1598005413-fed7095c5cc635c55b82ef4e37ea2648 (Электрохимическая энергетика. Н.В. Коровин, 1991u), страница 22

Газы, подаваемые в ЭХГ, имеют состав мольных долях): 0,7 Н2, 0,29 с02 и сО < 0,01. суммарное соде жание серы в топливе, поступающем в ЭХГ, не должно пйэавн шать 30 частей на миллион (аммиака — 1 часть на миллиотн Мощность ЭЭС на переменном токе равна 4,5 МВт (потери д! инверсии 0,3 МВт). Эта демонстрационная ЭЭС была смонтирована в Японэ около Токио и испытывалась с 1983 по !985 г.

153; 124), выра бт тав за это время 5,4 ГВт ° ч электроэнергии. Средний расу условного топлива составил 324 г/(кВт ч) (КПд 38%) в реж иэр переменной мощности (от 25 до 100%). проводились многокп88 ные (50 раз) остановки и запуски ЭЭС, время запуска из холо ного состояния — 4 ч. Так как установка демонстрационнаЯ Нб тол „о определить капитальные затраты трудно. По оценкам 400 "„ских и американских специалистов они лежат в пределах )О 3000 долл/кВт (цены 1983 г.). 1!» базе ЭЭС мощностью 4,8 МВт фирма иИнтернешенел Фюел „дя (США, Япония) разработала прототип коммерческой ЭЭС постыл 11 МВт (1281. Габаритная площадь поверхности „уродов ТЭ увеличена до 1 мэ, рабочая температура до 210'С, да ление до 0,8 МПа, удельная мощность ТЭ возросла до 94 КВт/мэ (эг = 2,7 кА/м' пРи напРЯжении 0,72 В).

ХаРактеРис« „„и ЭЭС приведены в табл. 2.11 (поз. 7). В ЭЭС могут исполь,о уься природный газ, нафта и очищенные продукты газиьикации угля. Ресурс установки оценивается в 20 лет. Капильные затРаты на пеРвые 23 Установки оцениваютсЯ в 2500- 3000 долл/кВт (цены !983 г.), в перспективе планируется их снизить до 770 долл/кВт. Установка обладает высокой маневеииостью, темп изменения мощности 1 МВт/с. Содержание эредных выбросов значительно ниже норм, установленных в СИА, Расход топлива (в пересчете на условное) — 300 г/(кВт ° ч), те, КПД равен 41 тщ По результатам анализа ЭЭС мощностью 11 ЧВт были рассмотрены характеристики более мощных ЭЭС (150-200 МВт) 186, с. 1259-1265).

При массовом производстве капитальная стоимость более мощных ЭЭС будет на 15% ниже сюимости ЭЭС мощностью 11 МВт. Так, удельные капитальные затраты на ЭЭС мощностью 130 МВт в зависимости от вида топлива оцениваются в пределах 700-900 долл/кВт (1984 г.). Площадь земли, занимаемая более мошной установкой, на единицу мощности в 5 раэ ниже, чем у ЭЭС 11 МВт. Американская фирма "Вестингауз*' разрабатывает ЭЭС иолтностьто 76 МВт, которая предназначена для работы на лриродном газе, нефти и продуктах газификации угля 195, с 1163; 125). Блок ЭХГ состоит из 20 модулей мощностью по 357 кВ кВт каждыи, соединенных электрически и гидравлически лараллельно. При температуре 190'С, давлении 0,48 кПа и при степ ени окисления водорода в ТЭ до 80% ТЭ имеет плотность тока 2,7 кА/мэ при напряжении 0,69 В.

Каждый модуль состоит иэ 419 ТЭ 350 А 1 ТЭ, объединенных в четыре пакета и обеспечивает ток А и напряжение 1070 В. Модуль представляет собой цилиндр эысототои 3,5 м, диаметром 1,67 м и массой 6 т (удельная мощность модуля 62,5 Вт/кг и 12,1 кВт/м'). Охлаждение ЭХГ - воздуцтно ое, через специальные каналы, находящиеся в биполяр"ых пл ластинах, разделяющих группы по пять ТЭ. Мощность ЭЭС Иэ на переменном токе 7,2 МВт, мощность установки для соб„ венных нужд 0,25 МВт полезная мощностью на переменном ток 6,95 МВт. Характеристики ЗЗС приведены в табл. 2.11 (поз.

1, планировались в 1988 г. испытания двух зэс в калифорниз4 (4~ с. 1-6]. Капитальные затраты двух ЭЭС оцениваются 1501 2000 долл/кВт (по курсу 1985 г.), в перспективе ожидается с„ »э жение до 770-1000 долл/кВт. Упрощенная схема ЭЭС при дена на рис. 2.19. Рассмотрены два варианта ЭЭС, работающих на продух~, газификации угля (95, с. 1163-1167]. В одном из них тепло, гез рируемое в ЭХГ, и энергию дожигания топлива после В)гг использУют длЯ газификации УглЯ.

В этом слУчае Расход топл„ ва (в пересчете на условное) составляет 307 г/(кВт ч) (КПд, 40%). Во втором варианте теплоту, генерируемую в ЗХГ, и эней гию дожигания топлива после ЭХГ используют для генерагйгх электроэнергии в турбогенераторе (1,178 МВт), расход топлесс составляет 337 г/(кВт ч) (КПД -37,5%). Японские фирмы разрабатывают ЗЭС мощностью 10 МВт „ 30 МВт (56; 124]. На первом этапе изготовлены и с 1986 г. испэ тываются две ЭЭС мощностью 1 МВт, работающие на природнсх газе.

Первая ЭЭС имеет рабочую температуру 190 С и давлениг Вз Рис. 2.19. Схемы ЭЗС фирмы "Вестингауз" мощностью 7,5 Мэт: 1 — хранилище топлива; 2 — устройство для подготовки топлива; 9 — ЭХГ, '1 теплообменники ЗХГ; 5 - насос; 6 - парогенератор; 1- циркулятор воздуха' 1 компрессор; 9 — насос; 10 — паровая турбины П вЂ” расширитель; 12 — сепарагс" 15 — охландаюшие башни; Т - топливо; Вз - воздух; Взп — обедненный кисхяг дом воздух;  — веда; П вЂ” пар; Пр — продукты анедной реакции; ГС вЂ” гззсзг смесь для ЗХГ; Г — газообразные выбросы; ОВ - охланлающая вода 120 04 МПа. Она полностью автоматизирована и.имеет КПД 407с.

В прая ЗЭС работает при температуре 205'С, давлении 0,6 МПа „„меет КПД 42%. ЭЭС обслуживает один оператор. Время пуска ЭЭС из холодного состояния составляет 4 ч. Станция жет работать в режиме переменной нагрузки (от 25 до 100%). Ресурс оценивается в 40 000 ч, Вредные выбросы на ЭЭС сущестенно ниже нормы (302 -0,1 частей на миллион, НΠ— 20 частей х „амиллион или С0,1г/(кВт ч)).

Шумменьше55дБ. Разработаны проекты ЭЭС мощностью 10 и 30 МВт. Трехэтажное здание ЭЭС будет занимать площадь 2200 мз (220 мз/МВт) при мощности 10 МВт и 3150 мз (105 м'/МВт) при мощности 30 МВт. 2.8.4. Электрохимические электростанции на основе ТЭ с расплавленным карбонатным электролитом. Разработка ЭЭС на основе высокотемпературных карбонатных электролитов (ТЭРКЭ) находится на стадии технико-экономических оценок различных схем ЭЭС, сравнения ЭЗС с другими ЭС и ЭУ и создания пилотных установок. К концу 80-х годов были созданы и испытаны ЭХГ мощностью до 100 кВт 157; 95, с.

1195-1204; 97, с. 25-31; 99; 122, с. 1619-1623; 134]. Ресурс ЭХГ мощностью 2 кВт достиг 5000 ч (134]. При технико-экономических оценках ЭЭС в качестве топлит 'эа рассматриваются природный газ и уголь. На рис. 2.20 приведена схема проектируемой ЗЭС, в которой предусмотрена конверсия природного газа [122, с. 1619-1623]. Топливо после подогрева и обессеривания поступает при температуре 850-960'С в конвертор, откуда продукты реакции при температуре 540'С направляются в ЭХГ.

Непрореагировавшее в ТЭ топливо, выходящее из ТЭ при температуре 700 С, после охлаждения в теплообменниках, парогенераторе и конденсаторе и отделения воды в сепараторе подается в дожигатель. Теплота горения используется для конверсии исходного топлива. Воздух для ЗХГ и дожигателя подается компрессором через теплообменники. К воздуху для ТЭРКЭ необходимо йобавлять диоксид углерода, поэтому продукты горения топлиВа в дожигателе, обогащенные СО2, добавляются к воздуху, подаваемому в ЭХГ. Катодные газы после ЭХГ поступают в газовую турбину и после теплообменников и охлаждающей башни сбРасываются в атмосферу.

