1.10 Оптимизация нагрузки тэц

1.10.1 Режимы работы турбин ТЭЦ

Тепловая и электрическая нагрузка оборудования ТЭС меняется в соответствии с графиками нагрузок потребителей, т.е. оборудование ТЭС работает с нагрузкой изменяющейся во времени и отличающейся от мощности и экономичности, принятой при выборе оборудования при проектировании. Режим работы оборудования с изменяющейся во времени нагрузкой называется переменным режимом. При переменном режиме возможны следующие варианты работы [17].

1. Длительная работа с неполной нагрузкой или перегрузкой, или при параметрах пара и воды, отличных от расчетных, или при одновременном отличии от расчетных и нагрузки и параметров пара и воды.

2. Кратковременная от нескольких минут до нескольких часов – работа на неустановившемся режиме при непрерывном или ступенчатом изменении нагрузки, при этом параметры пара и воды могут меняться или оставаться постоянными.

Первый режим можно назвать нерасчетным и в этом режиме оборудование работает большую часть времени. Для второго характерно изменение нагрузки в большом диапазоне – от нуля до максимума, пусковые, остановочные операции, вывод в горячий и холодный резерв и т.д. По времени он не продолжителен и происходит при переменных параметрах пара. Этот режим связан со снижением надежности и экономичности агрегатов и его длительность должна быть ограничена.

При изменении нагрузки от 50 до 100 % изменение экономичности невелико.

Расчетная или нормальная (экономическая) мощность турбогенератора N_э, соответствует его экономическому режиму работы с максимальным КПД.

По мере совершенствования и увеличения экономичности турбины возрастает использование ее мощности и коэффициент загрузки, номинальная (расчетная) мощность приближается к максимально длительной, вплоть до совпадения.

На Волгоградской ТЭЦ-3 установлены турбины: ПТ-135/165-130/15, ПТ-90/120-130/10, Р-50/60-130/13. Характеристики турбин представлены в табл. 1.13.

По данным ТЭЦ-3 суточные графики выработки электроэнергии и отпуска теплоты за февраль 2011 г. в % представлены на листе ЭССХ.2006.104.015.ТХ.2 графического материала.

Экономическими характеристиками турбогенератора будут:

- энергетическая характеристика турбогенератора – это зависимость расхода пара от электрической мощности;

- тепловая характеристика, которая устанавливает зависимость расхода тепла от электрической мощности;

- паровая характеристика, называемая диаграммой режимов, она показывает изменение расхода пара от нулевой мощности (холостой ход) до максимальной N_м, т.е. предельной мощности по условиям пропуска пара и механической прочности турбогенератора.

Таблица 1.13: Характеристики энергоблоков турбин

Показатели	Значения
Турбина	ПТ-135	ПТ-90	Р-50
Мощность, МВт:
номинальная	135	90	52,7
максимальная	165	120	60
на конденсационном режиме	120	80	40
Начальное давление пара, МПа	12,75	12,8	12,8
Начальная температура пара, °С	555	555	555
Среднее давление производственного отбора, МПа	1,47	1,05	1,28
Среднее давление теплофикационного отбора, МПа	0,17	0,15	-
Расход пара, кг/с	208/211	136/139	103/133
Промышленный отбор пара, кг/с	93	56	92
Теплофикационный отбор пара, МВт	134	80	-
Турбогенератор	ТВВ-160-2Е	ТВФ-120-2У3	ТВФ-63-2У3
Мощность, МВт		100	60
Напряжение статора, кВ	18	10,5	6,3
Ток статора, кА	6,04	6,875	4,3
Напряжение возбуждения, В	360	277	185
Ток возбуждения, А	2300	1715	1325
КПД	98,5	98,43	98,3

Нагрузка турбин будет экономичной, когда она будет составлять 100–80 % от максимальной нагрузки N_м, т.е.

N_э=0,8·N_м. (1.73)

Для турбины ПТ-135: N_э=0,8·165=132 МВт.

Для турбины ПТ-90: N_э=0,8·120=96 МВт.

Для турбины Р-50: N_э=0,8·60=48 МВт.

Для турбин с противодавлением при заданных начальных и конечных параметрах пара и значениях КПД расчетный или оптимальный удельный расход пара d_э, кг/(кВт·ч), рассчитывается по формуле:

, (1.74)

где Н_а – полезный теплоперепад в турбине;

–относительный внутренний КПД турбины;

–механический КПД турбины, в упрощении расчета примем ;

–КПД турбогенератора, = 98,3.

