Хемотермические энергоаккумуляторы

Величина переменной зоны графика нагрузок может возрас­ти в несколько раз, при наибо­лее резком росте полупиковой зоны (10-16 часов в сутки). Резко увеличивается интенсивность подъёма нагрузки в часы утреннего мак­симума, достигая 25 млн.кВт/ч , а с учетом внутричасовой неравно­мерности - до 1 ГВт/мин.

 

Необходимость дли­тельного экономичного хранения больших количеств энергии при суточном и недельном маневрировании требует использования ак­кумуляторов с низкими затратами на единицу запасенной энергии и малыми потерями энергии (см. http://isjaee.hydrogen.ru/?pid=884)

 

Хемотермические энергоаккумулирующие системы

При размещении АЭС вблизи городских агломераций с большой отопительной нагрузкой, экономически эффективными могут оказаться хемотермические системы передачи тепла от АЭС с аккуму­ляцией рабочих тел.

Рассматривалась водо-аммиачная теплотрасса, построенная на схеме отбора пара турбины АЭС, передаваемого подогре­вателями в водяной контур, в который включен водоаммиачный генератор. В генераторе тепло от нагретой воды передавалось на разгонку водоаммиачного раствора, из которого десорбировался аммиак, проходивший дефлегмацию, а затем и конденсацию. Жидкий аммиак поступал в насос и по трубопроводу подавался в теплоиспользующую часть, куда поступал и слабый раствор аммиака, полученный в гене­раторе. В теплоиспользующей части производилось испарение аммиака и его абсорбция в слабом водяном растворе. Выделившееся в абсорбере тепло поступает теплопотребителю. Полученный креп­кий раствор насосом возвращается в теплогенерируюшую часть.

Десорбция аммиака производится при температурах 60-180°С. Тепло, выделяющееся при абсорбции аммиака, позволяет нагреть сетевую воду до 100-130°С. Дальнейший нагрев сетевой воды производится в пиковых районных котельных, работающих на природном газе.

ПО "Турбоатом" был предложен проект турбины K-870-60/1500-3, позволявший при электрической мощности 860 МВт выдать тепловому потребителю до 1400 МВт в горячей воде с параметрами 150/60°С.

В стране накоплен многолетний опыт разработки обо­рудования, проектирования, пуска, наладки и сопрово­ждения в эксплуатации водоаммиачных абсорбционных холодильных ма­шин (ВАХМ) большой единичной мощности (до 50 МВт по теплу). В ка­честве тепловых источников для работы ВАХМ используется, в основ­ном, вторичные энергоресурсы (ВЭР) промышленных производств в виде технологических потоков, парогазовых смесей, отработанного пара, горячей воды и др.

Опыт эксплуатации показал стабильную работу ВАХМ в течении длительного времени при небольшом объеме технического обслуживания (в основном очистка теплообменных поверхностей абсорбера и конден­сатора). Режим работы регулируется в широких пределах с помощью отечественных КИП и A.

Линейная часть ВАТТ представляет достаточно сложное инже­нерное сооружение, однако, как показал опыт пусконаладочных работ и эксплуатации аммиакопровода Тольятти-Горловка-Григорьевский Ли­ман, принятые технические решения и соответствующая подготовка инженерно-технических и руководящих работников позволяет вести эти работы без нарушений правил безопасности в течении десяти лет. Общая его протяженность 2424.4 км, диаметр магистрального трубопро­вода 355.6 мм, производительность – 2.5 млн.т/год, давление перекачиваемого аммиака - до 8.42 МПа.

Разнесение во времени и пространстве процессов абсорбции и десорбции аммиака позволяет создать на базе атомной станции систе­му энергоаккумулирования.

Применение энергоаккумулятора с зарядкой емкостей аммиака и растворов в периоды ночного провала электрической нагрузки потребует допол­нительных капиталовложений на эти емкости, однако уменьшит величину приведенных затрат примерно на 12 млн. дол/год за счёт дополнительной выработки пиковой электроэнергии.

В качестве отработанного аналога для хранения растворов мо­гут использоваться эксплуатируемые в течение более 30 лет металлические сосуды единой емкостью 10 и 20 тыс.м3 для хранения горячей воды, установленные на ряде ТЭЦ Лэнэнерго (nn 2, 7, 8, 13, 14, 15, Северная, Южная и др.). Удельная стоимость 1м3 таких баков на рас­четное давление 5 ата с учетом затрат на фундаменты составляет около 22 дол. за м3. Опыт хранения жидкого аммиака в изотермических хранилищах единичной емкостью 10 тыс.м3 также хорошо освоен в промышленности.

Выбор наиболее эффективных конструкторско-технологических решений при создании аммиачной "пиковой" турбины может быть основан на проработках, выполненых применительно к геотермальным источникам. Такая разработка облегчается умеренными пара­метрами турбины: давление на входе - до 2.0 МПа, температура на выходе - до 180 °С, степень расширения пара - 10-15, что с учетом высоко­го противодавления на выхлопе турбины позволяет надеяться на соз­дание компактной экономичной одноцилиндровой турбоустановки даже при мощностях до 500 МВт(эл.) с весьма низкими весогабаритными ха­рактеристиками. В определенной степени в этих разработках может быть использован опыт создания и эксплуатации ЦНД паровых турбин, чему благоприятствует близость удельных газовых постоянных: μ=I8 для водяного пара μ =17 для аммиака.

