Теплоелектроцентраль, спосіб її експлуатації, об’єднана енергосистема та спосіб її експлуатації

Реферат: Винахід належить до енергетики, зокрема до теплоелектроцентралей. До теплоелектроцентралі підключається тепловий насос, випарник якого утилізує теплоту відхідних газів котлоагрегату та інших джерел тепла на теплоелектроцентралі, а його конденсатор включено послідовно з мережевим теплообмінником. Тепловий насос виконано з можливістю регулювання споживаної електричної потужності шляхом регулювання подачі холодагенту його компресором або шляхом регулювання тиску у конденсаторі теплового насоса, або його відключення в залежності від небалансу потужності в електричній мережі. UA 104217 C2 (12) UA 104217 C2 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Винахід належить до галузі енергетики, зокрема до теплоелектроцентралей (ТЕЦ), а також до об'єднаних енергосистем, що містять безліч генераторів (ГЕС, ГАЕС, ТЕС, ТЕЦ, АЕС, ВЕС тощо) і споживачів електричної енергії (підприємства промисловості, сільське господарство, побут тощо), які об'єднано в єдину енергетичну мережу. Його може бути використано для регулювання електричного навантаження ТЕЦ, а також для регулювання за їх допомогою частоти в енергосистемі, включно з добовим та аварійним (у разі випадіння великих енергоблоків). Існування об'єднаної енергосистеми нерозривно пов'язано з підтриманням балансу між генерованою і споживаною потужністю великої кількості генераторів і споживачів електричної енергії, які з'єднані єдиною енергетичною мережею. Перевищення цього балансу в бік генерування призводить до збільшення частоти в енергосистемі, а в бік споживання - до її зниження. І те й інше пов'язане з великими перетоками, втратами електроенергії, виходом з ладу обладнання або неможливістю його роботи, як, наприклад, зниження продуктивності живильних насосів на АЕС у разі зниження частоти нижче певного рівня, що призводить в свою чергу до відключення АЕС від енергосистеми і, в кінцевому підсумку, до лавинного розвалу всієї енергосистеми (лавина частоти). З цього видно важливість регулювання (стабілізації) частоти в енергосистемі, а також наявності елементів, за допомогою яких це здійснюється. При регулюванні частоти в енергосистемі виділяють дві основні задачі: перша - добове регулювання балансу генерованої і споживаної потужності, а отже і частоти, і друга стабілізація частоти у разі випадіння (відключення) найбільш потужного енергоблоку системи, для України це енергоблок потужністю 1000 МВт на АЕС. Решта задач, що виникають при коригуванні співвідношення генерованих і споживаних потужностей в енергосистемі, може бути вирішено тими ж самими засобами, що і відмічені дві основні. На даний час в об'єднаній енергетичній системі (ОЕС) України, згідно з чинними нормативами, частота підтримується на рівні 50±0,2 Гц. Новими нормативами України [1], закріпленими міжнародними угодами в рамках енергооб'єднання країн СНД і Балтії, що відповідають вимогам енергооб'єднань країн Європи (ENTSO-E), передбачається підтримування частоти в енергосистемі за умови відсутності аварійних збурень в межах 50±0,02 Гц. Для задоволення цих істотно більш жорстких вимог з регулювання частоти в енергосистемі традиційними методами в Україні необхідно будівництво нових електростанцій з сучасними швидкодіючими енергоблоками, що потребує величезних капіталовкладень. Забігаючи вперед, можна відзначити, що у запропонованій заявці на видачу патенту описується інший підхід, коли наявні українські ТЕЦ модернізуються з введенням до їх складу теплових насосів, що дозволить згідно з описуваною заявкою роздільно регулювати величини потужностей генерованих електричної та теплової енергії і використовувати ТЕЦ для вищеописаного регулювання частоти в енергосистемі при її роботі в економічному теплофікаційному режимі. При цьому капіталовкладення будуть на порядки нижче. Як довідку слід зазначити, що в Україні сумарна потужність ТЕЦ складає більше 6300 МВт, або 12,5 % від встановленої потужності ОЕС. Цієї потужності цілком