3394

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Книга

Энергетика

Настоящее учебное пособие предназначено для студентов, изучающих курсы "Режимы работы основного оборудования" электрический станций и выполняющие дипломные, курсовые и УИР, связанные с вопросами использования оборудования ТЭС в переменных режимах работы...

Русский

2012-10-31

3.69 MB

67 чел.

Настоящее учебное пособие предназначено для студентов, изучающих курсы "Режимы работы основного оборудования" электрических станций и выполняющие дипломные, курсовые и УИР, связанные с вопросами использования оборудования ТЭС в переменных режимах работы.

Учебное пособие охватывает вопросы применения режима двигателя (режим синхронного компенсатора) на турбогенераторах, схемы их осуществления, методику расчета тепловых и электрических затрат для осуществления режима двигателя. Включены также вопросы теплового расчета схем турбин, питающих паром турбину, находящуюся в режиме двигателя. Кроме того, приводится методика расчета потерь электрической мощности в элементах турбогенератора (генератора, трансформатора) с учетом величина вырабатываемой или потребляемой реактивной мощности.

 1. СХЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ РЕЖИМА ДВИГАТЕЛЯ

В современных энергосистемах наблюдается тенденция большого разуплотнения графиков электрических нагрузок, увеличение неравномерности и снижения относительного минимума нагрузки, отсюда, появляется необходимость перевода большей части основного теплотехнического оборудования в неноминальный режим работы.

Особые затруднения в эксплуатации вызывают глубокие снижения нагрузки в основном, в ночное время, при этом вся тяжесть регулирования приходится на оборудование высокого давления (агрегаты мощностью 100, 150, 200 МВт).

Регулирование ночных провалов до 1970 г, производилось путем разгружения части этих агрегатов до 60% и разгрузки до 5-10 МВт агрегатов мощностью 100 МВт.

Работа турбогенераторов на низких нагрузках приводит к большим перерасходам топлива, а их чрезмерно частый останов - к увеличению износа оборудования. Все это привело к необходимости отыскания более экономичных и надежных путей прохождения суточных провалов графиков электрических нагрузок в сочетании с высокой маневренностью.

Рис. 1-1. Схема дополнительных трубопроводов для перевода турбогенератора 100 МВТ в режим синхронного компенсатора.

I – острый пар; II – из коллектора третьих отборов; III – от уравнительной линии деаэраторов.

Одним из возможных способов резервирования турбоагрегатов после проведения комплекса испытаний и исследований - это перевод турбогенератора в режим синхронного компенсатора. При этом генератор остается включенным в сеть и за счет потребления активной мощности вращается вместе с турбиной с номинальной скоростью.

Подача острого пара в турбину прекращается, а в проточную часть турбины подается охлаждающий пар для обеспечения и поддержания необходимого температурного состояния. При этом генератор может работать как компенсирующее устройство (синхронный компенсатор), так и в чисто двигательном режиме (без реактивной мощности).

Для турбин К-100-90 (рис.1-1) в цилиндр высокого давления (3) - ЦВД   охлаждающий пар подается в 3-й отбор из общестанционного коллектора 3-х отборов (7) (t=240°С   р=0,4 МПа). Этот пар проходит сначала, XI и ХII ступени ЦВД, а затем через перепускные трубы поступает в цилиндр низкого давления (4) (ПНД) и сбрасывается в конденсатор. Для возможности работы турбины при ухудшенном вакууме (летний период) предусматривается дополнительный трубопровод подачи пара в паровпуск ПНД из паровой уравнительной линии деаэраторов (6).

Во избежание расхолаживания насадной втулки переднего уплотнения при работе турбогенератора в РД, когда уплотняющий пар (деаэрационный) имеет температуру 130-150°С, а также быстрого её нагрева во время перехода на активную нагрузку, была выполнена   схема подвода острого пара в I отсос переднего уплотнения ЦВД (8) и установлена задвижка , связывающая этот отсос с 3-им отбором   ЦВД. Для охлаждения патрубков используется принцип подхвата обратными паровыми потоками из конденсатора в проточную часть воды в виде мелкодисперсной влаги. Для подвода конденсата используется ленйя рециркуляции с реконструкцией коллектора (5).

Рис. 1-2. Схема дополнительных трубопроводов для перевода турбогенератора 200 МВТ в режим синхронного компенсатора.

I – из горячего промперегрева; II – из холодного промперегрева; III – из уравнительной линии деаэраторов; IV – сброс в конденсатор.

Работа турбины К-200-130 в моторном режиме (рис. 1-2) обеспечивается подводом в проточную часть цилиндров среднего и низкого давления пара от постороннего источника для поддержания необходимого температурного состояния металла цилиндров. С этой целью турбоустановка оборудуется следующими дополнительными   трубопроводами:

а) подводом пара из паропроводов горячего промперегрева соседних работавших блоков в камеры передних концевых уплотнений ЦВД и ЦСД;

б) подвода пара в IV отбор турбины (ЦСД) из паропроводов холодного промперегрева соседних работающих блоков;

в) подвода деаэрационного пара в перепускные трубы ЦНД.

Для охлаждения выхлопных патрубков цилиндра низкого давления при работе турбины в моторном режиме или на холостом ходу в конденсаторе турбины смонтированы специальные коллекторы с форсунками с подводом основного конденсата из линии рециркуляции.

На основании исследований [1, 2, 3]   надежности и технико-экономических расчетов установлено, что в условиях пиковых электрических нагрузок тепловых электростанций, РД является наиболее надежным и экономичным способом прохождения ночных провалов суточных графиков нагрузки, обеспечивающим наличие вращающего резерва в энергосистеме.

Опыт эксплуатации выявил ряд преимуществ работы турбогенераторов в РД перед пуско-остановочным способом резервирования турбогенераторов.

В частности, большое значение для эксплуатационного персонала имеет тот факт, что число переключений при переводе и выводе из режима РД значительно сокращается.

Режим РД исключает следующие операции:

а) набор вакуума;

б) толчок турбины;

      в) набор оборотов; .

г) синхронизацию, включение в сеть и др.

