CC BY
183
УДК «21311 в Р ВЕДРУЧЕНКО
В. В. КРАЙНОВ С.С. РУДЮК A.B. КОКШАРОВ
Омский государственный университет путей сообщения
АНАЛИЗ ЦИКЛОВ, ВЫБОР СХЕМЫ И ВИДА ТОПЛИВА ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ ТЭС И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ КОТЕЛЬНЫХ В КОМБИНИРОВАННЫЕ ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ
Выполнен развернутый сравнительный анализ схем и термодинамических циклов комбинированных парогазовых установок, перспективных при реконструкции как централизованных, так и локальных источников энергии. Показано, что обоснованный и долгосрочный выбор вида топлива должен базироваться на основе коммерческих показателей эффективности инвестиционных проектов реконструкции энергоисточников и учетом региональных возможностей топливообеспечения реконструируемых объектов энергетики.
Одним из наиболее перспективных и эффективных способов повышения мощности и экономичности теплоэнергетических установок (ТЭУ) является применение в них комбинированного (парогазового) цикла, включением газовой турбины в цикл работы парогенератора [1 — 10].
Комбинированные парогазовые установки характеризуются более высокой тепловой экономичностью по сравнению с раздельной работой парового и газового блоков. Благодаря конструктивным преимуществам они требуют меньших удельных капиталовложений [1,6,11].
Надстройка газоврго цикла легко осуществима, т.к. он протекает и пределах более высоких начальных и конечных температур, чем паровой цикл, а повышение КПД парогазовой ТЭУ достигается за счет надстройки газового цикла над паровым и снижения суммарного расхода уходящих газов.
В парогазовом цикле используются преимущества паротурбинного и газотурбинного циклов. Газотурбинный цикл характеризуется высокой начальной температурой отвода тепла по сравнению с паровым циклом. Для значительного снижения температуры отвода тепла необходимо увеличивать степень регенерации до такой величины, которая экономически не оправдывается. В паротурбинном цикле низкая температура отвода тепла (25 — 30 °С) достигается при конденсации пара. В парогазовом цикле в газовой ступени реализуется высокая температура подвода тепла (700 - 900 °С), а в паровой ступени -низкая температура отвода тепла (25 — 30° С).
В настоящее время парогазовые установки (ПГУ) строятся преимущественно потрем основным схемам [1,3,6]: с высоконапорным парогенератором — ВПГ (рис. 1а); с низконапорным парогенератором — НПГ (рис. 16), которая обычно называется схемой со сбросом газов в котел, а также по схеме, работающей на парогазовой смеси.
В ПГУ с ВПГ воздух сжимается в компрессоре до давления в точке 4 и нагревается в камере сгорания
до температуры в точке 1. По условиям надежности работы труб пароперегревателя температура газов на выходе из ВПГ не должна превышать 697 — 747 °С. В паротурбинном цикле не может быть такой высокой температуры рабочего тела.
Расширяясь в газовой турбине до давления в точке 2, цродукты сгорания производят полезную работу — 1Г (площадь 1 — 2 — 3 — 4). При наличии в схеме ГТУ регенератора потери тепла с газами, выбрасываемыми в атмосферу, Оу изображаются площадью 5 — 5' — 3' — 3. Сгорание топлива происходит в топочной камере ВПГ при давлении, создаваемом компрессором (линия 4— Г). По линии Г — 1 продукты сгорания отдают тепло Оиг11 на испарение воды и 011е|1 на перегрев пара. По линии 2 — 5 газы отдают тепло С), на подогрев воды в экономайзере и с температурой, соответствую щей точке 5, выбрасываются в дымовую трубу.