Так, например, для ЦНД современной турбины для АЭС K-1000-60/1500-2 (ПОАТ ХТЗ) давление пара на входе 1.13 МПа, а в рассматриваемых вариантах АПТ – 1.2- 2.0 МПа. В то же время давле­ние пара на выхлопе турбины АЭС составляет 4 кПа, а в АПТ- 100 кПа, что примерно на два порядка снижает степень расширения пара в про­точной части турбины, высоту лопаток последней ступени и габариты выхлопа - одного из наиболее критичных элементов при изготовлении турбины.

Применение абсорбционных термотрансформаторов для тепловых насосов и выработки электроэнергии с помощью низкопотенциального тепла строится на изложенных выше рабочих процессах, за исключением того, что вместо устройств дросселирования в низкотемпературных энергоустановках устанавливается аммиачная паровая турбина.

В частности, такие установки рассматриваются для геотермальных электростанций (ГеоТЭС). В ЭНИН им.Кржижановского по заказу РАО «ЕЭС России» разрабатывается перспективная геотермальная модульная энергоустановка на смесевом водоаммиачном рабочем теле.

Несколько больший опыт имеется в стране по разработке тур­бин, работающих на углекислом газе (СО2), отличающихся от рассмотренных аммиачных схем использованием в качестве рабочего тела турбины не аммиака, а углекислоты. В этом варианте в качестве абсорбента служит 20-30% водный раствор аммиака.

Хранение и транспорт жидкой углекислоты также хорошо освоены в промышленности.

В 60-х - 70-х годах в стране выполнен проект углекислотной турбоустановки УКЭУ-50 мощностью 50 МВт(эл.), а также турбины мощностью 380 МВт(эл.). Разработки велись ПОАТ ХТЗ, ЛенОргэнергострой, КиевТЭП и ЦКТИ.

Рассматривались и комбинированные циклы с углекислотным си­ловым контуром в сочетании с АЭС.

Разработка установки УКЭУ-50 показала, что при соизмеримой мощности габариты турбины на СО2 во много раз меньше, чем у паро­вых турбин. В частности при мощности 300 МВт ротор турбины на СО2 в 5 раз(!} короче ротора турбины К-300-240.

В процессе разработки было решено много технических проб­лем. Найденные проектные технические решения могут использоваться при разработке энергоаккумулятора с CО2, где параметры существенно умереннее: дав­ление на входе около 7,0 МПа (УКЕУ-50 – 17.97 МПа), температура на входе - до 200°С (УКЕУ-50 - 540° С ), давление на выхлопе – 0.2 МПа ( УКЕУ-50 – 5.76 МПа), что облегчит создание соответствующего оборудования.

Следует отметить, что в связи с относительно низкой теплотой испа­рения СО2 и достаточно высокой теплотой поглощения СО2 в аммиачном растворе возникает в режиме разряда необходимость утилизации избы­точного тепла абсорбции (около 800-900 кДж/кг СО2 ). Один из вари­антов использования - отвод этого тепла на нагрев питательной воды в основной турбине (К-600-6,9/50 или КТ-600-6,9/25) при отключении ПНД, увеличении пропуска на выхлоп и соответствующем увеличении мощности на клеммах генератора. По данным заводов определенный ре­зерв (до 50%) по пропуску пара в ЦНД имеется.

В этом случае как и в изложенном выше варианте ВАРМ к.п.д. аккумуляции составит до 80-85%, что позволит выдать дополнительную мощность на "пиковой" турбине на уровне до 120-150 МВт(эл.) в рас­чете на один блок при снижении ночной нагрузки блока на 8 часов и работе "пиковой" турбины днем в течение 8-10 часов или 250-300 МВт при работе на пиковой мощности в течение 5 часов при зарядке ночью продолжительностью 10-12 час.

При фиксированных удельных затратах (ценах) прирост к.п.д. должен опережать соответствующий рост капитальных вложений в энергоаккумулятор. Это - один из основных критериев при сопоставлении вариантов.

Одной из проблем, сдерживающих развитие малой энергетики, является низкая загрузка энергетических установок (ЭУ), используемых для собственного энерго- и теплоснабжения потребителей жилищно - коммунального хозяйства (ЖКХ), а также промышленных предприятий с меняющейся по зонам суток загрузкой (с одно- и двухсменным режимами работы). Основными причинами являются существенная суточная и сезонная неравномерность мощности потребляемой электроэнергии, а также несовпадение графиков потребления электроэнергии и тепла.

Суточный график нагрузки потребителей электроэнергии разделяют на несколько временных зон, отличающихся текущим уровнем загрузки ЭУ. Для потребителей коммунального сектора уровень загрузки в пиковой зоне может быть в 4 – 6 раз выше, чем в зоне ночного спада нагрузки (соответственно 0,85 – 0,90 и 0,15 – 0,20). Среднегодовое значение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ЭУ на значительном количестве площадок, предлагаемых для размещения объектов малой энергетики в коммунальном и промышленном секторе, не превышает 0,35, что соответствует годовой наработке в 3070 часов при полной нагрузке. Низкое значение КИУМ приводит к увеличению сроков окупаемости инвестиционных проектов по созданию новых ЭУ до 10 лет и более, что, как правило, неприемлемо.

