Анализ привлечения ТЭЦ, работающей по тепловому графику, к прохождению провалов графиков электрической нагрузки Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

стей относительно критерия Рейнольдса в рассмотренном диапазоне его изменения (Яевх = 4,38-104-27,32-104).

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. У с т и м е н к о, Б. П. Процессы турбулентного переноса во вращающихся течениях / Б. П. Устименко. - Алма-Ата: Наука, 1977. - 231 с.

2. С а б у р о в, Э. Н. Аэродинамика и конвективный теплообмен в циклонных нагревательных устройствах / Э. Н. Сабуров. - Л.: ЛГУ, 1982. - 240 с.

3. С а б у р о в, Э. Н. Аэродинамика циклонной камеры большой относительной длины / Э. Н. Сабуров, А. Н. Орехов // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 1995. - № 3-4. - С. 82-87.

Представлена кафедрой

теплотехники Поступила 15.05.2013

УДК 621.311.22

АНАЛИЗ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ТЭЦ, РАБОТАЮЩЕЙ ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ, К ПРОХОЖДЕНИЮ ПРОВАЛОВ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ

Кандидаты техн. наук, доценты НАЗАРОВ В. И., ТАРАСЕВИЧ Л. А., магистрант НАЗАРОВ П. В.

Белорусский национальный технический университет

Структура генерирующих мощностей объединенной энергетической системы (ОЭС) Республики Беларусь весьма неблагоприятна для суточного и недельного регулирования, особенно в отопительный период, так как доля ТЭЦ в этой структуре составляет 50 %. В результате в настоящее время имеют место трудности, особенно с прохождением ночных и недельных минимумов, что хорошо видно из графиков нагрузки, приведенных на рис. 1, 2. Здесь диапазон регулирования в рабочий день А^рег = 2000 МВт, а в выходной А^рег = 1600 МВт. Причем коэффициент неравномерности графика нагрузки К составляет: для рабочего дня - 1,5, а для выходных -1,4 при уровне загрузки оборудования Ку соответственно 0,67 и 0,71. Необходимо отметить, что базовая зона графика в отопительный период покрывается за счет ТЭЦ, так как подавляющее большинство ТЭЦ принимает весьма ограниченное участие в регулировании мощности в ОЭС.

Одной из основных причин малого участия ТЭЦ в регулировании мощности в энергосистеме является принятый способ регулирования электрической мощности теплофикационных паротурбинных установок, который осуществляется изменением расхода пара в конденсатор и на турбину при поддержании постоянного отпуска теплоты с помощью поворотных диафрагм.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 г, ч 24

Рис. 1. Суточный график нагрузки ОЭС (зима 2012, РД)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 г, ч 24

Рис. 2. Суточный график нагрузки ОЭС (зима 2012, ВД)

Наибольшие трудности при регулировании мощности в энергосистеме, как уже отмечалось, имеют место в отопительный период, когда участие ТЭЦ в регулировании особенно необходимо. Вместе с тем именно в этот период электрическая мощность большинства ТЭЦ может изменяться в незначительных пределах. Происходит это потому, что в отопительный период теплофикационные паротурбинные установки с регулируемыми отопительными и промышленными отборами пара работают по тепловому графику с тепловыми нагрузками и расходами пара на турбину, близкими к максимальным, при минимальных расходах пара в конденсатор.

После закрытия поворотных диафрагм, перекрывающих расход пара в конденсатор, возможности этого способа регулирования электрической мощности и штатной системы автоматического регулирования серийных теплофикационных установок оказываются полностью исчерпанными. При работе на этом режиме электрическая мощность таких установок практически не регулируется. Также не регулируется электрическая мощность противодавленческих теплофикационных паротурбинных установок и установок с ухудшенным вакуумом, работающих с заданным отпуском теплоты. Таким образом, в настоящее время в отопительный период, когда трудности в регулировании мощности в энергосистеме особенно велики, а тепловые нагрузки близки к максимально возможным, электрическая мощность практически всех типов серийных теплофикационных паротурбинных установок либо регулируется в очень узком диапазоне, либо вообще не регулируется.

