Характеристика основного оборудования ТЭС
Основным оборудованием ТЭС являются паровые котлы, паровые турбоагрегаты (паровые турбины и электрические генераторы), электрические трансформаторы (повышающие подстанции); элементы теплофикационных устройств (на ТЭЦ: сетевые подогреватели (бойлеры), паропреобразователи и др.). Основным показателем каждого энергетического агрегата или его части является его производственная мощность, Следует различать:
номинальную производственную мощность – максимально длительную мощность в проектных условиях, мощность по паспорту и
эксплуатационную производственную мощность – максимально длительную мощность в конкретных условиях эксплуатации.
Экономические показатели, свойственные перечисленным типам турбин, заложены в энергетических характеристиках.
Энергетическая характеристика турбоагрегата – это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или топлива от развиваемой электрической мощности типа:
Qч = аxx + rкPк + rтPт, (Гкал/ч);
где Qч – часовой расход теплоты, Гкал/ч; аxx – часовой расход теплоты на холостой ход турбины, Гкал/ч; rт – относительный прирост теплоты при работе по теплофикационному циклу, Гкал/ч/кВт; rк – относительный прирост теплоты при работе по конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Pт – электрическая мощность, развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), кВт; Pк – электрическая мощность, развиваемая по конденсационному циклу, кВт.
Электрическую мощность, развиваемую на тепловом потреблении можно представить как
Pт = m1Qп + m2Qгв – C, (кВт),
где m1 – частичная удельная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт.ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; m2 – частичная удельная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт-ч/Гкал или кВт/Г кал/ч; С – константный показатель при расчете теплофикационной мощности.
|
|
Теплофикационные турбиныс одним или двумя регулируемыми отборами пара имеют аналогичные характеристические уравнения.
Для годовых показателей уравнения имеют вид
Qгод = аxxТ + rтWт + rкWк, (Гкал/год);
Wт = m1Qп + m2Qгв – C, (кВт*ч/год);
где Qгод – годовой расход теплоты, Гкал/год; m1 – частичная удельная выработка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отборов, кВт.ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; Qп – годовой отпуск пара из производственных отборов (7-13 ата), Гкал/год; m2 – частичная удельная выработка электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов, кВт.ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; Qгв – годовой отпуск пара из теплофикационного отбора (1,2-2,5 ата), Гкал/год; С – константный показатель при расчете теплофикационной мощности (выработки энергии - при расчете годовых показателей), кВт; Т – время работы турбины, ч/год; Wт – годовая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, кВт • ч/год; Wk – годовая выработка электроэнергии по конденсационному циклу, кВт-ч/год.
Аналогичные уравнения энергетической характеристики можно записать и по топливу
Bч = bxx + bкPк + bтPт , (т у.т./ч),
где Вч – часовой расход топлива, т у.т./ч; bxx – часовой расход топлива на холостой ход турбины, т у.т./ч; bт – относительный прирост расхода топлива при работе по теплофикационному циклу, т у.т./ч/Гкал; bк – относительные приросты расхода топлива при работе по конденсационному циклу, т у.т./ч /Гкал.
|
|
Расход теплоты определяет расход топлива соответствующим турбоагрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной ТЭЦ, затраченный на производство тепла, который можно определить следующим образом
bт = 1000/(7000 • hк) = 0,143/hк (т у.т. /Гкал),
где 1000 – размерный коэффициент; 7000 – теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; hк – КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 – удельный расход топлива на производство теплоты при КПД hк = 1/(100 %).
Для современных турбин используются годовые топливные характеристики.
Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущества перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на производство электроэнергии. Общий удельный расход условного топлива по ТЭЦ зависит от соотношения выработки по теплофикационному и конденсационному циклам или от доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее работает ТЭЦ.
Основные показатели энергетического производства
А) Производственный потенциал энергопредприятий
Производительность (производственную мощность) любых предприятий определяет величина основных фондов
Производственная мощность – потенциальная способность предприятия (цеха, участка, рабочего места) производить максимальное количество определенной продукции или выполнять определенный объем работ в течении определенного периода времени (часа, года) при условии:
|
|
применение самой передовой технологии;
должного технического оснащения;
полного устранения аварий;
необходимого материально-технического обеспечения;
обеспеченности производственным и необходимым управленческим персоналом;
полного использования рабочего времени.
В энергетике производственная мощность – это предельная мощность, которую может развить энергетический агрегат и энергетическое предприятие в целом в конкретных условиях работы с учетом всех требований нормальной эксплуатации.
В энергетике принят ряд следующих определений, касающихся энергетических производственных мощностей.
