CC BY
152
ний зданий и внутренней и наружной канализационной сети. Причем из результатов приведенного технико-экономического анализа следует, что в сравнении с традиционным решением обеспечивается сокращение единовременных капитальных вложений на сооружение предлагаемого устройства на 11,7 %, ежегодных эксплуатационных затрат - на 15,3 %, а также сокращение на 39,2 % потребления природного газа (вместо 793 тыс. нм3/год расходуется всего 483 тыс. нм3/год).
В Ы В О Д
Задача исследования - удешевление теплоты, производимой автономной системой теплоснабжения зданий, уменьшение загрязнения атмосферы от вредных газовых выбросов и снижение теплового загрязнения окружающей среды при работе систем вентиляции зданий, вентиляции их внутренней и наружной канализационной сети, повышение надежности их работы - выполнена.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Т е п л о в ы е и атомные электростанции: справ. / под общ. ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Изд-во МЭИ, 2003. - 648 с.
2. Р ы ж к и н, В. Я. Тепловые электрические станции: учеб. для вузов / В. Я. Рыжкин; под ред. В. Я. Гиршфельда. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.
3. П р о м ы ш л е н н ы е тепловые электростанции: учеб. для вузов / М. И. Баженов [и др.]; под ред. Е. Я. Соколова. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1979. - 296 с.
4. П а т е н т РФ № 1813999, Е 24Е 3/16,7/06, БИ № 17, 1993.
5. А в т о р с к о е свидетельство РФ № 1768881, Е 24Е 3/16, Е 24С 15/20 // Бюллетень изобретателя. - 1993. - № 38.
6. П а т е н т РФ № 2202732, Е 22В 33/18 // Бюллетень изобретателя. - 2003. - № 11.
Представлена кафедрой ТЭС Поступила 07.07.2011
УДК 666.954.3.004.183
РЕГУЛИРОВАНИЕ ГЕНЕРАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЭЦ
Докт. техн. наук, проф. РОМАНЮК В. Н.1', магистрант БОБИЧ А. А.1', магистр экон. наук КОЛОМЫЦКАЯ Н. А.2', магистры техн. наук МУСЛИНА Д. Б.2', РОМАНЮК А. В.2'
1Белорусский национальный технический университет, 2РУП «БЕЛТЭИ»
Проблема неравномерных графиков электрической нагрузки и связанный с ней перерасход топлива характерны для большинства энергосистем. Сложились основные пути решения соответствующей задачи, среди которых - создание оптимальной структуры энергогенерирующих мощностей
и реализация ограничивающих и стимулирующих мер по привлечению потребителей электроэнергии к выравниванию графиков [1—7]. Новые решения связаны с распределенными когенерационными источниками [8, 9]. Общепризнано, что проблема усложнится с вводом АЭС и, в этой связи анализ вариантов регулирования нагрузки объединенной энергосистемы (ОЭС) Беларуси проведен в [10]. Здесь рассматривается еще один путь решения данной задачи, связанный с привлечением паротурбинных ТЭЦ, генерация которых ограничивается графиком потребления тепловой энергии, к регулированию генерации электроэнергии. Предлагаемый способ регулирования мощности в сравнении с традиционными [10] имеет определенные преимущества. На примере Белорусской энергосистемы оцениваются его возможности и энергосберегающий эффект. Применение способа обеспечит годовую экономию природного газа до 75 тыс. т у. т. и даст необходимый опыт для его полной реализации, который будет востребован после ввода АЭС.
Графики электропотребления и их обеспечение. Глобальная проблема покрытия графиков электрической нагрузки энергосистемы рассматривается многими специалистами [1—10]. Характерные суточные графики нагрузок ОЭС Беларуси (рис. 1, 2) мало подвержены изменениям [9]. Характеристики указанных графиков рассматриваются в [4, 5] и приведены в табл. 1, где Мтп - минимальная мощность; Nmax - максимальная мощность; Мср - среднесуточная мощность; Мпп - мощность полупикового потребления; Жсут - суточная генерация электроэнергии; а = Мтт/Мтах - коэффициент неравномерности; в = Мср/М^ж - коэффициент заполнения; ЛМтах -^тах Мгпт диапазоны регулирования максимальный, ЛМпп = Мпп — - Мшп - полупиковый и ЛМп = Мтах — Мпп - пиковый.
