CC BY
21
ISSN 0321-2653 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИМ РЕГИОН._ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ. 2017. № 4
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
УДК 621.311 DOI: 10.17213/0321-2653-2017-4-38-43
ПРОБЛЕМЫ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЮЖНОГО ФЕДЕРАЛЬНОГО ОКРУГА РФ
© 2017 г. А.Д. Цхяев, В.Н. Балтян, Н.Н. Ефимов, Е.М. Дьяконов
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия
PROBLEMS OF RELIABILITY OF POWER SUPPLY OF CONSUMERS OF SOUTHERN FEDERAL DISTRICT OF THE RUSSIAN FEDERATION
A.D. Tskhiaev, V.N. Baltyan, N.N. Efimov, E.M. Diakonov
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia
Цхяев Андрей Дикранович - соискатель, нач. отдела реализации проектов филиала ЭНЕКС (ОАО) ЮжВТИ.
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.
Ефимов Николай Николаевич - д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника», Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. E-mail: [email protected]
Дьяконов Евгений Михайлович - канд. техн. наук, доцент, проректор по образовательной деятельности, Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова, г. Новочеркасск, Россия. E-mail: [email protected]
Tskhiaev Andrey Dikranovich - head of projects ENEX (OJSCo) affiliate YgVTI, PhD thesis competitor.
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.
Efimov Nikolay Nikolaevich - Doctor of Technical Sciences, professor, head of department «Thermal power stations and heat transfer engineering», Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. E-mail: [email protected]
Diakonov Evgeny Mikhailovich - Candidate of Technical Sciences, Vice-Rector for educational activities Scientific degree, Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), Novocherkassk, Russia. E-mail: [email protected]
Энергетика Южного федерального округа России в последние десятилетия оснащается парогазовыми и газотурбинными установками, которые зависят от климатических температурных условий региона. Повысить эффективность работы таких установок, особенно в летнее время, возможно путем снижения температуры воздуха на входе в компрессор. В работе анализируется эффективность такого снижения температуры на входе в компрессор и приведена методика расчета повышения мощности на примере двух электростанций: Астраханской ГРЭС и Краснодарской ТЭЦ.
Ключевые слова: парогазовая и газотурбинная установки; потери мощности при повышении температуры окружающего воздуха; система охлаждения воздуха перед компрессором.
Energy of the South Federal district of Russia in recent decades are equipped with combined cycle and gas turbine plants, which depend on temperature and climatic conditions of the region. To improve the efficiency of such plants, especially in the summer, perhaps by reducing the temperature of the air entering the compressor. The paper examines the effectiveness of such reduction of the temperature at the inlet of the compressor and method of calculation increase the power on the example of two power plants: TPP Astrakhan and Krasnodar CHP.
Keywords: combined-cycle gas turbines; the power loss with increasing ambient temperature; the cooling system of air upstream of the compressor.
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.
TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
Особенностью структуры энергетических мощностей, расположенных на территории Южного федерального округа (ЮФО) РФ, является значительная доля в них объектов тепловой энергетики. При этом растет их парогазовая (ПГУ) и газовая (ГТУ) составляющие. В условиях континентального климата ЮФО данное оборудование создает определенные сложности в плане обеспечения надежного электроснабжения потребителей региона.
Для проектирования газотурбинного энергетического оборудования, как известно, исходными принимаются стандартные атмосферные условия [1]: температура воздуха 15 °С; относительная влажность 60 %; абсолютное давление 760 мм рт. ст. Отклонения в процессе эксплуатации от исходных параметров влияют на заявленную производителем номинальную мощность ^ном, что связано с соответствующим изменением количества поступающего на ГТУ весового расхода воздуха. В периоды пиков летних температур (июнь - сентябрь), как следует из расчетных оценок, расположенные на территории ЮФО газотурбинные установки несут электрическую нагрузку меньше номинально располагаемой (Лрасп). Актуальность проблемы, если не предпринимать эффективных контрдействий, в перспективе будет возрастать.
