Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP
Despite implementation of economic incentives for consumers and electricity producers aimed at equalizing and controlling the electrical load curves (ELC) in the united power system of Ukraine, a stable tendency for their sharpening is observed. The fact leads to increase of costs for compaction and...
Gespeichert in:
| Datum: | 2013 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2013
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/502 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Institution
System Research in Energy| _version_ | 1871103929191759872 |
|---|---|
| author | Dubovskoy S.V. Levchuk A.P. Kadenskiy N.Y. |
| author_facet | Dubovskoy S.V. Levchuk A.P. Kadenskiy N.Y. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Dubovskoy S.V.",
"institution": null
},
{
"author": "Levchuk A.P.",
"institution": null
},
{
"author": "Kadenskiy N.Y.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Dubovskoy S.V. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:40Z |
| description | Despite implementation of economic incentives for consumers and electricity producers aimed at equalizing and controlling the electrical load curves (ELC) in the united power system of Ukraine, a stable tendency for their sharpening is observed. The fact leads to increase of costs for compaction and regulation of ELC, making up to 35% of the whole CHP production volume, that is 14,85 billion hrivnas. In addition, there are noticeable hidden losses connected with decrease in resource, reliability and efficiency of regulating power units due to constant operation in cyclic modes.To find a way out of the existing situation more effective additional measures for compaction and regulation of ELC, if compared with economical incentives, must be taken. As one of the measures, the article proposes creation of a specialized system of heat pump controllers (HPC) of variable capacity, managed by the power system, integrated into the technological scheme of the CHP.Unlike electrothermal accumulative consumer controllers of individual location, using direct transformation of electric energy into heat or heat pumps at natural sources of low capacity, implementation of HPR at CHP does not require creation of thermal high-capacity batteries, any extra power infrastructure, networks or reserve sources of heat, technological communication and management. In addition, the HPC of this type can use a CHP’s heat losses as sources of low-potential heat, which ensures a favorable increasing of HPC’s coefficient of performance with rising of demand for thermal energy. It is shown that HPR integration with CHP provides a tangible effect on strengthening of HPR regulatory impacts due to the corresponding changes in the electric and thermal power capacity of CHP cogeneration units. According to the estimates, carried out by a specially developed technique based upon the energy characteristics of different types of CHP, the gross changes in the regulating capacity of CHP and HPR may exceed 3 to 6 times the HPR only regulating capacity. The strengthening effect grows with increase of initial steam parameters of CHP. The calculations of the technical potential of the regulating capacities of CHP with HPC of different initial pressure stages, ready to be involved into stabilization and regulation of ELC in Ukraine, which is rated at 3000 MW in winter and in 1000 MW in summer, were carried out on the basis of the obtained strengthening coefficients of the regulatory impacts. At this the required HPR capacity is evaluated in some 860 MW. This indicates the possibility of a significant increase in the power system’s manoeuvrability at the cost several times lower if compared with individual use of HPR. |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:00Z |
| format | Article |
| fulltext |
УДК 621.311.661.51. С.В. ДУБОВСЬКИЙ, д-р. техн. наук, А.П. ЛЕВЧУК, канд. техн. наук,
М.Я. КАДЕНСЬКИЙ
Інститут загальної енергетики НАН України, м. Київ
ПІДВИЩЕННЯ МАНЕВРЕНИХ МОЖЛИВОСТЕЙ ЕНЕРГЕТИЧНОЇ СИСТЕМИ ШЛЯХОМ
ВПРОВАДЖЕННЯ ТЕПЛОВИХ НАСОСІВ-РЕГУЛЯТОРІВ У СКЛАДІ ТЕЦ
Відзначено недостатність чинних заходів економічного стимулювання споживачів і
виробників електричної енергії до вирівнювання і підтримки змінної частини графі-
ків електричних навантажень (ГЕН) з огляду на постійне погіршення умов роботи
регулюючих ТЕС об’єднаної енергетичної системи (ОЕС) та зростання витрат,
пов’язаних з регулюванням змінних навантажень. Запропоновано і обґрунтовано
новий підхід до регулювання ГЕН, що передбачає створення спеціалізованої систе-
ми електротеплових споживачів-регуляторів під технологічним управлінням з боку
ОЕС на основі потужних теплових насосів-регуляторів (ТНР), включених у техноло-
гічні схеми ТЕЦ. Встановлено, що інтеграція ТНР з ТЕЦ може призвести до кратно-
го підсилення регулюючого ефекту ТНР за рахунок супутніх змін електричної і теп-
лової потужності теплофікаційних турбоустановок, що зростає із збільшенням
початкового тиску пари. Виконано кількісні оцінки коефіцієнта підсилення регулюю-
чих впливів для турбоустановок різних типів, а також технічного потенціалу регу-
люючих потужностей ТЕЦ ОЕС з ТНР. Вони вказують на можливість суттєвого підви-
щення маневрених можливостей енергетичної системи із витратами, що кратно
нижчі за відповідні витрати у разі відокремленого використання ТНР.
К л ю ч о в і с л о в а: ОЕС України, графік електричних навантажень, оптовий ринок
електричної енергії, електротеплові споживачі-регулятори, тепловий насос, ТЕС,
ТЕЦ.