Достаточно стабильный характер нагрузки энергосистемы позволяет в ближайшей перспективе использовать приведенные данные для оценки возможных решений задачи регулирования мощности.
6000 М, МВт
5000 4500 4000 3500 3000
/ ч Л
_
Полупиковое потребление (до уровни пика) \
/
Ба ЗОИ ое тот эеб лен ие до урс >вн> НС чне )го про ва/ а)
Мтах Мш
Мер
01234567
О 10 11 12 13 14 15 16 17 13 Ю 20 21 22 ч 24
Рис. 1. Типовой суточный график нагрузки ОЭС [4, 5]
N
Рис. 2. Характерные суточные графики нагрузки ОЭС Беларуси в 2010 г.: 1, 2 - соответственно рабочие и выходные сутки отопительного периода; 3, 4 — то же межотопительного периода
Таблица 1
Характеристики типовых графиков нагрузки ОЭС Беларуси в 2007 [4, 5], 2009 [11] и 2010 гг. отопительного (ОП) и межотопительного (МОП) периодов в рабочие сутки (РС) и выходные сутки (ВС)
График а в .тт, МВт .тах, МВт .пп, МВт .ср, МВт ДМлах, МВт Д¥„, МВт ДМш, МВт ^сут, МВт-ч
2007 г.
№ 1, ОП-РС 0,62 0,82 3607 5786 5229 4850 2179 557 1622 116,40
№ 2, ОП-ВС 0,71 0,84 3454 4892 4262 4098 1438 630 808 98,40
№ 3, МОП-РС 0,66 0,85 2998 4537 4153 3864 1539 384 1155 92,80
№ 4, МОП-ВС 0,76 0,87 2807 3708 3458 3244 901 250 651 77,90
2009 г.
№ 1, ОП-РС 0,65 0,85 3561 5516 5100 4684 1955 416 1539 117,10
№ 2, ОП-ВС 0,68 0,82 3278 4789 4000 3949 1511 789 722 98,70
№ 3, МОП-РС 0,63 0,84 2747 4368 3800 3673 1621 568 1053 91,80
№ 4, МОП-ВС 0,70 0,83 2640 3798 3300 3162 1158 498 660 79,00
2010 г.
№ 1, ОП-РС 0,68 0,87 4074 6029 5600 5246 1955 429 1526 131,10
№ 2, ОП-ВС 0,73 0,85 3824 5241 4400 4480 1417 841 576 112,00
№ 3, МОП-РС 0,65 0,86 2878 4432 3900 3823 1554 532 1022 95,60
№ 4, МОП-ВС 0,62 0,85 2812 4549 4000 3861 1737 549 1188 96,50
Цена вопроса. Ежегодный перерасход топлива, связанный с неравномерностью генерации электроэнергии на Лукомльской ГРЭС, оценивается примерно в 69 тыс. т у. т., на Березовской ГРЭС - примерно в 22 тыс. т у. т. [4, 5]. Кроме того, в энергосистеме Беларуси в отопительный период в ночные часы вынужденно разгружаются отборы ТЭЦ на 0,25-0,35 ГВт и обеспечение потребителей осуществляется непосредственно от котлов [6, 7]. Без разгрузки ТЭЦ ниже теплового графика не представляется возможным обеспечение баланса мощностей Белорусской энергосистемы в ночные часы отопительного периода [12]. Величина годового перерасхода топлива, связанного с разгрузкой ТЭЦ, составляет не менее 60 тыс. т у. т. [9].
В энергосистеме, где определяющими являются тепловые электростанции, регулирование мощности с их помощью неизбежно [10, 13, 14]. В ОЭС Беларуси большой удельный вес имеют паротурбинные ТЭЦ, что обусловливает в ряде случаев их участие в регулировании генерации электроэнергии. В этой связи следует рассмотреть возможность устранения пережога топлива, который имеет место в настоящее время при регулировании мощности с помощью ТЭЦ [6, 7, 9]. Целесообразно оценить пределы в изменении мощности, которые могут быть достигнуты за счет ТЭЦ при выполнении принятого ограничения по блокированию перерасхода топлива, что актуально в связи с предстоящим вводом АЭС [10]. Решение поставленной задачи регулирования мощности с помощью существующих паротурбинных ТЭЦ Беларуси основывается на тепловом аккумулировании.
