Повышение эффективности систем энергоснабжения малых городов путем внедрения энергокомплексов на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат наук Игнатов Владимир Юрьевич

• Игнатов Владимир Юрьевич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Игнатов Владимир Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ

1. Проблемы систем энергоснабжения малых городов, выбор направления исследования

1.1 Современное состояние и направления развития систем энергоснабжения в мире и РФ

1.2 Конструкции и особенности современных ветроэнергетических установок

1.3 Конструкция и характеристики малых ГТУ

1.4 Воздействие ВЭУ на окружающую среду. Положительные и отрицательные факторы

1.5 Обзор выполненных исследований по совершенствованию систем энергоснабжения на основе применения возобновляемых и традиционных источников

1.6. Цели и задачи исследования

Выводы по главе

2. Схемные решения и методические положения исследования эффективности автономных систем энергоснабжения

2.1 Энергетические, экологические и технико-экономические показатели эффективности энергокомплексов на основе ГТУ и ВЭУ

2.2 Режимные особенности газотурбинных установок

2.3 Учет надежности и защиты окружающей среды при работе энергокомплекса

2.4 Варианты схемных решений энергокомплексов на базе ГТУ и ВЭУ

2.5 Методика оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок

Выводы по главе

3. Разработка математической модели автономного комбинированного источника энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок

3.1 Капиталовложения в основные установки генерации ВЭУ, ГТУ и накопители энергии

3.2 Моделирование режимов работы ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха и величины электрической нагрузки

3.3 Математическая модель расчета энергетических, экологических и экономических показателей эффективности автономного энергокомплекса

на базе ГТУ и ВЭУ

Выводы по главе

4. Расчетно-теоретические исследования эффективности вариантов схем автономного комбинированного источника энергоснабжения на базе ГТУ и ВЭУ

4.1 Определение коэффициентов регрессионных уравнений для расчета количественных показателей энергокомплекса на базе ГТУ и ВЭУ

4.2 Расчет количественных показателей комбинированной установки

на базе ГТУ и ВЭУ

4.3 Расчет интегральных показателей эффективности применения энергокомплексов на базе ГТУ и ВЭУ

Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности систем энергоснабжения малых городов путем внедрения энергокомплексов на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В соответствии со стратегией развития энергетики РФ до 2035 г. планируется наращивание производства электрической энергии в стране. Наряду с сооружением высокоэффективных парогазовых станций планируется интенсивное развитие источников на нетрадиционных возобновляемых энергоресурсах, которые позволяют не только экономить органическое топливо, но и сокращать выбросы парниковых газов.

Крупные источники на возобновляемых энергоресурсах, как правило, подключаются к электрическим сетям, что позволяет в периоды снижения выработки электроэнергии на них обеспечить требуемые электрические нагрузки за счет работы станций энергосистемы. Для небольших предприятий и малых городов, имеющих слабые связи с энергосистемой или удаленных потребителей, могут применяться автономные энергокомплексы, включающие источник на органическом топливе и установки на возобновляемых энергоресурсах. Такие энергокомплексы целесообразно строить на основе комбинированного производства электрической и тепловой энергии, что позволяет обновить существующую структуру энергоисточников и сетей, повысить эффективность производства энергоносителей, снизить выбросы парниковых газов.

Разработка и сравнительный анализ технологических схем, определение энергетических, экологических и экономических характеристик таких энергокомплексов - актуальные задачи настоящего времени.

Тема диссертационной работы соответствует:

- приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники в Российской Федерации: энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика;

- приоритетным направлениям модернизации и технологического развития экономики России: энергоэффективность и энергосбережение, в том числе вопросы разработки новых видов топлива;

- критическим технологиям: технологии энергоэффективного производства и преобразования энергии на органическом топливе.

Степень разработанности темы исследования. В мировой практике применение возобновляемых источников энергии для целей энергоснабжения получило достаточно широкое распространение. В развитых странах с высокой плотностью населения возобновляемые источники, как правило, подключены к крупным энергосистемам. В РФ плотность населения низкая, поэтому, с целью экономии привозного жидкого топлива, возобновляемые источники энергии (ВИЭ) в первую очередь построены в восточных и северных регионах, в которых отсутствуют мощные электрические сети или имеются слабые электрические связи с энергосистемой. Преимущественно в таких малых энергокомплексах в качестве двигателя, обеспечивающего гарантированное электроснабжение, применяются двигатели внутреннего сгорания. Вместе с тем в газифицированных районах, в малых городах, могут применяться в качестве двигателей газотурбинные установки (ГТУ). Достоинствами газотурбинных двигателей являются: меньшая стоимость по сравнению с двигателями поршневого типа, меньшие удельные выбросы вредных веществ, возможность производства тепловой энергии примерно в два раза больше, чем электрическая мощность за счет утилизации продуктов сгорания. Импульсом для развития возобновляемых источников послужили постановления Правительства РФ №2 449 от 28.05.2013 г. «О механизме поддержки внедрения ВИЭ в России» и № 47 от 23.01.2015 г. «О стимулировании использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии». В то время как ископаемые энергетические ресурсы истощаются, а экологические ограничения усиливаются во всем мире, возникает необходимость разработки новых и усовершенствования известных методов энергосбережения и производства чистой энергии, которые в то же время отвечают требованиям надежности энергоснабжения.

Анализ выполненных работ показал недостаток исследований энергокомплексов с применением газотурбинных установок, имеющих специфические особенности изменения характеристик на переменных режимах.

Исследованию эффективности таких энергокомплексов посвящена настоящая работа.

Целью диссертационной работы является теоретическое обоснование технологических решений создания эффективных энергокомплексов, включающих газотурбинные и ветроэнергетические установки для энергообеспечения малонаселенных городов электрической и тепловой энергией.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

1. Провести анализ систем энергоснабжения малых городов и обосновать направления их совершенствования.

2. Обосновать варианты схем малых энергокомплексов.

3. Разработать методику оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок (ВЭУ).

4. Разработать математическую модель энергокомплекса на основе газотурбинной и ветроэнергетической установок с учетом изменения климатических факторов, электрических и тепловых нагрузок.

5. Провести расчетно-теоретические исследования по определению количественных характеристик энергокомплекса.

6. Выполнить оценку энергетической и экологической эффективности энергокомплексов.

7. Определить экономические показатели эффективности энергокомплексов в системах энергообеспечения малых городов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана методика оценки энергетической и экологической эффективности энергокомплексов на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок.

2. Разработана математическая модель определения энергетических, экологических и экономических показателей эффективности энергокомплекса на основе газотурбинной и ветроэнергетической установок с учетом изменения

суточной скорости ветра, температуры наружного воздуха, изменения электрических и тепловых нагрузок.

3. Выполнена оценка экономии топлива, сокращения выбросов парниковых газов и экономических показателей эффективности при использовании малых энергокомплексов на базе ГТУ и ВЭУ.

4. Определены эффективные условия применения энергокомплексов в системах энергообеспечения малых городов.

Практическая значимость результатов работы заключается в применении разработанных методических положений для обоснования рациональной схемы энергокомплекса на основе ГТУ и ВЭУ в условиях работы по электрическому графику нагрузок. Определение на основе математической модели энергетических, экологических и экономических показателей эффективности. Результаты исследования используются в учебном процессе при подготовке магистрантов по направлению 13.04.01 Теплоэнергетика и теплотехника, а также при организации научно-исследовательской работы магистрантов и аспирантов.

Теоретическая значимость работы заключается в разработке математической модели энергокомплекса на базе ГТУ и ВЭУ, учитывающей изменение почасовой скорости ветра, температуры наружного воздуха, суточных и годовых графиков электрической и тепловой нагрузки, оценки их влияния на энергетические и экономические показатели эффективности энергоисточника.

Достоверность полученных результатов обеспечивается применением методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных законов технической термодинамики, тепломассообмена, экономики, а также апробацией полученных результатов и их сопоставлением с известными данными, приведенными в научной литературе.

Методология и методы исследования. Для решения поставленных задач использована методология системных исследований в энергетике и методы энергетического анализа, методики расчета режимных характеристик энергетического оборудования.

Методика научного обоснования эффективности комбинирования газотурбинной и ветроэнергетической установок основана на комплексном расчете технико-экономических показателей, а также определении энергетической и экологической эффективности рассматриваемых схем, что обеспечивает экономию топлива и сокращение вредных выбросов при включении в энергокомплекс ветроэнергетических установок.

Методика исследования совместной работы ГТУ и ВЭУ с учетом изменения установленной мощности ВЭУ основана на определении основных количественных энергетических, экологических и экономических показателей эффективности путем математического моделирования с учетом места расположения энергокомплекса, температур наружного воздуха, скорости ветра, изменения электрической и тепловой нагрузки в соответствии с электрическим и тепловым графиками.

Личный вклад автора. Автором проведен анализ современного состояния и направления развития систем энергоснабжения в мире и РФ, определены направления развития, дан обзор конструкций современных ветроэнергетических установок, проведен обзор выполненных исследований на основе применения возобновляемых и традиционных источников, разработана методика оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок, разработана математическая модель автономного комбинированного источника энергоснабжения, выполнены расчетно-теоретические исследования вариантов схем энергокомплексов с определением энергетических, экологических и экономических показателей эффективности.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Методика оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок.

2. Математическая модель расчета энергетических, экологических и экономических показателей эффективности автономного энергокомплекса на базе

ГТУ и ВЭУ с учетом изменения установленной мощности ВЭУ при условии его функционирования автономно без связи с единой энергетической системой.