достатньо для всіх видів регулювання частоти в енергосистемі. Крім того, модернізація українських ТЕЦ відповідно до заявки дала б поштовх до модернізації всієї об'єднаної енергосистеми, розвитку систем централізованого теплопостачання, оскільки вартість 1 Гкал тепла, виробленого на ТЕЦ, нижче за вартість такої ж одиниці тепла, виробленого індивідуальними котлами. До аналогів заявленого винаходу може бути віднесено ТЕЦ в шведському місті Умеа (Umea) [2], до складу якої включено тепловий насос, який використовує теплоту вихідних газів котлоагрегату, що підвищує техніко-економічні характеристики ТЕЦ, але не використовується для регулювання вироблюваної нею електроенергії. До аналогів заявленого винаходу, що вирішують першу задачу, можна віднести систему ГЕС, яка здійснює добове регулювання потужності в енергосистемі. На фіг. 1 представлено графік добового регулювання потужності системою ГЕС в ОЕС України за 19.12.2007 р. Недоліки ГЕС загальновідомі - це великі капітальні витрати на їх будівництво, негативний вплив на екологію, зміна клімату тощо. Крім того, в Україні практично вичерпано потенціал введення нових ГЕС з високонапірними греблями, здатними ефективно здійснювати регулювання частоти. Прототипом заявленого винаходу для теплоелектроцентралі і способу вироблення нею електроенергії вибрано патент США № 6536215 В1 "Спосіб оптимального комбінованого вироблення електричної і теплової енергії та оптимальної експлуатації електростанцій централізованого теплопостачання" [3]. У ньому теплоелектроцентраль постійно працює в конденсаційному режимі, при цьому регулювання вироблення електроенергії здійснюється збільшенням або зменшенням подавання пари від котлоагрегату ТЕЦ. Тепловий насос, 1 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 випарник якого включено до контуру циркуляційного охолодження конденсатора ТЕЦ за допомогою повітряної градирні, здійснює гаряче водопостачання поза опалювального періоду та підігрів мережної води під час опалювального періоду. При цьому подальше підігрівання мережної води під час опалювального періоду здійснюється в мережевому теплообміннику (бойлері) парою проміжного регульованого відбору парової турбіни ТЕЦ, а також в утилізаційному теплообміннику вихідних газів пікової дизельної когенераційної установки. До недоліків прототипу слід віднести те, що він призводить до втрати економічності роботи ТЕЦ, оскільки регулювання електричної потужності здійснюється у ньому за рахунок так званого конденсаційного вироблення електричної енергії. Цей спосіб вироблення електричної енергії супроводжується, як відомо, втратою більшої частини (до 80 %) теплоти, що надходить в частину низького тиску парової турбіни в контурі циркуляційного охолодження конденсатора парової турбіни, з відповідним зменшенням економії палива за рахунок комбінованого вироблення електричної та теплової енергії на ТЕЦ. Тепловий насос утилізує тільки частину теплової енергії, що втрачається, причому, і це є другим недоліком прототипу, споживання електроенергії тепловим насосом перевищує величину її конденсаційного виробітку частиною низького тиску парової турбіни. Дійсно, у разі збільшення частоти в електричній мережі в прототипі, слід збільшити електричну потужність, що споживає тепловий насос, на деяку величину ΔЕmн, що призведе до збільшення його теплової потужності на величину ΔQmн. Приріст теплової потужності теплового насоса призведе до необхідності еквівалентного зменшення теплової потужності теплофікаційного відбору пари парової турбіни з метою збереження постійної теплової потужності ТЕЦ. Це зменшення буде досягнуто за рахунок збільшення пропускання пари в частину низького тиску парової турбіни внаслідок спрацьовування системи автоматичного регулювання тиску пари в проміжному відборі на мережевий підігрівач (бойлер). Надлишок теплоти пари, що виник, буде перетворено в частині низького тиску парової турбіни в електричну енергію. При цьому приріст конденсаційної електричної потужності становитиме: o  k   k   n1 ,    o де k  Q