Некоммерческое акционерное общество

  

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 Кафедра теплоэнергетических установок

 

 РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС 

Методические указания к выполнению лабораторных работ

для магистрантов, обучающихся по специальности

6М0717 – «Теплоэнергетика» специализация Тепловые электрические станции

 

 

Алматы 2009

СОСТАВИТЕЛИ: Г.М. Тютебаева, А.С. Касимов. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. Методические указания к выполнению лабораторных работ для магистрантов, обучающихся по специальности 6М0717 «Теплоэнергетика» специализация Тепловые электрические станции - Алматы: АИЭС, 2009- 29 с. 

Методические указания содержат рекомендации к выполнению лабораторных работ по режимам работы и эксплуатации оборудования ТЭС, работающего в переменных режимах.

 

Содержание 

           Введение

   4

1  Лабораторная работа №1        

5

2  Лабораторная работа №2

15

3  Лабораторная работа №3       

24

Список литературы        

29

         

Введение

В связи с продолжающимся разуплотнением графика электрической нагрузки энергосистем практически во всех крупных энергообъединениях оборудование ТЭС ежегодно все в большей степени привлекается к регулированию электрической нагрузки. Привлечение основного оборудования к систематическому регулированию нагрузки и обеспечению ее глубоких провалов характеризуется переменным режимом работы турбин и котлов. Повышение маневренности основного оборудования за счет увеличения регулировочного диапазона играет роль только на первой стадии привлечения ТЭС к регулированию нагрузки. Основную же роль в решении этой проблемы играют остановочно-пусковые режимы.

Указанные обстоятельства значительно повышают долю переменных и остановочно-пусковых режимов работы оборудования тепловых электростанций и делают их определяющими при подсчете технико-экономических показателей производства электроэнергии и теплоты.

Основным источником снижения расхода топлива становятся не термодинамические принципы повышения тепловой экономичности ТЭС, которые в настоящее время практически исчерпаны, а обеспечение наиболее экономичных решений при пуско-остановочных и переменных режимах, выбор оптимального состава работающего оборудования, рациональное распределение нагрузки между агрегатами станции при выполнении диспетчерских графиков нагрузки.

 

Общие положения

Программа курса «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» предусматривает выполнение трех лабораторных работ. Лабораторные работы имеют своей целью углубление и закрепление теоретических знаний студентов, полученных ими при изучении лекционных материалов по выбору наиболее экономичных решений при пуско-остановочных и переменных режимах работы оборудования, выбор оптимального состава работающего оборудования ТЭС, рационального распределения нагрузки между агрегатами станции при выполнении диспетчерских графиков нагрузки.

 

Организация выполнения лабораторных работ

Для выполнения лабораторной работы академическая группа делится на две подгруппы, и каждый студент в подгруппе выполняет определенный вариант. Лабораторные работы выполняются в несколько этапов:

-    самостоятельная предварительная подготовка студентов к занятиям, включающая в себя ознакомление с методикой и проведение ручного счета лабораторных работ;

-    проверка знаний материала по лабораторным работам преподавателем и допуск студентов к занятию;

-    все расчеты лабораторных работ выполняются студентами с обязательным использованием ПЭВМ, в системе WINDOWS с помощью преподавателя и инженера программиста. Варианты заданий к лабораторным работам приводятся в задании каждой лабораторной работы;

-    все исходные данные, расчеты и анализ результатов по лабораторным работам оформляются в отчете, который представляется преподавателю на защиту;

-    защита лабораторной работы.

 

1 Лабораторная работа № 1

 

Исследование распределения тепловой нагрузки ТЭЦ между основными и пиковыми подогревателями

 

1.1 Цель работы:

приобретение навыков анализа режимов работы вспомогательного оборудования ТЭЦ с целью выявления экономичного варианта их загрузки.

 

1.2 Задание

 

На основе исходных данных (таблицы 2,3) требуется:

1.   Исследовать возможности ТЭЦ по выработке электроэнергии в отопительный период в зависимости от характера распределения тепловой нагрузки между основными и пиковыми бойлерами станции.

2.   Определить оптимальные условия отпуска тепла от станции при существующем оборудовании, параметры пара в отборах теплофикационных

агрегатов, обеспечивающих максимальную выработку электроэнергии на базе теплового потребления установленным оборудованием.

3.   По укрупненным показателям оценить целесообразность установки основных бойлеров на их максимально возможную производительность.

 

1.3 Общие положения

Тепловая нагрузка на нужды отопления и вентиляции резко изменяется в течение года. При отпуске тепла на отопление и вентиляцию от ТЭЦ расход пара и мощность теплофикационных турбин, а также давление в регулируемых отборах зависят от температуры окружающего воздуха.

Максимальная величина теплофикационной нагрузки соответствует величине минимальной расчетной температуры наружного воздуха в данном климатическом поясе. Длительность стояния этой температуры в отопительный период незначительна и составляет от 10 до 100 часов в году. Поэтому выбор мощности теплофикационной турбины по максимальному количеству тепла приведет к недогруженности отбора турбины и, следовательно, к увеличению выработки электроэнергии по конденсационному режиму, т. е. к снижению экономичности теплофикации.

Следовательно, целесообразно покрывать за счет отборов турбин не всю максимальную величину тепловой нагрузки, а только базовую ее часть.

