Оценка термодинамической эффективности функционирования энергосистемы Беларуси в условиях работы Белорусской АЭС

Аннотация

Рассматривается структура установленных генерирующих мощностей энергосистемы Беларуси. Показаны варианты их возможной загрузки в ночные часы суток отопительного и межотопительного периодов. Указывается на необходимость совершенствования крупных ТЭЦ и рассматриваются возможные варианты развития их тепловых схем в контексте снижения потребления природного газа с учётом обеспечения согласования графиков потребления и генерации электроэнергии, которые могут иметь место после ввода АЭС.
На основе индикативной оценки (эксергетического КПД) получена количественная оценка термодинамической эффективности энергосистемы Беларуси в существующем положении, после ввода АЭС и установки электрокотлов, и её изменения в результате установки на крупных ТЭЦ энергосистемы абсорбционных бромисто-литиевых тепловых насосов, тепловых аккумуляторов, высокотемпературных надстроек на базе ГТУ по сбросной схеме сопряжения с существующими паровыми котлами.

Annotation

The structure of installed generating capacities of the Belarusian power grid is considered. Different ways of generating equipment possible production load after commissioning the nuclear power plant during the nights heating and non-heating periods are shown. Is underlined necessity of improving large CHP. Possible options for the development of heat supply flow chart in the context of reducing natural gas consumption, considering the ensuring coordination of consumption and power generation schedules are considered.
Based on indicative assessment (energetic efficiency) quantitative estimates the thermodynamic efficiency of the Belarusian power grid are defined in the current mode and after commissioning the nuclear power plant and installation of electric boilers, as well as after installation of absorption lithium bromide heat pumps, heat accumulators, high superstructures based on gas-turbine units operating in bottoming cycle on large power grid CHPs.

Оценка термодинамической эффективности функционирования энергосистемы Беларуси в условиях работы Белорусской АЭС

В. Н. Романюк, д. т. н., профессор,

А. А. Бобич, м. т. н.,  ассистент, Белорусский национальный технический  университет

Введение

Начиная с 2000 г. активно проводится модернизация генерирующих мощностей Белорусской энергосистемы. За это время к 2015 г. удельный расход условного топлива (УРТ) на выработку электрической энергии снизился на 14,3 %, а тепловой энергии — на 2,7 %. Абсолютные величины УРТ при этом равны соответственно 235,5 г/(кВт∙ч) и 167,5 кг/Гкал, а эксергетический КПД энергосистемы составил 33,1 %, увеличившись в абсолютной величине на 3,7 %, или 12,6 % в относительном выражении [1]. Вместе с тем энергосистеме страны необходимо постоянное развитие, что не теряет актуальности с вводом в строй Белорусской АЭС в 2018–2020 гг.

В условиях избытка генерирующих мощностей и значительного изменения их структуры развитие энергосистемы должно связываться в первую очередь с  мероприятиями по обеспечению условий стабильности и  повышения эффективности её работы. Требуются изменения в  работе всех энергоисточников, которые при сохранении или повышении надёжности энергосистемы должны обеспечивать дальнейший рост системного энергосберегающего эффекта. С  усложнением структуры и режимов функционирования системы всё более актуальной становится проблема выбора вариантов планируемых к внедрению технических решений. В этих условиях для оценки эффективности энергосистемы, кроме традиционных и абсолютно необходимых показателей надёжности и экономичности, следует рекомендовать термодинамические критерии [1].

Применение традиционных показателей для оценки энергетической эффективности сложных и многоукладных энергосистем при их модернизации и оптимизации не всегда позволяет принять однозначное решение. Это даёт повод отдавать предпочтение в таких случаях индикативным показателям, которые, по нашему мнению, могут быть получены только на базе безразмерных эксергетических характеристик. Наличие подобной индикативной оценки термодинамической эффективности, являющейся долговременной стабильной характеристикой, позволит более обоснованно принимать решения по выбору варианта развития источников энергосистемы из ряда альтернативных, имеющих близкие экономические показатели, что часто имеет место при выборе системных решений.

Прогнозируемое состояние энергосистемы Беларуси в 2020 г.

Планируемая установленная электрическая мощность всех электростанций объединённой энергетической системы (ОЭС) Беларуси на 2020 г. с учётом ввода двух блоков Белорусской АЭС составит 12,6 ГВт [2]. Соответствующая структура генерирующих мощностей энергосистемы в 2020 г. приведена на рис. 1.

Прогнозируемая структура востребованной электропотребителями мощности энергосистемы Беларуси в ночное время отопительного и межотопительного периодов представлена на рис. 2.

Для устранения избытков мощности в период ночных провалов в отопительный и межотопительный периоды приоритетным является строительство комплексов «электрокотёл – тепловой аккумулятор», которое наиболее целесообразно реализовывать на малых ТЭЦ энергосистемы и котельных [3].

В [4] предложены перспективные технические мероприятия, позволяющие повысить эффективность энергосистемы путём размещения на ТЭЦ абсорбционных бромисто-литиевых тепловых насосов (АБТН), тепловых аккумуляторов (ТА) и интеграции в состав ТЭЦ высоких начальных параметров ГТУ по сбросной схеме сопряжения с основным оборудованием. Единовременное внедрение перечисленных мероприятий в  полном объёме при всей заманчивости такой реализации по различным причинам оказывается невозможным. В связи с этим очевидна необходимость оценки вклада в тот или иной ожидаемый эффект (возможности резервирования, снижения расхода природного газа и пр.) того или иного из перечисленных мероприятий, а также определения количественной оценки эффективности энергосистемы с  многоукладной структурой энергоисточников: КЭС, ТЭЦ, котельные на органическом топливе, АЭС на ядерном топливе, электрокотлы на ТЭЦ, электрокотельные, гидроэлектростанции (ГЭС), ветроэлектростанции, солнечные коллекторы. В [1, 5] показана целесообразность применения для принятия решения по выбору варианта развития системы термодинамического метода, и, в частности, на базе расчёта термодинамического КПД. Для определения его величины была разработана методика, которая использована авторами для получения количественной оценки термодинамической эффективности энергосистемы Беларуси на различных стадиях развития: от текущей ситуации до интеграции в её состав АЭС и естественного дальнейшего совершенствования.

Энергосистема в 2020 г. (базовый вариант)

В 2020 г. после ввода двух блоков Белорусской АЭС ситуация с выработкой тепловой и электрической энергии на источниках энергосистемы изменится. При этом отпуск тепловой энергии сохранится, в расчётах его можно принимать на уровне 2015 г. Правомерность такого подхода подтверждается тем, что за последние 15 лет отпуск тепловой энергии остаётся практически на одном уровне с отклонениями в пределах 5 % [15]. Прогнозируемая структура отпуска электроэнергии в 2020 г. приведена на рис. 3.

Для устранения избытков мощности генерации (рис. 2) в период ночных провалов потребления электроэнергии в отопительный и межотопительный периоды согласно имеющейся информации предусматривается строительство комплексов «электрокотел – тепловой аккумулятор» суммарной мощностью до 1,2 ГВт. Из них 0,5 ГВт будет установлено на ТЭЦ, 0,5 ГВт — на котельных и 0,2 — на промышленных предприятиях (рис. 4, 5).

Избытки генерации мощности электроэнергии во время ночного провала нагрузок в отопительный период передаются на электрокотельные в количестве до 1,1 ГВт. Во время дневного пика потребления электроэнергии в отопительный период избыток генерации сохраняется в количестве до 0,17 ГВт, чем определяется мощность потока электроэнергии потребляемой электрокотельными. В межотопительный период электрокотельные используются лишь в часы ночных провалов, ликвидируя дисбаланс генерации и потребления электроэнергии до 0,88 ГВт.

Расход топлива на ТЭЦ, требуемый для расчётов эксергетического КПД, определяется через УРТ на отпуск тепловой и электрической энергии, которые имеют место на соответствующих источниках в существующем положении при загруженных отборах ТЭЦ во время дневного пика электрических нагрузок: в отопительный период на ТЭЦ — 176 г/(кВт∙ч), в межотопительный период — 210 г/(кВт∙ч), УРТ на отпуск тепловой энергии неизменён и принят соответственно в межотопительный и отопительный периоды 174 и 168 кг/Гкал, как в существующем варианте на ТЭЦ. Во время ночного провала электропотребления УРТ на отпуск электроэнергии в расчётах увеличен, в соответствии с данными [16]: на ТЭЦ на 20 г/(кВт∙ч) до 196 г/(кВт∙ч) в отопительный период и в межотопительный период — до 230 г/(кВт∙ч).