Проанализировать сложившуюся ситуацию применительно к ЮФО удобно на основе разработанных авторами оригинальных методических приемов [2]. Суть их сводится к следующему. На основе комплексного анализа климатологической и технологической ситуации определяется вызванный внешним экстремальным температурным фоном дефицит мощности эксплуатируемых ГТУ, который авторами классифицируется как их потенциальный ресурс модернизации. Его можно активировать внедрением на энергопредприятии определенных технологических и организационных решений. Реализация ресурса подразумевает восстановление в рассматриваемой ситуации номинальной или располагаемой мощности ГТУ. По аналогии можно оперировать понятием «инновационный ресурс», подразумевая под последним в нашем случае дополнительную мощность ГТУ, обеспечиваемую за счет инновационных мероприятий.
Экстремальный внешний температурный фон (Та мах) в проводимом анализе принимается в качестве независимого аргумента. Алгоритм расчета ресурса модернизации ГТУ с целью компенсации климатического снижения ее мощ-
ности может быть, с учетом данных [3 - 5], составлен по следующей схеме:
N = N / Nном = вдКукпкра;
Nном = 1; N расп = 1 1Nном •
ДН°М = Nном _ N ;
драсп = Nрасп _ Nt •
(1)
Аи
= Nи
- N,
Та мах _ (табл. й
где ^ом - относительная номинальная мощность; Nрасп- относительная располагаемая мощность; N ( - относительная климатическая
мощность; Nиннов- относительная инновационная мощность; Кы - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности) [5];
Т _ 288
-- коэффициент, учитывающий
K = 1 - к
T
влияние температуры атмосферного воздуха; к - промежуточный температурный коэффициент (обычно к = 3); Ку - коэффициент, учитывающий наличие утилизации теплоты, для ЮФУ Ку = 0,985; Кп - коэффициент, учитывающий влияние относительной скорости вращения ротора ГТУ и нагнетателя, обычно при разности скоростей менее 0,1 Кп = 1,0; Кра - коэффициент, учитывающий влияние высоты расположения ГТУ над уровнем моря, для ЮФО Кр = 1,0;
Та - температура атмосферного воздуха, оС;
- относительные номиналь-
дном драсп диннов
ныи, располагаемый, инновационный ресурсы модернизации соответственно.
Температура Тмах определяется на основе среднестатистических данных о максимальной дневной температуре воздуха в регионе ЮФО. В табл. 1 приведены результаты такого анализа.
Таблица 1 / Table 1
Максимальная дневная температура наружного воздуха
на территории ЮФО / Maximum daily ambient air temperature on the territory of the southern Federal district
Месяц январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь
Т'ма^ оС 15,0 18,9 24,2 31,0 31,0 35,5 38,5 39,7 37,3 33,0 22,9 22,0
ISSN 0321-2653 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ РЕГИОН._ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ. 2017. № 4
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
Они получены на основе разработанных карт климатологического районирования филиалов Межрегиональной распределительной сетевой компании Юга по энергообъединениям Аст-раханьэнерго, Волгоградэнерго, Ростовэнерго, Калмэнерго [4, 6]. Исходные материалы для анализа - результаты наблюдений региональных метеостанций ЮФО за последние 40 - 50 лет.
Материалы таблицы указывают на экстремальный уровень температур воздуха в ЮФО в летние месяцы года. В июне - сентябре они превышают номинальные для эксплуатации ГТУ на 20 - 25 оС. По оценочным данным потеря мощности на данном оборудовании в такие периоды времени достигает 15 - 20 % от ее номинального значения. Это и есть потенциальный «температурный» ресурс модернизации ГТУ.
Диаграмма граничных режимов на рис. 1 графически отображает результаты решения системы уравнений (1) в диапазоне реальных для ЮФО значений Тмах. С целью унификации диаграммы для любых ГТУ она построена в относительных единицах мощности:
N, Nном, Nрасп, Nиннов. Графическая интерпретация определенного ресурса модернизации -
ном Трасп Тиннов
, Л , А - соответствует его аналитическому выражению в системе (1).
1,2
к л
S
ё о о
в
о
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
NP.cn ---- г *
N«0«
в
0 10 Т° 20 30 40
Температура наружного воздуха, оС
Рис. 1. Диаграмма граничных режимов ГТУ: N, - относительная «климатическая» мощность; Т°а - стандартная температура воздуха (15 оС) / Fig. 1. Chart boundary modes of the gas turbine: N, - relative «climatic» capacity;
Тоа - standard temperature (15 оС)
Особенности диаграммы: постоянные верхние границы нормативных нагрузок во всем диапазоне изменения аргумента; линейный характер нижней границы как следствие однофакторной связи между температурой наружного воздуха Та и мощностью Nt . Отмеченные особенности позволяют
описывать сходные ситуации аналитически, что неприемлемо для многофакторных случаев, рассмотренных, например, в [2] и касающихся модернизации котельного оборудования угольных ТЭС. Их описание возможно главным образом на основе экспериментальных закономерностей, полученных в процессе индивидуальных натурных исследований интересуемых объектов.
