Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ работ по исследованию и оптимизации схем и параметров гибридных электростанций 11
1.1. Термодинамические основы гибридных электростанций 11
1.2. Обзор существующих тепловых схем гибридных электростанций 22
1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ГибЭС 26
1.4. Постановка задачи и цели исследования 30
Глава 2. Методические основы расчета тепловых схем ГибЭС и определения показателей тепловой экономичности 32
2.1. Основные положения методики расчетов тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности ГибЭС 32
2.1.1. Расчёт электрохимического генератора 33
2.1.2. Расчёт газотурбинной установки 40
2.1.3. Расчет показателей тепловой экономичности гибридных электростанций 43
2.1.4. Особенности определения показателей тепловой экономичности ГибЭС с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды 44
2.1.5. Алгоритм методики расчета гибридной электростанции 46
2.2. Описание используемого программного обеспечения для моделирования ГибЭС 50
2.3. Выводы по второй главе 53
Глава 3. Исследование и оптимизация параметров тепловой схемы ГибЭС 55
3.1. Условия расчета. Ограничения и допущения 55
3.2. Выбор тепловой схемы для дальнейшей оптимизации 59
3.3. Методика оптимизации степени сжатия в компрессоре ГТУ ГибЭС. Критерий оптимизации 62
3.4. Оптимизация степени сжатия в компрессоре ГТУ 63
3.5. Исследование влияния параметров схемы ГибЭС на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 65
3.5.1. Влияние выбора плотности тока в топливных элементах на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 66
3.5.2. Влияние выбора степени использования топлива в топливных элементах на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 68
3.5.3. Влияние выбора КПД компрессора и турбины ГТУ на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 71
3.5.4. Влияние выбора степени регенерации на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 72
3.5.5. Влияние температуры наружного воздуха на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ 74
3.6. Выводы по главе 3 75
Глава 4. Выбор ГТУ для работы в составе ГибЭС 77
4.1. Основные показатели ГТУ в составе ГибЭС. Рекомендации по выбору ГТУ 77
4.2. Анализ существующих ГТУ малой мощности 78
4.3. Исследование режимов работы ГибЭС 80
4.4. Выводы по главе 4 90
Глава 5. Оценка экономической эффективности гибридных электростанций 91
5.1. Основные положения методики определения экономической эффективности 91
5.2. Оценка стоимости строительства ГибЭС 93
5.2.1. Оценка стоимости электрохимического генератора 96
5.2.2. Оценка стоимости газотурбинной установки 97
5.3. Экономическая эффективность строительства ГибЭС 99
5.4. Анализ чувствительности эффективности инвестиций в ГибЭС 106
5.5. Вывод по главе 5 110
Выводы по диссертации 112
Список использованной литературы 114
- Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ГибЭС
- Особенности определения показателей тепловой экономичности ГибЭС с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды
- Методика оптимизации степени сжатия в компрессоре ГТУ ГибЭС. Критерий оптимизации
- Анализ чувствительности эффективности инвестиций в ГибЭС
Введение к работе
В условиях роста цен на топливо электроэнергетика обращается к более
экономичным и новым технологиям производства электроэнергии. Мы
видим, как в большой энергетике активно внедряют парогазовые установки с
электрическим КПД до 58-60%, проектируются паротурбинные угольные
станции на суперкритические параметры с КПД до 45-48%. Крупные
производители энергетического оборудования совместно с
государственными организациями вкладывают значительные средства в исследования новых технологий производства электроэнергии.