3. Результаты сравнительной эффективности вариантов схем энергокомплекса по энергетическим, экологическим и экономическим показателям в зависимости от установленной мощности ВЭУ и места расположения энергокомплекса.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на международных и всероссийских конференциях:

XIV и XV Международные научно-технические конференции «Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов» (г. Саратов, октябрь 2018 и 2020 г.), «Разработки молодых ученых в области повышения энергоэффективности использования топливно-энергетических ресурсов» (г. Саратов, октябрь 2019 г.), II Международная научно-практическая конференция «Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения» (г. Саратов, май 2019 г.), XV Всероссийская (VII международная) научно-техническая конференция «Энергия - 2020» (г. Иваново, апрель 2020 г.), I Международная научно-практическая конференция «Современные технологии и автоматизация в технике, управлении и образовании» (г. Балаково, декабрь 2018 г.), VI Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы и пути развития энергетики, техники и технологий» (г. Балаково, апрель 2020 г.), III Международная научно-практическая конференция «Современные технологии и автоматизация в технике, управлении и образовании» (г. Балаково, декабрь 2020 г.).

Публикации. Основное содержание работы изложено в 17 публикациях, в том числе в 4 статьях в журналах, индексируемых в международной базе данных Scopus и Web of Science, в 4 статьях в журналах из перечня ВАК (специальность 05.14.01), в 9 - в материалах всероссийских и международных конференций.

1. Николаев, Ю. Е. Моделирование режимов ГТУ при совместной работе с ветроэнергетической установкой / Ю. Е. Николаев, В. Ю. Игнатов // Промышленная энергетика. - 2019. - № 7. - С. 48-53.

2. Николаев, Ю. Е. Обоснование мощности ветроэнергетической установки при совместной работе с малой ТЭЦ / Ю. Е. Николаев, В. Ю. Игнатов, А. А. Федина // Международный научный журнал альтернативная энергетика и экология. - 2020. - № 1-6. - С. 31-39.

3. Николаев, Ю. Е. Методика расчета энергетических показателей автономного энергокомплекса, включающего ГТУ, ВЭУ и аккумуляторы электрической энергии / Ю. Е. Николаев, В. Н. Осипов, В. Ю. Игнатов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2020. - № 3 (22). - С. 36-43.

4. Игнатов, В. Ю. Определение экономических показателей автономного энергокомплекса на базе ГТУ, ВЭУ и электрических аккумуляторов / В. Ю. Игнатов, Ю. Е. Николаев // Международный научный журнал альтернативная энергетика и экология. - 2021. - № 4-6. - С. 61-72.

5. Ignatov, V Yu Analysis of fuel economy of small energy complex schemes based on gas turbine and wind-driven power plants / V Yu Ignatov, I A Vdovenko and Yu E Nikolaev // Journal of Physics: Conference Series. - 2020. - Vol. 1652. -Р. 7.

6. Ignatov, V Yu Justification of the capacity of wind-driven power-plants as part of an autonomous energy complex / V Yu Ignatov, I A Vdovenko and Yu E Nikolaev // Journal of Physics: Conference Series. - 2020. - Vol. 1652. - Р. 6.

7. Nikolaev, Yu E The effectiveness of combining sources on fossil fuel and renewable energy resources / Yu E Nikolaev, V Yu Ignatov // Journal of Physics: Conference Series. - 2018. - Vol. 1111. - Р. 6.

8. Ignatov, V Yu Comparative Analysis of Power Complex Schemes Based on a Small Combined Heat and Power Plant and Wind-Driven Power Plant / V Yu Ignatov, Yu E Nikolaev // 2019 International Multi-Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies (FarEastCon), Vladivostok, Russia. - IEEE. - 2019, Р. 1-4.

9. Николаев, Ю. Е. Оценка экономических показателей интегрированной схемы энергоснабжения на основе малых ТЭЦ и ВИЭ / Ю. Е. Николаев, В. Ю. Игнатов // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. труд. по мат. XIV Международной научно-технической конференции

(Саратов, 30 октября - 01 ноября 2018 г.). - Саратов: Изд-во СГТУ имени Гагарина Ю. А., 2018. - С. 129-134.

10. Игнатов, В. Ю. Оценка экономии топлива от комбинирования малой ТЭЦ с ветроэнергетической установкой / В. Ю. Игнатов, Ю. Е. Николаев // Современные технологии и автоматизация в технике, управлении и образовании: сб. науч. труд. по мат. I международной научно-практической конференции (Балаково, 20 декабря 2018 г.). - Москва: Изд-во Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ», 2019. - С. 65 - 70.

11. Вдовенко, И. А. Внедрение новых технологий в системе теплоснабжения-перспективный путь развития инженерной инфраструктуры городов / И. А. Вдовенко, В. Ю. Игнатов, Ю. Е. Николаев // Научно-технические проблемы совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения. - 2019. -№ 1. - С. 197-201.

12. Игнатов, В. Ю. Схема энергоснабжения городов и поселков на основе комбинирования источников на традиционных топливах и возобновляемых энергоресурсах / В. Ю. Игнатов, Ю. Е. Николаев // Роль опорного вуза в развитии транспортно-энергетического комплекса Саратовской области (трансэнергоком-2018): сб. науч. труд. по мат. Всероссийской научно-практической конференции (Саратов, 16 - 17 мая 2018 г.). - Саратов: Изд-во СГТУ им. Гагарина Ю. А., 2018. -С. 121 - 123.

13. Игнатов, В. Ю. Сравнение схем автономных энергокомплексов на основе малой ТЭЦ и ВЭУ / В. Ю. Игнатов // XV всероссийская (VII международная) научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2020»: тезисы доклада на конф. в 6 т. Иваново: ИГЭУ им. В. И. Ленина, 2020. - С. 137.

14. Игнатов, В. Ю. Выбор рациональной мощности ВЭУ в составе автономного энергокомплекса / В. Ю. Игнатов, И. А. Вдовенко, Ю. Е. Николаев // Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов: сб. науч. труд. по мат. XV Международной научно-технической конференции, Саратов, 2020. - С. 81 -88.

15. Игнатов, В. Ю. Сравнительный анализ вариантов схем энергокомплекса на основе ГТУ и ВЭУ / В. Ю. Игнатов, И. А. Вдовенко, Ю. Е. Николаев // Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов: сб. науч. труд. по мат. XV Международной научно-технической конференции, Саратов, 2020. - С. 88-96.

16. Николаев, Ю. Е. Эффективность автономных энергокомплексов на базе традиционных и возобновляемых энергоресурсов с учетом экономии органического топлива / Ю. Е. Николаев, В. Ю. Игнатов // Актуальные проблемы и пути развития энергетики, техники и технологий: сб. науч. труд. по мат. VI Международной научно-технической конференции (Балаково, 23 апреля 2020 г.). -Москва: Изд-во Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ», 2020. - С. 107-113.

17. Игнатов, В. Ю. Оценка энерго-экологических показателей энергокомплекса на базе ГТУ и ВЭУ / В. Ю. Игнатов, Ю. Е. Николаев // Современные технологии и автоматизация в технике, управлении и образовании: сб. науч. труд. по мат. III Международной научно-практической конференции (Балаково, 23 декабря 2020 г.). - Москва: Изд-во Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ», 2021. - С. 70-76.

Соответствие паспорту специальности. Диссертация соответствует специальности 05.14.01 «Энергетические системы и комплексы» и относится к следующим областям исследования:

- методика оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных двигателей и ветроэнергетических установок, соответствует п.2 «Исследование и разработка нетрадиционных источников энергии и новых технологий преобразования энергии в энергетических системах и комплексах»;

- математическая модель расчета энергетических, экологических и экономических показателей эффективности автономного энергокомплекса на базе ГТУ и ВЭУ соответствует п.5 «Разработка и исследование в области энергосбережения и ресурсосбережения при производстве тепловой и

электрической энергии, при транспортировке теплоты и энергоносителей в энергетических системах и комплексах» и п.1 «Разработка научных основ исследования общих свойств, создания и принципов функционирования энергетических систем и комплексов, фундаментальные и прикладные системные исследования проблем развития энергетики городов, регионов и государства, топливно-энергетического комплекса страны».

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы из 122 наименований. Общий объем диссертации составляет 144 страницы, включая 44 рисунка и 25 таблиц.

1. Проблемы систем энергоснабжения малых городов, выбор направления

исследования

1.1 Современное состояние и направления развития систем энергоснабжения в

мире и РФ

Особенностями современного этапа развития мировой энергетики является смещение приоритетов в направлении децентрализации энергоснабжения потребителей, применения для выработки энергоносителей когенерационных установок и возобновляемых источников энергии. Такая стратегия развития энергетики обусловлена необходимостью энергосбережения, сокращения использования органического топлива и выбросов парниковых газов, прогрессом в создании эффективных установок распределенной генерации (РГ) и тенденцией снижения их стоимостных показателей [1, 2, 3].

В США на протяжении длительного срока развитие энергетических систем было ориентировано на сооружение мощных тепловых электростанций (ТЭС) и линий электропередач, централизованно распределяющих электрическую энергию среди потребителей. В конце ХХ века централизованная генерация постепенно сменяется на более децентрализованную и динамичную двустороннюю систему с увеличивающимся объемом распределенной генерации [4]. Повышение стоимости топлива, экологические ограничения, прогресс технологий и государственная политика привели к внедрению значительной доли распределенной генерации, в том числе на возобновляемых энергоресурсах. На рисунке 1.1 показан ввод новых мощностей централизованной и распределенной генерации в США. На уровне 2020 г. ввод мощности на возобновляемых источниках в 1,4 раза превысил прирост мощности в централизованной генерации, а к 2026 г. ожидается увеличение в три раза в результате ожидаемого сокращения затрат на возобновляемые источники энергоснабжения.

Г4

е

s

H о О

и

э

о

300 250 200 150

100 50

Г

lili lililí J

II

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Новые мощности централизованной генерации Новые мощности распределенной генерации

Рисунок 1.1 - Новые мощности централизованной и распределенной

генерации в США

В отчете Navigant Research [5] указана динамика роста распределенной генерации в мире с 1970 по 2014 гг. (рисунок 1.2). На данном этапе распределенные источники в США не могут конкурировать с традиционными технологиями по причине более высокой стоимости электроэнергии, однако ожидаемый прогресс сокращения затрат в источники на возобновляемых энергоресурсах приведет к более широкому их внедрению.

