Особенности электрических станций

По видам использованных первичных энерго­ресурсов различаются электростанции, применяющие: орга­ническое топливо — ТЭС; ядерное топливо — АЭС; гидроэнер­гию — ГЭС, ГАЭС и приливные; солнечную энергию — солнеч­ные электростанции (СЭС); энергию ветра — ВЭС; подземное тепло — геотермальные (ГЕОЭС).

По применяемым процессам преобразования энер­гии выделяются электростанции, в которых: тепловая энергия пре­образуется в механическую, а затем в электрическую энергию — ТЭС, АЭС; тепловая энергия непосредственно превращается в элек­трическую — электростанции с МГД-генераторами (МГД-ЭС), СЭС с фотоэлементами и др.; энергия воды и воздуха превращается в механическую энергию вращения, затем в электрическую — ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ветроэлектрические (ВЭС), воздушно-аккумулиру­ющие газотурбинные электростанции.

По числу и виду энергоносителей различаются сле­дующие электростанции: с одним энергоносителем — КЭС и ТЭЦ, атомные КЭС и ТЭЦ на паре, АЭС с газовым энергоносителем, ГТЭС; с двумя разными по фазовому состоянию энергоносителя­ми — парогазовые (ПГ) электростанции, в том числе ПГ-КЭС и ПГ-ТЭЦ; с двумя разными энергоносителями одинакового фазо­вого состояния — бинарные электростанции.

По видам отпускаемой э н е р г и и различаются следу­ющие электростанции: отпускающие только или в основном элек­трическую энергию — ГЭС, ГАЭС, КЭС, атомные КЭС, ГТЭС, ПГ-КЭС и др.; электрическую и тепловую энергию — ТЭЦ, атом­ные ТЭЦ, ГТ-ТЭЦ и др. В последнее время КЭС и атомные КЭС все в большей степени увеличивают отпуск тепловой энергии. Теплоэлектроцентрали кроме электроэнергии вырабатывают теп­ло. Использование тепла отработавшего пара при комбинирован­ном производстве энергии обеспечивает значительную экономию топлива. Если отработавший пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции про­мышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. При использовании тепла для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов ТЭЦ называются комму­нальными (отопительными). Промышленно-отопительные ТЭЦ снабжают теплом как промышленные предприятия, так и населе­ние. На отопительных ТЭЦ, наряду с теплофикационными турбо-установками, имеются водогрейные котлы для отпуска тепла в периоды пиков тепловой нагрузки.

Наиболее распространенными, вырабатывающими около 80 % электроэнергии, являются тепловые электростанции(ТЭС). Они подразделяются на станциитеплофикационные (теплоэлектроцентрали — ТЭЦ) иконденсационные(КЭС). ЭС в зависимости от начального давления применяемого пара (перед турбогенераторами) делятся на:

1. ТЭС низкого давления (1,3—2,5 МПа). Практически не применяются, хотя в связи с тенденциями к созданию на предприятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть вновь;

2. ТЭС среднего давления (2,5—4,5 МПа). Считаются устаревшими, но кое-где еще сохранились. Как правило, на этих станциях проводилась реконструкция, установлены новые котло- и турбоагрегаты, работающие на более высоких параметрах пара.

3. ТЭС высокого давления (9 МПа);

4. ТЭС сверхвысокого давления (13—24 МПа).

Все эти исторические тенденции к росту начального давления пара вызваны стремлением к повышению экономичности. Чем выше начальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем выше КПД производства энергии. Однако даже теоретически он не может быть выше 45-46 %. Повышение экономичности ТЭС — глобальная задача человечества, наиболее известный и проверенный путь ее решения — теплофикация, создание ТЭЦ, а в последнее время — парогазовых циклов.

Теплоэлектроцентрали(ТЭЦ), предназначенные для совместной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, различаются по типам установленных на них турбогенераторов на: противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потребителям тепловой энергии; имеются также противодавленческие турбины с регулируемым производственным отбором (типа ПР); турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией, в том числе с одним производственным отбором пара давлением 5—13 ата (0,12—0,25 МПа — типа П; с одним теплофикационным отбором пара давлением 1,2—2,5 ата (0,12—0,25 МПа) — типа Т; с двумя отборами — производственным и теплофикационным (типа ПТ),

Экономические показатели, свойственные перечисленным типам турбин, заложены в энергетических характеристиках.