Опыт западных стран показывает, что в рыночных условиях затруднительно добиться устойчивого энергоснабжения при существовании энергосистемы с преимущественно мощными энергоустановками. Современные тенденции развития мирового рынка электроэнергетики свидетельствуют о неуклонном росте доли автономных источников электроэнергии, работающих на различных видах топлива. В некоторых странах эта доля достигает 25 %. За рубежом, как правило, установка независимых источников электроэнергии диктуется законами обеспечения энергетической безопасности различных объектов, таких, как аэропорты, государственные учреждения, предприятия с взрывоопасным производством и т. д. Однако довольно часто интересы энергетической безопасности совпадают с экономичной целесообразностью оснащения предприятий различных отраслей резервными источниками электроснабжения. Причины автономизации производства электроэнергии в России исходят с двух сторон. Исторически сложилось так, что большая часть территории России (по разным оценкам, от 50 до 70 %) располагается вне зоны действия централизованного энергоснабжения, а в неохваченных регионах используют автономные электростанции (около 50 тыс. шт.) [18,24]. Другая проблема,
которая в России в настоящее время стоит достаточно остро, - это уязвимость энергосистемы, которая исходит от значительной изношенности оборудования электростанций и электрических сетей. Существуют и другие причины, под влиянием которых автономизация электроэнергетики на сегодняшний день принимает в России общенациональный масштаб. Например, многие субъекты российской экономики пытаются освободиться от давления оставшейся после реструктуризации РАО «ЕЭС России» энергосистемы. Несмотря на исчезновение целостной монополии, подключаться и договариваться с энергосистемой по-прежнему трудно. Следовательно, на ровне с большой должна и будет развиваться малая энергетика.
Предлагаемые производителями энергетические установки малой
мощности, сегодня, не могут похвастаться высокой экономичностью в
сравнение с большими энергоблоками. На рис. 1. показан график
зависимости «КПД-Мощность» различных технологий производства
электроэнергии. В
диапазоне
мощностей до
&****
o-rtP'
jjwW
0,01 0,1 1 10 100
Электрическая мощность, МВт
нескольких мегаватт наиболее распространены двигатели внутреннего сгорания (ДВС), газотурбинные установки (микро-ГТУ и ГТУ). Электрический
КПД микро-ГТУ и Рис.1. График зависимости «КПД-Мощность» разных технологий генерации электроэнергии
ГТУ с такой мощностью составляет 20-30%, ДВС - 30-45%), что в сравнении с мощными агрегатами достаточно низко.
Для малой энергетики возможно значительное повышение эффективности выработки электроэнергии на органическом топливе с применением гибридных электростанций (ГибЭС). Основными составляющими этих установок являются высокотемпературные топливные элементы (ТЭ) и тепловые двигатели [12-14,17]. В настоящее время для ГибЭС используют два типа ТЭ - на основе твердооксидного (ТОТЭ) и расплавленного карбонатного (РКТЭ) электролитов. Использование остаточного тепла от реакций, проходящих в топливных элементах, возможно в газотурбинных и парогазовых установках, в котлах утилизаторах получая пар с дальнейшей выработкой электроэнергии в паровой турбине или выдачей тепла потребителю. ГибЭС - это единственный тип энергетических установок способных вырабатывать электроэнергию с эффективностью до 70% и выше на органическом топливе.
В мировой промышленности крупные производители энергетического оборудования уже продемонстрировали первые пилотные установки. Компании «Siemens- Westinghouse», «Fuel Cell Energy» и «Mitsubishi» построили установки по 220, 250 и 200 кВт с электрическим КПД 53, 56% и 52,1 соответственно. Также в разработке ряд установок от 200 до 1000 кВт находится у компаний «Rolls Royce», «DLR», «Ansaldo», «J-Power», «IHI», a компания «GE Energy» проектирует установку в несколько МВт [33,36-40,42,45,51,56,62-63].
Гибридные электростанции находятся на стадии исследований и разработки. Параметры тепловых схем ГибЭС не оптимизированы, не выбрана конфигурация схем и нет четких методик расчета тепловых схем.
Данная работа посвящена исследованию и анализу характеристик различных вариантов тепловых схем ГибЭС на основе топливных элементов и газотурбинных установок.
Основная часть работы посвящена оптимизации структуры тепловой схемы гибридных электростанций и выбору основных параметров газов в топливных элементах и газотурбинных установках. Разработана методика расчета тепловых схем и показателей тепловой экономичности ГибЭС. Проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ГибЭС на оптимальные параметры газов в схеме. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизированных решений.