Это приводит к сокращению времени пуска  (время пуска до номинальной нагрузки для К-100-90 составляют 25-30 минут) и уменьшению занятости персонала в самый ответственный период. При этом снижается утомляемость персонала и практически исключаются ошибочные переключения. Наличие вращающихся резервов в энергообъединении позволяет диспетчерской службе при любой необходимости обеспечить быстрый подъем нагрузки.

Простота процесса вывода, прохождения провала и нагружение при применении РД дают возможность широко применять автоматизацию этого способа резервирования мощности несложными средствами.

Одним из главных вопросов применения РД является его экономическая целесообразность по сравнению с другими способами резервирования.

Ниже рассматривается методика расчета расхода топлива и электроэнергии при применении РД.

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА РАСХОДА ТОПЛИВА ПРИ РАБОТЕ ПАРОТУРБИННЫХ АГРЕГАТОВ В РЕЖИМЕ ДВИГАТЕЛЯ

Затраты топлива для поддержания РД на паро-турбоагрегатах складываются из расходов на подготовку пара для охлаждения проточной части турбины, для паровых эжекторов, на пар, поступающей в уплотнения турбины и на электроэнергию, потребляемую генератором и механизмами собственных нужд. Кроме того, при наличии поперечных связей по конденсату, т.е. при подаче конденсата турбины, находящейся в РД, на соседнюю, не разгруженную турбину, необходимо учитывать увеличение расхода топлива на эту турбину из-за изменения отборов пара на регенерацию.

Таким образом, общий часовой расход топлива на поддержание РД можно определить по выражению

                                                                                                               (2-1)

где первый член показывает расход топлива на подготовку пара для осуществления РД, а второй - расход на электроэнергию на турбоагрегат, переведенный в РД.

Рис. 2-1. Расчетная схема определения расхода топлива на осуществление РД.

а – турбина, снабжающая паром; б – турбина, находящаяся в РД.

На рис. 2-1 приведена упрощенная расчетная схема определения расхода топлива при осуществлении РД.

С работающей турбины (а) отбирается пар в количестве  охлаждающий проточную часть турбины (б), переведенной в РД. Конденсат этого пара возвращается в регенеративную систему турбины (а), вызывая изменение в отборах на регенеративные подогреватели в количестве ().

Значение указанных величин определяется энергетическими балансовыми уравнениями элементов турбогенератора.

Возможны несколько способов расчета изменения расхода топлива, вызываемого переводом турбоагрегатов в РД :

-   расчет по увеличению пропуска пара в проточную часть оставленной в работе турбины на величину отбора пара, необходимого для турбины, переведенной в РД, ();

- расчет по величине недовыработки электроэнергии паром, отбираемым на осуществление РД ( пои неизменном расходе пара для работающей турбины,

-   расчет по коэффициентам недовыработки пара;

-   расчет при постоянной мощности турбины и т.д.

В принципе, при корректных расчетах результаты не должны зависеть от методов расчета. Ниже приводится методика расчета расхода топлива на осуществление РД.

По энергетическим балансовым уравнениям

При увеличении расхода пара котлоагрегата на величину  происходит увеличение мощности турбины

                                                                       (2-2)

Увеличение расхода топлива на турбине (а)

                                                                                    (2-3)

где   - увеличение мощности турбины из-за введения отбора пара   и увеличения расходов пара на подогреватели   и , соответствующие увеличения расхода топлива;

 - КПД транспорта тепла;

- КПД парогенератора при работе его на нагрузке, соответствующей

Общий дополнительный расход топлива на осуществление РД, соответствующего схеме, приведенной на рис. 2-1, будет

                                                                                                          (2-4)

где  - средний удельный расход топлива на выработанной кВт·ч  по станции (или системе).

С учетом (2-4) выражение (2-1) принимает вид

                                                   (2-5)

В соответствии с этим общее увеличение мощности турбины при наличии нескольких отборов будет

для турбины без промперегрева

                                                             (2-6)

и для турбины с промперегревом

              (2-6а)

Соответственно увеличение расхода топлива для турбин без промперегрева

                                                                                      (2-7)

и для турбин с промперегревом

                                                                                (2-8)

где

- общее число отборов;

- число отборов до промперегрева;

- число отборов после промперегрева;

- прирост энтальпии пара в промперегревателе;

- увеличение расхода пара через промперегреватель;

- суммарное увеличение расхода питательной воды после группы ПВД;

Суммарная мощность, необходимая для осуществления РД, определится по выражению.

                                                           (2-9)

где    

- мощность, необходимая для вращения турбоагрегата;

- рабочая мощность конденсатного насоса при РД;

- рабочая мощность насосов, работающих на охлаждение генератора;         

- рабочая мощность циркуляционного насоса РД;

 - увеличение мощности питательного насоса соседнего блока;

- потери мощности в силовом трансформаторе.

Мощность, потребляемая генератором    при его работе в двигательном (моторном) режиме, зависит от количества охлаждающего пара, подаваемого в ЦСД и ЦВД, вакуума в конденсаторе, величины вырабатываемой реактивной мощности и т.д.

Рабочая мощность конденсатного насоса при работе турбоагрегата в РД пересчитывается по известной зависимости  

                                                                                (2-10)

где

 - номинальная мощность конденсатного насоса, МВт (при РД в работе один КН);

 - отношение расхода конденсата через конденсатный насос в РД и номинальном режимах;

 - поправка на изменение давлений насоса при изменении расхода (из расходной характеристики [0,8÷0,9]);

 - отношение  КПД работы конденсатного насоса в номинальном и при двигательных режимах (1,4 -1,5).

Расход конденсата через конденсатный насос в двигательном режиме определяется из

                                                                                                   (2-11)

где

- расход пара в конденсатор в РД ;

- величина рециркулируемого конденсата для обеспечения надежной работы эжекторов.

                                                                    (2-12)

Мощность циркуляционного насоса при их параллельной работе на всю станцию можно определить по расходу воды, определяемого из теплового баланса конденсатора

                                                                              (2-13)

где    

- расход воды через конденсатор, т/ч;

- температура циркуляционной воды перед и после конденсатора;    

- число потоков, поступающих в конденсатор;

 - теплосодержание j-го потока, поступающего в конденсатор.

Определение расхода воды через конденсатор по приведенному балансу возможен в случае, если задается величина подогрева воды ().

Тогда

                                                                                     (2-14)

а мощность циркуляционного насоса

                                                                                 (2-15)

Увеличение мощности привода питательного насоса турбины, питающей паром турбину, находящейся в РД, будет пропорционально увеличению количества питательной воды.

Потери мощности в силовом трансформаторе  подробно рассмотрены в разделе 4.

Расчет по коэффициентам недовыработки пара

При отборе пара из работающей турбины на осуществление моторного режима в её схеме происходят следующие изменения.

1. Уменьшается мощность турбины за счет недовыработки пара, отбираемого на охлаждение

                                                                                   (2-16)

где     

         - величина отбора;

- теплосодержание пара в точке отбора пара;

n - число отборов пара.

Применительно к схеме турбины К-100 (рис. 2-1) это выражение примет вид

                                          (2-17)

где        

- теплосодержание выпара деаэратора.

2. Подача конденсата от турбоагрегата в РД в деаэратор работающей турбины с температурой  меньше, чем температура конденсата после ПНД 3, приводит к увеличению расхода пара на деаэратор и, следовательно, к некоторому увеличению недовыработки этим паром ().

Количество пара, необходимое на подогрев конденсата от  до  будет , где  - тепло, отдаваемое паром III отбора в деаэраторе.        Величина недовыработки этим паром  

                                                       (2-18)

Температура конденсата турбины, находящейся в двигательном режиме

                                                                  (2-19)

где

- количество пара на эжектор к откачиваемый из уплотнений соответственно;

- количество рециркулируемого конденсата по условиям работы эжектора.

3. Уменьшение подачи пара в конденсатор работающей турбины за счет отбора пара (части пара) и увеличения отбора на деаэратор приводит к уменьшению отборов пара на ПНД 1, 2, 3 и следовательно, к увеличению выработки электроэнергии этим паром. Уменьшение подачи пара в конденсатор работающей турбины будет

                                                                            (2-20)

где

- уменьшение отборов пара на i подогреватель.

Для точного расчета      определяется из балансовых уравнений ПНД. При приближенных расчетах можно считать, что

                                                                                               (2-21)

где       

- подогрев конденсата в    i-ом подогревателе;

- тепло, отдаваемое паром в    i-ом подогревателе.

С учетом (2-21)   уравнение (2-20) примет вид

откуда получаем

                                                                            (2-22)

Уменьшение отборов пара

                                                                      (2-23)

Увеличение мощности турбины будет

                  (2-24)

Общее уменьшение мощности турбины с учетом вышеперечисленных факторов

                                                                            (2-25)

Общий расход мощности на осуществление двигательного режима в этом случае

Расход   топлива на осуществление двигательного режима

                                            (2-26)

Методика определения расхода топлива на осуществление РД по коэффициентам изменения мощности

При неизменном расходе пара на турбину отвод части пара с энтальпией   на осуществление режима двигателя в количестве  приводят к изменению мощности турбины

                                                                                           (2-27)

Возврат конденсата этого пара в деаэратор работавшей турбины с теплосодержанием   приводит к изменению мощности, равной по [8] .

                                                                        (2-28)

где

         - коэффициент изменения мощности по отборам;

- подогрев основного конденсата в подогревателях;

- теплосодержание конденсата перед деаэратором;

или

                                                                         (2-29)

при неизменной мощности турбины, где  - коэффициенты ценности тепла по отборам.

Применительно к схемам на турбине К-100, когда имеются несколько потоков, общее выражение будет

                                                           (2-30)

3. Методика определения полных потерь топлива при различных способах резервирования мощности турбин

3.1.   Режим двигателя

Полные потери топлива за время τ при применении РД складываются из потерь при разгружении, нагружении, расходе топлива за время τ в РД

                                                                      (3-1)

где  

- потери топлива при разгрузке турбоагрегата;

- расход топлива на поддержание турбоагрегата в РД;

τ - продолжительность работы турбоагрегата в РД;

- потери топлива при переводе турбины из РД в активный режим (с момента набора нагрузки);

- расход топлива, соответствующий выравниванию, выработки электроэнергии при переводе турбины из РД в активный по сравнению с другими способами резервирования (см 3-4).

Потери при разгружении или нагружении

                                                                                            (3-2)

где  

- фактический расход топлива при разгрузке или пуске, определяемый по измерительным приборам, или по выражению при отсутствии опытных данных.

                                                                                     (3-3)

где    

- расход топлива на холостой ход турбоагрегата;

 - относительный прирост расхода топлива для k-го участка энергетической характеристики турбины;

 - КПД потерь тепла и котла при нагрузке ;

- общая выработка электроэнергии за время разгружения   (пуска);

- расход электроэнергии механизмами собственных нужд за время разгружения или нагружения;

- продолжительность   k-го участка,  ч;

- номинальный удельный расход топлива.

3.2. Остановочно-пусковой режим (ОПР)

Расход топлива в режиме ОПР складываются из потерь в период разгружения (), расхода топлива на собственные нужды при простое блока (), потерь топлива на подготовительные процессы и пуск блока ().

Графики разгрузки и останова блока принимаются такими же как для двигательного режима и потери топлива при этом, как практически одинаковые, исключаются из дальнейшего рассмотрения ( при сравнении различных методов резервирования ).

Расход топлива в период простоя блока определяется расходом электроэнергии на привод тягодутьевых машин, пускового и резервного маслонасосов, бустерных и циркулярных насосов, освещение блока и т.п. По данным [Э] рассматриваемая потеря топлива линейно зависит от времени простоя и при 3-10 часовом простое составляют 2,5 - 3   т.у.т.

Процесс пуска блока обычно разбивается на следующие этапы

1. Подготовительный этап (продувка котла, набор вакуума  на   турбине и т.д.).

2. Растопка котла - от момента розжига горелок (форсунок) до подъема температуры и давления пара за котлами   на предтолчковые параметры.

3. Толчок ротора и набор оборотов до номинальных.

4 . Синхронизация турбоагрегата и холостой ход.

5. Нагружение турбины до номинальной мощности.

Анализ данных по времени пуска и потерь топлива показывает, что в   условиях эксплуатации имеет место значительное отклонения от рекомендуемых норм   как по отдельным этапам пуска, так и пуску в целом. Длительность пуска блока колеблется в пределах от 1 часа   50 минут   до 3 часов [1,2]. Сокращение длительности пуска достигаются внедрением ряда дополнительных мероприятий по ускорению пуска (обогрев фланцев и шпилек, электрообогрев, подвод свежего пара к передним уплотнениям, замена   РОУ и т.д.).

Данные по потерям топлива при пуске блока 200 МВт колеблются в широком диапазоне. Несмотря на то, что этим вопросом занимаются много организаций и  электрических станций, до настоящего времени нет четкого решения этого вопроса.

В [Э] приведена методика определения потерь топлива с помощью коэффициентов пропорциональности. Коэффициенты потерь по этапам рассчитаны обобщением имеющихся данных ряда организаций по потерям топлива.

В [10] потери топлива на пуск блока рекомендуется считать по выражению (в тоннах условного топлива)

где   

- продолжительность простоя, ч;

- потери топлива на пуск из холодного состояния (90-120 т.у.т.);

- коэффициент.

В [10] по результатам испытаний приводится аналогичная формула (без учета потерь на стабилизацию) .

Потери топлива после ночного останова (3-8 часов) колеблются в широких пределах от 27-30 до 50 т.у.т, В среднем потери составляют 38-40 т.у.т.     для блока 200 МВт и 3-6 т.у.т. для турбины К-100-90.

3.3. Работа турбины на низких нагрузках

Распространен также способ прохождения провалов нагрузки глубокой разгрузкой турбин К-100 до 5-10 МВт и блоков 200 МВт - до технического минимума, а иногда и ниже технического минимума (с подсветкой или при работе на газе). При работе турбин на низких нагрузках основной величиной энергетических затрат является увеличение удельных расходов топлива на выработку электроэнергии при снижении нагрузки, что связано с увеличением относительной доли расхода тепла для холостого хода турбоагрегата и ухудшением     КПД     турбины и котла.

Для определения перерасхода топлива при работе блока на низких нагрузках сравним работу двух турбин в вариантах; а) останов одной или вывод её в резерв и работа второй на полной нагрузке; б) работа обеих турбин на половинных нагрузках. Если расходную характеристику турбины представить в виде

                                                                                    (3-4)

где  

- расход топлива на холостой ход;

- относительный прирост расхода топлива;

- увеличение относительного прироста при нагрузке, превышающей экономическую ;

- экономическая мощность,  при которой удельный расход топлива принимает наименьшее значение, МВт,  то расход топливо в варианте (а) будет

а во втором - слагается из суммы расходов (в предположении, что )

или,  если принимать,  что

то

где  

- КПД транспорта тепла между турбинным и котельным цехами при номинальной (начальной) нагрузке и при нагрузке турбины равным ();

- КПД парогенератора соответственно при нагрузках .

Тогда часовой перерасход    во втором варианте будет (расход топлива на турбину, переведенную в резерв, рассматривается отдельно при сравнении вариантов)

        Если обозначить  где К – коэффициент потерь топлива котельного цеха,  то перерасход можно считать по выраж

  (3-5)

или за время τ

В случае, когда  то

В системе Донбаесзнерго на ряде электростанций проведены исследования по определению расходных характеристик турбин К-100 и блоков 200 МВт.

В качестве расчетной для турбины К-200 ЛМЗ может быть принята следующая расходная характеристика в Гкал за час

                                                                        (3-6)

или расход в тоннах условного топлива
                                            

Для турбины К-100-90 можно использовать расчетную топливную характеристику,  полученную   Донецким отделением ОРГРЭС (в тоннах условного топлива)

Потери топлива, увязанные с нагружением блока от заданной мощности (N) до номинальной, можно определить по выражению ( без учета на стабилизацию режима )

                                                                                                (3-7)

где        

- выработка электроэнергии за время нагружения;

- удельный расход топлива при нагрузке  и определяемый по выше-приведенным формулам.

Если нагружение турбины от  до  принимать прямолинейной, с постоянной скоростью нагружения W, то

и

                                                                                      (3-8)

3.4. Дополнительные потери топлива на энергетическое выравнивание вариантов резервирования турбин

Необходимость в энергетическом выравнивании резервирования появляется при сравнений способов резервирования для двух турбин в связи с тем, что скорость нагружения их при пуске различна,  и, следовательно, различна и выработка электроэнергии. При рассмотрении режима работа турбин для станции или системы в целом при заданном графике нагружения энергетическое выравнивание достигается выполнением во всех вариантах графика-задания и дополнительное выравнивание не требуется.

Расход (потери) топлива на дополнительную (компенсирующую) электроэнергию,  энергетически выравнивающую варианты вывода   турбоагрегатов на номинальную мощность зависит от принимаемого в эксплуатации времени начала набора нагрузки агрегата. При так называемом   одновременном пуске  начало набора нагрузки совпадает с началом подъема нагрузки в энергосистеме. При опережающем, пуске начало набора нагрузки турбоагрегата опережает начало подъема нагрузки энергосистемы с таким

расчетом, чтобы к моменту окончания подъема нагрузки мощность агрегата была   равна приросту нагрузки энергосистемы в данный момент.

Рис. 3-1. Графики нагружения турбин (1,2,3,4) – опережающий набор нагрузки.

Применительно к этим методам набора нагрузки определяются дополнительные затраты (потери) топлива на энергетическое выравнивание вариантов.

а) Опережающий набор нагрузки

При опережающем наборе нагрузки обычно возникает необходимость некоторой разгрузки оставшихся в работе "базовых" агрегатов до момента выравнивания мощности включаемого турбоагрегата приросту нагрузки в энергосистеме. Поскольку разгрузка "базовых" агрегатов приводит к повышению удельных расходов топлива на них, то это обстоятельство в результате приводит к дополнительному перерасходу в системе.

