Распределение нагрузки между турбоагрегатами ТЭС

Для ТЭС по характеристикам турбоагрегатов (ТА) составляют­ся характеристики относительных приростов (ХОП) расходов теп­лоты, энергетические характеристики машинного зала электро­станции и режимные карты. Характеристика относительных при­ростов и энергетическая для электростанции в целом могут быть

получены на основе одноименных характеристик котельной и ма­шинного зала.

Относительный прирост (ОП) расхода топлива станцией явля­ется показателем экономичности работы станции или блока и по­казывает, на сколько изменится расход топлива станцией при из­менении нагрузки на 1 кВт:

Скачок на ХОП электростанции (рис. 13.2, а) связан с ХОП турбоагрегата (рис. 13.12, б), а пологовогнутая часть определяется ХОП котла (рис. 13.12, в). Если в машинном зале станции установ­лены однотипные агрегаты, то нагрузка между ними распределя­ется равномерно при минимально необходимом числе агрегатов, что позволяет дать каждому агрегату достаточно высокую нагруз­ку. Если агрегаты разнотипны по мощности и экономичности, то должно быть произведено экономичное распределение электри­ческой нагрузки между ними, т. е. заданная электрическая нагруз­ка распределяется между ними таким образом, чтобы в машин­ном зале расход тепла был минимальным.

Рассмотрим простейший пример. В турбинном цехе установле­ны два агрегата различного типа. При этом возможны два основ­ных случая.

1. Если qxx 1 < gxx 2 и гт1 < гт2, то любая нагрузка ТЭС должна по­крываться турбиной № 1 (рис. 13.13, а).

I. Нагрузка ТЭС может быть покрыта полностью каждым из двух агрегатов. Их расходные характеристики определяются следующим образом:

Рис, 13.12. Построение характеристики относительных приростов расхода

топлива тепловой электростанцией: а — электростанции; б — турбоагрегата; в — котла

Рис. 13.13. Полное покрытие нагрузки ТЭС одним из агрегатов:

а — нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1; 6 — в зоне Р < Р_ж

нагрузка ТЭС полностью покрывается турбиной № 1, в зоне Р> Р_Ж — полностью

турбиной № 2; 1, 2 — расходные характеристики турбин

2. Если q_{xx 1} < q_{xx 2},, r_T1 >  r_T2,, 0< Р< P_max (рис. 13.13, б), то в диапа­зоне Р< Р_эк Qmin= Q 2, следовательно, надо загружать турбину № 1; в диапазоне Р> Р_Ж (Ln = Q ₂, следовательно, надо разгружать тур­бину № 1 и загружать турбину № 2; при Р = Р_ж турбины равно-экономичны.

Если сходящиеся характеристики не пересекаются в зоне но­минальной мощности, то всю нагрузку должна взять на себя тур­бина № 1.

11. Нагрузка ТЭС может быть покрыта только при совместной параллельной работе обоих агрегатов.

Прибавим и вычтем произведение гт1Р2, а общую нагрузку двух агрегатов обозначим через Рст= Р1 + Р2. Тогда

Допустим, что совместно работают два турбоагрегата, из ко­торых первый имеет часовую расходную характеристику Q_ч1 = q_{xx 1} + r_T1Р1, а второй Q_ч2 = q_{xx 2} + r_T1Р2. Общий часовой расход тепла двух совместно работающих агрегатов составит

и графическое изображение расходной характеристики этих двух совместно работающих агрегатов будет иметь вид ломаной линии, точка излома которой может перемещаться при перераспределе­нии нагрузки между агрегатами. Как видно из выражения общего расхода тепла, при любом распределении нагрузки между агрега­тами суммарный расход тепла на холостой ход останется неиз­менным ( q_xxl + q_{xx 2} ), а переменная часть расхода тепла будет тем

меньше, чем больше нагружается агрегат, имеющий меньший относительный прирост расхода тепла.