Увеличение доли возобновляемой генерации приведет к тому, что доля централизованной генерации снизится и будет выводиться из энергосистемы. Ожидается, что внедрение распределенных источников энергии повысит надежность энергоснабжения, обеспечит сокращение использования органического топлива и выбросов парниковых газов.

В РФ интеграция распределенных источников энергии в российский электроэнергетический сектор была заметна в начале 2000-х годов, но впоследствии утратила свою значимость по причине значительных затрат на приобретение импортного оборудования, высокой себестоимости вырабатываемой электрической энергии. Возобновляемые источники энергии сооружались в удаленных и изолированных районах страны с установкой дизельных двигателей на жидком топливе, обеспечивающих надежное электроснабжение при изменении выработки энергии за счет возобновляемых энергоресурсов. Импульсом для развития возобновляемых источников послужили постановления Правительства

РФ № 449 от 28.05.2013 г. «О механизме поддержки внедрения ВИЭ в России» и № 47 от 23.01.2015 г. «О стимулировании использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии».

Рисунок 1.2 - Внедрение распределенной генерации в мире

Развитие распределенной технологии в России обусловлено не изменением климата или соображениями энергетической независимости, а экономикой крупнейших потребителей электроэнергии. Практически все крупные российские промышленные компании разрабатывают собственные проекты распределенной генерации для получения более эффективного и доступного энергоснабжения. На начало 2018 года общая установленная мощность распределенной генерации была оценена в 37,3 ГВт [6, 7]. Доля распределенной генерации в России составляет 13,7 % от установленной мощности всех электростанций страны на 2018 год. Сведения о распределенных источниках энергии приведены в таблице 1.1 [8].

Таблица 1.1 - Показатели распределенной генерации в РФ [8]

Установленная Выработка

Число мощность (на электроэнергии (в

Электростанции электрос- 01.01.2018 г.) 2017 г.) КИУМ

танции, шт ГВт % ТВтч %

1 2 3 4 5 6 7

Продолжение таблицы 1.1

1 2 3 4 5 6 7

Всего по России 1053,00* 37,32 100,00 68,94 100,00 0,21

В том числе:

тепловые 912,00 34,40 92,20 57,66 83,60 0,19

атомные 1,00 0,05 0,10 0,23 0,30 0,54

гидравлические 97,00 2,28 6,10 9,97 14,50 0,50

геотермальные 3,00 0,07 0,20 0,43 0,60 0,67

ветровые 13,00 0,09 0,30 0,13 0,20 0,15

солнечные 27,00 0,42 1,10 0,52 0,80 0,14

Мощностью свыше 100 МВт (дизельные и газопоршневые)** 4,00 1,06 2,80 6,53 9,50 0,70

Мощностью 10-100 МВт** 537,00 14,87 39,80 51,73 75,00 0,39

В том числе:

тепловые 457,00 12,08 32,40 40,85 59,30 0,38

атомные 1,00 0,05 0,10 0,23 0,30 0,54

гидравлические 53,00 2,19 5,90 9,61 13,90 0,50

геотермальные 3,00 0,07 0,20 0,43 0,60 0,67

ветровые 3,00 0,06 0,20 0,11 0,20 0,19

солнечные 20,00 0,41 1,10 0,49 0,70 0,14

Мощностью 0,5-10 МВт 516,00 2,60 7,00 6,12 8,90 0,27

В том числе:

тепловые 455,00 2,46 6,60 5,71 8,30 0,26

гидравлические 44,00 0,09 0,20 0,36 0,50 0,45

ветровые 10,00 0,03 0,10 0,02 0,00 0,08

солнечные 7,00 0,01 0,00 0,03 0,00 0,33

Мощностью до 0,5 МВт, резервные установки РГ н.д. 18,79 50,4 4,56 6,60 0,03

Примечание: * без электростанций мощностью менее 0,5 МВт и резервных установок РГ; ** электростанции, оборудованные электрогенерирующими установками единичной мощностью 25 МВт и менее; н.д. - нет данных.

Потенциал распределенных источников энергии в России значителен. Согласно исследованию Энергетического центра Сколково [9], этот потенциал может легко покрыть более половины потребности в генерирующих мощностях. Наиболее перспективным видом распределенного источника энергии в России является распределенная когенерация.

Энергоснабжение регионов Российской Федерации существенно отличается друг от друга. Вследствие этого можно выделить факторы, благодаря которым можно определить целесообразность применения данного вида генерации в том или ином регионе, а также определить состав данного энергетического комплекса. К таким факторам относятся: плотность электрических нагрузок, годовое электропотребление, потребление электрической и тепловой энергии на душу населения, наличие централизованной инфраструктуры, обеспеченность регионов собственными энергоресурсами на базе возобновляемых источников энергии, соотношение спроса на электрическую и тепловую энергию, уровень тарифов присоединения к электрическим и тепловым сетям, формирование тарифов на электроэнергию и тепло, а также стоимость топлива [8, 10, 11].

Территории, не охваченные централизованным энергоснабжением или имеющие низкую плотность электрических нагрузок, наиболее выгодно обеспечивать энергией за счет распределенной генерации. Низкая плотность электрических сетей, превышение оптимальной длины линий электропередач, и соответственно, оптимального значения передаваемой мощности приводят к большим потерям электроэнергии. Результатом такого соотношения являются высокая стоимость обслуживания сетей, низкая надежность электроснабжения, низкое качество поставляемой потребителям энергии. Стоимость такой энергии у конечных потребителей выше и включает в себя так называемую «сетевую составляющую», учитывающую затраты на передачу, распределение и сбыт электроэнергии [8].

В России имеются условия для развития распределенной генерации. Это обусловлено низкой плотностью населения и соответственно низкой плотностью

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Игнатов Владимир Юрьевич, 2022 год

источников

Вопросами разработки, повышения эффективности источников на возобновляемых энергоресурсах и гибридных установках занимались как отечественные, так и зарубежные ученые. Среди них следует отметить работы Попеля О.С., Виссарионова В.И., Обухова С.Г., Елистратова В.В., Очкова В.Ф., Алферова Ж.И., Андреева В.М., Безруких. П.П., Бутузова В.А., Нефедкина С.И., АП А., Ма1ек А., Fodhil F., Hamidat А., Nadjemi О. и др. Разработками и внедрением энергокомплексов на основе ветроэнергетических и дизельных установок занимались следующие компании: ПАО «Передвижная энергетика», г. Москва; ООО «ВТР Инжиниринг», г. Санкт-Петербург; ООО «ТрансЗападСтрой», г. Санкт-Петербург и др.

Задачи повышения эффективности систем энергоснабжения, основанные на совершенствовании технологического процесса преобразования энергии возобновляемых энергоресурсов и топлива в конечные виды энергоносителей, увеличении надежности и качества поставляемой энергии, снижении вредных выбросов, являются актуальными. Решение перечисленных проблем

осуществляются путем ввода в энергетику новых современных технологий, одновременно с этим улучшая экономические, функциональные показатели работы системы.

Для России актуальность данной проблемы обоснована тем, что приблизительно 60 % территории страны не охвачено централизованной системой энергоснабжения. Объясняется это огромной территорией страны, низкой плотностью населения и, как следствие, низкой плотностью энергопотребления. К данным территориям относятся Дальневосточный федеральный округ, Крайний Север и Арктическая зона РФ. Но даже в центральной части страны, охваченной централизованным энергоснабжением, имеются проблемы, связанные с моральной и физической изношенностью оборудования источников, электрических и тепловых сетей. Такое положение не может гарантировать надежность и качество поставки энергии.

При производстве энергии важным остается экономия топливных ресурсов. Особенно это актуально для районов севера и востока, где неразвитая инфраструктура, сложная и дорогая логистика в связи с труднодоступностью населенных пунктов приводят к повышению стоимости энергоносителей. На топливо приходится до 60 % и более себестоимости вырабатываемой энергии. Помимо этого, из-за низкой плотности населения создавать централизованное энергоснабжение не имеет смысла, т.к. наличие перечисленных факторов приведет к большим капиталовложениям в линии электропередач [42]. В связи с этим на данных территориях целесообразно сооружать источники распределенной генерации, которые, как известно, характеризуются небольшой мощностью и малой протяженностью электрических и тепловых сетей.

Под распределенной генерацией подразумеваются источники малой и средней мощности с использованием органического топлива и возобновляемых энергоресурсов, расположенные в непосредственной близости к объектам энергопотребления. Отсутствие протяженных сетей (электрических и тепловых) обеспечивает сокращение потерь и затрат на передачу энергоносителей. Основным оборудованием такого вида генерации могут служить когенерационные установки,

которые позволяют производить энергию с высокой эффективностью использования топлива, высоким коэффициентом использования установленной мощности, что снижает затраты на производство энергии до 40 % [10].

К распределенной генерации относятся установки мощностью до 25 МВт. К ним же относятся нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ). К технологиям РГ относятся следующие [10]:

а) сжигание твердого топлива угля, твердых бытовых отходов, биомассы. Сюда же можно отнести получение синтез газа и водорода путем газификации в установках при сжигании твердого топлива в кипящем слое. Полученный газ можно использовать в газопоршневых двигателях (ГПД), газотурбинных (ГТУ), парогазовых (ПГУ) установках и в топливных элементах;

б) сжигание природного газа в ГТУ, ГПД, ПГУ малой мощности;

в) в качестве автономных источников могут использоваться атомные станции малой мощности;

г) энергия ветра;

д) малые гидроэлектростанции;

е) энергия солнца;

ж) технологии теплонасосных установок, которые используют низкопотенциальное тепло для нужд отопления, ГВС и холодоснабжения.