Пар совершает в паровой турбине работу — Уп, изображаемую площадью Ь —с —(3-е —1—д. Площадь а — Ь — д — 11 изображает потери тепла Ок с охлаждающей водой в конденсаторе. Таким образом, из подведенного в цикл тепла топлива От превращается в полезную работу — 1г + — 1п и теряется в окружающую среду Оу +
Высокое давление в топке и газоходах ВПГ (5—10 ат) обусловливает интенсификацию процессов горения и теплообмена. Поэтому габариты ВПГ в 2 — 3 раза меньше, чем у обычных котлоагрегатов.
ПГУ с ВПГ имеют и более высокий КПД по сравнению с ПГУ со сбросом газов в топку.
В парогазовом цикле со сбросом газов в котел (рис. 16) передача тепла к воде и пару происходит по изобаре 2' — 2 низкого давления, близкого к атмосферному.
ПГУ со сбросом газов имеют два основных преимущества: возможность раздельной работы паровой и газовой турбин и возможность сжигания угольного топлива.
КПД парогазовой установки зависит от схемы и параметров паровой и газовой частей цикла. На рис. 2
Рис. 1. Тепловые схемы и циклы парогазовых установок: а - с высоконапорным парогенератором (ВПГ); б - с низконапорным генератором (НПГ) ГТ - газовая турбина; ПТ - паровая турбина; КС - камера сгорания; К - компрессор
приведены величины КПД нетто ПГУ при параметрах паровой ступени 240 ат, 560/565°С и температуре уходящих газов 120°С. Газовая ступень принята с двукратным подводом тепла. Сплошные линии относятся к схеме ПГУ с ВПГ, штриховые — к схеме со сбросом газов в котел. При температуре перед газовой турбиной 1100 - 1200° С КПД ПГУ достигает 50% и более.
В зарубежных странах ПГУ проектируются и строятся преимущественно по схеме со сбросом газов в котел [ 1,4.6 — 8,15]. В ЦКТИ на опытно-промышленной установке со сбросом газов выполнены исследования, на основе которых создаются конструкции оборудования для ПГУ большой мощности [ 1 ].
ПГУ с турбинами на парогазовой смеси могут работать по такой, несколько усложненной, схеме: воздух, сжимаемый компрессором, проходя через регенеративный теплообменник, нагревается и поступает в камеру сгорания ГГУ. В образующиеся от сжигания топлива в камере сгорания газы высокой температуры впрыскивается вода или пар, снижающие температуру до заданного уровня. После этого парогазовая смесь поступает на лопатки газовой турбины и, расширяясь, производит работу. Для поддержания работоспособности смеси на нужном уровне она несколько раз подогревается за счет смешения ее с горячими газами, поступающими из дополнительных специальных камер сгорания. Тепло газов после регенератора используется для подогрева питательной воды [6 — 10,11 ]. В настоящее время разработаны и более простые схемы [1,3,4].
В установках такого типа при начальной температуре газов 750"С КПД может быть повышен до 35 — 38 %. Капиталовложения в такой блок на 20 -25 % ниже, чем в паротурбинный такой же мощности.
ПГУ с обычным котлоагрегатом (рис. 16), в котором для получения пара используется тепло сбросных горячих газов, поступающих из газовой турбины, отличается по организации рабочего цикла от схемы, представленной на рис. 1а. Выхлопные газы ГТД содержат до 15— 18% кислорода по объему, и их можно использовать для сжигания топлива в топке котлоагрегата, вырабатывающего пар для ПТУ,
объединяемой с ГТУ. Физическое тепло горячих газов ГТУ, вносимое в топку, учитывается в балансе. Тогда возможность использования тепла уходящих из котлоагрегата газов для подогрева воздуха, поступающего в топку, естественно отпадает, и его можно использовать лишь для подогрева питательной воды. В данной схеме глубокое охлаждение газов питательной водой существенно снижает или даже совсем исключает возможность паровой регенерации в ПТУ.
Комбинированные парогазовые установки с выхлопом газов после газовой турбины в котло-агрегат обычного типа обладают двумя преимуществами: возможностью использования в котло-агрегатах любого топлива и возможностью использования серийного оборудования как для паровой, так и для газовой частей ПГУ [1 — 11].
