CC BY
40
tion in pulverized coal combustion [Тексту / B.G. Tang, K. Ohtake // International symposium on coal combustion (7- 10 sept. 1987): China, 1987,- S. 1.
3. Тринченко, A.A. Повышение экологических показателей низкотемпературных вихревых топок за счет разложения оксидов азота на коксовых частицах |TeKCTj / A.A. Тринченко.— Дис. ... канд. техн. наук,- СПбГПУ,- СПб. 2002,- 187 с.
4. Котлер, В.Р. Оксиды азота в дымовых газах котлов |'[екст | / В.Р. Котлер.— М.: Энергоатомиз-дат, 1987,- 144 с.
5. Серант, Ф.А. Опыт внедрения трехступенчатого сжигания пыли высокореакционных углей |Текст| / Ф.А. Серант, J1.И. Пугач, К.В. Агапов, A.B. Лымарев // Материалы Всерос. науч.-практ. конф. «Проблемы использования канско-ачинских углей на электростанциях». 21—23 ноября 2000. Красноярск.— Красноярск, 2000.— С. 287-291.
6. Шатиль, A.A. Подавление эмиссии оксидов азота при ступенчатом сжигании высокореакционных углей |TeKCTj / A.A. Шатиль, Н.С. Клепиков, Е.К.Вешняков [идр-J //Теплоэнергетика.—2009.— № 1,- С. 2-8.
УДК 621.31 1
И.Г. Кудряшева, ЮЛ. Мирошникова
О ЗНАЧЕНИИ ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ СТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ УКРАИНЫ
В Санкт-Петербургском государственном политехническом университете на кафедре «Возобновляемые источники энергии и гидроэнергетика» (ВИЭГ) выполняются научные исследования по оптимизации режимов работы гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) в рамках энергосистемы [1—3].
Основными задачами исследований являются:
оптимизация параметров работы энергосистемы;
оценка экономии топлива на тепловых станциях в период работы ГАЭС в пиковом режиме (по сравнению с вариантом использования высокоманевренной тепловой станции с парогазовыми установками (ПГУ));
расчет снижения объема выбросов С02 в атмосферу за счет использования ГАЭС;
оценка повышенного износа оборудования и различных потерь вследствие работы ГАЭС в режиме оказания системных услуг;
учет системного эффекта от работы ГАЭС в тарифах на электроэнергию в качестве премиальной надбавки;
формирование и обоснование нового подхода красчету тарифа на электроэнергию, получаемую от ГАЭС, с учетом затрат станции в штатных режимах и в режимах оказания системных услуг энергообъединению.
Оптимизация работы энергетических систем — одна из важнейших задач, которая должна быть решена для обеспечения качественного бесперебойного электроснабжения потребителей. Рост объема промышленного производства несет риск дестабилизации работы энергообъединения вследствие подключения к сети разнообразной дополнительной нагрузки. Это приводит к увеличению перетоков реактивной мощности, ухудшению уровней напряжения и частоты в энергосистеме. Кроме того, перед энергетиками остро встает вопрос сглаживания графика нагрузки энергосистемы. Недостаток маневренных мощностей может привести к сбоям в работе энергообъединения, уменьшению срока службы тепловых станций, а также повышенным расходам на их эксплуатацию. Интенсивное использование высокоманевренных тепловых станций приводит кувеличению выбросов С02 в атмосферу и не решает полностью проблему заполнения ночных провалов графика нагрузки энергосистемы.
Генерирующую часть энергобаланса обеспечивают следующие типы энергетических объектов: тепловые электроцентрали (ТЭЦ); атомные электростанции (АЭС); тепловые электростанции (ТЭС); гидроэлектростанции (ГЭС, МГЭС); гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС); электростанции на базе возобновляемых источников энергии (ВЭС, биотопливные станции).
Режимы работ электростанций, входящих в объединенную энергосистему (ОЭС), имеют свои особенноси. Анализ многолетнего опыта эксплуатации электростанций Украины позволяет выделить следующие режимы работы генерирующих мощностей в энергосистеме:
покрытие базисной части суточного графика нагрузки наиболее экономично обеспечивается за счет АЭС;
режим работы ТЭЦ определяется тепловой нагрузкой потребителя;
мощность и выработка ТЭС располагается как в базисной, так и в регулируемой части графика нагрузки энергосистемы;
покрытие пиковой части суточного графика нагрузки, как правило, обеспечивается за счет агрегатов ТЭС, ГЭС и ГАЭС (если их мощность достаточна), допускающих частые включения, изменения их загрузки и отключения.