Тепловое аккумулирование. Применение тепловых аккумуляторов практически отсутствует на объектах ОЭС Беларуси. Лишь в [15] рассматривалось использование аккумулирующей способности тепловой сети и тепловых аккумуляторов, установленных непосредственно у потребите-
лей, для повышения эффективности ТЭЦ. В то же время имеется многообразие схем применения центральных тепловых аккумуляторов, устанавливаемых у энергетических установок большой мощности, и аккумуляторов, располагаемых перед распределительной сетью. Здесь рассматривается использование центральных, вытеснительных тепловых аккумуляторов [16].
В практике тепловое аккумулирование применяется, как правило, для выравнивания генерации, в том числе и в упомянутой работе, затрагивающей этот вопрос в связи с энергосистемой Беларуси [15]. Рассматриваемое здесь решение предполагает противоположное: за счет тепловых аккумуляторов увеличить суточную неравномерность генерации электроэнергии на ТЭЦ в соответствии с неравномерностью графика электрических нагрузок. При этом, безусловно, сохраняется отпуск требуемого потребителям количества тепловой энергии без замещения теплофикационных отборов непосредственно котлами, а пропуск пара в конденсатор поддерживается на техническом минимуме. Возможность подобного использования тепловых аккумуляторов для регулирования генерации электроэнергии упоминается в [17].
Сущность способа. Предлагаемое регулирование мощности предусматривает в часы максимума графика электрической нагрузки уменьшить генерацию на КЭС и соответственно увеличить генерацию электроэнергии на ТЭЦ. Последнее достигается за счет дополнительной загрузки отборов ТЭЦ в сравнении с той, при которой обеспечивается требуемый потребителям отпуск тепловой энергии. В результате такого перераспределения между источниками генерации электроэнергии возникают избытки тепловой энергии, которые аккумулируются на ТЭЦ, и это имеет место, как следует из изложенного, в часы дневных максимумов нагрузки. В этой связи в часы ночных провалов электропотребления появляется возможность снизить генерацию электроэнергии за счет разгрузки отборов турбин. Отпуск потребителям требуемого количества тепловой энергии сохраняется за счет тепловых аккумуляторов. Такое перераспределение в течение суток выработки тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает требуемое решение поставленной задачи уменьшения генерации электроэнергии в часы ночных провалов нагрузки энергосистемы с помощью ТЭЦ за счет разгрузки отборов и без перехода к отпуску тепловой энергии непосредственно от котлов. Предлагаемое уменьшение генерации на КЭС и одновременное равное увеличение ее на ТЭЦ в часы максимального спроса возможно, поскольку отборы турбин существующих ТЭЦ Беларуси в отопительный период не загружены на полную мощность. Наконец, при необходимости можно обеспечить требуемые дополнительные теплофикационные мощности. Возможность снижения нагрузки на отборы турбин и соответственно генерации электроэнергии в ночное время определяется соотношением между существующим и минимально возможным пропуском пара в Т-отбор. Подобное уменьшение генерации электроэнергии на ТЭЦ достигается и используется в настоящее время. Отличие существующего регулирования от предлагаемого состоит в способе покрытия возникающего дефицита тепловой энергии: если в существующем варианте используются непосредственно котлы, то в нашем случае последнее негативное явление блокиру-
ется, а требуемый отпуск тепловой энергии происходит за счет разрядки аккумуляторов. Зарядка же последних происходит, как следует из изложенного и что существенно, во время максимума электропотребления за счет увеличения нагрузки отборов. В результате не только уменьшается прямое сжигание природного газа в котлах, но и происходит замещение конденсационных мощностей теплофикационными.
Оценка энергосберегающего эффекта. В составе энергосистемы Беларуси имеется 31 ТЭЦ, из которых 10 имеют начальные параметры пара 90 ата и выше. Эти станции, представляющие интерес для решения поставленной задачи в первую очередь, разнесены по трем группам в зависимости от начальных параметров пара (табл. 2).