Работа выполнена под руководством профессора кафедры ТЭС, МЭИ (ТУ), кандидата технических наук, научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» МЭИ (ТУ) Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.
Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.
Автор также признателен профессору Кузьме-Кичте Ю.А (ИТФ, МЭИ (ТУ)), профессору Баумбаху Г. (Технический университет г. Штутгарт) за оказанную помощь, специалистам Немецкого Аэрокосмического Центра (DLR) за консультации и предоставленные материалы.
Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ГибЭС
Гибридные электростанции - новое направление в энергетике. В России исследовательские работы по ГибЭС ведутся всего в нескольких организациях: ВТИ, МЭИ (ТУ), ОИВТ РАН, НИК НЭП и др. При этом количество отечественных публикаций по данной тематики насчитывает единицы.
В настоящее время основная масса исследований посвящена в основном теоретическим проработкам в области ГибЭС в связи с незрелостью технологии и дороговизны экспериментальных установок. В МЭИ (ТУ) на кафедре ХиЭЭ проведены значительные исследования ГибЭС [1, 12-14]. Была создана математическая модель для расчета показателей экономичности электрохимического генератора и гибридной установки в целом. В работе показано, что рост рабочего давление повышает эффективность топливных элементов, при этом с ростом давления его влияние на величину эффективности ТЭ уменьшается. Получено, что увеличение температуры и степени утилизации топлива также положительно сказываются на характеристиках ЭХГ. Описаны возможные технические ограничения по описанным показателям. В работе построены зависимости электрического КПД ГибЭС в зависимости от плотности тока и условий работы ТЭ. Однако использованная в расчетах модель не учитывала особенностей газотурбинных установок и влияния таких факторов как степени сжатия в компрессоре, температуры перед турбиной, температуры окружающей среды и особенностей тепловой схемы установки.
Важная работа в области гибридных электростанций была проведена в ВТИ [16, 17,19]. Были предложены подходы к проектированию гибридных установок с тепловой схемой, где топливные элементы работают под давлением (рис. 1.10). В качестве критерия выбора номинальной плотности тока через ТОТЭ предложено использовать приведенную мощность энергоустановки (отношение мощности к расходу окислителя). Полученная зависимость приведенной мощности имеет четко выраженный максимум, удаленный на 15-20% от плотности тока, при которой достигается максимум мощности, чтобы обеспечить запас надежности. Данный критерий выбора плотности тока не вполне очевиден; в работе он выбран без достаточного обоснования.
Также в работе показано, что давление рабочей среды в ТЭ (или степень сжатия в компрессоре) при выборе номинального режима является важным параметром в связи со значительным влияние его на напряжение топливного элемента. Сделано заключение, что степень сжатия воздуха в компрессоре, при которой требуемая температура воздуха на входе в батарею будет равна температуре воздуха на выходе из теплообменника ГТУ, является номинальной. Это заключение показывает, что не проводилась комплексная оптимизация ГибЭС, а характеристики электрохимического генератора, его теплообменные процессы жестко привязаны к определенной конструкции.
В проведенных исследованиях [16] показано, что необходимые для интеграции с ЭХГ параметры ГТУ могут быть достигнуты подбором степени регенерации теплообменной поверхности за ГТУ, что не совсем верно. Чем выше степень регенерации рекуператора, тем ниже температура уходящих газов установки и как следствие выше КПД всей станции и наоборот. Выбор степени регенерации является технико-экономической задачей: вопрос капитальных затрат на рекуператор и электрического КПД установки.