Эти установки дают 3 — 5 % экономии топлива. Металлоемкость установки почти не снижается. Однако благодаря надстройке уже действующей ПТУ газовой ступенью, причем без значительных капиталовложений, может быть увеличена мощность существующих энергоустановок.
В настоящее время наиболее перспективными считают ПГУ с высоконапорным котлоагрегатом (рис. 1а). В таких установках при равных с паротурбинной ТЭС мощностях часто удается сэкономить 7 — 8 % топлива и снизить капиталовложения на 22-25%.
Высоконапорный парогенератор является генератором тепла и для ПТУ, и для ГТУ. ВПГ в сравнении с обычными котлоагрегатами имеют меньшие габариты и, следовательно, требуют меньших удельных металловложений. Горение топлива в них происходит при малых избытках воздуха в топке (ам= 1,05— 1,2). Поэтому температура газов получается высокой. Чтобы газы поступали в газовую турбину с температурой, не превышающей по условиям работы металла 700 — 750 "С, их в ВПГ охлаждают до указанного предела, используя тепло на испарение воды и перегрев пара. Распределение тепла в ПГУ таково, что на получение пара в ПТУ его затрачивается в несколько раз больше, чем остается для ГТУ. Это распределение обусловлено температурой газов на входе в газовую турбину. Поэтому и мощность паровой части блока ПГУ получается большей, чем газовой. Величина соотношения Ыпту/ Мгту зависит от принятой схемы установки и параметров рабочего тела в обеих частях блока, Практически это соотношение лежит в пределах 3 — 4.
Абсолютный электрический КПД ПГУ, определяющий целесообразность ее применения, тем больше, чем выше параметры паровой части и чем точнее выбрана газовая часть блока.
ПГУ с высоконапорным котлоагрегатом может работать лишь на топливе, пригодном для ГТУ, т.к. ВПГ генерирует газ для турбины, который должен быть освобожден от абразивных примесей [1,4,6,11].
Парогазовые установки могут быть также теплофикационными, т.е. с комбинированной выработкой электрической энергии и тепла. В этом случае в паровой части блока устанавливается турбина с отборами пара или с противодавлением.
На электростанциях малой мощности при-ме-няются также ПГУ с котлом-утилизатором, заменяющим регенератор ГТУ и вырабатывающим пар, который используется в паровой турбине или отдается на отопительные и технологические нужды. Давление пара в котле-утилизаторе небольшое, поэтому доля паровой ступени в таком цикле невелика [1,6].
46
44
42
40
^ =850 °(
750 °С
850 °С
600 °с
75СГ°С — —
600 °с"**
1,0
1,4
1,8
Рис. 2. Зависимость расчетного КПД парогазовых установок от коэффициента избытка воздуха и начальной температуры газа
Таким образом, модернизация энергоблока путем надстройки газотурбинной установкой может позволить при относительно низких капитальных затратах с максимальным использованием существующей инфраструктуры получить как дополнительную, так и, в ряде случаев, собственную электроэнергию с высоким КПД [1,6,11 ].
Однако большинство таких разработок относится к конденсационным энергоблокам на природном газе. Вместе с тем целесообразно вовлекать в парогазовую технологию пылеугольное топливо, особенно для сибирских угольных регионов, и увеличивать долю теплофикационной выработки электроэнергии на пылеугольных паротурбинных ТЭЦ за счет их реконструкции путем использования газотурбинной надстройки [1,3]. При этом должны учитываться:
— наличие места для размещения и монтажа вновь устанавливаемого оборудования на действующей ТЭЦ;
— схемные решения, позволяющие повысить параметры эффективности, надежностные и экологические характеристики реконструируемой ТЭЦ;
— степень изношенности оборудования надстраиваемой ТЭЦ, т.к. остаточный срок его эксплуатации не должен существенно отличаться от ресурса вновь устанавливаемого оборудования.