Итак, в системе параллельно работающих агрегатов экономич­ность вариантов распределения нагрузки изменяется только за счет изменения дополнительного расхода энергии, так как расходы на холостой ход агрегатов имеют место при любом распределении нагрузки между ними. Следовательно, при возрастании нагрузки совместно работающих агрегатов в первую очередь должен нагру­жаться тот из них, у которого меньше относительный прирост расхода первичной энергии. Таким образом, оптимальное распре­деление достигается в порядке возрастания относительных при­ростов расходов тепла: r _т1 < r _т2 < r_Ti.

Режимная карта машинного зала тепловой станции — это зави­симость электрической нагрузки отдельных турбоагрегатов от элек­трической нагрузки станции: Рi =f(Р). Режимная карта разраба­тывается на основе ХОП определенного состава работающих тур­боагрегатов применительно к данным тепловым нагрузкам и усло­виям эксплуатации и используется для оптимального распределе­ния суммарной нагрузки ТЭС между ними.

Допустим, что относительные приросты расхода тепла по зо­нам нагрузки находятся в следующем соотношении (рис. 13.14):

Допустим, что совместно работают два агрегата со следующи­ми энергетическими характеристиками:

Технические минимумы нагрузки обозначим соответственно P_{min 1} и P_{min 2}. Тогда может быть построена режимная карта эконо­мического распределения нагрузки между этими агрегатами при их совместной работе.

Рис. 13.14. Относительные приро­сты расхода тепла турбоагрегата­ми по зонам нагрузки

По оси абсцисс (рис. 13.15) отложена общая нагрузка агрега­тов станции (т. е. нагрузка турбинного цеха), а по оси ординат — нагрузка каждого из совместно работающих агрегатов. В первую очередь на график наносится тех­нический минимум нагрузки цеха Рст min= P_{min 1} + P_{min 1} Далее с уве­личением нагрузки цеха догрузка.агрегатов производится в последовательности возрастания относительных приростов (табл. 13.1).

ку электрическая нагрузка, вырабатываемая по теплофикацион­ному режиму, определяется тепловыми нагрузками. Распределе­ние тепловых нагрузок ТЭЦ производится в последовательности убывания удельной выработки электроэнергии на тепловом по­треблении, т.е. соблюдается принцип максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Поэтому для ТЭЦ распределение электрических нагрузок меж­ду турбинами заключается в определении целесообразной допол­нительной нагрузки конденсационной мощности, которая может меняться:

Рис. 13.15. Режимная карта машинного зала тепловой станции

Сначала догружается агрегат № 1 до нагрузки Р_кр1, за предела­ми которой относительный прирост возрастает. На графике это отображается наклонным к оси абсцисс отрезком прямой, пока­зывающим, как с ростом нагрузки цеха увеличивается нагрузка агрегата № 1, в то время как нагрузка агрегата № 2 остается по­стоянной — на уровне технического минимума. Таким образом, в покрытии нагрузки цеха Р₁ агрегат № 1 участвует величиной Р_крЬ а агрегат № 2 — величиной Р min 2

Распределение этой конденсационной мощности производит­ся аналогично КЭС, т.е. в порядке возрастания относительных приростов. Если условие параллельной работы не соблюдается и турбины ТЭС включаются последовательно по мере нагрузки стан­ами, то при распределении нагрузки между ними надо учитывать не только величину относительного прироста, но и расход тепла на холостой ход.

 

В последнюю очередь догружается агрегат № 1 в зоне

Далее возрастающая нагрузка цеха передается на агрегат № 2 (так как r _т2 < r '_т2 < r '_т1), который нагружается сначала до величины Р₂, а затем до Р_3, в то же время нагрузка агрегата № 1 остается на уровне Р_кр1:

Распределение электрической нагрузки ТЭЦ зависит от того, как распределены между турбинами тепловые нагрузки, посколь-

Таблица 13.1 Зависимость зоны нагрузки от относительных приростов

 

Значение ОП	№ТА	Зона нагрузки
r т1 r т2 r 'т2 r 'т1	1 2 2 1	Pmin1-Pкр1   Pmin2-Pкр2   Pкр2-Pmax2   Pкр1-Pmax1

Планирование мощности и распределение нагрузки между электростанциями в энергосистеме

13.3.1. Общие вопросы оптимального распределения электрической нагрузки в энергосистеме

В хозяйственном отношении электростанции и электрические сети являются самостоятельными структурными подразделения­ми, но при выборе режима распределения электрических нагру­зок они подчиняются энергосистеме.