Энергетическая характеристикатурбоагрегата — это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или то­плива от развиваемой электрической мощности типа:

Q_ч= q_xx+ q_тP_т + q_кP_к(Гкал/ч)

или

В_ч— b_кх+ b_тР_т+ b_кP_к(т у.т./ч),

где Q_ч— часовой расход теплоты, Гкал/ч; В_ч— часовой расход топлива, т у.т./ч; q_xxи b_кх— часовые расходы теплоты или топлива на холостой ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; q_т и b_т— относительные приросты теплоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/'ч/кВт; q_ки b_к— относительные приросты теплоты или топлива при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Р_т— электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Р_к— электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.

Противодавленческие турбиныпредназначены для теплоснабжения потребителей с попутной выработкой электроэнергии. Электрическая мощность этих турбин как бы «привязана» к тепловой производительности и полностью от нее зависит:

Q_ч=q_xx+q_тP_т(Гкал/ч)

или

В_ч= b_хх+ b_тР_т(т у.т./ч).

Поскольку вся электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), противодавленческие турбины являются самыми экономичными из всех паровых турбин. Удельный расход топлива здесь составляет 180-200 г у.т./кВт«ч.

Теплофикационные турбиныс одним или двумя регулируемыми отборами пара имеют следующие характеристические уравнения:

для часовых показателей:

Q_ч=q_xx+q_тP_т+q_кP_к(Гкал/ч)

P_т=m₁Q_п+m₂Q_т- С(кBт);

для годовых показателей:

Q_год= q_ххТ + q_тW_т+ q_кW_к(Гкал/год);

W_т=m₁Q_п+m₂Q_т- С (кВт ч/год),

где Q_п— часовой (или годовой) отпуск пара из производственного отбора (0,7 — 1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; Q_т— часовой (или годовой) отпуск пара из теплофикационного отбора (12 — 0,25 МПа), Гкал/ч или Гкал/год;m₁— удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт ч/Гкал или кВт/Гкал/ч;m— удельная частичная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт ч/Г кал или кВт/Гкал/ч; С — константный показатель при расчете теплофикационной мощности (выработки энергии — при расчете годовых показателей), кВт; Т — - время работы турбины, ч/год; W_т— годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт ч/год; W_к— годовая выработка электроэнергии по конденсационному циклу, кВт ч/год.

Расход теплоты определяет расход топлива соответствующим турбоагрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной ТЭЦ, затраченный на производство тепла, по формуле:

b_r= 1000/(7000 ŋ_к) = 0,143/ ŋ_к(ту.т. /Гкал),

где 1000 — размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; ŋ_к— КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удельный расход топлива на производство теплоты при КПД ŋ_к=1 (100 %).

Для современных турбин используются готовые топливные характеристики типа:

В_год= b_ххТ + b_пD_п+ b_тDт + b_эW_год(т у.т. /год),

где b_п, b_т, b_э— относительные приросты расхода топлива на производство соответственно пара из производственного отбора, теплофикационной горячей воды и электроэнергии. Обычно удельные расходы топлива на производство (выработку, отпуск) электроэнергии вычисляются в граммах — гу .т./кВт ч или килограммах — кг у.т./кВт.ч; на производство тепла — в тоннах или килограммах — кг у.т./Гкал; D_n, D_ти W_год— годовое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды и электроэнергии.

При этом годовой расход топлива на выработку электроэнергии по теплофикационному циклу:

В_год= m₁D_n+ m₂D_т(т у.т. /год).

Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущества перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на про­изводство электроэнергии — 220-280 г у.т./кВт ч. При этом выработка энергии по теплофикационному циклу требует 200-250 г у. т./кВт ч, а по конденсационному циклу — свыше 400 г у.т,/кВт ч, так что общий показатель зависит от соотношения выработки по этим циклам или от доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее работает ТЭЦ.

Конденсационные электростанции(КЭС) различаются по общей установленной мощности и мощности турбогенераторов: 150,300, 500,800, 1200 МВт.

Каждая конденсационная турбина имеет две (или более) зоны мощности — экономическую(Рэ) исверхэкономическую, определяемую как разница между установленной (Ру) и экономической мощностями (Ру - Рэ), кВт. При работе в этих зонах имеют место разные относительные приросты расходов тепла на производство электроэнергии: в экономической зоне — q_эи сверхэкономической зоне — q_св-эпричем q_св-э>> q_э. Поэтому энергетические характеристики конденсационных турбогенераторов имеют вид:

для часовых показателей:

Q_ч=q_xx+q_эP_э+q_эP_э+Q_св-э(Р_у-P_з) (Гкал/ч);

для годовых показателей:

Q_год= q_ххТ + q_эW_э+ q_св-эW_св-э(Гкал/год)

где W_эи W_св-э— годовая выработка электроэнергии соответственно в экономической и сверхэкономической зонах, кВт ч/год.

