Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновация энергетики в экономике. Теория, тенденции и перспективы. Монография
.pdf
ной скорости υ2, что и является первопричиной возникновения силы Fм.
В нашей республике ведутся работы по созданию ВЭУ. Отличительная особенность: они вступают в работу при скорости ветра υ0
= 3 м/с. Коэффициент использования энергии ветра ветроколесом с
цилиндрическими лопастями близок к 0,5. Регулирование скорости
вращения ветроколеса осуществляется путем изменения угловой
скорости вращения лопастей ωл. В 1996 г. была создана и испытана
экспериментальная ветроустановка ВЭУ-250 (см. Приложение 2).
Однако освоение производства таких ВЭУ требует дополнительных
исследований, создания соответствующих производственных мощностей и финансирования.
Для ряда сельскохозяйственных объектов, удаленных от линии
электропередач, газопроводов и других коммуникаций, перспективным является использование для автономного энергоснабжения
ВЭУ малой
мощности, Рн ≤ 10 кВт. Еще в бывшем СССР было
налажено серийное производство маломощных ВЭУ, типа АВЭУ
(автоматическая ветроэлектрическая установка)-6-4(Приложение 2),
способных обеспечивать в автономном режиме, при наличии аккумуляторной батареи и преобразователя напряжения, потребности в
электроэнергии небольшого фермерского хозяйства. Из ВЭУ такого
класса представляет интерес установка ВЭУ-2000(Приложение 2),
разработанная на
основе высоких технологий авиакосмической
промышленности и способная автономно обеспечивать электроэнергией небольшие объекты даже в областях с низкими значениями средней скорости ветра. Ёмкость аккумуляторной батареи для
подобных автономных установок выбирается из необходимости
обеспечения энергоснабжения при отсутствии ветра в течении 2...3
суток. Еще более надежное электроснабжение обеспечивается при
дополнении ВЭУ солнечными
батареями.
В середине августа 2007 года в СЭЗ (свободная экономическая
зона) «Брест» начала работать первая на Брестчине ветроэнергетическая установка.
Энергия ветра, преобразованная в электрическую, используется
на автозаправочной станции, принадлежащей совместному белорусско-итальянскому предприятию «БелТрансОйл». СП (совместное предприятие) «БелТрансОйл» в сутки потребляет 30-35 кВт/ч
электроэнергии, что обходится предприятию в течение
101
года в 50
тыс. долларов. Использование ВЭУ позволит экономить до 10%
финансовых средств. Здесь итальянская новинка воспринимается
как экспериментальная. Преследуется цель выяснить, чему равна
скорость ветра на окраине г. Бреста в течение года. Ведь равнинная
местность Брестской области считается наименее перспективной
для подобных проектов. Но, многолетние наблюдения показали, что
есть зоны, где скорость ветра увеличивается
за счет ветровой тяги.
К такой зоне относится и пойма р. Лесная, в районе которой установлена новая ВЭУ. Если с ее помощью СП «БелТрансОйл» это
утверждение подтвердится, то руководство предприятия намерено
установить еще одну подобную ветровую турбину мощностью 1,2
МВт. Прорабатываются возможности использования ВЭУ в других
регионах Брестчины. Наиболее привлекателен
в этом плане Барано-
вичский район.
В последнее время на Брестчине все больше внимания обращается
на рациональное использование ветровой энергии. Пружанское отделение районных электросетей РУП «Брестэнерго» приняло решение о
возведении ветроэнергетической установки. Специалисты НПО «Малая энергия» (г. Минск) с ноября 2006 по апрель 2007 года провели
мониторинг местности и атмосферных явлений
в районе д. Могилевцы. Они пришли к выводу, что ВЭУ мощностью в 1 МВт позволит получить 2,5 млн. кВт/ч. Этого достаточно для обеспечения электроэнергией среднего сельхозпредприятия, что составит 3% от потребляемой
энергии в Пружанском р-не. В июле 2007 года аналогичный мониторинг проведен возле д. Головчицы. Планируется разработка проектносметной документации и строительство первой на Пружанщине ВЭУ.
Она будет установлена на высоте 65 м. Размах ее лопастей – 60 м. Работа установки возможна даже при незначительном ветре – 3,5 м/сек.
Оптимальная скорость ветра для производства электроэнергии – 12
м/сек. Во время урагана установка перестает работать, и включается
при снижении его силы. Преимущество ВЭУ в
том, что она работает в
те часы, когда наблюдается пик потребления электроэнергии – главным образом днем и в холодное время года. Срок окупаемости одной
установки - от 3,5 до 6 лет.
По подсчетам специалистов, ветряный потенциал Беларуси – 250
млрд. кВт/час в год. Наиболее приемлемыми регионами по использованию энергии ветра являются Гродненская и
Минская области.
Северные районы Брестчины тоже считаются подходящими для
102
строительства ВЭУ, чем и воспользовались энергетики Пружанского района.То, что энергию ветра можно довольно эффективно использовать в нашей республике, подтверждают ветроэнергетические установки, которые действуют на протяжении нескольких лет
в Нарочанском крае. На въезде в д. Занарочь германским благотворительным общественным объединением «Дома вместо Чернобыля» для переселенцев из
Чернобыльской зоны были построены две
ВЭУ. На 50-метровой башне установлена ветровая турбина Nordex
мощностью 250 кВт, а на 60-метровой цельнометаллической опоре
– Repower мощностью 600 кВт. Обе установки производят в год
около 140 кВт электроэнергии. Ученые ведут постоянное наблюдение за их работой. Анализ данных показывает, что наши показатели
ничуть не хуже, а иногда даже лучше
затенгеежных Ветер нашу
республику не обходит стороной. Остается только использовать его
бесплатную энергию.
Основным направлением использования ВЭУ в нашей республике
на ближайший период будет применение их для привода насосных
установок и как источников энергии для электродвигателей. Перспективны ВЭУ в сочетании с МГЭУ для перекачки воды. Эти области применения
характеризуются минимальными требованиями к качеству
электрической энергии, что позволяет резко упростить и удешевить
ветроэнергетические установки. Готовится к серийному выпуску ветроустановка мощностью 5-8 кВт, устойчиво работающая при скорости
ветра 3,5 м/с. Разрабатывается и готовится к испытаниям более мощная
ВЭУ с горизонтальным ветроколесом.
По последним данным, на 17 декабря 2008 года, немецкий кон-
сультант
по альтернативной энергетике Юнгер Шенк планирует
проект для Беларуси, где искренне советует прислушаться к ветру и
присмотреться к биоотходам.
6.5 Оценка возобновляемых топливно-энергетических ресурсов
Например, Республика Беларусь богата важнейшими природными ресурсами — территорией. На каждый её м2 ежегодно поступает
от 980 до 1180 кВт·ч энергии солнечного излучения, которая является
первичной в процессе образования биомассы, гидроэнергии,
энергии ветра и др. В качестве оценочной единицы площади сельхозугодий (или другой территории), участвующей в производстве
103
энергии или энергоносителя, удобно использовать 1 га. При среднегодовом поступлении солнечной энергии 1000 кВт·ч/м2 (1 кВт·ч =
3,6 МДж; 1 га = 10 000 м2) ежегодно на 1 га площади будет поступать энергия Е0 = 36 000 ГДж (по энергосодержанию Е0 — 1 млн
м3 природного газа). Для оценки преобразования солнечной энергии в другие виды введем критерий
E
k
K
= — · 100 % ,
пр.k
Е
0
(14)
где Ek — количество энергии или энергосодержание k-гo энергоресурса, полученное с 1 га территории или сельхозугодий за год.
Этот коэффициент не является коэффициентом энергетической
эффективности процесса получения энергоресурса, т. к. не учитывает всех видов затрат на реализацию этого процесса. Однако он
позволяет количественно оценить способ преобразования солнечной энергии — основного природного
энергоресурса. В таблице 2
приведены сведения о возобновляемых ТЭР, освоение которых перспективно для нашей республики. Для ГЭС за пример взята строящаяся на р. Неман станция мощностью 17 МВт и площадью водохранилища около 1000 га. Невысокое значение Kпр.г указывает на
то, что за энергию, получаемую от равнинных ГЭС, требуется высокая плата в виде территории, уходящей под водохранилище со
всеми последствиями для АПК и экологии региона.
Таблица 9.
Показатели возобновляемых ТЭР для условий Беларуси.
Энергоресурс или источник
энергии
Тепловые гелиоустановки 18000 50
Фотоэлектрические станции 4320 12
Выход энергии с 1 га
в год, ГДж
Коэффициент преобразования, %
ГЭС 268 0,74
Рапсовое топливо 39 0,11
Этанол (сахарная свекла) 135 135
Этанол (пшеница) 70 0,19
Ива быстрорастущая 300 0,83
Древесина на корню 40 0,11
Биогаз (фитомасса) 690 1,9
104
Для получения энергии из биомассы наибольшие перспективы
имеют БГУ, ива быстрорастущая на топливо и сахарная свекла для
этанола (В таблице 10 урожайность сахарной свеклы принята 500
ц/га). Лесная древесина имеет невысокий выход энергии (≈ 40
ГДж/га в год, К пр.д = 0,11 %).
Из таблицы следует, что для условий АПК наиболее предпочтительны тепловые
гелиоустановки и фотоэлектрические станции,
позволяющие с единицы занимаемой площади получить наибольший выход энергии.