В большинстве существующих ЭУ, использующих тепловые двигатели (ТД), тепловая энергия выхлопных газов утилизируется с получением отопительного тепла, при этом электроэнергия и тепло вырабатываются одновременно. Соотношение электрической и тепловой мощностей составляет, как правило, 1,0 к 1,1 – 2,4, а относительная мощность производимого сопутствующего низкотемпературного тепла (потери в ЭУ и остаточное тепло выхлопных газов), отводимого в окружающую среду, составляет 0,4 - 0,6. В условиях, когда электрическая и тепловая нагрузки потребителя имеют различные суточные и сезонные графики, необходимо раздельное производство электроэнергии и отопительного тепла. В этой связи одно из основных направлений повышения конкурентоспособности ЭУ на базе ТД связано с преобразованием утилизируемого тепла выхлопных газов ТД в электроэнергию, в сочетании с возможностью аккумуляции этого тепла в суточном цикле.

Решение проблемы может быть достигнуто путем оснащения теплоутилизационного контура ЭУ теплоиспользующими аккумулирующими ЭУ (ТАЭУ), созданием теплоиспользующих аккумуляционных электростанций, обеспечивающих выполнение следующих функций:

- утилизацию тепла выхлопных газов ТД, используемых в качестве основных силовых приводов в составе ЭУ, с последующей переработкой избыточного утилизируемого тепла в электроэнергию,

- утилизацию избыточной электроэнергии, например, путем переработки низкотемпературного тепла в тепловую энергию с достаточно высоким температурным уровнем, при помощи теплового насоса,

- аккумуляцию избыточного тепла в суточном цикле,

- периодическое производство пиковой электрической и/или тепловой энергии по раздельным графикам с использованием аккумулированного высокотемпературного тепла.

Для периодического производства пиковой электроэнергии, как правило, применяют специализированные пиковые электростанции и энергоагрегаты. Значительная доля пиковой электроэнергии производится с помощью специализированных газо– и паротурбогенераторных ЭУ малой и средней мощности. Недостатками таких ЭУ являются низкий эффективный КПД, который в 1,5 – 2,0 раза меньше среднеотраслевого на предприятиях энергетики, высокий удельный расход топлива, обусловленный как низким КПД, так и большой долей переходных процессов в периоды набора и сброса мощности.

Производство суточной и сезонной пиковой тепловой энергии обеспечивается пиковыми котельными или пиковыми котлами, а также, при необходимости, аккумуляторами горячего теплоносителя (отопительной воды). Требования к таким котельным и порядок их создания устанавливаются Строительными нормами и правилами (СНиП) и Градостроительными нормами. Основным недостатком пиковых котельных является низкий КИУМ.

Предложены различные схемы теплоутилизационных ЭУ, обеспечивающих переработку тепла выхлопных газов в электроэнергию на базе парокомпрессионного цикла (См. «Парогазовые установки компрессорных станций», «Промышленная энергетика», 1997 г., №3, стр. 33 – 37, «Утилизационные энергетические установки с органическим теплоносителем», «Газовая промышленность», 2000 г., №5, стр.14), в котором рабочим телом могут быть как низкопотенциальный водяной пар, так и низкокипящие жидкости (пропан, фреоны, хладоны).

Использование теплоутилизационных ЭУ позволяет отделить график производства электроэнергии от графика производства отопительного тепла. Недостатком таких ЭУ является низкий КПД, обусловленный ограниченностью рабочего диапазона температур термодинамического цикла ЭУ, а также высокая материалоемкость.

Существенное расширение возможностей теплоутилизационных ЭУ может быть достигнуто в случае их совместного использования с аккумуляторами тепла (АТ). Внутрицикловая аккумуляция высоко- и среднепотенциальной (вторичной) тепловой энергии – одно из перспективных направлений развития маневренных энергоустановок. Средства аккумуляции тепловой энергии используются как для маневрирования ЭУ по зонам суток, а также сезонным и недельным графикам, так и для транспортировки промежуточного энергоносителя (рабочего тела) на дальние расстояния. Известны ЭУ, включающие АТ, соединенные с высокотемпературным контуром ЭУ (см., например, А.Я. Столяревский «Аккумулирование вторичной энергии», в сборнике «Атомно – водородная энергетика и технология», выпуск 4, Москва, Энергоиздат, 1982 г., - 200 с., стр. 60 – 124).

Рабочие циклы АТ могут быть построены на основе использования:

  • высококипящих жидкостей, например нефти, топочного мазута,
  • систем на базе фазовых переходов,
  • систем на базе обратимых энергоемких химических, в том числе электрохимических, реакций (электрохимических и хемотермических систем).

К настоящему времени АТ не получили распространения вследствие многочисленных технологических трудностей. В наибольшей степени готовы к использованию АТ на основе высококипящих жидкостей. Их недостатками являются возможная химическая нестабильность, а также пожароопасность при низкой температуре вспышки рабочего тела АТ.

В современных энергосистемах аккумуляция избыточной электроэнергии, с последующим производством пиковой электроэнергии в суточном цикле, как правило, обеспечивается при помощи гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и энергоагрегатов. Недостатком ГАЭС является необходимость в наличии перепада высот 50 – 100 и более метров, а также отвода больших землеотводов под их размещение.

Созданы опытно – промышленные образцы аккумулирующих ЭУ на основе воздушно – аккумуляционного цикла с подземным хранением сжатого воздуха. В газотранспортных системах находят применение газоаккумулирующие и криоаккумулирующие ЭУ, используемые соответственно при редуцировании сжатого природного газа высокого давления и газификации сжиженного природного газа. Применение подобных ЭУ ограничено специальными случаями.