При работе турбины в конденсационном режиме Н_а = 1,082 МДж/кг, = 0,773 расходD_о свежего пара на турбину с противодавлением равен

, (1.75)

Или _{, (1.76)}

При работе турбины в режиме с противодавлением Н_а = 0,636 МДж/кг, = 0,687 расходD_о свежего пара на турбину равен

, (1.77)

или

Расход D_о свежего пара на турбину с противодавлением с заданными параметрами будет определен

, (1.78)

или

где D_к.о – расход свежего пара в конденсационном режиме; D_п – расход пара отбора; r_к – удельный прирост расхода пара при K – режиме; N_э – электрическая мощность; D_к.х – расход пара при холостом ходе турбины без отбора; Y_п=(i_т – i_к)/(i_о – i_к) – коэффициент недовыработки мощности паром отбора.

Уравнение (6.20) связывает расход пара на турбину, электрическую мощность и расход пара из отбора.

Построим диаграмму режима турбины Р-50.

Основой диаграммы режимов турбины с одним регулируемым отбором пара являются две граничные прямые, характеризующие два режима работы турбины:

1) чисто конденсационный, когда D_п=0; D_о=D_к.о=D_к, если не учитывать регенеративных отборов;

2) противодавленченский, когда D_о=D_п; D_к.о=0.

При построении характеристики принимаем Y_т =0,412= const. В этом случае линии D_т=const располагаются на диаграмме параллельно конденсационной характеристике, т.к.

D_о=D_к + Y_пD_п. (1.79)

Левой границей характеристики D_т=const служит линия работы турбины с противодавлением, на которой D_к=0 и D_п.о=D_о. Справа линии D_п=сonst ограничиваются вертикалью максимальной (номинальной) электрической мощности N_э=N_м. Конфигурация верхней части диаграммы зависит от того, достигается ли N_м (N_н) при работе с противодавлением или предельная мощность N_м при работе с противодавлением меньше номинальной и ограничивается наибольшим пропуском пара через турбину. В первом случае верхняя часть диаграммы заканчивается острым углом, образуемым прямыми D_о=D_п.о и N_э=N_м. Во втором случае верхняя часть диаграммы ограничивается отрезком горизонтальной прямой между линиями D_о=D_п.о и N_э=N_м с ординатой D_м.

Линии D_к=const представляют прямые, параллельные характеристике противодавления D_о=D_п.о=D_п и расположенные ниже ее на величину вертикального отрезка D_к · Y_п/(1 – Y_п), так как

D_о = D_к.о + Y_т (D_п.о – D_п), (1.80)

или

D_о=D_п.х + r_пN_э – (Y_п/(1 – Y_п)) D_к. (1.81)

Здесь индекс «п» означает противодавление.

Для турбины ПТ-90 с двумя регулируемыми отборами пара по аналогии с турбиной Р-60 расход пара определяется:

- в конденсационном режиме Н_а = 1,082 МДж/кг, = 0,726,= 0,943

, (1.82)

или

- в режиме отбора промышленного пара Н_а = 0,677 МДж/кг, = 0,643

, (1.83)

или

- в режиме теплофикационного отбора пара Н_а = 1,020 МДж/кг, = 0,716

, (1.84)

или

_{Общий расход свежего пара на турбину}

, (1.85)

или

Для турбины ПТ-135:

- в конденсационном режиме Н_а = 1,082 МДж/кг, = 0,773,= 0,985

- в режиме отбора промышленного пара Н_а = 0,606 МДж/кг, = 0,678

- в режиме теплофикационного отбора пара Н_а = 1000 МДж/кг, = 0,761

_{Общий расход свежего пара на турбину}

При построении характеристики действительную турбину с двумя регулируемыми отборами заменяют условной с одним отбором при выполнении условий:

1. Расход пара из верхнего отбора сохраняется и равен D_п.

1. Пар из нижнего отбора в количестве D_т поступает в ЧНД и там совершает добавочную работу расширяясь на участке нижний отбор-конденсатор

. (1.86)

- для турбины ПТ-90

_{- для турбины ПТ-135}

Замена турбины с двумя отборами одноотборной позволяет построить диаграмму режимов как турбины с одним регулируемым отбором. На диаграмме линии постоянного пропуска пара в конденсатор D_к=const заменяются линиями постоянного выхода пара из ЧСД D_чсд =const, т.е. из ступени перед нижним отбором.