УРТ на отпуск электроэнергии на ПГУ-КЭС принят по фактическим осреднённым данным работы электростанций: 280 г/(кВт∙ч) в отопительный период, когда блоки ПГУ-КЭС работают на техническом минимуме, который имеет место в течение всего отопительного периода. В межотопительный период УРТ блоков конденсационных источников изменяется в связи с привлечением в работу паротурбинных блоков и составляет соответственно во время дневного пика и ночного провала электрических нагрузок 275 и 305 г/(кВт∙ч). УРТ на отпуск электроэнергии на АЭС принят 340 г/(кВт∙ч), что соответствует электрическому КПД 36 %. На базе описанной ситуации можно получить исходные данные для расчёта эксергетического КПД энергосистемы в варианте с учётом работы Белорусской АЭС за межотопительный, отопительный периоды и в целом за год (табл. 1).

 Результаты количественной оценки термодинамической эффективности энергосистемы Беларуси после ввода в строй АЭС и электрокотлов и сравнение их с данными по существующему положению указывают на снижение термодинамической эффективности энергосистемы от 2,3 % в отопительный период до 3,2 % в межотопительный период (рис. 6).

Изменение термодинамической эффективности энергосистемы в связи с совершенствованием комбинированных источников энергосистемы  
Как уже отмечалось, совершенствование генерирующих источников энергосистемы не может быть остановлено. Некоторые из возможных энергосберегающих мероприятий приведены в работе [3]. Рас-смотрим изменение эксергетического КПД энергосистемы в результате внедрения этих мероприятий.

Установка АБТН на ТЭЦ

АБТН на ТЭЦ следует использовать для утилизации низкотемпературных тепловых потоков системы циркуляционного охлаждения, что при сохранении отпуска тепловой энергии обеспечит снижение и расхода природного газа на ТЭЦ, и электрической мощности ТЭЦ. На рис. 7 приведены мощности АБТН, которые возможно установить на ТЭЦ энергосистемы Беларуси после 2020 г.

Суммарная тепловая мощность АБТН на всех ТЭЦ энергосистемы Беларуси в  условиях 2020 г. оценивается величиной до 0,44 ГВт. В межотопительный период АБТН не используются, поскольку ТЭЦ работают практически на техническом минимуме нагрузки. В отопительный период во время ночного провала электропотребления АБТН также не работают по той же причине разгрузки ТЭЦ до технического минимума.

Следует отметить, что использование АБТН в описанном качестве позволяет ТЭЦ изменять генерацию электроэнергии в сторону увеличения или в  сторону уменьшения электрической мощности при сохранении тепловых нагрузок. Это обстоятельство способствует работе основных регуляторов, поскольку может быть изменён в нужную сторону их диапазон регулирования. В составе энергосистемы Беларуси 10 крупных ТЭЦ, на которых использование АБТН позволяет изменять генерацию электроэнергии по энергосистеме в целом до 0,15 ГВт в отопительный период (рис. 8).

Средневзвешенный УРТ на отпуск электроэнергии в отопительный период по всем ТЭЦ снижается на 13 г/(кВт∙ч) с существующих 176 г/(кВт∙ч) в варианте АЭС с электрокотлами до 163 г/(кВт∙ч) в варианте, расширенном использованием АБТН, с соответствующим снижением расхода топлива на ТЭЦ и снижением потребления природного газа в энергосистеме до 0,11 млн т у.т. в год.

Введение в состав ТЭЦ АБТН приводит к сокращению в дневное время отопительного периода избытка генерации электроэнергии с 0,17 до 0,02 ГВт, что практически исключает использование электрокотлов в указанное время.

Результаты расчётов количественной оценки термодинамической эффективности энергосистемы Беларуси после внедрения АБТН суммарной тепловой мощностью 0,44 ГВт на 10 крупных ТЭЦ после 2020 г. приведены на рис. 9.