105
7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАН-
ЦИЙ КАК ЭЛЕМЕНТ ЭНЕРГОСИСТЕМ
7.1 Определение эффективности
работ электростанций в энергосистеме
Надежное энергоснабжение потребителей предполагает удовлетворение изменяющегося во времени спроса на электрическую и
тепловую энергию при условии её поставки с качественными параметрами, соответствующими нормативным. Адекватно спросу
должна изменяться выработка электроэнергии и режим работы
электростанций с
учетом характерных для данного объекта эксплуатационных свойств (вида используемого ресурса, маневренности,
экологичности) и технико-экономических характеристик (удельного
расхода топлива, КПД, себестоимости энергии). К сожалению, ни
один из видов генерирующих источников не является универсальным, способным экономично работать в любом режиме. Например,
ГТЭС, будучи достаточно маневренными, имеют значительные
удельные расходы топлива
и высокую себестоимость электроэнергии и, наоборот, АЭС при сравнительно низкой себестоимости не
обладают должной маневренностью, поэтому в составе энергосистем должны работать мощные КЭС и АЭС, ТЭЦ, отпускающие потребителям электроэнергию и тепло, а так же маневренные ГЭС,
ГТЭС и ПГЭС. При параллельной работе электростанций в составе
энергосистемы в
целях повышения эффективности энергетического
производства целесообразно максимально использовать положительные, и минимально – отрицательные свойства станций.
Учет основных эксплуатационных свойств и техникоэкономических характеристик электростанций необходим не только
при решении текущих задач, но и при перспективном проектировании развития энергосистем, анализе режимов работы электростанций в перспективных графиках нагрузки, а так же
при определении
сравнительной эффективности вариантов развития энергосистем.
В процессе эксплуатации и перспективном проектировании
энергосистем анализу подлежат следующие характеристики электростанций:
Размещение электростанций по территории. Данный фактор
влияет на дальность транспорта топлива, тариф на его перевозку,
106
цену топлива и топливные затраты. К тому же размещение станций
изменяет дальность передачи электроэнергии, потери при передаче,
капитальные и текущие затраты на передачу энергии по электрическим сетям.
Влияние факторов, изменяющих мощность электростанции, т.к.
при неизменной нагрузке потребителей в целях соблюдения баланса
мощности энергосистемы, уменьшение генерируемой мощности на
одной станции
должно сопровождаться увеличением генерации
мощности на другой станции, что влияет на технико-экономические
показатели производства и передачи энергии в энергосистеме.
Маневренные характеристики электростанций разного типа, т.к.
именно маневренность оборудования определяет режим выработки
энергии в суточном графике нагрузки энергосистемы, удельные
расходы топлива и топливные затраты.
Соотношение технико-экономических показателей станций
разного типа. От величины себестоимости электроэнергии и удельных
капитальных затрат в электростанцию зависит их эффективность в
сравнении с другими типами станций и место на рынке электроэнергии и мощности.
7.1.1 Определение технико-экономических преимуществ КЭС в
сфере энергосистем
К числу преимуществ КЭС следует отнести:
КЭС относительно свободны в размещении
на территории. Они
не привязаны (жёстко) ни к тепловой нагрузке, как ТЭЦ, ни к створу реки, как ГЭС. Однако факторами, ограничивающими свободу
их размещения, являются:
-отсутствие в районе размещения достаточных водных ресурсов,
необходимых для охлаждения конденсаторов турбин;
-качественные характеристики топлива. КЭС способны сжигать
практически любое топливо, в том числе
самые низкосортные угли,
забалластированные водой и негорючей породой. Чем ниже качество топлива, тем ближе должна размещаться КЭС к топливной базе, так как при низком качестве топлива перевозится большой объём
пустой породы и увеличиваются затраты на топливо. По этой причине пылеугольные ТЭС желательно размещать в районах угледобычи.
К настоящему времени "угольная" теплоэнергетика развита в
107
регионах, с богатыми угольными месторождениями (ОЭС Сибири и
Дальнего Востока). Газомазутные ТЭС могут быть построены в любом регионе, так как транспорт газа и мазута по сравнению с углем
относительно дешев.
Площади земельных участков, отводимые под строительство
ТЭС (в том числе КЭС), существенно меньше, чем для АЭС и тем
более для
ГЭС с учетом создаваемых водохранилищ.
Мощность КЭС может быть постоянной. В отличие от ТЭЦ и
ГЭС электрическая мощность конденсационных блоков не лимитируется ни тепловой нагрузкой, ни гидроресурсом, поэтому конденсационные агрегаты целесообразно загружать активной мощностью.
Производство электроэнергии на ТЭС, в отличие от ГЭС и ТЭЦ,
не зависит от сезона
и определяется только доставкой топлива.