В зарубежной литературе к распределенной генерации относятся гибридные энергоисточники на базе двух и более энергетических установок, одна из которых может быть на ископаемом топливе, а также накопители энергии. Встречаются следующие комбинации:

1. Ветроэнергетическая установка + дизельная электростанция + накопитель энергии;

2. Фотоэлектрические установки + накопитель энергии;

3. Фотоэлектрические установки + микротурбина;

4. Фотоэлектрические установки + ветроэнергетические установки + производство водорода;

5. Фотоэлектрические установки + ветроэнергетические установки + топливные элементы;

6. Фотоэлектрические установки + дизельные электростанции + накопители энергии.

Ветро-дизельные электростанции (ВДЭС) нашли свое применение в энергоснабжении потребителей во всем мире [43]. Основными компонентами ВДЭС являются ветроэнергетическая установка и дизельная электростанция (ДЭС). ДЭС обеспечивает гарантированное энергоснабжение потребителей, а ветроэнергетическая установка позволяет снизить расход топлива и вредные выбросы в окружающую среду. Однако данная комбинация источников на органическом топливе и возобновляемом источнике имеет ряд недостатков, таких как низкая энергоэффективность использования ветровых турбин при невысоких скоростях ветра, высокий расход дизельного топлива, и следовательно, высокие затраты на топливную составляющую [44].

Исследования, направленные на решение этих проблем, можно разделить на две основные группы: оптимизация структуры ветро-дизельных электростанций, управление режимами работы ВДЭС и обеспечение стабильности выработки.

К первой группе относятся исследования, в которых определяют оптимальное количество, оптимальную установленную мощность установок в системе ВДЭС.

Для электроснабжения изолированных населенных пунктов с высоким ветроэнергетическим потенциалом в северных регионах практикуется применение ВДЭС. Для экономии привозного дизельного топлива и повышения надежности электроснабжения разработана методика обоснования параметров, размещения и оценки эффективности строительства ветро-дизельных станций [45]. Методика предусматривает многоуровневую системную оценку ресурсного потенциала, анализ существующей системы электроснабжения, климатическую информацию, оптимизацию параметров оборудования и режимов работы для обоснования строительства электростанции.

В статье [46] рассматривается влияние доли установленной мощности ветрогенератора по отношению к установленной мощности дизельного комплекса, а также оценивается влияние состава потребителей на величину замещения выработки энергии дизельной электростанцией. Выявлено, что для расчета вырабатываемой мощности ВЭУ требуется корректировка мощности ветротурбины по данным метеостанции, расположенной на гондоле. Приведена формула расчета поправочного коэффициента, с помощью которой оценивается доля энергии, вырабатываемой дизельной установкой, используемой в технико -экономических расчетах. В статье показано, что пренебрежение данной характеристикой приводит к занижению планового расхода топлива, и следовательно, к занижению стоимости электроэнергии. Малая инерция ветро-дизельной системы, неопределенность ветровой энергии и спроса вызывают ряд технических проблем, связанных с покрытием переменного графика электропотребления.

Одним из вариантов решения проблемы покрытия переменного графика электропотребления является установка накопителей энергии (аккумуляторов) [47]. В статье представлено оптимальное соотношение мощности системы на сутки вперед и рассматривается роль аккумулирующей системы на частотную характеристику. Методика оптимизации учитывает данные неопределенности с помощью ошибок прогноза. Внедрение гибридной системы генерации энергии можно рассматривать как оптимальное решение для электрификации сельских и изолированных регионов.

В статье [48] рассматриваются вопросы оптимального соотношения установленной мощности гибридной системы, состоящей из фотоэлектрической, ветроэнергетической, дизельной установок и накопителя энергии с целью оптимизации затрат при выработке энергии. Производится сравнение четырех методов оптимизации для получения оптимальной компоновки системы. В ходе исследования выявлено, что предлагаемый авторами метод является более перспективным. Также в представленной публикации рассматривается вопрос надежности и эффективности системы при выходе из строя одного из источников

генерации. В зарубежной литературе встречаются публикации, в которых предлагается методика оптимизации приемлемой емкости накопителя энергии в комбинированном энергокомплексе ВДЭС [49], а также методика оптимизации по экономическим и техническим критериям [50].

К второй группе относятся исследования по повышению эффективности ВДЭС. Из-за скачков напряжения в результате изменения энергии ветра и изменения реактивной нагрузки в изолированной системе с ветро-дизельной станцией предлагается дополнительный адаптивный контроллер для поддержания стабильности напряжения на системной шине [51, 52].

В статье [53] предложен вариант управления фотоэлектрической, ветроэнергетической и дизельной установками для достижения высокой производительности при возникновении несбалансированных нелинейных нагрузок. С целью снижения расхода топлива дизельной установкой рассматривается вариант схемы частотного регулирования для распределения активной мощности, которая не обеспечивается ветроэнергетической установкой.

В [54] представлена система преобразования энергии ветра с дизельным генератором. Предлагаемая система регулирует нагрузку дизель-генератора для достижения низкого удельного расхода топлива. Наиболее эффективным решением является использование ДЭС с переменной частотой вращения вала в комбинации с ВЭУ [55]. Как правило, изменение частоты вращения вала в зависимости от мощности нагрузки происходит ступенчато. Это позволяет снизить удельный расход топлива до 20 %. Однако экономию топлива можно повысить за счет плавного регулирования частоты вращения на основе многопараметрической характеристики двигателя внутреннего сгорания (ДВС) в составе ДЭС. Многопараметрическая характеристика индивидуальна для каждого ДВС, имеет нелинейный характер и показывает зависимость удельного расхода топлива от частоты вращения вала и давления на поршень ДВС. Многопараметрическая характеристика изменяется в зависимости от внешних и внутренних условий эксплуатации ДВС. Внешними условиями работы ДВС являются температура, давление, влажность окружающего воздуха и др. Внутренние условия - марка и

качество топлива, износ внутренних частей ДВС и т. д. Производители ВЭУ, как правило, не предоставляют информацию о таких характеристиках. Вычислить многопараметрическую характеристику невозможно, ее можно получить только экспериментально.

В зарубежной литературе затрагиваются проблемы низкой эффективности ВДЭС. В одной из статей [56] разработана интеллектуальная система управления энергокомплексом, обеспечивающая эффективные режимы работы при изменении внешних и внутренних условий. В качестве основы интеллектуальной системы управления предложено использовать устройство для настройки экономичного режима. Ключевым блоком устройства является ассоциативный блок памяти, представляющий собой программную модель искусственной нейронной сети. С помощью этого устройства автоматически определяется оптимальная скорость ДВС для текущего значения нагрузки. Предложенный подход позволяет расширить пределы эффективной работы ВДЭС.

Помимо комбинаций, основанных на дизельном генераторе и ветроэнергетической установке, Стенниковым В.А. предлагаются варианты интегрированных схем энергоснабжения ТЭЦ и ВЭУ, основными генерирующими установками являются ГТУ, ПТУ, ПГУ.

На базе двух установок - ТЭЦ и ВЭУ, предложен вариант энергоснабжения, который обеспечивает качественное и надежное обеспечение как тепловой, так и электрической энергией. Данный вариант соединения источников на органическом топливе и источников альтернативной энергии позволяет использовать энергокомплекс в газифицированных малонаселенных пунктах с большим потенциалом ветровой энергии [57]. Энергокомплекс состоит из ТЭЦ на основе ГТУ, ПТУ или ПГУ и ветроэнергетической установки (рисунок 1. 5). Особенностью такой интеграции является использование энергии, выработанной на ВЭС, для замещения топлива в циклах установок, работающих на ископаемом топливе, а не на отпуск электроэнергии непосредственно в сеть. Замещение топлива обеспечивается путем перегрева пара в теплоэлектронагревательном элементе (ТЭН) (поз. 2) после пароперегревателя парового котла. ТЭН снабжается

электроэнергией от ветроэнергетической установки. Другой вариант - замещение топлива в цикле ГТУ путем подогрева воздуха перед камерой сгорания.

Рисунок 1.5 - Принципиальные схемы энергокомплексов в комбинации с

ВЭС на базе ГТУ (а) и ПТУ (б)

1 - паровой котел, 2- ТЭН ПТУ, 3- паровая турбина, 4 - электрогенератор ПТУ, 5 -конденсатор турбины, 6 - питательный насос, 7 - ВЭУ, 8 - переключатель ТЭН ПТУ, 9 -резервный источник электроэнергии, 10 - ТЭН сетевой воды, 11 - котельная, 12 - переключатель ТЭН ГТУ, 13 - переключатель балластной нагрузки, 14 - компрессор ГТУ, 15 - газовая турбина, 16 - электрогенератор ГТУ, 17 - ТЭН ГТУ, 18 - камера сгорания ГТУ, 19 - котел-утилизатор, 20 - балластная нагрузка, 21 - сетевой подогреватель.

Отмечая новизну предлагаемых технических решений по совместной работе источников на органическом топливе и ВЭУ, необходимо обратить внимание на укрупненную оценку экономической эффективности энергокомплекса. Но в статье не показано, как учитывается суточное изменение скорости ветра, температуры наружного воздуха, режимы эксплуатации ТЭЦ. Использование электрической энергии для подогрева воздуха после компрессора ГТУ и перегрева водяного пара в цикле паротурбинной установки приводит к двойному преобразованию энергии из высокоценной, выработанной ВЭУ в тепловую, что несомненно снижает эффективность энергокомплекса.

Несомненный интерес представляет исследование, выполненное в [58]. В нем рассмотрены гибридные установки на основе ископаемого топлива и солнечной энергии. Основная идея рассмотренной работы заключается в использовании солнечной энергии для нагрева рабочего тела традиционных паротурбинных и

газотурбинных установок с целью экономии топлива на ТЭЦ. В работе разработаны методики расчета количественных показателей комбинированных установок. К недостаткам данного исследования следует отнести недостаточный учет переменных графиков нагрузок и изменения характеристик оборудования в зависимости от климатических факторов и режимов эксплуатации.

Наиболее подробное исследование эффективности применения возобновляемых источников энергии выполнено в [59]. В нем рассмотрено производство электрической и тепловой энергии на базе различных энергоустановок, использующих энергию ветра, солнца, перепада воды, биомассы и дизель-генератора для энергоснабжения малых автономных потребителей. Разработаны математическая модель малой комбинированной системы и алгоритм оптимизации состава оборудования с учетом стохастических характеристик конкретной территории. К замечаниям по данной работе следует отнести применение в качестве безрискового источника дизель-генератора на жидком топливе. Кроме того, наличие разнородных возобновляемых энергоресурсов в месте расположения небольших энергопотребляющих объектов проблематично.

В статье [60] выполнено исследование автономного объекта электро- и теплоснабжения на основе ВЭУ без ископаемого топлива. Для целей теплоснабжения потребителя весь избыток электроэнергии поступает на нагрев воды с помощью электронагревательных элементов, которая накапливается в баках-аккумуляторах, а также расходуется в электролизерах для производства водорода. Теплоснабжение потребителей осуществляется с использованием горячей воды из баков-аккумуляторов, а в период пиковых нагрузок за счет сжигания запасенного водорода в конденсационных водородных котлах. Разработаны алгоритм расчета и программа, которые позволяют рассчитать годовой баланс энергии и выбрать оборудование исходя из годового графика тепловой и электрической нагрузки, а также потенциала ветровой энергии в выбранном регионе. К недостаткам работы следует отнести отсутствие технико -экономических расчетов, позволяющих оценить целесообразность практического применения рассмотренной схемы.

Мировая энергетика претерпевает четвертый по счету энергетический переход. Первый переход связан с увеличением доли угля в энергобалансе с 5 % до 50 % с 1840 по 1900 годы. Увеличение доли нефтепродуктов с 3 % в 1915 году до 45 % в 1975 году - это второй переход. Данный переход был наиболее масштабным во время и в послевоенные годы, когда промышленность начала массово выпускать двигатели внутреннего сгорания. Данный период закончился в конце 1970 года нефтяным кризисом. После наступил третий переход, связанный с мировым потреблением природного газа, который вытеснил нефть и уголь. Доля природного газа выросла с 3 % в 1930 г. до 23 % в 2017 г. Во всех этих переходах важную роль играла экономическая эффективность или доступность новых источников энергии по сравнению со старыми. На сегодня в энергетике набирает темпы развития четвертый переход, в отличии от трех предыдущих, критически важное значение приобретает новая движущая сила - борьба с глобальным изменением климата путем декарбонизации энергетического сектора [9, 61].

Современный энергетический переход определяется комплексом различных движущих сил: климатической повесткой дня; техническим прогрессом и наличием новых технологических решений, способных резко повысить эффективность энергетического сектора и трансформировать традиционный способ функционирования; стремлением всех стран к обеспечению конкурентоспособности своих национальных экономик и стимулированием развития доступной энергии и, наконец, что не менее важно, необходимостью повышения энергетической безопасности. Достижение этих целей включает рассмотрение трех основных критериев энергетического перехода: декарбонизации, децентрализации и внедрения цифровых технологий. Эта часто используемая схематизация предоставляет удобный инструмент для оценки глубины проникновения энергетического перехода в различных странах, включая Российскую Федерацию [62].

Анализ отечественных и зарубежных публикаций показывает, что в нашей стране четвертый переход развивается медленными темпами несмотря на то, что Россия является важным участником мировой энергетической системы. И связано

это со следующими показателями: имея всего 3 % мирового валового внутреннего продукта (ВВП) и 2 % мирового населения, она обеспечивает 10 % мирового производства первичной энергии, 5 % мирового потребления первичной энергии, и 16 % международной торговли энергией [63]. По данным «bp Statistical Review of World Energy 2021» и Международного энергетического агентства (МЭА) Россия является крупнейшим в мире экспортером энергоресурсов (2-е место по экспорту нефти, 1-е место по экспорту газа и 3-е место по экспорту угля) [64, 65]. РФ занимает четвертое место в мире - после Китая, США и Индии - по потреблению первичной энергии, производству электроэнергии и выбросам углекислого газа в результате сжигания органического топлива [64]. Принимая во внимание этот значительный вклад, стратегическое поведение России в отношении энергетического перехода важно не только для самой страны, но и для всего остального мира [62].

Для многих стран, как и для России, богатых природными энергоресурсами, энергетический переход создает дополнительные проблемы, ставящие под сомнение устойчивость всей экономики, которая сильно зависит от доходов с экспортируемых ресурсов. Глобальное повышение целевых показателей использования возобновляемых источников энергии и переход к декарбонизации рассматриваются в России как серьезная угроза доходам от экспорта углеводородов, и следовательно, экономической безопасности России [66]. Противоречивая и сложная институциональная структура российского энергетического сектора с сильным государственным регулированием и некоторыми элементами рыночной конкуренции создает нечеткие сигналы для участников. Это связано с высокими транзакционными издержками, и таким образом, представляет собой одно из основных препятствий на пути широкомасштабного энергетического перехода в стране [62].

Несмотря на глобальную тенденцию по сокращению углеродного следа в энергетическом секторе и ввод механизмов стимулирования этого процесса, климатическая повестка дня и процесс декарбонизации не являются важными факторами энергетической стратегии развития в России. Это объясняется

следующими причинами: преобладает скептицизм в отношении антропогенной природы изменения климата; после экономического спада и реструктуризации экономики в 1990-х годах Россия резко сократила выбросы парниковых газов (на 2017 год электроэнергетический сектор России имеет более низкий уровень выбросов парниковых газов, чем, страны Европы - Германия, Польша, а также таких стран, как Индия, Китай, Австралия и др.) [67]. Более 40 % электроэнергии вырабатывается на атомных электростанциях и гидроэлектростанциях, 48 % выработки приходится на природный газ [62, 68].

Не уделяя должного внимания климатической политике, Россия сталкивается с риском отставания в разработке новых энергетических технологий, которые станут стандартом во всем мире. Отсюда жесткие требования к локализации оборудования для возобновляемых источников энергии и интеллектуальных сетей, а также многочисленные программы импортозамещения. В то же время технологии энергоперехода определенно не являются основным направлением технологической политики России [62].

Помимо рассмотренных факторов отношения России к современной проблеме, можно выделить еще несколько причин, почему энергетика нашей страны не перейдет на более массовое внедрение альтернативных источников энергии в ближайшее время: конкурентоспособность национальной экономики и энергетическая безопасность уже обеспечена обилием дешевых углеводородов; низкая плотность электропотребления не позволит сконцентрировать установки альтернативной энергетики, как это происходит в Европейских странах [62].

1.6 Цели и задачи исследования

Из анализа выполненных исследований по совершенствованию систем энергоснабжения выявлено, что развитие энергетики в мире идет по четвертому энергетическому переходу, который характеризуется сохранением климата путем снижения выбросов парниковых газов.

Данную политику поддерживают все развитые страны, что отражается в масштабном введении новых мощностей на базе нетрадиционных и возобновляемых источниках энергии. Кроме использования в системах генерации только чистых источников на базе ветроэнергетических и фотоэлектрических установок, применяются гибридные энергокомплексы, которые соединяют в себе источники, работающие на ископаемом топливе и возобновляемой энергии.

Наиболее распространенным вариантом комбинации является ветро-дизельные электростанции, размещаемые в районах Крайнего Севера и Арктической зоны Российской Федерации.

Применение ВЭУ позволяет вытеснить энергию, вырабатываемую на дизельной станции и сэкономить дорогое жидкое топливо. Данному виду энергокомплексов посвящено большое количество публикаций как отечественных, так и зарубежных авторов. В публикациях рассматриваются проблемы оптимизации структуры и стабилизации совместной работы дизельной электростанции и ветроэнергетической установки. Помимо поршневой установки в качестве основной генерирующей единицы может использоваться газотурбинная установка. Данный вариант генерации подробно не рассматривался, не производилась оценка количественных и экономических показателей. В литературе уделено недостаточное внимание методическим подходам, учитывающим переменный характер электрических и тепловых графиков нагрузки, суточное изменение скорости ветра при определении количественных и экономических показателей.

В соответствии с изложенным, целью исследования является теоретическое обоснование технологических решений создания эффективных энергокомплексов, включающих газотурбинные и ветроэнергетические установки для энергообеспечения малонаселенных городов электрической и тепловой энергией.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

1. Провести анализ систем энергоснабжения малых городов и обосновать направления их модернизации.

2. Обосновать варианты схем малых энергокомплексов.

3. Разработать методику оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных двигателей и ветроэнергетических установок.

4. Разработать математическую модель энергокомплекса на основе газотурбинной и ветроэнергетической установок с учетом изменения климатических факторов, электрических и тепловых нагрузок.

5. Провести расчетно-теоретические исследования по определению количественных характеристик энергокомплекса.

6. Выполнить оценку энергетической и экологической эффективности энергокомплексов.

7. Определить экономические показатели эффективности энергокомплексов в системах энергообеспечения малых городов.

Выводы по главе 1

1. Проведен анализ современных тенденций развития систем энергоснабжения в мире и РФ. Отмечено, что с целью сокращения вредных выбросов высокими темпами вводятся источники на возобновляемых энергоресурсах.

2. Выполнен анализ конструкций и характеристик современных ветроэнергетических установок.

3. Поставлены цель и задачи исследования на основе обзора литературы по совершенствованию систем энергоснабжения, на основе применения традиционных установок и установок на возобновляемых энергоресурсах.