Таблица 2
Некоторые показатели основных ТЭЦ ОЭС Беларуси за отопительный период
№ п/п Название станции Начальное давление пара, ата Средний отпуск за отопительный период Осредненная удельная теплофикационная выработка кВт-ч/Гкал Средняя нагрузка отопительнгого периода
электроэнергии Ш ■ 10-3, МВт-ч тепловой энергии бт ■ 10-3, Гкал
N3 ср, МВт бт, Гкал/ч
1 Минская ТЭЦ-4 240 3083 4064 759 702 925
2 Бобруйская ТЭЦ-2 130 518 1268 409 118 289
3 Новополоцкая ТЭЦ 130 562 1959 287 128 446
4 Гомельская ТЭЦ-2 130 1335 1801 741 304 410
5 Гроденская ТЭЦ-2 130 669 2006 334 152 457
6 Могилевская ТЭЦ-2 130 704 1620 435 160 369
7 Мозырская ТЭЦ 130 374 1002 374 85 228
8 Светлогорская ТЭЦ 130 254 709 358 58 161
9 Жодинская ТЭЦ 90 87 376 231 20 86
10 Витебская ТЭЦ 90 197 533 370 45 121
Итого 7,78 ■ 103 15,3 ■ 103 507
Из рассмотрения исключены ТЭЦ, где в той или иной мере реализована парогазовая технология без станционных параллельных связей, на которых снижение мощности связано с разгрузкой ГТУ, что сопровождается ускоренной выработкой моторесурса.
Используя данные о нагрузках и характеристиках основного оборудования десяти ТЭЦ энергосистемы Беларуси, отобранных для регулирования генерации (табл. 2), оцениваются возможное их участие в обсуждаемом регулировании генерации электроэнергии и требуемые параметры тепловых аккумуляторов, обеспечивающих решение поставленной задачи: емкость, мощности систем заряда и разряда. На основе этих данных и характерных графиков электрических нагрузок (рис. 2, табл. 1) принимаются два варианта максимальной температуры зарядки тепловых аккумуляторов: 150 и 120 °С. Последнее значение для ТЭЦ, где отсутствуют П-отборы, безальтернативно. Температура разрядки принята 70 °С. Период разрядки продолжительностью 7 ч определен с 23:00 до 6:00, период зарядки - 17 ч с 6:00 до 23:00.
Величину требуемого снижения генерации можно распределить между ТЭЦ разными способами, что, собственно, составляет отдельную задачу. Для определения вклада каждой ТЭЦ в общий результат требуется учитывать возможность уменьшения и увеличения мощности за счет Т-отборов конкретной ТЭЦ в часы экстремумов графиков нагрузки энергосистемы и при необходимости привлечения П-отборов к пиковому нагреву прямой сетевой воды. Необходимо знать удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении по каждому из отборов в отдельности с учетом сопряженного изменения генерации регенеративными отборами и, наконец, удельному расходу топлива на единицу продукции: тепловой энергии и электроэнергии.
На основе установленного вклада ТЭЦ в снижение мощности энергосистемы определяются соответствующие ему емкость тепловых аккумуляторов и необходимое увеличение мощности генерации электроэнергии в часы максимума нагрузок, обеспечивающие требуемую аккумуляцию тепловой энергии для ее отпуска в ночные часы в соответствии с потребностью. Рассеяние энергии для тепловых аккумуляторов данного типа принято в соответствии с данными [16] и составляет «5 %, что соответствует общей погрешности оценки. Например, температура обратной воды в большинстве случаев будет ниже 70 °С и это приводит к росту реальной емкости тепловых аккумуляторов, что, с одной стороны, позволяет удлинить период разрядки, с другой - увеличить нагрузку на Т-отбор и соответственно мощность генерации электроэнергии в период зарядки.
Снижение необходимой емкости центральных аккумуляторов может быть достигнуто за счет установки тепловых аккумуляторов у потребителей тепловой энергии и перед распределительной сетью. Мотивация потребителя может заключаться в дифференцированном тарифе на тепловую энергию: в часы дневных максимумов тариф снижается для стимуляции аккумуляции тепловой энергии, в часы ночных провалов электропотребления - увеличивается.
В табл. 3 приведен вариант распределения требуемого снижения мощности между ТЭЦ, соответствующие емкости центральных тепловых аккумуляторов, устанавливаемых на площадках станций, соответствующее суточное системное уменьшение потребления топлива. Результаты приведены для двух вариантов зарядки тепловых аккумуляторов: на станциях, имеющих турбины с П-отборами, рассматривается температура зарядки 120 и 150 °С. При выбранной величине ночного снижения генерации 0,35 ГВт и обозначенных отрезках дневных максимумов и ночных минимумов увеличение мощности дневной генерации определено по каждому из перечисленных вариантов зарядки и составило соответственно «0,144 и 0,126 ГВт.
