ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
А. С. НЕМЧИНОВА
(Энергосетьпроект)
«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 60—73.
Приведена характеристика режимов теплопотребления и влияния их на регулировочный диапазон промышленных и отопительных ТЭЦ. Рассмотрены вопросы использования маневренных возможностей ТЭЦ.
Вопрос покрытия графиков электрических нагрузок объединенной системы чрезвычайно актуален.
При этом, если перспектива покрытия пиковой части графика ясна и по сути является проблемой экономического характера, то вопрос покрытия провала графика является помимо экономического аспекта острой инженерной проблемой.
Характер графика нагрузок ЕЕЭС чрезвычайно неблагоприятен в настоящее время и в перспективе. Переход на пятидневную рабочую неделю усугубил положение.
Пиковый характер графика электрических нагрузок ЕЕЭС с глубоким ночным провалом требует высоких маневренных качеств оборудования, участвующего в покрытии этого графика. Вместе с тем для обеспечения соответствующих темпов и качества развития энергетики . ввод мощности в основном осуществляется крупными агрегатами высоких параметров.
Процент крупных агрегатов в установленной мощности энергосистем растет с каждым годом, что снижает маневренность энергосистем. При этом одновременно возрастают требования энергосистем к оборудованию.
Учитывая значительный процент теплофикационных агрегатов в установленной мощности абсолютного большинства энергосистем европейской части страны, при создавшейся ситуации было бы совершенно неправильным пренебречь маневренными возможностями ТЭЦ или недоучитывать эти возможности (и в перспективе, и особенно в настоящее время).
Маневренные возможности ТЭЦ, т. е. их регулировочный диапазон, зависят от четырех факторов: характера режимов теплопотребления, технических возможностей оборудования, маневренных возможностей тепловой схемы собственно электростанции и недогрузки ТЭЦ по теплу.
Основным фактором при работе ТЭЦ в оптимальном проектном режиме является режим теплопотребления, так как режим ТЭЦ при работе ее по тепловому графику находится в прямой зависимости от этого фактора, что подтверждается графиками нагрузок.
Анализ работы ТЭЦ, неоднократно проводившийся различными организациями Минэнерго СССР (в том числе институтами «Тепло- энергопроект», «Энергосетьпроект», «Промэнергопроект», трестом ОРГРЭС и др.), ясно показывает, что ТЭЦ даже наиболее теплоемких предприятий в течение многих лет недостаточно загружаются по теплу.
При таких условиях фактор недогрузки является также весьма существенным в определении маневренных возможностей ТЭЦ.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ТЭЦ
В 1950 г. число часов использования тепловой мощности в среднем по ТЭЦ Минэнерго СССР составляло 3220. За 15 лет (до 1965 г.) оно не изменилось. В 1966 г. оно незначительно увеличилось — до 3 290 ч. В 1967 г. снова снизилось до 3 220 и к 1970 г. достигло 3 640 ч.
При этом теплофикационные агрегаты значительное число часов работают по электрическому графику в конденсационном режиме. Следствие этого — ухудшение технико-экономических показателей ТЭЦ и значительный перерасход топлива.
По ориентировочным данным ежегодный перерасход топлива составляет 8—10% суммарного расхода топлива на выработку электроэнергии тепловыми электростанциями энергосистем.
Основные причины недоиспользования тепловой мощности ТЭЦ: отставание тепловых нагрузок, вызванное отсутствием тепловых потребителей или неготовностью их к приему тепла, что является cледствием отставания ввода мощности промышленных предприятий;
изменение состава и технологии предприятий, намеченных проектными проработками к теплоснабжению от ТЭЦ;
отсутствие тепловых сетей или отставание их строительства, что наряду с недогрузкой ТЭЦ по теплу вызывает строительство в районе ТЭЦ мелких промышленных и отопительных котельных.
Работа, проводимая институтом «Энергосетьпроект» в течение нескольких лет по уточнению ввода мощности отдельных ТЭЦ, выявила существенное завышение тепловых нагрузок потребителей, принимаемых в проектных проработках, особенно в схемах теплоснабжения. Эти нагрузки в дальнейшем принимаются за основу при определении мощности, типа и срока ввода оборудования ТЭЦ, что приводит к многолетнему недоиспользованию тепловой мощности ТЭЦ со всеми сопутствующими последствиями.
Так, в схеме теплоснабжения г. Ярославля, скорректированной МОТЭП в 1964 г., на 1965 г. были приняты следующие нагрузки: пар 616,7 т/н горячая вода 61 Гкал/ч фактические нагрузки всего через год после проектных проработок составили менее 45% намеченных проектом.
На 1970 г. этой же схемой было намечено: пар 960 т/ч, горячая вода 240 Гкал/ч. Отпуск тепла Ярославской ТЭЦ-3 за 1970 г. составил всего 2 485 000 Гкал, число часов использования тепловой мощности менее 2 500.