Мощность турбины с одним отбором выше мощности действительного турбогенератора с двумя отборами на величину ∆N_э.

N_у = N_э + ∆N_э (1.87)

- для турбины ПТ-90 N_у = N_э +4,584 МВт;

- для турбины ПТ-135 N_у = N_э +10,607 МВт;

Расход пара

D_о =D_кх+ r_к·N_у+ Y_п·D_п; (1.88)

- для турбины ПТ-90

D_о = 2,623+ 1,7335·(N_э +4,584) + 20,96 = 31,529 + 1,7335·N_э кг/с;

- для турбины ПТ-135

D_о = 2,693+ 1,24·(N_э +10,607) + 39,875 = 55,72 + 1,24·N_э кг/с;

D_ку = D_o – D_п = D_чсд. (1.89)

- для турбины ПТ-90

D_ку = D_чсд = 31,529 + 1,7335·N_э – 56 = 1,7335·N_э – 24,471кг/с;

- для турбины ПТ-135

D_ку = D_чсд = 55,72 + 1,24·N_э – 93 = 1,24·N_э – 37,28 кг/с;

Для перехода от условной к действительной турбине вводится поправка на дополнительную мощность ∆N_э, развиваемую паром нижнего отбора. Величина нижнего отбора D_т по оси ординат откладывается вниз.

В нижней части диаграммы под осью абсцисс наносят линии постоянной истинной электрической мощности N_э. Они определяют зависимость дополнительной мощности ЧНД турбогенератора ∆N_э от величины нижнего отбора D_т. Это позволяет определить истинную мощность N_э по условной N_у и дополнительной N_э = N_у – ∆N_э. Линии постоянной истинной мощности наносят для удобства пользования диаграммой в виде равномерной сетки с наклоном, определяемым уравнением (1.86).

Общий расход пара на турбину с двумя регулируемыми отборами

D_o = D_чвд = D_п + D_т + D_к . (1.90)

Расходы пара через ЧСД и через ЧНД равны

D_чсд = D_чвд – D_п , (1.91)

D_чнд = D_чсд – D_т = D_чвд – D_п – D_т. (1.92)

- для турбины ПТ-90

D_чнд = 1,7335·N_э – 24,47 – 80 = 1,7335·N_э – 104,47 кг/с;

- для турбины ПТ-135

D_чнд = 1,24·N_э – 37,28 – 134 = 1,24·N_э – 171,28 кг/с;

В верхней части диаграммы располагаются режимы, связанные с работой верхнего отбора, в нижней – нижнего отбора.

1.10.2 Оптимизация режимов совместной работы турбоагрегатов

Под оптимизацией режима работы подразумевается такое распределение электрической нагрузки между турбоагрегатами станции, которое обеспечивает максимальную эффективность производства электроэнергии.

Критерием оптимизации является минимальный расход топлива по станции в целом. Этот критерий обусловлен тем, что в структуре себестоимости электроэнергии основную часть (до 80%) занимают расходы на топливо.

Алгоритм оптимизации заключается в том, что в первую очередь должны загружаться те турбины, которые обеспечивают минимальный расход пара на l кВт электрической нагрузки турбины. В свою очередь минимальный расход пара на турбину обеспечит и минимальный расход топлива сожжённого котлом.

Участие турбоагрегатов в покрытии нагрузки приводится в таблице 1.14.

Таблица 1.14

Тип турбоагрегата	Тепловая нагрузка		Электрическая нагрузка
	Dп	Dт	Nк	Nт
Р-50	+	–	–	+
ПТ-90	+	+	+	+
ПТ-135	+	+	+	+

Так как турбоагрегаты работают по теплофикационному циклу, то его электрическая мощность целиком зависит от величины отпуска тепла потребителям. Поэтому расходную энергетическую характеристику выразим через N_э=f(D):

для турбины Р-50 N_э = 0,421 D_п – 37,51;

для турбины ПТ-90 N_э = 0,408 D_п + 0,675 D_т – 20,445;

для турбины ПТ-135 N_э = 0,397 D_п + 0,745 D_т – 42,331

Электрическая и тепловая нагрузка, заданная в % от номинальной электрической мощности N_н и отборов пара D_п, D_т приводится в таблице 4.3.