На рис. 3-1 приведены сравнительные графики набора нагрузки для турбины К-200 при различных способах резервирования РД - (1) и остановочно-пусковые режимы для ускоренного пуска (2) и по инструкции (4), работы с разгрузкой на 50% мощности (3) . На этом же рисунке внизу показаны графики разгружения "базисных" агрегатов в случае работы 2-х блоков. Перерасход топлива на "базисных" агрегатах при их некоторой разгрузке можно считать по выражению

где

- расход топлива на разгруженных "базовых" агрегатах за время пуска;

- средняя нагрузка k-го периода;

- выработка электроэнергии за этот же период;

- число разгружаемых "базисных" агрегатов;

- продолжительность   k-го этапа нагружения со средней мощностью, мин;

- удельный расход топлива на турбине, соответствующей мощности;

- число этапов нагружения.

Эта величина составляет от 2,4 т.у.т. (для набора нагрузки от 60%) до 4,3 т.у.т. (в случае набора нагрузки ОПР по средне-эксплуатационным данным).

В случае опережающего пуска с учетом времени опережения общий перерасход топлива по всем, этапам можно выразить выражением типа

где   

- время опережения начала набора нагрузки;

- полная продолжительность простоя, ч.

б) Одновременный набор нагрузки

Рис. 3-2. Графики нагружения турбины К-200-130 – одновременный набор нагрузки.

На рис. 3-2 приведены графики набора нагрузки пря различных вариантах резервирования при одновременном начале набора нагрузки.

Как видно из приведенных графиков, из-за различия скоростей нагружения турбоагрегатов время набора нагрузки для различных вариантов резервирования различное, что приводит к различной выработке электроэнергии.

Величину компенсирующей выработки электроэнергии можно определить из следующего значения:

где

- выработка электроэнергии за время пуска для сравниваемых вариантов;

- расчетная (полная) мощность после нагружения;

- продолжительность набора нагрузки для сравниваемого и остальных способов в резервировании.

Дополнительная выработка электроэнергии в этом случае может (покрытие дефицита) быть произведена или пуском вторых агрегатов,  или использованием вращающихся резервов системы в соответствии с этим выбирается среднее значение удельного расхода топлива. Дополнительный расход топлива на компенсирующую выработку электроэнергии в случае использования для ее выработки " базисных " агрегатов можно определить по выражению:

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ В КАЧЕСТВЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПО РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

В отечественных энергосистемах синхронные генераторы электрических станций являются основным источником реактивной мощности. Доля участия электрических станций в балансе реактивной мощности в энергосистемах составляет примерно 80%. К достоинствам такого способа производства реактивной мощности можно отнести следующие соображения :

-  Небольшие удельные потери на выработку реактивной мощности попутно с активной и по своему  значению приближающиеся к удельным потерям в установках статических конденсаторов.

- Повышается устойчивость параллельной работы генераторов в системе.

- Сокращаются капитальные затраты на установку дополнительных компенсирующих устройств. Удорожание синхронных генераторов из-за возможности генерирования реактивной мощности на порядок меньше по   сравнению с затратами на установку дополнительных компенсирующих устройств. Причем это связано в большей степени с обеспечением устойчивой работы генераторов в энергосистеме.

Наряду с вышеперечисленными благоприятными факторами принятого такого решения относительно источников реактивной мощности имеют место и отрицательные стороны, к которым можно отнести

-   возрастание потерь активной мощности в элементах электрической сети и чаще всего значительно превышающих потери в дополнительных источниках реактивной мощности;

-   загрузка генераторов и электрических сетей по реактивной мощности может привести к возможным ограничениям по   пропускной способности элементов сети, невозможности использования перегрузочной способности турбин, а также может оказаться неблагоприятный режим по уровню напряжений в отдельных узлах энергосистемы.

Важным обстоятельством становится то, что тепловые станции с оборудованием на среднее и высокое давления стали выполнять роль полупиковых и пиковых . Но для таких станций отключение в резерв турбогенераторов при прохождении провала графика нагрузки как одного из возможных способов прохождения минимума нагрузки, осуществимо только в том случае, когда снижение активной мощности в системе совпадает с уменьшением в потребности реактивной мощности близлежащего энерго-района, а также обеспечения возможности нормального перетока мощности через распределительные устройства станции.

Величина выдаваемой реактивной мощности генератором может быть определена по формуле

                                                                          (4-1)

где    

- напряжение сети ();

- сопротивление генератора по продольной оси ();

- внешнее сопротивление  ();

- э.д.с. генератора () ;

- активная мощность генератора (0-0,85).

Для режима, близкого к режиму синхронного компенсатора, где  величина

                                                                                         (4-2)

что соответствует максимальному значению.

Конечно, в данном случав ток обмотки ротора не должен превышать номинального значения, с тем чтобы тепловой режим ротора не выходил за допустимые пределы.

Построенная диаграмма мощности для турбогенератора ТВ2-100-2 и проведенные испытания на ряде машин показала, что максимум реактивной мощности, которую могут выдавать генераторы находится в пределах 85-90 Мвар.

Пределы возможного потребления реактивной мощности могут быть определены из формулы (4-2) и оцениваются выражением

                                                                                                          (4-3)

что составляет около   50%   от номинальной мощности машины. В режимах с недовозбуждением наблюдается интенсивный нагрев крайних пакетов активной стали и элементов конструкций торцевых зон статора из-за увеличения результирующей индукции в концевых частях машины за счет сложения полей лобовых частей статора и ротора. Для машин различного конструктивного исполнения величина потребляемой реактивной мощности определяется после проведения специальных тепловых испытаний.

Одним из важных факторов, по которому определяется целесообразность перевода турбогенератора в режим СК, является расход электроэнергии в генераторе, трансформаторах и на привод механизмов собственных нужд, обеспечивающих нормальную работу турбоагрегата,

Генератор, оставаясь включенным в сеть, потребляет активную мощность. Часть этой мощности идет на покрытие потерь в самом генераторе, которые подразделяют на электрические и механические:

1. Электрические, включающие в себя потери на перемагничивание активной стали, омические потери в обмотках ротора и статора и добавочные потери, связанные с воздействием полей рассеивания и высших гармонических магнитных полей и токов.

2. Механические, состоящие из потерь на трение в подшипниках, уплотнениях вала, щеток о контактные кольца, ротора о газовую среду.