Основной целью энергосистемы является бесперебойное снаб­жение потребителей энергией требуемого качества при условии максимальной экономичности. Нагрузка энергосистемы, заданная ей по плану в соответствии с графиком электрических нагрузок, дол­жна быть распределена между электростанциями таким образом, чтобы достигался максимум экономичности энергосистемы в це­лом.

Для решения задачи оптимизации с использованием ЭВМ со­ставляется математическая модель, включающая в себя пять уравненийили неравенств.

1. Уравнение цели (критерий экономичности).

Общей целью, или критерием оптимизации режимов, является обеспечение минимальных текущих затрат на производство электроэнергии в энергосистеме

3. Уравнения ограничения. Они могут быть двух видов: 1) балансовые, в виде равенства:

От режима работы электростанции зависят только условно-пе­ременные затраты, к которым относится прежде всего топливная составляющая расходов на ТЭС. Условно-постоянные затраты не зависят от режима работы электростанции и поэтому могут быть исключены из рассмотрения. Целевая функция (критерий опти­мизации) может быть представлена следующим выражением:

где п — число тепловых станций в энергосистеме; Вгi — годовой расход топлива на i-й станции, т у.т; Ц_тi — цена топлива, исполь­зуемого на i-й станции, р./т у.т.

2. Уравнение связи (или характеристика объекта). Объект представляется в виде следующей модели:

Если цены на топливо для станций энергосистемы одинаковы, то целевая функция принимает следующий вид:

 

где х — первичная энергия, поступающая на объект (входящий поток); у — вторичная энергия (исходящий поток).

Характеристиками объекта являются расходные энергетические характеристики:

где В_к, Вст — часовой расход топлива соответственно котла и элек­тростанции, т у. т/ч; Q_K, Q_T — количество теплоты соответственно на выходе из котла и входе в голову турбины, ГДж/ч; Р_т, Рст — электрическая мощность соответственно турбоагрегата и электро­станции, МВт.

Если характеристика объекта не меняется во времени, то объект называется стационарным, в противном случае — неста­ционарным. Энергетическое оборудование является типично не-

Рис. 13.16. Модель объекта

стационарным объектом. В настоящее время нет методики, позволяющей учесть нестационарностъ объекта, поэтому она не принимается во внимание.

где Рст — мощность электростанций, входящих в энергосистему; Рпотр — полезно отпущенная мощность потребителям, МВт; Р_сн, Рпот.лэп - потери мощности на собственные нужды и в ЛЭП и подстанциях соответственно;

2) граничные, в виде следующих неравенств, характеризующие технические возможности агрегатов:

 где Рmin_i и Рmax_{i -}  ограничения по выдаче мощности турбоагрега­тами соответственно по минимальному и максимальному значе­нию.

Ограничения бывают жесткие и нежесткие. К жестким отно­сятся граничные неравенства, нарушение которых недопустимо, так как это связано с безопасностью работы установки и угрожает жизни людей. Нарушение нежестких ограничений (баланса мощ­ности в энергосистеме) приводит к нарушению оптимального режима работы, снижению экономичности и дополнительным затратам.

4. Уравнение управления. Оно формируется путем совместного решения первых трех уравнений:

5. Уравнение адаптации. Оно является корректировкой уравнения управления при изменении целевой функции и уравнений связи и характеризует приспособляемость системы к изменяющим­ся внешним условиям.

Если в рассмотрении присутствуют все пять уравнений, то такая модель называется оптимизационной. При отсутствии в модели уравнения управления она является оценочной. Если анализирует­ся только характеристика объекта, то модель называется моделью для познания. В аварийных ситуациях используется только модель ограничения.

⇐ Предыдущая16171819202122232425Следующая ⇒

Поделиться: