CC BY
102
УДК 629.9:621.311
Р.З. Аминов, Е.Ю. Бурденкова, Д.М. Пронь
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЯ - РЕГУЛЯТОРА
В РЕЖИМЕ ЗАРЯДКИ
Представлены методика и результаты оценки сравнительной эффективности альтернативных вариантов прохождения снижения нагрузок в энергосистеме за счет разгрузки энергоблоков тепловых электростанций и зарядки потребителя-регулятора в часы ночного провала электрической нагрузки энергосистем.
Гидроаккумулирующие электростанции, переменная зона графика электрической нагрузки, тепловые электростанции, потребители-регуляторы, методика, эффективность разгрузки
R.Z. Aminov, E.J. Burdenkova, D.M. Pron
EVALUATING THE EFFECTIVENESS OF CONSUMER - REGULATOR IN THE
CHARGING MODE
In article in a power supply system at the expense of unloading of power units of thermal power stations and consumer-regulator gymnastics the technique and results of an estimation of comparative efficiency of alternative variants of passage of decrease in loadings is presented to hours of a night failure of electric loading of power supply systems.
Hydroheat-sink power stations, Variable zone of the schedule of electric loading, Thermal power stations, consumers-regulators, Technique, efficiency of unloading.
В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020г. в Европейской части России преимущественное развитие получат атомные и гидроаккумулирующие электростанции [1].
Для этих регионов на первый план выходит задача оптимальной загрузки оборудования. Особенно важное значение приобретает она там, где велика неравномерность графика электрической и тепловой нагрузки.
Долевое участие в разгрузке разных типов энергоблоков, либо очередность их разгрузки будет определяться оптимальным распределением нагрузок в системе при разных уровнях ее мощности. Это представляет собой весьма громоздкие и сложные расчеты в особенности для энергосистем, включающих в себя оборудование, использующее различные природные ресурсы (ГЭС, ТЭС, АЭС, ВЭС и др.).
Рассмотрим физическую модель оптимальной загрузки оборудования в суточном режиме на примере энергосистемы с гидроаккумулирующей электростанцией (ГАЭС), работающей в режиме аккумулирования потенциальной энергии воды, закачиваемой в верхнее водохранилище. В часы максимума электрических нагрузок потенциальная энергия закаченной в верхнее водохранилище воды используется для производства пиковой электроэнергии в обратимом насосе-гидротурбине. Такая модель работы присуща и другим типам потребителей-регуляторов.
На суточном графике электрических нагрузок (рис. 1) зона внепикового электропотребления расположена ниже линии АВ, и в точках С и С' возникает необходимость либо разгрузки оборудования работающих электростанций, либо осуществления насосного режима ГАЭС с включением в работу насосов для закачки воды в верхнее водохранилище. При этом разгрузка системы на дифференциально малую величину dNc позволяет получить для зарядки ГАЭС -работы насосов количество электроэнергии dЭз, которое может быть определено как dЭз=dNC•тз. Здесь тз - продолжительность зарядки, определяемая конфигурацией графика электрических нагрузок. В данном случае она складывается из двух составляющих - в левой и правой части графика электрических нагрузок. В часы максимума электрических нагрузок при
Рис. 1. Суточный график электрических нагрузок
работе насосов в гидротурбинном режиме получаем количество выработанной пиковой электроэнергии ёЭпш,= пГАЭС^Эз. Здесь пГАЭС - КПД полного цикла аккумулирования энергии.
Выбор того или иного режимного варианта прохождения снижения нагрузок в энергосистеме произведем на основе сопоставления текущих затрат. В дальнейшем такое сопоставление может послужить основой для оценки эффективности и целесообразности сооружения потребителей-регуляторов, а также для определения оптимальных режимов их использования.
При рассмотрении принятых альтернативных вариантов выделим понятие издержки системы при разгрузке ее оборудования Ис и издержки при работе потребителя-регулятора ИГАЭС. В случае если Ис>ИГАЭС целесообразно использовать внепиковую электроэнергию для зарядки и наоборот, если Ис<ИГАЭС включать в работу режим зарядки потребителя-регулятора нецелесообразно - более эффективно разгружать оборудование.
Рассмотрим эти составляющие поэлементно для каждого из вариантов в отдельности.
А) Разгрузка электростанций
При разгрузке электростанций на величину АМ снижается суммарный расход топлива на них ёБс, снижается количество реализованной электрической энергии на величину ёЭз и доход от ее реализации. Кроме того, появляется необходимость расхода топлива на выработку пиковой электроэнергии ёЭпик в количестве, равном вырабатываемой энергии потребителем-регулятором и дополнительный доход от ее реализации. С учетом этих составляющих получаем
ёИс =-ёБс -Тз ■ Цзт + ёМс -Тз ■ Тнс + зпик ■ аМс -Тз -ПГАЭС " <1^ -Тз -ПГАЭС ' ^ик . (1)
Здесь Цт - стоимость потребляемого топлива электростанциями при прохождении минимальных нагрузок, руб./т у.т.;
Тс, Тпик - тариф соответственно на внепиковую и пиковую электроэнергию, руб./кВт-ч;
зпик - удельные затраты на отпущенную электроэнергию пиковым источником, руб./кВт-ч.