Дополнительные возможности увеличения эффективности теплоутилизационных ЭУ на базе ТД, связаны с использованием трансформации производимого низкотемпературного тепла, прежде всего - остаточного тепла выхлопных газов (включая скрытую теплоту парообразования) и отводимого тепла системы охлаждения моторного масла, - в тепло с более высоким температурным уровнем, например – в отопительное тепло. В качестве термотрансформаторов, в частности, могут использоваться тепловые насосы с пароводяными (См. «Газотурбинная установка с энергетическим впрыском пара», «Газотурбинные технологии», 2002 г., №4, стр. 20 – 24) или с низкокипящими теплоносителями (См., например, Калнинь И.М., Васютин В.А., Пустовалов С.Б. «Условия эффективного применения диоксида углерода в качестве рабочего вещества тепловых насосов», Холодильная техника, №7, 2003 г., стр. 8 – 12, Патент РФ по заявке 2002113818/06 (014844) от 29.05.2002 г., «Энерго-пресс» РАО «ЕЭС России», №27(293) от 07.07.2000 г., стр. 6, а также: «О научно-техническом развитии электроэнергетики в 1999 году», Отчет Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО “ЕЭС России, Часть: «Нетрадиционная энергетика. Раздел «Тепловые насосы»».). Иногда целесообразно совмещение таких ТН с аккумуляторами произведенного отопительного тепла, а также с аккумуляторами трансформируемого низкотемпературного тепла.

Один из возможных типов ЭУ с АТ (см. А.Я. Столяревский «Аккумулирование вторичной энергии», в сборнике «Атомно – водородная энергетика и технология», выпуск 4, Москва, Энергоиздат, 1982 г., - 200 с., стр. 86) включает силовой привод на базе замкнутого пароводяного конденсационного цикла и АТ. АТ размещается в высокотемпературом контуре ЭУ. Его зарядка производится теплом высокотемпературного источника. Разрядка – путем подачи тепла в парогенератор ЭУ. Рабочее тело АТ – высококипящая фракция нефти. Теплоемкость рабочего объема АТ составляет около 0,2 МДж/м3. АТ обеспечивает возможность маневрирования ЭУ в соответствии с суточным графиком нагрузки, при этом производительность источника высокотемпературного тепла может оставаться постоянной. Подобное решение изложено также в патенте США № 6,192,687 от 27 февраля 2001 г.

Предложенные в данной концепции технические решения позволяют утилизировать тепло внешних источников, а также обеспечить производство пиковых электроэнергии и тепла по индивидуальным графикам.

Недостатками такой схемы являются:

  • отсутствие возможности или низкая эффективность утилизации избыточной электроэнергии, в том числе – от внешних источников,
  • отсутствие средств утилизации низкотемпературного тепла,
  • пожароопасность АТ,
  • нестабильность рабочего тела АТ (нефти), выделение вредных испарений, выпадение отложений на теплообменных поверхностях при длительной эксплуатации,
  • относительно низкий КПД при характерных для малой энергетики мощностях отдельного энергоагрегата 0,5 – 5 МВт, связанный с тем, что эффективный КПД паровых конденсационных турбин с верхней температурой пара 200 - 220 град.С в этом диапазоне мощностей составляет 5 - 15%.

Создание теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки должно обеспечить производство пиковых электроэнергии и тепла в суточном цикле по раздельным графикам производства за счёт того, что :

  • производство пиковой энергии осуществляется на основе замкнутого низкотемпературного пароконденсационного цикла, в котором в качестве источника высокопотенциального тепла используют аккумулятор тепла в режиме разрядки,
  • аккумулятора тепла заполнен углеводородным маслом, температура вспышки которого выше верхней температуры рабочего тела аккумулятора тепла,
  • зарядка аккумулятора тепла производится теплом выхлопных газов основной ЭУ,
  • периодическую зарядку аккумулятора тепла производят с использованием теплового насоса, трансформирующего низкопотенциальное тепло, отводимое от ЭУ и/или от внешнего теплоисточника, для чего установка снабжена тепловым насосом и аккумулятором низкопотенциального тепла, накопителем жидкого рабочего тела, высокотемпературным теплообменником, соединённным с детандером, состоящим из последовательно соединённых первой ступени расширения, теплообменника промежуточного перегрева и второй ступени расширения, с применением высокоэффективной рекуперации тепла в контуре ЭУ.
  • параметры ЭУ с установленной мощностью 1,45 МВт, включающей основную ЭУ - газопоршневой энергоагрегат (ГПА) «Йенбахер» JMC 320 GS-S.L с установленной мощностью 1,00 МВт и энергоагрегат теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки с установленной мощностью 0,45 МВт, представлены ниже.

нергоагрегат теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки отвечает следующим требованиям:

  • изменение температуры выхлопных газов основной ЭУ в котле – утилизаторе – охлаждение от (+450) - (+70) град С.,
  • эффективный КПД ТАЭУ, - 0,20 – 0,24, - соответственно в летний и зимний период,
  • эффективный коэффициент аккумуляции электроэнергии, - не менее 0,7,
  • установленная мощность в базовом режиме (5 часов в сутки) - 200 кВт,
  • установленная мощность в пиковом режиме (4 часа в сутки) - 600 кВт,
  • установленная мощность в полупиковом режиме (6 час/сутки) – 400 кВт,

энергопотребление от внешнего источника в режиме зарядки (9 часов в сутки) – не более 100 кВт.

