Метод минимального расхода тепла.

Если заданная электрическая нагрузка может быть обеспечена каждым из турбоагрегатов в отдельности, то ее следует отдать на тот турбоагрегат, где меньше суммарный расход тепла на выработку электроэнергии при данной нагрузке (учитывается и ). Если заданная нагрузка равна равноэкономичной мощности , отдаем нагрузку на тот турбоагрегат, где меньше .

Пример:

Даны два турбоагрегата с характеристиками:

Гкал/ч.

Гкал/ч.

Номинальная мощность турбоагрегатов МВт.

Задана нагрузка 80 МВт.

Определяются расходы тепла при нагрузке 80 МВт одним и другим турбоагрегатом.

Гкал/ч.

Гкал/ч.

Нагрузку 80 МВт отдаем на второй турбоагрегат, так как при данной нагрузке суммарный расход тепла меньше чем на первом .

Определение равноэкономичной мощности:

МВт

При нагрузке МВт передаем ее на первый турбоагрегат, если МВт, то – на второй турбоагрегат.

 

Метод относительных приростов.

Иначе решается вопрос, когда обеспечение электрической нагрузки ТЭС с двумя турбоагрегатами возможно только при условии их параллельной работы.

В этом случае в любом варианте распределения электрической нагрузки в суммарную величину расхода тепла электростанции всегда будут входить в качестве постоянной величины холостые расходы тепла обоих турбоагрегатов, поэтому при распределении нагрузки электростанции их можно не учитывать, а учитывать только .

 

где

– постоянная величина.

Следовательно, суммарный расход тепла будет зависеть только от суммы произведений нагрузки турбоагрегатов и относительных приростов их энергетических характеристик и, следовательно, будет тем меньше, чем больше будет нагружаться турбоагрегат с меньшим относительным приростом, и наоборот. Так, если , то для достижения минимума величины необходимо, чтобы нагрузка была максимально возможной при соответствующем минимуме нагрузки .

Экономическому варианту распределения нагрузки будет соответствовать предельная загрузка турбоагрегата с меньшим относительным приростом, а, именно, с более пологой характеристикой.

Это означает, что когда заданная нагрузка может быть покрыта только при совместной работе нескольких турбоагрегатов, их следует загружать в порядке возрастания , то есть в первую очередь нагрузку следует отдавать турбоагрегату, у которого меньше в данном диапазоне возрастания нагрузки.

Этот метод называется «метод относительных приростов».

Таким образом при распределении электрической нагрузки электростанции между параллельно работающими конденсационными турбоагрегатами в первую очередь загружаются наиболее экономичные турбоагрегаты, что определяется минимальной величиной относительных приростов их энергетических характеристик.

Иными словами, распределение нагрузки ведется в последовательности возрастания величин относительных приростов энергетических характеристик параллельно работающих конденсационных турбоагрегатов.

Влияние холостых расходов турбоагрегатов при этом не учитывается, так как эти величины при их параллельной работе остаются постоянными при любом варианте распределения нагрузки между ними и, следовательно, не влияют на экономичность вариантов.

Если варианты распределения нагрузки различаются числом работающих турбоагрегатов, т.е. распределение нагрузки по различным вариантам связано с включением и выключением отдельных из них, то влияние холостых расходов уже не может быть исключено из расчетов, и «метод относительных приростов» требует соответствующих коррективов.

В случае, когда энергетическая характеристика турбоагрегата представляет собой не прямую, а ломаную линию, т.е. величина относительного прироста не остается постоянной во всем диапазоне нагрузки турбоагрегата от нуля до номинальной мощности, а возрастает в точке излома характеристики скачком от величины до величины .

Такой турбоагрегат при распределении нагрузки следует рассматривать как совокупность двух турбоагрегатов с двумя различными величинами относительных приростов.

Все изложенное выше применимо к любому числу работающих турбоагрегатов ТЭС.

 

В условиях эксплуатации экономическое распределение электрической нагрузки между турбоагрегатами ведется по характеристике относительных приростов электростанции, указывающей экономически целесообразную последовательность загрузки турбоагрегатов, которая обеспечивает минимальные расходы тепла и топлива во всем диапазоне возможных электрических нагрузок ТЭС.

