56 ной зоне, возрастание в приосевой «квазитвердой» зоне и в пристеночной области течения. 5. В достаточно длинных циклонных камерах наблюдается приближен- ная автомодельность не только осредненных, но и пульсационных скоро- стей относительно критерия Рейнольдса в рассмотренном диапазоне его изменения (Reвх = 4,38∙10 4–27,32∙104). Л И Т Е Р А Т У Р А 1. У с т и м е н к о, Б. П. Процессы турбулентного переноса во вращающихся течениях / Б. П. Устименко. – Алма-Ата: Наука, 1977. – 231 с. 2. С а б у р о в, Э. Н. Аэродинамика и конвективный теплообмен в циклонных нагрева- тельных устройствах / Э. Н. Сабуров. – Л.: ЛГУ, 1982. – 240 с. 3. С а б у р о в, Э. Н. Аэродинамика циклонной камеры большой относительной длины / Э. Н. Сабуров, А. Н. Орехов // Энергетика… (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объедине- ний СНГ). – 1995. – № 3–4. – С. 82–87. Представлена кафедрой теплотехники Поступила 15.05.2013 УДК 621.311.22 АНАЛИЗ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ТЭЦ, РАБОТАЮЩЕЙ ПО ТЕПЛОВОМУ ГРАФИКУ, К ПРОХОЖДЕНИЮ ПРОВАЛОВ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ Кандидаты техн. наук, доценты НАЗАРОВ В. И., ТАРАСЕВИЧ Л. А., магистрант НАЗАРОВ П. В. Белорусский национальный технический университет Структура генерирующих мощностей объединенной энергетической системы (ОЭС) Республики Беларусь весьма неблагоприятна для суточного и недельного регулирования, особенно в отопительный период, так как до- ля ТЭЦ в этой структуре составляет 50 %. В результате в настоящее время имеют место трудности, особенно с прохождением ночных и недель- ных минимумов, что хорошо видно из графиков нагрузки, приведенных на рис. 1, 2. Здесь диапазон регулирования в рабочий день Nрег = 2000 МВт, а в выходной Nрег = 1600 МВт. Причем коэффициент неравномерности графика нагрузки Кн составляет: для рабочего дня – 1,5, а для выходных – 1,4 при уровне загрузки оборудования Ку соответственно 0,67 и 0,71. Необ- ходимо отметить, что базовая зона графика в отопительный период покры- вается за счет ТЭЦ, так как подавляющее большинство ТЭЦ принимает весьма ограниченное участие в регулировании мощности в ОЭС. 57 Одной из основных причин малого участия ТЭЦ в регулировании мощно- сти в энергосистеме является принятый способ регулирования электрической мощности теплофикационных паротурбинных установок, который осуществ- ляется изменением расхода пара в конденсатор и на турбину при поддержа- нии постоянного отпуска теплоты с помощью поворотных диафрагм. 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 t, ч 24 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 t, ч 24 Рис. 1. Суточный график нагрузки ОЭС (зима 2012, РД) Рис. 2. Суточный график нагрузки ОЭС (зима 2012, ВД) Наибольшие трудности при регулировании мощности в энергосистеме, как уже отмечалось, имеют место в отопительный период, когда участие ТЭЦ в регулировании особенно необходимо. Вместе с тем именно в этот период электрическая мощность большинства ТЭЦ может изменяться в незначительных пределах. Происходит это потому, что в отопительный период теплофикационные паротурбинные установки с регулируемыми отопительными и промышленными отборами пара работают по тепловому графику с тепловыми нагрузками и расходами пара на турбину, близкими к максимальным, при минимальных расходах пара в конденсатор. После закрытия поворотных диафрагм, перекрывающих расход пара в конденсатор, возможности этого способа регулирования электрической мощности и штатной системы автоматического регулирования серий- ных теплофикационных установок оказываются полностью исчерпанными. При работе на этом режиме электрическая мощность таких