CC BY
52
Кабели с СПЭ-изоляцией применяются для прокладки:
- на трассах без ограничения разности уровней;
- в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности, даже если кабель защищён от механических повреждений;
- на воздухе, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты;
- в грунтах с повышенной влажностью и сырых, частично затапливаемых сооружениях, а также, по согласованию с изготовителем, в судоходных и несудоходных водоёмах при соблюдении мер, исключающих механические повреждения кабеля (кабели с индексом «г» и «2г»);
- на трассах сложной конфигурации;
- на воздухе, в том числе в кабельных сооружениях и производственных помещениях, при групповой прокладке кабели ПвВнг- ЬБ, АПвВнг- ЬБ;
- в сухих грунтах.
Замена традиционных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией на кабели с изоляцией из СПЭ в настоящее время ведётся очень активно, но существует ряд факторов, которые препятствуют повсеместному распространению кабелей с СПЭ-изоляцией.
Во-первых, необходимо разработать изменение к ПУЭ и включить в него требования по эксплуатации кабелей с изоляцией из СПЭ по всем напряжениям.
Во-вторых, необходимо разработать единый ГОСТ на силовые кабели с изоляцией из СПЭ на напряжение 10-35 кВ и единый ГОСТ на силовые кабели с изоляцией из СПЭ на 110 кВ и выше. Эти ГОСТы узаконят единые требования к качеству и безопасности силовых кабелей с изоляцией из СПЭ.
В-третьих, необходима разработка единых нормативных документов для проектирования, прокладки и монтажа, методов и объёмов испытаний после прокладки и в процессе эксплуатации для диагностики КЛ, выполненных из силовых кабелей с изоляцией из СПЭ.
Из всего сказанного можно сделать выводы, что кабели с изоляцией из СПЭ являются предпочтительными и имеют большие перспективы при строительстве и реконструкции кабельных линий на напряжение 6, 10, 35 кВ и выше. Благодаря уникальным характеристикам, высокой электрической прочности изоляции, невысокой повреждаемости, длительному сроку службы СПЭ-кабелей, их применение становится не только технически обоснованным, но и экономически выгодным.
Библиографический список
1. Диагностика и мониторинг кабельных сетей средних классов напряжения / Кадомская К.П., Качесов В.Е., Лавров Ю.А., Овсянников А.Г., Сахно В.В. // Электротехника. 2000. № 11. С. 48-51.
2. Производители силовых кабелей на среднее и высокое напряжение с изоляцией из сшитого полиэтилена в России и странах СНГ // Кабель-пе\^. 2007. № 9.
3. Системы кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена - оптимальное решение надёжного электроснабже-
ния промышленных и социальных объектов современного города // КабельчпЮ. 2006. № 9.
4. Голынина Н.Г., Некрасов М.Л. Силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена. Характеристики. Применение. Испытания // Кабель-пе\«Б. 2008. № 3.
УДК 620.93
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТЫХ СИНТЕТИЧЕСКИХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ ИЗ УГЛЯ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ УДАЛЁННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
О.В. Скрипченко1
Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Рассматривается система очистки синтез-газа методом «Ректизол» в составе энерготехнологической установки (ЭТУ) комбинированного производства метанола и электроэнергии. Представлены результаты оптимизации технико-экономических параметров с разной степенью удаления СО2. Представлена математическая модель ПГУ на синтетическом жидком топливе и даны результаты оптимизации технико-экономических параметров в зависимости от давления на входе в газовую турбину. Приведены результаты сравнительной эффективности технологических цепочек переработки угля и транспорта энергоносителей для целей энергоснабжения удалённых потребителей, в том числе содержащие в своём составе ЭТУ. Ил. 5. Табл. 7. Библиогр. 7 назв.
Ключевые слова: комбинированная переработка органических топлив; синтетические жидкие топлива; система очистки синтез-газа методом «Ректизол»; технологические цепочки переработки и транспорта энергоносителей.
1Скрипченко Ольга Викторовна, старший инженер, тел.: 89501283801, e-mail: [email protected] Skripchenko Olga Viktorovna , senior engineer, tel.: 89501283801, e-mail: [email protected]
ADVANCED TECHNOLOGIES FOR PRODUCTION AND USE OF ENVIRONMENTALLY-FRIENDLY SYNTHETIC LIQUID FUELS OBTAINED FROM COAL FOR POWER SUPPLY OF REMOTE CONSUMERS O.V. Skripchenko
Institute of Power Systems named after L.A. Melentiev SB RAS, 130, Lermontov St., Irkutsk, 664033.