Экономическое распределение нагрузки ТЭС между турбоагрегатами для каждой величины ее электрической нагрузки, называется оптимальным.

Относительным приростом электростанции на каждом этапе возрастания нагрузки является относительный прирост того турбоагрегата, за счет которого происходит этот рост нагрузки.

Математический критерий оптимального режима работы конденсационной электростанции – равенство относительных приростов тепла турбоагрегатов некоторому значению относительного прироста тепла электростанции.

 

Метод относительных приростов применим только при распределении конденсационный нагрузки, включая свободную конденсационную мощность ТЭЦ, то есть для конденсационных электростанций и ТЭЦ в режиме конденсационной нагрузки.

 

Пример:

На электростанции установлены два конденсационных турбоагрегата с обводной системой регулирования номинальной мощностью по 100 МВт. Экономическая мощность каждого турбоагрегата 80 МВт. Энергетические характеристики имеют вид.

 

Гкал/ч.

Гкал/ч.

 

 

Задана суммарная нагрузка 185 МВт.

МВт.

Диапазон изменения нагрузки	Нагрузка агрегата 1	Нагрузка агрегата 2
0-80
80-160
160-180
180-185

 

 

Задана суммарная нагрузка 195 МВт.

МВт.

Диапазон изменения нагрузки	Нагрузка агрегата 1	Нагрузка агрегата 2
0-80
80-160
160-180
180-195

Задача № 1.

Распределение электрической нагрузки при прямолинейных энергетических характеристиках турбоагрегатов.

Если заданная нагрузка может быть покрыта каждым из турбоагрегатов в отдельности, то её следует отдавать на тот турбоагрегат, где меньше суммарный расход тепла на выработку электроэнергии при данной нагрузке (учитываются и ).

На электростанции имеются 2 турбоагрегата типа «К» установленной мощностью по 100 МВт каждый. Суммарная установленная мощность ТЭС 200 МВт.

Энергетические характеристики графически представлены на рис. 2.3.

 

Гкал/ч.

Гкал/ч.

Рис. 2.3. Энергетические характеристики турбоагрегатов.

 

Задана электрическая нагрузка МВт.

Определяем расход тепла:

Гкал/ч.

Гкал/ч.

Загружать необходимо 1-ый турбоагрегат, так как .

 

Задана электрическая нагрузка электростанции 80 МВт.

Определяем расход тепла:

Гкал/ч.

Гкал/ч.

Загружать необходимо 2-ой турбоагрегат, так как .

 

При каком значении нагрузки обеспечивается равноэкономичный режим?

МВт

Если нагрузка составляет 15 МВт, то можно загрузить 1-ый либо 2-ой турбоагрегаты, так как расход тепла одинаков.

Задача 2.

Если условие параллельной работы не соблюдаются, и турбоагрегаты ТЭС включаются последовательно по мере нагрузки электростанции, то при распре­делении нагрузки между ними и выборе режима работы каждого необходимо учитывать не только величину относительного прироста расхода тепла, но и величину холостого расхода тепла турбоагрегата.

На тепловой электростанции номи­нальные мощности всех трех турбоагрегатов одинаковы – , соотно­шение параметров энергетических характеристик следующее:

 

Распределение нагрузки между тремя турбооагрегатами производится аналогично рассмотренному выше случаю распределения нагрузки между двумя турбоагрегатами.

Энергетические характеристики трех турбоагрегатов ТЭС с различными параметрами приведены на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Энергетические характеристики трех турбоагрегатов ТЭС.

Из сопоставления трех энергетических характеристик турбоагрегатов следует, что на начальном этапе роста нагрузки ТЭС (зона ) минимум расхода тепла обеспечивается работой турбоагрегата 1. В точке а нагрузка ТЭС должна быть переведена на турбоагрегат 3, который оказывается полностью загруженным в точке . Очевидно, в этой точке следует снова включить в работу турбоагрегат 1, имеющий минимальный холостой расход тепла. Точка б - пересечение характеристик турбоагрегатов 1 и 2 показывает экономическую целесообразность перевода в этой точке нагрузки турбоагрегата 1 на турбоагрегат 2. В точке полностью загружается турбоагрегат 2 и снова включается в работу турбоагрегат 1, который и покрывает прирост нагрузки ТЭС до величины ее установленной мощности .