Установленная мощность – суммарная паспортная мощность энергетического оборудования. Определяется только конструктивными данными (технической характеристикой) основного оборудования.
Nу = ∑Nномген,
где Nу – установленная мощность энергетического предприятия; Nномген - номинальная мощность генераторов, установленных на станциях.
В зависимости от конкретных условий эксплуатаций предприятия производственная мощность будет меняться, в сторону ее снижения. Поэтому установленная мощность является пределом, к которому стремится производственная мощность предприятия при наиболее благоприятных условиях и в определенные периоды эксплуатационного года.
На снижение величины производственной мощности влияют (∆Nогр):
эксплуатационное состояние основного оборудования предприятия (износ, неустранимые последствия аварии);
степень взаимного соответствия величины производственной мощности групп оборудования, обслуживающего отдельные звенья энергетического процесса (оборудование котельной, турбинного цеха, и т.д.);
степень достаточности и качество используемых энергетических ресурсов (топливо, вода);
количественные и качественные показатели электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ, коэффициент мощности электрической нагрузки;
выполнение требования проведения планово-предупредительного ремонта оборудования;
выполнение требования наличия в энергосистеме минимально необходимого эксплуатационного резерва.
Эксплуатационная мощность - сумма эксплуатационных мощностей всех турбоагрегатов станции с поправками на влияние всех факторов, ограничивающих производственную мощность станции в целом.
Рабочая мощность (Nраб) отличается от установленной (Nуст) на величину ограничений (∆Nогр), возникающих вследствие износа оборудования и его неспособности развивать прежнюю, запроектированную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ремонт (∆Nрем):
Nраб = Nуст – ∆Nогр - ∆Nрем.
Таким образом, рабочая мощность – мощность, с которой оборудование может работать при максимальной нагрузке потребителя.
Так как проведение ремонта за счет неиспользуемой мощности возможно лишь частично, появляется необходимость в дополнительной мощности ремонтного резерва ∆Nрем.
Диспетчерская мощность – это мощность, заданная диспетчерским графиком нагрузки. Диспетчерская мощность – это часть установленной мощности, которая при выполнении требований выполнения плана ремонта оборудования может быть полностью использована диспетчером энергосистемы для покрытия нагрузки и создания необходимого эксплуатационного резерва в системе (Nрез). Это приводит к дальнейшему снижению производственной мощности предприятия до величины рабочей мощности
Nраб = Nд – Nрез.; Nд = Nраб + Nрез
В энергетике мощность измеряется:
для электроэнергетических объектов - в кВт, МВт;
для теплоэнергетических объектов - в т пара/ч и в Гкал/ч.
Заметим, что категория «калория» и ее производные являются внесистемными единицами, однако исчисление в тепловых кВт или ГДж нетипично, так как нет приборов, отградуированных в системе СИ.
Б) Нагрузка
Из группы показателей, характеризующих мощность оборудования энергетического предприятия, выделяются особые, режимные показатели его плановой (или фактической) нагрузки.
Нагрузка – это мощность, которую должно развивать энергетическое предприятие (агрегат) по заданному плану или фактически развивает по заданному режиму.
Электрическая нагрузка энергетического предприятия рассматривается:
– на клеммах генераторов, Р;
– на шинах распределительного устройства электростанций или повысительных подстанций:
Ро = Р – ∆Рсн,
где ∆Рсн – расход мощности на собственные нужды электростанций;
– на шинах потребителей Рп;
Рп = Ро – ∆Рсет,
где ∆Рсет – потери мощности в электрических сетях;
Величина нагрузки изменяется во времени (в течение суток или года). Изменение нагрузки системы во времени характеризуется соответствующими графиками нагрузки системы. Каждый график нагрузки имеет свои экстремальные точки: максимумы и минимумы.
Тепловые нагрузки рассматриваются не для энергетической системы в целом, а для отдельных районов теплоснабжения, питание которых теплом осуществляется от теплоэлектроцентралей или от теплоснабжающих систем (несколько ТЭЦ, районных котельных, связанных тепловыми сетями). Тепловые нагрузки рассматриваются отдельно для двух основных теплоносителей: пара и горячей воды и измеряются в т/ч (Дчас) и Гкал/ч (Qчас).
В). Показатели работы
Годовое производство электроэнергии энергетическим предприятием (Э) рассматривается как суммарная выработка энергии на этот период всеми агрегатами предприятия.
Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанций определяется разностью выработки (Э) и собственные нужды станций (∆Эсн)
Эо = Э – ∆Эсн, кВт.ч
Годовой полезный отпуск определяется с учетом годовых потерь электроэнергии в электрических сетях (∆Эсет)
Эпол = Эо – ∆Эсет, кВт.ч
Годовой отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ рассматривается отдельно для отпуска в паре и в горячей воде и измеряется Qо в Гкал/год.