mн  - теоретичний приріст потужності згідно з теоремою Карно; Τ  абсолютна температура пари в проміжному відборі;  - температура води в контурі циркуляційного охолодження;  n1 - сумарні втрати енергії в процесах перетворення теплоти в електричну енергію в паровій турбіні, конденсаторі, генераторі ТЕЦ. З іншого боку, приріст споживання електричної енергії тепловим насосом складе: o  mн   mн   n2 35 40 45 50 55 o o де  mн =  k - теоретично необхідний приріст споживання електричної енергії;  n2 додатковий приріст втрат електричної енергії в процесах перетворення електричної енергії в теплову (втрати теплообміну в конденсаторах і випарниках, електромеханічні втрати в електродвигуні і компресорі теплового насоса). Сумарна зміна електричної потужності ТЕЦ при цьому складе:    k   mн    n1   n2 , Останнє означає, що електрична потужність ТЕЦ в процесі регулювання частоти в мережі зменшиться рівно на величину втрат енергії в процесах вироблення додаткової конденсаційної електричної потужності паровою турбіною ТЕЦ і перетворення електричної потужності в теплову потужність в тепловому насосі. Отже, регулювання електричної потужності згідно з прототипом по суті здійснюється за допомогою перетворення частини виробленої електричної енергії ТЕЦ в теплоту, що втрачається в градирні, приводячи, таким чином, до погіршення економічності роботи ТЕЦ. У разі випадіння найпотужнішого енергоблока, згідно з вищезазначеними вимогами ENTSOE, за умов традиційного регулювання в перші 15 сек. після збурення частота може опуститися не нижче 0,8 Гц і підвищиться до кінця інтервалу до величини 0,148 Гц, після чого вступають в дію засоби вторинного регулювання і за 15 хв. підвищують частоту до величини 50±0,02 Гц, що відповідає нормальному режиму роботи, який був до збурення. Даний процес стабілізації частоти представлено на фіг. 2. Аналог заявленого винаходу, що дозволяє вирішувати другу задачу, описано в патенті Російської Федерації № 2121746 " Паротурбинная электростанция, способ её эксплуатации,   2 UA 104217 C2 6 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 объединенная энергосистема и способ её эксплуатации ", МПК H02J15/00, H02J3/06, F01K7/34, дата подачі заявки 1992.11.20 [4]. У ньому в паротурбінній електростанції, що має парогенератор, парову турбіну, конденсатор, трубопровід для конденсату, резервуар живильної води і трубопровід живильної води, в трубопроводі для конденсату та/або в трубопроводі живильної води передбачено теплообмінники для нагрівання живильної води. Ці теплообмінники нагріваються парою проміжного відбору. У разі короткочасних навантажувальних піків закриванням відбору пари проміжного відбору за допомогою вентиля, керованого залежно від навантаження, підвищують потужність турбіни протягом 20-40 с, що частково компенсує навантажувальні піки. Проте, спочатку протягом перших 30 с до тих пір, поки не запуститься цей вид регулювання потужності, неминучими є падіння частоти в мережі. Щоб їх уникнути, передбачається підключення до мережі паралельно генератору надпровідних магнітних накопичувачів енергії. Отже, спочатку дефіцит потужності в мережі компенсує надпровідний накопичувач енергії, а потім все більшою мірою паротурбінна електростанція. До недоліків описуваного аналога слід віднести те, що підвищення потужності паротурбінної електростанції вищеописаним способом супроводжується підвищеними втратами енергії. Крім того, слід зазначити високу вартість надпровідних магнітних накопичувачів і їх низьку надійність. Найближчим аналогом заявленого винаходу відносно до об'єднаної енергосистеми та способу її експлуатації вибрано патент Російської Федерації № 2354024 "Объединенная 6 энергосистема и способ эксплуатации объединенной энергосистемы", МПК H02J3/00, дата подачі заявки 08.10.2007 [5]. У ньому за допомогою пристроїв, що отримали в технічній літературі назву термерів, проводиться необхідне нагрівання води з безпосереднім перетворенням механічної енергії обертання, яку отримують від асинхронних або синхронних двигунів, в