Указанные проблемы при суточном и недельном регулировании в ОЭС усугубятся с вводом АЭС. На рис. 3-5 приведены графики нагрузок, из которых видно, что с вводом на АЭС энергоблока 1200 МВт коэффициент разгрузки на ТЭЦ в отопительный период составит Ку = 0,77 (рабочий день) и Ку = 0,44 (выходной день). При вводе второго энергоблока 1200 МВт коэффициент разгрузки на ТЭЦ в рабочий день составит уже Ку = 0,44. Осуществить такое снижение при имеющейся структуре генерирующих мощностей до таких величин невозможно даже при условии предельного использования регулировочных характеристик оборудования и пропускной способности межсистемных связей. Поэтому решение этой проблемы является актуальной задачей и требует нетрадиционных подходов.

7000 N МВт 6500 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500

ТЭЦ

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 г, ч 24

Рис. 3. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, РД, в работе один энергоблок Белоруской АЭС, прогноз)

7000 N МВт 5000 4000 3000 2000 1000

6000 N МВт 4000 3000 2000 1000 о

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 г, ч 24

Рис. 4. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, ВД, в работе один энергоблок Белоруской АЭС, прогноз)

ТЭЦ

Рис. 5. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, РД, в работе два энергоблока Белоруской АЭС, прогноз)

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 г, ч 24

К настоящему времени имеются несколько способов, расширяющих диапазон регулирования ТЭЦ, работающих по тепловому графику. К ним в первую очередь можно отнести [1-6]:

• надстройку ТЭЦ пневмоэнергоаккумулирующей установкой (ПЭАУ);

• принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием электрокотлов;

• параметрический способ разгрузки ТЭЦ;

• принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием резервных водогрейных котлов;

• принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием аккумуляторов теплоты.

Надстройка ТЭЦ ПЭАУ (вариант I). В состав основного оборудования ПЭАУ входят компрессор, рекуператор-теплообменник и воздушная турбина. При ночном провале нагрузки компрессор закачивает в подземное хранилище воздух, а в период пикового потребления электроэнергии в энергосистему поступает электроэнергия, вырабатываемая воздушной турбиной из запасенной энергии. При использовании рекуператоров-теплообменников для утилизации энергии сжимаемого воздуха КПД ПЭАУ около 70 % [1]. Капитальные вложения в надстройку составляют 1000 дол./кВт при использовании естественных подземных полостей (соляные пещеры, карстовые полости). Диапазон регулирования теплофикационной установки - 170 % Жюм.

Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием электрокотлов (вариант II). Этот способ позволяет снижать электрическую мощность теплофикационной турбоустановки за счет как разгрузки ее по теп-

лоте, так и потребления некоторой части электроэнергии, вырабатываемой этой установкой. Диапазон разгрузки для этой схемы - 70 % Лном, а капитальные вложения в надстройку с электрокотлами находятся на уровне 120-150 дол./кВт.

Параметрический способ разгрузки ТЭЦ (вариант III). Данный способ разгрузки теплофикационной турбоустановки включает в себя отключение ПВД с соответствующим снижением расхода пара в голову турбины и сокращение срабатываемого теплоперепада на турбину за счет снижения начальных параметров пара. Для поддержания постоянного отпуска теплоты из теплофикационных отборов давление в них повышают путем байпа-сирования сетевых подогревателей. Параметрический способ не требует дополнительных капитальных затрат. Глубина разгрузки здесь составляет 15-20 % Лном [5] (6-8 % за счет отключения ПВД и 8-10 % за счет уменьшения температуры свежего пара).

Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием резервных водогрейных котлов (вариант IV). При этом варианте разгрузки теплофикационной установки ее тепловая нагрузка передается водогрейным котлам. Диапазон разгрузки может составлять до 100 % Люм. Капитальные вложения - около 100 дол./кВт.

Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием аккумуляторов теплоты (вариант V). Для данного способа осуществляется накопление подогретой до нужной температуры сетевой воды в специальных баках-аккумуляторах. Подогрев и накопление воды происходят в периоды, когда установка работает с электрической мощностью, близкой к номинальной. Во время ночного провала нагрузки турбину принудительно разгружают, а снижение отпуска теплоты компенсируют за счет горячей воды, накопленной в баках-аккумуляторах [6]. Диапазон разгрузки может составлять до 60 % Лном. Капитальные вложения здесь находятся на уровне 100 дол./м3.

Для оценки эффективности того или иного варианта прохождения нагрузки были выполнены технико-экономические расчеты. В качестве примера брали типовую теплофикационную установку Т-100/110-130. Сравнение вариантов проводили по приведенным затратам

Зпр = ЕнК + £АИ, (1)

где Ен - нормативный коэффициент эффективности; К - капитальные затраты; ХАИ - годовые эксплуатационные издержки.

Причем в годовые эксплуатационные издержки были включены амортизационные отчисления АИам, отчисления на текущий ремонт АИтр, дополнительные издержки АИиз, связанные с повышенным износом оборудования (пуски-остановы, нерасчетные режимы работы), издержки отпуска электроэнергии в период провала нагрузки АИшт, а также издержки АИпр, то есть

ХАИ = АИам + АИтр + АИиз + АИтт + АИпр. (2)

Было принято, что АИам = 0,13К; АИтр = 0,18 АИам; АИиз = ßАИтр (ß - доля издержек, вызванных повышенным износом оборудования).

Расчеты проводили для различной стоимости условного топлива Цт (от 200 до 350 дол. за тонну), а также при глубине разгрузки теплофикационной установки 100 % Лном и 50 % Лном.

Вариант I. В этом варианте считалось, что запасенная энергия может быть продана на спотовом рынке как пиковая. Причем продажную

стоимость пиковой электроэнергии Сэ^ брали в диапазоне от 0,15 до

0,40 дол./(кВт-ч). Годовые издержки определяли как

ХАИ = АИам + АИтр + АИпр - АИэп, (3)

где АИээп - выручка от проданной электроэнергии на спотовом рынке:

АИэп =(Ссп -СПэЭАУ)Л^ау, (4)

где СПэЭАУ - стоимость электроэнергии, отпущенной от ПЭАУ, дол./(кВт-ч)

(табл. 1); Лшах - интервал пиковой нагрузки, ч (принимали Итах = 1400 ч); -Мпэау - установленная мощность ПЭАУ, кВт (Л^пэау = 70000 кВт).

Таблица 1

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

СПэЭАУ, дол./(кВт-ч) 0,052 0,066 0,082 0,095

Капитальные затраты принимали Кпэау = 70 • 106 дол. Результаты расчетов сведены в табл. 2 (для разгрузки 100 % ^ном) и в табл. 3 (для разгрузки 50 % Жюм).

Таблица 2

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта I при различной стоимости топлива и спотовой цены на электроэнергию (глубина разгрузки 100 % Лном)

Сэп, дол./(кВт-ч) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

0,15 ХАИ 106 дол. 1,6 3,0 3,3 5,8

Зпр 106 дол. 12,1 13,5 14,8 16,3

0,2 ХАИ 106 дол. -3,3 -1,9 -0,4 0,9

Зпр 106 дол. 7,2 8,6 10,1 11,4

0,3 ХАИ 106 дол. -13,1 -11,3 -10,2 -8,9

Зпр 106 дол. -2,6 -0,8 0,3 1,6

0,4 ХАИ 106 дол. -22,9 -21,5 -20,0 -18,5

Зпр 106 дол. -12,4 -11,0 -9,5 -8,0

Таблица 3

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта I при различной стоимости топлива и спотовой цены на электроэнергию (глубина разгрузки 50 % Лном)

Сэп, дол./(кВт-ч) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

0,15 ХАИ 106 дол. 0,80 1,50 1,65 2,90

Зпр 106 дол. 6,00 6,70 7,40 8,20

0,2 ХАИ 106 дол. -1,65 -0,95 -0,20 0,45

Зпр 106 дол. 3,60 4,30 5,00 5,70

0,3 ХАИ 106 дол. -6,50 -5,70 -5,10 -4,50

Зпр 106 дол. -1,30 -0,40 0,15 0,80

0,4 ХАИ 106 дол. -11,50 -10,70 -10,00 -9,30

Зпр 106 дол. -6,20 -5,50 -4,70 -4,00

Вариант II. В этом варианте годовые издержки рассчитывали как

ХАИ = АИам + АИтр + АИпр. (5)

Капитальные затраты принимали Кэк = 8-106 дол. Результаты расчета сведены в табл. 4.