Величина переменной зоны графика нагрузок может возрас­ти в несколько раз, при наибо­лее резком росте полупиковой зоны (10-16 часов в сутки). Резко увеличивается интенсивность подъёма нагрузки в часы утреннего мак­симума, достигая 25 млн.кВт/ч , а с учетом внутричасовой неравно­мерности - до 1 ГВт/мин.

 

Необходимость дли­тельного экономичного хранения больших количеств энергии при суточном и недельном маневрировании требует использования ак­кумуляторов с низкими затратами на единицу запасенной энергии и малыми потерями энергии (см. http://isjaee.hydrogen.ru/?pid=884)

 

Хемотермические энергоаккумулирующие системы

При размещении АЭС вблизи городских агломераций с большой отопительной нагрузкой, экономически эффективными могут оказаться хемотермические системы передачи тепла от АЭС с аккуму­ляцией рабочих тел.

Рассматривалась водо-аммиачная теплотрасса, построенная на схеме отбора пара турбины АЭС, передаваемого подогре­вателями в водяной контур, в который включен водоаммиачный генератор. В генераторе тепло от нагретой воды передавалось на разгонку водоаммиачного раствора, из которого десорбировался аммиак, проходивший дефлегмацию, а затем и конденсацию. Жидкий аммиак поступал в насос и по трубопроводу подавался в теплоиспользующую часть, куда поступал и слабый раствор аммиака, полученный в гене­раторе. В теплоиспользующей части производилось испарение аммиака и его абсорбция в слабом водяном растворе. Выделившееся в абсорбере тепло поступает теплопотребителю. Полученный креп­кий раствор насосом возвращается в теплогенерируюшую часть.

Десорбция аммиака производится при температурах 60-180°С. Тепло, выделяющееся при абсорбции аммиака, позволяет нагреть сетевую воду до 100-130°С. Дальнейший нагрев сетевой воды производится в пиковых районных котельных, работающих на природном газе.

ПО "Турбоатом" был предложен проект турбины K-870-60/1500-3, позволявший при электрической мощности 860 МВт выдать тепловому потребителю до 1400 МВт в горячей воде с параметрами 150/60°С.

В стране накоплен многолетний опыт разработки обо­рудования, проектирования, пуска, наладки и сопрово­ждения в эксплуатации водоаммиачных абсорбционных холодильных ма­шин (ВАХМ) большой единичной мощности (до 50 МВт по теплу). В ка­честве тепловых источников для работы ВАХМ используется, в основ­ном, вторичные энергоресурсы (ВЭР) промышленных производств в виде технологических потоков, парогазовых смесей, отработанного пара, горячей воды и др.

Опыт эксплуатации показал стабильную работу ВАХМ в течении длительного времени при небольшом объеме технического обслуживания (в основном очистка теплообменных поверхностей абсорбера и конден­сатора). Режим работы регулируется в широких пределах с помощью отечественных КИП и A.

Линейная часть ВАТТ представляет достаточно сложное инже­нерное сооружение, однако, как показал опыт пусконаладочных работ и эксплуатации аммиакопровода Тольятти-Горловка-Григорьевский Ли­ман, принятые технические решения и соответствующая подготовка инженерно-технических и руководящих работников позволяет вести эти работы без нарушений правил безопасности в течении десяти лет. Общая его протяженность 2424.4 км, диаметр магистрального трубопро­вода 355.6 мм, производительность – 2.5 млн.т/год, давление перекачиваемого аммиака - до 8.42 МПа.

Разнесение во времени и пространстве процессов абсорбции и десорбции аммиака позволяет создать на базе атомной станции систе­му энергоаккумулирования.

Применение энергоаккумулятора с зарядкой емкостей аммиака и растворов в периоды ночного провала электрической нагрузки потребует допол­нительных капиталовложений на эти емкости, однако уменьшит величину приведенных затрат примерно на 12 млн. дол/год за счёт дополнительной выработки пиковой электроэнергии.

В качестве отработанного аналога для хранения растворов мо­гут использоваться эксплуатируемые в течение более 30 лет металлические сосуды единой емкостью 10 и 20 тыс.м3 для хранения горячей воды, установленные на ряде ТЭЦ Лэнэнерго (nn 2, 7, 8, 13, 14, 15, Северная, Южная и др.). Удельная стоимость 1м3 таких баков на рас­четное давление 5 ата с учетом затрат на фундаменты составляет около 22 дол. за м3. Опыт хранения жидкого аммиака в изотермических хранилищах единичной емкостью 10 тыс.м3 также хорошо освоен в промышленности.

Выбор наиболее эффективных конструкторско-технологических решений при создании аммиачной "пиковой" турбины может быть основан на проработках, выполненых применительно к геотермальным источникам. Такая разработка облегчается умеренными пара­метрами турбины: давление на входе - до 2.0 МПа, температура на выходе - до 180 °С, степень расширения пара - 10-15, что с учетом высоко­го противодавления на выхлопе турбины позволяет надеяться на соз­дание компактной экономичной одноцилиндровой турбоустановки даже при мощностях до 500 МВт(эл.) с весьма низкими весогабаритными ха­рактеристиками. В определенной степени в этих разработках может быть использован опыт создания и эксплуатации ЦНД паровых турбин, чему благоприятствует близость удельных газовых постоянных: μ=I8 для водяного пара μ =17 для аммиака.

