Конденсационной выработки

К. п. д. конденсационной электростанции (КЭС) брутто

К- п. д. конденсационной электростанции нетто гкэс представляет собой отношение отпущенной электроэнергии к энергии, подведенной с топливом:

рассчитать годовую выработку электроэнергии ДЭ( и удельные приведенные затраты зд п п, а также сравнить значение ?э п п с удельными приведенными затратами зэ зам для типичной в данном районе конденсационной электростанции, т. е. для КЭС, на основе которой ведется

Экономичность ТЭЦ по выработке электроэнергии и теплоты может сопоставляться с экономичностью раздельной установки. При этом, конечно, сравнение следует проводить при одних и тех же значениях электрической мощности установок и равных отпусках тепловой энергии потребителю. Кроме того, интерес гредставляет также сопоставление экономичности выработки лишь одной электрической энергии на ТЭЦ и конденсационной электростанции.

Увеличение мощности агрегатов и электростанции приводит к резкому уменьшению затрат на строительные работы. Так, если на электростанции с тремя агрегатами по 100 МВт они составляют 47,8% общих затрат, то на электростанции с шестью блоками по ^00 МВт они равны 42%, а на электростанции с восемью блоками по 300 МВт — всего 31,7% [74]. Уменьшается также удельная численность пэрсонала. Так, на конденсационной электростанции мощностью 1290 МВт с турбинами К-215-130 штатный коэффициент по производственному персоналу в среднем составляет 0,93 чел./МВт при работе на каменных углях и 0,75 чел ./MB т при работе на мазуте, а на электростанции мощностью 2400 МВт с турбинами К-300-240 - соответственно 0,77 и 0,57 чел./МВт. Переход от электростанции с шестью-восемью блсками по 300 МВт к электростанции с таким же числом блоков по 800 МВт снижает штатный коэффициент по производственному персон шу еще в 1,75-1,9 раза (в зависимости от вида топлива).

2.5. Схема технологического процесса тепловой конденсационной электростанции

Так, по типовому проекту конденсационной электростанции мощностью 1200 МВт (ГРЭС-1200) сооружены такие электростанции, как Заинская, Змиевская, Белов-ская, Молдавская и др. Мощности ТЭС, сооружаемых по типовым проектам в 1959—1960 гг., увеличены до 2400МВт (ГРЭС-2400).

На ТЭЦ количество теплоты, используемой на получение рабочего пара, составляет около 82% от теплоты сожженного топлива. Но количество полезной энергии, отпускаемой с ТЭЦ, равно 59%, так как в электрическую энергию превращается примерно 27% теплоты и около 32% теплоты сожженного топлива отводится в виде отработавшего пара в теплофикационную систему и используется для теплоснабжения потребителей; только, 23% теплоты отводится с охлаждающей водой по конденсационной схеме. Из сравнения тепловых балансов ТЭЦ и конденсационной электростанции видно, что на ТЭЦ теплота топлива используется значительно лучше.

Пример 1.22. Составим схему замещения и определим ее параметры, приведенные к одной ступени напряжения, для расчета динамической устойчивости в простейшей электроэнергетической системе, состоящей из конденсационной электростанции (КЭС), связанной двухцепной воздушной линией 500 кВ с мощной приемной системой. Приведение параметров схемы замещения выполним по заданным коэффициентам трансформации в соответствии с выражениями (1.165).

Принципиальная схема рассматриваемой системы приведена на 1.13, а. На конденсационной электростанции установлены восемь генераторов типа ТГВ-300 (Рт,ном= ,=300 МВт; cos фг,ном= 0,85; t/r,HOM=20 кВ), каждый из которых работает в блоке с трансформатором типа ТДЦ 400000/500 (5т,ном=400 MB -А; &т =525/20). Суммарная мощность собственных нужд КЭС 5Сн2=100+/ 102 MB -А "(cos фсн=0,7). Линия электропередачи имеет протяженность 700 км и выполнена с расщеплением фазы на три провода марки АС500/64. На подстанции приемной системы установлены две группы однофазных автотрансформаторов типа АОЦТН 417000/500/220 (5aTiHOM=1250 MB -А; ?т,в-с -=500/216; Лт,в-н =500/15, 75), к обмоткам низшего напряжения которых подключены четыре синхронных компенсатора типа КСВ-160000-15 (SCK>HOM = 160 MB-A; t/crf,noM = = 15,75 кВ),

Пример 2.22. Определим реактивные мощности по концам двухцепной электропередачи 500 кВ в указанных ниже режимах. Электропередача от конденсационной электростанции (КЭС) мощностью 2400 МВт имеет протяженность 700 км и выполнена с расщеплением фазы на три провода марки АС500/64. Согласно диспетчерскому графику максимальная мощность, выдаваемая с шин высшего напряжения КЭС; составляет 2300 МВт, а минимальная (в часы ночного провала летнего графика нагрузки системы)—1400 МВт. В режиме передачи максимальной мощности линия работает при перепаде напряжений по концам kv =Ui/U2 — 525/500= 1,05. В режиме передачи минимальной мощности ku=\, ?/1 = ?/2 = 500 кВ. В режиме передачи минимальной мощности проверим, не превышает ли напряжение в середине линии допустимого значения 1/доп = = 1,05?/ном. Определим также предельную передаваемую мощность и сопоставим ее с максимальной передаваемой мощностью. При решении задачи можно рассматривать электропередачу как линию без потерь активной мощности.

