Исследование и оптимизация схем и параметров гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Захаренков, Евгений Алексеевич

• Захаренков, Евгений Алексеевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Захаренков, Евгений Алексеевич

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ ГИБРИДНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

1.1. Термодинамические основы гибридных электростанций.

1.2. Обзор существующих тепловых схем гибридных электростанций.

1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ГибЭС.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ГИБЭС И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ.

2.1. Основные положения методики расчетов тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности ГибЭС.

2.1.1. Расчёт электрохимического генератора.

2.1.2. Расчёт газотурбинной установки.

2.1.3. Расчет показателей тепловой экономичности гибридных электростанций.

2.1.4. Особенности определения показателей тепловой экономичности ГибЭС с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды.

2.1.5. Алгоритм методики расчета гибридной электростанции.

2.2. Описание используемого программного обеспечения для моделирования ГибЭС.

2.3. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ

ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГИБЭС.

3.1. Условия расчета. Ограничения и допущения.

3.2. Выбор тепловой схемы для дальнейшей оптимизации.

3.3. Методика оптимизации степени сжатия в компрессоре ГТУ ГибЭС. Критерий оптимизации.

3.4. Оптимизация степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5. Исследование влияния параметров схемы ГибЭС на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5.1. Влияние выбора плотности тока в топливных элементах • на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре

3.5.2. Влияние выбора степени использования топлива в топливных элементах на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5.3. Влияние выбора КПД компрессора и турбины ГТУ на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре

3.5.4. Влияние выбора степени регенерации на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

10 13.5.5. Влияние температуры наружного воздуха на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.6. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ВЫБОР ГТУ ДЛЯ РАБОТЫ В СОСТАВЕ ГИБЭС.

4.1. Основные показатели ГТУ в составе ГибЭС. Рекомендации по выбору ГТУ.

4.2. Анализ существующих ГТУ малой мощности.

4.3. Исследование режимов работы ГибЭС.

4.4. Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГИБРИДНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

5.1. Основные положения методики определения экономической эффективности.

5.2. Оценка стоимости строительства ГибЭС.

5.2.1. Оценка стоимости электрохимического генератора.

5.2.2. Оценка стоимости газотурбинной установки.

5.3. Экономическая эффективность строительства ГибЭС.

5.4. Анализ чувствительности эффективности инвестиций в ГибЭС.

5.5. Вывод по главе 5.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и оптимизация схем и параметров гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок»

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 ф 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 Ш 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 нескольких мегаватт наиболее распространены двигатели т внутреннего сгорания (ДВС), газотурбинные установки (микро-ГТУ и ГТУ). Электрический

КПД микро-ГТУ и

80

Ъ. *

10

0 -I-i-1-1-1

0,01 0Л 1 10 100 1000

Электрическая мощность. МВт

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», «1Н1», a компания «GE Energy» проектирует установку в несколько МВт [33,3640,42,45,51,56,62-63].

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 ПГУ 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 ПГУ 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.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Захаренков, Евгений Алексеевич

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

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.

4. Выявлена степень и характер влияния отдельных параметров схемы ГибЭС (плотность тока ТЭ, степень использования топлива в ТЭ, КПД компрессора и турбины, степень регенерации и температура наружного воздуха) на выбор оптимальной степени сжатия в компрессоре ГТУ. Установлено, что ключевыми показателями, наиболее сильно влияющими на тепловую экономичность ГибЭС, являются плотность тока и степень использования топлива в ТЭ. При этом для большинства условий оптимальное значение степени сжатия в компрессоре будет находиться в интервале 2,5-4,5.

Сделаны рекомендации по выбору ГТУ в составе ГибЭС. Сформулированы основные их показатели и конструктивные особенности.

Выполнен анализ существующих ГТУ на предмет возможности интеграции в схемы гибридных электростанций. Проведены исследования режимов работы ГибЭС на базе реальной ГТУ типа Capstone 1000С и определенного состава ЭХГ. Выявлено, что выбор номинального режима работы ГибЭС значительно влияет на тепловую экономичность установки в режимах отличных от номинального.

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.

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Захаренков, Евгений Алексеевич, 2009 год

1. Буров В.Д., Коровин Н.В., Седлов А.С., Славнов Ю.А. Определение энергетической эффективности гибридной электростанции с высокотемпературным топливным элементом. Международный симпозиум по водородной энергетике. МЭИ, 2005. с. 16-19.