The author considers a treatment system for synthesis-gas by the «Rektizol» method in the structure of a power technological installation (PTI) for the combined production of methanol and electrical energy. She reports the results of technical and economic parameter optimization with varying degrees of CO2 removal. She presents a mathematical model of a steam-gas device on a synthetic liquid fuel and give the results of technical and economic parameter optimization, depending on the pressure in the gas turbine inlet. The author gives the results of the comparative efficiency of technological chains of coal processing and energy resource transportation for energy supply of remote consumers, including those with PTI in their structure. 5 figures. 7 tables. 7 sources.
Key words: combined processing of organic fuels; synthetic liquid fuels; synthesis-gas treatment system by the «Rektizol» method; technological chains of processing and transportation of energy resources.
В настоящее время электроэнергия, потребляемая в европейской части РФ, производится на ТЭС, сжигающих природный газ, и на АЭС. По оценкам большинства специалистов в скором времени возникнет дефицит природного газа, направляемого на производство электроэнергии в европейских регионах РФ. Прирост электропотребления может покрываться за счет строительства новых АЭС и энергетического потенциала сибирских углей. Возможности атомного машиностроения для наращивания энергогенерирую-щих мощностей считаются ограниченными, поэтому основной прирост электропотребления должен будет осуществляться за счёт энергии углей месторождений Сибири. Увеличение потребления ископаемых углей сопровождается ростом экологической нагрузки на окружающую среду. Снизить ущерб окружающей среде от угольной энергетики можно путем перехода к использованию экологически более чистых видов топлива угольного происхождения. К ним относится облагороженный уголь, синтетические газообразные и жидкие топлива, полученные путем химической переработки угля.
Электроснабжение удаленных потребителей за счет энергии углей крупных месторождений, в том числе буроугольных, может осуществляться с использованием технологических цепочек производства и транспорта. Такие цепочки включают: экологически чистые ТЭС с последующим транспортом электроэнергии к удаленным потребителям по линиям постоянного тока; энерготехнологические установки (ЭТУ) производства синтетических жидких топлив (СЖТ) и электроэнергии с трубопроводным транспортом СЖТ и последующим получением из него электроэнергии на парогазовых установках (ПГУ), а также железнодорожный транспорт угля с места добычи до потребителей и производство из него электроэнергии на экологически чистых угольных ТЭС.
На протяжении многих лет в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН) ведутся работы по математическому моделированию ЭТУ синтеза различных СЖТ и их технико-экономическим исследованиям. Разработаны математические модели отдельных блоков ЭТУ синтеза СЖТ и установок в целом [1]. В этих исследованиях системы очистки синтез-газа от соединений серы и диокси-
да углерода рассматривались в упрощенном виде с использованием экспертных данных по удельным затратам энергии и капитальным вложениям. В то же время при каталитическом синтезе СЖТ одним из основных требований со стороны катализаторов является отсутствие соединений серы, так как они способствуют их «отравлению». Представляется также необходимым удаление из синтез-газа излишнего диоксида углерода.
В связи с этим возникает необходимость математического моделирования и оптимизации основных технико-экономических параметров систем очистки синтез-газа в составе ЭТУ синтеза СЖТ.
Математическое моделирование ЭТУ с системами очистки продуктов газификации в целом. Исследования состоят из двух этапов. На первом этапе строится математическая модель системы очистки синтез-газа методом «Ректизол» [2], как наиболее перспективного метода, на втором этапе разработанная модель включается в состав математической модели ЭТУ в целом для проведения оптимизационных технико-экономических исследований. Цель таких исследований заключается в получении оптимальных параметров ЭТУ с разной степенью извлечения диоксида углерода из синтез-газа. Это обусловлено тем, что некоторая часть диоксида углерода участвует в реакциях синтеза метанола, что может увеличить его выход или выход дополнительного количества окиси углерода в составе продувки синтез-газа, поступающего на сжигание в камеру сгорания газовой турбины. Второе обстоятельство может повлиять на выработку дополнительного количества электроэнергии.
При построении математической модели блока очистки синтез-газа от Н2Б и СО2 использовались ранее разработанные модели входящих в нее элементов: регенеративных теплообменников, испарителей, компрессоров, газо-водяных теплообменников, смесителей и др., а также были разработаны новые элементы - абсорбер и десорбер Н2Б и СО2.