Тепловые нагрузки одного из районов г. Волгограда, принятые на 1965 г. и скорректированные Ростовским отделением ТЭП в 1964 г., через год после проектных проработок составили по пару 69%, по горячей воде всего около 20%. Положение с нагрузками на 1970 г. аналогичное.
Анализ причин недогрузки по теплу ТЭЦ Минэнерго, рассмотренных в работах Энергосетьпроекта, выявил, что на 15 из 24 ТЭЦ наблюдается значительное отставание уровня тепловых нагрузок от намеченных проектом, в том числе на 8 из-за значительного завышения тепловых нагрузок (особенно на Ярославской ТЭЦ-3, Джезказганской ТЭЦ, Ново-Чебоксарской ТЭЦ-3, ТЭЦ Карагандинского металлургического завода и др.).
Примером плохой работы ТЭЦ из-за недостаточно тщательного подхода к определению уровня и режима тепловых нагрузок может служить Джезказганская ТЭЦ. Использование тепловой мощности этой ТЭЦ находится на чрезвычайно низком уровне. При рассмотрении показателей за пятилетку 1965—1970 гг. установлено, что число часов использования тепловой мощности за этот период лишь в 1968 г. составляло 2 000, а в период 1965—1970 гг. оно колебалось в пределах 1 350—1 680, при этом число часов использования электрической мощности составляло 4 220—5 850. Выработка электроэнергии на тепловом потреблении в 1968 и 1969 гг. составляла 32 и 30%, в остальные годы она не превышала 22%.
На примере таких электростанций можно ясно проследить, насколько необходима тщательная ревизия тепловых нагрузок, выдаваемых отраслевыми генпроектировщиками проектировщикам-энергетикам, как по уровню и динамике тепловых нагрузок, так и по режиму и степени участия вторичных энергоресурсов в тепловом балансе, предприятия. Особенно тщательно должен решаться этот вопрос при установке турбин типа Р, так как недостаточная тепловая нагрузка турбин с противодавлением не только ухудшает технико-экономические показатели электростанции и утяжеляет прохождение максимума электрических нагрузок, но и приводит к прямому замораживанию как тепловой, так и электрической мощности.
По данным ОРГРЭС только 30% мощности турбин типа P использовались в 1965 г. По данным института Промэнергопроект, число часов использования турбин этого типа на конец 1970 г. составляло 4 140.
Институт «Энергосетьпроект» при выявлении режима теплопотребления и динамики набора тепловых нагрузок в нефтеперерабатывающей промышленности проанализировал загрузку турбин типа P и ПТ, установленных на ТЭЦ нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).
Рис. 1. Динамика набора мощности турбинами типа P ТЭЦ НПЗ.
Кн — коэффициент использования установленной мощности; Кит — коэффициент использования тепловой мощности; Kиэ— коэффициент использования электрической мощности.
На рис. 1 приведены кривые, показывающие динамику набора тепловой нагрузки турбинами типа Р, установленными на этих ТЭЦ (отчетные данные).
Даже в одной из наиболее теплоемких отраслей промышленности (нефтеперерабатывающей) турбины типа P загружаются неудовлетворительно. Лишь к 6—7-му году эксплуатации турбины коэффициент использования тепловой мощности доходит до 0,6, к 10-му году он увеличивается всего лишь до 0,65 и в последующие годы почти не увеличивается.
Анализ динамики загрузки турбин Р-25 и Р-50 в целом по ТЭЦ Минэнерго СССР дал те же результаты. На рис. 2 приведены кривые, показывающие динамику набора нагрузки турбинами типа P на этих ТЭЦ (отчетные данные).
При анализе режимов работы промышленных и отопительных ТЭЦ по отчетным данным были построены графики, отражающие динамику набора тепловых нагрузок для ТЭЦ: НПЗ, химических комбинатов (XK) и отопительных ТЭЦ.
На рис. 3 приведены графики, показывающие долголетнее изменение коэффициента использования тепловой мощности Кит и коэффициента резерва Kpт для отопительных ТЭЦ, ТЭЦ НПЗ и ТЭЦ XK.
Коэффициент использования тепловой мощности Kκ.т= Qcp∕Qycτ характеризует загрузку тепловой мощности ТЭЦ в течение года, а коэффициент резерва Kp.т = Qycт∕Qмакс — загрузку тепловой мощности ТЭЦ по максимуму тепловых нагрузок (Qcp — среднечасовая нагрузка за год, Qycт, Qмакс — установленная и максимально используемая тепловая мощность турбин).
Графики, приведенные на рис. 3, ясно показывают разницу в наборе нагрузок на ТЭЦ различного типа и основную тенденцию выхода на проектные параметры различного типа ТЭЦ в перспективе.