установок практически не регулируется. Также не регулируется электрическая мощ- ность противодавленческих теплофикационных паротурбинных установок и установок с ухудшенным вакуумом, работающих с заданным отпуском теплоты. Таким образом, в настоящее время в отопительный период, когда трудности в регулировании мощности в энергосистеме особенно велики, а тепловые нагрузки близки к максимально возможным, электрическая мощность практически всех типов серийных теплофикационных паротур- бинных установок либо регулируется в очень узком диапазоне, либо вооб- ще не регулируется. Указанные проблемы при суточном и недельном регулировании в ОЭС усугубятся с вводом АЭС. На рис. 3–5 приведены графики нагрузок, из ко- торых видно, что с вводом на АЭС энергоблока 1200 МВт коэффициент разгрузки на ТЭЦ в отопительный период составит Ку = 0,77 (рабо- чий день) и Ку = 0,44 (выходной день). При вводе второго энергоблока 1200 МВт коэффициент разгрузки на ТЭЦ в рабочий день составит уже Ку = 0,44. Осуществить такое снижение при имеющейся структуре генери- 6500 N, МВт 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 6500 N, МВт 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 58 рующих мощностей до таких величин невозможно даже при условии пре- дельного использования регулировочных характеристик оборудования и пропускной способности межсистемных связей. Поэтому решение этой проблемы является актуальной задачей и требует нетрадиционных под- ходов. 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 t, ч 24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 t, ч 24 Рис. 3. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, РД, в работе один энергоблок Белоруской АЭС, прогноз) Рис. 4. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, ВД, в работе один энергоблок Белоруской АЭС, прогноз) Рис. 5. Суточный график нагрузки ОЭС (зима, РД, в работе два энергоблока Белоруской АЭС, прогноз) 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 t, ч 24 К настоящему времени имеются несколько способов, расширяющих диапазон регулирования ТЭЦ, работающих по тепловому графику. К ним в первую очередь можно отнести [1–6]: надстройку ТЭЦ пневмоэнергоаккумулирующей установкой (ПЭАУ); принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием электрокотлов; параметрический способ разгрузки ТЭЦ; принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием резервных водо- грейных котлов; принудительную разгрузку ТЭЦ с использованием аккумуляторов теплоты. Надстройка ТЭЦ ПЭАУ (вариант I). В состав основного оборудова- ния ПЭАУ входят компрессор, рекуператор-теплообменник и воздушная турбина. При ночном провале нагрузки компрессор закачивает в подземное хранилище воздух, а в период пикового потребления электроэнергии в энергосистему поступает электроэнергия, вырабатываемая воздушной турбиной из запасенной энергии. При использовании рекуператоров- теплообменников для утилизации энергии сжимаемого воздуха КПД ПЭАУ около 70 % [1]. Капитальные вложения в надстройку составляют 1000 дол./кВт при использовании естественных подземных полостей (со- 7000 N, МВт 6500 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 6000 N, МВт 4000 3000 2000 1000 0 7000 N, МВт 5000 4000 3000 2000 1000 АЭС ТЭЦ 59 ляные пещеры, карстовые полости). Диапазон регулирования теплофика- ционной установки – 170 % Nном. Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием электрокот- лов (вариант II). Этот способ позволяет снижать электрическую мощ- ность теплофикационной турбоустановки за счет как разгрузки ее по теп- лоте, так и потребления некоторой части электроэнергии, вырабатываемой этой установкой. Диапазон разгрузки для этой схемы – 70 % Nном, а капи- тальные вложения в надстройку с электрокотлами находятся на уровне 120–150 дол./кВт. Параметрический способ разгрузки ТЭЦ (вариант III). Данный спо- соб разгрузки теплофикационной турбоустановки включает в себя отклю- чение ПВД с соответствующим снижением расхода пара в голову турбины и сокращение срабатываемого теплоперепада на турбину за счет снижения начальных параметров пара. Для поддержания постоянного отпуска тепло- ты из теплофикационных отборов давление в них повышают путем байпа- сирования сетевых подогревателей. Параметрический способ не требует дополнительных капитальных затрат. Глубина разгрузки здесь составляет 15–20 % Nном [5] (6–8 % за счет отключения ПВД и 8–10 % за счет умень- шения температуры свежего пара). Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием резервных водо- грейных котлов (вариант IV). При этом варианте разгрузки теплофика- ционной установки ее тепловая нагрузка передается водогрейным котлам. Диапазон разгрузки может составлять до 100 % Nном. Капитальные вложе- ния – около 100 дол./кВт. Принудительная разгрузка ТЭЦ с использованием аккумуляторов теплоты (вариант V). Для данного способа осуществляется накопление подогретой до нужной температуры сетевой воды в специальных баках- аккумуляторах. Подогрев и накопление воды происходят в периоды, когда установка работает с электрической мощностью, близкой к номинальной. Во время ночного провала нагрузки турбину принудительно разгружают, а снижение отпуска теплоты компенсируют за счет горячей воды, накоп- ленной в баках-аккумуляторах [6]. Диапазон разгрузки может состав- лять до 60 % Nном. Капитальные вложения здесь находятся на уровне 100 дол./м3. Для оценки эффективности того или иного варианта прохождения нагрузки были выполнены технико-экономические расчеты. В качестве примера брали типовую теплофикационную установку Т-100/110-130. Сравнение вариантов проводили по приведенным затратам Зпр = ЕнК + И, (1) где Ен – нормативный коэффициент эффективности; К – капитальные за- траты; И – годовые эксплуатационные издержки. Причем в годовые эксплуатационные издержки были включены амор- тизационные отчисления Иам, отчисления на текущий ремонт Итр, до- полнительные издержки Ииз, связанные с повышенным износом оборудо- вания (пуски-остановы, нерасчетные режимы работы), издержки отпуска электроэнергии в период провала нагрузки Иmin, а также издержки Ипр, то есть И = Иам + Итр + Ииз + Иmin + Ипр. (2) 60 Было принято, что Иам = 0,13К; Итр = 0,18 Иам; Ииз = Итр ( – доля издержек, вызванных повышенным износом оборудования). Расчеты проводили для различной стоимости условного топлива Цт (от 200 до 350 дол. за тонну), а также при глубине разгрузки теплофикацион- ной установки 100 % Nном и 50 % Nном. Вариант I. В этом варианте считалось, что запасенная энергия мо- жет быть продана на спотовом рынке как пиковая. Причем продажную стоимость пиковой электроэнергии сп ээС брали в диапазоне от 0,15 до 0,40 дол./(кВт ч). Годовые издержки определяли как И = Иам + Итр + Ипр – сп ээИ , (3) где спээИ – выручка от проданной электроэнергии на спотовом рынке: сп сп ПЭАУ ээ ээ ээ max ПЭАУИ С С h N , (4) где ПЭАУ ээС – стоимость электроэнергии, отпущенной от ПЭАУ, дол./(кВт ч) (табл. 1); hmax – интервал пиковой нагрузки, ч (принимали hmax = 1400 ч); NПЭАУ – установленная мощность ПЭАУ, кВт (NПЭАУ = 70000 кВт). Таблица 1 Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 ПЭАУ ээС , дол./(кВт ч) 0,052 0,066 0,082 0,095 Капитальные затраты принимали КПЭАУ = 70 10 6 дол. Результаты расчетов сведены в табл. 2 (для разгрузки 100 % Nном) и в табл. 3 (для разгрузки 