Из полученных данных следует, что использование АБТН на крупных ТЭЦ позволяет увеличить эксергетический КПД энергосистемы на 0,35 % в отопительный период и на 0,23 % в среднем за год с соответствующим снижением потребления природного газа.

Установка ГТУ по сбросной схеме на ТЭЦ

Суммарная возможная электрическая мощность ГТУ по сбросной схеме на всех ТЭЦ энергосистемы Беларуси составляет до 0,6 ГВт (рис. 10).

 Во время ночного провала электропотребления в отопительный и межотопительный периоды ГТУ по сбросной схеме допускают снижение мощности до 50 % или в совокупности по энергосистеме — до 0,3 ГВт. Важно отметить, что в этом варианте требуются ГТУ единичной мощностью до 45 МВт, то есть промышленных типоразмеров, которые практически не снижают моторесурс при указанных разгрузках. В результате имеет место следующее перераспределение генерации электроэнергии.

В межотопительный период блоки ПГУ-КЭС работают на техническом минимуме 0,57 ГВт в ночные часы и с нагрузкой 0,71 ГВт в часы максимальных нагрузок. При этом снижается мощность потока электроэнергии, который требуется передать на электрокотлы с 0,88 до 0,8 ГВт.

В отопительный период КЭС из работы выводятся в связи с отсутствием нагрузки. Генерация ТЭЦ увеличивается за счёт установки ГТУ по сбросной схеме на 0,6 ГВт во время дневного пика и на 0,3 ГВт во время ночного провала. При этом избыток мощности 0,2 ГВт во время дневного пика и 0,83 ГВт в ночные часы передаётся на комплексы «электрокотёл – тепловой аккумулятор». В таком варианте вращающийся резерв обеспечивается за счёт паровых турбогенераторов ТЭЦ увеличением пропуска пара в конденсатор.

Средневзвешенный УРТ в варианте «установка ГТУ по сбросной схеме на ТЭЦ» на отпуск электроэнергии в межотопительный период по всем ТЭЦ снижается во время дневного пика электропотребления на 36 г/(кВт∙ч) до 174 г/(кВт∙ч) по отношению к УРТ 210 г/(кВт∙ч) в базовом варианте и во время ночного провала электропотребления — с 230 до 196 г/(кВт∙ч), то есть на те же 36 г/(кВт∙ч).

В отопительный период средневзвешенный УРТ на отпуск электроэнергии во время дневного пика электропотребления уменьшается на 11 г/(кВт∙ч) — с существующих 176 г/(кВт∙ч) до 165 г/(кВт∙ч). В часы ночных провалов электрических нагрузок имеет место снижение УРТ на 10 г/(кВт∙ч) — со 196 до 186 г/(кВт∙ч). В результате внедрения ГТУ по сбросной схеме на крупных ТЭЦ энергосистемы достигается интегральное годовое снижение потребления природного газа до 0,62 млн т у.т.

Количественная оценка термодинамической эффективности энергосистемы Беларуси в результате внедрения ГТУ по сбросной схеме суммарной мощностью 0,6 ГВт на 10 крупных ТЭЦ по отношению к ситуации в 2020 г. приведена на рис. 11. Эксергетический КПД энергосистемы в результате установки на ТЭЦ энергосистемы ГТУ по сбросной схеме возрастает на 1,9 % в межотопительный период, на 1,0 % — в отопительный период и на 1,3 % — в среднем за год.

Установка тепловых аккумуляторов (ТА) на ТЭЦ

В составе энергосистемы Беларуси 10 крупных ТЭЦ, упомянутых выше, вклад которых в объём отпускаемой электроэнергии весьма существенен (рис. 5). В условиях 2020 г. изменение загрузки их отборов с помощью ТА в отопительный период позволит увеличить генерацию на этих ТЭЦ на 0,14 ГВт. Для аккумулирования тепловой энергии в этот период потребуется ёмкость тепловых аккумуляторов, соответствующая объёму до 0,14 млн м3 при температурах зарядки и разрядки соответственно 95 и 60 °С. Во время ночного провала и снижения мощности ТЭЦ до технического минимума происходит разрядка тепловых аккумуляторов и покрытие части тепловых нагрузок, что снижает нагрузку на электрокотельные до 0,69 против 1,1 ГВт в базовом варианте. В отопительный период в работе находится один блок КЭС ПГУ-400 на техническом минимуме 0,16 ГВт во время ночного провала, и с нагрузкой 0,26 ГВт — во время дневного пика нагрузки. Системное снижение расхода природного газа в энергосистеме составит до 0,14 млн т у.т. в год.