Пиковую же тепловую нагрузку покрывают за счет установки пиковых подогревателей. В этом случае возможна наибольшая загруженность отбора турбины в отопительный период (см. рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

 

Доля расчетной тепловой нагрузки, удовлетворяемая из отборов турбин, называется коэффициентом теплофикации

где , максимальная расчетная нагрузка;

 - количество тепла, отпускаемого из отборов турбин;

 - то же, от пиковых водогрейных котлов или пиковых подогревателей.

При увеличении  снижается величина пиковой тепловой нагрузки, но с другой стороны, уменьшается загруженность отбора турбин в отопительный период, что приводит к росту выработки электроэнергии по конденсационному режиму, т.е. к снижению экономии топлива на ТЭЦ. При уменьшении  сокращается конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ, но увеличивается величина пиковой нагрузки, что приводит к сокращению выработки электроэнергии на базе отпускаемого тепла.

Поэтому требуется выбирать оптимальное значение . Суммарная теплопроизводительность пиковых котлов выбирается, исходя из принятой величины коэффициента теплофикации , т. к.

.

При =0,5 производительность пиковых котлов равна количеству тепла, отпускаемого из отборов турбин при расчетной температуре наружного воздуха .

Для выяснения режима работы теплофикационной турбины, определения давлений пара в регулируемых отборах и годового расхода топлива на ТЭЦ требуется построить график зависимости температуры сетевой воды от наружной температуры воздуха.

Для распределения тепла между основными и пиковыми подогревателями необходимо:

-    знать длительность стояния различных наружных температур отопительного периода для данного климатического пояса (см. таблицу 3);

-    построить часовой график расхода тепла в зависимости от наружной температуры (см. рисунок 1.2);

-    принять график зависимости температуры сетевой воды от наружной температуры воздуха (см. рисунок 1.3);

-    построить годовой график отопительной нагрузки по ее продолжительности (см. рисунок 1.2).

 

 

Рисунок 1.2 - Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности

 

Площадь, ограниченная графиком, выражает в масштабе годовой расход тепла на отопление , МВт (см. рисунок 1.2).

 

 

Рисунок 1.3 - Температурный график тепловой сети

 

На рисунке 1.3 показана зависимость температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха при качественном регулировании отпуска тепла от ТЭЦ, т. е. при постоянном расходе воды, циркулирующей в сети.

График построен при следующих температурах воды и воздуха, выбранных по ГОСТ:

1)      максимальная температура воды в подающей сети  =150 0С;

2)      максимальная температура воды в обратной магистрали  =70 0С;

3)      минимальная расчетная температура наружного воздуха = - 40 0С;

4)      средняя температура внутри помещения =20 0С.

При помощи графика зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха можно определять расчетные часовые количества тепла на основные и пиковые подогреватели, а, пользуясь графиком годового расхода тепла, можно определить и годовые количества тепла, отпускаемого от основных и пиковых подогревателей.

Годовые количества тепла, выработка электроэнергии на тепловом потреблении, а также расчетная производительность основных и пиковых подогревателей будут зависеть от принятого графика изменения давления в регулируемом отборе.

По санитарным нормам температура сетевой воды в подающей магистрали тепловой сети при непосредственном присоединении потребителей не должна превышать . Если принять недогрев воды в поверхностном подогревателе равным , то температура насыщения пара регулируемого отбора составит , что соответствует давлению пара в отборе  Из графика температур (см. рисунок 1.3) видно, что работа теплофикационной установки без пиковых подогревателей возможна только при наружных температурах выше -15°С. При более низкой наружной температуре воздуха, вода догревается в пиковом бойлере за счет пара более высокого давления (температуры насыщения) или за счет включения пикового водогрейного котла (ПВК).

Наружная температура воздуха (-15°С), при которой вступает в работу пиковый бойлер или ПВК и при которой основной подогреватель имеет максимальную тепловую нагрузку, называют расчетной температурой ТЭЦ или расчетной температурой загрузки отбора. Величина максимального отпуска тепла от ТЭЦ пропорциональна отрезку cd на графике температур (см. рисунок 1.3).

Максимальная (расчетная) тепловая нагрузка основных бойлеров пропорциональна отрезку ав. Величина отношения максимальной производительности основных подогревателей соответствующей расчетной температуре загрузки отбора к максимальному отпуску тепла от ТЭЦ называется коэффициентом теплофикации, т. е.

.

Для ТЭЦ рекомендуется принимать

При снижении наружной температуры воздуха тепловая нагрузка основных подогревателей (при Ротб=соnst) уменьшается, т. к. температура обратной сетевой воды возрастает за счет отпуска тепла от пиковых подогревателей (см. рисунок 1.3).

При расчетной температуре наружного воздуха  величина тепловой нагрузки основных подогревателей пропорциональна отрезку , в то же время пиковые подогреватели имеют максимальную (расчетную) нагрузку, пропорциональную отрезку се.

В случае постоянства давления пара регулируемого отбора  расчетный расход пара из отопительного отбора используется для нагрева воды только при одном значении наружной температуры воздуха , и тепловая нагрузка отопительного отбора снижается при дальнейшем уменьшении наружной температуры, что приводит к сокращению выработки электроэнергии на базе отпускаемого тепла и, соответственно, к снижению экономичности ТЭЦ. Поэтому конструкция турбины предусматривает регулирование не только расхода пара, но и давления отборного пара.