теплову. Зазначені двигуни є зручними споживачами-регуляторами для різного роду регулювання частоти в енергосистемі. Воно здійснюється наступним чином. Проводиться безперервний контроль електричних параметрів об'єднаної системи, коригування співвідношення генерованих і споживаних потужностей за результатами контролю електричних параметрів об'єднаної енергосистеми шляхом включення або відключення необхідної кількості термерів. При цьому, наприклад, у разі випадіння енергоблока в енергосистемі достатньо поблизу нього вимкнути рухове навантаження такої ж потужності, при цьому частота, навіть без включення регуляторів (вони просто не встигнуть включитися, оскільки все відбувається в межах однієї секунди) сама автоматично повернеться до початкового значення, як це показано на фіг. 2 - друга крива перехідного процесу. У разі регулювання графіку електричних навантажень енергетичної системи, який характеризується надлишком електричної потужності, що генерують електричні станції внаслідок зниження електроспоживання побутовими споживачами, а також дефіцитом електричної потужності в день, особливо у вечірні години, що виникає внаслідок зростання побутового електроспоживання, достатньо збільшити електричне навантаження термерів вночі і знизити його вдень, особливо в пікові години. При цьому надлишок теплової енергії, що утворюється вночі, накопичується у тепловому акумуляторі, а вдень - витрачається для теплопостачання споживачів за заданим температурним графіком відпуску теплової енергії. До недоліків описуваного найближчого аналога відноситься те, що термери повинні постійно витрачати такий універсальний і цінний вид енергії як електричну, тоді як для нагрівання води простіше і набагато дешевше використовувати, наприклад, котельню. Іншим недоліком є те, що внаслідок коливань попиту на теплову енергію від доби до доби, її накопичення уночі, як правило не відповідає майбутньому попиту удень, що визначає використання теплової енергії або неможливість її накопичення у наступну ніч із зниженням можливого діапазону регулювання електричних навантажень. В основу винаходу поставлено задачу, не знижуючи, а навіть покращуючи енергетичні характеристики теплоелектроцентралі підключенням до неї теплового насоса, досягти регулювання вироблюваної електричної енергії, не змінюючи теплового навантаження, і використовувати це для регулювання частоти в ОЕС. Щодо ТЕЦ названа задача вирішується тим, що в теплоелектроцентралі, яка включає утилізатор теплоти вихідних газів котлоагрегату, утилізатор теплоти системи технічного водопостачання, утилізатор низькопотенційної теплоти і парову турбіну з генератором, яка складається з частин високого та низького тиску з відповідними регулюючими клапанами, підключений до парової турбіни трубопровід відбору пари, до якого підключений мережевий теплообмінник, тепловий насос, конденсатор якого включено послідовно з мережевим теплообмінником теплоелектроцентралі по мережевій воді, додатково введений проміжний теплообмінний контур, до якого підключений утилізатор теплоти вихідних газів котлоагрегату, утилізатор теплоти системи технічного водопостачання та утилізатор низькопотенційної 3 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 теплоти, а випарник теплового насоса включено в проміжний теплообмінний контур, при цьому тепловий насос виконано з можливістю регулювання споживаної електричної потужності шляхом регулювання подачі холодагенту його компресором або шляхом регулювання тиску у конденсаторі теплового насоса або його відключення та включення в залежності від небалансу потужності в електричній мережі, та в вищеописаній теплоелектроцентралі тепловий насос може бути виконано у вигляді n-і кількості теплонасосних модулів, випарники яких включені в проміжний теплообмінний контур паралельно, а конденсатори послідовно з мережевим теплообмінником теплоелектроцентралі по мережевій воді. Щодо способу регулювання вироблюваної електроенергії названа задача вирішується тим, що в способі експлуатації теплоелектроцентралі, що