В [2] авторами проведены исследования влияния степени использования топлива в ТОТЭ на КПД и удельную стоимость гибридной установки, в которой применены газотурбинные установки с влажным сжатием и влажной регенерацией. Была разработана термодинамическая модель энергоустановки. Использована схема, изображенная на рис. 1.10, только для регулирования температуры перед турбиной в камеру сгорания подавался дополнительный воздух через байпасный подвод прямо из компрессора, минуя электрохимический генератор. В расчетах варьировалась степень использования топлива. В результате получилось, что рост использования топлива приводит к росту электрического КПД, при этом растет значение соотношения мощностей ЭХГ и ГТУ. Однако проведенные расчеты были сделаны без учета некоторых технических ограничений. Коэффициент избытка воздуха принимался в диапазоне от 1,1 до 4,37. Правая крайняя граница 1,1 была принята по минимально допустимому значению по условию полноты сгорания топлива. В топливных элементах проходят не химические, а электрохимические реакции, что накладывает ограничения на избыток воздуха не ниже 2,5-3 [74], при этом содержание кислорода для дожигания непрореагировавшего топлива в топливном элементе должно быть не ниже 13-14% [25] по условиям горения. Кроме того сама выбранная технология с влажным сжатием в компрессоре (впрыск воды) приводит к дополнительному содержанию воды в катодном пространстве, что может оказать отрицательное воздействие на электрохимические процессы [12, 74]. Выбранная предельная температура перед газовой турбиной 1600 К принята без учета, что подобные температуры допустимы при наличии охлаждения сопловых и рабочих лопаток турбины [29]. Учет этих условия значительно могут скорректировать полученные результаты и сделанные выводы.
Существует ряд иностранных организаций в мире, занимающихся исследованиями гибридных электростанций. В табл. 1.2. представлены основные такие организации.
Как видно, иностранные организации в основном сконцентрированы на моделировании топливных элементов.
Особенности определения показателей тепловой экономичности ГибЭС с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды
Для корректной оценки эффективности работы любого энергообъекта необходимо учитывать затраты энергии на собственные нужды.
Для полной оценки эффективности производства электроэнергии любой энергетической системой необходимо учитывать затраты энергии на собственные нужды. КПД по производству электроэнергии нетто гибридной электростанции определяется: где э[нбэс- доля затрат электроэнергии на собственные нужды. Основными потребителями электроэнергии на собственные нужды в ГибЭС являются: - дожимной компрессор ГТУ (для ГТУ в составе гибридных электростанций необходимое давление газа в ближайшие годы будет в диапазоне 0,4-0,9 МПа [74]); - электролизер для выработки водорода для системы очистки топлива от серосодержащих соединений; - АСУ ТП ЭХГ; - АСУ ТП ГТУ; - вспомогательные системы. Тогда суммарную мощность, потребляемую системами гибридной pit установки NpHg3c можно определить по формуле: где N xr мощность, потребляемая системами ЭХГ, МВт; Np.yy - мощность, потребляемая системами ГТУ, МВт; Мпр - мощность, потребляемая общими вспомогательными система ГибЭС, непосредственно не относящимися к ЭХГ или ГТУ.
При установке станции за чертой города, подвод природного газа может осуществляться из магистрального трубопровода. В этом случае установка топливного компрессора не требуется, и при определенных условиях возможно установить детандер. В городских условиях строительства станции, как правило, требуется установка дожимного компрессора, и здесь потребляемая им мощность будет зависеть от необходимого давления перед ЭХГ. В силу низкого диапазона давлений ГибЭС затраты на сжатие топлива даже в черте города будут в диапазоне 0,3-1% от мощности ГибЭС.
Система подготовки топлива кроме сжатия обычно включает в себя очистку топлива от серосодержащих соединений. Для этого требуется небольшое количество водорода. Опыт западных компаний [50,61,74] показывает, что наиболее дешевый метод получение водорода для таких целей - это использование электролизеров. В зависимости от чистоты топлива затраты электроэнергии собственных нужд на электролизер могут составить 0,5-1,5% от мощности ЭХГ.
Суммарный удельный расход электроэнергии собственных нужд ГибЭС при номинальной нагрузке составляет 3Q\63C = 0,01 — 0,025. Главным образом он зависит от типа схемы ГибЭС, мощности, потребляемой электролизером сероочистки и топливным дожимным компрессором.