Количество тепла, отдаваемое от основных и пиковых подогревателей, на годовом графике разграничивается линией ае, направленной вниз, соответственно нагрузке подогревателей при наружных температурах воздуха ниже расчетной температуры ТЭЦ. Определение точек линии ае производят путем вычисления тепловой нагрузки основных подогревателей в зависимости от температуры наружного воздуха, и выпуклость ее направлена вверх в соответствии с формой годового графика на этом участке. Снижение площади годового графика, определяющего годовой расход пара из отопительного отбора, приводит к снижению выработки электроэнергии по теплофикационному режиму. При повышении давления регулируемого отбора, например, до величины  , имеется возможность

нагревать воду в основных подогревателях по линии аа1 (рисунок 3) примерно до , снижение их тепловой нагрузки начинается только при температуре наружного воздуха  при .

Годовое количество тепла, отпускаемое от основных подогревателей, увеличится на площадку между линиями а1е] и ае (рис. 1.2). Годовая выработка электроэнергии на тепловом потреблении несколько возрастает, несмотря на уменьшение располагаемого теплоперепада, в связи с увеличением давления отбора до . В этом случае расчетная теплопроизводительность основных подогревателей сильно возрастает, что приводит к резкому увеличению поверхности нагрева подогревателей. В то же время число часов покрытия пика нагрузки занимает около 8-10% от отопительного периода, в остальное время поверхность нагрева подогревателей будет недоиспользоваться. Поэтому давление регулируемого отбора изменяют таким образом, чтобы нагрев воды в основных подогревателях происходил по линии ае2, параллельной линии температуры воды в обратной магистрали, т. е. при постоянной тепловой нагрузке основных бойлеров. На графике годового расхода тепла, количество тепла отпускаемого от основных и пиковых подогревателей разграничивается линией ае2, соответствующей постоянной тепловой нагрузке основных бойлеров при низких наружных температурах воздуха.

Годовое количество тепла, отпускаемого от основных бойлеров, однозначно определяет выработку электроэнергии на базе теплового потребления (кВт/ч)

                            (2)

где  - среднегодовая (за отопительный сезон) теплофикационная мощность ТЭЦ;

 - среднегодовая удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении;

                                             (3)

 - продолжительность отопительного периода;

 - энтальпии острого пара перед турбиной;

 - соответственно среднегодовые значения энтальпии отбираемого пара и образующегося в подогревателе конденсата при принятом характере изменения Рт в течение отопительного сезона;

 - представляет собой интегральные параметры, которые равны:

 

где  - значения теплофикационной мощности ТЭЦ при соответствующих температурах наружного воздуха и принятом характере изменения ;

 - соответственно значения энтальпий пара в отборе и образовавшегося в подогревателях конденсата, соответствующие температурам наружного воздуха при принятом характере изменения ;

 - продолжительность стояния каждой температуры наружного воздуха;

 продолжительность отопительного сезона.

 

Т а б л и ц а 1.1

Температура наружного воздуха,

tн,, 0С

Время стояния температуры наружного воздуха,

τ, час

Рт≤0,12 МПа

Рт≤0,25 МПа

0,12МПа≤Рт≤0,25МПа

0

 

tоб//

ts

is

Рт

iт

tоб//

ts

is

Рт

iт

tоб//

ts

is

Рт

iт

-5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-20

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-25

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-30

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Т а б л и ц а 1.2 – Исходные данные для расчетов

 

Номер варианта

1

2

3

4

5

6

7

8

Оттах, МВт

419

410

346

400

390

405

380

360

tпр,0С

150

150

170

180<

150

170

180

170

tобр,0С

70

70

70

70

70

70

70

70

αтэц

0,5

0,6

0,7

0,75

0,5

0,6

0,7

0,75

t,0С

9

8

7

6

9

8

7

6

 

Р0=12,8 МП; Т0=545 °С

 

1.4 Методика выполнения работы

 

Данная лабораторная работа выполняется на ПЭВМ. Программа к работе составлена на языке объектно-ориентированного программирования Boгlаnd Dеlрhi 4,2 для работы в операционной системе Windows 95-98.

1.        Для выполнения работы в меню "Пуск" следует найти папку "Laboratory ".

2.        В открывшемся окне "Исследования распределения тепловой нагрузки ТЭЦ между основными и пиковыми подогревателями" ввести исходные данные для расчета согласно варианту (см. таблицу 2). Проверить правильность ввода исходных данных и только после этого щелкнуть по кнопке "Продолжить".

3.        В окне "Число часов со среднесуточной температурой наружного воздуха" следует выбрать один из предлагаемых городов согласно варианту (таблица 3), а затем щелкнуть по кнопке "Продолжить".

4.   В появившемся окне получаем температурный график теплосети (график Чаплина).

На графике показано распределение тепловой нагрузки между основными и пиковыми бойлерами при постоянных значениях давлений в отборе Рт, равных 0,12 МПа; 0,25 МПа и переменной производительности основного бойлера.

На этом же графике показано распределение между основными и пиковыми подогревателями при условии, что максимальная производительность основного бойлера равна Рт=0,12 МПа и при дальнейшем увеличении Рт не возрастает.