Конденсационные станции существенно уступают по экономичности ТЭЦ, их удельные расходы на самых лучших КЭС составляют 318-320 г у.т./кВт ч, а на старых, работавших еще на среднем давлении пара, этот показатель может достигать 400-500 г у,т./кВт ч.

КПД конденсационных электростанций составляет в среднем 30-35%

В последнее время все большее распространение получают газотурбинные электростанциии установки (ГТУ), отличающиеся большой маневренностью и низкой экономичностью. Они так же, как и ГЭС, используются для покрытия пиковой части графиков нагрузок. Однако их технико-экономические показатели наихудшие среди тепловых электростанций, удельные расходы топлива — 500-600 г у.т./кВт ч и выше.

Для повышения экономичности ГТУ создаются парогазовые циклы, в которых отработанные газы после газовых турбин, обладающие еще значительным теплосодержанием, а иногда содержащие также продукты неполного сгорания, дожигаются и догреваются в энергетических котлах с выработкой пара для обычных паровых турбин. Парогазовые электростанции обладают КПД производства энергии и удельными расходами топлива, сравнимыми с показателями ТЭЦ. В составе парогазового цикла КПД газотурбинной установки составляет примерно 50% .

Атомные электростанции(АЭС), являющиеся, по существу, теплостанциями, в которых пар получается не при сжигании топлива, а освобождении внутриатомной энергии, различаются по типам ядерных реакторов (в том числе на быстрых или на медленных нейтронах), мощности и некоторым другим признакам.

АЭС работают на ядерном топливе, в качестве которого используются уран-233 (U-235), уран-233 (U-233) и плутоний-239 (Рu-239). Ядерное горючее обладает теплотой сгорания примерно в 2,5 миллиона раз выше, чем теплота сгорания обычного органического топлива.

На промышленных АЭС России установлены энергетические ядерные реакторы с водой под давлением корпусного типа ВВЭР и канальные водографитовые реакторы РМБК. Целью развития атомной энергетики является создание безотходных АЭС с реакторами-размножителями на быстрых нейтронах, где одновременно с производством энергии образуется плутоний-239, служащий для дальнейшего использования.

Гидроэлектростанциибывают двух типов: собственно ГЭС и гидроаккумулирующие (ГАЭС), созданные специально для регулирования графика нагрузки. Гидростанции являются единственными источниками энергии, использующими возобновляемые природные энергоресурсы — естественный речной водоток. Как известно, в природе происходит непрерывный круговорот воды: испарения естественных водоемов, преимущественно морей и океанов, конденсируются в атмосфере и выпадают в виде дождя и снега. Эти атмосферные осадки составляют основной объем речного водотока. Другие его составные части — вековые снега и ледники горных массивов, постепенно тающие ввиду общего потепления планетарного климата.

Некоторые гидростанции строятся на естественном водотоке {бесплотинные ГЭС), но большинство из них требует сложных и дорогостоящих гидротехнических сооружений (плотины, дамбы, деривационные каналы и т.п.), затопления значительных территорий, для водохранилищ, создания перепада высот над уровнем моря. Масса воды на высотной отметке, называется верхним бьефом, на нижней отметке — нижним бьефом. Перепад давлений между бьефами реализуется для получения энергии.

Собственно ГЭС различаются по напору — высоконапорные(горные) инизконапорные(равнинные); по зарегулированности естественного водотока — с суточным, сезонным и многолетним регулированием; по некоторым другим признакам, в частности — по мощности.

Гидроаккумулирующиестанции(ГАЭС) — искусственные сооружения, созданные на возвышенностях над естественными водоемами. В часы ночного провала нагрузки они работают в режиме насосов, закачивающих воду на верхний бьеф водохранилища, а в часы пика нагрузки срабатывают эту воду, развивая электрическую мощность и вырабатывая электроэнергию для сглаживания суточной неравномерности электропотребления.