В математических моделях абсорберов исходными данными служат расход и состав растворителя и растворяемого газа, входное давление, температура и энтальпия. При построении математических моделей используются материальный и тепловой баланс процесса. При определении термодинамически равновес-
15
ГО
III
| w -"-
/Ч/N
8
Л-
ю )—
ks/vi 8
ГО
J4
12
10 )-
Рис. 1. Расчетная схема ЭТУ синтеза метанола из угля: I - блок получения синтез-газа, II - блок синтеза метанола, III - энергетический блок; 1 - система топливоподготовки, 2 - система разделения воздуха, 3 - газогенератор, 4 - система охлаждения продуктов газификации,
5 - блок очистки методом «Ректизол», 6 - компрессор синтез-газа, 7 - регенеративный газо-газовый теплообменник, 8 - каталитические реакторы синтеза метанола, 9 - холодильник-конденсатор метанола, 10 - сепаратор метанола, 11 - расширительная газовая турбина, 12 - камера сгорания газовой турбины, 13 - основная газовая турбина, 14 - воздушный компрессор, 15 - котел-утилизатор, 16 - паровая турбина, 17 - конденсатор паровой турбины. Обозначение потоков: g - газ, b - воздух, w - питательная вода, y - уголь, k - кислород, p - пар низкого давления, t - пар высокого давления
ного состава растворов при заданных температурах и давлениях используется закон Генри [3]. Кроме того, была разработана методика определения конструктивных характеристик [4].
Разработанная математическая модель системы очистки синтез-газа от Н2Б и излишнего СО2 способом «Ректизол» включена в математическую модель ЭТУ в целом (рис. 1) для проведения дальнейших исследований.
Оптимизационные исследования ЭТУ синтеза метанола с учётом удаления Н2Э и СО2. Целью таких исследований является определение оптимальных термодинамических и расходных параметров установок и изменения их технико-экономических показателей в зависимости от степени удаления СО2 из продуктов газификации в системе очистки.
Для нахождения оптимальных вариантов ЭТУ решались задачи нелинейного математического программирования, смысл которых состоит в вычислении параметров установки (состава дутья в газогенераторы, объема катализатора в реакторах синтеза, темпе-
ратур и давлений рабочих тел парогазовой установки и др.), которые обеспечивают минимальное значение цены на производимое СЖТ при заданных уровнях внутренней нормы возврата капитальных вложений, ценах на потребляемое топливо и отпускаемую электроэнергию с учетом физико - технических ограничений на параметры установки и затрат на удаление Н2Б и СО2.
Постановка задачи в математическом виде: min СсжЖ х, y, km, AKcr ,ANcy)
при ограничениях
H (x,y ) = 0; G(x,y)> 0;
х . < х < х
min max
IRR = IRR _,
Таблица 1
Основные технико-экономические показатели ЭТУ на угле с разной степенью удаления СО2
Наименование Варианты ЭТУ с разной степенью удаления СО2
1 0,5 0,25
Годовой расход условного топлива, тыс. т у.т. 2480
Годовой расход натурального топлива, тыс. т 4580
Годовое производство метанола: условного топлива, тыс. т у. т. 1323,5 1317,5 1255,2
натурального топлива, тыс. т 1852,9 1844,5 1757,3
Годовой отпуск электроэнергии, млн кВт- ч. 1549,1 1508,0 1802,0
Мощность, МВт : газовой турбины 317,1 338,4 402,4
паровой турбины 243,0 229,5 246,9
собственных нужд 338,8 352,5 391,9
полезная 221,3 215,4 257,4
Капиталовложения в систему очистки синтез-газа, млн долл. 126,1 76,1 53,8
Капиталовложения суммарные в установку, млн долл. 1108,0 963,6 947,2
Термический КПД производства метанола, % 64,6 64,0 63,5
Цена отпускаемой электроэнергии, цент/(кВт-ч) 4,0
Цена производства метанола, долл./т у.т. 257 225 241
где х - вектор независимых оптимизируемых параметров; у - вектор зависимых вычисляемых параметров; Н - вектор ограничений-равенств (уравнения материального, энергетического балансов, теплопередачи и др.); G - вектор ограничений-неравенств; *тт, хтах - векторы граничных значений оптимизируемых параметров; ССЖТ - стоимость метанола; ^ -коэффициент удаления СО2; ЛКСТ - капиталовложения в систему удаления Н2Б и СО2; ЛЫСГ - потреб-
ление мощности в системе удаления; IRR, IRRz - соответственно расчетная и заданная внутренняя норма возврата капиталовложений.
Исходная технико-экономическая информация принята на основе ранее проведенных в ИСЭМ СО РАН исследований технологий переработки твердого топлива в синтетические жидкие и газообразные топлива и анализа смет технологических и энергетических производств [1, 5]. Цена угля принята равной 20 долл./т у.т., цена отпускаемой электроэнергии 4
2000
1800
8 3
1600
&
г
^
г
I
а
1400
£ £
1200
1000
800
/
•. / /
\ " - / • •
/ /
\ \ Т г
—1 ч г
ч ч N ч V ч / ✓ / / /
-- 255
-- 250
260
5
245
240
-L ■ E
Cl
235
230
225
г £
220
0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Степень удаления СО 2
Рис. 2. Зависимость годового производства метанола, годового отпуска электроэнергии и цены производства метанола от степени удаления СО2
Рис. 3. Расчетная схема ПГУ на СЖТ: S1 - барабан-сепаратор; C1, C2 - смеситель потоков воды или пара; R1 -разделитель потока воды или пара; N1-N5 - насос; KCL - камера сгорания газовой турбины; TG - основная газовая турбина; KB - компрессор воздушный; RBD - разделитель потока воздуха; CMG - смеситель потоков газа и воздуха; OK1-OK4 - отсеки паровой турбины; W1-W9 - конвективные газо-водяные теплообменники котла-утилизатора; K - конденсатор паровой турбины; PH1 - регенеративный подогреватель низкого давления. Обозначение потоков: p - пар; w - вода, пар, пароводяная смесь, охлаждающая вода; g - синтез-газ, продукты сгорания; b - воздух; kk -конденсат; u, b, c - вода на циркуляционный насос; 1, 2 - раздвоение, смешение потоков
цент/(кВт-ч), температура газификации 900 оС. Внутренняя норма возврата капиталовложений составляет 15%, что соответствует мировой практике при исследовании крупномасштабных проектов.
В табл.1 представлены основные технико-экономические показатели ЭТУ на угле с разной степенью удаления СО2.
На рис. 2 наглядно представлены результаты расчётов вариантов ЭТУ синтеза метанола на основе угля при различных значениях степени удаления СО2 с использованием разработанной математической модели очистки синтез-газа способом «Ректизол».
Математическая модель ПГУ на СЖТ (рис. 3) включает модели газовой турбины, воздушного ком-
Таблица 2
Основные технико-экономические показатели ПГУ на СЖТ с разным давлением _продуктов сгорания метанола на входе в газовую турбину_
Наименование Давление на входе в газовую турбину, кг/см2
12 16 20 25
Годовой расход условного топлива, тыс. т у.т. 1194,51
Годовой расход натурального топлива, тыс. т 1657,38
Годовой отпуск электроэнергии, млн кВт-ч 4998 ,3 5201 ,8 5230 ,4 5273, 9
Мощность, МВт : газовой турбины 717, 4 808, 1 874, 3 950,2
паровой турбины 301, 5 300, 9 286, 8 276,3
собственных нужд 304, 8 365, 9 413, 9 473,0
полезная 714, 1 743, 1 747, 2 753,4
Капиталовложения суммарные в установку, млн долл. 341, 7 387, 9 402, 7 434,5
Термический КПД производства электроэнергии, %. 0,51 0,53 5 0,53 8 0,54
Цена отпускаемой электроэнергии, цент/(кВт-ч) 8,2 8,4 8,6 9,4
0,545 л
0,54
0,535
5 0,53 I
5 0,525
& 0,52 §
>8
¡5 0,515
0,51
0,505
/ /
/ /
/ / Г
> / /
/ /
4 / * Л
9,6
9,4
9,2
•Ь
•С!
8,6
8,4
8,2
0 в
1
12
14
16
20
22
25
Давление газа на входе в газовую турбину, кг/см2
Рис. 4. Зависимость цены отпускаемой электроэнергии и термического КПД производства электроэнергии от давления продуктов сгорания метанола на входе в газовую турбину
прессора, камеры сгорания метанола, отсеков паровой турбины, конденсатора паровой турбины, регенеративных подогревателей и котла-утилизатора.
Оптимизационные исследования ПГУ на СЖТ.
Для нахождения оптимальных вариантов ЭТУ решались задачи нелинейного математического программирования, смысл которых состоит в вычислении параметров установки (температур и давлений рабочих тел парогазовой установки и др.), которые обеспечивают минимальное значение цены на производимую электроэнергию при заданных уровнях внутренней нормы возврата капитальных вложений, ценах на потребляемое топливо и удельных стоимостей оборудования с учетом физико-технических ограничений на
ПГУ с газовыми турбинами с давлениями газа на входе в камеру сгорания от 10 до 25 атм.
Исходная технико-экономическая информация принята такой же как и при оптимизационных исследованиях ЭТУ синтеза метанола с учётом удаления Н2Б и СО2.
В табл. 2 представлены основные технико-экономические показатели ПГУ на СЖТ с разным давлением продуктов сгорания метанола на входе в газовую турбину.
На рис. 4 наглядно представлены результаты расчётов вариантов ПГУ на СЖТ при различных значениях давления продуктов сгорания метанола на входе в газовую турбину.
параметры установки. Исследования проводились для
Варианты электроснабжения потребителей европейской части России за счет энергии углей Сибири
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Уголь Уголь
ПОл
Железнодорожный транспорт угля
Передача постоянного тока
ТЭС на угле
ТЭС на угле
Трубопровод СЖТ
Уголь
ЭТУ
производства СЖТ
ПГУ на СЖТ
Рис. 5. Технологические цепочки производства и транспорта энергии углей Сибири
9
8
Сравнительная экономическая эффективность технологий энергоснабжения удалённых потребителей за счёт использования энергии углей крупных месторождений. Электроснабжение европейских потребителей за счет сибирских углей может быть осуществлено с использованием следующих технологических цепочек производства и транспорта энергии угля (рис. 5).
Вариант 1. Добыча угля в районах Сибири ^ железнодорожный транспорт угля с места добычи до потребителя ^ производство электроэнергии из угля на экологически чистых ТЭС на европейской территории РФ.
Вариант 2. Добыча угля в районах Сибири ^ производство электроэнергии из угля на месте добычи на экологически чистых ТЭС ^ транспорт электроэнергии до потребителей в европейской части России по ЛЭП постоянного тока (ЛЭППТ).
Вариант 3. Переработка угля в синтетические жидкие топлива (метанол) и электроэнергию на месте добычи угля на энерготехнологических установках (ЭТУ) ^ трубопроводный транспорт синтетических жидких топлив (СЖТ) до потребителя ^ производство электроэнергии из СЖТ на парогазовых установках (ПГУ).
Сопоставление экономической эффективности указанных технологических цепочек целесообразно производить по критерию минимума стоимости электроэнергии у потребителей в европейской части РФ (при заданном уровне рентабельности).
Обобщенная постановка задачи оптимизации имеет следующий вид:
min Cel (Ktes ,Kety ,Ktr, Utes ,Uety ,Utr ,Ct) при условиях
H(x,y,s) = 0;
G(x,y,s) > 0;
ческой цепочки; С - цена угля; х - вектор независимых параметров системы транспорта энергии; у - вектор вычисляемых параметров; в - вектор исходных технических и экономических данных; - задан-
ное значение внутренней нормы возврата; Н - векторная функция ограничений-равенств; G - векторная
функция ограничений-неравенств; - капитало-
вложения в производство электроэнергии из угля;
Кееу - капиталовложения в переработку угля; К -капиталовложения в транспорт угля (электроэнергии
или СЖТ); и*е!! - издержки на производство электроэнергии из угля; иееу - издержки на переработку угля;
и'г - издержки на транспорт угля (электроэнергии или СЖТ) в зависимости от варианта электроснабжения.
Рассмотренные варианты отличаются следующими особенностями.