Практическая ценность диаграммы заключается в возможности на ее основе обоснованного выбора технологических и организационных действий, компенсирующих обозначенные климатические потери мощности. Масштаб необходимых компенсационных действий оценивается
величиной AN= Аном №м, где Аном - номинальный климатический ресурс модернизации ГТУ при уровне максимальных температур наружного воздуха Тмах. Для региона ЮФО Тмах принимается из табл. 1. Величина Аном определяется решением системы уравнений (1) либо графически из рис. 1. В частности, при Тмах = 39,7 оС
(август) Аном = 0,17. Соответствующий климатический дефицит мощности на ПГУ-110 Астраханской ГРЭС, в состав которой входят две газотурбинные установки LM6000PF-Sprint номинальной электрической мощностью 46,64 МВт каждая, составит 15,8 МВт. На ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго», которая также является объектом описываемой ниже модернизации, номинальная электрическая мощность ГТУ на основе газотурбинных установок типа M701F4 производства фирмы Mitsubishi Heavy Industry Ltd (MHI) равняется 303,9 МВт и, соответственно, при аналогичной климатической ситуации AN составляет 42,5 МВт.
Для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей, включая ЮФО РФ, естественным является наличие в энергообъединениях резервных мощностей, достаточных для оперативной ликвидации указанных дефицитов. Соответственно ANрвз = Аном • N™™. Вместе с тем данный вариант компенсации относится к наиболее капиталоемким. Приемлемой же альтернативой, как показывает в основном зарубежный опыт, является внедрение систем охлаждения воздуха на входе в ГТУ [7, 9, 10]. При снижении температуры повышается плотность приточного воздуха, вследствие чего весовой расход воздуха, проходящего через турбину, возрастает и, соответственно, увеличивается выходная электрическая мощность газовой турбины. Распространение получили два основных варианта систем
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION.
TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
охлаждения: хладагентом через теплообменник; распылением и испарением воды на входе в компрессор (испарительный вариант охлаждения).
Из модели процесса (1) получено выражение для расчета холодильной мощности чиллера, требуемой при модернизации ГТУ
Q = T
г^чил
•G • с •
мах вх вх
Ан
+ ks -1
k t • ks
«Роксор Индастри». Фрагмент системы показан на рис. 3. Снижение температуры всасываемого компрессором воздуха достигается путем его увлажнения. Каскадные модули для размещения смачиваемого материала встроены в существующие металлоконструкции КВОУ ГТУ.
где Тмах - максимальная в районе эксплуатируемой ГТУ температура атмосферного воздуха, К; Gвх - номинальный секундный расход воздуха, кг/с; свх - теплоемкость воздуха, кДж/кг; к = Кы-Ку-Кп' К .
Расчетная оценка требуемых значений Qчил для ГТУ в составе ПГУ-110 Астраханской ГРЭС и ГТУ в составе ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ, выполненная с учетом паспортных характеристик ГТУ (Свх) и нормативных рекомендаций из [5], дала следующее результаты:
- две ГТУ типа ЬМбОООРР^рпШ -бчил = 4300 кВт;
- ГТУ типа М70^4 - 0чил = 13925 кВт.
С учетом результатов расчетов и компоновочных возможностей на указанных объектах реализованы отмеченные промышленные варианты модернизации. Две модернизируемые ПГУ-110 «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» в 2015 г. оснащены абсорбционными холодильными машинами бромисто-литиевого типа АБХМ, производитель SL-чиллера - компания Шуанлян ^иа^На^) (КНР), поставщик - ООО «ЭСТ», г. Санкт-Петербург. Общий вид модернизированных компенсационных воздухоохладитель-ных установок (КВОУ) приведен на рис. 2.