При выборе варианта перевода паротурбинной пылеугольной ТЭЦ в парогазовую требуется тщательный и детальный анализ оборудования и схемных решений не только с точки зрения совмести-
мости силовых установок по термодинамическим, расходным, конструктивным параметрам, но и с учетом всего комплекса внешних факторов: включения в энергосистему, графиков электрических и тепловых нагрузок, режимных особенностей, инфраструктурных факторов, технико-экономических и коммерческих показателей [1,14—18].
Таким образом, реконструкция пылеугольных паротурбинных ТЭЦ путем использования газотурбинной надстройки актуальна [ 1,3] и подготовлена в настоящее время разработкой теплофикационных парогазовых установок.
Соединение в одном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко-и низкотемпературным циклам, позволяет при реконструкции ПТУ существенно повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 45 - 47 % [3,4,12-17], т.е. до уровня, недостижимого в настоящее время для других тепловых двигателей.
Очевидна также необходимость более широкого вовлечения твердого топлива в энергобаланс страны за счет использования современных угольных технологий, в том числе парогазовых [3,14,17]. Одним из путей решения этой проблемы является применение реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ (ПТ-ТЭЦ) в парогазовые ТЭЦ (ПГ-ТЭЦ) путем использования газотурбинной надстройки. Большинство функционирующих ПГУ работает на природном газе. В то же время запасы твердого топлива в стране и во всем мире значительны, предложение угля на мировом рынке и цены на него остаются более стабильными, чем на природный газ и жидкое топливо, на протяжении целого ряда лет [1,5,14,17].
В условиях снижения потребления природного газа в региональной энергетике (и, в частности, на ТЭЦ), в том числе и из-за дефицитности газа как валютообразующего сырья, создание ПГ-ТЭЦ может обеспечить экономию природного газа (в пересчете на условное топливо) до 35 % за счет его вытеснения твердым топливом [ 1 ].
Реконструкция ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы может достигать 50% [18].
Объединение ГТУ и ПТУ осуществляют разными способами (например, рассмотренными выше), при этом получаются различные тепловые схемы, разные состав оборудования и основные характеристики работы. Тепловая схема парогазовой установки, определяющая ее тип, энергетические, экономические и экологические характеристики, в значительной степени зависит от конфигурации термодинамического цикла и организации его процессов [1].
При строительстве ПГУ с НПГ стремятся использовать серийные ГТУ и сохранить регенерацию в ПТУ (наименьшая реконструкция). В качестве примера можно привести реконструкцию энергоблока ТЭС в Нидерландах [12]. Для надстройки энергоблока использована ГТУ типа У-94 фирмы «Сименс» мощностью 133 МВт. В результате реконструкции при несколько уменьшенном расходе пара в ЦВД и снижении мощности паровой турбины с 590 до 571 МВт мощность энергоблока возросла до 698 МВт, а его КПД увеличился от 40 до 46,3 %. Экономичность повышается при частичных нагрузках, достигая 20 % при нагрузках 30 — 50 %. Расчетный срок окупаемости капиталовложений в реконструкцию
*
составляет 3,5 года. По этой схеме в Нидерландах осуществлена реконструкция десяти крупных энергоблоков суммарной мощностью 3350 МВт.