Останніми роками витратна частина електрич-
ного балансу України характеризується моно-
тонним зростанням побутового і зниженням
частки промислового секторів електроспожи-
вання. За даними [1], у період з 1998 р. по 2013
р. споживання електричної енергії населенням
зросло на 75,4% – з 22,95 до 40,27 млрд
кВт•год, ЖКГ – на 34,8%, іншими непроми-
словими споживачами – на 125,9%, в той час
як приріст електроспоживання промисловості
становив у цей період 2,8% при загальному зро-
станні електроспоживання в Україні на 17,7%.
Збільшення частки невиробничих секторів з
нерівномірним графіком споживання елек-
тричної енергії у структурі витратної частини
електричного балансу зумовило природне зро-
стання змінних навантажень Об’єднаної енер-
гетичної системи (ОЕС) України.
У періоди осінньо-зимового максимуму
електричних навантажень вони збільшились з
5500 МВт у 2000 р. до 8000 МВт у 2012 р., а у
періоди літнього мінімуму навантажень – з
3000 МВт до 5100 МВт. Зазначені зміни усклад-
нили роботу станцій, що беруть участь у регу-
люванні графіка електричних навантажень
енергетичної системи, спричиняючи їх при-
скорене зношення, зниження економічності і
надійності експлуатації.
В умовах недостатньої маневреної потужно-
сті ГЕС основну роль у підтримці напівпіко-
вих, а іноді і пікових навантажень ОЕС
України, відіграють теплові електричні станції.
Починаючи з 2005 р., після введення у дію
2000 МВт базової електричної потужності на
Хмельницькій та Рівненській АЕС, характерні
значення фактичного діапазону змінних
навантажень ТЕС та ТЕЦ зросли майже у два
рази – з 17–20% від добового максимуму
навантаження у 2000–2003 рр. до 30–34%
останніми роками. Ці значення, загалом, від-
повідають проектним діапазонам припустимих© С.В. ДУБОВСЬКИЙ, А.П. ЛЕВЧУК, М.Я. КАДЕНСЬКИЙ,
2013
16 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)
змін потужності, що оцінюються у 40% для
вугільних і до 50% для газомазутних енергобло-
ків ТЕС і ТЕЦ [2]. Однак внаслідок фізичного
старіння і обмежень на використання високо-
реакційних палив для «підсвітки» пиловугіль-
ного факела наявний маневрений діапазон
багатьох пиловугільних енергоблоків, за
виключенням реконструйованих в останні
роки, є нижчим за проектний. Крім того, у
регулюванні навантажень здатне брати участь
не все наявне маневрене обладнання теплової
генерації. Через високі ціни на природний газ і
мазут, що встановилися останніми роками,
газомазутні енергоблоки конденсаційного
типу не можуть конкурувати з вугільними і
практично весь час знаходяться у простої або
холодному резерві. Теплофікаційні турбоуста-
новки газомазутних ТЕЦ хоча і знаходяться у
роботі, але працюють поза межами конкурент-
ного ринку електричної енергії у режимах підт-
римки теплових навантажень.
У зв’язку з цим, основні функції регулюван-
ня навантажень виконують сьогодні вугільні
енергоблоки, сумарний регулюючий діапазон
яких у межах технологічного мінімуму і макси-
муму навантажень все частіше виявляється
недостатнім для підтримки ГЕН. У таких
випадках виникає необхідність глибокого роз-
вантаження певної кількості енергоблоків у
години нічного спаду електроспоживання
нижче технологічного мінімуму потужності із
виведенням їх у роботу на холостому ході, у
моторному режимі ( режимі синхронного ком-
пенсатора) або у гарячий і холодний резерви
[2]. Означені режими вибираються шляхом
оптимізації в умовах кожної станції. При цьому
всі вони пов’язані не тільки із певними над-
лишковими витратами палива та коштів, а й з
прискореним зношенням обладнання внаслі-
док температурних стресів під час повторних
пусків. На сьогодні, згідно з даними НЕК
Укренерго, у циклічному режимі використо-
вується, у середньому, 10 енергетичних блоків.
Фактичні економічні втрати енергоблоків при
роботі у циклічних режимах з нічними зупин-
ками у десятки разів вищі за відповідні витрати
при роботі у межах технологічного діапазону
регулювання [3]. У зв’язку з цим, найважливі-
шим аспектом загалом багатопланової пробле-
ми змінних навантажень є ущільнення ГЕН
ОЕС до рівня, що забезпечив би роботу енерге-
тичного обладнання у межах технологічних
допусків, а також залучення до регулювання
навантажень якомога більшої кількості регу-
люючих енергоблоків.
В енергетичній системі України вже більше
10 років приймаються заходи щодо економіч-
ного стимулювання виробників і споживачів
електричної енергії, до зниження нерівномір-
ності добових ГЕН, підвищення маневрених
можливостей генеруючого обладнання.
Починаючи з 2002 р., з метою сприяння
залученню енергоблоків ТЕС, працюючих на
конкурентному ринку електричної енергії, до
участі у регулюванні змінних навантажень
енергетичної системи Правилами Оптового
ринку електричної енергії (ОРЕ) передба-
чаються стимулюючі оплати за потужність і
маневреність енергоблоків у додаток до оплати
за відпуск електричної енергії за граничною
ціною системи. Зазначені заходи були передба-
чливо введені НКРЕ України постановами від
30.04.2002 № 445, 29.03.2002 № 324 та від
30.05.2002 № 545, з огляду на можливе погір-
шення умов регулювання навантажень внаслі-
док введення базових потужностей АЕС, які
планувались у той час.