Рис. 2. Общий вид двух модернизированных КВОУ ПГУ - 110 Астраханской ГРЭС / Fig. 2. General view of the upgraded, two products shall be supplied PSU - 110 Astrakhanskaya GRES
На ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ в 2016 г. смонтирована система испарительного охлаждения циклового воздуха в КВОУ. Изготовитель оборудования - фирма «МунтерсЮроп АБ» (Швеция) , поставщик (дистрибьютор) - ЗАО
Рис. 3. Фрагмент системы испарительного охлаждения циклового воздуха в КВОУ ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ / Fig. 3. A fragment of the evaporative cooling system of cyclic air products shall be supplied to the CCGT-410 of the Krasnodar CHP
Эффективность внедренных систем в плане компенсации климатического дефицита мощности ГТУ оценивалась по результатам их пуско-наладочных испытаний и специальных исследовательских работ, выполненных с учетом методического опыта [4, 8 - 10]. В табл. 2 приведены характерные показатели натурных замеров. Обобщение опыта такого внедрения представляет интерес для аналогичных перспективных решений, прежде всего в регионе ЮФО.
Важным для объективной и комплексной оценки конечной эффективности результатов стало непосредственное участие авторов во всех стадиях внедренческого цикла - проектирование, строймонтаж, пуско-наладка, режимные испытания и их анализ.
Выводы из материалов испытаний и результатов их обработки сводятся к следующему.
Суммарная холодопроизводительность КВОУ1 и КВОУ2 ПГУ-110 Астраханской ГРЭС по воздуху в отдельных опытах составляла 6,0 -6,4 МВт, т.е. она близка к требуемой расчетной. Фактическая хладопроизводительность системы охлаждения циклового воздуха на КВОУ ПГУ-410, рассчитанная по показателю испаряемости охлаждающей воды (13,7 м3/ч), находится на уровне 8,3 МВт, что ниже требуемой. Таким образом, две принятые к установке абсорбционные холодильные машины типа АБХМ практически полностью компенсируют климатические потери мощности на ГТУ-1 и ГТУ-2 Астраханской ГРЭС при повышении температуры наружного воздуха вплоть до + 40 оС.
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
Таблица 2 / Table 2
Характерные показатели натурных замеров / Characteristic parameters from the field measurements
№ n/n Время проведения замера Температура наружного воздуха, С Влажность наружного воздуха, % Температура воздуха перед компрессором, оС Мощность ПГУ, МВт Расчетная мощность ГТ без охлаждения воздуха перед компрессором
ГТ ПТ Полная
ПГУ-110 Астраханской ГРЭС (24.06.2015 г.)
1 13,30 38,5 19,9 21,4 108,6 - 108,6 90,2
ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ (20.08.2016 г.)
2 15,45 34,3 39,8 29,5 271 120 391 260,6
Под полной компенсацией подразумевается восстановление в экстремальных внешних температурных ситуациях номинальной (проектной) выработки электроэнергии. Задача восстановления располагаемой мощности (^расп) при этом не ставится, так как мощность ГТУ на данном уровне реально может быть востребована в периоды утренних и вечерних максимумов нагрузки, когда проблема климатической потери мощности менее актуальна.
Система испарительного охлаждения циклового воздуха, внедренная на ПГУ-410, не в полной мере удовлетворяет требованиям, диктуемым климатическими условиями региона ЮФО. При Тмах = 35 оС снижение мощности ГТУ в составе ПГУ составляет около 10 % от №ш, а при Тмах = 40 оС оно достигнет 13 %.
В целом можно констатировать, что предложенная методика оценки ресурса модернизации газотурбинного оборудования электростанций, эксплуатируемых в экстремальных погодных условиях, показала свою эффективность на конкретных промышленных объектах.
Литература
1. Белоконь Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей. М.: Недра, 1969. 128 с.
2. Балтян В.Н., Ефимов Н.Н., Цхяев А.Д. К вопросу модернизации котельного оборудования угольных ТЭС // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2016. № 1. С. 50 - 54.
3. Микаэлян Э. А. Техническое обслуживание энерготехнологического оборудования, газотурбинных газоперекачивающих агрегатов системы сбора и транспорта газа: методология, исследования, анализ и практика. М.: Топливо и энергетика, 2000. 304 с.
4. Ефимов Н.Н., Алексеев М.А. Суточное регулирование нагрузки электропотребления Ростовской области после пуска блоков АЭС // Молодые ученые России - теплоэнергетике: Материалы межрегиональной конф. Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2001. С. 135 - 139.
