВАГТУ) для работы в комплексе с ВЭС по предлагаемому выше способу, в которой предусмотрена утилизация сбросной электроэнергии ВЭС при регулировании частоты вращения ветроколеса путем изменения нагрузки его генератора.

Причем ВАГТУ и маневренная ТЭЦ при работе по предлагаемому способу выступают партнерами. В результате повышается эффективность использования как их самих так и установок на НВИЭ, т.е. они взаимно усиливают конкурентоспособность друг друга в ЭЭС.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Обостряющиеся с каждым годом дефицит топлива и экологическая ситуация как в нашей стране, так и во всем мире вынуждает искать пути повышения эффективности производства энергии. В диссертации рассмотрены и решены следующие связанные с этими проблемами вопросы.

1. Проанализированы некоторые тенденции развития теплоэнергетических установок на органическом топливе, а также технические приемы повышения их эффективности, _

2. Предлагаются новые схемы энергоустановок с впрыском, пара (ПГУ-ВП), в частности, применение турбоотсоса при перерасширении парогазовой смеси в конденсационном варианте выполнения ПГУ-ВП.

3. Исследованы некоторые свойства ПГУ-ВП, в частности, влияние степени сжатия цикла на тепловую экономичность установок в конденсационном исполнении и температурного графика тепловой сети на коэффициент использования тепла топлива на ПГУ-ВП-ТЭЦ.

4. Количественно показано, что предлагаемые ПГУ по энергетическим и технико-экономическим показателям не уступают, а при комбинированной выработке тепла и электроэнергии и превосходят наиболее совершенные на сегодняшний день ПГУ-КУ. На них также проще решаются проблемы снижения эмиссии вредных веществ, прежде всего окислов азота.

5. В работе показано, что наибольшей перспективой для РФ из НВИЭ, использование которых является другим важным направлением повышения эффективности энергетики, обладает ветер.

6. На примере ветроэнергетики проанализированы проблемы использования НВИЭ и предложены способы их решения. В частности, предлагается делать упор на непрямое использование ветрогенераторов в энергосистемах. Один из способов защищен патентом РФ.

7. Разработана методика оценки граничной эффективности гибридных схем энергоустановок с использованием электроэнергии, полученной за счет утилизации НВИЭ, для подогрева циклового воздуха ГТУ(ПГУ) или сетевой воды перед котельной. Проведенные расчеты показали перспективность таких схем.

8. Предложены схемы энергоустановок: воздухоаккумулирующей установки и маневренной ТЭЦ. Проведены расчеты их технологических схем. В частности, по маневренной ТЭЦ автором предложена схема станции, которая защищена авторским свидетельством СССР, разработана методика ее расчета, создана программа расчета пароструйного эжектора с конической камерой смешения и схемы станции в целом. По схеме воздухоаккумулирующей станции получено положительное решение экспертизы ВНИИГПЭ о выдаче патента РФ.

Таким образом, предложены схемы энергоустановок для всех частей графика электрических нагрузок:

- в базисе графика могут работать ПГУ-ВП-ТЭЦ, гибридная станция ВЭС+ГТУ(ПГУ)-ТЭЦ и ПГУ-ВП-П;

- в полупике: маневренная ПГУ-ТЭЦ и ПГУ-ВП-П;

- в пике: АЭ, например, ВАГТУ в комплексе с энергоустановкой, утилизирующей НВИЭ, в частности энергию ветра, и полупиковой ПГУ-ТЭЦ в качестве резервирующей мощности. Последняя в данном случае используется по двойному назначению.

Представляется, что реализация предложений будет способствовать повышению эффективности энергетики и снижению негативного воздействия ее на окружающую среду.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. A.c. № 1456634 СССР. МПК F 03 В 13/12. Волновая энергетическая установка/Жарков C.B. Открытия. Изобретения. 1989. № 5.

2. Жарков C.B. Волновая энергетическая установка //Материалы XX конференции молодых ученых Сибирского энергетического института СО РАН, - Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1989. С. 7-16.

3. A.c. № 1783125 СССР. МПК F 01 К 17/00. Энергетическая установка/ Жарков C.B. Открытия. Изобретения. 1992. № 47. 4. Жарков

C.B. Маневренная паротурбинная ТЭЦ. //Материалы XXII конференции молрдых ученых Сибирского энергетического института СО РАН, -Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1991. С. 16-24.

5. Заявка на изобретение № 5064147 СССР с положительным решением ВНИИГПЭ от 11.01.95, МКИ F 02 С 6/14. Воздухо-аккумулирующая установка / C.B. Жарков. Заявл. 16.06.92.

6. Жарков C.B. Повышение маневренности паротурбинных ТЭЦ// Теплоэнергетика. 1993. № 12. С. 20-23.

7. Заявка на изобретение № 5064148 РФ с положительным решением ВНИИГПЭ от 30.05.95, МКИ F 02 С 3/16. Газотурбинная установка/C.B. Жарков. Заявл. 16.06,92.

8. Жарков C.B. Парогазовая установка //Материалы XXIII конференции молодых ученых Сибирского энергетического института СО РАН, - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1992. С. 47-56.

9. Патент РФ № 2035821. МПК H 02 J 15/00. Способ работы энергетической установки на возобновляемом источнике энергии в электроэнергетической системе/Жарков C.B. Заявл. 1.07.91, Изобретения. 1995. № 14.

10. Жарков C.B. Некоторые способы использования энергии ветра в системах энергоснабжения //Материалы XXIV конференции молодых ученых Сибирского энергетического института СО РАН, - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1994. С. 34-44.

11. Заявка на изобретение № 93026318 РФ с положительным решением ВНИИГПЭ от 5.06.95, МКИ F 03 D 1/00. Ветродвигатель/ C.B. Жарков. Заявл, 7.05.93.

12. Исследование перспективных энергетических и энерготехнологических установок/ Клер А.М., Жарков C.B., Тюрина Э.А., Щеголева Т.П.// Исследование новых энергетических технологий, Иркутск. 1995. С. 4-25.

Соискатель VCr*^

Подписано к печати 16.02.96 г.

Уел, ] ,0 печ.л. Заказ № . Тираж 110 экз.

Отпечатано в СЭИ СО РАН 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130