2. Схемные решения и методические положения исследования эффективности автономных систем энергоснабжения

2.1 Энергетические, экологические и технико-экономические показатели эффективности энергокомплексов на основе ГТУ и ВЭУ

Энергокомплексы, включающие источники на ископаемом топливе и на возобновляемых энергоресурсах, представляют собой сложные системы. Для исследования внутренних и внешних взаимосвязей, их влияния на выбор рациональных схем, параметров необходимо использовать системный подход [69, 70, 71, 72, 73]. К внешним факторам, оказывающим влияние на показатели энергокомплекса, следует отнести изменение электрических и тепловых нагрузок потребителей, температуру наружного воздуха, скорость и направление ветра в течение суточного и годового периодов, место расположения, тарифы на энергоносители. К внутренним факторам относятся изменение производства электрической и тепловой энергии установками, расход топлива, выбросы вредных веществ, надежность энергоснабжения. Для сравнения эффективности вариантов энергокомплексов обязательным условием является обеспечение энергетической и социальной сопоставимости сравниваемых вариантов. Можно выделить следующие условия сопоставления [74, 75]: покрытие тепловых и электрических нагрузок по заданным графикам потребителей; обеспечение надежности и качества электро- и теплоснабжения потребителей; обеспечение допустимого уровня загрязнения окружающей среды; сравнение вариантов схем должно осуществляться в оптимальных условиях.

Энергетическую эффективность энергокомплекса для производства электрической и тепловой энергии можно определить путем сравнения расходов топлива без источника, работающего на возобновляемых энергоресурсах, и при включении в схему такого источника при условии обеспечения заданных нагрузок [76, 69].

Абсолютная экономия топлива может быть выражена, кг у.т./с (кг у.т/год):

АВ = В - ВВЭУ, (2.1)

эк эк эк ' V /

где Вэк, В^ - расходы условного топлива энергокомплекса, в котором ВЭУ

отсутствует и при совместной работе с ВЭУ, кг у.т./с (кг у.т/год).

Величина относительной экономии топлива высчитывается по формуле, %:

Дк -100%. (2.2)

В„

эк

Годовое значение относительной экономии топлива определяется выражением:

-год 12

—год —I

А Вэк = ^А Вэк -т. , (2.3)

г=1

где т - продолжительность i-ого месяца.

В качестве экологических показателей предложено использовать относительное снижение выбросов оксидов углерода и азота, относящихся к парниковым газам, %:

АМ

Рсо2 =-100%, (2.4)

со2

АМкгп

Рт* - Ю0%, (2.5)

где АМш , - сокращение выбросов оксидов углерода, азота при включении

в состав энергокомплекса источника на возобновляемых энергоресурсах, кг/год, Мсо , - объемы выбросов СО2, N0 - при отсутствии в схеме источника на

возобновляемых энергоресурсах, кг/год.

Основным документом по определению технико-экономических показателей эффективности энергокомплекса являются методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов [77, 78]. Основными показателями экономической эффективности, представленными в методике, являются чистый

дисконтированный доход, индекс доходности, дисконтированный срок окупаемости, внутренняя норма доходности. Анализ указанных показателей позволяет принять решение о целесообразности сооружения энергетического объекта [77, 78].

Чистый дисконтированный доход энергокомплекса на основе ГТУ и ВЭУ определяется по формуле, руб.:

-V -V -V -V \.

г=0

ЧДД = £(^ - И,, -Кгту -Квэу -Кнэ -Квк ) ■ (1 + Е)-г, (2.6)

где ^ = сэ • ЭГ + Сд • QГ - выручка от реализации электроэнергии и тепловой энергии, руб./год; сэ, Од - тариф на электрическую энергию и тепловую,

соответственно, руб./кВтч, руб./ГДж; ЭГ, дГ - годовой отпуск электрической и тепловой энергии, соответственно кВтч/год, ГДж/год,

= Ит + ивв + ир + ип + исн + Иам + Им + Ипр - суммарные издержки которые включают в себя топливные издержки Ит, издержки на выбросы Ивв, издержки на ремонт И , затраты на оплату труда И5П, отчисления на социальные нужды Исн, амортизационные отчисления Ит, налог на имущество и прочие материальные издержки И , которые включают: издержки на услуги связи,

охрану, земельный налог и т.д., руб./год; КГТУ, Квэу, Кнэ, КВК - капитальные вложения в ГТУ, ВЭУ, накопитель энергии (НЭ) и водогрейный котел (ВК), руб., Е - норма дисконта, Т - срок эксплуатации энергокомплекса, год. Индекс доходности определяется выражением:

т

-и^Ж

ИД = -, (2.7)

XК

г=0

где = —-- коэффициент дисконтирования, К - капиталовложения в объект

в год 1:, руб.

Внутренняя норма доходности определяется по следующему выражению:

¿(Я, - Щ,,) ■ (1 + Е,н )'0-' = ±К, ■ (1 + Ет . (2.8)

,=0 ,=0

Срок окупаемости проекта определяется по значениям ЧДД в момент времени, когда ЧДД из отрицательной области значений на шаге ? переходит в положительную область значений на шаге 1+1., принимается, что в пределах одного шага ЧДД изменяется линейно, тогда точка пересечения в пределах одного шага определяется по формуле:

\ЧДД (г )|

х = ■

(2.9)

\ЧДД (г )| + ЧДД (г +1)'

Также для оценки эффективности объекта энергоснабжения при постоянной величине результата можно пользоваться критерием дисконтированных затрат, которые учитывают дополнительные эксплуатационные и капитальные затраты в резервные установки для обеспечения надежности электроснабжения 31, теплоснабжения 3®. выбросов Зее, руб.:

а также эксплуатационные затраты на оплату вредных

з=2

,=1

К,

Г Г 11 'У

Ст ' ВГТУ + Ст ' БВК + Р р+о ' К ГТУ +

+р

р+о

ВЭУ ьт л. гНэ ЬТ л. ЬТ

■ + рр+о • КНЭ + рр+о • КВ

+о ^^ВЭУ 1 Ур+о ^^НЭ ' Ур+о ^^ВК

+зЭ + 3? + 3„ + К+ К^ЛГ + Кт + К

+

"ВЭУ

НЭ

ВК

(1 + Е)~', (2.10)

где Ст - тариф на топливо. руб./кг у.т; В^у, ВГК - годовой расход топлива ГТУ и

водогрейного котла. кг у.т/год; рГ+у, р^, рН+Э0, Р^о - коэффициенты.

учитывающие отчисления на ремонт и обслуживание от капиталовложений в ГТУ, ВЭУ. НЭ и ВК. 1/год.

Г

2.2 Режимные особенности газотурбинных установок

Использование ГТУ в составе энергокомплекса требует рассмотрения изменения их режимных характеристик, представляющих зависимости основных параметров от температуры наружного воздуха и величины электрической нагрузки [79, 80]. Перечисленные факторы оказывают влияние на следующие показатели ГТУ: электрическую мощность ГТУ, расход топлива и рабочего тела, электрический КПД, количество тепловой энергии, вырабатываемой в котле-утилизаторе, температуру на выходе газовой турбины, степень повышения давления воздуха в компрессоре. Эти показатели определяются при расчете термодинамического цикла энергоустановки по известным методикам [81, 82, 83, 84]. Также некоторые показатели можно определить по известным характеристикам совместной работы компрессора и газовой турбины завода-изготовителя.

Расчет ГТУ при различных температурах наружного воздуха производится с целью получения основных показателей, характеризующих рабочий процесс газотурбинного двигателя, а также данный расчет производится с целью определения экономичности установки. Учитывая тот факт, что ГТУ на расчетном (номинальном) режиме работает незначительное количество времени, а в повседневных условиях эксплуатация газотурбинных двигателей происходит на нерасчетных режимах с переменной электрической мощностью, необходимо определить основные параметры установки в соответствии со своими индивидуальными характеристиками. По разработанной математической модели, приведенной в главе 3, произведены расчеты показателей ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха и относительной электрической нагрузки, приведенные на рисунках 2.1 - 2.3.

В качестве ГТУ рассмотрена установка ГТЭ-004 с двумя ступенями сжатия и регенеративным подогревом воздуха [85]. Показаны результаты расчетов ГТУ с

включенным и отключенным регенератором при температурах наружного воздуха от +40 °С до -35 °С.

9000

н

5? а

7000

5000

3000

1000

230 250 270 290 310 Тнв, К Котн=1,0 Котн=0,8 №>тн=0,6 Котн=0,4

а). Без регенератора

3000

0

230 250 270 290 310 Тнв, К Котн=1,0 Котн=0,8 №огн=0,6 Котн=0,4

б). С регенератором

Рисунок 2.1 - Зависимость тепловой мощности котла-утилизатора ГТЭ-004 от температуры наружного воздуха и относительной электрической нагрузки

16 15 Р 14 13

и И

в,

О

12 11 10

230 250 270 Котн=1,0 Котн=0,8

290 310 Тнв, К

Котн=0,6 Котн=0,4

а). Без регенератора

17 16 15

Ь 14

£ 13 12 11 10

230 250 270 290 310 Тнв. К

Котн=1.0 Котн=0.8 Котн=0.6 Котн=0.4

б). С регенератором

Рисунок 2.2 - Зависимость расхода воздуха ГТЭ-004 от температуры наружного воздуха и относительной электрической нагрузки

31 29 27 25

ч©

„ 23

<Г) ^ 21

19 17 15

230 250 270 290

Котн=1.0 Котн=0.8 Котн=0.6

а). Без регенератора

50 45 40 £ 35 £ 30 25

20 15

230 250 270 290 310 Тнв. К

Котн=1.0 Котн=0.8 Котн=0.6 Котн=0.4

б). С регенератором

Рисунок 2.3 - Зависимость электрического КПД ГТЭ-004 от температуры наружного воздуха и относительной электрической нагрузки

310

Тнв. К Котн=0.4

Из анализа графиков, изображенных на рисунках 2.1 - 2.3, видно, что перечисленные показатели значительно зависят от температуры наружного воздуха, величины электрической нагрузки ГТУ, включенного или отключенного регенератора. В диапазоне температур наружного воздуха от +40 до -35 °С электрическая мощность газотурбинной установки изменяется по отношению к номинальному режиму на 20-40 %. На величину электрического КПД и тепловой мощности котла-утилизатора существенное влияние оказывает включенный регенератор, который обеспечивает повышение КПД на 5-14 %, а тепловую мощность котла-утилизатора снижает более чем в 3 раза при одной и той же температуре наружного воздуха. Для достижения наилучших показателей энергетической эффективности ГТУ желательно эксплуатировать с электрической нагрузкой близкой к номинальной [86].

