Тема: «Способы прохождения пиков электрической нагрузки энергосистемы» Плановые и непредвиденные пики и провалы электрической нагрузки
Специфика работы энергогенерирующего оборудования, а имеенно, непрерывность производства электроэнергии и необходимость поддержания в течение всего периода эксплуатации оборудования равенства между производством генерируемой мощности и ее потреблением с учетом потерь энергии в сетях при транспортировке к потребителю, предопределяет неравномерный режим его работы. Современные графики суточной нагрузки энергосистем отличаются довольно большой неравномерностью. Тенденция роста неравномерности графиков нагрузки сохраняется и настоящее время. Причины этого заключаются, во первых, в изменении структуры энергопотребления, вызванной увеличением доли коммунально-бытового, транспортного и сельскохозяйственного потребления, отличающегося значительной неравномерностью, а во вторых , в изменении условий работы промышленности, снижении сменности во многих отраслях.
Одним из основных показателей, характеризующим графики электрических нагрузок являются коэффициент неравномерности, представляющий собой отношение минимальной (Nmin) суточной нагрузки к максимальной (Nmax)
Если в начале шестидесятых годов в СССР коэффициент неравномерности суточного графика нагрузок составлял сут=0,75-0,8, то к 70ым годам он снизился до 0,7, а в настоящее время доходит до 0,5 и даже ниже. Неравномерностъ графика нагрузки, а также абсолютная величина потребления электроэнергии зависит не только от времени суток, но также может меняться в течении недели и еще зависит от календарного времени года.
Все эти изменения нагрузки носят вполне закономерный характер, поэтому на основании этих статистических закономерностей разрабатываются перспективные графики нагрузи генерирующего оборудования. Плановые суточные графики нагрузки задаются диспетчерскими службами. Однако реальные графики генерации мощности могут существенно отличаться от плановых.
При участии энергоблоков в регулировании нагрузки в часы пик возникает необходимость на период пиковой части графика нагрузки (1-3 часа) дополнительно увеличить мощность энергоблоков. Причиной необходимости такого увеличения мощности блоков может стать:
аварийный останов одного или нескольких блоков в энергосистеме;
недостаточный уровень резерва и т.д.
отключение ЛЭП, соединяющих рассматриваемую данную энергосистему с другой подпитывающей энергосистемой
Здесь следует отметить, что изменение нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком происходит плавно, а при внезапных отключениях потребителей или генерирующей мощности происходят резкие изменения нагрузки, которые требуют специальных мер по обеспечению потребителей электроэнергией. Рассмотрим более подробно эти ситуации.
Примерный график нагрузки энергосистемы представленный на рис.1., показывает, в течении суток наблюдаются четкие чередования минимальных и максимальных нагрузок. Для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей электроэнергией необходимо, чтобы энергогенерирующее оборудование в энергосистеме имело в течение всего времени прохождения пиковой нагрузки резервную мощность, причем находящуюся в горячем вращающемся резерве с одной стороны, а при прохождении провалов нагруки необходимо снижение генерируемой мощности в достаточно широких пределах при одновременном опять таки наличии вращающегося резерва. Первоначально рассмотрим вопросы прохождения пиков нагрузки энергосистем.
1. Способы получения пиковой мощности при прохождении суточных пиков нагрузки.
Резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить двумя способами-
пуском новых высокоманевренных агрегатов или увеличением нагруки на работающих. Ввод в эксплуатацию новых агрегатов, обеспечивая наличие резерва, в то же время приводит к значительным капиталовложениям, уменьшению уровня загрузки оборудования, а следовательно к снижению экономичности его работы.
Для получения пиковой энергии на действующем паротурбинном оборудовании используют в основном следующие способы:
1) Форсировка котла и выработка пара сверх номинальной паропроизводительности;
2) Повышение начальных параметров пара в пределах допуска, углубление вакуума в конденсаторе, если такое возможно;
3) Отключение части системы регенерации;
4) Для теплофикационных турбин возможно увеличение электрической мощности за счет снижения их тепловой нагрузки путем ее перевода на пиковые водогрейные котлы.
Максимальный прирост мощности определяется в первую очередь возможностями по перегрузке основного и вспомогательного оборудования (а именно: пропускной способности турбины, запаса мощности у генератора, конденсирующей способности конденсатора, запасов производительности дутьевых вентиляторов и дымососов).
При форсировке котла основное ограничение связано, как правило, с генерирующей способностью котла, которая зависит от многих факторов: допустимого тепловосприятия поверхностей его нагрева, состава и качества сжигаемого топлива, запаса производительности тягодутьевых машин (вентиляторы, дымососы).