Ветряные, солнечные, приливные, биоэнергетические станции не нашли пока еще сколько-нибудь существенного применения в электроэнергетике. Также пока что нецелесообразно всерьез говорить о термоядерных электростанциях, на пути создания которых в настоящее время имеются очень большие трудности. Аналогичное положение возникло с магнитогидродинамическим способом производства электроэнергии, с, так называемыми, МГД-генераторами. В разработке также находятся термоэлектрические (преобразуют тепловую энергию в электрическую), электрохимические (преобразуют химическую энергиию в электрическую) и термоэмисионные генераторы.

Энергетические, технические и экономические свойства электростанций различных типов используются при оптимизации покрытия суточного графика нагрузки.

Нетрадиционные возобновляемые источники энергии.

Такими источниками являются установки и устройства, использующие энергию ветра, солнца, биомасс, геотермальную энергию, а так­же тепловые насосы, использующие низкопотенциальное тепло, содержащееся в приземных слоях воздуха, воды, верхних слоях Земли и промышленных выбросах.

Нетрадиционная энергетика в России может эффективно ис­пользоваться для энергоснабжения потребителей, прежде всего в районах, не охваченных централизованным энергоснабжением. К этим зонам относятся обширные территории окраин России, в которых проживает около 20 млн чел., а также отдельные районы Крайнего Севера, Сибири, Дальнего Востока и сельские районы в центральной части страны (Архангельская, Вологодская, Ки­ровская, Ярославская и некоторые другие области).

Геотермальная энергетика. Запасы геотермальной энергии пред­ставляют собой запасы термальных вод и пароводяной смеси (ПВС), которые могут быть использованы соответственно для ото­пления и сооружения геотермальных электростанций. В настоящее время в России разведано 56 месторождений и участков термаль­ных вод с подачей в сутки до 300 тыс. м³ горячей воды и девять месторождений с возможной подачей 112 тыс.т в сутки пароводя­ной смеси.

В настоящее время в мире действует около 20 геотермальных электростанций мощностью от нескольких МВт до 500 МВт каждая. Их общая мощность около 1,5 ГВт. В среднем одна буровая скважина, пробуренная на нужную глубину (от сотен метров до километра в зависимости от характера земной коры), может дать около 5 MВт, и срок ее действия составляет 10-20 лет.

Запасы пароводяной смеси, сосредоточенные в основном в Курильско-Камчатской зоне, могут обеспечить работу геотермаль­ной электростанции (ГеоТЭС) мощностью до 1000 МВт. Пер­спективные месторождения имеются также в Западной Сибири и на Дальнем Востоке.

Энергия биомассы. Биомасса – это отходы животноводства, сель­скохозяйственного, целлюлозно-бумажного и лесозаготовитель­ного производств, осадки городских сточных вод. В качестве ис­точника энергии она имеет следующие преимущества: ее исполь­зование заметно улучшает экологическую обстановку в регионе; при ее сжигании выделяется менее ОД % серы и всего от 3 до 5 % золы; сельскохозяйственное производство получает ценное орга­ническое удобрение. Экономический потенциал биомассы в Рос­сии ориентировочно оценивается в 35 млн. т у.т. в год.

Приливные волныМирового океана несут около 3 ТВт энергии (1 ТВт = 10¹²Вт). Однако ее получение рентабельно лишь в нескольких районах планеты, где приливы особенно высоки, например, в некоторых районах Ла-Манша и Ирландского моря вдоль побережья Северной Америки и Австралии и на отдельных участках Белого и Баренцева морей.

По техническим причинам приливные станции работают лишь на 25 % своей нормативной мощности. Несколько лет действует одна из самых крупных приливных электростанций близ Ла-Ранс (Франция) проектной мощностью 240 МВт, которая при довольно небольших затратах производит 60 МВт.

Энергия ветра. Один из основных факторов, определяющих по­тенциал энергии ветра, — его среднегодовая скорость. Положитель­ный экономический эффект от работы ветроэнергоустановок следу­ет ожидать при скорости ветра более 5 м/с и использовании установ­ленной мощности в течение 2000 ч в год и более. Такая возможность наиболее характерна для побережья наших северных и восточных морей. Экономический потенциал ветроэнергоустановок в настоя­щее время оценивается приблизительно в 10 млн. т у.т. в год.

Солнечная энергия. В качестве критерия оценки солнечного по­тенциала используется средняя месячная сумма солнечной радиации и плотность солнечного излучения на 1 м² площади. Техни­ческий потенциал преобразования солнечной энергии достаточ­но велик, однако экономически оправданный потенциал оцени­вается приблизительно в 12,5 млн. т у.т. в год. Один из методов получения солнечной энергии заключается в нагреве парового котла турбины с помощью системы зеркал, собирающих солнечный свет. Солнечная электростанция мощностью 10 МВт потребует около 2000 рефлекторов площадью по 25 м²каждый. Другой путь — использование фотоэлементов, которые непосредственно преобразуют солнечную энергию в электричество, обычно с КПД 10—15 %. Небольшие установки мощностью 250—1000 кВт существуют, однако они дороги из-за высокой стоимости фотоэлементов. При массовом производстве таких установок есть надежда сократить затраты до уровня, при котором станет осуществимой электрификация изолированных поселений с помощью фотоэлементных установок.

Низкопотенциальное тепло. Использование низкопотенциаль­ного тепла станций аэрации, незамерзающих источников, грун­та, систем оборотного водоснабжения осуществляется с помощью тепловых насосов. Целесообразными областями применения теп­ловых насосов являются районы с повышенными требованиями к охране окружающей среды (санаторно-курортные зоны), а также для тепло-, холодоснабжения общественных зданий (школы, ма­газины, плавательные бассейны и т.д.), промышленных предпри­ятий и на молочно-товарных фермах для охлаждения молока с одновременным подогревом технологической воды. Экономиче­ский потенциал этого вида нетрадиционного источника энергии оценивается приблизительно в 35 млн. т у. т. в год.

Энергетические характеристики оборудования электростанций.

Энергетические характеристики оборудования отображают за­висимость между входными, выходными параметрами и потерями. Существует три вида характеристик: абсолютные (расходные), относительные и дифференциальные.

Абсолютные (расходные) характеристики отображают зависи­мость между количеством энергии, подводимой к агрегату (пер­вичной), и получаемой от него (вторичной). Они используются для определения абсолютных значений расхода топлива и необхо­димой производственной мощности (соответствия производствен­ной мощности котла и турбины).

Относительные характеристики используют для расчета пер­вичной энергии при заданных нагрузках. К ним относятся удель­ные расходы топлива и теплоты, характеризующие экономичность работы оборудования, а также коэффициента полезного действия (КПД).

Д

Расходная характеристи­ка котла: 1 — потери; 2 — полезная теплота.

ифференциальные характеристикиприменяют для определе­ния оптимальных режимов работы агрегатов.

Расходная характеристика парогенератора — это зависимость часового расхода топлива котлом от его полезной часовой тепло­вой нагрузки:

Расходные характеристики паровых котлов строятся на основе их тепловых балансов. Тепловой баланс может быть представлен в следующем виде, ГДж/ч:

где Q — полезно используемое тепло;

Здесь ∆Q₁ — потери тепла с уходящими газами; ∆Q₂ — потери от химической неполноты сгорания; ∆Q₃ — потери от механиче­ской неполноты сгорания; ∆Q₄ — потери в окружающую среду; ∆Q₅ — потери с физической теплотой шлаков.

Зависимость отдельных видов потерь от полезной нагрузки устанавливается на основе испытаний парового котла и строится в пределах от минимальной нагрузки до максимальной.

Минимальная нагрузка — это наименьшая нагрузка Q_min, с ко­торой котел может работать в течение длительного периода времени без нарушения циркуляции или процесса горения. Обычно она зависит от вида топлива и типа котла. Максимальная нагрузка — это наибольшая нагрузка Q_max, при которой котел может длительно работать без вредных последствий.

Характеристика относительных приростов расхода топлива котлом (дифференциальная характеристика) отображает изме­нение часового расхода топлива при увеличении тепловой на­грузки на 1 ГДж/ч:

Расходные характеристики паровых турбоагрегатов зависят от системы их регулирования и представляют собой выпуклые кри­вые или их сочетание.

Расходные характеристики паровых турбоагрегатов: а — дроссельное регулирование; б — сопловое или клапанное регулирование; в — обводное регулирование; I, II, III — клапаны

Использование в практических расчетах криволинейных харак­теристик весьма сложно, поэтому их заменяют прямолинейными. Обычно проводят прямую через точки характеристики, соответствующие нагрузкам 50 и 100 %.

Расходные характеристики паровых турбоагрегатов при замене криволинейных зависимостей прямолинейными: а — для одного турбоагрегата; б — для нескольких турбоагрегатов.