В отечественной энергетике также применяют газотурбинные надстройки. В середине 60-х годов на ТЭЦ ЦКТИ выполнена надстройка газотурбинного агрегата ГТЭ-1,5 над теплофикационной паротурбинной установкой, включающей в себя паровой котел Е-40-440 и паровую турбину АТ-6. В 1979 г. на Молдавской ГРЭС введена в эксплуатацию разработанная в ЦКТИ парогазовая установка ПГУ-250, представляющая собой надстройку ГТЭ-35 над паротурбинным энергоблоком 200 МВт с подачей уходящих газов ГТУ в топку реконструированного котла ТНМЕ-206 [12). В 1997 г. осуществлена реконструкция энергоблока Южной ТЭЦ Ленэнерго с включением ГТУ типа GT-8 фирмы «ABB» в схему Т-250-240 и сбросом уходящих газов ГТУ в котле ТГМП-344. В [13] рассмотрена газотурбинная надстройка энергоблоков 300 МВт Костромской ГРЭС при условии минимальной реконструкции котла ТГМП-314. Газы после ГТУ типа ГТЭ-110 поступают в горелки котла, где сжигается дополнительное топливо с использованием кислорода, содержащегося (до 17 %) в уходящих газах.
При сбросе отработавших газов ГТУ в топку пылеугольного котла существенно возрастает объем газов, проходящих через его газоходы. Это влечет за собой увеличение скорости газов и абразивного износа поверхностей котла, уменьшение температуры в топке, что может приводить к снижению эффективности и устойчивости горения угольной пыли [1].
Низкая температура в топке и пониженная концентрация кислорода в уходящих из ГТУ газов требуют хорошего смешения их с топливом, что достигается повышением скорости газов в горе-лочных устройствах. Могут быть также в этом случае применены термоциклонные предтопки [19 — 21], позволяющие эффективно организовать процесс пылеугольного сжигания.
Из-за увеличения расхода газов растет аэродинамическое сопротивление газового тракта, что приводит к необходимости замены штатных дымососов на дымососы большей производительности и напора. Избыточное давление в топке и конвективных газоходах требует применения газоплотных панелей или плотной обшивки. В зависимости от количества и параметров уходящих из ГТУ газов необходимо предусматривать возможность сброса части уходящих газов ГТУ в конвективные поверхности парового котла [14].
В нашей работе [11] предпринята попытка расчетной оценки снижения расхода топлива для случая сброса газов ГТУ в топку котла при разных условиях.
Одной из основных проблем разработки ПГУ с НПГ является правильный выбор соотношения газо-и паротурбинной мощностей. Большая доля газотурбинной мощности в схеме (1:3 и выше) приводит к необходимости отказа от воздухоподогревателя. При этом работа паротурбинной части в автономном режиме неэкономична [ 1 ].
ПГУ с использованием теплоты отработавших газов ГТУ для подогрева питательной воды в ГВП паровой части позволяют использовать имеющиеся газовые и паровые турбины, а также котельные агрегаты без всяких изменений. Кроме того, возможна автономная работа газовой и паровой частей ПГУ, а также применение различных видов топлив [ 1 ]. Такие установки создают, пристраивая ГТУ и ГВП
к действующим паротурбинным энергоблокам. Вместе с тем, тепловая экономичность такой ПГУ оказывается существенно более низкой (до 42 %), чем установок с НПГ.
Рассмотренные научно-технические решения существенно конкретизируют намеченные направления технического перевооружения ТЭС России [22].
Выводы
1. При реконструкции значительная часть коммунальных и производственных котельных в нашей стране оснащаются турбинами с противодавлением, преобразуются в мини-ТЭЦ (ТЭЦ малой мощности), а основным топливом является газообразное либо тяжелое жидкое.
2. Учитывая, что газовое топливо — преимущественно экспортная составляющая, наиболее перспективной тенденцией для России, в особенности для сибирских регионов, является реконструкция ТЭС в ПГУ на основе угольной технологии.
3. В энергетике России комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии сохраняет свои преимущества перед раздельным, обеспечивая экономию топлива, хотя окупаемость капиталовложений в ТЭЦ и магистральные теплосети приводит в ряде случаев к отказу от теплофикации и к строительству в микрорайонах городов блочных агрегатированных котельных малой мощности, работающих на разных видах топлива.