Таблица 4

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта II при различной глубине разгрузки

Глубина разгрузки ХАИ • 106 дол. Зпр • 106 дол.

100 % Лном 1,3 2,5

50 % Лном 0,7 1,3

Вариант III. В варианте III годовые издержки рассчитывали как

ХАИ = АИтт + АИиз = (СэТэЭЦ -СГ)ИтшЛ+ 0,0234^ß . (6)

Здесь капитальные затраты К принимали 1200 дол./кВт; коэффициент ß = 0,4; стоимость отпускаемой электроэнергии в период провала нагрузки

с;г = 0,02 дол./(кВт-ч); период провала нагрузки Итт = 2800 ч; диапазон регулирования D = 20 %.

В этом варианте капитальные затраты отсутствуют, поэтому Зпр = ХАИ. Результаты расчета сведены в табл. 5, 6.

Таблица 5

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта III при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 100 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 4,5 6,7 8,9 11,1

Зпр 106 дол. 4,5 6,7 8,9 11,1

Таблица 6 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта III при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 50 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 2,4 3,2 4,0 5,0

Зпр 106 дол. 2,4 3,2 4,0 5,0

Вариант IV. В варианте IV годовые издержки принимали

ХАИ = АИам + АИтр + АИпр + АИтт. (7)

Здесь издержки АИтт определяли с учетом расхода топлива на пуски-остановы основного оборудования

АИтт = (В™ И™ + ВхС ПХс ) Ц ,

И1Ш пуск пуск пуск пуск ! "^т '

Вгс Т~»хс

пуск, В - соответственно расход топлива при пуске с горячего

и холодного состояний (Вггсcк = 20 т у. т., Вхуск = 60 т у.т.); «пуск , «пуск -

число пусков из горячего и холодного состояний («пуск = 110, "п^к = 40).

Капитальные затраты на водогрейные котлы К принимали 100 дол./кВт, тепловая мощность которых составляет 200 МВт. Результаты расчетов сведены в табл. 7, 8. При разгрузке 50 % Лном отсутствовали издержки АИтт.

Таблица 7

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта IV при различной стоимости топлива (глубокая разгрузка 100 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 6,3 6,6 6,8 7,1

Зпр 106 дол. 9,3 9,6 9,8 10,1

Таблица 8 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта IV при различной стоимости топлива (глубокая разгрузка 50 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 3,2 3,2 3,2 3,2

Зпр 106 дол. 6,2 6,2 6,6 6,2

Вариант V. Здесь годовые издержки определяли как

ХАИ = АИам + АИтр + АИпр + АИтт, (8)

где АИтт = (СЭзЭЦ - СГ ) hmm N ^ ^^- D j ; диапазон регулирования D в

этом варианте принимали 60 %.

Капитальные затраты составили К = 2,5-106 дол. (для реализации данного способа необходимо два бака на 12000 м3 при стоимости 100 дол./м3). Результаты расчетов сведены в табл. 9, 10.

Таблица 9

Годовые издержки и приведенные затраты для варианта V при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 100 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 2,1 3,2 4,3 5,5

Зпр 106 дол. 2,5 3,6 4,7 5,8

Таблица 10 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта V при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 50 % Лном)

Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350

ХАИ 106 дол. 0,78 0,78 0,78 0,78

Зпр 106 дол. 0,78 0,78 0,78 0,78

Графическая интерпретация результатов технико-экономических расчетов приведена на рис. 6, 7.

ч о и

-1-1— ld.ll 1 г- з 4 Ж: —э- 11

200 230 30 350

Цт, дол./т у. т.

