Оптимизация режимов работы ТЭЦ при прохождении пиков и провалов электрической нагрузки

• Автор: Косарева, Ирина Александровна
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 181 c. : ил

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ5.

I. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЭЦ В ПЕРЕМЕННОЙ ЧАСТИ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК.

1.1. Исследование существующих способов получения пиковой мощности на ТЭЦ

1.1.1. Отключение ПВД.

1.1.2. Временное ограничение тепловой нагрузки ТЭЦ.I

1.1.3. Использование аккумулирующих свойств зданий

и тепловых сетей

1.2. Работа ТЭЦ в период провалов электрических

нагрузок энергосистемы

Выводы.
П. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ ПРИ ПРОХОВДЕНИИ ПИКОВ НАГРУЗКИ.
2.1. Определение коэффициента общей эффективности способов прохождения пиковой нагрузки на ТЭЦ.
2.1.1. Определение коэффициента К. Способ с отключением ПВД I способ
2.1.2. Отключение ПВД с дополнительным подводом пара в отключенные отборы П способ.
2.1.3. Способ с ограничением тепловой нагрузки турбины Ш способ.
2.1.4. Способ с ограничением тепловой нагрузки турбины и использованием аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей 1У способ
2.2. Техникоэкономическая оценка целесообразности привлечения агрегатов ТЭЦ к покрытию пиков электрической нагрузки.4
2.2.1. Отключение ПВД.Д
2.2.2. Отключение ПВД с подводом дополнительного пара
в отключенные отборы.
2.2.3. Ограничение тепловой нагрузки.ЗД.
2.2.4. Уменьшение тепловой нагрузки с использованием аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей
2.3. Сравнительная оценка способов получения пиковой мощности на ТЭЦ.
Выводы9.
Ш. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ТЭЦ К РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОВАЛОВ НАГРУЗКИ ПРИ ОТСУТСТВИИ ТЕПЛОВОЙ
НАГРУЗКИ летний режим3.
3.1. Определение затрат топлива на МР.
3.1.1. Расчет затрат топлива на производство пара
для поддержания моторного режима .
3.1.2. Потребление активной мощности в моторном режиме
3.1.3. Расчет мощности механизмов собственных нужд
3.1.4. Выработка мощности в соседней турбине паром,9 используемым в моторном режиме.г.
3.1.5. Определение часовых затрат топлива в моторном
3.1.6. Расчет потерь топлива при резервировании методом
моторного режима.
3.2. Затраты топлива при работе турбоагрегата на низких нагрузках.
3.3. Затраты топлива при выводе турбоагрегата в резерв методом остановапуска ОПР
3.4. Сравнительная оценка методов резервирования для
летнего режима
3.5. Затраты топлива на энергетическое выравнивание вариантов резервирования
Выводы. И
1У. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ТЭЦ К РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОВАЛОВ НАГРУЗКИ ПРИ НАЛИЧИИ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ зимний режим.
4.1. Передача тепловой нагрузки на ПВКI
4.2. Передача тепловой нагрузки на РОУР
4.3. Передача тепловой нагрузки на дополнительный
подогреватель.
4.4. Сравнение способов резервирования по экономичности их работы для зимнего режима
Выводы.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.Ш
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


В рассматриваемом примере аккумулятор 2 служит для уменьшения температуры питательной воды, что приводит к снижению давления в отборе и может быть использовано для получения пиковой мощности. На этом же принципе основан метод получения пиковой мощности за счет отключения ПВД и увеличения отбора пара на сетевые подогреватели при изменении температуры обратной сетевой воды. Однако, этот метод не устраняет главной недостаток способа с отключением ПВД снижение температуры питательной воды, поступающей в котел, также появляется необходимость установки бака аккумулятора 5 рис. Одним из эффективных способов получения пиковой мощности является совместная работа паросиловых блоков и газотурбинных установок ГТУ 4, , , , , , , , . Для покрытия переменной части суточного графика электрической нагруз
Рис. ГТУ, но и дополнительно вырабатываемая мощность паровой турбины на конденсационном потоке пара при отключении подогревателей высокого давления. В этом случае для компенсации недогрева температуры питательной воды могут быть использованы различные схемы совместного использования ПТУ и ГТУ рис. Реализация этих схем позволяет получить дополительную мощность равную номинальной мощности паровой турбины. Тепловая схема ПТУ в составе ПГУ рассчитывается по общепринятой методике . При расчете тепловой схемы ПТУ в составе парогазовой установки ПГУ на ЭВМ можно пользоваться существующими программами расчета , позволяющими учитывать подвод дополнительного тепла извне к элементам тепловой схемы ПГУ. Причем, для определения энергетических показателей ПТУ в составе ПГУ необходимо выполнить расчет П1У в два этапа . Первый расчет тепловой схемы без воздействия ГТУ на систему регенерации ПТУ и второй, когда тепло газов за ГТУ используется для подогрева питательной воды в системе регенерации ПТУ. Для теплофикационных паровых турбин необходимо выполнять дополнительные условия. Так при расчете ПТУ в состав ПГУ ТЭЦ условно принимают, что органы регулирования параметров теплофикационных отборов находятся в том же положении, что и при отсутствии воздействия ГТУ на тепловую схему ПТУ. Таким образом, при возможности установки ГТУ на станции в составе ПГУ для получения пиковой мощности успешно может быть применена указанная методика. Результаты расчета для ПГУ ТЭЦ с турбинами Т и ГТ0 согласно приведены в табл. Для покрытия пиковых нагрузок могут быть использованы специальные пиковые паротурбинные установки 2,4,. Тепловая схема ПТУ в составе ПГУ. Таблица 1. ПГУ и г чсг. КПД по выработке элект пЭ. Основной характеристикой этих блоков являются низкие капиталовложения, которые получаются за счет применения нефтяного топлива исключение конвейеров, мельниц, бункеров и т. Однако, в отечественной практике этот метод не может быть использован изза отсутствия разработок нового высокоманевренного оборудования , . Увеличение мощности турбины может быть получено при увеличении давления пара примерно на 5 , что приводит к увеличению расхода пара и мощности, однако такой режим может быть использован только с разрешения заводаизготовителя. Получение дополнительной мощности возможно за счет перевода котлов на другой вид топлива, например с угля на мазут или газ. Так как в данной работе рассматривается возможность покрытия пиковых нагрузок ТЭЦ, работающих на одном виде топлива мазуте, этот способ в дальнейшем не рассчитывался. Интересен опыт по использованию шведской электростанции с паротурбинными блоками, приспособленными для быстрого пуска. Котлы таких блоков могут быть приведены в действие из холодного состояния за I час, а турбогенераторы могут быть пущены из холодного состояния и принять полную нагрузку за 9 минут. Чувствительность регулятора турбины достигает 0,7 гц. При частоте ниже заданного предела турбина автоматически принимает любую нагрузку от полной до нулевой холостой ход, когда генераторы переходят на режим работы в качестве синхронных компенсаторов. Одним из возможных способов быстрого подхвата мощности теплофикационными агрегатами является перевод турбин на свободное распределение пара между сетевыми подогревателями и конденсатором , .