Повышение эксергетического КПД энергосистемы Беларуси в результате внедрения тепловых аккумуляторов суммарным объёмом 0,14 млн м3 на 10 крупных ТЭЦ составит от 0,3 до 0,4 % (рис. 12).

Обобщение результатов комплексного внедрения рассмотренных мероприятий

Очевидна необходимость оценки изменения термодинамической эффективности энергосистемы в результате комплексного применения всех энергосберегающих мероприятий, рассмотренных выше в раздельных вариантах. Среди различных их сочетаний наиболее эффективным является комбинация АБТН суммарной тепловой мощностью 0,44 ГВт и ГТУ по сбросной схеме суммарной электрической мощностью 0,6 ГВт.

Средневзвешенный УРТ в этом варианте работы энергосистемы на отпуск электроэнергии в межотопительный период по всем ТЭЦ приведён выше в разделе «Установка ГТУ по сбросной схеме на ТЭЦ».

В отопительный период средневзвешенный УРТ на отпуск электроэнергии во время дневного пика электропотребления уменьшается на 23 г/(кВт∙ч) с существующих 176 г/(кВт∙ч) до 153 г/(кВт∙ч). В часы ночных провалов электрических нагрузок имеет место снижение УРТ на 10 г/(кВт∙ч) с существующих 196 до 186 г/(кВт∙ч). В итоге в результате внедрения АБТН и ГТУ по сбросной схеме на крупных ТЭЦ энергосистемы достигается интегральное годовое снижение потребления природного газа до 0,74 млн т у.т.

Повышение эксергетического КПД энергосистемы Беларуси в этом варианте составляет от 1,4 до 1,9 % (рис. 13).

Результаты термодинамической эффективности рассмотренных вариантов приведены в  сводной табл. 2.

Из анализа полученных результатов следует, что с вводом АЭС несколько снижается термодинамическая эффективность энергосистемы (эксергетический КПД снижается с 33,1 до 30,6 %), что ожидаемо и связано с относительно невысокими энергетическими показателями блоков АЭС.

Дальнейшее развитие крупных ТЭЦ энергосистемы в результате реализации комплекса мероприятий, обеспечивающих снижение потребления природного газа с одновременным снижением остроты ряда эксплуатационных проблем [6–16] (установка АБТН для утилизации низкотемпературных тепловых потоков, высокотемпературных надстроек на базе ГТУ, сопрягаемых с низконапорными парогенераторами по сбросной схеме), обеспечивает увеличение термодинамической эффективности энергосистемы на 1,6 %, то есть до 32,2 %. При этом достигается годовое снижение потребления природного газа в энергосистеме до 0,74 млн т у.т. Инвестиции для реализации оцениваются в 0,6 млрд USD, простой срок возврата инвестиций при цене тонны условного топлива природного газа в 170 USD составляет 4,8 года.

Выводы

1. Термодинамическая эффективность энергосистемы может быть дополнительным объективным и,что важно, стабильным показателем при принятии соответствующих решений по внедрению энергосберегающих мероприятий.
2. Ввод АЭС снижает потребление природного газа до 4,2 млн т у.т., и при этом, что ожидаемо, ухудшается термодинамическая эффективность энергосистемы с 33,1 до 30,6 %. Реализация комплекса мероприятий, предложенных в работе, обеспечивает дополнительно после ввода в строй АЭС уменьшение потребления природного газа до 0,74 млн т у.т. в год, что в конечном итоге увеличит термодинамическую эффективность энергосистемы до 32,2 %.

Литература

1. Воронов Е. О. К вопросу оценки термодинамической эффективности Белорусской энергосистемы / Е. О. Воронов, В. Н. Романюк, В. А. Седнин, А. А. Бобич // Энергия и Менеджмент. — 2016. — № 3. — С. 2–7.