Для отопительных ТЭЦ, у которых выбор оборудования производится с учетом коэффициента теплофикации ɑТЭЦ, несмотря на низкие темпы набора нагрузки, все же ясно видна тенденция к выходу на проектные нагрузки с учетом ɑтэц=0,5. Конфигурация кривых показывает, что предельным значением для Кт.р является 1, а для Кт.и 0,60 (при еще более низком темпе набора нагрузки, чем у отопительных ТЭЦ), Кт.и достигает значения 0,6 на 14—15-й год с соответствующим коэффициентом резерва.
Следует отметить, что графики по ТЭЦ в целом аналогичны графикам загрузки отдельных турбин.
Анализ графиков динамики набора нагрузок для ТЭЦ НПЗ и ХК позволяет сделать следующие выводы.
Рис. 2. Динамика набора мощности турбинами типа Р на ТЭЦ Минэнерго.
Обозначения см. на рис. 1; а — турбины типа Р; б — турбины Р-50; в — турбины Р-25.
Коэффициент резерва Кт.р, стремящийся к 1, означает, что оборудование ТЭЦ должно загрузиться по максимуму, хотя и в весьма длительные сроки;
Коэффициент использования тепловой мощности Кт.и, остающийся на уровне 0,6 даже после длительного срока эксплуатации, показывает, что в течение года оборудование не будет загружено в достаточной степени.
Коэффициенту Кт.и=0,6 соответствует число часов использования не выше 5 000, что недопустимо для технологических нагрузок наиболее теплоемких предприятий.
Анализ фактической загрузки ТЭЦ ХК и НПЗ показал, что в настоящее время полностью загружены по теплу только 30% этих ТЭЦ. Около 65% ТЭЦ имеют сроки эксплуатации свыше 10 лет. При этом лишь около половины ТЭЦ имеют тепловой максимум, приближающийся к установленной тепловой мощности. Число часов использования тепловой мощности недостаточно.
Следует также упомянуть о загрузке ТЭЦ Министерства черной металлургии СССР. Анализ загрузки ТЭЦ металлургических комбинатов показал, что при выходе комбинатов на проектные параметры в некоторых случаях нагрузка ТЭЦ снижается за счет резкого увеличения использования вторичных энергоресурсов (ВЭР).
Примером может служить Магнитогорский комбинат, на котором более 60% потребности в тепле и топливе покрывается за счет ВЭР. На комбинате работают 30 котлов-утилизаторов, 75 систем испарительного охлаждения и другое оборудование.
Безусловно, что для увеличения числа часов использования тепловой мощности в разрезе года наиболее целесообразно изменить принцип выбора основного оборудования ТЭЦ.
Поскольку до настоящего времени детальный анализ режимов теплопотребления промышленных потребителей в достаточных масштабах не проводился, считалось, что технологическая нагрузка промышленных потребителей, особенно в теплоемких отраслях, стабильна в течение года. Поэтому выбор оборудования промышленных ТЭЦ производился по максимуму тепловых нагрузок.
Рис. 3. Динамика набора мощности турбинами ТЭЦ в зависимости от характера потребления.
Детальный анализ годовых режимов теплопотребления отдельных категорий промышленных потребителей показал, что даже самые энергоемкие и базисные потребители тепла (химические и нефтеперерабатывающие предприятия) характеризуются существенной годовой неравномерностью режима технологического теплопотребления, а некоторые отрасли (машиностроение) имеют значительные провалы нагрузки в годовом и суточном графиках теплопотребления. Величина неравномерности колеблется от 25 до 70% в зависимости от категории промышленных потребителей.
Годовые графики продолжительности тепловых нагрузок технологического потребления некоторых наиболее теплоемких промышленных потребителей приведены на рис. 4.
Отраслевые графики получены на основании анализов отчетных данных по типичным предприятиям отрасли. Расчеты проводились на ЭЦВМ.
Из рис. 4 видно, что годовые графики различных отраслей аналогичны по конфигурации. Различие заключается в глубине провала и величине пиковой части, которая имеется у всех графиков, что подтверждает неравномерность режима технологического теплопотребления у всех отраслей и говорит о целесообразности введения при выборе оборудования промышленных ТЭЦ коэффициента αп, подобного αтэц вводимого при выборе оборудования отопительных ТЭЦ. Величина этого коэффициента должна определяться в зависимости от годового режима теплопотребления промышленных потребителей.
Для определения значения αп в зависимости от конфигурации годового графика тепловой нагрузки в институте «Энергосетьпроект» были разработаны специальные расчетные номограммы.
Рис. 4. Годовые графики тепловых технологических нагрузок по наиболее теплоемким промышленным потребителям.