Так, например, для ЦНД современной турбины для АЭС K-1000-60/1500-2 (ПОАТ ХТЗ) давление пара на входе 1.13 МПа, а в рассматриваемых вариантах АПТ – 1.2- 2.0 МПа. В то же время давле­ние пара на выхлопе турбины АЭС составляет 4 кПа, а в АПТ- 100 кПа, что примерно на два порядка снижает степень расширения пара в про­точной части турбины, высоту лопаток последней ступени и габариты выхлопа - одного из наиболее критичных элементов при изготовлении турбины.

Применение абсорбционных термотрансформаторов для тепловых насосов и выработки электроэнергии с помощью низкопотенциального тепла строится на изложенных выше рабочих процессах, за исключением того, что вместо устройств дросселирования в низкотемпературных энергоустановках устанавливается аммиачная паровая турбина.

В частности, такие установки рассматриваются для геотермальных электростанций (ГеоТЭС). В ЭНИН им.Кржижановского по заказу РАО «ЕЭС России» разрабатывается перспективная геотермальная модульная энергоустановка на смесевом водоаммиачном рабочем теле.

Несколько больший опыт имеется в стране по разработке тур­бин, работающих на углекислом газе (СО2), отличающихся от рассмотренных аммиачных схем использованием в качестве рабочего тела турбины не аммиака, а углекислоты. В этом варианте в качестве абсорбента служит 20-30% водный раствор аммиака.

Хранение и транспорт жидкой углекислоты также хорошо освоены в промышленности.

В 60-х - 70-х годах в стране выполнен проект углекислотной турбоустановки УКЭУ-50 мощностью 50 МВт(эл.), а также турбины мощностью 380 МВт(эл.). Разработки велись ПОАТ ХТЗ, ЛенОргэнергострой, КиевТЭП и ЦКТИ.

Рассматривались и комбинированные циклы с углекислотным си­ловым контуром в сочетании с АЭС.

Разработка установки УКЭУ-50 показала, что при соизмеримой мощности габариты турбины на СО2 во много раз меньше, чем у паро­вых турбин. В частности при мощности 300 МВт ротор турбины на СО2 в 5 раз(!} короче ротора турбины К-300-240.

В процессе разработки было решено много технических проб­лем. Найденные проектные технические решения могут использоваться при разработке энергоаккумулятора с CО2, где параметры существенно умереннее: дав­ление на входе около 7,0 МПа (УКЕУ-50 – 17.97 МПа), температура на входе - до 200°С (УКЕУ-50 - 540° С ), давление на выхлопе – 0.2 МПа ( УКЕУ-50 – 5.76 МПа), что облегчит создание соответствующего оборудования.

Следует отметить, что в связи с относительно низкой теплотой испа­рения СО2 и достаточно высокой теплотой поглощения СО2 в аммиачном растворе возникает в режиме разряда необходимость утилизации избы­точного тепла абсорбции (около 800-900 кДж/кг СО2 ). Один из вари­антов использования - отвод этого тепла на нагрев питательной воды в основной турбине (К-600-6,9/50 или КТ-600-6,9/25) при отключении ПНД, увеличении пропуска на выхлоп и соответствующем увеличении мощности на клеммах генератора. По данным заводов определенный ре­зерв (до 50%) по пропуску пара в ЦНД имеется.

В этом случае как и в изложенном выше варианте ВАРМ к.п.д. аккумуляции составит до 80-85%, что позволит выдать дополнительную мощность на "пиковой" турбине на уровне до 120-150 МВт(эл.) в рас­чете на один блок при снижении ночной нагрузки блока на 8 часов и работе "пиковой" турбины днем в течение 8-10 часов или 250-300 МВт при работе на пиковой мощности в течение 5 часов при зарядке ночью продолжительностью 10-12 час.

При фиксированных удельных затратах (ценах) прирост к.п.д. должен опережать соответствующий рост капитальных вложений в энергоаккумулятор. Это - один из основных критериев при сопоставлении вариантов.

Одной из проблем, сдерживающих развитие малой энергетики, является низкая загрузка энергетических установок (ЭУ), используемых для собственного энерго- и теплоснабжения потребителей жилищно - коммунального хозяйства (ЖКХ), а также промышленных предприятий с меняющейся по зонам суток загрузкой (с одно- и двухсменным режимами работы). Основными причинами являются существенная суточная и сезонная неравномерность мощности потребляемой электроэнергии, а также несовпадение графиков потребления электроэнергии и тепла.

Суточный график нагрузки потребителей электроэнергии разделяют на несколько временных зон, отличающихся текущим уровнем загрузки ЭУ. Для потребителей коммунального сектора уровень загрузки в пиковой зоне может быть в 4 – 6 раз выше, чем в зоне ночного спада нагрузки (соответственно 0,85 – 0,90 и 0,15 – 0,20). Среднегодовое значение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) ЭУ на значительном количестве площадок, предлагаемых для размещения объектов малой энергетики в коммунальном и промышленном секторе, не превышает 0,35, что соответствует годовой наработке в 3070 часов при полной нагрузке. Низкое значение КИУМ приводит к увеличению сроков окупаемости инвестиционных проектов по созданию новых ЭУ до 10 лет и более, что, как правило, неприемлемо.