По мірі зростання нерівномірності ГЕН з
роками стимулюючі витрати, пов’язані з його
регулюванням, також зростали як у абсолютно-
му вимірі, так і у структурі утворення товарної
продукції ТЕС. За даними НКРЕ України пито-
ма вага зазначених статей у структурі оптової
ціни продажу електричної енергії ТЕС на
Оптовому ринку електричної енергії зросла з
15% у 2003 р. до 35,6 % у 2011 р., а абсолютний
розмір оплати за потужність і маневреність зріс
у 2011 р. до 13,3 млрд грн.
Задля економічного стимулювання спожи-
вачів до вирівнювання ГЕН НКРЕ України
(Постанова НКРЕ від 06.12.02 № 1358) введено
тарифи, диференційовані за часовими зонами
доби, які передбачають пільгові понижуючі
коефіцієнти до середнього тарифу на електрич-
ну енергію, що діють у години нічного провалу
електричних навантажень. Збитки енергопо-
стачальних компаній від реалізації електричної
енергії за пільговими цінами компенсуються за
рахунок відповідного збільшення середнього
оптового тарифу у межах ОРЕ. За даними
НКРЕ України абсолютний розмір фонду ком-
пенсації відповідних втрат поступово зростав,
досягнувши у 2011 р. 1,53 млрд грн для проми-
слових споживачів і 0,04 млрд грн для населен-
ня. При цьому сумарний обсяг стимулюючих
платежів на вирівнювання та підтримку графі-
Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ
ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35) 17
ків електричних навантажень ОЕС України у
секторах генерації і споживання електричної
енергії становив у 2011 р. 14,85 млрд грн.
Необхідно зазначити, що фактичні витрати
на регулювання змінних навантажень, крім
наведених прямих витрат ОРЕ, повинні врахо-
вувати і втрати від зниження теплової еконо-
мічності енергоблоків внаслідок їх роботи на
часткових навантаженнях, як і зовні приховані
(відтерміновані) витрати, пов’язані із знижен-
ням робочого ресурсу і зростанням аварійності
енергоблоків внаслідок постійної експлуатації
у циклічних режимах, які так чи інакше впли-
вають на рівень граничної ціни електричної
енергії.
Загалом, існуючі сьогодні заходи щодо еко-
номічного стимулювання споживачів і вироб-
ників до вирівнювання і більш активної підт-
римки ГЕН ОЕС позитивно впливають на
роботу ТЕС, однак, за оцінкою [4], з багатьох
причин є недостатніми.
Новим Законом України від 24.10.2013 р.
«Про засади функціонування ринку електрич-
ної енергії України» регламентується введення
спеціального ринку допоміжних послуг, у
межах якого передбачається, зокрема, введен-
ня додаткових платежів за первинне і вторинне
регулювання частоти і потужності енергетич-
ними блоками у межах ринку допоміжних
послуг. За пропозицією [5] зазначені платежі
мають компенсувати витрати енергоблоків на
утримання обертового резерву на розвантажен-
ня і завантаження.
Забезпечення можливості виконання
нових, більш жорстких нормативів щодо
основних параметрів регулювання частоти в
ОЕС України, прийнятих у межах
Енергетичної асоціації країн СНД і Балтії,
згідно з Концепцією Державної цільової про-
грами інтеграції Об’єднаної енергетичної
системи України до об’єднання енергосистем
європейських держав, потребує, крім того,
певних витрат на реконструкцію систем авто-
матичного регулювання енергетичних блоків,
що оцінюється Концепцією у обсязі 2,56 млрд
грн [6].
Таким чином, регулювання змінних наван-
тажень, незважаючи на вже прийняті заходи
щодо його полегшення, відвертає на себе усе
більш значні кошти і пошук нових, менш вит-
ратних шляхів вирішення цієї проблеми зали-
шається актуальним.
Одним із перспективних напрямів вирішен-
ня зазначеної проблеми, поряд з існуючими,
може виявитись масштабне впровадження на
об’єктах електроенергетичного комплексу спе-
ціалізованої системи споживачів-регуляторів, у
задачу якої входило б вирівнювання ГЕН енер-
гетичної системи, компенсація раптових неба-
лансів генерації і споживання, підтримка робо-
ти відновлюваних джерел електричної енергії із
стихійною видачею потужності під оператив-
ним керівництвом з боку електроенергетичної
системи.
Електроенергетичний комплекс є, по суті,
двопродуктовою системою, що поряд з вироб-
ленням електричної енергії здійснює у великих
обсягах централізоване постачання теплової
енергії. У зв’язку з цим, згадані споживачі-
регулятори доцільно виконувати на базі устано-
вок електротеплового перетворення із вклю-
ченням їх у існуючі системи теплопостачання
від електричних станцій і котельних.
Впровадження електротеплових спожива-
чів-регуляторів (ЕТСР) у рамках електроенер-
гетичної системи дозволить організувати більш
надійне технологічне управління таким проце-
сом з використанням добре засвоєних методів і
засобів керування роботою ОЕС, ніж у разі
використання по суті безконтрольних ЕТСР у
секторах електроспоживання, режими яких
встановлюються на розсуд власників.
Розміщення ЕТСР на об’єктах ОЕС дозво-
ляє також забезпечити значно більшу енерге-
тичну і економічну ефективності їх викори-
стання, ніж на розпорошених об’єктах секторів
побутового та промислового споживання елек-
тричної енергії.
На сьогодні найбільш ефективним типом
споживачів-регуляторів на основі електро-
теплового перетворення є теплові насоси змін-
ної потужності, у подальшому – теплові насо-
си-регулятори ТНР. Включення ТНР у схеми
електричних станцій, котельних і інших об’єк-
тів електроенергетичної системи, що здійсню-
ють зовнішній відпуск теплової енергії, забез-
печує такі переваги.
1. Регулювання електричних навантажень
шляхом зміни споживаної електричної потуж-
ності ТНР супроводжується відповідними змі-
нами обсягів або тимчасовим припиненням
відпуску теплової енергії. Вони можуть бути
компенсовані шляхом відповідної зміни тепло-
вої потужності існуючих теплоджерел, що доз-
С.В. ДУБОВСЬКИЙ, А.П. ЛЕВЧУК, М.Я. КАДЕНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)18
волить підтримувати незмінними вихідні гра-
фіки відпуску теплової енергії.
2. Встановлення ТНР у межах існуючого
обладнання електричних станцій, котельних та
ін. дозволить ефективно використовувати для
генерації теплової енергії теплові втрати
існуючого обладнання (техногенні викиди). Як
відомо, практично всі наявні втрати енергетич-
них об’єктів мають значно більш високий термо-
динамічний потенціал, ніж природні джерела
теплоти низького потенціалу (ДТНП), що
можуть використовуватися у теплових насосах.
При цьому, на відміну від природних ДТНП,
термодинамічний потенціал техногенних
викидів взимку не знижується, а навпаки зро-
стає услід за збільшенням теплової потужності
систем теплопостачання по мірі зниження тем-
ператури оточуючого середовища. Це, у свою
чергу, сприяє зростанню теплопродуктивності і
ефективності перетворення електричної енергії
у теплову за допомогою ТНР саме у період
осіннього-зимового максимуму електричних
навантажень, коли відчувається найбільша
потреба у зниженні нерівномірності ГЕН ОЕС.
3. Генерація теплової енергії ТНР приводить
до відповідного зниження обсягів її виробницт-
ва існуючим обладнанням із відповідним зни-
женням обсягів споживання природного газу та
мазуту, що є дуже важливим саме по собі з
точки зору економії природного газу та зни-
ження шкідливих викидів з продуктами його
згоряння. Але крім того, це дозволить згідно з
[7] полегшити напружені умови роботи терито-
ріальних систем газопостачання населених
Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ
ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35) 19
Рис. 1. Спрощена схема включення теплового насоса-регулятора у теплову схему ТЕЦ:
1 – парогенератор, 2 – теплофікаційна парова турбіна, 3 – електричний генератор, 4 – мережевий
підігрівник (бойлер), 5 – споживач теплової енергії, 6 – конденсатор ТНР, 7 – випарник ТНР,
8 – теплообмінник утилізатор, 9 – димова труба, 10 – регулюючий клапан парової турбіни,
11 – електропривідний компресор ТНР змінної потужності
пунктів, сполучених з ТЕЦ, які створюються у
періоди максимальної потреби у тепловій енер-
гії.
4. Інтеграція ТНР у існуючі об’єкти тепло-
постачання не потребує створення додаткової
інфраструктури електроживлення (у разі
котельних може знадобиться певне укріплення
електромережі), магістральних і розподільних
теплопроводів, резервних та аварійних джерел
теплової енергії, теплових акумуляторів вели-
кої ємкості, які б були необхідні у разі створен-
ня самостійно працюючих електротеплових
регулюючих станцій накопичувального типу.
Для погодження режимів виробництва тепло-
вої енергії ТНР і існуючим джерелом теплової
енергії в окремих випадках будуть потрібні теп-
лові накопичувачі. Але їх ємність буде порівня-
но невеликою.
5. Оскільки практично всі потужні об’єкти
електроенергетичної системи включені або під-
лягають включенню до галузевих систем техно-
логічного зв’язку і управління, створення
системи моніторингу і управління ТНР, спо-
лучених із ними, не явить технічних складно-
щів і обійдеться мінімальними коштами.
Сутність пропозиції
З точки зору забезпечення мінімальних вит-
рат на спорудження згаданої системи регулю-
вання ГЕН ОЕС на базі електротеплових спо-
живачів-регуляторів із досягненням макси-
мального регулюючого ефекту, особливої уваги
заслуговує розгляд можливостей інтеграції
ТНР у теплові схеми електричних станцій, що
здійснюють комбіноване виробництво елек-
тричної і теплової енергії. Такий спосіб вироб-
ництва застосовується на всіх теплових і атом-
них електричних станціях ОЕС України, однак
у найбільших обсягах він використовується на
теплоелектроцентралях ТЕЦ.
Організація процесу регулювання
навантажень
Одна з можливих схем включення ТНР у
технологічному циклі ТЕЦ, що здійснює від-
пуск теплової енергії з гарячою водою (рис.1),
передбачає використання ТНР для поперед-
нього нагрівання зворотної мережевої води,
яка надходить до ТЕЦ з використанням у ролі
ДТНП теплоти охолодження і конденсації
водяної пари вихідних газів парогенератора 1 у
теплообміннику-утилізаторі 8. Цей контур
може включати також теплообмінники відби-
рання теплоти систем охолодження генерато-
ра, маслосистеми турбоагрегату, машин і меха-
нізмів електричної станції та ін.
Конденсатори ТНР 6 включаються у основ-
ний контур нагрівання мережевої води перед
мережевими підігрівниками (бойлерами) 4 теп-
лофікаційної парової турбіни 2 з електричним
генератором 3 (у подальшому – турбоагрегат), а
його випарники 7 включаються у контур відби-
рання теплоти теплових втрат ТЕЦ.
Електрична потужність компресора ТНР 11
змінюється за сигналами диспетчерського
центру (ДЦ) енергетичної системи.
Працює система таким чином. Якщо в енер-
гетичній системі виникає негативний небаланс
потужності генерації і споживання (брак гене-
рації), то ТНР знизить споживану електричну
потужність за командою ДЦ. Його теплова
потужність при цьому теж знизиться, що при-
веде до відповідного зниження температури
мережевої води на вході у бойлер ТЕЦ і відпо-
відно до зниження тиску пари у регульованому
відборі паротурбінного агрегата. Система авто-
матичного регулювання тиску пари у відборі
паротурбінного агрегата (або вихідної темпера-
тури нагрітої мережевої води після бойлера)
компенсує зниження тиску пари у бойлері
шляхом збільшення пропуску пари у турбоагре-
гат ТЕЦ, що приведе до зростання його елек-
тричної потужності. Процес регулювання про-
довжиться доти, доки виниклий небаланс гене-
рації і споживання в ОЕС не буде компенсова-
ний. Теплова продуктивність системи ТЕЦ і
ТНР, як і температура нагрітої мережевої води
після бойлера у процесі регулювання електрич-
них навантажень залишаються сталими.
У випадку виникнення позитивного неба-
лансу потужності ОЕС (надлишок генерації),
процес регулювання буде здійснений у зворот-
ному напрямі – зростання споживаної потуж-
ності ТНР, збільшення його теплової потужно-
сті, відповідне зниження теплової потужності
бойлера за рахунок зниження витрати пари на
турбоагрегат, супутнє зниження електричної
потужності турбоагрегату до ліквідації виник-
лого небалансу потужності ОЕС.
Як можна бачити з наведеного опису, сума-
рний регулюючий ефект системи ТЕЦ з ТНР
визначається сумою абсолютних значень змін
електричних потужностей паротурбінного
турбоагрегату ТЕЦ і ТНР:
ΔЕ = ΔЕТ + е, (1)
де ΔЕ – сумарна зміна потужності ТЕЦ з ТНР,
ΔЕТ – супутня зміна генеруючої потужності
паротурбінних агрегатів ТЕЦ, е – ініціююча
20 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)
С.В. ДУБОВСЬКИЙ, А.П. ЛЕВЧУК, М.Я. КАДЕНСЬКИЙ
зміна споживаної потужності ТНР за коман-
дою ДЦ.
Зміна генеруючої потужності паротурбінних
агрегатів ТЕЦ ΔЕТ пов’язана зі зміною його
теплової потужності qT рівнянням
ΔЕТ = kTqT, (2)
де kT – кутовий коефіцієнт енергетичної харак-
теристики паротурбінного агрегата, що відпо-
відає теплофікаційному режиму його роботи.
З іншого боку, зміна теплової потужності
ТНР, ініційована відповідною зміною його спо-
живаної електричної потужності, визначається
за формулою
q = е•μ, (3)
де μ – опалюваний коефіцієнт, або коефіцієнт
перетворення (COP) ТНР на нагрівання.
Оскільки сумарна теплова потужність систе-
ми ТЕЦ з ТНР у процесі регулювання залиша-
ється сталою, зміни теплової потужності ТНР і
бойлера ТЕЦ мають протилежний знак і є
однаковими за абсолютним значенням:
q = qT. (4)
Враховуючи (4) у (3), а потім у (2) та (1),
можна одержати рівняння зв’язку сумарної
регулюючої зміни потужності системи ТЕЦ з
ТНР з ініціюючою зміною потужності ТНР у
вигляді
ΔЕ = k*•е, (5)
де k* – коефіцієнт підсилення регулюючого
впливу, що визначається за формулою
k* = 1 + kT •μ. (6)
Наведені вище викладки стосуються ТЕЦ,
але вони справедливі і для конденсаційних тур-
боагрегатів ТЕС і АЕС, що здійснюють регуль-
ований відпуск теплової енергії з частково від-
працьованою парою.
В ОЕС України існує значна встановлена
потужність ТЕЦ, що може використовуватися у
режимах змінних електричних навантажень.
Найбільший досвід успішної експлуатації сучас-
ної ТЕЦ у режимах підтримки добових ГЕН
ОЕС з діапазоном зміни навантажень до 50% від
номінальної теплофікаційної потужності нако-
пичений, зокрема, на Харківській ТЕЦ-5 [7,8].
Використання ТНР дозволяє додатково розши-
рити регулюючий діапазон навантажень ТЕЦ.
Згідно з (2)–(5), зв’язок між регулюючим
діапазоном системи ТЕЦ з ТНР та ТЕЦ може
бути одержано у вигляді
(7)
Якщо виразити регулюючий діапазон ТЕЦ
як частку від максимальної теплофікаційної
потужності, то останнє співвідношення набуде
вигляду
(8)
де ЕТЕЦ – номінальна електрична теплофіка-
ційна потужність ТЕЦ, kрег
TЕЦ – максимальний
діапазон розвантажень ТЕЦ до технологічного
мінімуму як частка номінальної потужності.