Работа энергокомплекса на базе газотурбинного двигателя возможна по двум вариантам. Если приоритетной является электрическая нагрузка потребителей, то энергокомплекс осуществляет работу по электрическому графику. Тепловая нагрузка в этом варианте покрывается за счет утилизации теплоты уходящих газов, а дефицит покрывается водогрейным котлом. Второй вариант - покрытие нагрузки по тепловому графику, выработка электроэнергии осуществляется на тепловом потреблении, дефицит покрывается от единой энергетической системы [79]. Автономная работа энергокомплекса осуществляется по электрическому графику нагрузки. Из-за отключения отопительно-вентиляционной нагрузки в летний период при использовании ГТУ простого цикла приходится часть продуктов сгорания сбрасывать без утилизации, что приводит к дополнительным потерям тепловой энергии. Более целесообразным является применение ГТУ с регенеративным подогревом воздуха, что позволяет уменьшить потери теплоты и повысить электрический КПД установки.

2.3 Учет надежности и защиты окружающей среды при работе энергокомплекса

Эксплуатация энергокомплекса в автономном режиме с покрытием электрического и теплового графиков нагрузки требует обеспечения требуемой надежности энергоснабжения потребителей. В качестве показателей надежности могут использоваться коэффициенты готовности энергокомплекса по выработке электрической и тепловой энергии. Расчет коэффициентов готовности ГТУ при изменении числа установленных агрегатов был выполнен по методике [87] и приведен в [88]. В зависимости от величин интенсивности отказов и восстановления установок малой ТЭЦ и количества ГТУ коэффициенты готовности по выработке электрической и тепловой энергии представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Коэффициенты готовности малой ТЭЦ с ГТУ

Количество ГТУ в энергокомплексе К? кЭ

1 0,9832-0,9861 0,9583-0,9652

2 0,9896-0,9905 0,9733-0,9778

3 0,9929-0,9963 0,9812-0,9855

4 0,9971-0,9986 0,9902-0,9935

Из таблицы 2.1 видно, что коэффициенты готовности по выработке электрической и тепловой энергии меньше единицы, при этом К^ больше

нормативного значения равного 0,97 [89], поэтому резерв по производству тепловой энергии не устанавливается. Для обеспечения нормативной надежности электроснабжения, равной 0,9993 в схему энергокомплекса включается резервная ГТУ.

В технико-экономическом расчете необходимо учитывать затраты, связанные с поддержанием надлежащего уровня надежности энергоснабжения, которые представлены в виде, руб.:

т

зЭ = 1

г=0

Г(\ -КЭ)■ Э* ■ Ьрез ■ Срез + З + З +л

у г у ТЭЦ Э т рем пуск

р ■ N ■ кЭ + N ■ кЭ

^ -г рез рез рез рез рез у

т ((\-К2)■ ■ Ьрез ■ Срез + З + З

у г у х^ТЭЦ ( т рем пуск

з2 = £

г=0

р О ■к2 + 2 ■к2

^ -г рез рез рез рез рез

(1 + Е, (2.11)

(1 + , (2.12)

где КЭ, К° - коэффициенты готовности по производству электрической и тепловой энергии, Ърез, Ърз - удельные расходы топлива резервными установками

на отпуск электрической и тепловой энергии, соответственно кг/кВт- ч, кг/ГДж; Срез - стоимость топлива, сжигаемого резервными установками, руб./кг; З , З - затраты на проведение аварийно-восстановительных работ и пуски-остановы основного оборудования, руб./год; р - коэффициент, учитывающий отчисления

от капиталовложений на амортизацию, ремонт, заработную плату и прочие расходы резервной установки, 1/год; кэ , к^ - удельные капиталовложения в резервные установки по выработке электрической и тепловой мощности, руб./кВт; N - электрическая мощность резервных установок по выработке электрической

энергии, кВт; 2 - тепловая мощность резервных котлов, кВт.

Работа любого энергокомплекса связана с выбросами вредных веществ. Состав выбросов зависит от типа установок, вида сжигаемого топлива и методов подавления выбросов. Условием сравнения нескольких вариантов по выбросам является приведение их к одинаковому экологическому воздействию на окружающую среду, а также не превышение получившихся значений предельно-допустимых концентраций (ПДК) с нормативными значениями. В [88, 90] приведена методика по расчету и учету экологических показателей, условие сопоставимости имеет вид, мг/м3:

с^ + ПДКг, (2.13)

где С - концентрация £ - вредного вещества в воздухе, мг/м3; Сф ^ - фоновая концентрация £ - вредного вещества, мг/м3; ПДК^ - предельно-допустимая

концентрация £ - вредного вещества, мг/м3.

Обеспечение допустимых вредных выбросов в сравниваемых вариантах предусматривает дополнительную очистку продуктов сгорания или проведение режимных мероприятий. Данные мероприятия требуют определенных затрат. Суммарные затраты по охране окружающей среды включают также компенсацию за ущерб, причиненный вредными выбросами, и рассчитываются по следующей формуле [91, 92], руб.:

Т ж

Зв = ХХ(. + Вк • • < / •^ •10-6И1 + EV , (2.14)

/=о (;=1

где Звв ( ^ - затраты на сокращение в 1 - год £ - вредного вещества из всей совокупности веществ ж, руб./год; Вэк - годовой расход топлива энергокомплексом, м3/год; Уэк - суммарный объем продуктов сгорания энергокомплекса, м3/м3; Сее ( - плата за £ выброс вредного вещества в 1 - год, руб./кг; С ^ - концентрация в 1 - год вредного ингредиента £ в продуктах сгорания, мг/м3.

Переменная электрическая нагрузка потребителей и параллельная работа с ВЭУ приводят к изменению мощности газотурбинной установки, оказывая влияние на ресурс работы до капитального ремонта. Кроме того, в отдельных случаях возможна остановка ГТУ в ночной период. Указанные особенности работы ГТУ учитываются в экономических расчетах с изменением затрат на капитальные ремонты и пусковые расходы топлива.

2.4. Варианты схемных решений энергокомплексов на базе ГТУ и ВЭУ

При комбинировании источников с разным принципом генерации энергии, таких как газотурбинные и ветроэнергетические установки, возникают сложности

в оценке эффективности данного варианта энергокомплекса. Один источник, работающий на ископаемом топливе, является прогнозируемым с точки зрения генерации как электрической, так и тепловой энергии и отвечает всем требованиям надежного и качественного энергоснабжения, а другой носит переменный характер генерации из-за природы ветра. Сложность такой комбинации заключается в учете большого количества факторов.

На характер электрического графика нагрузки оказывают влияние вид потребителей (коммунально-бытовые, промышленные), режим работы предприятия и др. Максимум электрических нагрузок летнего графика на 25-30 % ниже зимнего, графики имеют пиковую и полупиковую части [93].

Тепловое потребление подразделяется также на коммунально-бытовое и промышленное. На характер тепловых графиков оказывает влияние структура нагрузок, режим теплопотребления. Значительное влияние на изменение нагрузки оказывает температура наружного воздуха.

В энергокомплексе могут использоваться ГТУ с регенеративным подогревом воздуха и без него, что отражается на выработке теплоты комбинированным способом. Переменная выработка электроэнергии на ВЭУ в зависимости от скорости и продолжительности ветра в течение суток и годового периода влияет на показатели газотурбинной установки, что должно учитываться при оценке эффективности энергокомплекса. Наличие многочисленных факторов, оказывающих влияние на эффективность энергокомплекса в целом, требует применения методов математического моделирования по расчету количественных и качественных показателей.

Одним из вариантов комбинации может служить источник на базе газотурбинной установки, ветроэнергетической установки (ВЭУ) и водогрейного котла (ВК). Для получения более высоких энергетических показателей необходимо использовать ГТУ с котлом-утилизатором и регенератором, т.е. с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии. Данный энергокомплекс может быть как вновь построенным автономным источником энергоснабжения, так и служить заменой физически изношенному оборудованию,

например, паротурбинным установкам, т.е. участвовать в реконструкции физически изношенных котельных и ТЭЦ.

Варианты схем энергокомплексов, состоящие из ГТУ, ВЭУ и ВК представлены на следующих рисунках 2.4-2.7 [94].

В 1 варианте рассмотрена схема ГТУ с регенерацией. Вырабатываемая ВЭУ нестабильная энергия используется в теплоэлектронагревательном элементе (ТЭН) для подогрева воздуха перед камерой сгорания, что позволяет исключить установку преобразователя для выработки требуемой частоты тока.

Рисунок 2.4 - Энергокомплекс, в котором энергия ВЭУ используется для подогрева воздуха перед камерой сгорания ГТУ (ГТУ с регенератором + ВЭУ с

ТЭНом - вариант 1)

1 - компрессор 1 ой ступени, 2 - компрессор 2 ой ступени, 3 - камера сгорания, 4 - газовая турбина, 5 - электрогенератор ГТУ, 6 - шибер, 7 - котел-утилизатор, 8 - водогрейный котел, 9 -сетевой насос, 10 - ветроэнергетическая установка, ВО - воздухоохладитель, РВП -регенеративный воздухоподогреватель, ТЭН - теплоэлектронагреватель, ТО - теплообменник, РТ - регулятор температуры, Э - элеватор

Рисунок 2.5 - Схема энергокомплекса в котором ВЭУ включена параллельно установке ГТУ (ГТУ с регенератором + ВЭУ, параллельная генерация электроэнергии - вариант 2)

11 - преобразователь тока (остальные позиции см. рисунок 1)

Рисунок 2.6 - Схема № 3 энергокомплекса в состав, которого входит накопитель энергии (аккумулятор) (ГТУ с регенератором + ВЭУ + аккумулятор, параллельная генерация электроэнергии - вариант 3)

11 - электрический аккумулятор, 12 - преобразователь тока (остальные позиции см. рисунок 1)

Рисунок 2.7 - Схема № 4 энергокомплекса, который состоит из ГТУ без регенерации, вырабатываемая энергия на ВЭУ отпускается потребителям (ГТУ без регенератора + ВЭУ, параллельная генерация электроэнергии - вариант 4)

Позиции см. рисунок 2

Вариант схемы №2 2 отличается включением преобразователя тока после ВЭУ и параллельной работой с ГТУ для отпуска электроэнергии потребителям.