Согласно упрощенной (спрямленной) расходной характери­стике турбины с дроссельным и сопловым регулированием часовой расход тепла:

где q_xx — часовой расход тепла на холостой ход агрегата, ГДж/ч (имеется в виду условный, получающийся в результате спрямлен­ной характеристики часовой расход тепла на холостой ход); r_т – относи­тельный прирост расхода тепла, т. е. отношение приращения рас­хода тепла ∆Q к приращению нагрузки ∆Р или (для спрямленной характеристики) тангенс угла наклона характеристики к оси абс­цисс, ГДж/МВт∙ч); Р – текущая электрическая нагрузка турбо­агрегата, МВт.

Таким образом, при любой нагрузке турбоагрегата часовой рас­ход тепла складывается из постоянного не зависящего от нагруз­ки расхода тепла на холостой ход и нагрузочного расхода тепла, зависящего от нагрузки (возрастающего с ее увеличением и на­оборот).

Для увеличения пропуска пара через проточную часть турбин большой мощности применяется обводное регули­рование, когда пар в обвод пер­вых ступеней пропускается не­посредственно в одну из про­межуточных ступеней. В этом случае расходная характеристи­ка представляет собой сочета­ние двух выпуклых кривых, из которых последняя имеет боль­ший угол наклона.

В

Расходная характери­стика паровых турбоагрегатов при обводном регулировании: I, II – клапаны

зоне действия клапанаI:

а клапанов I и II:

где Qкр — расход тепла, соот­ветствующий критической на­грузке; Р_кр — критическая, или экономическая, нагрузка турби­ны, т.е. нагрузка при которой удельный расход тепла являет­ся наименьшим, МВт; r_т1, r_т2 – относительные приросты расхода теплоты турбоагрегата в зоне до критической нагрузки и перегрузочной зоне, ГДж/МВт∙ч.

При обводном регулировании часовой расход тепла на турбину:

Часовой расход тепла при нагрузке, превышающей критиче­скую, состоит: из расхода тепла на холостой ход q_xx; расхода теп­ла на выработку электроэнергии, если вся она получается по ха­рактеристике, не имеющей излома, с относительным приростом г.,; дополнительного расхода тепла из-за выработки части элек­троэнергии при нагрузке, превышающей экономическую, т.е. в зоне нагрузки с большим относительным приростом (r_т2 >r_т1). Ко­эффициенты характеристики q_xx, r_тl и r_т2 являются величинами постоянными для данных типов мощности и состояния агрегата. Они либо известны по данным завода-изготовителя, либо опре­деляются проведением соответствующих испытаний.

П

Относительные показатели работы турбоагрегатов.

оказателем, характеризующим экономичность турбины, яв­ляется удельный расход тепла, ГДж/(МВт-ч):

Эта формула состоит из трех частей: гиперболической умень­шающейся, постоянной и гиперболической увеличивающейся. Коэффициент полезного действия:

В зоне нагрузок до Р_кр удельный расход тепла снижается за счет уменьшения доли расхода пара на холостой ход (q_min = q_кр), затем увеличивается за счет пе­регрузочного расхода тепла.

Так как в точке Р = Р_кр удельный расход топлива ми­нимальный, а КПД соответ­ственно достигает максималь­ного значения, то эта точка на­зывается экономичной нагрузкой турбоагрегата.

Распределение нагрузки между агрегатами электростанции.

На основе характеристик для отдельных котлов строятся одно­именные характеристики для котельной применительно к одно­временно находящимся в работе котлам в данный период време­ни и оптимальному распределению тепловой нагрузки котельной между ними. Распределение нагрузки между совместно работа­ющими агрегатами будет наиболее выгодным, когда выполнение данного общего графика нагрузки требует наименьшего количе­ства первичной энергии. Тепловые нагрузки котлов, соответствующие этим условиям, будут совпадать, если в рассматриваемый период времени все работающие котлы данной котельной используют одинаковое топливо. Для достижения этих критериев необходимо, чтобы в каждый момент времени обеспе­чивалось равенство относительных приростов расхода топлива или относительных приростов стоимости топлива: г_к1 = г_к2 = ... = г_кi.

Для построения характеристики относительных приростов котельной суммирование нагрузки отдельных котлов следует произ­водить при одинаковых значениях относительных приростов расхода топлива или одинаковых значениях относительных приростов стоимости топлива. Характеристика относительных приростов расхода топлива котельной, состоящей из двух разнотипных котлов, имеет излом (рис. 13.10), который происходит в характерных точ­ках, соответствующих минимальным и максимальным нагрузкам отдельных котлов. Например:

Построение характеристики относительных приростов расхода

топлива котельной: а – первого котла; б — второго котла; в — котельной

Энергетическая характеристика котельной строится по тем же характерным точкам, что и характеристика относительных при­ростов расхода топлива. При этом используются энер­гетические характеристики отдельных котлов.

По тепловым нагрузкам отдельных котлов, соответствующим данному (одинаковому) значению относительного прироста рас­хода топлива, из энергетических характеристик находят соответ­ствующие им расходы топлива. Суммируя эти величины, получа­ем расход топлива котельной при тепловой нагрузке, равной сум­ме тепловых нагрузок отдельных котлов:

Энергетические характеристики: а — первого котла; б — второго котла; в — котельной

Для ТЭС по характеристикам турбоагрегатов (ТА) составляют­ся характеристики относительных приростов (ХОП) расходов теп­лоты, энергетические характеристики машинного зала электро­станции и режимные карты. Характеристика относительных при­ростов и энергетическая для электростанции в целом могут быть получены на основе одноименных характеристик котельной и ма­шинного зала.

Относительный прирост (ОП) расхода топлива станцией явля­ется показателем экономичности работы станции или блока и по­казывает, на сколько изменится расход топлива станцией при из­менении нагрузки на 1 кВт:

Построение характеристики относительных приростов расхода

топлива тепловой электростанцией: а — электростанции; б — турбоагрегата; в — котла

Скачок на ХОП электростанции связан с ХОП турбоагрегата, а пологовогнутая часть определяется ХОП котла. Если в машинном зале станции установ­лены однотипные агрегаты, то нагрузка между ними распределя­ется равномерно при минимально необходимом числе агрегатов, что позволяет дать каждому агрегату достаточно высокую нагруз­ку. Если агрегаты разнотипны по мощности и экономичности, то должно быть произведено экономичное распределение электри­ческой нагрузки между ними, т. е. заданная электрическая нагруз­ка распределяется между ними таким образом, чтобы в машин­ном зале расход тепла был минимальным.

Рассмотрим простейший пример. В турбинном цехе установле­ны два агрегата различного типа. При этом возможны два основ­ных случая.

1. Нагрузка ТЭС может быть покрыта полностью каждым из двух агрегатов. Их расходные характеристики определяются следующим образом:

• Если q_xx1 < g_xx2 и r_т1 < r_т2, то любая нагрузка ТЭС должна по­крываться турбиной № 1.

• Если q_xx1 < q_xx2,, r_т1 > r_т2,, 0 < Р < P_max, то в диапа­зоне Р < Р_эк Q_min = Q₂, следовательно, надо загружать турбину №1; в диапазоне Р > Р_эк Q_min = Q₁, следовательно, надо разгружать тур­бину №1 и загружать турбину №2; при Р = Р_эк турбины равно-экономичны.

• Если сходящиеся характеристики не пересекаются в зоне но­минальной мощности, то всю нагрузку должна взять на себя тур­бина № 1.

1. Нагрузка ТЭС может быть покрыта только при совместной параллельной работе обоих агрегатов.

Допустим, что совместно работают два турбоагрегата, из ко­торых первый имеет часовую расходную характеристику Q_ч1 = q_xx1 + r_т1∙Р₁, а второй Q_ч2 = q_xx2 + r_т2∙Р₂. Общий часовой расход тепла двух совместно работающих агрегатов составит:

Прибавим и вычтем произведение г_т1Р₂, а общую нагрузку двух агрегатов обозначим через Р_ст= Р₁ + Р₂. Тогда

Полное покрытие нагрузки ТЭС одним из агрегатов: а — нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1; 6 — в зоне Р < Р_эк нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1, в зоне Р>Р_эк — полностью

турбиной № 2; 1, 2 — расходные характеристики турбин

Характеристика совместно работающих агрегатов будет иметь вид ломаной линии, точка излома которой может перемещаться при перераспределе­нии нагрузки между агрегатами. Как видно из выражения общего расхода тепла, при любом распределении нагрузки между агрега­тами суммарный расход тепла на холостой ход останется неиз­менным (q_xxl + q_xx2), а переменная часть расхода тепла будет тем меньше, чем больше нагружается агрегат, имеющий меньший относительный прирост расхода тепла.