рераспределению отборов, а именно к уменьшению тепловой нагрузки сетевого подогревателя СП1, увеличению нагрузки СП2 и некоторому росту пропуска пара в конденсатор DK. Это в свою очередь приводит к снижению мощности турбины, уменьшению эт и необходимости дополнительной конденсационной выработки электроэнергии на КЭС и связанному с этим перерасходу топлива.

Следует отметить также, что в обоих случаях доля конденсационной выработки потоком пара в конденсатор увеличивается из-за роста давления в нижнем отборе рт] и пропуска пара в конденсатор DK.

При меньших расходах сетевой воды (Ос.в=0,695-ь-0,835 м3/с) увеличение недогрева в сетевых подогревателях даже до 12—15°С может привести к повышению давления в отборах до предельно допустимого (Рт2=0»^7-*-0,196 МПа) и, как следствие этого, к снижению тепловой нагрузки отборов и замене ее нагрузкой пиковых котлов. Так, при изменении недогрева в С111 с 3 до 12°С и в СП2 с 5 до 15°С тепловая мощность отборов при GC.B= =0,875 м3/с и /о.с^=,66°С снижается со 192 до 162— 154 МВт, причем 29—38 МВт должны быть переданы на пиковые водогрейные котлы. Это приводит к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении и, следовательно, к увеличению конденсационной выработки (на ТЭЦ или на КЭС) и, как следствие, к перерасходу топлива как на ТЭЦ, так и в энергосистеме.

Главной задачей районных (городских) теплоэлектроцентралей является полное удовлетворение потребностей в отоплении зданий, горячем водоснабжении, а также в покрытии расхода теплоты на вентиляцию производственных и жилых помещений. Задача промышленных ТЭЦ заключается в обеспечении предприятий паром и горячей водой. Количество электрической энергии, вырабатываемой комбинированным путем на базе отпуска теплоты от ТЭЦ, оп-прсделяется главным образом параметрами отборов пара, графиком теплопотребления и мало зависит от режимов электропотреб-лення данного района. Определенное участие ТЭЦ в покрытии графиков электрической нагрузки происходит за счет конденсационной выработки электроэнергии в теплофикационных турбинах.

Уравнение (4.31) получено в предположении, что изменение каждого вида нагрузки носит независимый характер. В действительности это справедливо только при распределении конденсационной выработки электроэнергии, т. е. только для определения A.I. При распределении расхода производственного пара и тепловой нагрузки изменяется и электрическая мощность турбоагрегата. Это накладывает свои особенности на определение коэффициентов К% и Кз.

Анализируя знаки приращений расходов, видим, что увеличение конденсационной выработки на турбине Т уменьшает расход свежего пара электростанцией (Л/ч имеет отрицательный знак), а увеличение ее на турбине ПТ дает увеличение суммарного расхода свежего пара. В соответствии со знаком приращения функции Лагранжа электрическую нагрузку турбины Т необходимо повысить на величину принятого шага AN = 5 МВт, а турбину ПТ — разгрузить на такую же величину.

В условиях необходимости всемерного сокращения расхода органического топлива в европейской части страны и ограничения строительства новых ТЭЦ значительную экономию топлива предусмотрено получить за счет снижения числа часов использования ТЭЦ в режиме конденсационной выработки электроэнергии и соответственного увеличения доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу как на электростанциях Минэнерго СССР, так и на .промышленных ТЭЦ.

максимальное повышение экономичности ТЭЦ, в том числе за счет резкого сокращения конденсационной выработки;

Предусматриваемые на одиннадцатую пятилетку вводы мощностей на электростанциях обеспечивают бесперебойное и экономичное электроснабжение народного хозяйства. Структура намеченных вводов мощности позволяет обеспечить покрытие пиковой переменной части суточного графика нагрузки, повышение экономичности ТЭЦ за счет резкого снижения конденсационной выработки электроэнергии на них и доведения выработки по теплофикационному циклу не менее чем до 80% общей выработки ТЭЦ. Исходя из указанных вводов энергетических мощностей использование установленной

Улучшение структуры производства электроэнергии на ТЭС Минэнерго СССР достигнуто за счет увеличения выработки высоко-экономичными энергоблоками и теплофикационными агрегатами давлением 13—24 МПа и сокращения использования и уменьшения конденсационной выработки оборудованием давлением 9 МПа и ниже, в том числе путем демонтажа наиболее устаревшего и физически изношенного оборудования. За годы десятой пятилетки на электростанциях страны демонтировано 4,8 млн. кВт устаревшего низкоэкономичного оборудования. В 1980 г. конденсационная выработка агрегатов давлением 9 МПа и ниже сокращена по сравнению с 1975 г. на 16,4 млрд. кВт-ч (13%), что позволило уменьшить расход топлива в 1980 г. почти на 1 млн. т условного.

Рассмотрим методику определения оптимального значения остэц, при котором экономия топлива по сравнению с раздельным вариантом будет максимальной. Вначале с увеличением атэц экономия топлива Вэк, определяемая приростом комбинированной выработки Э\ будет превышать перерасход топлива, вызываемый соответствующим приростом конденсационной выработки ЭуЭЦ. Затем из-за постоянного уменьшения темпа приростов комбинированной выработки Эт и, наоборот, увеличения темпов прироста 5К наступит момент, когда прирост экономии топлива ДВЭК станет равным нулю, а при дальнейшем увеличении сстэц значение ДВЭК станет отрицательным.