5. СНиП 23-01 Строительная климатология.
6. Цхяев А.Д., Нубарьян А.В. Разработка карт районирования по климатическим характеристикам // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2009. № 1. С.57 - 60.
7. Балтян В.Н., Мадоян Л.Г., Гречаный А.Н. Применение относительных показателей для анализа и повышения эффективности использования энергооборудования // Теплоэнергетика. 1982. № 7. С.64 - 66.
8. Канцедалов В.Г., Берлявский Г.П., Злепко В.Ф. Новые аспекты в теории и практике надежности энергооборудования ТЭС, вырабатывающего физический ресурс // Электрические станции. 2003. № 3.
9. Ольховский Г. Г., Радин Ю. А., Туз Н. Е., Мельников В. А. Тепловые испытания газотурбинной установки мощностью 280 МВт. // Электрические станции. 2014. № 5. С. 19 - 24.
10. 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.
References
1. Belokon' N.I. Termodinamicheskie protsessy gazoturbinnykh dvigatelei [Thermodynamic processes of gas turbine engines]. Moscow, Nedra Publ., 1969, 128 p.
2. Baltyan V.N., Efimov N.N., Tskhyaev A.D. K voprosu modernizatsii kotel'nogo oborudovaniya ugol'nykh TES [To the question of modernization of the boiler equipment of coal-fired plants]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 2016, no. 1. pp. 50-54. (In Russ.)
ISSN 0321-2653 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKIIREGION. TECHNICAL SCIENCE. 2017. No 4
3. Mikaelyan E.A. Tekhnicheskoe obsluzhivanie energotekhnologicheskogo oborudovaniya, gazoturbinnykh gazoperekachivayushchikh agregatov sistemy sbora i transporta gaza. Metodologiya, issledovaniya, analiz i praktika [Maintenance of energy equipment, gas-turbine gas-compressor units of system of gathering and transport gas. The methodology of research, analysis and practice]. Moscow, Toplivo i energetika, 2000, 304 p.
4. Efimov N.N., Alekseev M.A. [Diurnal regulation of power consumption load of the Rostov region after commissioning of NPP power units]. Molodye uchenye Rossii - teploenergetike: Materialy mezhregional'noi konf. [Young scientists of Russia - thermal power engineering: Materials of interregional conference]. Novocherkassk, YuRGTU (NPI) Publ., 2001, pp. 135-139. (In Russ.)
5. SNiP 23-01 Stroitel'naya klimatologiya [SNiP 23-01 Building climatology].
6. Tskhyaev A.D., Nubar'yan A.V. Razrabotka kart raionirovaniya po klimaticheskim kharakteristikam [Development of a map of zoning on climate]. Izv. vuzov. Sev.-Kavk. region. Tekhn. nauki, 2009, no. 1, pp. 57-60. (In Russ.)
7. Baltyan V.N., Madoyan L.G., Grechanyi A.N. Primenenie otnositel'nykh pokazatelei dlya analiza i povysheniya effektivnosti ispol'zovaniya energooborudovaniya [The use of relative indicators to analyze and improve the efficiency of use of power equipment]. Teploenergetika = Thermal Engineering, 1982, no. 7, pp. 64-66. (In Russ.)
8. Kantsedalov V.G., Berlyavskii G.P., Zlepko V.F. Novye aspekty v teorii i praktike nadezhnosti energooborudovaniya TES, vyrabatyvayushchego fizicheskii resurs [New aspects in the theory and practice of reliability of power equipment of thermal power plants, generating a physical resource]. Elektricheskie stantsii, 2003, no. 3.
9. Ol'khovskii G.G., Radin Yu.A., Tuz N.E., Mel'nikov V.A. Teplovye ispytaniya gazoturbinnoi ustanovki moshchnost'yu 280 MVt [Thermal testing of gas turbine unit 280 MW]. Elektricheskie stantsii, 2014, no. 5, pp. 19-24. (In Russ.)
10. 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 in rated power and energy efficiency in conditions of high ambient temperatures by water injection in the gas path of gas turbines]. Molodoi uchenyi, 2015, no. 23.1, pp. 11-13. (In Russ.)
Поступила в редакцию /Receive 16 июня 2017 г. / June 16, 2017