включає регулювання вироблюваної електричної енергії за допомогою регулювання пропускання пари через частину високого тиску парової турбіни регулюючим клапаном високого тиску, додатково для покриття небалансу потужності в мережі регулюють споживання електроенергії тепловим насосом шляхом або регулюванням подачі його холодагенту, або зменшенням тиску в його конденсаторі, або, якщо він складається з n-ї кількості теплонасосних модулів, послідовним відключенням або включенням модулів. Щодо об'єднаної енергосистеми названа задача вирішується тим, що система містить щонайменше одну теплоелектроцентраль для регулювання потужності вироблюваної нею електроенергії, причому принаймні одна з теплоелектроцентралей виконана відповідно до описаного вище. Щодо способу експлуатації об'єднаної енергосистеми, названа задача вирішується тим, що в способі експлуатації об'єднаної енергосистеми який включає безперервний контроль електричних параметрів об'єднаної енергосистеми, коригування співвідношення генерованих і споживаних потужностей за результатами контролю електричних параметрів об'єднаної енергосистеми, додатково коригування співвідношення генерованих і споживаних потужностей виконують за допомогою регулювання електричної потужності необхідної кількості теплоелектроцентралей, способом, який описано вище. Як вже було зазначено в описі найближчого аналога для теплоелектроцентралі, теплофікаційний режим є найбільш економічним, але при цьому вироблення електричної енергії жорстко залежить від вироблення теплової, оскільки вони регулюються одним і тим же пропусканням пари. Під час роботи ТЕЦ у складі ОЕС часто виникає задача регулювання вироблюваної нею електричної потужності, не змінюючи її теплового навантаження. У запропонованому винаході це досягається підключенням до ТЕЦ теплового насоса, випарник якого використовує тепло вихідних газів котлоагрегату, системи технічного водопостачання, яка в свою чергу відбирає тепло від системи охолодження машин і механізмів на ТЕЦ, маслосистеми, системи охолодження генератора, живильних насосів та тягодуттєвих установок котла, пробовідбірників, дренажів та стоків та інших джерел тепла на теплоелектроцентралі, джерела низькопотенційної теплоти, яким може бути розміщена біля ТЕЦ природна водойма або охолоджувальна вода ТЕЦ, атмосферне повітря або інше джерело, конденсатор включено в мережу теплопостачання послідовно з теплообмінником ТЕЦ. При цьому, збільшуючи потужність теплового насоса за допомогою вищеописаних пристроїв, є можливість зменшувати потужність теплообмінника ТЕЦ в мережі теплопостачання, а, отже, і пропускання пари у нього через турбіну високого тиску ТЕЦ, зменшуючи, таким чином, вироблення нею електроенергії. Для збільшення виробітку електроенергії ТЕЦ за умови збереження її теплового навантаження, необхідно виконати дії, які є аналогічними вищеописаним, в зворотному порядку. Отже, підключення теплового насоса до ТЕЦ за вищезапропонованими схемами, дає можливість регулювати електричну потужність ТЕЦ, працюючу в теплофікаційному режимі, не змінюючи її теплового навантаження. Крім того тепловий насос також може внести свій внесок в регулювання частоти в енергосистемі, як потужний швидкодіючий споживач-регулятор, що може у разі випадіння найбільш потужного енергоблока не допустити падіння частоти в енергосистемі нижче 0,148 Гц (див. вище) шляхом миттєвого відключення, з наступним (протягом 15 хвилин) набором потужності ТЕЦ, що повністю компенсує випадіння зазначеного енергоблоку. Все вищеописане становить суть заявленого винаходу. В аналогах і прототипах відсутні теплові насоси, включені вище запропонованим чином, і, відповідно, підключені до ТЕЦ, а також регульовані спільно з ТЕЦ вищенаведеним способом, що дозволяє регулювати вироблювану нею електричну потужність без зміни теплового навантаження. Також відсутня вказівка на відповідну кількість, вищеописаним чином обладнаних і регульованих ТЕЦ, для стабілізації частоти в енергосистемі. Все це в сукупності відповідає критеріям "новизна" і "суттєві відмінності". 4 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 На фіг. 1 представлено графік зміни потужності системи ГЕС в ОЕС України за 19.12.2007 р. за добової стабілізації частоти. На фіг. 2 представлено утрировано графік меж зміни частоти в енергосистемі у разі відпрацювання випадіння найпотужнішого енергоблока. На фіг. 3 представлено блок-схему ТЕЦ з тепловим насосом, підключеним до неї, де Г генератор, Гр - градирня, Д - деаератор, ЖН - живильний насос, BE - водяний економайзер, К конденсатор, КН - конденсатний насос, МН - мережевий насос, МП - мережевий підігрівач (бойлер), ПВТ - підігрівач високого тиску, ПГ - парогенератор, ПНТ -підігрівач низького тиску, ЧВТ - частина високого тиску парової турбіни, ЧНТ - частина низького тиску парової турбіни, РКВТ - регулюючий клапан високого тиску, РКНТ - регулюючий клапан низького тиску, ТПП трубчасті повітропідігрівники, ЦН - циркуляційний насос, УВГ - утилізатор теплоти вихідних газів, СТВ - система технічного водопостачання, УСТВ - утилізатор системи технічного водопостачання, ДНТ - джерело низько потенційної теплоти, УНТ - утилізатор низькопотенційної теплоти, В - випарник ТН, Комп. - компресор ТН, КТН - конденсатор ТН, Вент. - вентиль ТН, ТА1 - тепловий акумулятор проміжного контуру, ТА2 - тепловий акумулятор мережі теплопостачання. На фіг. 4 представлено блок-схему ТЕЦ з підключеним до неї тепловим насосом, який складається з двох модулів, що відрізняється від блок-схеми на фіг. 3 наступними позначеннями: М1 і М2 - перший та другий модулі ТН, В1 і В2 - випарники першого і другого модулів ТН відповідно, Комп. 1 і Комп. 2 - компресори першого і другого модулів ТН відповідно, КТН1 і КTH2 - конденсатори першого і другого модулів ТН відповідно, Вент. 1 і Вент. 2 - вентилі першого та другого модулів ТН відповідно. Суть роботи заявленої теплоелектроцентралі полягає в наступному. При підключенні до неї ТН, випарник якого використовує тепло вихідних газів котлоагрегату теплоелектроцентралі або інших джерел низькопотенційної теплоти, а конденсатор його, включений перед мережевим підігрівачем ТЕЦ, підігріває мережеву воду, що надходить до нього. При цьому ТЕЦ працює в теплофікаційному режимі зі зменшеним тепловим навантаженням на величину теплової потужності теплового насоса і, відповідно, генерує меншу електричну потужність в мережу. У разі появи дефіциту електричної потужності в мережі зменшують споживану ТН електричну потужність і, відповідно, його теплову потужність або його взагалі відключають, що само по собі практично миттєво компенсує дефіцит електричної потужності в мережі на величину, яку споживає ТН, крім цього відповідно збільшується теплове навантаження на ТЕЦ, яке вона з відповідною їй часовою сталою починає відпрацьовувати, збільшуючи при цьому величину генерованої нею електричної потужності в мережу. У разі надлишку електричної потужності в мережі виконують аналогічне регулювання в зворотному порядку - включають ТН і одночасно знижують теплове навантаження на ТЕЦ і т. д. Теплоелектроцентраль на фіг. 3 працює наступним чином: в нормальному стані працює ТН, який утилізує теплову енергію на ТЕЦ та інших джерел низькопотенційної теплоти, підігріваючи мережеву воду перед підігрівачем ТЕЦ, яка працює в звичайному теплофікаційному режимі. У разі виникнення дефіциту електричної потужності в мережі зменшують електричну потужність споживану компресором ТН і, відповідно, його теплову потужність двома способами, зменшуючи подачу холодоагенту компресором або зменшуючи тиск у конденсаторі, або взагалі відключають ТН, що компенсує частину дефіциту електричної потужності в мережі. Зменшення подачі холодоагенту здійснюють шляхом зниження частоти обертання компресора або для компресорів осьового типу зміною кута нахилу лопатей та ін. Тиск у конденсаторі зменшують за допомогою вентиля, відкриваючи його або збільшуючи витрату мережевої води через конденсатор. Одночасно з цим збільшують пропускання пари через парову турбіну і, відповідно, через мережевий теплообмінник до