Для эксплуатационных целей используются иное построение энергетических характеристик турбоагрегатов, где учитывается общая установленная мощность электростанции.

Эта характеристика называется характеристикой расхода тепла на ТЭС

(рис. 2.5.)

 

Рис. 2.5. Характеристикой расхода тепла на ТЭС.

 

Если учесть требование технического минимума нагрузки турбоагрега­тов, то это приведит к появлению у этой характеристики ТЭС трех фиктивных зон нагрузки: от до , от до , от до .

Представленная характеристика , в сущности является расходной энергетической характеристикой ее турбинного цеха, так как при ее построении учитывается только сравнительная экономичность турбоагрегатов.

Из характеристики видно, что при достижении электростанции на­грузки , следующей возможной для нее величиной нагрузки, после включения в работу турбоагрегата 1, будет не МВт, а МВт. Результаты решения задачи приведены в табл. 2.1.

 

Таблица 2.1.

Зона нагрузки ТЭС.	Номер агрегатов	Диапазон нагрузки агрегатов

 

Переход от характеристики к характеристике расхода топлива на электростанции не представляет затруднений. Для этой цели энергетические характеристики турбоагрегатов, Гкал/ч:

умножением на величину удельного расхода условного топлива на еди­ницу тепла, отпущенного из котельной турбинному цеху , преобразуются в соответствующие характерис­тики расхода топлива, т/ч:

с параметрами:

Графическое изображение характеристики остается при этом неизменным. Изменяется только шкала оси ординат.

Используя энергетические характеристики расхода топлива отдельных турбоагрегатов, можно построить соответствующую характеристику расхода топлива на ТЭС. Такая характерис­тика дает возможность непосредственно определять расход топлива электростанцией для любой величины ее наг­рузки.

Если при распределении наг­рузки между агрегатами ТЭС оказы­вается необходимым учитывать и вли­яние режимов работы отдельных кот­лов (или их групп), то необходимо построение двух отдельных характе­ристик: турбинного и котельного це­хов.

 

Задача 3.

На ТЭС установлены три турбоагрегата, номинальные электрические мощности и относительные приросты расхода топлива даны в табл. 2.2

Таблица 2.2.

№ агрегата	Номинальная мощность турбины , МВт	Нагрузка в точке излома характеристик , МВт	Относительный прирост в зоне экономической нагрузки , тут/МВт	Относительный прирост в зоне перегрузки , тут/МВт
		-	0,41	-
		-	0,46	-
			0,37	0,44

 

Из таблицы видно, что энергетическая характеристика турбоагрегата 3 имеет точку излома при нагрузке МВт.

Каждый из турбоагрегатов имеет технический минимум нагрузки равный 2 МВт.

Зоны нагрузки каждого турбоагрегата, отвечающие соответствующим величинам относительного прироста, и суммы величин технического минимума нагрузок всех трех параллельно работающих турбоагрегатов определяют соответствующие зоны нагрузки электростанции в целом.

Первая возможная ступень нагрузки ТЭС определяется суммой величин технического минимума трех турбоагрегатов и равна 6 МВт.

Далее рассматривается постепенный рост нагрузки электростанции до величины ее установленной мощности – 32 МВт.

Порядок дальнейшей загрузки турбоагрегатов, сверх величины технического минимума, определяется последовательностью возрастания величины относительных приростов расхода топлива турбоагрегатов.