2. Проект концепции Государственной программы развития Белорусской энергетической системы на период до 2020 года: отчёт (заключ.) / Науч.-исслед. и проект. РУП «Белорусский теплоэнергетический институт»; рук. работы Ф. И. Молочко. — Мн., 2014. — 73 с. — № Б-14–7/2.

3. Разработка мероприятий по режимной интеграции Белорусской АЭС в баланс энергосистемы: отчёт о НИР/ Науч.-исслед. и проект. РУП «Белорусский теплоэнергетический институт»; рук. работы Ф. И. Молочко. — Мн., 2014. — 96 с. — № Б-14–7/1.

4. Романюк В. Н. К вопросу о диверсификации вариантов регулирования мощности генерации Белорусской энергосистемы / В. Н. Романюк, А. А. Бобич // Энергия и Менеджмент. — 2015. — № 6. — С. 2–7.

5. Андрющенко А. И. Показатели эффективности сложных систем энергоснабжения и взаимосвязь между ними / А. И. Андрющенко // Материалы 4-й Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», Ульяновск, 24–25 апреля 2003 г. / Ульяновский государственный технический университет. — Ульяновск, 2003. — С. 12–14.

6. Молочко Ф. И. Подготовлен проект концепции государственной программы развития Белорусской электроэнергетической системы на период до 2020 года // Энергетическая стратегия. — 2014. — № 5 (41). — С. 18–21.

7. Сыропущинский В. М. Белорусская АЭС и традиционная энергетика / В. М. Сыропущинский, В. И. Трутаев // Энергия и Менеджмент. — 2008. — № 3. — С. 8–15.

8. Романюк В. Н. Комплекс мероприятий по повышению эффективности ТЭЦ энергосистемы / В. Н. Романюк, А. А. Бобич // Энергоэффективность. — 2012. — июнь. — С. 30–31.

9. Романюк В. Н. Эффективное обеспечение графика нагрузок энергосистемы / В. Н. Романюк, А. А. Бобич, Н. А. Коломыцкая и др. // Энергия и Менеджмент. — 2012. — № 1. — С. 13–20.

10. Романюк В. Н. Абсорбционные тепловые насосы в тепловой схеме ТЭЦ для повышения её энергетической эффективности / В. Н. Романюк, Д. Б. Муслина, А. А. Бобич и др. // Энергия и Менеджмент. — 2013. — № 1. — С. 14–19.

11. Романюк В. Н. Выбор схем парогазовых установок при модернизации паротурбинных ТЭЦ / В. Н. Романюк, А. А. Бо-бич, Н. А. Коломыцкая. // Энергия и Менеджмент. — 2013. — № 3. — С. 11–15.

12. Романюк В. Н. Абсорбционные или парокомпрессион-ные тепловые насосы в схемах ТЭЦ / В. Н. Романюк, А. А. Бобич, С. В. Мальков // Энергия и  Менеджмент.  — 2013.  — № 4–5. — С. 7–10.

13. Хрусталёв Б. М. К вопросу развития энергообеспечения промышленных теплотехнологий и систем теплоснабжения в Беларуси. Взгляд в ближайшее будущее и обозримую перспек-тиву / Б. М. Хрусталев, В. Н. Романюк, В. А. Седнин, А. А. Бобич, Д. Б. Муслина, Т. В. Бубырь // Известия вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. — 2014. — № 6. — С. 31–47.

14. Романюк В. Н. Абсорбционные тепловые насосы на ТЭЦ Белорусской ОЭС на примере Мозырской ТЭЦ / В. Н. Романюк, А. А. Бобич // Энергия и Менеджмент. — 2015. — № 1. — С. 13–20.

15. Романюк В. Н. Развитие тепловых схем ТЭЦ в условиях Объединенной энергосистемы Беларуси / В. Н. Романюк, А. А. Бобич // Известия вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. — 2015. — № 4. — С. 31–43.

16. Романюк В. Н. К вопросу о диверсификации вариантов регулирования мощности генерации Белорусской энергосистемы / В. Н. Романюк, А. А. Бобич // Энергия и Менеджмент. — 2015. — № 6. — С. 3–8.