Для производства электроэнергии из угля приняты экологически чистые ТЭС с КПД нетто 42-47 %. Переработка угля в синтетические жидкие топлива (метанол) осуществляется на энерготехнологических установках комбинированного производства СЖТ и электроэнергии. Производство электроэнергии из СЖТ осуществляется на ПГУ на СЖТ. Для транспорта СЖТ на дальние расстояния рассматривался трубопровод СЖТ диаметром 1220 мм. Удельные затраты на транспорт СЖТ по трубопроводу диаметром 1220 мм приняты на базе предыдущих исследований в интервале 10 - 14 долл./т у.т. на 1000 км [6]. Удельные затраты на железнодорожный транспорт угля приняты в соответствии с тарифным руководством РЖД [7]. В зависимости от расстояния они составляют 6,6 - 8,5 долл./(т-тыс. км). Цена угля на месте добычи принималась равной 20 долл./т у.т. Для передачи постоянного тока рассматривались одноцепные линии номинальной мощностью 3000 МВт с напряжением ±500 кВ. Используемые в расчетах основные исходные данные представлены в табл. 3 - табл. 6.
Таблица 3
Принятые технико-экономические показатели трубопровода СЖТ
IRR(K ,Kety,K ,U ,Uety,U ,Ct) = IRRz, где Cel - цена электроэнергии на выходе технологи-
Диаметр 1220
Номинальное давление, МПа 5,4
Число часов использования номинальной производительности в году, ч 8000
Базовая удельная стоимость линейной части, млн долл./км 1,3
Постоянная составляющая капиталовложений в перекачивающую станцию, млн долл. 10
Переменная составляющая капиталовложений в перекачивающую станцию, долл./кВт 600
Цена электроэнергии электропривода насосных станций, цент/(кВт*н) 5
Расчетная низшая теплотворная способность метанола, МДж/кг 21
Эксплуатационные издержки, % от капиталовложений 3,5
Амортизационные издержки, % от капиталовложений 6
Таблица 5
Таблица 4
Принятые технико-экономические характеристики ЛЭППТ_
Удельные капиталовложения в воздушную линию, тыс. долл./км 140
Удельные капиталовложения в преобразовательную подстанцию, долл./кВт 100
Потери энергии в преобразовательных подстанциях, % 2
Суммарное сечение проводов одного полюса, мм2 2000
Годовые потери энергии в воздушной линии при номинальных выходной мощности и числе часов использования, % / тыс. км 3,75
Номинальная выходная мощность, МВт 3000
Число часов использования мощности в году, ч 6500
Капиталовложения в инфраструктуру, млн долл. 80
Эксплуатационные издержки, % от капиталовложений: воздушная линия; 0,8
преобразовательная подстанция 4,5
Амортизационные издержки, % от капиталовложений 6
Таблица Принятые технико-экономические показатели ТЭС
Показатель ПГУ на СЖТ ПГУ на угле
Удельные капиталовложения на единицу полезной мощности, долл./кВт 500 - 600 1200 - 1400
Удельный расход условного топлива (нетто), т у.т./кВтч 227 - 241 260 - 290
Условно-постоянные издержки, % от капиталовложений 3 - 4 4 - 5
Амортизационные издержки, % от капиталовложений 4 - 6 5 - 7
Число часов использования установленной мощности, ч 6500 6500
Таблица 6
Таблица 6
Характеристики ЭТУ по производству СЖТ и электроэнергии_
Показатель ЭТУ синтеза метанола
Годовой расход условного топлива, тыс. т у.т. 2480
Годовое производство метанола: условное топливо, тыс. т у. т 1318
натуральное топливо, тыс. т 1845
Полезная мощность, МВт 215
Годовой отпуск электроэнергии, млн кВт ч 1508
Суммарные капиталовложения в ЭТУ, млн долл. 964
Условно-постоянные издержки, % от капиталовложений 4,5
Амортизационные отчисления, % от капиталовложений 3,5
Число часов использования мощности в году, ч 6500
Полученные результаты сопоставления экономической эффективности указанных технологических цепочек по критерию минимума стоимости электроэнергии у потребителей в европейской части РФ представлены в табл. 7.
Таблица 7
Стоимость электроэнергии у потреби-
телей по вариантам (цент/кВт ч)
Вариант 1 6,9 - 8,0
Вариант 2 9,8 - 11,0
Вариант 3 8,2 - 9,4
Следует заметить, что с использованием трубопроводов СЖТ диаметром 1220 мм можно перекачать порядка 100 млн т у.т. СЖТ. Из такого количества топлива можно произвести около 400 млрд кВт-ч электроэнергии. При передаче электроэнергии по линиям по-
стоянного тока с напряжением ±500 кВ номинальной мощностью 3000 МВт в год потребителям доставляется порядка 20 млрд кВт-ч.