Суммарный годовой расход условного топлива ТЭС делится на две части: расход топлива на производство электроэнергии Вэ/э и расход топлива на производство тепла Вт/э
В = Вэ/э + Вт/э.
Удельный расход топлива на единицу электроэнергии (1кВт.ч), отпущенной шин электростанции
bоэ/э = Вэ/э / Эо, г/кВт.ч/
Удельный расход условного топлива на единицу тепла (1Гкал), отпущенную с коллекторов ТЭЦ
bот/э = Вт/э / Qо, кг/Гкал.
Себестоимость единицы электроэнергии (кВт.ч), отпущенной с шин станции:
Sоэ/э = Иэ/э / Эо, коп/кВт.ч
Себестоимость единицы тепла (1Гкал), отпущенной с коллекторов ТЭЦ
Sот/э = Ит/э / Qо, руб/Гкал.
Коэффициент полезного действия
Резервы энергосистем
В силу особенностей электроэнергетического производства, а также для предотвращения возможности нарушения энергобалансов ЭЭС необходимо иметь резервы, как по мощности, так и по энергии. Оптимальная величина резервов в системах должна составлять 13-20 %.
По целевому назначению различают следующие категории резервов.
Ремонтный резерв предназначен компенсировать мощность и выработку агрегатов, выводимых в плановом порядке на ремонт, либо на испытания. Ремонтный резерв определяется, как правило, по данным эксплуатации. Его величина обычно составляет 3-5 %. Зная состав работающего оборудования, длительность его эксплуатации по данным дефектных ведомостей можно достаточно точно определить величину ремонтного резерва на следующий год.
Эксплуатационный резерв предназначен компенсировать временное снижение производственных возможностей электростанций, не носящих аварийного характера, например, компенсировать снижение производственных возможностей ГЭС вследствие снижения располагаемого водотока, ТЭС – при повышении температуры охлаждающей воды из-за повышения температуры воздуха мощность станции снижается на 20-30 % в летнее время. Эксплуатационный резерв также определяется по данным эксплуатации – не планируемая часть. Планируемая часть эксплуатационного резерва может быть достаточно точно определена, если структура генерирующих мощностей известна и известны вероятностные характеристики параметров, снижающих эксплуатационную мощность, а также время наступления паводка. Величина эксплуатационного резерва лежит в пределах 2-4 %.
Аварийный резерв предусматривается для компенсации снижения производственных возможностей электростанций и сетей вследствие аварийного выхода элементов основного или вспомогательного оборудования или возникновения иных аварийных ситуаций в системе. Величина этой категории резерва может быть получена математическими способами на основе теории вероятности.
Нагрузочный резерв предназначен для увеличения полезной мощности или выработки системы в случае превышения фактического электропотребления над запланированным. Этот вид резерва служит для того, чтобы не сдерживать развитие потребителей, то есть для реализации принципа: опережающего развития энергетики. Величина нагрузочного резерва определяется по данным эксплуатации. Его величина обычно составляет 2 – 3 % и определяется на основе статистики прошлых лет.
Если все виды резервов суммировать, то оптимальная величина лежит в пределах 13 – 18 %. Фактическая величина резерва в течение года может меняться в более широких пределах: в зимнее время (периоды максимальных нагрузок) и в летнее время (при благоприятных условиях).
Графически все виды резервов на годовом графике нагрузки выглядят следующим образом (рис. 19.)
 | |||
 | |||
1 (2)
1
 |
2
 |
3
4
 |
5
 | ||||||
 |  | |||||
 |
Рис. 19. Виды резервов
где 1 – динамика установленной мощности системы (она может отличаться от располагаемой 
); 2 - динамика установленной мощности системы с учётом возможных эксплуатационных снижений мощности (весной резко снижается объём воды в водохранилище, а по мере паводка вновь устанавливается до номинального); 3 – динамика располагаемой мощности энергосистемы; 4 – огибающая кривая абсолютных суточных максимумов нагрузки; 5 - огибающая кривая среднесуточных максимумов нагрузки.
Разница кривых (1) или (2) и (3) составляют ремонтный резерв; разница (3) и (4) – аварийный резерв + эксплуатационный (не планируемая часть); разность (4) и (5) – нагрузочный резерв.
Ремонтный резерв и планируемая часть эксплуатационного резерва имеют строго целевое назначение. Остальные категории резерва находятся в полном оперативном подчинении диспетчера и представляют собой оперативный резерв. Когда возникают аварии и если не хватает резерва, то может использоваться ремонтный резерв (более ранний вывод из ремонта).