Расчет потерь в электрической машине представляет собой сложную задачу, связанную с определением величин магнитной индукции в ярме и зубцах статора, определением поверхностных и пульсационных потерь в стали, продольных и поперечных, поверхностных потерь ротора, зависящих от раскрытия пазов статора и других факторов. При изменении режима работы синхронной машины будут изменяться и все выше перечисленные факторы, влияющие на величины потерь в машине.

Представим потери в генераторе в виде выражения

                                                                           (4-4)

где

                                                                                         (4-4а)

- механические потери;    

- добавочные потери холостого хода;

- потери в активной стали;

- потери в обмотке статора с учетом добавочных потерь короткого замыкания ;

- потери на возбуждение.

Механические потери практически постоянны и не зависят от режима работы генератора (не изменяется режим охлаждения машины).

Добавочные потери холостого хода и потери в активной стали также можно

считать постоянными, имея в виду, что напряжение на генераторе изменяется в небольших пределах, а эти потери пропорциональны квадрату напряжения.

Следовательно, задача сводится к определению потерь в обмотках статора и на возбуждение машины. Потери на возбуждение складываются из потерь в обмотке ротора и в элементах схемы поучения постоянного тока. Для конкретных схем возбуждения последняя составляющая может быть определена из паспортных данных этих элементов, входящих в систему.

Турбогенератор, переведенный в режим СК по своему режиму, близок к режиму неянополюсного синхронного компенсатора. Поэтому в формуле (4-4)  определив две составляющие потерь  и  в зависимости от реактивной нагрузки генератора, получим общие потери в машине. Одна составляющая определяет постоянные потери независимо, а другая - в зависимости от реактивной мощности генератора. Потери в меди статора от реактивной нагрузки могут быть определены во формуле

                                                                                  (4-5)

где    

- потери в обмотке статора в номинальном режиме;

- отношение реактивной мощности рассматриваемого режима к номинальному значению.

Так как величина активной мощности   составляет 1-2% , то  ; тогда

                                                                                        (4-6)
и в качестве  нужно брать максимальную реактивную мощность, которую может выдать генератор. Потери в обмотке ротора определяются по формуле

                                                                                   (4-7)

где

- потери в обмотке возбуждения в номинальном режиме;

- токувозбуждения рассматриваемого режима;

- ток возбуждения при  и ;

- ток возбуждения номинальный.

Ток возбуждения для различных режимов работы генератора можно определять графоаналитически с использованием характеристики холостого хода машины, короткого замыкания к диаграммы Потье. Однако сделанное, таким образом, уточнение на насыщение    магнитной системы машины дает в определении общих потерь поправку не более 2% . Поэтому можно использовать упрощенную формулу для определения тока возбуждения

                                                                                              (4-8)

Обозначив отношение  

и подставив в формулу (4-7), получим выражение

                                                       (4-9)

где

- реактивная мощность при работе с номинальным током возбуждения и активной нагрузкой ,  причем, используемые в расчетах коэффициенты  и  определяется по формулам

                                                                                         (4-10)

                                                              (4-11)

суммарные потери в генераторе, зависящие от реактивной нагрузки, могут быть выражены следующим образом:

  (4-12)

Обозначав через  

получим выражение для расчета активных потерь в машине

                                     (4-13)

Если рассматривать генератор в качестве синхронного компенсатора, то потери, связанные с реактивной нагрузкой, будут рассчитываться следующим образом:

в обмотке статора по формуле (4-6) аналогично как и для генератора.

Полные потери в роторе определяются формулой

                                                        (4-14)

где   

- ток возбуждения при холостом ходе.

Обозначив через  выражение для  примет вид

                                        (4-15)

тогда общие потери   

  (4-16)

Полученные выражения позволяют рассчитать затраты топлива на электрических станциях на производство реактивной мощности генераторами, переводимых в режим синхронного компенсатора.

Если в узле местной нагрузки установлены другие источники реактивной мощности, пошью рассматриваемых генераторов в режиме СК, то целесообразность включения их нужно рассматривать из соотношения относительных приростов потерь   активной мощности на выработку реактивной мощности. Величина относительных приростов этих потерь может быть получена из ранее приведенных формул (4-13) и (4-16) путем определения первой производной по реактивной мощности.

Для генератора это выражение может быть записано следующим образом:                                                 

                                                                             (4-17)

Величину постоянных потерь для генератора в режиме СК   учитывать не следует, так как он остается в работе, исходя из условий экономического прохождения минимума графика активной нагрузки. Другое дело, когда вопрос встает о специальных включениях источников реактивной Мощности по режиму поддержания необходимого уровня напряжения в узлах нагрузки системы. В этом случае нужно учитывать суммарные потери для каждого вида источника реактивной мощности и по минимому потерь решать о целесообразности их использования, конечно, с учетом потерь в элементах связи.

Так как рассматривается режим работы оборудования станций, вытесняемых в полупиковый и пиковый режимы работы, а для таких станций вопросы выгодности останова и пуска агрегатов производится в основном только по режиму активной нагрузки всей энергосистемы. В то же время реактивная нагрузка зависит в большей степени от режима работы местной сети, расположенной вблизи данной станции, потому что передача реактивной мощности из других частей энергосистемы часто ограничивается по условиям уровня напряжения в узловых точках системы, пропускной способностью элементов связи, оптимального его распределения и др.

Величина потерь холостого хода (постоянных) составляет, как правило, не менее 50% от общих потерь в машине.

Потери в меди   статора и ротора с достаточной степенью точности для практических расчетов можно принять пропорциональными квадрату тока, протекающего в этих обмотках.

Тогда общая величина потерь в синхронной машине, определяемая реактивной нагрузкой, может быть определена как

                                                               (4-18)

где

- доля постоянных потерь в общей величине потерь для номинального режима ();

- значение реактивной мощности рассматриваемого режима;

- полная мощность генератора.

Потери активной мощности в силовых трансформаторах при изменении величины реактивной мощности генератора могут бить определены по формуле

                                                                                  (4-19)

где      

- потери холостого хода трансформатора из паспортных данных;

- потери короткого замыкания тоже из паспортных данных;

- отношение напряжений для одной из обмоток трансформатора (1,0 - 1,1);

- отношение протекающей реактивной мощности к полной номинальной мощность трансформатора.

5. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА МЕТОДОВ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ

Для определения пределов экономической целесообразности применения различных режимов резервирования мощности сравнение общих потерь топлива при прохождения провала графиков нагрузки производится с учетом приведения всех вариантов к одинаковым условиям по отпуску электроэнергии. Выражения для потерь топлива по какому, из рассматриваемых вариантов приводятся к виду

для режима двигателя

для остановочно-пускового режима

при τ=6-8ч

и

при τ>8-10ч

для низких нагрузок

Рис. 5-1. Зависимость общих потерь топлива от длительности провала графика нагрузки при различных способах резервирования агрегатов.

Сравнение потерь топлива удобнее произвести графическим путем.

На рис. 5-1 для рассматриваемых режимов показана примерная зависимость общих потерь топлива в зависимости от длительности провала графика электрической нагрузки. Точки пересечения 1 и 2 определяют время длительности провала, при котором пропадает экономический эффект от использования режима разгрузки агрегатов сравнительно с режимом , или режима РД сравнительно с остановочно-пусковым режимом .

С учетом величины выработки реактивной мощности методика сравнения несколько меняется.

Общие потери активной мощности в зависимости от величины реактивной мощности в этом случае будут

                                                                                        (5-1)

Потери топлива, эквивалентные этим потерям активной мощности, будут

                                                                (5-2)

где  

- средний удельный расход условного топлива для станции;

- удельные потери активной мощности.

С учетом этих потерь общий расход топлива для СК примет

вид

                                                                      (5-3)

или с учетом (4-5)

                                                            (5-4)

В случае наличия равнотипного оборудования на станции (например, К-100 и К-200)

                                                                         (5-5)

где  

- величины реактивной мощности, выдаваемой одним агрегатом К-100 и К-200 соответственно;

- число турбогенераторов К-100 и К-200 соответственно.

Дополнительная величина реактивной мощности, требуемой от СК, зависит от величины снижения напряжения в узловых точках системы со стороны низкого напряжения (у потребителя).

Предположим, снижение напряжения у потребителя составляет . Тогда для повышения напряжения в этой точке до номинального уровня дополнительная выработка реактивной мощности в СК будет

                                                                          (5-6)

где

- величина реактивной мощности для поддержания номинального напряжения у потребителя;

- потери реактивной мощности в повышающем и понижающем трансформаторах, определяемых по выражению

                                                                                (5-7)

где

- ток холостого хода трансформатора;

- напряжение короткого замыкания;

- номинальная мощность трансформатора.

                                                                                                (5-8)

где   

- номинальное напряжение у потребителя;

- реактивные суммарные сопротивления потребителей.

                                               (5-9)

где

- емкостное и индуктивное сопротивления ЛЭП;

- напряжение в конце линии;

-  потери реактивной мощности в ЛЭП.

При известном напряжении у потребителя значение  определяется из соотношения

откуда получаем

                                                                  (5-10)

С учетом (5-7), (5-8) к (5-9) формула (5-6) принимает вид

      (5-11)

При применении ОПР у потребителя появляется дефицит реактивной мощности (снижение напряжения на ). Этот дефицит можно устранить установкой синхронных компенсаторов или передачей реактивной мощности из других узлов системы. Первый способ связан с дополнительными капиталовложениями, что не всегда оправдывается. Второй способ связан с большими потерями активной и реактивной мощности в сетях. С другой стороны, в других узлах системы не всегда имеются избытки реактивной мощности. К тому же увеличение в одном узле выработки реактивной мощности приводит к повышению напряжения, которое недопустимо по условиям изоляции.

При снижении напряжения у потребителя из-за дефицита реактивной мощности появляется ущерб, связанный с отклонением напряжения от его номинального значения. Ущерб у потребителя зависит от величины снижения напряжения, числа и длительности каждого снижения.

При приближенном учете стоимости потерь реактивной мощности (коп/квар·ч)  и насыщения, часовой ущерб в рублях (У) для асинхронных двигателей, составляющих основную долю потребителей реактивной мощности, можно определить по выражению

          (5-12)

где

- активная мощность двигателя;

- напряжение на зажимах;

- стоимость потерь, коп/кВтч;

- активные сопротивления статора и ротора двигателя

- реактивная производимость намагничивания;

- активная проводимость, соответствующая потерям в стали;

- номинальная мощность двигателя;

- стоимость потерь реактивной мощности;

- реактивно- индуктивное сопротивление статора и ротора двигателя.

Так как мощности асинхронных двигателей различные, то общий ущерб для них определится по их количеству и усредненными данными, входящими в формулу (5-12).

В этом случае ущерб в этой группе потребителей определится со выражению

   (5-13)

где  

- число потребителей со средней активной и полной мощностью  и  соответственно.

При необходимости аналогичным образом определяется ущерб и по другим группам потребителей.

Тогда общий ущерб от снижения напряжения получится как сумма ущербов по всем группам потребителей

где  

- номер группы потребителей.

Потери топлива в т.у.т., эквивалентные общему ущербу при ОПР, определятся как

                                                                                            (5-14)

где  

- стоимость топлива , руб/т.у.т/

Суммарный расход топлива в ОПР в этом случае составит

                                                                        (5-15)

Продолжительность провала нагрузки, при котором МР и ОПР экономически равны, с учетом выдачи реактивной мощности  определится из соотношения

                                                                               (5-16)

При передаче реактивной мощности от электростанции потери

активной мощности в радиальной сети упрощенно можно определить по выражению

где

- эквивалентные, по которым активные сопротивления всей сети;

- номинальное напряжение сети.

Подставляя их значения, получим

Откуда

                                                  (5-17)

Выражение (5-17) можно преобразовать следующим образом

или

                                                                 (5-18)

где

- продолжительность провала, при котором Мр и ОПР равноэкономичны только по тепловым расходам, т.е. без учета выдачи реактивной мощности.

Как видно из (5-18),   в том случае, если

Это означает, что учет выдачи реактивной мощности приводит к увеличению пределов применения по сравнению с ОПР.

При , что имеет место при

пределы применения РД уменьшаются (т.е. ущерб меньше, чем расходы на выработку реактивной мощности).