Используемый в расчетах тариф на перевозку угля по железной дороге принят на основании действующей тарифной политики ОАО «Российские железные дороги». Отметим, что при их формировании не учтены капиталовложения в строительство новых железных дорог. Следует ожидать, что при значительных объемах перевозки угля возникнут ограничения по пропускной способности действующих железных дорог и появится необходимость в строительстве новых веток. Это приведет к существенному росту тарифов на перевозку угля.
В связи с этим можно с достаточной степенью обоснованности сказать, что вариант 3 (переработка угля в СЖТ и электроэнергию на месте добычи угля на ЭТУ ^ трубопроводный транспорта СЖТ ^ производ-
ство электроэнергии из СЖТ на ПГУ) является доста- Работа выполнена при финансовой поддержке точно перспективным. НО «Фонд "Глобальная энергия», грант МГ -
2009/04/1.
Библиографический список
1.Клер А.М., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола. Новосибирск: Наука, 1998. 127 с.
2.Физико-химические свойства газов и жидкостей. Производство технологических газов. Очистка технологических газов. Синтез аммиака: справочник азотчика; под. ред. Е.Я. Мельникова. 2-е изд., перераб. М.: Химия, 1986. 512 с.
3.Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. Методы расчёта и основы конструирования. 3-е изд., перераб. М.: Химия, 1978. 280 с.
4.Тюрина Э.А., Скрипченко О.В. Очистка синтез-газа методом «РесЙБо!» в энерготехнологических установках производства синтетического жидкого топлива и электроэнергии //
Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов / под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. Вып. 12. С. 7 - 20.
5.Тюрина Э.А. Комбинированное производство искусственного жидкого топлива и электроэнергии: сопоставление технологий // Перспективы энергетики, 2002. Т. 6. С. 377 - 384.
6.Клер А.М., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Тюрина Э.А. Оценка эффективности различных технологий дальнего транспорта энергии // Известия РАН. Энергетика, 2000. №2. С.36 - 43.
7.Тарифное руководство №1 РЖД - Прейскурант № 10-03. Утверждено Постановлением ФЭК РФ от 17.06.03 №47-т/5.
УДК 621.314
МОДЕЛИРОВАНИЕ КОРРЕКТИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ С ПОРЯДКОМ ЧИСЛИТЕЛЯ, ПРЕВЫШАЮЩИМ ПОРЯДОК ЗНАМЕНАТЕЛЯ, ДЛЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ
З.А. Федорова1
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Обоснована необходимость применения корректирующих устройств с порядком числителя, превышающим порядок знаменателя, для систем электроприводов. Проведено исследование способов реализации в среде МаНаЬ таких корректирующих устройств. Приведены результаты моделирования с применением явного метода с переменным порядком точности, позволяющего реализацию динамических звеньев с порядком числителя передаточной функции, превышающим порядок знаменателя. Ил. 9. Библиогр. 4 назв.
Ключевые слова: моделирование; корректирующее устройство; электропривод; блок аналогового дифференцирования; явный метод с переменным порядком точности.
SIMULATION OF CORRECTIVE DEVICES WITH THE NUMERATOR ORDER, HIGHER THAN THE DENOMINATOR ORDER, FOR THE SYSTEMS OF ELECTRIC DRIVES Z.A. Fedorova
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The author proves the necessity to apply corrective devices with the numerator order higher than the denominator order for the systems of electric drives. She carried out the study of the ways to implement these corrective devices in MatLab environment. She presents the modeling results with the application of the explicit method with the variable order of accuracy that enables to implement dynamic units with the numerator order of the transfer function higher than the denominator order. 9 figures. 4 sources.
Keywords: modeling; corrective device; electric drive; block of analog differentiation; explicit method with the variable order of accuracy.
Для повышения точности работы системы электропривода приходится увеличивать коэффициент усиления системы, что ведёт к ухудшению показателей качества переходного процесса, и чаще всего сис-
тема электропривода становится неустойчивой. Для обеспечения устойчивости и формирования нужного качества переходного процесса вводятся корректирующие устройства, которые зачастую описываются
1Федорова Зинаида Афанасьевна, кандидат технических наук, доцент кафедры электропривода и электрического транспорта, тел.: (3952) 405128, (3952) 411983.
Fedorova Zinaida Afanasievna, Candidate of technical sciences, associate professor of the chair of Electric Drive and Electric Transport, tel.: (3952) 405128, (3952) 411983.