Суммарная установленная мощность всех электростанций энергосистемы Украины (рис. 1)— 52,14 тыс. МВт [1], в том числе: ТЭС - 52%; ТЭЦ - 11 %; АЭС - 27%; ГЭС и ГАЭС - 10%.
Анализ выявил следующие особенности развития энергосистемы Украины:
интенсивное строительство АЭС тормозится из-за проблемы маневренности и автоматизации энергосистемы, так как введенные в эксплуатацию блоки АЭС могут работать только в базовом режиме;
перераспределение долей угля, мазута и природного газа в структуре используемого топлива на ТЭС обусловливает уменьшение маневренности работающих блоков ТЭС;
доля маневренных ГЭС в общем объеме выработки электроэнергии недостаточна из-за ограниченных гидроресурсов и мощностей ГЭС Украины;
ТЭЦ 5 984,45 ГЭС-ГАЭС
11% 5 130,10 10%
52% I □ АЭС ■ ТЭС □ ТЭЦ п ГЭС-ГАЭС
Рис. 1. Структура генерирующих мощностей, МВт, энергосистемы Украины в 2010 году
задержка строительства Днестровской, Каневской и Ташлыкской ГАЭС, которые должны обеспечивать пиковые мощности графика нагрузки, обусловлена недофинансированием, вызванным низкой инвестиционной привлекательностью данных объектов в условиях существующей политики тарифообразования;
блоки ТЭС имеют низкий уровень автоматизации основных и вспомогательных технологических процессов, не работают или отсутствуют главные регуляторы мощности основного технологического паросилового оборудования;
автоматические регуляторы скорости турбоагрегатов и частично гидроагрегатов либо отсутствуют, либо морально и физически устарели;
задерживается ввод в эксплуатацию устройств группового распределения активной мощности на ГЭС (завершение проекта реконструкции ГЭС планируется ориентировочно на 2023 год);
частично отсутствуют общестанционные системы автоматического управления мощностью на ТЭС.
В фактической годовой структуре баланса выработки доля АЭС превышает суммарную долю ТЭС, ТЭЦ, ГЭС и ГАЭС (47,9 % против 47,5 %). После завершения строительства и введения в эксплуатацию двух блоков АЭС (№ 2 на Хмельницкой и № 4 наРовенской) базовая мощность энергосистемы дополнительно повысилась, что усложнило процессы регулирования и потребовало значительного увеличения маневренных станций для работы в пиковой и полупиковой зонах графика нагрузки энергосистемы. Для осуществления эффективного регулирования располагаемых мощностей ГЭС, ГАЭС и ТЭС недостаточно. Кроме того, энергоблоки ТЭС работают в условиях ниже порога живучести данного типа станций, что приводит к серьезному возрастанию потребления топлива и увеличению степени износа оборудования.
В настоящее время участие потребителей в регулировании графика нагрузок практически исчерпано. Большинство крупных предприятий с переходом нарасчеты за купленную электроэнергию по тарифам, дифференцированным по зонам суток, уже снизили потребление электрической энергии в пиковые часы и увеличили его в ночное время. Более мелким потребителям при действующих тарифах на электроэнергию осуществлять такой переход экономически невыгодно [2].
В 2010 году общий объем потребляемой мощности ОЭС Украины был равен примерно 22,7 тыс. МВт; планируется увеличение этого показателя к 2020 году до 32,8 тыс. МВт, а к 2030-му — до 45,1 тыс. МВт.
На основе анализа энергетической стратегии Украины [4] при условии равномерного распределения приращения потребляемой мощности получен следующий прогноз изменения суммарных объемов этой мощности в ОЭС на 2010-2030 годы:
Год Мощность, ты<
2010 22,7
2011 23,4
2012 24,2
2013 24,9
2014 25,6
2015 26,4
2016 27,6
2017 28,9
2018 30,2
2019 31,4
2020 32,7
2021 34
2022 35,2
2023 36,4
2024 37,7
2025 38,9
2026 40,2
2027 41,4
2028 42,6
2029 43,9
2030 45,1
В сложившейся ситуации устойчивое поддержание нормальной частоты в ОЭС Украины — важнейшая организационно-техническая, экономическая и технологическая задача, решение которой — необходимое условие надежного энергоснабжения потребителей, эффективной работы всей отрасли и ее конкурентоспособно-
сти на европейском рынке. В этой связи следует отметить, что при неудовлетворительном регулировании в ОЭС практически невозможна параллельная работа с энергосистемами соседних государств, где требования к точности поддержания частоты очень высоки.
Для обеспечения качественного и бесперебойного потребления и экспорта электрической энергии необходимо увеличить мощность генерирующих электростанций (с учетом мощностей, находящихся в резерве и ремонте) до уровня 89,5 тыс. МВт (рис. 2).
Энергетическая стратегия Украины предусматривает балансировку энергетической системы за счет снижения доли генерации ТЭС и стро-ительстватрехГАЭС: Днестровской (крупнейшая в Европе), Ташлыкской и Каневской [4].
В настоящее время строительные работы на всех трех ГАЭС приостановлены из-за недостаточного финансирования. Очевидно, что при заложенных в стратегии объемах строительства новых объектов атомной и тепловой (топливной) генерации и остановке строительства упомянутых гидроэнергетических объектов график нагрузки энергосистемы будет характеризоваться большой неравномерностью и возрастанием нагрузки на ТЭС, что приведет к увеличению затрат на топливо, ускоренному старению блоков станций, повышенным выбросам парниковых газов в атмосферу.
Наряду со сглаживанием графика нагрузки системы, ГАЭС привлекаются в процессы регулирования частоты и мощности в энергосистеме. Анализ данных о работе ряда станций Днепровского каскада показал, что переход гидроагрегатов к работе в режиме АРЧМ (автоматического регулирования частоты и активной мощности) сопряжен с необходимостью дополнительных расходов материально-технических
Рис. 2. Структура генерирующих мощностей, МВт, в 2029 году
и финансовых ресурсов, связанных с потерями воды, восстановлением ресурса гидроагрегата и его вспомогательных систем, расходами электроэнергии на работу компрессоров и насосов. Кроме того, работа гидроагрегатов происходит в условиях постоянных переходных режимов, что существенно снижает ресурс оборудования.
Результаты сбора и анализа данных о работе гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора (СК) — одной из важнейших системных услуг, оказываемых гидроэлектростанциями и ГАЭС энергосистеме — показали снижение срока службы гидроагрегатов на 57 %, что соответственно приводит к повышению эксплуатационных затрат. Тем не менее к работе в режиме АРЧМ выгоднее привлекать ГЭС и ГАЭС, чем ТЭС. Это лишний раз подтверждает высокую эффективность работы гидроагрегатов в энергосистеме и доказывает необходимость внедрения гидроэнергетических объектов данного типа.
Для увеличения доли ГАЭС в регулировании частоты и активной мощности в ОЭС Украины необходим следующий комплекс мероприятий: техническое перевооружение действующих агрегатов ГАЭС с выполнением всех нормативных требований по их участию в первичном и вторичном регулировании частоты и перетоков мощности; разработка и финансирование необходимых для этого мероприятий;
ввод новых мощностей (завершение строительства Днестровской и Ташлыкской ГАЭС, строительство Каневской ГАЭС);
оснащение строящихся гидроаккумулирую-щих электростанций средствами автоматического регулирования частоты и перетоков мощности;
внедрение в практику регулирования частоты и перетоков мощности в ОЭС Украины средств и методов, используемых в странах с регулированием по стандартам UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity), при максимальном сохранении и развитии отечественного опыта иерархических систем АРЧМ в условиях конкурентного рынка;
разработка методов экономического стимулирования ГАЭС в соответствии с действующими Правилами оптового рынка электрической энергии, а также оценка снижения ресурса оборудования электростанций при таком режиме их использования [5].
Для качественного участия ГАЭС в регулировании частоты и активной мощности ОЭС
Украины требуются серьезные капиталовложения. Решение этой проблемы правительство Украины видит в открытии кредитной линии совместно с крупнейшими международными и европейскими финансовыми организациями, такими как Международный банк реконструкции и развития, Европейский банк реконструкции и развития, Европейский инвестиционный банк, различные гранты японского и швейцарского правительств («зеленые инвестиции»).
Средства, взятые в кредит на строительство ГАЭС, планируется возвращать за счет будущих доходов, ожидаемых в результате пересмотра системы формирования тарифа — в него будет заложена кредитная составляющая. Зарубежные финансовые организации заинтересованы в получении максимальной отдачи на вложенные инвестиции. Главной задачей Правительства Украины по привлечению средств МФО (международные финансовые организации) является планомерная работа в области повышения инвестиционной привлекательности объектов ГАЭС. Новый тариф должен учитывать специфику работы ГАЭС, системные услуги, оказываемые энергосистеме, положительный эффект участия ГАЭС в регулировании, а также стимулировать укрепление позиций гидроаккумулирования в балансировке графика нагрузки системы [6].