Как замечено выше, расчет тепловых схем гибридных электростанций по сравнению с традиционными технологиями производства электроэнергии имеет значительные отличия. Основную сложность вызывает взаимозависимость ряда параметров работы ЭХГ и ГТУ. Смена нагрузки ЭХГ приводит к изменению температуры и количества газов перед газовой турбиной, что приводит к смене степени сжатия и расхода воздуха в газотурбинной установки. В свою очередь степень сжатия вводит коррективы в тепловой режим работы ЭХГ, что снова повлияет на ГТУ. В итоги расчет ГибЭС достаточно сложнее и подразумевает много итераций. Алгоритм методики расчета ГибЭС приведен на рис. 2.9.
Алгоритм состоит из следующих блоков: расчет электрохимического генератора; расчет газотурбинной установки; расчет показателей тепловой экономичности ГибЭС.
Методика оптимизации степени сжатия в компрессоре ГТУ ГибЭС. Критерий оптимизации
Оптимизация параметров проводится численным методом, а именно последовательным перебором, путем многовариантных расчетов с использованием разработанных моделей гибридных электростанций. Модель позволяет рассчитывать тепловую схему и записывать результаты расчета при последовательном изменении исходных данных. Так, например, при оптимизации степени сжатия в компрессоре газотурбинной установки задается для каждого варианта исходных данных максимальное и минимальное значения, а так же шаг изменения. Программа просчитывает тепловую схему со всеми возможными значениями степени сжатия в компрессоре при различном соотношении параметров схемы.
Критерием оптимизации служит коэффициент полезного действия ГибЭС по отпуску электроэнергии, так как он наиболее полно отражает тепловую экономичность электростанции. Формулу нахождения КПД нетто ГибЭС (3.1) можно представить в следующем виде:
Вместе с ростом давления снижается выделение побочного тепла электрохимической реакции. На рис. 3.4. изображена зависимость выделения тепла ТЭ от давления газов. Проценты тепла взяты от 100% подведенной теплоты с топливом.
В результате снижается температура перед ГТУ. Однако при росте степени сжатия растет удельная работа (теплоперепад) в газовой турбине, что приводит к низкой температуре на выхлопе. Учитывая, что воздух, направляющийся в ЭХГ греется от выхлопных газов ГТУ, то его температура также будет снижаться, что в свою очередь может привести к дополнительному дожиганию топлива в камере сгорания ГТУ для поддержания температуры воздуха ЭХГ не ниже 550 С.
В свою очередь снижение давления ведет к обратным процессам: снижается теплоперепад турбины, повышается тепловыделение в ТЭ, поднимается температура на конце газовой турбины и растет температура уходящих газов. Вследствие роста температур в схеме, растут общие капитальные затраты, особенно в рекуператор.
По расчетам тепловой схемы ГибЭС был построен график зависимости электрического КПД нетто ГибЭС от степени сжатия в компрессоре ГТУ (рис. 3.6).
Представленные выше результаты были получены для определенных значений параметров схемы ГибЭС: плотность тока, степень использования топлива, КПД компрессора и турбины, степени регенерации, условий окружающей среды и др. Однако, эти величины могут иметь отличные от принятых значений. Автором были проведены исследования влияния этих параметров на характер изменения тепловой экономичности ГибЭС, а так же на выбор оптимального значения степени сжатия в компрессоре ГТУ.
Плотность тока является одним из ключевых параметров, определяющих режим работы топливных элементов. Кроме напряжения плотность тока определяет удельную мощность топливных элементов. Как видно из графика, изображенного на рис. 3.7., при варьировании плотности тока от 150 до 400 мА/см , количество необходимых топливных элементов (площади реакции) возрастает в два раза, что ведет к соответствующим затратам. На графике также видно, что удельная мощность имеет максимум с плотностью тока около 420 мА/см . Данное значение является предельным для работы топливных элементов этого типа, так как при дальнейшем росте плотности тока будут падать и удельная мощность и напряжение элементов (КПДТЭ).
В выполненных расчетах для этого подраздела плотность тока изменялась в диапазоне от 200 до 450 мА/см . По результатам расчетов построены зависимости электрического КПД от степени сжатия воздуха в компрессоре от разных плотностей тока в ТЭ (рис. 3.8).