50 % Nном). Таблица 2 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта I при различной стоимости топлива и спотовой цены на электроэнергию (глубина разгрузки 100 % Nном) сп ээС , дол./(кВт ч) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 0,15 И 106 дол. 1,6 3,0 3,3 5,8 Зпр 10 6 дол. 12,1 13,5 14,8 16,3 0,2 И 106 дол. –3,3 –1,9 –0,4 0,9 Зпр 10 6 дол. 7,2 8,6 10,1 11,4 0,3 И 106 дол. –13,1 –11,3 –10,2 –8,9 Зпр 10 6 дол. –2,6 –0,8 0,3 1,6 0,4 И 106 дол. –22,9 –21,5 –20,0 –18,5 Зпр 10 6 дол. –12,4 –11,0 –9,5 –8,0 Таблица 3 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта I при различной стоимости топлива и спотовой цены на электроэнергию (глубина разгрузки 50 % Nном) сп ээС , дол./(кВт ч) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 0,15 И 106 дол. 0,80 1,50 1,65 2,90 Зпр 10 6 дол. 6,00 6,70 7,40 8,20 61 0,2 И 106 дол. –1,65 –0,95 –0,20 0,45 Зпр 10 6 дол. 3,60 4,30 5,00 5,70 0,3 И 106 дол. –6,50 –5,70 –5,10 –4,50 Зпр 10 6 дол. –1,30 –0,40 0,15 0,80 0,4 И 106 дол. –11,50 –10,70 –10,00 –9,30 Зпр 10 6 дол. –6,20 –5,50 –4,70 –4,00 Вариант II. В этом варианте годовые издержки рассчитывали как И = Иам + Итр + Ипр. (5) Капитальные затраты принимали Кэк = 8 10 6 дол. Результаты расчета сведены в табл. 4. Таблица 4 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта II при различной глубине разгрузки Глубина разгрузки И 106 дол. Зпр 10 6 дол. 100 % Nном 1,3 2,5 50 % Nном 0,7 1,3 Вариант III. В варианте III годовые издержки рассчитывали как И = Иmin + Ииз = ТЭЦ min ээ ээ min 100 С С 0,0234K β 100 D h N N . (6) Здесь капитальные затраты К принимали 1200 дол./кВт; коэффициент β = 0,4; стоимость отпускаемой электроэнергии в период провала нагрузки min ээС = 0,02 дол./(кВт ч); период провала нагрузки hmin = 2800 ч; диапазон регулирования D = 20 %. В этом варианте капитальные затраты отсутствуют, поэтому Зпр = И. Результаты расчета сведены в табл. 5, 6. Таблица 5 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта III при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 100 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 4,5 6,7 8,9 11,1 Зпр 10 6 дол. 4,5 6,7 8,9 11,1 Таблица 6 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта III при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 50 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 2,4 3,2 4,0 5,0 Зпр 10 6 дол. 2,4 3,2 4,0 5,0 Вариант IV. В варианте IV годовые издержки принимали 62 И = Иам + Итр + Ипр + Иmin. (7) Здесь издержки Иmin определяли с учетом расхода топлива на пуски- остановы основного оборудования Иmin = гс гс хс хс пуск пуск пуск пуск тВ В Ц ,n n где хс пуск гс пуск В,В – соответственно расход топлива при пуске с горячего и холодного состояний ( гс хспуск пускВ 20 т у. т., В 60 т у. т. ); гс хс пуск пуск,n n – число пусков из горячего и холодного состояний гс хспуск пуск( 110, 40).n n Капитальные затраты на водогрейные котлы К принимали 100 дол./кВт, тепловая мощность которых составляет 200 МВт. Результаты расчетов све- дены в табл. 7, 8. При разгрузке 50 % Nном отсутствовали издержки Иmin. Таблица 7 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта IV при различной стоимости топлива (глубокая разгрузка 100 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 6,3 6,6 6,8 7,1 Зпр 10 6 дол. 9,3 9,6 9,8 10,1 Таблица 8 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта IV при различной стоимости топлива (глубокая разгрузка 50 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 3,2 3,2 3,2 3,2 Зпр 10 6 дол. 6,2 6,2 6,6 6,2 Вариант V. Здесь годовые издержки определяли как И = Иам + Итр + Ипр + Иmin, (8) где Иmin = ТЭЦ min ээ ээ min 100 С С 