4. В США и Европе энергоснабжение, как показывает анализ [ 1 ], развивается на базе комбинирования ТЭЦ с мини-ТЭЦ, внутриквартальными котельными и другими локальными теплоисточниками, в том числе работающими на альтернативных топливных ресурсах.
Существующая тенденция децентрализации теплоисточников в ряде городов России без учета особенностей регионального топливообеспечения на перспективу [23] может не обеспечить существенной экономии топлива, что требует дальнейшего совершенствования законодательной базы в этом направлении.
Библиографический список
1. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография / П. А. Щииников, Г. В. Ноздренко, В. Г. То-милов и др. Новосибирск, Изд-во НГТУ, 2005. 528 с.
2. Прутковский Е. Н. Теоретическое и экспериментальное исследование схем, характеристик и режимов работы оборудования парогазовых установок: Автореф. дис... докт. техн. наук. М., 1974. 40 с.
3. Конакотин Б. В. Разработка, исследование и оптимизация тепловых схем парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами: Автореф. дис... канд. техн. наук. М., 1998. 16 с.
4. Андрющенко А. И. Парогазовые установки электростанций / А. И. Андрющенко, В. Н. Лапшов. М.-Л., Энергия, 1965. 248 с.
5. Андрющенко А. И. Рациональные циклы и схемы парогазовых теплофикационных установок / А. И. Андрющенко, В. Н. Лапшов // Теплоэнергетика, 1961. К» И. С. 13 - 18.
6. Анисимов А. С. Парогазовые технологии в системах теплоэнергоснабжения / А. С. Анисимов. Омск, Омский гос. ун-т путей сообщения, 2003. 114 с.
7 Соловьев Ю. П. Тепловые расчеты промышленных паротурбинных электростанций / Ю. П. Соловьев. М., Гос-энергоиздат, 1962. 158 с.
8. Гиршфельд В. Я Тепловые электрические станции / В. Я. Гиршфельд, Г. Н. Морозов. М., Энергия, 1973. 238 с.
9. Сазонов Б. В. Промышленные тепловые электростанции/ Б. В. Сазонов, В. Н. Юренев, М. И. Баженов и др. М., Энергия, 1979. 294 с.
10. Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электро станций / Д. П. Елизаров. М., Энергия, 1967. 256 с
11. Ведрученко В. Р. Уточненная методика расчета процесса сгорания в топке парового котла по схеме комбинированной парогазовой установки со сбросом газов в топку / В. Р. Ведрученко, В. В. Крайнов, А. В. Казимиров // Промышленная энергетика, 2005. № 6. С. 31 - 35.
12. Безлеикен В. П. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами / В. П. Безлеикен, А. Д. Гольд-штейн // Теплоэнергетика, 2000. № 5. С. 56 - 58.
13. Березинец П. А. Газотурбинная надстройка блоков 300 МВт Костромской ГРЭС / П. А. Березинец, А Я. Копсов // Электр, станции, 1999. № 7. С. 64 - 72.
14. Буров В. Д. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях / В. Д. Буров, Б. В. Ко-накотин, С. В. Цанев // Энергосбережение и водоподготовка 1998. № 1.С.37 - 43.
15. Дыбан Е. П. Газотурбинные и парогазовые установки для стационарной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Ч. II. Парогазовые энергетические установки / Е. Г1. Дыбан // Промышленная теплоэнергетика, 1994. № 2. С. 72 - 92.
16. Осипов В. Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Автореф. дис... канд. техн. наук. Саратов, '2001. 16 с.
17. Серебряников Н. И. Энергетические показатели парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами / Н. И. Серебряников, Б. В. Конакотин и др. // Энергосбережение и водоподготовка, 1998. № 2. С. 3 — 10.
18. Щеглов А. Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла/А. Г. Щеглов//Теплоэнергетика, 1993.№4.С.6 — 13.
19. Ноздренко Г В Новая технология сжигания низкореакционного угля / Г. В. Ноздренко, Л. И. Пугач, Ю. А. Овчинников и др. // Теплоэнергетика: Сб. науч. тр. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. Вып. 2. С. 56 - 67.