Для дальнейших расчетов следует перенести полученный график на миллиметровку.

Для продолжения щелкнуть на кнопку "Продолжить".

5.   На экране появится окно с изображением годового графика тепловой нагрузки по продолжительности, на котором показано распределение нагрузки между основными и пиковыми подогревателями при постоянных значениях давлений пара в отопительном отборе Рт = 1,2 ата; Рт = 2,5 ата и переменной производительности основного бойлера при Рт - vаг.

6.   Для более полного усвоения рассматриваемого вопроса студентам необходимо построить годовой график тепловой нагрузки ТЭЦ по продолжительности на миллиметровке и нанести на график распределение нагрузки между ОБ и ПБ для указанных случаев.

Для чего в первую очередь определяется расход сетевой воды в теплосетях по уравнению

где  - заданная тепловая нагрузка ТЭЦ (см. таблицу 2);

 - температура сетевой воды в подающей магистрали теплосети (см. таблицу 2);

 - температура сетевой воды в обратной магистрали теплосети (см. таблицу 2);

- массовая изобарная теплоемкость воды. .

Затем по уравнению теплового баланса основного бойлера (ОБ) определяются значения тепловой мощности ОБ

.

Здесь  - температура воды за ОБ - остается неизменной и определяется по температурному графику теплосети (см. рисунок 1.3);

- температура воды в обратной магистрали, значение которой увеличивается с понижением температуры наружного воздуха, также определяется по графику Чаплина.

Полученные значения  переносятся на годовой график тепловой нагрузки по продолжительности. В зависимости от формы годового графика получаем кривые, делящие нагрузку между ОБ и ПБ, ае и а1е1, различной степени выпуклости (см. рисунок 1. 2).

На этом же графике строится распределение нагрузки между ОБ и ПБ, при Рт = vаг c получением горизонтальной линии ае2.

Затем рассчитываются значения годовой тепловой нагрузки, покрываемой паром из отборов турбины при рассматриваемых вариантах давлений в отборе как площадь под кривой ае, а1е1 ае2.

Значение  и определяют согласно формулам (2) и (3) методических указаний.

После выполнения пункта 6 щелкнуть по кнопке "Продолжить".

7.  На экране появляется окно с таблицей параметров пара и воды в основном бойлере, в зависимости от температуры наружного воздуха и давления в отборе Рт.

8.  Для выполнения дальнейших расчетов в таблице необходимо заполнить столбцы энтальпий отборного пара, значения которых находятся путем построения процесса расширения пара в турбине в диаграмме.

После чего щелкнуть по кнопке "Пересчет" и выписать значения средних энтальпий пара и конденсата сетевых подогревателей при различных значения Рт.

Затем щелкнуть по кнопке "Продолжить".

9.  Из появившейся "Сводной таблицы результатов" следует выписать значения, и .

Для завершения работы щелкнуть на кнопку "Закрыть".

10.  В заключение работы следует провести анализ полученных результатов и сделать вывод о наиболее экономичном режиме распределения тепловой нагрузки между основными и пиковыми подогревателями ТЭЦ.

 

Т а б л и ц а 1.3 – средняя продолжительность температуры воздуха в отопительный сезон, ч

Температура воздуха, 0С

Актюбинск

Алматы

Аральск

Атбасар

Атырау

Караганда

Костанай

Петропавловск

Туркестан

Уральск

- 42… - 40,1

 

 

 

9

 

 

 

9

 

 

- 40… - 38,1

 

 

 

9

 

 

9

9

 

 

- 38… - 36,1

 

 

 

18

 

9

9

26

 

 

- 36… - 34,1

9

 

 

35

 

18

35

35

 

9

- 34… - 32,1

18

 

 

35

 

26

35

53

 

18

- 32… - 30,1

26

 

9

79

 

35

61

88

 

18

- 30… - 28,1

44

 

35

96

9

44

79

88

 

35

- 28… - 26,1

79

 

44

114

9

53

114

123

9

44

- 26… - 24,1

114

9

70

166

35

88

123

140

18

79

- 24… - 22,1

131

9

88

202

35

123

149

140

26

105

- 22… - 20,1

166

26

123

219

44

158

175

193

26

140

- 20… - 18,1

175

44

123

237

88

193

210

219

44

149

- 18… - 16,1

210

61

175

254

114

245

254

254

61

166

- 16… - 14,1

219

123

193

263

131

280

263

289

79

228

- 14… - 12,1

245

140

210

263

140

289

280

289

96

237

- 12… - 10,1

237

193

219

298

219

316

298

316

114

272

- 10… - 8,1

280

210

219

245

228

316

289

307

140

228

- 8… - 6,1

316

280

263

307

246

359

324

307

184

289

- 6… - 4,1

359

324

298

342

324

368

324

333

237

333

- 4… - 2,1

429

394

333

334

395

412

368

333

325

386

- 2… - 0,1

447

492

421

429

508

421

398

421

456

465

0… - 1,9

482

482

438

403

508

386

429

456

491

622

2…3,9

307

412

351

298

394

324

298

324

421

324

4…5,9

272

403

307

298

360

316

307

324

403

298

6…7,9

282

403

280

307

342

342

324

368

386

289

8…9,9

324

394

272

377

325

386

351

368

351

333

 

1.5 Контрольные вопросы

 

1.       Почему изменение температуры сетевой воды сказывается на работе теплофикационного турбоагрегата?

2.       Охарактеризуйте режимы работы турбин типа Т с 1, 2 и 3 ступенчатым подогревом сетевой воды.

3.       Какое влияние оказывает теплопотребление района на регулировочный режим ТЭЦ на суточном графике в зимние и летние периоды?

4.       Что называется коэффициентом теплофикации, его оптимальные значения?

5.       Как меняется выработка электроэнергии на тепловом потреблении при изменении давления в отопительном отборе?

6.       Привести принципиальную тепловую схему отопительной ТЭЦ.

7.       Дайте характеристику возможных режимов работы теплофикационных блоков.

8.       Перечислите основные мероприятия по увеличению регулировочного диапазона теплофикационных энергоблоков.

9.       К чему приводит увеличение температуры обратной сетевой воды, выше нормативной, при работе турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды?

10.  Как выглядит диаграмма режимов типа Т с двумя теплофикационными отборами пара? Порядок работы с диаграммами режимов.

11.  Почему выбор теплофикационной мощности турбин ведется не по максимальной тепловой нагрузке?

 

2 Лабораторная работа № 2

 

Анализ экономичности работы конденсационных энергоблоков при переменных режимах работы

 

2.1 Цель работы:

 

исследование режимов работы энергоблоков КЭС при переменных нагрузках при выполнении диспетчерских графиков с целью определения экономичного варианта загрузки агрегатов.

 

2.2 Задание

 

На основе исходных данных (таблица 1, 2, 3, 4) требуется:

1   Определить количество энергоблоков, необходимых для покрытия переменной части диспетчерского графика нагрузки станции.

2   Рассчитать часовые и среднесуточные удельные расходы натурального топлива на этих блоках и сравнить их с показателями блоков, работавших в базовой части графика.

Изменение давления в верхнем ПВД принять пропорциональным нагрузке, а недогрев питательной воды - постоянным и равным 5 °С.

Зависимость КПД котлов от нагрузки, независимо от типа, принять в соответствии с рисунком 2. Исходные данные приведены в таблице 1.

3 Проанализировать полученные результаты.

 

2.3 Общие положения

 

Невозможность складирования электрической энергии приводит к тому, что электрические станции должны в каждый момент времени отпускать столько электроэнергии, сколько необходимо потребителю.

Посменная работа предприятий и неравномерность потребления электроэнергии бытовым сектором, транспортом, сельским хозяйством и т. д. приводит к тому, что ТЭС вынуждены изменять величину отпуска продукции в строгом соответствии с диспетчерским графиком, т.е. станции должны участвовать в регулировании мощности энергосистемы. Особенно часто изменение мощности приходится осуществлять на ТЭС, работающих в пиковой и полупиковой областях графика нагрузки.

Работа энергоблоков в переменной части графиков нагрузки связана с потерями тепла при остановке и пуске, а также с перерасходом топлива из-за работы при неэкономичных нагрузках, т. е. при изменении режима перед эксплуатационным персоналом возникает задача выбора оптимального состава работающего оборудования и оптимального распределения между ними заданной нагрузки. Решение этой задачи должно проводиться, исходя из условий минимума затрат (минимум расхода топлива) на производство электроэнергии.

Затраты топлива в общем случае можно представить соотношением:

 

, т/ч                                   (1)

где Впуск - затраты топлива, связанные с пуском (остановом) оборудования;

Вэ/э - расход топлива на производство электроэнергии.

Пуск оборудования в работу состоит из следующих этапов:

1)  подготовка блока к пуску (заполнение котла питательной водой, ее деаэрация, прогрев и т.п.);

2)  растопка котла и повышение параметров пара до значений, требуемых для толчка турбогенератора;

3)  толчок ротора и набор номинальной скорости вращения;

4)  включение генератора в сеть и нагружение до требуемой нагрузки. Если обозначить продолжительность отдельных этапов пуска τ1, τ2, τ3, τ4 и соответственно на этих этапах суммарные среднечасовые потери топлива В1, В2, В3, В4, то

 

.                          (2)

Затраты топлива на производство электроэнергии определяются энергетическими характеристиками основного оборудования, которое в первом приближении могут быть представлены соотношениями:

 

                                                (3)

                                                (4)

 

где Q - тепловая характеристика;

а, d - расходы топлива и тепла на холостой ход (т/ч, Гкал/ч);

в, с - относительные приросты расходов топлива и тепла: т/(ч·Гкал), Гкал/(ч·МВт).

Анализ зависимостей (3), (4) показывает, что при отклонении нагрузки от номинальной экономичность работы оборудования существенно снижается.

Удельный расход топлива на станции при известном коэффициенте загрузки «f» определяется из соотношения:

где вн  - удельный расход топлива на производство электроэнергии при номинальной загрузке, кг/(кВт·ч);

х – коэффициент холостого хода.

Таким образом, целесообразность перехода от одного состава оборудования к другому при изменении нагрузки станции должна устанавливаться из сопоставления пусковых потерь топлива с потерями топлива от работы агрегатов при сниженной нагрузке.

Решение второй части задачи (оптимальное распределение заданной нагрузки для выбранного состава) производится по методу равенства относительных приростов [Л1].

Если нагрузка турбоагрегатов может изменяться в широком диапазоне, то минимально допустимая нагрузка котлоагрегатов зависит от конструктивных особенностей котла, его производительности, параметров пара, вида топлива и способа его сжигания, типа циркуляции, шлакоудаления, а также от способа разгрузки.

Как показала практика эксплуатации, повышение маневренности основного оборудования за счет увеличения регулировочного диапазона играет роль только на первой стадии привлечения ТЭС к регулированию нагрузки. Основную же роль в решении этой проблемы играют остановочно-пусковые режимы (ОПР).

Основными факторами, определяющими маневренность котельного и турбинного оборудования при осуществлении ОПР, является сокращение общей продолжительности пуска за счет рационализации пусковой схемы, оптимизации технологии пуска и других мероприятий. Как показал опыт эксплуатации, наиболее рациональным способом сохранения оптимального температурного режима турбин, разгруженных до нуля на период провала графика, является перевод их в моторный режим (МР) или режим синхронного компенсатора (РСК). Эффективность применения МР или РСК вместо, например, кратковременных остановок турбоагрегатов определяется сохранением их в состоянии горячего вращающего резерва. Работа в моторном режиме позволяет существенно сократить количество сложных операций и переключений, повышает надежность резервирования мощности.

Маневренность котла, как и турбины, при осуществлении ОПР зависит от многих факторов, которые влияют на время и экономичность пуска. Наиболее сложным является процесс пуска котла, работающего на твердом топливе, из холодного состояния.

Как следует из рисунка 2.1, пуск котла из любого состояния включает в себя три основные этапа: растопку, переходный режим и стабилизацию КПД. Момент окончания пуска определяется наступлением полной стабилизации всех технико-экономических параметров. Под растопкой понимают нестационарный режим работы котла от момента розжига огня в топке до достижения рабочих параметров пара. Под переходным режимом понимают нестационарный режим работы котла от момента достижения рабочих параметров до достижения заданной рабочей нагрузки и переход на один (основной) вид сжигаемого топлива. Под стабилизацией КПД понимается нестационарный режим работы котла от момента набора заданной нагрузки и перехода на твердое топливо до достижения оптимального КПД, соответствующего заданной нагрузке согласно режимной карте при стационарном режиме.

 

 

Рисунок 2.1 - Основные этапы ОПР котла

I - останов; II - подготовительный период; III - растопка; IV - переходный

режим; V - стабилизация КПД; 1 - температура насыщения; 2 - расход пара,

использованного в тепловой схеме станции; 3 - расход питательной воды (уровень воды в барабане); 4, 5 - давление и температура перегретого пара соответственно; 6 - расход пара на турбину; 7 - КПД котла;
τхол -длительность растопки котла из холодного состояния;
τст - время окончания периода стабилизации КПД

В соответствии с типовой методикой экспериментальное определение зависимости КПД котла от нагрузки производится при условии: когда нагрузка (0,6, 0,7, 0,8, 0,9 от Dном) выдерживается в базовом режиме на протяжении не менее 8 часов. Каждому значению D/Dном соответствует свое значение КПД (см. рисунок 2.2).

 

Рисунок 2.2 - Зависимость КПД котла от нагрузки

 

Стабилизация КПД на новом уровне наступает только через определенное время (τст), которое зависит от степени возмущения (изменения нагрузки). В реальных условиях при ежесуточном регулировании графика нагрузки время, за которое изменяется нагрузка, равно или меньше времени стабилизации КПД. Время стабилизации КПД и вызванный этим дополнительный перерасход топлива зависят от типа котла, сжигаемого топлива и величины возмущения (изменения нагрузки). 

 

Т а б л и ц а 2.1 – исходные данные

№ варианта

Тип

блока

Параметры пара

tпв,

ОС

dхх,

относит. расход

пара на хх

Число блоков

Вид топлива

Давление пара в конденсаторе, МПа

Р0, МПа

t0, ОС

Рхпп/

Ргпп, МПа

tгпп, ОС

1

Дубль-блок 300 МВт

24

565

4/3,53

565

270

0,0425

6

экибастузский уголь

0,0034

2

Моно-блок 300 МВт

24

545

4/3,53

545

265

5

3

Дубль-блок 300 МВт

24

565

4/3,53

580

270

7

4

Моно-блок 300 МВт

24

565

4/3,53

565

265

5

5

Дубль-блок 300 МВт

24

545

4/3,53

545

270

4

 

КПД проточной части турбины:

=0,875; =0,915; =0,885.

 

Т а б л и ц а 2.2 – графики загрузки станции

Время, час

24 - 6

6 - 11

11 - 15

15 - 22

22 - 24

№ варианта

N/N уст, %

1

55

97

74

100

85

 

2

50

83

66

97

70

 

3

48

79

84

100

82

 

4

57

96

77

100

86

 

5

56

92

70

100

87

 

 

2.4 Методика выполнения работы

 

Данная работа выполняется на ПЭВМ.

1.    Для выполнения работы в меню "Пуск" следует найти папку "Laboratory Work №2, Diploma."