Виходячи з того, що максимум навантажен-
ня ТНР відповідає технологічному мінімуму
навантаження ТЕЦ, а мінімум – номінальному
(максимальному) навантаженню ТЕЦ у тепло-
фікаційному режимі, неважко визначити вста-
новлену потужність ТНР, що забезпечить від-
повідне регулювання навантажень ОЕС:
(9)
де kрег
TНР – регулюючий діапазон навантажень
ТНР як частка від номінальної (встановленої)
споживаної потужності.
Характерні значення коефіцієнтів перетво-
рення ТНР, що використовують термодинаміч-
но значимі теплові втрати ТЕЦ, згідно з дани-
ми [9], одержаними на прикладі багаторічної
експлуатації ТЕЦ Dava, (Umea, Sweden), осна-
щеною тепловим насосом потужністю 14 МВт
на теплоті глибокого охолодження вихідних
газів парогенератора для попереднього підігрі-
вання мережевої води, становлять 4,5 – 5.
Типові значення кутових коефіцієнтів енер-
гетичних характеристик серійних теплофіка-
ційних парових турбін наведено у табл. 1 залеж-
но від рівня початкового тиску пари за даними
[10,11]. У цій же таблиці наведено результати
оціночних розрахунків коефіцієнтів підсилен-
ня регулюючих впливів згідно з (6) за мінімаль-
ного значення COP ТНР μ = 4,5.
Одержані значення k* дозволяють оцінити
технічно досяжний потенціал регулювання
навантажень в енергетичній системі за допомо-
гою ТЕЦ з інтегрованим ТНР на підставі
існуючих даних щодо встановленого обладнан-
ня ТЕЦ за ступенями початкового тиску пари.
Відповідні оцінки, виконані за формулою (6)
стосовно існуючого парку ТЕЦ загального
користування і промислових ТЕЦ ОЕС
України, що можуть здійснювати відпуск теп-
лової енергії з гарячою водою у припущенні,
що регулюючий діапазон кожної з них дорів-
нює 50% від встановленої теплофікаційної
21ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)
Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ
..
потужності, наведено у табл. 2. У цій же табли-
ці наведено результати розрахунків необхідної
встановленої потужності ТНР за формулою (9)
виходячи із значення kрег
TНР = 1.
Одержані оцінки є орієнтовними, вони під-
лягають уточненню з огляду на фактичний стан
і режимні обмеження обладнання електричних
станцій і теплових мереж. Однак у цілому вони
показують, що ТЕЦ енергосистеми, у разі їх
оснащення ТНР, технічно спроможні якщо не
звести до мінімуму наявний на сьогодні дефі-
цит регулюючих потужностей енергетичної
системи, то значно спростити проходження
нічних мінімумів електричних навантажень без
вимушених зупинок і глибоких розвантажень
вугільних енергоблоків, що потребує додатко-
вого ущільнення ГЕН ТЕС на 1400–1500 МВт.
Результат оцінок показує також, що най-
більший технічний потенціал регулювання
навантажень зосереджений на потужних і від-
носно сучасних ТЕЦ на тиски пари 12,8 МПа і
23,5 МПа з теплофікаційними турбоагрегатами
типу Т-250-240, Т-100-130, Т-100/120-130.
Реалізація цього резерву потребує розміщення
найменшої встановленої потужності ТНР на
одиницю одержуваного регулюючого діапазо-
ну, а отже, й найменших капітальних витрат
порівняно з ТЕЦ більш низького тиску.
Робота теплових мереж, приєднаних до
потужних ТЕЦ, характеризується невеликою
добовою нерівномірністю, а отже, для таких
ТЕЦ витрати на теплоакумуляційні установки
22 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)
С.В. ДУБОВСЬКИЙ, А.П. ЛЕВЧУК, М.Я. КАДЕНСЬКИЙ
Таблиця 1 – Коефіцієнт підсилення регулюючих впливів залежно
від початкового тиску пари теплофікаційної турбоустановки
за умови використання ТНР на відхідних газах ТЕЦ
Таблиця 2 – Оцінка технічного потенціалу регулювання навантажень в енергетичній системі
за допомогою ТЕЦ з інтегрованими тепловими насосами-регуляторами
будуть найменшими. Мінімальними будуть
також і витрати на створення інфраструктури
технологічного моніторингу, зв’язку і управлін-
ня роботою ТНР.
Наявність значного технічного потенціалу
регулюючих потужностей ТЕЦ з ТНР є
необхідним, однак не достатнім аргументом
доцільності його реалізації. Тому важливим і
необхідним являється проведення подальших
досліджень, спрямованих на оцінку економіч-
но доцільних обсягів впровадження ТЕЦ з ТНР
у складі об’єднаної енергетичної системи.
ВИСНОВКИ
1. Використання теплових насосів-регулято-
рів, інтегрованих у схеми ТЕЦ, дозволяє ство-
рити у межах енергетичної системи суттєвий
резерв регулюючої потужності.
2. Впровадження теплових насосів-регуля-
торів навантажень енергетичної системи у
складі ТЕЦ забезпечує 2,5-5 кратне підсилення
їх регулюючих можливостей за рахунок супут-
ніх змін генеруючої потужності турбоагрегатів
ТЕЦ.