2. Григорьянц P.P., Залкинд В.И., Иванов П.П. Термодинамическая модель и анализ гибридных установок с твердооксидными топливными элементами и ГТУ. Теплоэнергетика №9, 2008. с. 65-69.

3. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Эффективная малая энергетика: топливные элементы. Турбины и дизели. 2006. Июль-август. ООО «Турбомаши-ны», Рыбинск. С. 40-43.

4. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Электроэнергия с максимальной эффективностью: гибридные электростанции. Сборник трудов 3-й международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение теория и практика». МЭИ, Москва. С. 75-77.

5. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Особенности выбора параметров гибридных электростанций. Тез. докл. XIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, Москва. 2007. С. 155-156.

6. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Расчет тепловых схем гибридных электростанций на основе топливных элементов и тепловых двигателей. Труды II Международного симпозиума по водородной энергетике. МЭИ, Москва. 2007. С. 239-241.

7. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Тепловые схемы гибридных электростанций и методика их расчета. // Вестник МЭИ. -2009. -№2. С. 20-27.

8. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2005.-208 с.

9. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические энергоустановки. М.: Издательство МЭИ, 2005. 280 с.

10. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические установки: состояние, развитие и проблемы. ISJAEE. №10. 2004.

11. Коровин Н.В. Электрохимическая энергетика. Состояние, проблемы, перспективы. //Известия РАН. Энергетика. 1997. № 4 с. 49-69.

12. Кузык Б.Н., Яковец Ю.В. Россия: стратегия перехода к водородной энергетики. М.: Изд-во Институт экономических стратегий, 2007. -400 с.

13. Лялин Д.А., Ольховский Г. Г. Подходы к проектированию энергоустановок на сонное твердооксидных топливных элементов. Электрические станции № 7, Энергопрогресс, 2006. с. 43-46.

14. Лыкова С.А. Высокоэффективные гибридные энергоустановки на основе топливных элементов. ВТИ. Теплоэнергетика № 15 2002. 50-55 с.

15. Михайлов А. Малая энергетика России: классификация, задачи, применение. Новости электротехники. Информационно-справочное издание. 5(35)2005 г.

16. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом. // «Теплоэнергетика», №9, 2002 г. с. 72-77.

17. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С.В., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. и др.; Под ред. Чижова В.В. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 72 с.

18. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив: Справочник. 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1984. -104 с.

19. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. 4-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1987. - 288 с.

20. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гирш-фельда- 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

21. Степанов А.Ю. Малая энергетика в России и зарубежом. Энергорынок. №11. 2005.

22. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлов, С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

23. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочник. Кн. l./Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М: Изд-во МЭИ, 1999.

24. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / М.С. Алхутов, А.А. Амосов, Т.Ф. Басова и др.; под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 528 с.

25. Топливные элементы и гибридные установки на их основе / С.А. Лыкова. Новое в российской энергетике № 7, Энерго-пресс, 2002. с. 5-12.

26. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. Москва: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.

27. Цанев С.В., Буров В.Д., Соколова М.А. и др. Методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых электростанций. МЭИ, 2004.

28. Gas Turbine World. Where Technology turns Into Power and Profit / 200405. Vol.24.

29. A High Efficiency PSOFC/ATS-Gas Turbine Power System. Final report. Siemens Westinghouse Power Corporation . 2001.

30. Casanova A.C., Veyo S.E. Demonstrating Market Performance.//Siemens Power Journal, 2001, №1, p. 14-17.

31. Cost effective hybrid cycles and supporting turbomachinery. Gerry D Agnew, Steve G Berenyi, Robert R Moritz. 2003. Rolls Royce pic.

32. Design and gas turbine combined cycle and cogeneration system. Seminar. Maher A. Elmasri. Thermoflow. 2007.

33. Design optimization of a hybrid solid oxide fuel cell & gas turbine power generation system. ALSTOM Power Technology Centre. Prepared by G.J. Williams, A. Siddle, K. Pointon. 2001. c. 10-25.