Поэтому, в зависимости от конкретных условий определяются допустимые пределы использования того или другого способа. Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5-7% по сравнению с количеством пара, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины.
Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение их перегрузки по активной мощности на 10-15% от номинальной при одновременном снижении их реактивной нагрузки. Например, турбогенератор типа ТВВ-320-2УЗ, работающий с турбиной К-300-240, допускает повышение мощности на 10% при cos = 0,9 и возможно повышение Nген до 360 МВт при повышении cos до 0,95 по данным [10 ].
Применение форсировки котла или отключение части системы регенерации приводит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Например, отключение группы ПВД приводит к увеличению расхода пара через ЦСД и ЦНД на 18-20 % от Dном. Увеличение расхода пара приводит к перераспределению параметров по проточной части турбины и изменению величины срабатываемых теплоперепадов, в результате чего возрастают изгибающие напряжения в лопаточном аппарате. При этом максимальной перегрузке подвергаются регулирующая ступень, последние ступени ЦНД, а также предотборные ступени регулируемых отборов пара теплофикационных турбин. Кроме этого, происходит перераспределение осевых усилий в проточной части турбины и возникают дополнительные осевые усилия, которые необходимо учитывать при использовании перечисленных выше способов для получения пиковой мощности.
Конденсаторы турбин обычно проектируются на максимальный пропуск пара, для среднегодовой температуры охлаждающей воды, поэтому основным ограничением здесь может стать повышение температуры охлаждающей воды в летний период, вследствии чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой величины.
Следует отметить, что для мощных теплофикационных турбин мощностью свыше Nэ > 200 МВт допустимое давление в конденсаторе не должно превышать Рк < 0,012 МПа (0,12 атм). Этот предел установлен заводами изготовителями исходя из прочностных характеристик последних ступеней ЦНД.
Максимальная дополнительная мощность, которую можно получить при форсировке котла за счет увеличения расхода пара в турбину можно определить по выражению:
где D -увеличение расхода пара в голову турбины, кг/с;
hо , hк , hпп -энтальпия свежего пара, энтальпия пара на входе в конденсатор и повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (кДж/кг);
м г - соответственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора.
р - коэффициент, учитывающий влияние изменения расходов пара в регенеративные подогреватели.
Его можно определить из выражения:
Здесь i и 1 i - доли i-ого отбора пара при номинальном режиме и в режиме с увеличением расхода пара в «голову» турбины;
yi , y 1 i- коэффициенты недовыработки мощности паром i-ого отбора , соотвественно в номинальном режиме и в режиме с увеличенным расходом пара в «голову» турбины;
n - количество регенеративных отборов у данной турбины.
Использование повышения параметров острого пара для получения дополнительной мощности имеет существенные ограничения по применению из-за ограничений по условиям прочности элементов котла и турбины. В основном этот способ иногда используют на блоках с докритическими параметрами. Повышение температуры пара на 10 о С дает повышение мощности приблизительно на 1-1,2 %.
Для получения пиковой мощности, путем отключения части системы регенерации, наиболее часто используют отключение ПВД. Отключение ПНД для этих целей не практикуют, так как дополнительной выигрыш мощности слишком мал. Кроме того, если деаэратор работает с постоянным давлением, то отключение ПНД приводит к увеличению расхода пара на деаэратор для обеспечения деаэрации питательной воды, в результате чего выигрыш мощности от отключения ПНД практически сводится к нулю. Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности. Поэтому, для получения пиковой мощности используют отключение только ПВД. Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10-12 %.
Отключение ПВД приводит к понижению температуры питательной воды, поэтому для обеспечения заданных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличить расход топлива на котел. На рис. 2 представлен процесс расширения пара при нормальном режиме работы и при отключении ПВД. Повышение мощности блока при отключении i-ого регенеративного подогревателя можно определить по выражению:
где: Dпi -расход пара в i-ый подогреватель, кг/с;
hi -энтальпия пара в i-ом отборе турбины, кДж/кг;
h 1 к -энтальпия пара на входе в конденсатор, кДж/кг; с учетом изменения давления в конденсаторе из-за увеличения расхода пара в него;
m -число отборов турбины по ходу пара, расположенных после отключения ПВД.
Рис. 2. Изменение рабочего процесса при отключении ПДВ.
О сновной процесс.
И зменение рабочего процесса при отключении ПВД..
При отключении группы ПВД, общее увеличение мощности можно определить из выражения:
(n-m ) - общее количество последовательно отключаемых ПВД в группе.