В варианте схемы № 3 включены электрические аккумуляторы. В этом случае на ВЭУ устанавливается генератор постоянного тока, от которого заряжаются аккумуляторы. Применение аккумуляторов позволяет запасать электрическую энергию в ночные часы работы ВЭУ, когда выработка электроэнергии на них снижается, это позволяет снизить установленную мощность аккумуляторов. Выработка на ВЭУ в ночные часы снижается в виду того, что скорость ветра имеет суточный ход. Максимальная скорость наблюдается днем в 13-14 часов, а минимальная в ночные часы. Запасенная энергия используется в часы максимального электропотребления параллельно с дневной выработкой на ВЭУ и ГТУ.

Отличие варианта схемы № 4 от рассмотренных выше, заключается в использовании ГТУ без регенеративного подогрева воздуха, что приводит при снижении тепловой нагрузки потребителя (в летний период) к частичному выпуску

продуктов сгорания после ГТУ без утилизации в котле-утилизаторе. ВЭУ работает параллельно с ГТУ аналогично схеме № 2.

Математическая модель состоит из нескольких подмоделей и включает в себя следующее: методику расчета характеристик ГТУ с включенным или отключенным регенератором при различных температурах окружающего воздуха и с изменением загрузки ГТУ; алгоритм определения коэффициентов регрессионных уравнений необходимых для дальнейшего расчета энергетических показателей энергокомплекса; расчет количественных показателей энергокомплекса и расчет экономических показателей эффективности.

2.5 Методика оценки энергетической и экологической эффективности систем энергоснабжения на базе газотурбинных и ветроэнергетических установок

В последние несколько десятилетий увеличение концентрации углекислого газа (С02) вызвало глобальное потепление и изменение климата, что представляет угрозу для экологии. В отчете объединенного исследовательского центра Европейской комиссии отмечено, что около 90 % общих глобальных выбросов С02 происходит в результате сжигания ископаемого топлива [102]. С целью сокращения выбросов парниковых газов ведущие страны мира приняли Киотское и Парижское соглашения по климату. В соответствии с Парижским соглашением страны Европейского союза (ЕС), являющиеся одними из крупнейших источников выбросов парниковых газов и основными потребителями энергии в мире, обязуются поддерживать повышение средней глобальной температуры до 2 °С и снизить выбросы парниковых газов как минимум на 40 % к 2030 году по сравнению с уровнем 1990 года [96].

Несмотря на пристальное внимание мирового сообщества к проблеме увеличения концентрации С02 в атмосфере и изменения климата, ископаемое топливо является важным фактором роста валового внутреннего продукта (ВВП) в любой стране. В дополнение к этому, к факторам развития относятся устойчивая и

надежная энергетическая инфраструктура, качественное и надежное энергообеспечение для непрерывного экономического роста, социального развития, повышение качества жизни и энергетической безопасности. Фактически страны не желают сокращать загрязнение окружающей среды за счет более высоких доходов. Другими словами, продолжающееся экономическое развитие зависит от большего использования энергии, что приводит к увеличению выбросов С02. Многие специалисты считают, что возобновляемые источники энергии могут предоставить возможный путь для восстановления баланса между экономическим ростом и качеством окружающей среды. Таким образом, развитие возобновляемых источников энергии привлекло внимание многих стран, особенно ЕС. В связи с постоянным сокращением запасов ископаемого топлива и увеличением выбросов парниковых газов развивающиеся страны движутся к широкомасштабному внедрению возобновляемых источников энергии. Рамочная программа ЕС в области климата и энергетики на период до 2030 года устанавливает цели по увеличению доли возобновляемых источников энергии (не менее 32 %) и повышению эффективности использования энергии (не менее 32,5 %о). Фактически, развитие возобновляемых источников энергии считается одним из эффективных подходов к сокращению выбросов парниковых газов и достижению целей устойчивого развития [96, 97, 98].

Сегодня способы производства, разработки и потребления энергии во всем мире постоянно меняются, и свидетельство этой трансформации можно увидеть в росте и применении новых возобновляемых технологий в развивающихся странах [99].

Для энергоизолированных потребителей актуально использовать комбинацию на основе источников, работа которых основана на органическом топливе и источниках возобновляемой энергии. Это повысит надежность и качество энергоснабжения по сравнению с тем, если использовать только возобновляемые источники. Прежде всего важна бесперебойность электроснабжения, что можно достичь с помощью источника на органическом топливе, а также применением аккумуляторов, ведь для возобновляемых

источников энергии характерна переменная выработка энергии в течение суток и годового периода.

Оценку энергетической и экологической эффективности такой комбинации предложено рассчитывать с помощью относительных коэффициентов, предложенных в параграфе 2.1 и представляющих отношение экономии топлива или снижения выбросов парниковых газов к расходу топлива в энергокомплексе без возобновляемого источника энергии.

Воспользуемся известными формулами для определения расхода топлива, исходя из тепловой и электрической нагрузки потребителя. Расходы топлива выразим соответственно для рассматриваемых возможных четырех схем, которые представлены в параграфе 2.4.

Для схемы без применения ВЭУ расход топлива будет иметь выражение, кг у.т./год:

В

бвЭу Эпт • 3600

ГТУ

0Н( у) ' 1 ГТУ

(2.15)

(о-- дку )•3600

Ввк =-—р-, (216)

°н (у) • ЧВК

где эпотр', 0потр. - электрическая и тепловая нагрузка потребителя, кВтч/год и кВтч/год, соответственно; 0КУ - тепловая мощность, полученная в котле-утилизаторе, кВт ч/год; 0р{у) - низшая теплота сгорания условного топлива, кДж/кг у.т.; г]ГТУ, - КПД ГТУ и ВК, соответственно.

Для схемы №1, где энергия, выработанная на ВЭУ, используется для подогрева воздуха перед камерой сгорания газовой турбины, формула для расчета расхода топлива примет вид, кг у.т./год:

л _ Эпотр■ • 3600 Вгту = пр псхЛ , (2.17)

°н( у) ЧГТУ

сх.1 _ Лггу

Чгту

1 ^тэн/ ' (2.18)

/ Якс

где - КПД ГТУ с учетом подвода теплоты полученной от

теплоэлектронагревательного (ТЭН) элемента в первой схеме; А^эн - приращение энтальпии воздуха за счет энергии ТЭН, кДж/кг; - удельная теплота топлива, подведенная в камере сгорания без использования ТЭН, кДж/кг.

Для схем № 2 и № 4 расход топлива определяется по следующим выражениям. Отличие в этих схемах заключается в том, что в схеме № 4 отсутствует регенератор. Отпуск электроэнергии от ВЭУ осуществляется параллельно ГТУ, соответственно в формуле для определения расхода топлива это учитывается, кг у.т./год:

(Эпотр■ - ЭпЭу )■ 3600 Б"1ТУ --, (2.19)

у) ■ ЛгТУ

где ЭвЭУ - электроэнергия, выработанная на ВЭу^ ^Т^ГО^ ЧгТУ -

КПД

газотурбинной установки в п-ой схеме.

Схема № 3 - аналогична схемам № 2 и № 4 с параллельной работой ВЭУ и ГТУ, но отличие заключается в наличии накопителя энергии, который накапливает электроэнергию от ВЭУ в ночные часы работы энергокомплекса. Расход топлива определяется выражением, кг у.т./год:

(Эпотр■ - Эдяе"ь - Эт )■ 3600

осх.3 V ВЭУ НЭ /

ВГТУ =-—р-, (2.20)

^н( у) ■ Л ГТУ

где ЭдН - дневная выработка электроэнергии на ВЭУ, кВтч/год; Эяэ - запасенная электроэнергия в ночные часы работы ВЭУ, кВтч/год.

Расход топлива на водогрейном котле для схем № 2, № 3, № 4 определяется по формуле (2.17).

Подставив (2.15), (2.16), (2.17), (2.19), (2.20) в уравнения (2.1) и (2.2), получим уравнения для расчета относительного коэффициента экономии топлива в

соответствующих схемах с учетом преобразования, который отражает процент сокращения топлива от внедрения ВЭУ в зависимости от варианта схемы. Для схемы № 1:

Э

потр.

д

сх.1 _

топл. /

1

1

КЧГТУ ЧГТУ )

Э

100%.

потр. у^потр

Опотр. ^

КУ

ЧГТУ

ЧВК

(2.21)

Для схемы № 2 и № 4:

д

п

топл■

Эп

ЧГТУ

Г ^ ЛЛ

^ _ ЭВЭУ г^потр

V Э ) ЧгТУ

1 0

+

0

потр■

Чвк

СКУ

V

V V

0п

)

£

КУ

0

потр■

))

(2.22)

Э

потр. (0потр_ ^ )

•100%,

Ч

ГТУ

Ч

ВК

где « - это обозначение номера схемы № 2 или № 4. Для схемы № 3:

д

сх.3 топл■

Э

потр.

( ( ^\день ^

2 _ ЭВЭУ ЭНЭ .. о потр. потр

1 V Э_Э

ЧГТУ ЧГТУ

V

(Г

0

потр.

Чвк

1 -

0ку

потр

1-

потр.

Л Л

)

3

V V

0

))

(2.23)

Эп

(б^- 0ку )

•100%.

Ч

ГТУ

Чвк

Выражения по оценке сокращения вредных выбросов парниковых газов представлены выражениями (2.4) - (2.5).

Массовые выбросы парниковых газов определяется по формулам, кг/год:

0р

МГо, = 'Рее ( ВГту + В1к )

°н( у)

Г 0р л

(у)

0р

н(н) )

аа-г _гту т/гту нг