В большинстве существующих ЭУ, использующих тепловые двигатели (ТД), тепловая энергия выхлопных газов утилизируется с получением отопительного тепла, при этом электроэнергия и тепло вырабатываются одновременно. Соотношение электрической и тепловой мощностей составляет, как правило, 1,0 к 1,1 – 2,4, а относительная мощность производимого сопутствующего низкотемпературного тепла (потери в ЭУ и остаточное тепло выхлопных газов), отводимого в окружающую среду, составляет 0,4 - 0,6. В условиях, когда электрическая и тепловая нагрузки потребителя имеют различные суточные и сезонные графики, необходимо раздельное производство электроэнергии и отопительного тепла. В этой связи одно из основных направлений повышения конкурентоспособности ЭУ на базе ТД связано с преобразованием утилизируемого тепла выхлопных газов ТД в электроэнергию, в сочетании с возможностью аккумуляции этого тепла в суточном цикле.

Решение проблемы может быть достигнуто путем оснащения теплоутилизационного контура ЭУ теплоиспользующими аккумулирующими ЭУ (ТАЭУ), созданием теплоиспользующих аккумуляционных электростанций, обеспечивающих выполнение следующих функций:

- утилизацию тепла выхлопных газов ТД, используемых в качестве основных силовых приводов в составе ЭУ, с последующей переработкой избыточного утилизируемого тепла в электроэнергию,

- утилизацию избыточной электроэнергии, например, путем переработки низкотемпературного тепла в тепловую энергию с достаточно высоким температурным уровнем, при помощи теплового насоса,

- аккумуляцию избыточного тепла в суточном цикле,

- периодическое производство пиковой электрической и/или тепловой энергии по раздельным графикам с использованием аккумулированного высокотемпературного тепла.

Для периодического производства пиковой электроэнергии, как правило, применяют специализированные пиковые электростанции и энергоагрегаты. Значительная доля пиковой электроэнергии производится с помощью специализированных газо– и паротурбогенераторных ЭУ малой и средней мощности. Недостатками таких ЭУ являются низкий эффективный КПД, который в 1,5 – 2,0 раза меньше среднеотраслевого на предприятиях энергетики, высокий удельный расход топлива, обусловленный как низким КПД, так и большой долей переходных процессов в периоды набора и сброса мощности.

Производство суточной и сезонной пиковой тепловой энергии обеспечивается пиковыми котельными или пиковыми котлами, а также, при необходимости, аккумуляторами горячего теплоносителя (отопительной воды). Требования к таким котельным и порядок их создания устанавливаются Строительными нормами и правилами (СНиП) и Градостроительными нормами. Основным недостатком пиковых котельных является низкий КИУМ.

Предложены различные схемы теплоутилизационных ЭУ, обеспечивающих переработку тепла выхлопных газов в электроэнергию на базе парокомпрессионного цикла (См. «Парогазовые установки компрессорных станций», «Промышленная энергетика», 1997 г., №3, стр. 33 – 37, «Утилизационные энергетические установки с органическим теплоносителем», «Газовая промышленность», 2000 г., №5, стр.14), в котором рабочим телом могут быть как низкопотенциальный водяной пар, так и низкокипящие жидкости (пропан, фреоны, хладоны).

Использование теплоутилизационных ЭУ позволяет отделить график производства электроэнергии от графика производства отопительного тепла. Недостатком таких ЭУ является низкий КПД, обусловленный ограниченностью рабочего диапазона температур термодинамического цикла ЭУ, а также высокая материалоемкость.

Существенное расширение возможностей теплоутилизационных ЭУ может быть достигнуто в случае их совместного использования с аккумуляторами тепла (АТ). Внутрицикловая аккумуляция высоко- и среднепотенциальной (вторичной) тепловой энергии – одно из перспективных направлений развития маневренных энергоустановок. Средства аккумуляции тепловой энергии используются как для маневрирования ЭУ по зонам суток, а также сезонным и недельным графикам, так и для транспортировки промежуточного энергоносителя (рабочего тела) на дальние расстояния. Известны ЭУ, включающие АТ, соединенные с высокотемпературным контуром ЭУ (см., например, А.Я. Столяревский «Аккумулирование вторичной энергии», в сборнике «Атомно – водородная энергетика и технология», выпуск 4, Москва, Энергоиздат, 1982 г., - 200 с., стр. 60 – 124).

Рабочие циклы АТ могут быть построены на основе использования:

  • высококипящих жидкостей, например нефти, топочного мазута,
  • систем на базе фазовых переходов,
  • систем на базе обратимых энергоемких химических, в том числе электрохимических, реакций (электрохимических и хемотермических систем).

К настоящему времени АТ не получили распространения вследствие многочисленных технологических трудностей. В наибольшей степени готовы к использованию АТ на основе высококипящих жидкостей. Их недостатками являются возможная химическая нестабильность, а также пожароопасность при низкой температуре вспышки рабочего тела АТ.

В современных энергосистемах аккумуляция избыточной электроэнергии, с последующим производством пиковой электроэнергии в суточном цикле, как правило, обеспечивается при помощи гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и энергоагрегатов. Недостатком ГАЭС является необходимость в наличии перепада высот 50 – 100 и более метров, а также отвода больших землеотводов под их размещение.

Созданы опытно – промышленные образцы аккумулирующих ЭУ на основе воздушно – аккумуляционного цикла с подземным хранением сжатого воздуха. В газотранспортных системах находят применение газоаккумулирующие и криоаккумулирующие ЭУ, используемые соответственно при редуцировании сжатого природного газа высокого давления и газификации сжиженного природного газа. Применение подобных ЭУ ограничено специальными случаями.

