CC BY
30
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 4
ЭНЕРГЕТИКА POWER ENGINEERING
УДК 621.311 DOI: 10.17213/0321-2653-2018-4-30-34
КЛИМАТ И ПРОБЛЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПИКОВОГО ГРАФИКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
© 2018 г. В.Н. Балтян1, А.Д. Цхяев2, Н.Н. Ефимов1, С.В. Скубиенко1
1Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия,
2Фил. «ЮжВТИ» ОАО «ЭНЕКС», г. Ростов-на-Дону, Россия
A CLIMATE AND REGULATION PROBLEMS OF THE PEAK GRAPHICS OF ELECTRICAL LOADS
V.N. Baltyan1, A.D. Tskhiaev2, N.N. Efimov1, S.V. Skubienko1
1Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia, 2ENEX (OJSCo) affiliate YgVTI, Rostov-on-Don, Russia
Балтян Василий Николаевич - д-р. техн. наук, профессор, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия.
Цхяев Андрей Дикранович - соискатель, начальник отдела реализации проектов, фил. «ЮжВТИ» ОАО «ЭНЕКС», г. Ростов-на-Дону, Россия.
Ефимов Николай Николаевич - д-р. техн. наук, профессор, кафедра «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. E-mail: efimov@novoch.ru
Скубиенко Сергей Витальевич - канд. техн. наук, доцент, зав. кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия.
Baltyan Vasiliy Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, Professor, Department «Thermal Power Stations and Heat Transfer Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia.
Tskhiaev Andrey Dikranovich - Head of Projects ENEX (OJSCo) Affiliate YgVTI, PhD Thesis Competitor, Rostov-on-Don, Russia.
Efimov Nikolay Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, Professor, Department «Thermal Power Stations and Heat Transfer Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. E-mail: efimov@novoch.ru
Skubienko Sergey Vitalievich - Candidate of Technical Sciences, Assistant Professor, Chief of Department «Thermal Power Stations and Heat Transfer Engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia.
Анализируется работа энергоустановок в условиях трансформации климатических условий Южного региона России, происходящих в последнее десятилетие. При повышении температур воздуха в летний период появляется дневной пик энергетической нагрузки, соизмеримый с вечерним пиком. В Южном регионе пиковые нагрузки, в основном, воспринимают газотурбинные и парогазовые установки, которые значительно снижают установленные мощности энергоагрегатов при повышении температуры всасываемого в компрессор воздуха. При этом снижается и экономичность работы газотурбинного оборудования. Исследуются два метода повышения экономичности газотурбинного оборудования за счет снижения температуры воздуха на входе в компрессор: впрыском воды и установкой абсорбционной холодильной машины бромисто-литиевого типа. Показаны преимущества использования этих методов.
Ключевые слова: газотурбинные и парогазовые энергоустановки; климатические условия работы; суточные графики энергопотребления.
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 4
The article analyzes the operation of power plants in the transformation conditions of climatic conditions the Southern region of Russia, occurring in the last decade. When the air temperature rises in summer, a daytime peak of the energy load appears commensurate with the evening peak. In the southern region of Russia, peak loads are perceived by gas turbine and combined-cycle plants, which significantly reduce the capacity of power units as the temperature of the air sucked into the compressor rises. At the same time, the economy of the gas turbine equipment is reduced. The article explores two methods for increasing the economy of gas turbine equipment by reducing the air temperature at the compressor inlet: by injecting water and installing a lithium bromide absorption type refrigeration machine. The advantages of using these methods are shown.
Keywords: gas-turbine and combined-cycle power plants; climatic conditions of work; daily energy consumption charts.
Результаты метеорологических исследований и наблюдений последних лет говорят о фактической трансформации климата в Южном регионе России из умеренно континентального в континентальный. Его летний период характеризуется как засушливый с аномально высокими температурами наружного воздуха (Тн.в) в дневные часы, нередко превосходящими отметку + 40 °С [1]. Наблюдаемое потепление ощутимо влияет на многие отрасли народного хозяйства региона. Повышенную чувствительность к температуре наружного воздуха демонстрирует, в частности, энергетический сектор экономики, задача которого - обеспечивать устойчивое энергоснабжение потребителей в различных климатических ситуациях. Условием последнего, как известно, является постоянное соблюдение баланса между производством и потреблением энергии. Вместе с тем отмеченные температурные тенденции деформируют традиционные графики электропотребления и режимы производства электроэнергии, особенно для оборудования тепловых электростанций (ТЭС).
В летнем суточном графике электропотребления отдельного региона традиционно присутствуют два максимума нагрузок - дневной и вечерний (рис. 1).
Деформация графика выражается в увеличении его неравномерности за счет роста дневного максимума потребления, что связано в первую очередь с широким внедрением бытовых систем кондиционирования воздуха. По мощности дневной максимум соизмеряется с вечерним, причем «прирастает» он практически полностью за счет пиковой (III) мощности, которая в условиях континентального климата становится все более значимой.
Способы покрытия составляющих графика нагрузок оборудованием ТЭС в целом известны. В его пиковой зоне в настоящее время доминируют газотурбинные (ГТУ) и парогазотурбинные (ПГУ) установки. В силу высокой маневренности и оперативной надежности их участие в процессах регулирования нагрузок во многих энер-
госистемах становится доминирующим. Одновременно с этим рассматриваемый сектор электрогенерации проявляет повышенную чувствительность к окружающей природной среде [2].
6 12 18 24
Рис. 1. Характерный летний суточный график электропотребления обслуживаемого района: 1 - среднестатистический; 2 - «климатический»; I, II, III - базовая, полупиковая, пиковая области
графика; N - относительная потребляемая мощность / Fig. 1. Typical summer daily schedule of
power consumption of the served area: 1 - average; 2 - «climatic»; I, II, III - base, semi-peak, peak area of the graph; N - relative power consumption
Согласно нормам [3], нормативный стандарт температуры наружного атмосферного воздуха (Тн.в) при проектировании ГТУ составляет +15 °С. Отклонение Тн.в от стандарта изменяет располагаемую мощность газовой турбины
() в ту или иную сторону, что связано с
соответствующей корреляцией массо-температу-рного соотношения воздуха, подаваемого компрессором ГТУ на горение. При росте Тн.в располагаемая мощность ГТУ снижается и наоборот. В парогазовой установке указанная режимная особенность, учитывая конструктивную и режимную значимость входящей в её состав ГТУ, также является определяющей, так как противоположный вклад в рассматриваемый показатель входящей в ПГУ паровой турбинной установки (ПТУ) количественно существенно ниже [4].
Рост при высоких Тн.в пиковых нагрузок и снижение располагаемой мощности оборудования,
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION.
TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 4
покрывающего верхнюю часть суточного графика, определяют известные сложности в надежном и качественном регулировании электрических нагрузок энергообъединений.
Ситуацию для реального энергетического объекта можно оценить на примере Краснодарской ТЭЦ ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго»: электрическая мощность 1025 МВт; тепловая мощность 635,5 Гкал; четыре тепловых энергоблока по 150 МВт; ПГУ мощностью 410 МВт; входящие в состав последней ГТУ на основе установок типа M701F4 фирмы Mitsubishi Heavy Industry Ltd. (MHI) мощностью - 303,9 МВт; ПТУ - мощностью 103 МВт. Основное топливо -природный газ.
Экстремальные климатические характеристики региона иллюстрирует рис. 2. В его нижней части размещен летний суточный график температур Тн.в района расположения ТЭС. Максимум его температур, что естественно, приходится на дневной период суток (12 - 15 ч) и он существенно превосходит нормативный стандарт ГТУ. К тому же временному периоду, по данным рис. 1, относится один из максимумов суточного потребления электрической энергии.
Тн.в, °С
40
30
20
г„„ ^—\
Ni \
\
часы
суток
А N'
12 а
18
24
0,2 0
- 0,2 - 0,4
б
ным данным объектов-аналогов [5]. Предлагаемый алгоритм их расчета:
/ N гу -АС/100 -(^.в -15);
AN' = N ,
гту гту'
ÄNL = NL, /NL, • МПту /100 • (гн.в -15);
пту
пту '
пгу
AN' = ANL, + AN:
пгу
'J
гту
пту
Здесь Д^-гу, Д^Пту - удельные коэффициенты относительного изменения пиковой мощности ГТУ и ПТУ от температуры Тн.в, %/°С.
Основываясь на указанных источниках информации, принимаем Д^]Тту =- 0,9; Д^ту = 1,2;
т.е. повышение Тн.в на 1 °C приводит к снижению электрической мощности входящей в состав парогазовой установки ГТУ примерно на 0,9 %. Одновременно за счет роста температуры газов за ГТУ на 1 °С мощность соответствующей ПТУ возрастает примерно на 1,2 %. Для приведенного на рис. 2 температурного графика максимальные относительные корректирующие поправки к располагаемой мощности оборудования ПГУ составили: Д^у = - 0,19; Д^пту = + 0,06; Д^гу = - 0,13,
т. е., абсолютный уровень поправок значителен.
Суточный летний график располагаемой мощности ПГУ-410 на рис. 3 подтверждает сказанное.