2.    В открывшемся окне "Распределение электрической мощности между параллельно работающими агрегатами КЭС" ввести исходные данные для расчета согласно варианту (см. таблицу 1). Проверить правильность ввода исходных данных и только после этого щелкнуть по кнопке "Продолжить".

3.     В окно "Процесс расширения пара в турбине в h-S диаграмме" следует внести данные располагаемых теплоперепадов Но1 и Но2 и используемых теплоперепадов Ноg1 и Ноg2, также значение энтальпии отработавшего в турбине пара hк. Для этого необходимо построить процесс расширения пара в турбине в h-S диаграмме по данным таблицы 1 согласно варианту. Для продолжения щелкнуть на кнопку "Продолжить".

4.     На экране появится окно с рассчитанными значениями,

d - удельный расход пара на т/у;

Dта - расход пара на турбину;

Р1 - давление пара в верхнем отборе;

tпв - температура питательной воды;

hпв - энтальпия питательной воды;

Q1 - расход тепла на турбоустановку;

В - расход топлива;

в - удельный расход топлива на котел при переменных режимах;

ηка - КПД котлоагрегата.

Для более полного усвоения материала, студентам необходимо часть расчетов произвести по формулам, приведенным ниже, и сравнить полученные данные с данными машинного расчета:

а) расход пара в чисто конденсационном режиме

, кг/с;

б) с учетом регенерации (β =1,25) расход пара при номинальном режиме

, кг/с;

в) удельный расход пара при номинальном режиме

, кг/(кВт*ч);

г) удельный расход пара при различных нагрузках

, кг/(кВт*ч)

где - относительная мощность;

д) если задавать значения f от 0 до 1, можно найти расходы пара на турбину Dта при различных мощностях

, т/ч

е) выбрать из таблицы 1, согласно варианту, tпв при номинальной нагрузке. Найти температуру насыщения пара в отборе tн с учетом недогрева в ПВД, равном 5 °С

.

Давление в отборе Р1 согласно tн определяется по таблицам воды и пара.

Так как давление в отборе пропорционально нагрузке:

.

Откуда        

;

ж) расход тепла на турбоустановку

;

з) расход топлива котлом

;

где Q усл=29330 кДж/кг – теплота сгорания условного топлива;

ηтр – КПД транспорта теплоты;

η/ка – КПД котельного агрегата при различных нагрузках.

Значение η/ка берется по рисунку 2.2. Удельный расход условного топлива

, кг.у.т/кВтч.

Далее рекомендуется построить зависимость , и по ней определить расходы топлива при различных Nта.

График зависимости

Рисунок 2.3 – Зависимость удельного расхода топлива от нагрузки энергоблока

 

После проведенных расчетов следует нажать на кнопку "Продолжить".

5.  В окне появляется таблица, в которой предлагается распределить нагрузку между имеющимися турбоустановками, количество которых было задано в таблице 1.

В каждом из временных интервалов следует задать нагрузку в соответствии с номером варианта по таблице 2 и нажать на кнопку "Показать распределение".

6.  Затем следует предложить два варианта загрузки блоков на каждом из участков.

Для этого вначале нажать на кнопку "Участок 1" и поставить галочки напротив турбин, которые вы оставляете в работе на этом участке. Затем показать распределение нагрузки на "Участке 1" в соответствии с графиком загрузки станции на этом участке и нажать на кнопку "Вариант 1".

После этого следует нажать на кнопку "Участок 2", поставить галочки напротив работающих турбин, показать распределение нагрузки на втором участке и нажать на кнопку «Вариант 1».

Для распределения нагрузок на оставшихся третьем, четвертом и пятом участках использовать вышеуказанную методику.

7.  По завершении распределения нагрузки по участкам по «Варианту 1» студентам необходимо предложить второй вариант нагрузки блоков на каждом участке.

При этом методика выполнения и порядок нажатия кнопок оставить прежним, но везде вместо кнопки «Вариант 1» нажимать кнопку «Вариант 2».

При распределении нагрузки нужно учитывать регулировочный диапазон работы блоков, в противном случае на экране появится запись «Нагрузка турбины меньше минимально допустимой». В этом случае следует перераспределить нагрузку с учетом поправки.

После завершения распределения нагрузки по «Варианту 2» следует нажать на кнопку «Продолжить».

8.   На экране появится окно с «Данными расчета» удельных расходов условного топлива «в» для предлагаемых двух вариантов загрузки турбин на каждом участке.

9.   В заключение работы следует провести анализ полученных результатов и сделать вывод об оптимальном варианте распределения нагрузки между турбинами.

 

2.5 Контрольные вопросы

 

1.  Что характеризует и как определяется величина относительного прироста расхода топлива на ТЭС? В чем заключается отличие относительного прироста от удельного расхода топлива?

2.  В каких случаях распределение нагрузки между электростанциями должно проводиться в соответствии со стоимостью относительных приростов расхода топлива?

3.  Как выглядит энергетическая характеристика энергоблоков?

4.  Каков порядок загрузки теплофикационных турбин, работающих по тепловому графику?

5.  Каков порядок загрузки конденсационных энергоблоков в случае пересекающихся и непересекающихся энергетических характеристик?

6.  Что дает метод распределения нагрузки между турбоагрегатами по равенству относительных приростов?