Пересмотр и корректировка тарифной политики по отношению к ГАЭС приведет кулучше-нию экономических показателей и повышению инвестиционной привлекательности гидроакку-мулирующих станций. Это позволит привлечь к строительству станций частный капитал и разгрузить часть статей бюджетных затрат энергодефицитных регионов [3].
В рамках нашей работы для оценки влияния работы ГАЭС на энергосистему была разработана программа в программной среде MS Excel, с помощью которой на основе вводимых параметров, характеризующих работу изучаемого энергообъединения, можно рассчитать снижение выбросов С02, снижение потребления топлива на тепловых станциях, экономический эффект от сглаживания графика нагрузки системы, а также визуализировать результаты оптимизации работы энергообъединения после внедрения в его структуру мощностей ГАЭС. Применение данного программного продукта позволит оптимизировать параметры проектируемых ГАЭС
в соответствии с особенностями структуры и функционирования энергетических систем, где данные объекты будут внедряться.
На данном этапе программа позволяет пользователю вносить и анализировать следующую информацию о рассматриваемом энергообъединении:
данные о структуре генерации и объемах потребления электроэнергии;
характеристики тепловых станций (тип потребляемого топлива, удельный расход топлива в зависимости от типа станции, удельные объемы выбросов С02 при сжигании различного вида топлива и т. д.)
характеристики внедряемого объекта. На основе анализа этих данных программа строит среднесуточный график работы энергосистемы, что позволяет более наглядно оценить структуру энергетической системы и степень неравномерности графика нагрузки. Исходя из
данных о характеристиках различных видов топлива, используемого ТЭЦ и ТЭС, программа определяет не только изменения выработки ТЭС и АЭС, но и суммарную годовую экономию средств за счет снижения потребления топлива. Кроме того, программа позволяет оценить согласно нормам Киотского протокола снижение выбросов С02 (в количественном и денежном эквивалентах) в результате внедрения ГАЭС в работу энергообъединения. После окончательной доработки и усовершенствования программы предполагается ее использование для инициации и создания технико-экономического обоснования проекта строительства Каховской ГАЭС.
Данные исследования выполняются при поддержке Госконтракта 02.740.11.0750 по Федеральной целевой программе «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009-2013 гг.».
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Васильев, Ю.С. Обоснование параметров и эффективности гидроаккумулируюгцих станций [Текст] / Ю.С. Васильев, В.В. Елистратов, И.Г. Кудряшева // Труды СПбГТУ.— N° 502. Строительство,- СПб.: ' Изд-во СПбГПУ, 2007.— С. 146-154.
2. Кудряшева, И.Г. Методические аспекты оценки эффективности гидроаккумулируюгцих станций [Текст] / И.Г. Кудряшева // Матер, междунар. научно-техн. форума «Электроэнергетика-2008». 15-19 сентября,- СПб.: Изд-во ПЭИПК, 2009.—
С. 352-358.
3. Мирошникова, Ю.А. Оценка системного эффекта ГАЭС в энергосистемах [Текст] / Ю.А. Мирошникова, И.Г. Кудряшева // XXXIX Неделя науки СПбГПУ. Матер, н.-т. конф.— СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2010,- С.102-103.
4. Энергетическая стратегия Украины на период до 2030 года. Распоряжение кабинета министров Украины №145-р от 15.03.06.
5. http://www.er.gov.ua
6. http://www.uge.gov.ua
УДК 621.31 1.22(075.8)
В.Г. Киселев
ВЛИЯНИЕ ПОСТОЯННЫХ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ НА СКОРОСТЬ КОРРОЗИОННЫХ ПРОЦЕССОВ
Постановка проблемы
С развитием городов и повышением плотности застройки опережающими темпами растет количество подземных металлических сооружений (ПМС), расположенных в непосредственной близости от источников постоянных блуж-
дающих токов, например трамвайных, железнодорожных и троллейбусных линий. Сохранение инвестиций, сокращение потерь при аварийном выходе из строя ПМС, расположенных в зоне влияния блуждающих токов, в значительной степени определяются уровнем антикоррозионной