величини, що компенсує зниження теплової потужності ТН. При цьому ТЕЦ відповідно збільшує вироблення електричної енергії. У разі виникнення надлишку електричної потужності в мережі регулювання теплоелектроцентралі з підключеним до неї ТН проводиться аналогічно, тільки в зворотному порядку. Включається ТН, який бере частину теплового навантаження ТЕЦ на себе і одночасно з цим, ТЕЦ зменшує своє теплове навантаження за допомогою зменшення пропускання пари через парову турбіну до мережевого підігрівача. При цьому відповідно зменшується вироблення електроенергії на ТЕЦ. Тепловий акумулятор ТА1 служить для вирівнювання коливань температури теплоносія у проміжному теплообмінному контурі у разі добового регулювання вироблення електроенергії ТЕЦ, а ТА2 - для вирівнювання коливань температури теплоносія перед мережевим підігрівачем, викликаних швидкими змінами теплової потужності ТН в процесі регулювання частоти. 5 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Теплоелектроцентраль на фіг. 4 працює аналогічно вищеописаному, з тією лише різницею, що регулювання електричної потужності, що надходить в мережу від теплоелектроцентралі з підключеним до неї ТН, здійснюється в три ступеня - при відключеному ТН, при включеному одному теплонасосному модулі ТН і при включених двох теплонасосних модулях ТН. При цьому слід зазначити, що тут зображено ТН, що складається з двох модулів, як приклад, модулів може бути n-а кількість і відповідно ступенів регулювання n+1. Також слід зазначити, що тут показано з'єднання випарників ТН паралельне, а конденсаторів послідовне (як показали розрахунки, послідовне з'єднання конденсаторів ТН зменшує споживану ним електричну потужність із збільшенням кількості модулів майже на чверть), але може бути також і каскадне з'єднання та змішане. Застосування винаходу дозволяє: - поліпшити техніко-економічні характеристики ТЕЦ через утилізацію тепла вихідних газів та інших джерел тепла на ТЕЦ та роботи ТЕЦ в оптимальному теплофікаційному режимі; - отримати нову якість роботи ТЕЦ, - не змінюючи теплове навантаження, регулювати вихідну електричну потужність, при цьому не погіршуючи характеристики надійності обладнання, оскільки воно весь час працює в штатних режимах; - використовувати нові можливості регулювання ТЕЦ з регулювання частоти в енергосистемі у всіх режимах (добовому, у разі випадіння найпотужнішого енергоблока тощо), не порушуючи жорстких меж цього регулювання; - суттєво зменшити негативний вплив на екологію інших електростанцій енергосистеми переведенням їх у більш оптимальні режими роботи, а також зменшенням кількості енергоблоків, що працюють в гарячому резерві (див. нижче), крім того, в самих ТЕЦ також буде зменшено негативний вплив на екологію за допомогою використання на ТЕЦ ефективних "мокрих" методів очищення димових газів від сполук сірки, азоту та від твердих частинок [2]; - вивільнити великі фінансові та паливні ресурси, що йдуть на роботу енергоблоків системи в гарячому резерві, на інші заходи зі стабілізації частоти в енергосистемі; - збільшити надійність роботи енергоблоків системи у зв'язку з роботою їх в оптимальних режимах. На закінчення слід зазначити, що в ОЕС Україна гостро відчувається нестача регулювальних потужностей при регулюванні частоти як у разі випадіння найбільшого енергоблока (1000 МВт на АЕС), так і у разі добового її регулювання. При цьому для регулювання використовуються вугільні енергоблоки ТЕС [6,7], які не призначені для цього. Це призводить до перевитрат палива на цих енергоблоках, зменшення ресурсу їх роботи і надійності. Джерела інформації: 1. Основні вимоги щодо регулювання частоти та потужності в ОЕС України. - К.; ΓΡΙΦΡΕ; Мво палива і енергетики, 2009. - VII, 56 с - (Настанова Мінпаливенерго України). 2. http://www.umeaenergi.se. 3. US № 6536215 Bl. Method for optimally operating со - generation of electricity and heat and optimally operating district heating power plant/ Goran Vikstrom, Kulimaentie 6, FIN-67400 Kokkola (FI)/-09/914,201; Feb. 24, 2000; Mar. 25, 2003. 