Дополнительные возможности увеличения эффективности теплоутилизационных ЭУ на базе ТД, связаны с использованием трансформации производимого низкотемпературного тепла, прежде всего - остаточного тепла выхлопных газов (включая скрытую теплоту парообразования) и отводимого тепла системы охлаждения моторного масла, - в тепло с более высоким температурным уровнем, например – в отопительное тепло. В качестве термотрансформаторов, в частности, могут использоваться тепловые насосы с пароводяными (См. «Газотурбинная установка с энергетическим впрыском пара», «Газотурбинные технологии», 2002 г., №4, стр. 20 – 24) или с низкокипящими теплоносителями (См., например, Калнинь И.М., Васютин В.А., Пустовалов С.Б. «Условия эффективного применения диоксида углерода в качестве рабочего вещества тепловых насосов», Холодильная техника, №7, 2003 г., стр. 8 – 12, Патент РФ по заявке 2002113818/06 (014844) от 29.05.2002 г., «Энерго-пресс» РАО «ЕЭС России», №27(293) от 07.07.2000 г., стр. 6, а также: «О научно-техническом развитии электроэнергетики в 1999 году», Отчет Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО “ЕЭС России, Часть: «Нетрадиционная энергетика. Раздел «Тепловые насосы»».). Иногда целесообразно совмещение таких ТН с аккумуляторами произведенного отопительного тепла, а также с аккумуляторами трансформируемого низкотемпературного тепла.

Один из возможных типов ЭУ с АТ (см. А.Я. Столяревский «Аккумулирование вторичной энергии», в сборнике «Атомно – водородная энергетика и технология», выпуск 4, Москва, Энергоиздат, 1982 г., - 200 с., стр. 86) включает силовой привод на базе замкнутого пароводяного конденсационного цикла и АТ. АТ размещается в высокотемпературом контуре ЭУ. Его зарядка производится теплом высокотемпературного источника. Разрядка – путем подачи тепла в парогенератор ЭУ. Рабочее тело АТ – высококипящая фракция нефти. Теплоемкость рабочего объема АТ составляет около 0,2 МДж/м3. АТ обеспечивает возможность маневрирования ЭУ в соответствии с суточным графиком нагрузки, при этом производительность источника высокотемпературного тепла может оставаться постоянной. Подобное решение изложено также в патенте США № 6,192,687 от 27 февраля 2001 г.

Предложенные в данной концепции технические решения позволяют утилизировать тепло внешних источников, а также обеспечить производство пиковых электроэнергии и тепла по индивидуальным графикам.

Недостатками такой схемы являются:

  • отсутствие возможности или низкая эффективность утилизации избыточной электроэнергии, в том числе – от внешних источников,
  • отсутствие средств утилизации низкотемпературного тепла,
  • пожароопасность АТ,
  • нестабильность рабочего тела АТ (нефти), выделение вредных испарений, выпадение отложений на теплообменных поверхностях при длительной эксплуатации,
  • относительно низкий КПД при характерных для малой энергетики мощностях отдельного энергоагрегата 0,5 – 5 МВт, связанный с тем, что эффективный КПД паровых конденсационных турбин с верхней температурой пара 200 - 220 град.С в этом диапазоне мощностей составляет 5 - 15%.

Создание теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки должно обеспечить производство пиковых электроэнергии и тепла в суточном цикле по раздельным графикам производства за счёт того, что :

  • производство пиковой энергии осуществляется на основе замкнутого низкотемпературного пароконденсационного цикла, в котором в качестве источника высокопотенциального тепла используют аккумулятор тепла в режиме разрядки,
  • аккумулятора тепла заполнен углеводородным маслом, температура вспышки которого выше верхней температуры рабочего тела аккумулятора тепла,
  • зарядка аккумулятора тепла производится теплом выхлопных газов основной ЭУ,
  • периодическую зарядку аккумулятора тепла производят с использованием теплового насоса, трансформирующего низкопотенциальное тепло, отводимое от ЭУ и/или от внешнего теплоисточника, для чего установка снабжена тепловым насосом и аккумулятором низкопотенциального тепла, накопителем жидкого рабочего тела, высокотемпературным теплообменником, соединённным с детандером, состоящим из последовательно соединённых первой ступени расширения, теплообменника промежуточного перегрева и второй ступени расширения, с применением высокоэффективной рекуперации тепла в контуре ЭУ.
  • параметры ЭУ с установленной мощностью 1,45 МВт, включающей основную ЭУ - газопоршневой энергоагрегат (ГПА) «Йенбахер» JMC 320 GS-S.L с установленной мощностью 1,00 МВт и энергоагрегат теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки с установленной мощностью 0,45 МВт, представлены ниже.

нергоагрегат теплоиспользующей аккумулирующей энергоустановки отвечает следующим требованиям:

  • изменение температуры выхлопных газов основной ЭУ в котле – утилизаторе – охлаждение от (+450) - (+70) град С.,
  • эффективный КПД ТАЭУ, - 0,20 – 0,24, - соответственно в летний и зимний период,
  • эффективный коэффициент аккумуляции электроэнергии, - не менее 0,7,
  • установленная мощность в базовом режиме (5 часов в сутки) - 200 кВт,
  • установленная мощность в пиковом режиме (4 часа в сутки) - 600 кВт,
  • установленная мощность в полупиковом режиме (6 час/сутки) – 400 кВт,

энергопотребление от внешнего источника в режиме зарядки (9 часов в сутки) – не более 100 кВт.

27.11.2006, 6075  просмотров.