При отключении ПВД, как уже говорилось выше, увеличивается расход топлива на котел.
Прирост расхода топлива можно определить из выражения:
где hпвi -повышение энтальпии питательной воды в подогревателе, кДж/кг;
Dпп -прирост расхода пара через промперегреватель при отключении ПВД, кг/с;
1 ка -КПД котла в режиме с отключением ПВД;
тр -КПД транспорта тепла;
Q р н -низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.
Основной характеристикой, в таком режиме, служит эффективность получения дополнительной мощности или удельный расход топлива на получение дополнительной мощности.
Здесь Nсн —дополнительное увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды, связанное с получением пиковой дополнительной мощности.
Наряду с полным отключением ПВД используют их частичный обвод по питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать до 30% от D ном пв .
Недостатком повышения мощности за счет отключения или частичного обвода ПВД по питательной воде является понижение температуры питательной воды на входе в котел. Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой усталости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других поверхностей нагрева котла.
По условиям организации защиты на применяющихся в настоящее время системах ПВД, заводы изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. Учитывая довольно высокий расход топлива на выработку пиковой энергии bпик
600 г/кВт ч в этих режимах и учитывая возможное снижение надежности работы блока в этом случае эти режимы используются довольно ограничено.
Гораздо более широко для регулирования мощности энергосистем используются теплофикационные турбоагрегаты, если они у них имеются. К таким энергосистемам, в частности, относится система Мосэнерго.
Уменьшение тепловой нагрузки отопительных отборов с одновременным увеличением расхода пара в конденсатор, как способ получения дополнительной мощности, может применяться на теплофикационных машинах различных типов. Реализация этого метода может быть проведена двумя способами:
а) уменьшением температуры прямой сетевой воды при неизменном расходе сетевой воды через сетевые подогреватели;
и б) уменьшением расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, путем направления ее части в обвод подогревателей при неизменной температуре сетевой воды на выходе из СП.
Уменьшение тепловой нагрузки при постоянном пропуске сетевой воды через сетевые подогреватели дает большую дополнительную мощность при неизменном расходе пара в голову турбины, чем равное уменьшение тепловой нагрузки путем сетевых подогревателей.
При снижении тепловой нагрузки турбины ее поворотная регулирующая диафрагма постепенно открывается. На определенном этапе она оказывается открытой полностью. Начиная с этого момента, дальнейшее увеличение электрической мощности можно получить только за счет обвода части сетевой воды мимо сетевых подогревателей. Этим самым дополнительно уменьшают тепловую нагрузку турбины. Этот процесс может продолжаться до момента перевода турбоагрегата полностью в конденсационный режим. Получение дополнительной пиковой мощности в этом случае сопровождается значительным ростом удельного расхода топлива на выработку электрической энергии. На рис. 12.2. приведена зависимость изменения удельного расхода топлива от роста электрической нагрузки энергоблока с турбиной Т-250/300-240 за счет передачи отборного тепла на водогрейные котлы. Расчеты приведены для tнв= -15 о С и Gсв= 800 м /час и Dо=950 т/ч.
Р ис.12.2. Изменение расхода топлива при получении дополнительной энергии на энергоблоке с турбиной Т-250 при ограничении отбора тепла.
Анализ этих расчетов показывает, что на первом этапе перевода режима удельные расходы топлива на выработку электрической энергии по мере открытия диафрагмы начинают возрастать достаточно плавно. Этот процесс продолжается до момента, когда диафрагма будет полностью открыта ( в данном случае Nэ= 271 МВт), после чего дальнейший рост электрической мощности и уменьшение отпуска тепла может достигаться за счет уменьшения расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, вплоть до перехода в чисто конденсационный режим. При этом, как видно из рис. 12.1, удельные расходы топлива на выработку электроэнергии существенно возрастают. Это объясняется тем, что по мере открытия диафрагмы понижаются давления в регулируемых отборах пара и рост мощности происходит как за счет увеличения выработки электроэнергии всем потоком пара, вследствие увеличения срабатываемого теплоперепада, так и за счет работы, совершаемой дополнительным потоком пара, идущим в конденсатор.
При полностью открытой диафрагме, дальнейшее увеличение расхода пара в ЦНД и в конденсатор возможно лишь за счет повышения давления в камере регулируемого отбора, достигаемого путем обвода части сетевой воды помимо сетевых подогревателей. В этом случае прирост электрической мощности происходит только за счет работы пара в ЦНД, что и приводит к резкому последующему росту удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.