Результаты термодинамических Расчетов КПД ЭЭС под давлением системы 0,68 МПа, с учетом 121 М ВО о[ВО 1 сгО ВО 85 ВО 85 Степень исйользоВания споплиВа, % дух о либо Рис. 2.20. Схема проектируемой ЭЭС на основе ТЭРКЭ [122, с. 16191: 1-конвертор природного газа; г -докигатель; 3-ЭХГ; 4-подогреватель все духа; 5-градирня; б, П, 17-теплообменники; 7-турбина; 8, 9, 10, 15-компрео сорм; 12 — сепаратор води; 13 — конденсатор; 14 — парогенератор; 1б-десульфурв. затоР; 18-насос достигнутых характеристик ТЭ, показали, что суммарный элект. рический КПД ЭЭС достигает 50%, причем 3/4 энергии полу. чают в ЭХГ, а 1/4 — в турбине. Более простой будет схема ЭЭС на базе ТЭРКЭ с внутренней конверсией (в ТЭ) природного газа [122, с. 1619-1623; 170, с.

172- 175]. Из рис. 2.21 видно, что суммарный КПД ЭЭС по данной схеме при высокой степени электрохимического использования топлива может превышать 50%. Авторы работы [57, с. 470-473] считают, что ЭЭС с предварительной конверсией газа рацио. нальна для мощности выше 100 МВт, при более низких мошнос. тях более рациональна схема с внутренней конверсией топлива.

Разрабатываются также схемы ЭЭС на основе ТЭРКЭ, в с которых предусмотрены газификация угля и турбомашиннын цикл. Термодинамический анализ показал, что общий КПД может постигать 50% в случае ЭЭС с паровой турбиной и 45% э влучае ЭЭС с газовой турбиной. Расход воды оценивается э 1,5 мз/(МВт ч) в случае с паровой турбиной и 0,3 м~/(МВт ч) в случае ЭЭС газовой турбиной. Ожидается, что в 90-х годах будут созданы коммерческие ЭЭС мошностью от десятков до сотен мегаватт, работаюшие на угле и природном'газе. 122 2.211 Зависимость КПП ЭХГ и КПд УЭЭС на основе тэркз с вну ренней конзерс репей газа от степени злектрохимичерко Ф использования газа в тз: КПЛ ЭХГ; г - аффективный К[111 зэс Так как пока еше нет ни ЭЭС, ни пилотных ЭХГ, дать им точные экономические оценки не представляется возможным.

Прогнозные экономические оценки показывают, что удельные капитальные затраты в будущие ЭЭС составят 1000-1400 долл/кВт (в ценах 1980 г.) [95, с. 1195; 96, с. 25-31; 98, с. 695-702; 170, с. 172- 175]. Приведенные затраты оцениваются в пределах 0,043- 0,084 долл/(кВт ч). 2.8.5. ЭЭС на основе топливных элементов с твердооксидныни электролитами (ТЭТОЭ). Разработка ЭЭС на основе высокотемпературных ТЭ с твердооксидными электролитами (ТЭТОЭ) находится на стадии технико-экономических оценок различных схем ЭЭС и лабораторных исследований макетов ЭХГ.

К середине 80-х годов были созданы и испытаны ЭХГ мощностью 0,4-1,0 кВт [97, с. 165-168; 134; 136, с. 827-832]. Модуль мощностью 400 Вт, состоящий из 24 элементов, испытан в течение 9000 ч. Собрана ЭЭУ мощностью 5 кВт [148]. В [63] был проведен термодинамический анализ ЭЭС на основе ТЭТОЭ с предварительной конверсией метана. Упрощенная схема ЭЭС представлена на рис.

2.22. Метан после подогрева горячими продуктами, поступающими из дожигатедя, подается на конверсию, а продукты конверсии. метана- в ЭХГ. Горячие анодные газы разделяются на две части. Одна часть анодных газов поступает в конвертор, в котором СН4 взаимодействует с Н20 н СО2, образуя Нг и СО. Другая часть газов подается в дожигатель, продукты горения идут на подогрев исходного газа и на генерацию пара в парогенераторе.