20. Пат. № 2138729 RU. Устройство для получения горячей воды, пара и перегретого г:ара / Г. В. Ноздренко, П. А. Щин-ников, А. А. Ловцов и др. 19С9. Бюл. № 27.
21. Щинников П. А I 'родварительная подготовка топлива в ТЦП в рамках реконструкции действующих энергоблоков ТЭЦ/ П. А Щинников, Г. С. Ноздренко, А А Ловцов и др. // Энергетика (Изв ву?ов и эпс-ргет. об-ний СНГ). 1999. № 3. С. 63 - 67.
27. '.оронин В. П. Некоторые направления технического перевооружения теплоэлектроцентралей / В.П. Воронин, A.A. Риманов, Ю. А. Цигарели и др. // Теплоэнергетика, 2002. № 12. С. 2 - II.
23. Вагин Г. Я. Методика технико-экономического обоснования внедрения ресурсо- и энергосберегающих технологий и оборудования в промышленности / Г. Я. Вагин, Н. Н. Головкин. Е. Б. Солнцев и др. // Промышленная энергетика, 2005 №6. С 8 - 13.
ВЕДРУЧЕНКО Виктор Родионович, доктор технических наук, профессор кафедры теплоэнергетики. КРАЙНОВ Василий Васильевич, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики. РУДЮК Сергей Сергеевич, аспирант. КОКШАРОВ Алексей Владимирович, аспирант.
Дата поступления статьи в редакцию: 23.06.06 г. © Ведрученко В.Р., Крайнов В.В., Рудюк С.С., Кокшаров A.B.
Информация
В Китае разработан первый в мире "летающий" ветрогенератор
Ученые Исследовательского энергетического института Гуанъджоу (Guangzhou Inslitute of Energy Conversion) Китайской академии наук (Chinese Academy of Sciences) и компании Zhongke Hengyuan Energy Science & Technology создали первый в мире постоянный ветрогенератор с магнитной левитацией, сообщает Treehugger. Разработка представлена на выставке Wind Power Asia Exhibition 2006, проходящей в Пекине. Ротор генератора висит в воздухе в поле постоянных магнитов, что позволяет снизить трение и стартовую скорость крыльчатки. Это увеличивает суммарный КПД генератора на 20 % по сравнению с современными аналогами, которые используются на ветровых электростанциях и, соответственно, уменьшает стоимость электроэнергии.
Китайская Народная Республика в последнее время стала пионером в исследовании и использовании новых методов получения энергии. Сейчас в Китае строится крупнейшая в мире солнечная электростанция и одна из крупнейших в мире - ветровая. Кроме электростанций разного масштаба, новое изобретение китайских ученых может использоваться во многих областях техники, в том числе в качестве бытовых и промышленных вентиляторов.
Новые научно-технические разработки
Программное обеспечение для повышения достоверности информационной обеспеченности ОИК АСДУ
Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми НЦ УрО РАН разработал программный комплекс, повышающий наблюдаемость, а, следовательно, и режимную управляемость ЭЭС в реальном времени благодаря увеличению достоверности телеинформации и восстановлению информации о перетоках мощности по измеряемым напряжению и активной мощности на шинах и токам отходящих фидеров. Система встраивается в оперативно-информационный комплекс диспетчерского управления. Опытный образец эксплуатируется в Коми региональном диспетчерском управлении. Конкурентоспособность обеспечивается оригинальностью методик повышения наблюдаемости региональной ЭЭС и восстановления информации о перетоках мощностей отходящих фидеров. Не имеет аналогов в России и за рубежом. Эксплуатация программного комплекса позволяет улучшить режим работы электроэнергетических систем примерно на 2 %.
Институт социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми НЦ УрО РАН (г. Сыктывкар), (8212)24-34-70.