Минимум этой величины 0,37 тут/МВт∙ч отвечает экономической зоне нагрузки турбоагрегата 3 (до 10 МВт). Затем относительный прирост скачкообразно возрастает до величины 0,41 тут/МВт∙ч, что отвечает загрузке турбоагрегата 1 до его номинальной мощности 10 МВт. Затем нагрузка электростанции увеличивается на 2 МВт за счет перегрузочной зоны турбоагрегата 3, при относительном приросте 0,44 тут/МВт. Последним загружается до своей номинальной мощности наименее экономичный турбоагрегат 2 при относительном приросте 0,46 тут/МВт. Относительным приростом электростанции на каждом рассмотренном выше этапе возрастания её электрической нагрузки является относительный прирост того турбоагрегата, за счет которого этот рост нагрузки происходит.

Шкала относительных приростов расхода топлива в порядке возрастания приведена в табл. 2.3.

Порядок заполнения шкалы:

В первом столбце в порядке возрастания записываются все величины относительных приростов трех турбоагрегатов ТЭС.

Во втором столбце – соответствующие номера агрегатов.

В третьем столбце – соответствующие зоны нагрузок каждого агрегата.

В четвертом столбце – зоны нагрузок ТЭС в целом.

 

Таблица 2.3.

Относительный прирост тут/МВт∙ч	№ агрегата	Зона нагрузки агрегатов, МВт	Зона нагрузки ТЭС, МВт
0,37		2÷10	6÷14
0,41		2÷10	14÷22
0,44		10÷12	22÷24
0,46		2÷10	24÷32

 

По данным шкалы относительных приростов ТЭС строятся следующие графики:

1. Характеристика относительных приростов расхода топлива турбинного цеха ТЭС (рис. 2.6).

2. Режимная характеристики турбоагрегатов ТЭС (рис. 2.7).

3. Характеристика расхода топлива на ТЭС (рис. 2.8).

Рис. 2.6. Характеристика относительных приростов расхода топлива турбинного цеха ТЭС.

Рис. 2.7. Режимная характеристики турбоагрегатов ТЭС.

Рис. 2.8. Характеристика расхода топлива на ТЭС.

 

По этим характеристикам определяется экономический режим работы каждого турбоагрегата и соответствующий суммарный расход условного топлива на ТЭС. Это относится к параллельной работе всех турбоагрегатов ТЭС во всем рабочем диапазоне ее нагрузки.

 

Задача 4.

Определение оптимального режима работы электростанции при различных электрических нагрузках при последовательном включении турбоагрегатов.

На электростанции установлены три турбоагрегата со следующими характеристиками:

Турбоагрегат 1

Гкал/ч

МВт, МВт, МВт.

 

Турбоагрегат 2

Гкал/ч

МВт, МВт, МВт.

 

Турбоагрегат 3

Гкал/ч

МВт, МВт.

 

Определить оптимальный режим при различных нагрузках электростанции от до .

Если условия параллельной работы не соблюдаются и турбоагрегаты ТЭС включаются последовательно по мере роста нагрузки электростанции, то при распределении нагрузки между ними и выборе режима работы каждого турбоагрегата необходимо учитывать не только величину относительного прироста, но и величину холостого расхода каждого турбоагрегата . В данном случае используется метод минимального расхода тепла.

Как видно из рис. 2.9, где построены энергетические характеристики турбоагрегнатов ТЭС, точка а является точкой пересечения характеристик турбоагрегатов 2 и 3, а точка б – 1 и 2.

Эти точки являются точками равноэкономичной мощности ( и ), т.е. при нагрузках соответствующих этим точкам, у этих турбоагрегатов одинаковый расход тепла. Равноэкономичная мощность определяется при , :

 

Рис. 2.9. Энергетические характеристики турбоагрегатов ТЭС.

 

Тогда для турбоагрегатов 1 и 2 равноэкономичная мощность определяется:

МВт,

 

а для турбоагрегатов 2 и 3:

МВт,

Тогда часовой расход тепла будет равен:

 

Гкал/ч

Гкал/ч

 

В данном случае при распределении нагрузки между турбоагрегатами предпочтение отдается турбоагрегатами с наименьшим расходом тепла на холостой ход. Например, если нагрузке в 4 МВт соответствует одинаковый расход тепла турбоагрегатами 2 и 3, равный 19,2 Гкал/ч, загружать все же выгоднее до 4 МВт турбоагрегат 3, так как его холостой расход тепла меньше, чем у турбоагрегата 2 (рис. 2.9).