Б) Режим зарядки потребителя-регулятора
В этом случае режим работы электростанций системы не изменяется (фиксируется в точках С и С', рисунок 1). Для зарядки потребитель-регулятор приобретает ночную электроэнергию по цене Тн и реализует пиковую электроэнергию по тарифу Тпик. Таким образом, получаем:
аИГАЭС = аМс - Тз - Тн — аМс - Тз - Тпик - ЛгАЭС = ЙМс - Тз - (Тн — Тпик - ЛгАЭС ) . (2)
При оценке эффективности потребителей-регуляторов очень важно правильно определить тариф на приобретаемую внепиковую электроэнергию Тн. Если потребитель-регулятор привязан к конкретной электростанции и может брать электроэнергию с ее шин на генераторном напряжении, то он может брать ее по отпускному тарифу этой электростанции. Если же потребление внепиковой электрической энергии осуществляется из энергетической системы, где она смешивается от разных электростанций, то Тн может иметь существенно более высокие значения, обусловленные сетевыми и системными расходами.
Сопоставляя между собой полученные зависимости, запишем условие, при котором оправдано включение в работу режима зарядки потребителя-регулятора (Ис>ИГАЭС)
— аБс ■ Тз ■ + аМс ■ Тз ■ Тнс + зпик ■ аМс ■ Тз ■ ЛгАЭС — ЙМс - Тз - ЛгАЭС - Тпик ^ ЙМс - Тз - (Тн — Тпик - ЛгАЭС) (3)
Проведя некоторые преобразования, получаем:
— ТБ^ ' Цт + Тнс — ЛгАЭС(Тпик — зпик) -—(Тпик ' ЛгАЭС — Тн )• (4)
аМс
Или то же самое по условию достижения максимального эффекта (меняются знаки и неравенство на противоположные)
^■Ц; + П ГАЭС (Тпик — зпик ) — Тн £ (Тпик ПгАЭС — Т„ ) (5)
аМс
Если принять условие, что отпускной тариф на ночную электроэнергию, отдаваемую
станцией, совпадает с тарифом приобретаемой энергии потребителем-регулятором, то можно провести преобразование (Т = Тн). После сокращений получаем условие целесообразности включения в режим зарядки потребителя-регулятора
'' Цт + ЛгАЭс(Тпик — Зпик) — Тпик ' Л ГАЭС . (6)
Или окончательно
Цт аВс — з . (7)
пик V /
Л ГАЭС
В том же случае, когда тариф на ночную электроэнергию для Г АЭС (Тн) выше отпускаемого электростанцией (Т) получаем условие целесообразности включения режима зарядки
цз ав і
Цт С +-(Тн — Тнс) — зпик . (8)
Л ГАЭС Л ГАЭС
То же самое
Ц '^ + Тн “Т-‘ - Зпик ПгаЭС * (9)
ёВс
В этих неравенствах присутствует производная расхода топлива в системе ------------------ при
ая
снижении ее электрической мощности* Вполне очевидно, что изменение расхода топлива при снижении электрической мощности в системе касается только тех электростанций или энергоблоков, которые участвуют в этом процессе* К тому же, если они потребляют топлива различной стоимости, то это будет интегральная величина, определяемая соотношением
8сс = ц ■ = I цт1 ■ = I цт1 ■ (10)
с аМс т1 ам1 аМс ^т1 ам1 ' '
в котором I - число участвующих в разгрузке энергоблоков; - относительное
I ___
снижение мощности каждым из энергоблоков* Вполне очевидно, что I= 1, или
1=1
I
I ак,= аМс.
1=1
Для расчетов по предлагаемой методике приняты следующие исходные данные: стоимость природного газа - 2400^5400 руб*/т у*т*; стоимость угля - 1200^1800 руб*/т у*т*; удельный расход топлива на пиковой ГТУ - 0,37 кг у*т*/кВт-ч; КПД ГАЭС - 0,75; производная рас-
двс
хода топлива для различных генерирующих источников ---------------- определяется в соответствии с
Э1ЧС
рис. 2 [2].
Для случая, когда Тн = Т^, результаты проведенных расчетов представлены на рис. 3. Из графика на рис* 3 видно, что для энергосистем, включающих ТЭЦ с турбоагрегатами Т-100/120-12,8-3, ПГУ-480 и К-500-23,5-4 ЛМЗ на угле, издержки системы при разгрузке ее оборудования больше издержек при работе ГАЭС, так как зт < зпнк. Следовательно, целесообразно, позволяя работать генерирующим источникам в базовой части графика электрических нагрузок, включать в работу насосы для зарядки ГАЭС* Для энергосистем, включающих в себя КЭС с турбоагрегатами К-800-23,5-5 ЛМЗ на газе, издержки при работе ГАЭС больше издержек системы при разгрузке ее оборудования* Эти турбоустановки надо разгружать, вырабатывая пиковую электроэнергию на ГТУ*
ЗВ/ЗЦ, кг у.т./кВт
Рис. 2. Относительный прирост удельного расхода топлива на электроэнергию при разгрузке энергоблоков КЭС, ТЭЦ, ПГУ и АЭС
Рис. 3. Зависимость прироста топливных затрат (~зт) для различных типов установок при условии Тн = Гн.