 

3 Лабораторная работа №3

 

Расчет экономичного распределения теплофикационной и промышленной нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ

 

Состав турбин ТЭЦ, тепловую нагрузку производственного и теплового отборов примите по таблице 1 согласно заданию.

 

Методические указания

Для оптимизации состава оборудования и распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ, а также для расчета, прогнозирования и анализа технико – экономических показателей можем использовать более простые при расчетах энергетические характеристики теплофикационных турбин. Для экономичного распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ просуммируем расходы топлива на работающие агрегаты станции и минимизируем ее при заданных ограничениях. Тогда суммарный расход топлива на станции будет

.

Расходы топлива на каждый агрегат зависят от многих факторов:

Принимая  постоянными, можем минимизировать расходы тепла на станции, тогда:

.

Если принять, что давления в производственных и тепловых отборах не меняются и равны номинальному режиму, то задача нелинейного программирования переходит в задачу линейного программирования. Тогда оптимальному распределению нагрузок  между агрегатами, при известных величинах , соответствует минимальное значение . Таким образом, задача линейного программирования в общем виде формулируется следующим образом. Требуется найти экстремум (минимум или максимум) целевой функции

при ограничениях (условиях)

 

 

   ,

где, - искомая величина j – го агрегата;

- заданные постоянные величины и .

Эту задачу решим одним из универсальных методов, симплексным методом. Суть метода заключается в том, что вначале получают допустимый вариант, удовлетворяющий всем ограничениям, но необязательно оптимальный, оптимальность достигается последовательным улучшением исходного варианта за определенное число итераций. В нашем случае допустимый, а затем оптимальный план решения достигнем с помощью пакета прикладных программ ПЭР.

 

Т а б л и ц а 3.1 - Варианты заданий

Порядковый номер в списке студентов группы

Типы турбин

Нагрузка

Отопительная, ГДж/ч

Производственная т/ч

1, 8, 15, 22

Т-100/120-130

ПТ-80/100-130/13

900

100

2, 9, 16, 23

Т-50-130

ПТ-50/60-130/7

450

80

3, 10, 17, 24

Т-175/210-130

ПТ-80/100-130/13

1100

180

4, 11, 18, 25

Т-100-130

ПТ-135/165-130/15

900

300

5, 12, 19, 26

Т-50/60-130

ПТ-80/100-130/13

500

140

6, 13, 20, 27

Т-100/120-130

ПТ-50/60-130/7

700

85

7, 14, 21, 28

ПТ-80/100-130/13

Р-50-130/13

200

350

 

Пример решения задачи

Пусть наша станция оборудована тремя турбинами Т – 105/120 – 130;
Р – 50 – 130/13; ПТ – 60/75 – 130/13, и они питаются с общего коллектора свежего пара. Рассчитать экономичное распределение теплофикационной и промышленной нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ при заданных тепловой нагрузке производственного и теплового отборов , . Тогда энергетические характеристики:

для 1 – го турбоагрегата Т – 105/120 – 130

;

;

для 2 – го турбоагрегата Р – 50 – 130/13

;

;

для 3 – го турбоагрегата ПТ – 60/75 – 130/13

;

.

Целевая функция:

где ;

.

Окончательно получим:

2.33N1+0.3017QТ1+1.3333QП2+2.33N3+0.2423QТ3+0.599QП3+37.566.

При ограничениях:

Введем стандартные обозначения:

= y; = x1; = x2; = x3;

= x4; = x5; = x6; x7 = 1.

Тогда окончательно целевая функция будет:

Y = 2.33x1+0.3017x2+1.3333x3+2.33x4+0.2423x5+0.599x6+37.566x7.

При ограничениях:

- x1 + 0.531x2 < = 8.02

x1 < = 120

x2 > = 0

x2 < = 204

x3 > = 0

x3 < = 180

- x4 + 0.5758x5 + 0.305x6 < = 9.9

x5 > = 0

x5 < = 76

x6 > = 0

x6 < = 86

x2 + x5 = 230

x3 + x6 = 200

x7 = 1.

 

Рисунок 3.1 – Ввод данных

 

Рисунок 3.2 – Модификация коэффициентов целевой функции

 

 

Рисунок 3.3 – Модификационные ограничения

 

 

Рисунок 3.4 – Итоговый результат

 

Окончательный результат:

= 615,562 МВт; = 100,304 МВт; = 204 МВт;
= 114 МВт; = 31,3 МВт; = 26 МВт; = 86 МВт;

=0.3(114 - 48.3) = 19,71 МВт;

100,304 + 19,71 + 31,3 = 151,314 МВт.

 

 

Список литературы

1.       В.И. Доброхотов, Г.В. Жгулев. Эксплуатация энергетических блоков. М. – Энергоатомиздат, 1987. С.253;

2.       Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1978. – 278 с.

3.       Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. – Л.:Энергоатомиздат, 1986.- 247 с.

4.       В.Я. Гиршфельд, А.М. Князев, В.Е. Куликов. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М. – Энергия, 1980. С.286.

5.       Хлебалин Ю.М. Теоретические основы паротурбинных электростанций. Издание Саратовского университета, 1974.

6.       И.Л. Акулич. Математическое программирование в примерах и задачах. М. – Высшая школа, 1986.

7.       В.С. Иозайтис, Ю.А. Львов. Экономико – математическое моделирование производственных систем. М. – Высшая школа, 1991.