Итак, в системе параллельно работающих агрегатов экономич­ность вариантов распределения нагрузки изменяется только за счет изменения дополнительного расхода энергии, так как расходы на холостой ход агрегатов имеют место при любом распределении нагрузки между ними. Следовательно, при возрастании нагрузки совместно работающих агрегатов в первую очередь должен нагру­жаться тот из них, у которого меньше относительный прирост расхода первичной энергии. Таким образом, оптимальное распре­деление достигается в порядке возрастания относительных при­ростов расходов тепла: r_т1 < r_т2 < r_тi.

Общие вопросы оптимального распределения электрической нагрузки в энергосистеме.

В хозяйственном отношении электростанции и электрические сети являются самостоятельными структурными подразделения­ми, но при выборе режима распределения электрических нагру­зок они подчиняются энергосистеме.

Основной целью энергосистемы является бесперебойное снаб­жение потребителей энергией требуемого качества при условии максимальной экономичности. Нагрузка энергосистемы, заданная ей по плану в соответствии с графиком электрических нагрузок, дол­жна быть распределена между электростанциями таким образом, чтобы достигался максимум экономичности энергосистемы в це­лом.

Для решения задачи оптимизации с использованием ЭВМ со­ставляется математическая модель, включающая в себя пять уравнений или неравенств.

1. Уравнение цели (критерий экономичности).

Общей целью, или критерием оптимизации режимов, является обеспечение минимальных текущих затрат на производство электроэнергии в энергосистеме:

От режима работы электростанции зависят только условно-пе­ременные затраты, к которым относится прежде всего топливная составляющая расходов на ТЭС. Условно-постоянные затраты не зависят от режима работы электростанции и поэтому могут быть исключены из рассмотрения. Целевая функция (критерий опти­мизации) может быть представлена следующим выражением:

где п — число тепловых станций в энергосистеме; В_гi – годовой расход топлива на i-й станции, т у.т.; Ц_тi — цена топлива, исполь­зуемого на i-й станции, р./т у.т.

Если цены на топливо для станций энергосистемы одинаковы, то целевая функция принимает следующий вид:

2. Уравнение связи (или характеристика объекта).

Объект представляется в виде следующей модели :

где х — первичная энергия, поступающая на объект (входящий поток); у — вторичная энергия (исходящий поток).

Характеристиками объекта являются расходные энергетические характеристики:

где В_к, В_ст – часовой расход топлива соответственно котла и элек­тростанции, т у.т/ч; Q_K, Q_T – количество теплоты соответственно на выходе из котла и входе в голову турбины, ГДж/ч; Р_т, Р_ст – электрическая мощность соответственно турбоагрегата и электро­станции, МВт.

Если характеристика объекта не меняется во времени, то объект называется стационарным, в противном случае – неста­ционарным. Энергетическое оборудование является типично нестационарным объектом. В настоящее время нет методики, позволяющей учесть нестационарностъ объекта, поэтому она не принимается во внимание.

3. Уравнения ограничения.

Они могут быть двух видов:

a) балансовые, в виде равенства:

где Р_ст — мощность электростанций, входящих в энергосистему; Р_потр – полезно отпущенная мощность потребителям, МВт; Р_сн, Р_{пот.ЛЭП} – потери мощности на собственные нужды и в ЛЭП и подстанциях соответственно;

б) граничные, в виде следующих неравенств, характеризующие технические возможности агрегатов:

где Р_{min i} и Р_{max i} – ограничения по выдаче мощности турбоагрега­тами соответственно по минимальному и максимальному значе­нию.

Ограничения бывают жесткие и нежесткие. К жестким отно­сятся граничные неравенства, нарушение которых недопустимо, так как это связано с безопасностью работы установки и угрожает жизни людей. Нарушение нежестких ограничений (баланса мощ­ности в энергосистеме) приводит к нарушению оптимального режима работы, снижению экономичности и дополнительным затратам.

4. Уравнение управления.

Оно формируется путем совместного решения первых трех уравнений:

5. Уравнение адаптации.

Оно является корректировкой уравнения управления при изменении целевой функции и уравнений связи и характеризует приспособляемость системы к изменяющим­ся внешним условиям.

Если в рассмотрении присутствуют все пять уравнений, то такая модель называется оптимизационной. При отсутствии в модели уравнения управления она является оценочной. Если анализирует­ся только характеристика объекта, то модель называется моделью для познания. В аварийных ситуациях используется только модель ограничения.