6 4. Пат. 2121746 Российской Федерации. МПК H02J15/00, H02J3/06, F01K7/34. Объединенная энергосистема и способ эксплуатации объединенной энергосистемы/ Хериберт Кюртен (DE); Уве Радтке (DE); Вольфганг Таубе (DE); Хорст Фольмар (DE); заявители: Сименс АГ (DE); Проссейн Электра, АГ (DE); патентнообладатели АГ (DE); Проссейн Электра, АГ (DE).94026787/09; заявл. 20.11.1992, опубл. 10.11.1998. 6 5. Пат. 2354024 Российской Федерации. МПК H02J3/00. Объединенная энергосистема и способ эксплуатации объединенной энергосистемы/Мартыненко В. С. (UA), Мартыненко С. A. (UA); патентнообладатели Мартыненко В. С. (UA), Мартыненко С. A. (UA). -2007136922/09; заявл. 08.10.2007, опубл. 27.04.2009. Бюл. № 12. 6. Ленчевський Є.А., Дубовський СВ. Обгрунтування можливості забезпечення в ОЕС України процесів регулювання частоти відповідно до норм, визначених ENTSO-E //Проблеми загальної енергетики. - 2007. - № 16. - С. 11-15. 7. Дубовський СВ., Ленчевський Є.Α., Мартиненко С.А. Автоматичне управління сучасними споживачами-регуляторами як засіб забезпечення стабільності частоти в ОЕС України на рівні вимог ENTSO-E //Проблеми загальної енергетики. - 2009. - № 19. - С. 23-30. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 60 1. Теплоелектроцентраль, що включає утилізатор теплоти вихідних газів котлоагрегату, утилізатор теплоти системи технічного водопостачання, утилізатор низькопотенційної теплоти і 6 UA 104217 C2 5 10 15 20 25 30 парову турбіну з генератором, яка складається з частин високого та низького тиску з відповідними регулюючими клапанами, підключений до парової турбіни трубопровід відбору пари, до якого підключений мережевий підігрівач, тепловий насос, конденсатор якого включено послідовно з мережевим теплообмінником теплоелектроцентралі по мережевій воді, яка відрізняється тим, що додатково введений проміжний теплообмінний контур, до якого підключені утилізатор теплоти вихідних газів котлоагрегату, утилізатор теплоти системи технічного водопостачання, утилізатор низькопотенційної теплоти та випарник теплового насоса, при цьому тепловий насос виконано з можливістю регулювання споживаної електричної потужності шляхом регулювання подачі холодагенту його компресором або шляхом регулювання тиску у конденсаторі теплового насоса, або його відключення та включення в залежності від небалансу потужності в електричній мережі. 2. Теплоелектроцентраль за п. 1, яка відрізняється тим, що тепловий насос виконано у вигляді n-ї кількості теплонасосних модулів, випарники яких включені в проміжний теплообмінний контур паралельно, а конденсатори - послідовно з мережевим теплообмінником теплоелектроцентралі по мережевій воді. 3. Спосіб експлуатації теплоелектроцентралі, що включає регулювання вироблюваної електричної енергії за допомогою регулювання пропускання пари через частину високого тиску парової турбіни регулюючим клапаном високого тиску, який відрізняється тим, що для покриття небалансу потужності в мережі регулюють споживання електроенергії тепловим насосом регулюванням подачі його холодагенту або зменшенням тиску в його конденсаторі, або, якщо він складається з n-ї кількості теплонасосних модулів, послідовним відключенням або включенням модулів. 4. Об'єднана енергосистема, яка містить щонайменше одну теплоелектроцентраль для регулювання потужності вироблюваної нею електроенергії, яка відрізняється тим, що принаймні одна теплоелектроцентраль виконана відповідно до пп. 1, 2. 5. Спосіб експлуатації об'єднаної енергосистеми, виконаної за п. 4, що включає безперервний контроль електричних параметрів енергосистеми, коригування співвідношення генерованих і споживаних потужностей за результатами контролю електричних параметрів об'єднаної енергосистеми, який відрізняється тим, що коригування співвідношення генерованих і споживаних потужностей виконують за допомогою регулювання електричної потужності необхідної кількості теплоелектроцентралей відповідно до способу за п. 3. 7 UA 104217 C2 8 UA 104217 C2 Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 9