Аналогичное распределение может быть применено и к турбоагрегатам 1 и 2 при повышении нагрузки электростанции с 4 до 11 МВт, т.е. в этом диапазоне нагрузок необходимо полностью разгрузить турбоагрегат 3 и всю нагрузку передать на турбоагрегат 2.

Далее, при возрастании нагрузки электростанции, наивыгоднейший режим определяется по методу относительных приростов, т.е. в первую очередь загружается турбоагрегат с наименьшим относительным приростом.

Рассмотрим несколько этапов возрастания нагрузки электростанции с распределением нагрузки между турбоагрегатами.

1) Нагрузка ТЭС возрастает с 11 до 40 МВт.

Эту нагрузку должен взять на себя турбоагрегат 1 в пределах своей экономичной нагрузки, так как его относительный прирост Гкал/МВт∙ч, т.е. наименьший из имеющихся.

Гкал/ч

 

2) Нагрузка ТЭС возрастает с 40 до 50 МВт.

Рассмотрим два возможных варианта покрытия этой нагрузки:

а) турбоагрегат 1 при работе его с номинальной мощностью, тогда расход тепла будет:

Гкал/ч

 

б) турбоагрегат 1 при его работе в зоне экономической нагрузки + турбоагрегат 2 при загрузке его до 10 МВт:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

Сравнивая часовые расходы тепла по этим вариантам, приходим к выводу, что более выгодным является первый вариант, т.е. загрузка турбоагрегата 1 до номинала, так как при этом имеем меньший расход тепла.

 

3) Нагрузка ТЭС возрастает с 50 до 65 МВт.

Рассмотрим два возможных варианта покрытия этой нагрузки:

а) турбоагрегат 1 + турбоагрегат 2 в зонах экономических нагрузок:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

б) турбоагрегат 1 загружаем до турбоагрегат 2 – до 15 МВт:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

Из сопоставления этих вариантов следует, что экономичнее первый вариант распределения нагрузки.

 

4) Нагрузка ТЭС возрастает с 65 до 70 МВт.

Рассмотрим два возможных варианта покрытия этой нагрузки:

а) турбоагрегат 1 до турбоагрегат 2 до 20 МВт:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

б) турбоагрегат 1 до турбоагрегат 2 до :

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

Из сопоставления этих вариантов следует, что экономичнее второй вариант.

 

5) Нагрузка ТЭС возрастает с 70 до 80 МВт.

Рассмотрим три возможных варианта распределения нагрузки:

а) турбоагрегат 1 до турбоагрегат 2 до :

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

б) турбоагрегат 1 до турбоагрегат 2 до турбоагрегат 3 до 10 МВт:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

в) турбоагрегат 1 до турбоагрегат 2 до турбоагрегат 3 до 5 МВт:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

 

Наиболее выгодным режимом загрузки является первый вариант.

 

6) Нагрузка ТЭС возрастает с 80 до 92 МВт.

Так как нагрузка в 92 МВт является суммой номинальных мощностей трех рассматриваемых турбоагрегатов, то в данном случае загружаем до номинала все три турбоагрегата.

 

Данные расчетов сводятся в табл. 2.4.

Таблица 2.4.

Определение оптимального режима работы станции при различных нагрузках

Суммарная нагрузка , МВт	турбоагрегат 1	турбоагрегат 2	турбоагрегат 3	Суммарный расход тепла , Гкал/ч
, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч
	-	-	-	-		19,2	19,2
4 ÷ 11	-	-		39,0	-	-	39,0
11 ÷ 40		115,6	-	-	-	-	115,6
40 ÷ 50	40+10	148,9	-	-	-	-	148,9
50 ÷ 65		115,6		78,8	-	-	194,4
65 ÷ 70		115,6	25+5	94,6	-	-	210,2
70 ÷ 80	40+10	148,9	25+5	94,6	-	-	243,5
80 ÷ 92	40+10	148,9	25+5	94,6		46,6	290,1

 

По результатам оптимального распределения нагрузки строим характеристику расхода тепла на ТЭС (рис. 2.10.)

