ПРОХОЖДЕНИЕ ПИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить двумя способами:

- пуском новых высокоманевренных агрегатов

- увеличением нагрузки на работающих.

Ввод в эксплуатацию новых агрегатов, обеспечивая наличие резерва, в то же время приводит к значительным капиталовложениям, уменьшению уровня загрузки оборудования, и, 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 ­ электрической мощности за счет ¯ их тепловой нагрузки путем

- временного ¯ нагрузки П-отбора и отпуска потребителю острого пара через РОУ

- временного ¯ нагрузки Т-отбора и перевода ее на пиковые водогрейные котлы.

Перечисленные методы расположены в порядке возрастания q_пик и b_пик. - удельных расходов теплоты и топлива на выработку 1 кВт×ч резервной (пиковой) электроэнергии.

При форсировке котла основное ограничение связано, как правило, с его генерирующей способностью. Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5-7% по сравнению с количеством пара, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины.

Максимальная дополнительная мощность, получаемая при форсировке котла

DN =DD₀(h₀- h_к+ Dh_пп) β_рη_мг,

где β_р- учитывает влияние изменения расходов пара в систему регенерации.

Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение их перегрузки по активной мощности на 10-15% от номинальной при одновременном снижении их реактивной нагрузки.

Форсировка котла или отключение части системы регенерации приводит к ­ расхода пара в проточную часть турбины (см. рис.¯). Например, отключение группы ПВД приводит к ­ расхода пара через ЦСД и ЦНД на 18-20 % от D_ном. ­ расхода пара приводит к перераспределению параметров по проточной части турбины и изменению величины срабатываемых теплоперепадов, в результате чего ­ изгибающие напряжения в лопаточном аппарате.

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, вследствие чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой величины.

Отметим, что для мощных теплофикационных турбин допустимое давление в конденсаторе не должно превышать Рк< 0,012 МПа (0,12 ата). Этот предел установлен заводами изготовителями исходя из прочностных характеристик последних ступеней ЦНД.

Использование повышения параметров острого пара для получения дополнительной мощности имеет существенные ограничения по применению из-за ограничений по прочности элементов котла и турбины. Способ иногда используют на блоках с докритическими параметрами: ­ температуры пара на 10^оС дает ­мощности 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 ­ расхода пара на деаэратор для обеспечения деаэрации питательной воды, в результате чего выигрыш мощности практически сводится к нулю. Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности.

Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10..12 %.

При отключении (обводе) группы ПВД, общее ­ мощности:

где D_пi, h_i- расход пара в i-м отборе на ПВД и его энтальпия; h¹к- энтальпия пара на входе в конденсатор, с учетом изменения р_к из-за ­ расхода пара в него; m -число отборов турбины по ходу пара, расположенных после отключенного ПВД; (n-m ) - общее количество последовательно отключаемых ПВД в группе.

Отключение ПВД приводит к ¯ температуры питательной воды на входе в котел и ­ расхода пара через промперегрев. Это приводит к ­ расхода топлива на котел при сохранении его паропроизводительности.

Рис. Изменение рабочего процесса при отключении ПВД (пунктирная линия)

Прирост расхода топлива на котел:

где Dh_пвi- ­ энтальпии питательной воды в i-м ПВД; DD_пп- ­ расхода пара через промперегреватель при отключении ПВД; η¹_ка- КПД котла в режиме с отключением ПВД; η_тр - КПД транспорта тепла.

Удельный расход топлива на выработку дополнительной мощности

b^бр_пик= или b^нет_пик = ,

где SDN_сн — дополнительное ­ расхода э/э на собственные нужды.

Наряду с полным отключением используют частичный обвод ПВД по питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать до 30% от Dномпв.

Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой усталости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других поверхностей нагрева котла, вследствие понижения температуры питательной воды на входе в котел.

Разгрузка регулируемых отборов теплофикационных турбоагрегатовхарактеризуется более низкой экономичностью.

Сокращение нагрузки Т-отборов с одновременным увеличением расхода пара в конденсатор может производиться двумя способами:

а) ¯ температуры сетевой воды при расходе сетевой воды через СП G_св = const;

б) ¯ расхода сетевой воды G_св через СП, путем направления части ее в обвод подогревателей (в первую очередь СПв) при неизменной температуре сетевой воды на выходе из СП.

Уменьшение тепловой нагрузки при Gсв = const дает большую дополнительную мощность при неизменном расходе пара на турбины, чем такое же ¯ тепловой нагрузки путем обвода сетевых подогревателей, т.к. сопровождается ¯ давления в отопительном отборе и ­ удельной выработки э/энергии на тепловом потреблении. При ¯ тепловой нагрузки турбины ее поворотная регулирующая диафрагма постепенно открывается вплоть до полного открытия (оптимальный режим по экономичности). Дальнейшее ­ эл. мощности можно получить только за счет обвода части сетевой воды мимо сетевых подогревателей вплоть до перевода турбоагрегата полностью в конденсационный режим. Получение дополнительной мощности в этом случае сопровождается значительным ростом удельного расхода топлива на выработку э/энергии. На рис.→ даны результаты исследования экономичности дополнительной мощности турбины ПТ-60-130/13 за счет ¯ нагрузки Т-отбора путем полного открытия поворотной диафрагмы ЧНД и перевода турбины на свободное распреде-

Зависимость удельного расхода тепла на получение резервной мощности от температуры обратной сетевой воды (сплошные линии) и величины резервной мощности (пунктирная линия) при переходе на режим свободного парораспределения для турбины ПТ-60-130/13: 1 - 4 — расходы сетевой воды соответственно 1300, 1000, 1600 и 2000 м3/ч.

ление пара между СП и конденсатором.

Технические ограничения получения резервной мощности за счет разгрузки теплофикационных отборов.

¯ нагрузки Т-отборов с целью получения дополнительной мощности имеет ограниченное применение. При нормативном состоянии конденсатора снижение отпуска теплоты при постоянном расходе свежего пара приводит к повышению электрической мощности турбоустановки даже в летний период. В реальных условиях эксплуатации вакуум в конденсаторе может ухудшаться вследствие недостаточной плотности вакуумной системы, плохой работы эжекторов, а также загрязнения поверхности теплообмена или ее уменьшения из-за заглушки большого количества дефектных трубок.

В отопительный период получение дополнительной мощности может ограничиваться условиями эксплуатации котельных установок (основное ограничение - мощность тяго-дутьевых механизмов). Ограничителем может являться также производительность электротехнического оборудования; реальное техническое состояние основного и вспомогательного оборудования. Например, на открытие щитов градирен, которые в зимнее время закрыты для предотвращения ее обледенения, требуется некоторое время.