34. European Fuel Cell and Hydrogen Projects 1999-2002. European commission. 2003.

35. Fuel cell today Market Survey: large stationary applications. 2 November 2005.

36. Fuel Cell Handbook (Seventh Edition). By EG&G Technical Services, Inc. U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, National Energy Technology Laboratory November 2004.

37. Fuel cell/Micro-Turbine Combined Cycle. McDermott Technology, Inc. Alliance, Northern Research and Engineering Corporation, Portsmouth, 1999.

38. Fuel cell Technology handbook. Edited by Gregor Hoogers. CRC Press 2003.

39. Fuel Cell/Gas Turbine Hybrid Systems. Prof. Scott Samuelsen. National Fuel Cell Research Center, University of California, Irvine. 2004 ASME International Gas Turbine Institute.

40. Fuel Cells Compendium. Edited by Brandon P.N., Thompsett D. Elsevier advanced technology. 2005. p. 639.

41. Gengo Т., Ando Y., Kabata T. Development of 200kW Class SOFC Combined Cycle System and Future View. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 45 No. 1 (Mar. 2008).

42. Gengo Т., Hisatome N., Kabata T. Progressing Steadily, Development of High Efficiency SOFC Combined Cycle System. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 44 No. 1 (Mar. 2007).

43. George R., Hassmann K. Fuel Cell Applications and Types Developments and Potentials. Siemens Power Journal. 1/2001.

44. Giampaolo A. Gas Turbine Handbook: Principles and Practices. Third Edition. The Fairmont Press. 2006.

45. Hirschcnhofer J.H., Stauffer D.B., Engleman R.R. Fuel Cell Handbook. DOE/METC-94/1006.

46. Hybrid heat engines: the power generation systems of the future / A. Layne, M. Williams S., Samuelsen P. Hoffman // Proceed. ASME Turboexpo 2000. Munich, Germany, 2000.

47. Lenz В., Bundschuh N., Schiller G. Performance of a Combined Refor-mer/SOFC System for Aircraft Aplication. Proceeding. 2005.

48. Leo A.J., Ghezel-Ayagh H., Sanderson R. Ultra high efficiency hybrid direct fuel cell / turbine power plant // Proceed. ASME Turboexpo 2000. Munich, Germany, 2000.

49. Massardo A. F., Lubelli F. Internal Reforming Solid Oxide Fuel Cell-Gas Turbine Combined Cycles (IRSOFC-GT): Part A— Cell Model and Cycle Thermodynamic Analysis. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 2000. P. 27-35.

50. Office of Fossil Energy Fuel Cell Program Annual Report, September 2004.

51. Selimovic A. Solid Oxide Fuel Cell Modeling for SOFC/Gas Turbine Combined Cycle Simulation. Thesis for degree of Licentiate in Engineering, 2000. Lund University, Sweden.

52. Selimovic A., 2002, Modeling of Solid Oxide Fuel Cells Applied to the Analysis Of Integrated Systems with Gas Turbines, Doctoral Thesis, Lund Institute of Technology.

53. Singhal S.C., Kendall K. High-temperature solid oxide fuel cell: fundamentals, design and applications. Imprint: Elsevier advanced technology. 2003. p. 430.

54. Singhal S.C. Advances in solid oxide fuel cell technology. Solid State Ionics. Elsevier. 2000.

55. Solid oxide fuel cell/gas turbine power plant cycles and performance estimates. W.L. Lundberg. Westinghouse Science & Technology Center, 1996.

56. Solid Oxide Fuel Cell Hybrid System for Distributed Power Generation. Semi-Annual Technical Progress Report. DOE/NETL. 2004.

57. Thermodynamic Modeling and Performance of Combined Solid Oxide Fuel Cell and Gas Turbine Systems. Jens Palsson. May 2002. Doctoral Thesis. Division of Thermal Power Engineering. Department of Heat and Power Engineering. Lund University, Sweden.

58. Turbines for Fuel Cell Hybrid Systems, Jack Brouwer / Proceed. Advanced Power and Energy Program University of California, Irvine. July 30, 2003. c. 1-32.

59. Yamamoto O. Solid oxide fuel cells: fundamental aspects and prospects. Elsevier Science. 2000.

60. Yoshida Y., Hisatome N., Takenobu K. Development of SOFC for Products. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol.40 No.4 (Aug. 2003).