Выработка электроэнергии КЭС относительно свободна в размещении в суточном графике нагрузки энергосистемы, однако при
этом следует учитывать маневренные характеристики КЭС и их
экономичность:
Маневренность агрегатов характеризуется диапазоном снижения
их мощности до технического минимума, временем пуска в эксплуатацию из холодного состояния (5—8 часов) и скоростью набо
-
ра/сброса нагрузки (не более 2 МВт в минуту). Чем ниже маневренность, тем более равномерный режим должен задаваться агрегату, а
его выработка размещаться глубже в суточном графике нагрузки.
Маневренность паротурбинных агрегатов снижается при увеличении их мощности и параметров свежего пара. Мощные конденсационные энергоблоки 300,500, 800 МВт с давлением свежего пара
Р0 = 240 атм не могут работать с частыми и быстрыми остановками
и пусками без появления трещин в основных узлах оборудования,
поэтому выработка электроэнергии таких блоков размещается в базовой зоне суточного графика нагрузки энергосистемы, выработка
блоков меньшей мощности (особенно при работе на газе) 100,150,
200 МВт в переменной части графика.
Маневренность агрегатов зависит
от вида топлива: для угольных
блоков она ниже по сравнению с газомазутными.
Размещение электроэнергии КЭС в графике нагрузки с точки
зрения экономичности предполагает размещение выработки экономичных станций в базе, а менее экономичных в переменной части
графика. В принципе, это соответствует законам рынка, т.к. чем
108
ниже себестоимость, тем может быть ниже цена на поставку энергии, и тем более востребована энергия данной станции на рынке.
КЭС имеют удельные капитальные затраты примерно в два раза
меньше по сравнению с АЭС и ГЭС ( и меньший срок строительства (3-5 лет)).
Расход электроэнергии на собственные нужды КЭС зависит от
вида
сжигаемого топлив (Кснуг, Кснгаз), параметров свежего пара,
числа и единичной мощности блоков. Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС составляет 3-5% от выработки электроэнергии электростанцией.
Наряду с вышеуказанными достоинствами, КЭС имеют и ряд
недостатков:
В общем случае удельный расход топлива на производство элек-
троэнергии на КЭС (bКЭС≥320 превышает удельный
расход топлива на паротурбинных ТЭЦ ( bmТЭЦ< bКЭС< bkТЭЦ) и тем более
на ПГЭС.
Себестоимость электроэнергии на КЭС сравнительно высокая.
При работе КЭС на газе она примерно равна себестоимости электроэнергии, производимой на АЭС; при работе на дорогом топливе
(мазут, уголь шахтной добычи) себестоимость на КЭС выше по
сравнению с
АЭС.
КЭС имеют сравнительно низкую эффективность использования
исходного ресурса-топлива. КПД российских КЭС невысок и составляет 38% максимум 42%, на затенгеежных КЭС с суперсверхкритическими (ССКР) параметрами свежего пара 45%.
КЭС, как и другие топливные электростанции, экологически
"грязные" источники электроэнергии, особенно, работающие на высокозольных и сернистых топливах. Масса загрязняющих атмосферу
выбросов (сернистых газов, оксидов азота и углерода, золовой
пыли) для КЭС мощностью 1000 МВт, работающей на каменном
угле, составляет около 185 тысяч тонн в год, из которых 80% сернистые газы. При КПД современных электрофильтров более 90% доля
выбросов золы составляет 25-27%.
Работа топливных электростанций, в том числе КЭС в значительной степени зависит от поставок
топлива. При нарушении поставок топлива в срок или при сокращении поставок ТЭС вынуждены сокращать свою производственную программу.
109
7.1.2 Экономические показатели ТЭЦ в энергосистеме
ТЭЦ не свободны в размещении по территории. Они привязаны
к тепловой нагрузке, т.к. радиус передачи тепла в виде пара составляет 3-5 км, горячей воды – до 30 км при двухттенгеной системе
транспорта тепла.
Электрическая мощность теплофикационных агрегатов переменная и зависит от загрузки отборов или противодавления
турби-
ны. Графически данная зависимость выражается N-D диаграммой.
Для турбоагрегатов типа "Р" (Рисунок 12) электрическая мощность агрегата прямо пропорциональна отпуску пара из противодавления (Dчаср) и удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении (Э)
N = Э·D
час р
= N
т
(15)
Рисунок 12. N-D диаграмма для турбины типа "Р"
Для турбоагрегатов типа Т и ПТ зависимость электрической
мощности от загрузки отборов усложняется, поскольку они способны работать по теплофикационному и конденсационному режиму.
Электрическая мощность агрегата(Nэ) в этом случае определяется в
виде суммы конденсационной (Nк) и теплофикационной мощности
(Nт):
N
= Nт + N
ТЭЦ
к
(16)
Отечественные энергомашиностроительные заводы производят
теплофикационные турбины двух типов:
110
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]