Как видно из графика со снижение плотности тока электрический КПД ГибЭС значительно расчет, при этом прирост КПД постепенно снижается. Так при изменении плотности тока с 456 до 392 мА/см КПД вырос почти на 3%, а с 264 до 200 мА/см2 всего на 1,2%. Рост КПД ГибЭС со снижением плотности тока объясняется прежде всего повышением напряжения на электродах ТЭ с менее значительным снижение теплоперепада в газовой турбине, а изменение прироста - спецификой процессов в ТЭ и наклоном ВАХ, где в зоне низких плотностей тока кроме активного сопротивления электролита сильное влияние начинает оказывать поляризация электродов.
Также из графика видно, что со снижением плотности тока оптимальное значение степени сжатия в компрессоре уменьшается. Это происходит в результате снижения располагаемого тепла ГТУ. Иллюстрация соотношения мощности ЭХГ и ГТУ лучшем образом демонстрирует перераспределение энергии при изменении плотности тока (рис.3.9).
Анализ чувствительности эффективности инвестиций в ГибЭС
Для анализа и повышения надежности расчетной оценки эффективности инвестиционного проекта, выполнены расчеты при разных вариантах набора исходных данных. Варьированию в диапазоне от -50 % до +50 % (от базового значения) подвергались следующие исходные данные: среднеотпускные тарифы; стоимость топлива (прямые издержки); изменение объема производства; изменение объема капитальных вложений. На рис. 5.2. - 5.5 показаны полученный графики изменения основных показателей эффективности инвестиций в зависимости от варьируемых исходных данных Анализ показывает, что в целом гибридные электростанции могут быть конкурентоспособными на рынке при сегодняшних ценах на топливо и электроэнергию. По полученным зависимостям видно, проект строительства ГибЭС выходит за рамки экономической эффективности при снижении объема производства или цен на электроэнергию до 20-30%. При этом при варьировании других вышеописанных величин от -50 до +50% применение ГибЭС сохраняет свою эффективность с точки зрения экономики. Учитывая, что гибридные установки - это новая технология, находящаяся на стадиях до коммерческого внедрения, стоимость оборудования затруднительно определить с достаточной для принятия решения точностью.
Выше уже упоминалось, что в первых демонстрационных установках удельная стоимость составляла не менее 4000...8000 $/кВт. Логично, что при массовом производстве стоимость значительно снизится. Переходя от процентных зависимостей к абсолютным значениям (рис. 5.6), заметим, что строительство гибридной электростанции будет эффективным даже при удельных стоимостях до 3500 $/кВт. 1. Внесены дополнения в методику определения экономической эффективности вариантов строительства ГибЭС, позволяющие учитывать специфику оборудования ГибЭС. 2. С учетом полученных в работе оптимизационных технических решений проведена оценка экономической эффективности гибридных электростанций. Установлено, что ГибЭС при удельной стоимости в 2500 $/кВт могут быть экономически эффективными и конкурентоспособными с другими технологиями производства электроэнергии. 3. Проведен анализ чувствительности экономической эффективности ГибЭС к различным факторам. В результате получено, что применение ГибЭС может быть экономически оправдано при удельной стоимости строительства не превышающей 3500 $/кВт. 1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловой схемы ГибЭС. Получены необходимые для расчетов формулы определения показателей работы ЭХГ и ГТУ. Определен алгоритм расчета тепловой схемы и показателей тепловой экономичности. На основе методик и алгоритмов создана компьютерная модель для расчета тепловых схем гибридных электростанций, позволяющая проводить комплексную оптимизацию структуры и параметров тепловой схемы ГибЭС. 2.
В результате анализа различных возможных тепловых схем ГибЭС выделены четыре варианта данных схем. С помощью разработанной методики расчета ГибЭС было проведено сравнение этих схем ГибЭС и выбрана схема, обладающая лучшим соотношением КПД и конструктивной реализуемостью. 3. Выбраны и обоснованы условия и критерий оптимизации. Была разработана методика оптимизации, и на ее основание расчетным путем было получено оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ в схемах ГибЭС.