При известной величине продолжительности работы в РД () по тепловой экономичности можно определить предельную величину реактивной мощности , выше величины которой приводит к снижению предельного времени использования РД по экономической эффективности по сравнению с ОПР. Эта величина реактивной мощности определится из выражения

В случае, когда покрытие реактивной мощности производится несколькими агрегатами, то потери топлива определятся с учетом количества участвующих агрегатов.

Использованная литература

1. Перевод. турбогенераторов К-100-90 в режим двигателя /Аракелян Э.К., Ведяев В.А., Мадоян А.А. и др.- Электрические станции, 1973, №6, с.35-37.

2. Расчет экономических показателей работы блока 200 МВт в режиме двигателя /Старшинов В.А., Аракелян. Э.К, и др. -Тр. / Моск. энерг. ин-т, 1975, вып,. 274, с 10-16.

3. Аракелян Э.К., Ведяев В.А., Киселев Г.П. О процессах расширения и течения пара в турбине при работе в моторном режиме. -Тр. / Моск. энерг. ин-т,, 1974, вып. 188, с 103-108.

4. Сыромятников И.А. Зависимость потерь активной мощности в синхронных машинах от их реактивной нагрузки, - Электричество, 1961, №3, с.44-48.

5. Эксплуатация турбогенераторов с непосредственным охлаждением / Л.Г Мамиконянц, Л.С. Линдорф, А.П. Чистиков и др. Ред.: Л.Г. Мамиконянц и. Л.С. Линдорф, - М.: Энергия, 1972, - 352с.

6. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. – М.: Энергия, ,1969. - 351с.

7. Использование режима СК для турбогенераторов в системе Донбассэнерго / Старшинов В.А., Аракелян Э.К., Церазов А.Л. и др.- Электрические станции, 1975, №12, с.65-58.

8. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанции. -М.: Энергия, 1969. - 223 с.

9. Рациональные режимы работы блоков и ГРЭС в условиях переменного графика электрических нагрузок и пути повышения маневренности блоков. - Львов: ОНТИ ВТИ, 1972, - 234 с.

10. Оптимизация режимов работы энергосистем. -М.: Энергия, 1974, - 250 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

81902. Вертикальное разделение труда 38.52 KB
  Поскольку работа в организации разделяется на составляющие части ктото должен координировать работу группы для того чтобы она была успешной. В этом случае на первый план выступает обособление функции управления суть которой состоит в целенаправленном координировании и интегрировании деятельности всех элементов организации. В укрупненном плане вертикальное разделение труда осуществляется по следующим направлениям: общее руководство выработка и воплощение главных перспективных направлений деятельности организации; технологическое...
81903. Полномочия и ответственность, делегирование полномочий 43.36 KB
  Полномочия представляют собой ограниченное право и ответственность использовать ресурсы организации самостоятельно принимать решения отдавать распоряжения и осуществлять управленческие решения. Полномочия представляются должности а не лицу её занимающему. Полномочия проявляются в виде двух общих типов: линейные; аппаратные штабные. Линейные полномочия Передаются непосредственно от начальника к подчиненному и далее по цепочке к другим подчиненным.
81904. Проблемы оптимизации соотношения централизации и децентрализации в структуре органов управления фирмы 39.29 KB
  Быстрая разработка и принятие решений адекватно отражающих реальную ситуацию максимальное использование опыта и знаний персонала более простое управление менее бюрократизированное. децентрализации: узость и тактический характер решений слабый учет или даже игнорирование в принимаемых решениях интересов других участников управления и организации в целом вследствие обособленности процесса их выработки. Таким образом появляется проблема оптимизации соотношения централизации и децентрализации проблема поиска золотой...
81905. Мотивация в менеджменте 41.86 KB
  Материальная мотивация стремление к достатку более высокому уровню жизни зависит от уровня личного дохода его структуры дифференциации доходов в организации и обществе действенности системы материальных стимулов применяемых в организации. Трудовая мотивация порождается непосредственно работой ее содержанием условиями организацией трудового процесса режимом труда. Это внутренняя мотивация человека совокупность его внутренних движущих сил поведения связанных с работой как таковой. Статусная мотивация является внутренней движущей...
81906. Эволюция подходов к мотивации в рамках научных школ управления 40.55 KB
  На основании анализа и сопоставления существующих подходов можно выделить следующие концепции мотивации в рамках которых происходила исторически оправданная эволюция понятий мотивации: традиционный подход основывающийся на использовании метода кнута и пряника и рассматривающий модели поведения человека работника: верующий человек экономический человек и механистический человек ; подход с позиций человеческих отношений основывающийся на использовании в управлении методов психологии и рассматривающий модели поведения человека ...
81907. Основные подходы к мотивации труда, используемые в менеджменте 41.1 KB
  Концепция верующего человека относится к периоду капитализма первоначального накопления состоит в том что в соответствии с духом протестантской этики при помощи веры обосновывалось поддерживалось и оправдывалось приумножение капитала честным путем как самоцель. Концепцию верующего человека в XIX в. сменила концепция экономического человека которая в упрощенном виде сводилась к тому что если работнику платить больше за сделанную работу он...
81908. Содержательные теории мотивации 41.35 KB
  К ним относятся теория иерархии потребностей А. Маслоу теория приобретенных потребностей МакКлелланда двухфакторная теория Герцберга и некоторые другие. Что касается вторичных потребностей высших уровней мотивации то несмотря на различия в формулировках все три автора содержательных теорий сходились во мнении что они активно воздействуют на поведение человека. Основными недостатками данной группы теорий является то что в реальной жизни проявление потребностей не осуществляется в строгой иерархической последовательности а является...
81910. Мотивационная теория подкрепления 40.74 KB
  Теория подкрепления исходит из того что у любого действия или поведения есть последствия: негативные и позитивные. При этом люди повторяют поведение которое приносило удовольствие было позитивно подкреплено и избегают поведения которое доставило им неприятности. Подкрепление определяется как любые действия которые вызывают повторение или напротив подавление определенных образцов поведения. Позитивное подкрепление представляет собой вознаграждение желательного для руководства организации поведения с целью формирования или закрепление у...