Таблица 1.15

Часы	Dп	Dт	Nэ
0–8	40	60	60
8–24	65	60	83
Номинальные значения	241 кг/с	214 кг/с	275 МВт

Все расчеты проводим применительно к интервалу времени с 8-24 часов.

Распределяем нагрузку D_п. Заданная нагрузка D_п по графику 65% от D_п.

Эта нагрузка должна распределяться между турбоагрегатами ПТ и Р. В первую очередь загружаем тот агрегат, у которого максимальная величина С. Частичная удельная выработка для турбоагрегатов ПТ и Р составляет:

С_Р-50= 0,421 МВт/(кг/с);

С_ПТ-90= 0,408 МВт/(кг/с);

С_ПТ-135= 0,397 МВт/(кг/с).

Следовательно, в первую очередь следует загружать турбину Р-50, затем ПТ-90, затем ПТ-135. Нагрузка на промышленном отборе для турбины Р-50

.

Оставшуюся нагрузку 156,65 – 92 = 64,65 кг/с покрывает турбоагрегаты ПТ

, .

Аналогично распределяем нагрузку на отопительном отборе.

С_ПТ-90= 0,675 МВт/(кг/с);

С_ПТ-135= 0,745 МВт/(кг/с).

Следовательно, в первую очередь загружается турбоагрегат ПТ-135. Его номинальный отопительный отбор 134 кг/с, т.е.

,

.

Суммарная вынужденная нагрузка по теплофикационному циклу

_(1.93)

где ;

Вынужденная конденсационная мощность для турбин

_{, (1.94)}

;

Суммарная вынужденная конденсационная мощность

Суммарная вынужденная мощность ТЭЦ будет

_{Заданная электрическая нагрузка ТЭЦ составляет 83 % от номинальной мощности всех турбин, т.е. 275·0,83=228,25 МВт.}

_{Следовательно, оставшаяся часть нагрузки должна покрываться в конденсационном режиме 228,25 – 184,34 = 42,91 МВт. В соответствии с критерием минимума r очередность загрузки турбоагрегатов будет следующая:}

_{1); 2); 3).}

_{Определим располагаемую конденсационную мощность}

_{. (1.95)}

Проверяем суммарную располагаемую нагрузку

= 0 + 53 + 37,66 = 90,66 МВт,

в то время, как требуется для покрытия нагрузки 42,91 МВт.

_{Все расчеты сводим в таблицы 1.16, 1.17, 1.18.}

_{Таблица 1.16: Распределение тепловой нагрузки между турбоагрегатами}

Показатели	Тепловая нагрузка по грфику, кг/с				Распределение тепловой нагрузки
	Dп		Dт		Р-50		ПТ-90				ПТ-135
					Dп	Dт	Dп		Dт		Dп		Dт
	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24
Возможный отпуск номинальных отборов	241	241	214	214	92	92	56	56	80	80	93	93	134	134
Тепловая нагрузка по графику		241		214		92		56		0		8,65		128,4

_{Таблица 1.17: Расчет вынужденной электрической нагрузки}

Показатели	Суммарная тепловая и электрическая нагрузка		Распределение тепловой и вынужденной электрической нагрузки
			Р-50		ПТ-90		ПТ-135
	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24	0-8	8-24
1.Отпуск тепла, кг/с: - производственный отбор Dп - отопительный отбор Dт		155,65 128,4		92 -		56 0		8,65 128,4
2. Вынужденная электрическая нагрузка Nвын, МВт: - всего по тепловому циклу Nт - по конденсационному циклу Nк		60,385 123,955		1,222 48,58		2,403 34,597		56,76 40,58

_{Таблица 1.18 Распределение электрической нагрузки между турбоагрегатами}

Часы	Суммарная электрическая нагрузка ТЭЦ, МВт
	По графику Nзад	Вынужденная Nвын			Дополнительная по конденсационному циклу
		Всего	в том числе
0-8
8-24	236,55	184,34	60,85	123,955	52,21
Часы	Распределение электрической нагрузки, МВт
	Р-50	ПТ-90			ПТ-135
	Nвын	Nвын			Nвын
0-8
8-24	49,8	37,0	53,0	-	97,34	37,66	42,91

						ЭССХ 2006.104.015.ОЧ	Лист
							73
Изм	Кол.уч	Лист	№док	Подп.	Дата