1 -Т-100/120-12,8-3;
2 - ПГУ-480;
3 - ГТ-100 (затраты зпнк);
4 - К-500-23,5-4 ЛМЗ (уголь); 5 - К-800-23,5-5 ЛМЗ (газ)
зт, руб./кВт-ч
3,0
2,0
1,0
53
4 4 1
3000
Результаты проведенных расчетов для случая, когда :
Цт, руб./т у.т.
6000
15-2 ^, представлены на рис. 4, 5).
На основании проведенного исследования можно сделать следующие выводы:
1) Целесообразность включения в работу потребителя-регулятора во многом будет зависеть от структуры генерирующих мощностей энергосистемы, типа и характеристик энергоблоков, участвующих в разгрузке, стоимости потребляемых топлив, тарифов на внепиковую электроэнергию (для случая, когда Тн Ф Т£);
2) С помощью приведенных неравенств (7) и (8) можно выполнить сравнительный анализ эффективности работы потребителей-регуляторов при альтернативном варианте разгрузки различных типов энергоустановок тепловых электростанций, использующих различные виды топлива.
0
4,0
3,0
2,0
1,0
зт, руб./кВт-ч
/ъ
^ ^ -^1
ъу'
3000
Цт, руб./т у.т. 6000
Рис. 4. Зависимость прироста топливных затрат (зт~) для различных типов установок
ТК _ 1 ц
при условии — — 1,Ь,
Тк
1 - Т-100/120-12,8-3;
2 - ПГУ-480;
3 - ГТ-100 (затраты зпнк);
4 - К-500-23,5-4 ЛМЗ (уголь);
5 - К-800-23,5-5 ЛМЗ (газ)
0
зт, руб./кВт-ч
Рис. 5. Зависимость прироста топливных затрат (Зт) для различных типов установок при условии
Т н
= 2.
1 - Т-100/120-12,8-3;
2 - ПГУ-480;
3 - ГТ-100 (затраты зпнк);
4 - К-500-23,5-4 ЛМЗ (уголь); 5 - К-800-23,5-5 ЛМЗ (газ)
ЛИТЕРАТУРА
1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации № 215-р от 22.02.2008.
2. Эффективность обеспечения базовой нагрузкой АЭС за счет разгрузки тепловых электростанций / Р.З. Аминов, А.Ф. Шкрет, Е.Ю. Бурденкова, М.В. Гариевский // Труды Академ-энерго. 2010. №1. С.23-33.
3. Системные режимы разгрузки тепловых электростанций для обеспечения АЭС базовой нагрузкой / Аминов Р.З., Шкрет А.Ф., Бурденкова Е.Ю., Кольжанов В.Ф. // Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности (МНПК «ЛОРЭП-2-2007»): сб. науч. тр. по материалам Междунар. науч.-практ. конф. 12-15 сентября 2007 г. / СГТУ. Саратов: ООО «ИППОЛиТ-ХХ1 век», 2007. Т. 1. С.3-6.
BIBLIOGRAPHY
1. The general scheme of placing of objects of electric power industry till 2020. It is approved by the order of the Government of the Russian Federation № 215-r from 2/22/2008.
2. Efficiency of maintenance with base loading of the atomic power station at the expense of unloading of thermal power stations / R.Z.Aminov, A.F.Shkret, E.J.Burdenkova, M.V.Garievsky//Trudy Akademenergo. 2010. №1. С.23-33.
3. Aminov R. Z, Shkret A.F., Burdenkova E.J., Kolzhanov V. F. System modes of unloading of thermal power stations for maintenance of the atomic power station with base loading//Logistics and economy ресурсосбережения and power savings in the industry (МНПК «ЛОРЭП-2-2007»): the Collection of proceedings on materials of the International scientifically-practical conference on September, 12-15th, 2007. СГТУ. Saratov: Open Company «ИППОЛиТ-XXI a century», 2007. Volume 1. С.3-6.
Аминов Рашид Зарифович -
доктор технических наук, профессор, заведующий кафедры «Тепловые электрические станции» Саратовского государственного технического университета Бурденкова Елена Юрьевна -старший научный сотрудник ОЭП СНЦ РАН, г. Саратов
Пронь Дмитрий Михайлович -
магистр Саратовского государственного технического университета
Aminov Rashid Zarifovich -
doctor of technical sciences, professor, the manager of chair «Thermal power plants» of Saratov State Technical University
Burdenkova Elena Yuryevna -
Senior Researcher of EIA SNTS Sciences, Saratov
Pron Dmitry Mikhailovich -
Master of Saratov State Technical University