3. Ефект підсилення регулюючих впливів
ТНР зростає по мірі збільшення початкового
тиску пари ТЕЦ і є найбільшим для сучасних
потужних ТЕЦ.
4. Сумарний технічний потенціал регулюю-
чої потужності систем ТЕЦ з ТНР у об’єднаній
енергетичній системі України у зимові місяці
року оцінюється у 3000 МВт.
5. Оцінки економічного потенціалу та
доцільних напрямів впровадження таких
систем потребують додаткових досліджень.
1. Чернышов В.М., Плачинда В.Д., Безнос
А.В., Медведев В.А. Анализ динамики и
структуры потребления электрической
энергии в Украине за 2012 год и за период с
1998 по 2012 года // Электрические сети и
системы. – 2013. – №1. – С. 13–16.
2. Трухний А.Д. Стационарные паровые тур-
бины. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 640 с.
3. Lefton Steve, Grimsrud Paul and Besuner
Phil. Cycling fossil-fired units proves costly busi-
ness. – Electric light & power. – July 1997.
4. Кириленко О.В., Блінов І.В., Парус Є.В.
Оцінка роботи електростанцій при наданні
послуг з первинного та вторинного регулю-
вання частоти в ОЕС України // Технічна
електродинаміка. – 2013. – №5. – С. 55–60.
5. Дерзский В.Г., Мозенков О.В. Анализ
эффективности функционирования
Оптового рынка электроэнергии //
Енергетика та електрифікація. – 2008. – №7.
– С. 7–13.
6. Лучніков В.А., Борисов М.А., Вовк І.Є.
Проект Концепції Державної цільової про-
грами інтеграції Об’єднаної енергетичної
системи України до об’єднання енергоси-
стем європейських держав // Енергетика та
електрифікація. – 2010. – №7. – С.21–23.
7. Вороновский Г., Орловский И.,
Сергеев С. Преимущества работы по цено-
вым заявкам для крупных отопительных
ТЭЦ // Энергетическая политика Украины.
– 2003. – №2. – С.74–77.
8. Шаповалов О.В., Сергеев С.А. Анализ
конкурентных позиций ОАО «Харьковская
ТЭЦ-5» // БизнесИнформ. – 2009. – №4 (3).
– С. 37–45.
9. Large-scale Heat Pumps for Swedish
Municipal Incineration Plant/European Heat
Pump News. The Newsletter of the European
Heat Pump Concerted Action. – Issue 2, August
1999. – Р. 6–7. (Umeа, Sweden).
10. Смирнов А.Д., Антипов К.М.
Справочная книжка энергетика. – М.:
Энергоатомиздат, 1984. – 440 с.
11. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С.
Теплофикационные паровые турбины / Под
ред. Д.П. Бузина. – М.: Энергоатомиздат,
1986. – 271 с.
Надійшла до редколегії 16.11.2013
Рецензент
Заступник директора з наукової
роботи ІЗЕ НАН України,
канд. техн. наук, ст. наук. співр.
В.Д. Білодід
23ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 4 (35)
Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ
|
| id | systemreorg-article-502 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:16:00Z |
| publishDate | 2013 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/5e/1d87bef28a469dd16f6275e2b72c135e.pdf |
| spelling | systemreorg-article-5022026-07-18T12:57:40Z Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ Dubovskoy S.V. Levchuk A.P. Kadenskiy N.Y. UPS of Ukraine, electrical load curve, wholesale electricity market model, electrothermal consumer controllers, heat pump, HPP, CHP. ОЕС України, графік електричних навантажень, оптовий ринок електричної енергії, електротеплові споживачі-регулятори, тепловий насос, ТЕС, ТЕЦ. Despite implementation of economic incentives for consumers and electricity producers aimed at equalizing and controlling the electrical load curves (ELC) in the united power system of Ukraine, a stable tendency for their sharpening is observed. The fact leads to increase of costs for compaction and regulation of ELC, making up to 35% of the whole CHP production volume, that is 14,85 billion hrivnas. In addition, there are noticeable hidden losses connected with decrease in resource, reliability and efficiency of regulating power units due to constant operation in cyclic modes.To find a way out of the existing situation more effective additional measures for compaction and regulation of ELC, if compared with economical incentives, must be taken. As one of the measures, the article proposes creation of a specialized system of heat pump controllers (HPC) of variable capacity, managed by the power system, integrated into the technological scheme of the CHP.Unlike electrothermal accumulative consumer controllers of individual location, using direct transformation of electric energy into heat or heat pumps at natural sources of low capacity, implementation of HPR at CHP does not require creation of thermal high-capacity batteries, any extra power infrastructure, networks or reserve sources of heat, technological communication and management. In addition, the HPC of this type can use a CHP’s heat losses as sources of low-potential heat, which ensures a favorable increasing of HPC’s coefficient of performance with rising of demand for thermal energy. It is shown that HPR integration with CHP provides a tangible effect on strengthening of HPR regulatory impacts due to the corresponding changes in the electric and thermal power capacity of CHP cogeneration units. According to the estimates, carried out by a specially developed technique based upon the energy characteristics of different types of CHP, the gross changes in the regulating capacity of CHP and HPR may exceed 3 to 6 times the HPR only regulating capacity. The strengthening effect grows with increase of initial steam parameters of CHP. The calculations of the technical potential of the regulating capacities of CHP with HPC of different initial pressure stages, ready to be involved into stabilization and regulation of ELC in Ukraine, which is rated at 