Разность мощностей генерации электроэнергии на ТЭЦ в часы максимумов и минимумов потребления электроэнергии, достигаемая за счет тепловых аккумуляторов, в принятом варианте исходных данных составляет «0,5 ГВт, или «25 % от ЛЭДтх (табл. 1). Величина 0,5 ГВт рассматриваемого изменения генерации за счет ТЭЦ соответствует разности максимумов мощности электропотребления в отопительный и межотопительный периоды (табл. 1). В этом случае требуемые прочие способы регулирова-72
ния генерации, входящие в комплекс соответствующих мероприятий ОЭС Беларуси, могут выбираться исходя из потребностей межотопительного периода. Годовая системная экономия топлива составляет в зависимости от температур зарядки тепловых аккумуляторов, указанных выше, соответственно 75 и 65 тыс. т у. т. Очевидно, что и это значение, и величина повышения мощности в часы максимума суточного графика электропотребления зависят от наружных температур, определяющих отопительную нагрузку ТЭЦ.
Таблица 3
Энергетические показатели регулирования генерации электроэнергии с помощью тепловых аккумуляторов
№ п/п Название станции Изменение мощности генерации электроэнергии АМ, МВт Разгрузка Т-отбора в часы минимума, Гкал/ч Емкость теплового аккумулятора, Гкал Объем бака-аккумулятора, тыс. м3, при температуре разрядки 70 °С и температуре зарядки, °С Суточная системная экономия топлива, т у. т., при температуре, °С
Снижение в ночные часы Увеличение в дневные часы
120 150 120 150
1 Минская ТЭЦ-4 51 21,0 67 470 9,39 9,39 52 52
Итого по ТЭЦ 240 ата 51 21,0 67 470 9,39 9,39* 52 52*
2 Бобруйская ТЭЦ-2 37 15,3 68 474 9,49 5,93 36 30
3 Новополоцкая ТЭЦ 37 15,0 68 475 9,50 5,94 42 35
4 Гомельская ТЭЦ-2 51 21,0 69 485 9,71 9,71* 53 53*
5 Гроденская ТЭЦ-2 37 15,0 67 471 9,43 5,89 41 34
6 Могилевская ТЭЦ-2 39 16,0 71 496 9,92 6,20 38 32
7 Мозырская ТЭЦ 39 16,0 71 496 9,91 6,19 46 38
8 Светлогорская ТЭЦ 28 12,0 51 358 7,15 4,47 32 27
Итого по ТЭЦ 130 ата 268 110,0 465 3255 65,10 44,33 289 248
9 Жодинская ТЭЦ 10 4,0 19 130 2,60 1,63 10 9
10 Витебская ТЭЦ 22 9,0 42 296 5,92 3,70 28 23
Итого по ТЭЦ 90 ата 31 13,0 61 426 8,52 5,32 38 31
Итого 350 144,0 593 4151 83,00 59,00 379 331
* Температура зарядки теплового аккумулятора равна 120 °С.
Полученные расчетные данные не связны с той или иной характерной отопительной нагрузкой и оценивают ситуацию исходя из блокирования негативных последствий существующего вынужденного перераспределения тепловых нагрузок между отборами ТЭЦ и котлами. В развитие оценки требуется статистический анализ стояния наружных температур и соответствующего им отпуска тепловой энергии. Необходим учет иных факторов для получения полноты ситуации и уточнения расчетных данных в отношении емкости тепловых аккумуляторов и прочих решений. Однако полу-
ченные первые оценки достаточно убедительны для продолжения работ по использованию тепловых аккумуляторов в покрытии графиков нагрузок. Например, очевидно, что минимальная отопительная нагрузка может быть использована в полном объеме. Потенциал регулирования генерации с помощью ТЭЦ в этом случае мало отличается от использованной выше величины ночной разгрузки ТЭЦ на 0,35 ГВт, если не превышает ее. Полный потенциал данного способа привлечения ТЭЦ к регулированию генерации электроэнергии связан с максимальным отключением Т-отборов в часы ночных минимумом потребления электроэнергии и соответствующим увеличением ее генерации для аккумулирования тепловой энергии в часы дневных максимумов.
Использование тепловых аккумуляторов для регулирования генерации может быть альтернативой применению для этой цели электрокотлов или пиковых пневмоаккумулирующих газотурбинных электростанций (или существенно ограничить требуемую их мощность), что рассматривается как регулятор генерации после ввода АЭС [10]. Рассеяние энергии при использовании пневмоаккумулирующих газотурбинных мощностей достигает 50 %, что на порядок превышает рассеяние энергии, связанное с предлагаемым способом регулирования на базе ТЭЦ и тепловых аккумуляторов.
Размеры тепловых аккумуляторов. Обзор конструкций тепловых аккумуляторов приведен в [16]. На данном этапе представляет интерес оценка размеров площадки для размещения соответствующего оборудования и объема инвестиций, требуемых на реализацию соответствующего проекта. Из приведенных результатов решения следует, что в рассмотренной постановке задачи требуется интегральный объем тепловых аккумуляторов 83 и 56 тыс. м3 при температурах зарядки соответственно 120 и 150 °С. Максимальный объем аккумулятора определен до 10 тыс. м3, что приемлемо для реализации.
Для оценки размеров и инвестиций, как принято, обратимся к аналогу. В качестве последнего можно принять тепловой аккумулятор, установленный на производственной площадке ОАО «Интеграл». Объем упомянутого аккумулятора составляет 0,96 тыс. м3, образован шестью емкостями объемом по 160 м3, диаметром 3,6 м, длиной 17,4 м. Для теплового аккумулятора с прямым накоплением теплоносителя наиболее рационально вертикальное расположение емкостей. В первом приближении для размещения тепловых аккумуляторов объемом 1,0 тыс. м3 размеры площадки составят 15x25 м2. При единичной емкости аккумуляторов 10 тыс. м3, что требуется в нашем случае, площадка для размещения оборудования увеличивается до 30x100 м2. Безусловно, этот вопрос требует уточнения, в том числе с учетом особенностей условий расположения конкретной ТЭЦ.
Экономическая оценка. Стоимость аналога объемом 1,0 тыс. м3, упомянутого выше, составляет 450 тыс. дол. США. Интегральные инвестиции всего рассматриваемого объема тепловых аккумуляторов приняты по сметной стоимости аналога пропорционально изменению требуемой емкости. В зависимости от варианта зарядки объем инвестиций в реализацию составляет соответственно 39 и 26 млн дол. США. Годовая системная эко-
номия топлива составляет соответственно 75 и 65 тыс. т у. т. Вместе с тем совокупный экономический эффект применения способа регулирования генерации энергосистемы включает более шести слагаемых, из которых приведенная выше величина не самая значимая [1]. Это делает еще более привлекательным с экономических позиций рассматриваемый способ регулирования мощности.
С учетом полученных значений экономии топлива, интегрального объема и инвестиций в установку тепловых аккумуляторов, других соответствующих показателей проведена оценка экономической эффективности решения, результаты которой представлены на рис. 3-5.
< а
о
ч о и и
>
80
60
40
20
0 20
/2
1 V—Щ"—1
5
10
15
20
25
30 r, % 35
Рис. 3. Зависимость значения чистого приведенного дохода от ставки дисконтирования: 1 - внутренняя норма рентабельности (IRR) (вариант зарядки - до 120 °С; 2 - то же
(вариант зарядки - до 150 °С)
Рис. 4. Изменение денежного потока за период эксплуатации комплексов в варианте зарядки аккумуляторов до 120 °С при ставке дисконтирования 10 %: | - капиталовложения; [] - прибыль; - чистый дисконтированный доход
Рис. 5. Изменение денежного потока за период эксплуатации комплексов в варианте зарядки аккумуляторов до 150 °С при ставке дисконтирования 10 % (обозначения - на рис. 4)
Анализ полученных расчетных данных указывает на высокую экономическую эффективность возможного проекта по реализации рассмотренного способа регулирования генерации даже в варианте учета только одной топливной составляющей совокупного результата, сохраняющейся до величины внутренней нормы рентабельности 37 и 46 % для вариантов зарядки тепловых аккумуляторов соответственно до 120 и 150 °С. Энергосберега-
ющий эффект несколько больше в варианте зарядки тепловых аккумуляторов до 120 °С при практически равных или лучших экономических показателях варианта зарядки до 150 °С.
В Ы В О Д Ы
1. Применяемые способы регулирования генерации электроэнергии энергетически не эффективны и приводят к большому перерасходу топлива, который в ОЭС Беларуси оценивается величиной до 0,15 млн т в год. Регулирование мощности с помощью ТЭЦ, сопряженных с тепловыми аккумуляторами, оказывается энергетически значительно эффективнее и позволяет ежегодно экономить энергосистеме до 75 тыс. т у. т. при снижении мощности ночной генерации на 0,35 ГВт. При этом достигается высокая технико-экономическая целесообразность: требуемые инвестиции (26-39 млн USD) имеют дисконтированный срок возврата до трех лет.
2. В ОЭС Беларуси большая доля мощностей приходится на паротурбинные ТЭЦ, а имеющаяся соответствующая инфраструктура позволяет обеспечить широкое применение эффективного регулирования мощности в часы суточных провалов нагрузки с помощью ТЭЦ и тепловых аккумуляторов. Комплекс мероприятий, предназначенных для регулирования графиков генерации энергосистемы, следует дополнить способом, использующим ТЭЦ совместно с тепловыми аккумуляторами. Апробация способа на данном этапе только в объеме рассмотренного варианта снижения мощности ночной генерации на 0,35 МВт не только обеспечивает большую годовую экономию топлива при высокой экономической эффективности, но и позволяет накопить опыт строительства и эксплуатации тепловых аккумуляторов и регулирования мощности. Последнее потребуется энергосистеме Беларуси для решения рассматриваемой задачи после ввода АЭС.
3. Разность мощностей генерации электроэнергии на ТЭЦ в часы максимумов и минимумов потребления электроэнергии, которая может быть достигнута в предлагаемом способе регулирования, в существующих условиях в Республике Беларусь находится на уровне до 1,5 ГВт, или «70 % максимального диапазона регулирования ANmax существующего графика нагрузок (табл. 1). При этом годовая системная экономия топлива оценивается в «0,23 млн т у. т. Очевидно, что это существенная, но не единственная и даже не определяющая статья совокупного экономического эффекта. Регулирование генерации с помощью ТЭЦ и тепловых аккумуляторов более экономично в сравнении с привлечением электрокотлов, использование которых рассматривается с вводом АЭС [10]. В сравнении же с пневмоак-кумулирующей газотурбинной электростанцией рассеяние энергии оказывается на порядок меньше и, что важно, имеет место такое же соотношение инвестиций на реализацию соответствующих проектов. Экономические показатели рассмотренного способа регулирования генерации высокие, например дисконтированнный срок возврата инвестиций только за счет системной экономии топлива не превышает трех лет.
4. В комплексе с другими способами регулирования генерации электроэнергии в энергосистеме, рассмотренными в [9, 11], минимизируется или
исключается потребность в привлечении действующих КЭС к решению рассматриваемой задачи. Обеспечивается покрытие характерных графиков нагрузок (табл. 1) как в отопительный период на базе рассмотренного метода регулирования мощности, так и в межотопительный период на базе варианта регулирования, рассмотренного в [9, 11]. В этом случае удельный расход топлива на регулирующих мощностях составит величину 0,17-0,20 против 0,34 кг на киловатт-час, что имеет место в настоящее время на конденсационных паротурбинных блоках в режимах регулирования генерации. Важно и то, что при этом сохраняются режимы работы оборудования, не увеличивающие выработку моторесурса - проблемы, особенно актуальной для газотурбинных установок, которые сегодня необходимо интегрировать в состав паротурбинных станций и в первую очередь в структуру ТЭЦ [18].
5. Необходимо рассмотреть возможность адаптировать имеющиеся модули тепловых аккумуляторов емкостью до 5 тыс. м3 или разработать новые для успешного внедрения их в состав ТЭЦ для повышения эффективности последних в решении задачи регулирования текущей мощности энергосистемы.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Г у р т о в ц е в, А. Л. Выравнивание графиков электрической нагрузки энергосистемы / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Энергетика и ТЭК. - 2008. - № 7/8. - С. 13-20.
2. Г у р т о в ц е в, А. Л. Электрическая нагрузка энергосистемы. Выравнивание графика / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Новости электроТехники. - 2008. - № 5 (53). -С. 108-114.
3. Г у р т о в ц е в, А. Л. Электрическая нагрузка энергосистемы. Выравнивание графика / А. Л. Гуртовцев, Е. П. Забелло // Новости электроТехники. - 2008. - № 6 (54). -С. 48-50.
4. З а б е л л о, Е. П. Косвенные методы управления электрическими нагрузками в Белорусской энергосистеме / Е. П. Забелло, А. И. Сульжиц, А. М. Сульжиц // Энергетика и ТЭК. - 2009. - № 4. - С. 22-26.
5. З а б е л л о, Е. П. Косвенные методы управления электрическими нагрузками в Белорусской энергосистеме / Е. П. Забелло, А. И. Сульжиц, А. М. Сульжиц // Энергетика и ТЭК. - 2009. - № 5. - С. 16-18.
6. К о р о т к е в и ч, А. Баланс мощностей Белорусской энергосистемы и проблемы регулирования суточного графика нагрузок / А. Короткевич, О. Фоменко // Энергетика и ТЭК. - 2008. - № 4. - С. 12-15.
7. П о с п е л о в а, Т. Г. Стратегический потенциал ресурсо- и энергосбережения. Выравнивание национального графика нагрузки / Т. Г. Поспелова, Г. В. Кузьмич // Энергетика и ТЭК. - 2008. - № 7/8. - С. 21-25.
8. С е д н и н, В. А. Возможность использования энергетических комплексов промышленных предприятий для покрытия пиковых электрических нагрузок / В. А. Седнин, А. В. Седнин, М. Л. Богданович // Энергия и менеджмент. - 2009. - № 1. - С. 6-10.
9. К в о п р о с у обеспечения графиков электрической нагрузки энергосистемы с привлечением потенциала энерготехнологических источников промышленных предприятий / Б. М. Хрусталев [и др.] // Энергетика и менеджмент. - 2010. - № 1. - С. 4-11.
10. М о л о ч к о, Ф. И. Способы регулирования нагрузки Белорусской энергосистемы после ввода АЭС / Ф. И. Молочко, А. Ф. Молочко // Энергетика и ТЭК. - 2011. - № 6. -С. 18-26.
11. К о л о м ы ц к а я, Н. А. Технико-экономическая эффективность использования теплотехнологической нагрузки асфальтобетонных производств для обеспечения пиковых
нагрузок энергосистемы комбинированной генерацией энергии: дис. ... магистра экон. наук: 1-27.01.01-10 / Н. А. Коломыцкая. - Минск, 2010. - 115 с.
12. К о р о т к е в и ч, А. М. О балансе мощностей Белорусской энергосистемы и проблемы регулирования суточного графика нагрузок: настоящее и перспективы / А. М. Корот-кевич, О. Г. Фоменко // Электроэнергетика. - 2008. - № 2. - С. 24-28.
13. П о т р е б л е н и е энергии и потенциал энергоснабжения в промышленных теп-лотехнологиях и теплоэнергетике / В. Н. Романюк и [и др.] // Энергия и Менеджмент. -2011. - № 3. С. 3-11.
14. Т р у т а е в, В. И. Прирост себестоимости производства электроэнергии как экономический критерий обоснования очередности разгрузки энергоустановок в ночные часы /
B. И. Трутаев, В. М. Сыропущинский // Энергетическая Стратегия. - 2010. - Нояб.-дек. -
C. 19-24.
15. С т р е л к о в а, О. А. Повышение эффективности отпуска теплоты от ТЭЦ путем оптимизации режимов работы основного оборудования и температурных графиков тепловой сети: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.14 / О. А. Стрелкова. - Минск, 2004. - 160 с.
16. Б е к м а н, Г. Тепловое аккумулирование энергии / Г. Бекман, П. Гилли; пер. с англ. -М.: Мир, 1987. - 271 с.
17. Т р у т а е в, В. И. Примнение электрокотлов на ТЭЦ как эффективный способ получения маневренной электрической мощности в энергосистеме Беларуси с вводом АЭС /
B. И. Трутаев, В. М. Сыропущинский // Электроэнергетика. - 2010. - Июль-авг. -
C. 19-24.
18. П о п ы р и н, Л. С. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок / Л. С. Попырин, М. Д. Дильман // Теплоэнергетика. - 2006. - № 2. -С. 34-39.
Представлена кафедрой ПТЭ и Т Поступила 05.01.2012