100 D h N ; диапазон регулирования D в этом варианте принимали 60 %. Капитальные затраты составили К = 2,5 106 дол. (для реализации данно- го способа необходимо два бака на 12000 м3 при стоимости 100 дол./м3). Результаты расчетов сведены в табл. 9, 10. Таблица 9 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта V при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 100 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 2,1 3,2 4,3 5,5 Зпр 10 6 дол. 2,5 3,6 4,7 5,8 63 Таблица 10 Годовые издержки и приведенные затраты для варианта V при различной стоимости топлива (глубина разгрузки 50 % Nном) Цт, дол./т у. т. 200 250 300 350 И 106 дол. 0,78 0,78 0,78 0,78 Зпр 10 6 дол. 0,78 0,78 0,78 0,78 Графическая интерпретация результатов технико-экономических расче- тов приведена на рис. 6, 7. Цт, дол./т у. т. Рис. 6. Приведенные затраты для вариантов I–V при глубине разгрузки 100 % Nном Цт, дол./т у. т. Рис. 7. Приведенные затраты для вариантов I–V при глубине разгрузки 50 % Nном В Ы В О Д Ы 1. Сохранение энергии в ночное время – один из наиболее эффективных способов стабилизации расходов на электроэнергию в будущем. 2. Целесообразность выбора того или иного варианта разгрузки ТЭЦ зависит от трех факторов: стоимости топлива, глубины разгрузки и спото- вой цены на электроэнергию. 3. При спотовой цене электроэнергии спээС 0,3 дол./(кВт ч) вариант ТЭЦ с надстройкой ПЭАУ предпочтителен во всем диапазоне разгрузки ТЭЦ и изменения стоимости топлива. 16 14 12 10 8 6 4 2 0 –2 –4 –6 –8 –10 –12 –14 З п р 1 0 – 6 д о л . 8 6 4 2 0 –2 –4 –6 –8 З п р 1 0 – 6 д о л . 64 4. При спотовой цене электроэнергии спээС 0,3 дол./(кВт ч) и глуби- не разгрузки 100 % Nном целесообразно использовать вариант с электрокот- лами. 5. При глубине разгрузки менее 50 % Nном вариант с электрокотлами уступает варианту с баками-аккумуляторами. В промежутке 50 100 % Nном варианты практически сопоставимы. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. E l e c t r i c i t y Storage Assouation. – 2010. 2. Л ы с и к о в, Б. А. Подземные структуры / Б. А. Лысиков, Л. Л. Кауфман. – Донецк: Норд-Пресс, 2005. – Ч. 1 – 280 с. 3. Б е з л е п к и н, В. П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций / В. П. Без- лепкин, С. Я. Михайлов. – Л.: Энергоатомиздат, 1990. – 168 с. 4. У с о в, С. В. Режимы тепловых электростанций / С. В. Усов, С. А. Казаров. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 240 с. 5. С м и р н о в, П. Е. Исследование возможности применения турбоагрегатов ТЭЦ к прохождению провалов графиков электрической нагрузки / П. Е. Смирнов // Сб. науч. трудов. – М.: МЭИ, 1987. – № 142. – С. 28–35. 6. Т о н к о н о г и й, А. В. Использование баков-аккумуляторов для перевода ТЭЦ в ма- невренный режим / А. В. Тонконогий, И. М. Горзиб // Сб. науч. трудов. – М.: МЭИ, 1987. – № 142. – С. 39–46. Представлена кафедрой ТЭС Поступила 25.03.2013 УДК 532.5; 536.2; 621.183; 621.039.5 ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ В НЕМ МНОГОФАЗНЫХ ТЕЧЕНИЙ В ЦЕНТРОБЕЖНЫХ СИЛОВЫХ ПОЛЯХ Канд. техн. наук КАЩЕЕВ В. П.1), инж. ВОРОНОВ Е. О.2), магистр техн. наук КАЩЕЕВА О. В.3), канд. техн. наук ХАИМОВ В. А.4), доктора техн. наук ГАШЕНКО В. А.5), СОРОКИН В. Н., инж. УЛАСЮК Н. Н.1), докт. техн. наук, проф. КУЛАКОВ Г. Т.1), студ. КЛИМЕНКОВА О. Л.1) 1)Белорусский национальный технический университет, 2)РУП «Белэнерго», 3)Университет Штутгарта (IGE), 4)ЗАО «ЭНЕРГОСЕРВИС», 5)Электрогорский научно-исследовательский центр по безопасности атомных электростанций В связи с мировым экономическим кризисом усилилась конкуренция, возросло значение энергосбережения. В целях экономии энергоресурсов