3000 MW in winter and in 1000 MW in summer, were carried out on the basis of the obtained strengthening coefficients of the regulatory impacts. At this the required HPR capacity is evaluated in some 860 MW. This indicates the possibility of a significant increase in the power system’s manoeuvrability at the cost several times lower if compared with individual use of HPR. Незважаючи на впровадження економічного стимулювання споживачів і виробників електричної енергії до вирівнювання і регулювання графіків електричних навантажень (ГЕН), в об’єднаній енергетичній системі (ОЕС) України спостерігається стійка тенденція його загострення. У зв’язку з цим зростають витрати, пов’язані з ущільненням та регулюванням ГЕН, які становлять до 35% від обсягу товарної продукції ТЕС, або 14,85 млрд грн. Крім того, існують помітні приховані втрати, пов’язані із зниженням ресурсу, надійності і економічності регулюючих енергоблоків внаслідок постійної експлуатації у циклічних режимах. Для виходу із ситуації, що склалася, необхідне прийняття більш дієвих, ніж економічне стимулювання, додаткових заходів щодо ущільнення ГЕН та їх регулювання. У ролі одного з них у статті запропоновано створення спеціалізованої системи теплових насосів-регуляторів (ТНР) змінної потужності, керованих з боку енергетичної системи, інтегрованих у технологічні схеми ТЕЦ. На відміну від електротеплових споживачів-регуляторів накопичувального типу окремого розташування, що використовують пряме перетворення електричної енергії у теплоту або теплові насоси на природних джерелах низького потенціалу, розміщення ТНР на ТЕЦ не потребує створення теплових акумуляторів великої ємності, додаткової інфраструктури електроживлення, мереж і резервних джерел теплопостачання, технологічного зв’язку і управління. Крім того, ТНР такого типу можуть використовувати у ролі джерел низькопотенційної теплоти теплові втрати ТЕЦ, що забезпечує сприятливе збільшення коефіцієнта перетворення ТНР по мірі зростання попиту на теплову енергію. Показано, що інтеграція ТНР і ТЕЦ забезпечує відчутний ефект підсилення регулюючих впливів ТНР за рахунок супутніх змін електричної і теплової потужності теплофікаційних турбоустановок ТЕЦ. Згідно з оцінками, виконаними за спеціально розробленою методикою на основі енергетичних характеристик ТЕЦ різних типів, сумарні зміни регулюючої потужності ТЕЦ та ТНР можуть бути у 2,5–5 разів більшими за регулюючу потужність саме ТНР. Ефект підсилення зростає по мірі збільшення початкових параметрів пари ТЕЦ. На підставі одержаних значень коефіцієнтів підсилення регулюючих впливів виконано розрахунки технічного потенціалу регулюючих потужностей ТЕЦ з ТНР різних ступенів початкового тиску, що припускають залучення до вирівнювання та регулювання ГЕН в ОЕС України, який оцінений у 3000 МВт взимку і у 1000 МВт влітку. При цьому необхідна потужність ТНР оцінюється тільки у 860 МВт. Це вказує на можливість суттєвого підвищення маневрених можливостей енергетичної системи із витратами, що кратно нижчі за відповідні витрати у разі відокремленого використання ТНР. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2013-12-19 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/502 System Research in Energy; No. 4 (35) (2013): The Problems of General Energy; 16-23 Системні дослідження в енергетиці; № 4 (35) (2013): Проблеми загальної енергетики; 16-23 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/502/436 Copyright (c) 2013 Dubovskoy S.V., Levchuk A.P., Kadenskiy N.Y. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | UPS of Ukraine electrical load curve wholesale electricity market model electrothermal consumer controllers heat pump HPP CHP. Dubovskoy S.V. Levchuk A.P. Kadenskiy N.Y. Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title | Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title_alt | Підвищення маневрених можливостей енергетичної системи шляхом впровадження теплових насосів-регуляторів у складі ТЕЦ |
| title_full | Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title_fullStr | Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title_full_unstemmed | Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title_short | Increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at CHP |
| title_sort | increasing of maneuver capabilities of power system due to heat pump controllers implementation at chp |
| topic | UPS of Ukraine electrical load curve wholesale electricity market model electrothermal consumer controllers heat pump HPP CHP. |
| topic_facet | UPS of Ukraine electrical load curve wholesale electricity market model electrothermal consumer controllers heat pump HPP CHP. ОЕС України графік електричних навантажень оптовий ринок електричної енергії електротеплові споживачі-регулятори тепловий насос ТЕС ТЕЦ. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/502 |
| work_keys_str_mv | AT dubovskoysv increasingofmaneuvercapabilitiesofpowersystemduetoheatpumpcontrollersimplementationatchp AT levchukap increasingofmaneuvercapabilitiesofpowersystemduetoheatpumpcontrollersimplementationatchp AT kadenskiyny increasingofmaneuvercapabilitiesofpowersystemduetoheatpumpcontrollersimplementationatchp AT dubovskoysv pídviŝennâmanevrenihmožlivostejenergetičnoísistemišlâhomvprovadžennâteplovihnasosívregulâtorívuskladítec AT levchukap pídviŝennâmanevrenihmožlivostejenergetičnoísistemišlâhomvprovadžennâteplovihnasosívregulâtorívuskladítec AT kadenskiyny pídviŝennâmanevrenihmožlivostejenergetičnoísistemišlâhomvprovadžennâteplovihnasosívregulâtorívuskladítec |