N МВт
400 .:
" ПГУ ^ / 1
350
Рис. 2. Экстремальный летний суточный график температур наружного воздуха района ЮФО (а) и
климатические корректирующие поправки к располагаемой мощности оборудования ПГУ (б) / Fig. 2. Extreme summer daily graph of outdoor temperatures in the area of the southern federal district (a) climate corrective amendments to the available capacity of the combined-cycle plant (б)
На рис. 2, б приведены относительные корректирующие климатические поправки к располагаемой мощности оборудования ПГУ-410 (ГТУ, ПТУ, ПГУ), разработанные по заводским нормативным материалам, а также опубликованным экспериментальным и эксплуатацион-
0
6 12 18 24
Рис. 3. Летний суточный баланс мощности ПГУ-410 (МВт): N Пгу - «климатическая» располагаемая мощность ПГУ-410; ДМПгу - «климатический» ресурс модернизации ПГУ-410 / Fig. 3. Summer daily power balance PGU-410 (MW): N Пгу - «Climatic» available capacity PGU-410; AN^ry - «Climatic» modernization resource PGU-410
Максимальный климатический дефицит
AN£ гу при температуре наружного воздуха + 40 °С
достигает 50 МВт, что соответствует также экспериментальным данным [6].
В расширенном варианте учитывается все установленное на энергообъекте пиковое оборудование, т. е. рассчитывается интегральная кор-
ректирующая поправка AN,
( пгу+гту ) .
6
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 4
Показатель AN,
в соответствии с
'( пгу+гту )
инициированной авторами методикой [7] классифицируется как его потенциальный ресурс модернизации объекта. Его реализация предполагает сохранение в критические климатические периоды номинальной располагаемой мощности ТЭС.
Как очевидный вариант решения проблемы можно подразумевать наличие на ТЭС для такого рода ситуаций необходимого резерва установленной пиковой мощности, например, на базе тех же установок ГТУ либо ПГУ. Удельная стоимость варианта оценивается величиной 1000 -1500 долларов США за один кВт дополнительной располагаемой мощности ТЭС [8], а с учетом того же климатического эффекта, требующего превышения устанавливаемой дополнительной мощности по отношению к номинальной практически на 20 %, приведенные компенсационные удельные капитальные затраты увеличатся до 1200 - 1800 долл. США за один кВт.
Другим реальным способом решения проблемы сегодня является охлаждение воздуха, подаваемого на ГТУ либо ПГУ. В зарубежной практике реализуются несколько систем данного направления [8]. В России ОАО «ЭНЕКС» внедрило промышленные образцы таких систем, в частности, на блоке ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ - в 2016 г. систему испарительного охлаждения циклового воздуха в КВОУ. Результатом стало восстановление номинального уровня его нагрузок при экстремальных температурных режимах. В эксплуатационных условиях компенсированная мощность блока с включенной системой охлаждение воздуха при Тн.в = 39,7 °С составила 42,5 МВт. Фрагмент конструкции системы приведен на рис. 4.
Рис. 4. КВОУ ПГУ-410 с системой испарительного охлаждения воздуха / Fig. 4. KVOU PGU-410 complex air cleaning unit with evaporative cooling system
В ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» в 2015 - 2016 гг. ПГУ-110, оснащенные абсорбционными холодильными машинами бромисто-литиевого типа АБХМ, в режиме промышленной
эксплуатации демонстрируют аналогичные технологические показатели.
Важными представляются экономические результаты проведенной модернизации. Договорная стоимость изготовления оборудования для ПГУ-410 и оказания услуг инжиниринга (фирма «Мунтерс Юроп АБ» (Швеция), поставщик ЗАО «Роксор Индастри») составила 106 млн руб. Дополнительное условие работоспособности системы - модернизация действующей градирни блока стоимостью - 240 млн руб. При фиксированном на момент заключения договоров курсе валют (64 руб./доллар США) удельная стоимость (в валюте США) приобретенной в результате модернизации дополнительной располагаемой мощности блока ПГУ-410 составила:
S =
мод
S,
мод
64 -AN,
пгу
(106 + 240) -106
64 - 42,5 -10
3
=127
долл.
США/кВт. Аналогичные экономические показатели достигнуты на установках типа АБХМ.
Таким образом, приведенные данные убедительно свидетельствуют в пользу реализованных вариантов модернизации пикового оборудования действующих ТЭС, эксплуатируемых в экстремальных климатических зонах РФ.
Литература
1. Цхяев А.Д., Нубарьян А.В. Разработка карт районирования по климатическим характеристикам // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2009. № 1. С. 57 - 60.
2. Карачев А.И., Будаков И.В., Рабенко В.С. О некоторых итогах эксплуатации современных отечественных ПГУ. Электронный журн. ОАО РАО «ЕЭС России» Новое в российской электроэнергетике. 2007. № 12. С. 6 - 16.
3. НТП-ГТ-2000. Нормы технологического проектирования электростанций с газотурбинными парогазовыми установками. М.: РАО «ЕЭС России». 2000. 94 с.
4. Гринчук А.С. Влияние параметров циклового воздуха и аэродинамики газового тракта на экономичность ГТУ и ПГУ: тр. Белорусского национального техн. ун-та // Энергетика. Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. 2009. № 6. С. 74 - 81.
5. Буров В.Д., Теплов Б.Д. Повышение номинальной мощности и энергетической эффективности ПГУ в условиях высоких температур наружного воздуха путем впрыска воды в газовоздушный тракт ГТУ // Молодой ученый. 2015. № 23.1. С. 11 - 13.
6. Внедрение системы испарительного охлаждения циклового воздуха в КВОУ ПГУ-410 для нужд ООО Лукойл-Кубаньэнерго / ОАО «ЭНЭКС», фил. ЮжВТИ: Технический отчет. 2015. 53 с.
7. Балтян В.Н., Ефимов Н.Н., Цхяев А.Д. К вопросу модерни-
зации котельного оборудования угольных ТЭС // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2017. № 1. С. 50 - 53.
8. Агюл Х., Шахин Н. Система охлаждения воздуха на входе
в газотурбинные установки // Турбины и дизели. Май -июнь 2011. С. 10 - 12.
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIYREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2018. No 4
References
1. Tskhyaev A.D., Nubar'yan A.V. Razrabotka kart raionirovaniya po klimaticheskim kharakteristikam [Development of maps of regionalization by climatic characteristics]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 2009, no. 1, pp. 57 - 60. (In Russ.)
2. Karachev A.I., Budakov I.V., Rabenko V.S. O nekotorykh itogakh ekspluatatsii sovremennykh otechestvennykh PGU [About some results of operation of modern domestic CCGT]. Elektronnyi zhurnal OAO RAO «EES Rossii» Novoe v rossiiskoi elektro-energetike, 2007, no. 12, pp. 6 - 16. (In Russ.)
3. NTP-GT-2000. Normy tekhnologicheskogo proektirovaniya elektrostantsii s gazoturbinnymi parogazovymi ustanovkami [NTP-GT-2000. Norms of technological design of power plants with gas turbine combined-cycle plants]. Moscow: RAO «EES Rossii», 2000, 94 p.
4. Grinchuk A.S. Vliyanie parametrov tsiklovogo vozdukha i aerodinamiki gazovogo trakta na ekonomichnost' GTU i PGUEner-getika [Influence of the parameters of cyclic air and aerodynamics of the gas pipeline on the efficiency of gas turbines and PGU]. Izv. vuzov i energeticheskikh ob"edineniiSNG, 2009, no. 6, pp. 74 - 81. (In Russ.)
5. Burov V.D., Teplov B.D. Povyshenie nominal'noi moshchnosti i energeticheskoi effektivnosti PGU v usloviyakh vysokikh temperatur naruzhnogo vozdukha putem vpryska vody v gazovozdushnyi trakt GTU [Increase of nominal power and power efficiency of CCGT in conditions of high temperatures of outside air by water injection into gas-air path of GTU]. Molodoi uchenyi, 2015, no. 23.1, pp. 11 - 13. (In Russ.)
6. Vnedrenie sistemy isparitel'nogo okhlazhdeniya tsiklovogo vozdukha v KVOUPGU-410 dlya nuzhd OOO Lukoil-Kuban'energo [Implementation of the evaporative cooling system of cyclic air in KVOU PGU-410 for the needs of OOO Lukoil-Kubanenergo]. OAO «ENEKS», filial YuzhVTI, 2015, 53 p.
7. Baltyan V.N., Efimov N.N., Tskhyaev A.D. K voprosu modernizatsii kotel'nogo oborudovaniya ugol'nykh TES [On the modernization of the boiler equipment of coal-fired TPPs]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. Region. Tekhn. nauki, 2017, no. 1, pp. 50 - 53. (In Russ.)
8. Agyul Kh., Shakhin N. Sistema okhlazhdeniya vozdukha na vkhode v gazoturbinnye ustanovki [Air cooling system at the entrance to gas turbine installations]. Turbiny i dizeli, 2011, no. 3, pp. 10 - 12. (In Russ.)
Поступила в редакцию /Receive 23 августа 2018 г. /August 23, 2018
