1.Эффективность газовой надстройки паровой части на тэц, кэс

Мощность, обеспечиваемая выхлопными газами из ГТУ:

Мощность, обеспечиваемая в паровой турбине (электрическая)

η_гту - КПД газ. турбины (0,32-0,35); η_тп - КПД тепл. потока (0,97-0,98); η_ку - КПД котла-утилизатора (0,9); η_м - КПД механический; η_г - КПД генератора.

Доп мощность, необх для номинал работы паровой турбины:

Суммарная мощность ПГУ:

Полная мощность, подводимая к газовой турбине (мощность камеры сгорания)

Кол-во усл. т., необх. для обеспеч. работы газ. турбины:

Удельный расход топлива на выработку 1 кВтч в ГТУ:

Удельный расход ПГУ блока на выработку 1 кВтч:

Эффект, обусловленный снижением удельного расхода топлива (экономия топлива в энергосистеме):

Эффект ПГУ зависит от числа часов исп-ния уст. Мощ-ти и сос-т из 2 частей: сниж. уд. расхода топл. на доп. вводимую мощность ГТУ в сравнении с базовой ЭС на КЭС и за счет сниж. уд. расхода топл. на ПГУ по срав. с ПТУ.

2.Эффект-ть перевода котельных на мест. Виды топлива

Наиболее перспект направл повышения самообеспеченности РБ энергоресурсами явл-ся использование нетрадиционных источников энергии. Наиболее перспективными их видами для РБ являются биомасса и энергия ветра.

Год энерг. потенциал отходов лесоводства, лесозаготовок и деревообработки – наиболее значимых видов биомассы – составляет от 2 до 3 млн.тут. Осн. Ф-ми, опр-ми эк. эффект-ть исп-ия биомассы, явл-ся цена замещаемого и древесного топлива, вел-на инвестиций в реконструкцию КА и в оборуд по переработке этого топлива. Условие экономической выгодности замещения:

или

В – объем потребляемого древесного топлива, Кгг – стоимость газогенераторной установки, р – отчисления на обслуживание ГГУ без учета АО, Т – срок службы ГГУ, N,η– мощность и КПД газогенератора, k_уд – удельная стоимость ГГУ; Е- коэф. сравнит. эк. эффект-ти.

Годовой расход древесного топлива и природного газа:

Годовая экономия топлива в стоимостном выражении:

. Она будет иметь место только в том случае, если цена древесного топлива окажется значительно меньше цены природного газа.

Условие экономической выгодности запишется:

>k_удN

Срок окупаемости Т составит:

,

Метеостанции показывают, что среднегодовая скорость ветра на территории Беларуси в отдельных районах не превышает 4,1 м/c. Диапазон скоростей ветра на станциях 4,5-4,9 м/c. В Беларуси нет потенциала для мощных ВЭУ. Коммерческое использование ветроэнергетики выгодно при скоростях ветра 5 – 5,3 – 6 м/с. В РБ рекомендуются ВЭУ до 30 кВт.

Мощность ВЭУ определиться как:

К – коэф. использования энергии ветра, р – плотность воздуха, u - скорость ветра, ΔP – перепад давления на колесе, S – поперечное сечение ветроколеса, F – сила, набегающая на колесо потока.

Общий кпд ВЭУ: _ВЭУ = 45 – 48 %.

3. Модернизация котельных в мини-тэц.

Мини-ТЭЦ (малая теплоэлектроцентраль) - теплосиловые установки, служащие для совместного производства электрической и тепловой энергии.

Основная концепция мини-ТЭЦ - непосредственная близость энергетического источника к конечному потребителю и эффективное производство электроэнергии на тепловом потреблении. Поэтому мощность мини-ТЭЦ чаще всего выбирается исходя из средней тепловой нагрузки потребителя.

Мини-ТЭЦ может быть создана на базе различных технологий:

- газопоршневой агрегат;- газовая турбина; - микрогазовая турбина;

- паровой котел + паровая турбина; - ORC-цикл (цикл Ренкина).

Применение той или иной технологии зависит от многих факторов, поэтому начиная процесс создания мини-ТЭЦ очень важно изначально разработать технико-экономическое обоснование, которое позволит выбрать наиболее подходящую для конкретного случая технологию и мощность установок.

Также можно рассматривать различные способы утилизации тепла от когенерационной установки: для производства горячей воды, пара, направление уходящих газов на сушилку в качестве сушильного агента или в печь с дополнительным дожигом топлива в них. С помощью утилизации тепла можно даже производить холод или дополнительную электроэнергию.

Преобразование котельных в мини-ТЭЦ и соору­жение энергетических блоков сжигающих древесину, на уже существующих ТЭЦ позволит за счёт их участия в совокупном графике электрической нагрузки разгрузить в его пике конденсационные мощности теплофикационных электростанций, удельный расход топлива на которых составляет порядка400г у. т/кВт*ч,а в полупиковой части — снизить форсированные нагрузки системообразующих КЭС .