Рис. 6. Приведенные затраты для вариантов 1-У при глубине разгрузки 100 % Аном

8 6 4

ч

£ 2 6 0 ^ -2 -4 -6 -8

Цт, дол./т у. т.

Рис. 7. Приведенные затраты для вариантов 1-У при глубине разгрузки 50 % Аном

В Ы В О Д Ы

1. Сохранение энергии в ночное время - один из наиболее эффективных способов стабилизации расходов на электроэнергию в будущем.

2. Целесообразность выбора того или иного варианта разгрузки ТЭЦ зависит от трех факторов: стоимости топлива, глубины разгрузки и спото-вой цены на электроэнергию.

3. При спотовой цене электроэнергии Сэп ^ 0,3 дол./(кВт-ч) вариант

ТЭЦ с надстройкой ПЭАУ предпочтителен во всем диапазоне разгрузки ТЭЦ и изменения стоимости топлива.

4. При спотовой цене электроэнергии С™ < 0,3 дол./(кВт-ч) и глубине разгрузки 100 % Аном целесообразно использовать вариант с электрокотлами.

5. При глубине разгрузки менее 50 % Аном вариант с электрокотлами уступает варианту с баками-аккумуляторами. В промежутке 50-100 % Аном варианты практически сопоставимы.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. E l e c t r i c i t y Storage Assouation. - 2010.

2. Л ы с и к о в, Б. А. Подземные структуры / Б. А. Лысиков, Л. Л. Кауфман. - Донецк: Норд-Пресс, 2005. - Ч. 1 - 280 с.

3. Б е з л е п к и н, В. П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций / В. П. Без-лепкин, С. Я. Михайлов. - Л.: Энергоатомиздат, 1990. - 168 с.

4. У с о в, С. В. Режимы тепловых электростанций / С. В. Усов, С. А. Казаров. -Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 240 с.

5. С м и р н о в, П. Е. Исследование возможности применения турбоагрегатов ТЭЦ к прохождению провалов графиков электрической нагрузки / П. Е. Смирнов // Сб. науч. трудов. - М.: МЭИ, 1987. - № 142. - С. 28-35.

6. Т о н к о н о г и й, А. В. Использование баков-аккумуляторов для перевода ТЭЦ в маневренный режим / А. В. Тонконогий, И. М. Горзиб // Сб. науч. трудов. - М.: МЭИ, 1987. -№ 142. - С. 39-46.

Представлена кафедрой ТЭС Поступила 25.03.2013

УДК 532.5; 536.2; 621.183; 621.039.5

ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ В НЕМ МНОГОФАЗНЫХ ТЕЧЕНИЙ В ЦЕНТРОБЕЖНЫХ СИЛОВЫХ ПОЛЯХ

Канд. техн. наук КАЩЕЕВ В. П.1), инж. ВОРОНОВ Е. О.2), магистр техн. наук КАЩЕЕВА О. В.3), канд. техн. наук ХАИМОВ В. А.4), доктора техн. наук ГАШЕНКО В. А.51, СОРОКИН В. Н., инж. УЛАСЮК Н Н.1), докт. техн. наук, проф. КУЛАКОВ Г. Т.1), студ. КЛИМЕНКОВА О. Л.1)

1Белорусский национальный технический университет, 2)РУП «Белэнерго», 3) Университет Штутгарта (IGE), 4)ЗАО «ЭНЕРГОСЕРВИС», 5)Электрогорский научно-исследовательский центр по безопасности атомных электростанций

В связи с мировым экономическим кризисом усилилась конкуренция, возросло значение энергосбережения. В целях экономии энергоресурсов необходимо разрабатывать и внедрять новые технологии, которые либо соответствуют, либо выше сегодняшнего мирового уровня.

Авторами разработан и испытан целый класс устройств, которые возникли в результате фундаментальных исследований многофазных течений в центробежных силовых полях, понимания механизмов происходящих в них процессов и их математического описания для оптимизации. Впервые предложен эффективный способ понижения давления и температу-