 

Рис. 2.10. Характеристика расхода тепла на ТЭС.

Задача 5.

Определение оптимального распределения электрической нагрузки электростанции между параллельно работающими турбоагрегатами и построение эксплуатационных характеристик турбинного цеха.

На электростанции установлены и параллельно работают три турбоагрегата со следующими характеристиками:

Турбоагрегат 1:

Гкал/ч

МВт, МВт, МВт

Турбоагрегат 2:

Гкал/ч

МВт, МВт

Турбоагрегат 3:

Гкал/ч

МВт, МВт

 

Для распределения суммарной нагрузки воспользуемся методом относительных приростов.

 

Распределение нагрузки производим в табл. 2.5.

Таблица 2.5.

Распределение нагрузки ТЭС между параллельно работающими турбоагрегатами.

№ п/п	Суммарная нагрузка , МВт	Относительный прирост. , Гкал/МВт·ч	т/а 1	т/а 2	т/а 3	Суммарный расход тепла , Гкал/ч
, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч	, МВт	, Гкал/ч
		-				9,4		5,3	32,7
	7÷23	2,5				9,4		5,3	72,7
	23÷31	2,7						5,3	94,3
	31÷36	3,3						21,8	110,8
	36÷41	3,7	20+5	76,5				21,8	129,3

 

Порядок заполнения таблицы.

Прежде всего, в строку № 1 вписываются минимальные нагрузки турбоагрегатов (т.е. величина технического минимума каждого). Для значения турбоагрегатов по их характеристикам определяются часовые расходы тепла.

Так, минимальная нагрузка турбоагрегата 1 МВт, турбоагрегата 2 МВт, а турбоагрегата 3 МВт. Подставляя значения в характеристики соответствующих турбоагрегатов, получим:

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч

Записываем полученные данные в строку № 1.

Повышение нагрузки турбоагрегатов сверх минимальной должно производиться в первую очередь путем загрузки турбоагрегата 1 в пределах экономической зоны его характеристики, т.е. до 20 МВт, так как турбоагрегат 1 в этой зоне имеет наименьший относительный прирост Гкал/МВт·ч.

Гкал/ч.

Нагрузка и часовые расходы тепла остальных турбоагрегатов (2 и 3) при этом остаются неизменными.

Тогда , Гкал/ч

Данные записываем в строку № 2.

 

Дальнейшее увеличение нагрузки электростанции должно производиться в порядке возрастания относительных приростов:

а) за счет турбоагрегата 2 при Гкал/МВт·ч;

б) за счет турбоагрегата 3 при Гкал/МВт·ч;

в) за счет догрузки турбоагрегата 1 в зоне перегрузки (т.е. за точкой экономической нагрузки) при Гкал/МВт·ч.

 

Суммарная нагрузка электростанции возрастает с 23 до 31 МВт.

Турбоагрегат 1 остается с прежней нагрузкой 20 МВт ( Гкал/ч), а турбоагрегат 2 грузим до МВт, так как его относительный прирост , Гкал/МВт·ч, т.е. наименьший из имеющихся.

Гкал/ч

Гкал/ч

Гкал/ч.

Все данные записываем в строку № 3.

 

Суммарная нагрузка электростанции возрастает с 31 до 36 МВт.

Сравниваем два возможных варианта загрузки турбоагрегатов: турбоагрегат 1 в зоне перегрузки и турбоагрегат 3 в пределах его номинальной нагрузки. Из характеристик видно, что Гкал/МВт·ч, а Гкал/МВт·ч. Следовательно, турбоагрегат 3 имеет относительный прирост меньше, поэтому догружаем его до МВт.

Турбоагрегат 1 – 20 МВт, Гкал/ч

Турбоагрегат 2 – 10 МВт, Гкал/ч

Турбоагрегат 3 – 6 МВт, Гкал/ч.

Записываем данные в строку № 4.

 

 

Рис. 2.1