1 — химические комбинаты; 2 — нефтеперерабатывающие, заводы; 3 — целлюлозно-бумажные комбинаты; 4 — заводы машиностроения.
Построение номограмм и выполнение расчетов проводились на машине ЭЦВМ БЭСМ-4 по специальной программе, разработанной Энергосетьпроектом. Программа позволяет выполнять расчеты для конкретных объектов, т. е. для отдельных проектируемых ТЭЦ.
Окончательный выбор оптимального значения αп производится после выполнения соответствующих технико-экономических расчетов.
В качестве характеристики годового графика тепловых нагрузок были приняты: коэффициент заполнения графика Кз.т = Qcp/Qмaкc и относительная продолжительность стояния пиковых нагрузок δ=Тпик/8 760.
С помощью номограмм можно одновременно с количественной оценкой αп определить увеличение годового числа часов использования максимума тепловой нагрузки. τмакс и соответствующего ему коэффициента использования максимума Кп, связанное с переходом от αп=1 к αп<1.
Так, переход от αп=1 к αп=0,8 при Кз.т=0,75 позволяет увеличить коэффициент использования с 0,75 до 0,85, что соответствует увеличению числа часов использования оборудования на 1 000 в год.
Для ТЭЦ примерно 250 МВт в районах Центра и Северо-Запада при доле отопительной нагрузки 0,1—0,2 (характерной для ТЭЦ НПЗ и ХК) удельные расходы топлива на производство электроэнергии снижаются с 192 до 182 г/(кВт-ч).
Для промышленных потребителей с меньшей базисной нагрузкой — машиностроительные заводы, а также общепромышленные комплексы — эффект от учета ɑп будет еще дольше.
Учитывая значительную долю ТЭЦ. в установленной мощности электростанций, основу которой составляют промышленно-отопительные ТЭЦ, экономический эффект учета коэффициента промышленной теплофикации при выборе основного оборудования безусловен.
Недогрузка ТЭЦ по теплу отрицательно влияет на технико-экономические показатели, но в то же время может быть использована для расширения маневренного диапазона ТЭЦ. Для обеспечения оптимальных режимов при эксплуатации ТЭЦ необходим более тщательный комплексный подход на стадии проектирования ТЭЦ к вопросу режимов теплопотребления и их динамики.
РЕЖИМНЫЕ ФАКТОРЫ ТЕПЛОПОТРЕБЛЕНИЯ
Для выявления влияния режимных факторов теплопотребления предприятий на режим работы ТЭЦ институт «Энергосетьпроект» проанализировал режимы теплопотребления ряда предприятий наиболее теплоемких отраслей промышленности и коммунально-бытового сектора различных климатических поясов страны. Были рассмотрены режимы теплопотребления нефтеперерабатывающих заводов, целлюлозно-бумажных комбинатов (ЦБК), комбинатов черной металлургии (КЧМ), глиноземных заводов (ГЗ), машиностроительных заводов (МСЗ) и коммунально-бытового сектора, расположенных, в районах Центра, Прибалтики и Закавказья, с соответствующими ТЭЦ.
В основу анализа кроме количественной и качественной структуры теплопотребления были положены суточные, недельные, месячные и годовые графики теплопотребления рассматриваемых предприятий в зимний и летний периоды и аналогичные график; нагрузки ТЭЦ.
Анализ теплового баланса предприятий, режимов использования вторичных энергоресурсов, режимных факторов теплопотребления, а также суточных, недельных, месячных и годовых графиков теплопотребления и аналогичных графиков ТЭЦ позволил заключить, что режим работы потребителей тепла, а также структура, теплового баланса потребителей, в том числе режим использования БЭР, непосредственно влияют на выбор оборудования ТЭЦ и режим ее работы.
В отношении режимов теплопотребления и их влияния на регулировочные диапазоны промышленных и отопительных ТЭЦ можно привести следующие основные выводы по отдельным отраслям промышленности и коммунально-бытовой отрасли хозяйства.
ТЭЦ НПЗ. Режим теплопотребления НПЗ и заводов синтез-спирта — базисный.
Непрерывный процесс производства обусловливает круглосуточный режим работы НПЗ со скользящим выходным днем и отсутствием снижения тепловой нагрузки в течение суток и недели.
Регулярные колебания тепловой нагрузки в течение суток не превышают 5%, поэтому суточные тепловые графики ТЭЦ стабильны. Для ТЭЦ, полностью загруженных по теплу, коэффициент неравномерности Кн.т и коэффициент заполнения графика Кз.т близки к единице (0,92—0,95). Графики электрических нагрузок регулярно снижаются в ночные часы. Величина снижения тепловых нагрузок ТЭЦ в течение суток определяется только маневренными возможностями оборудования и тепловой схемы ТЭЦ.
Месячные графики ТЭЦ для зимы и лета различны. Летние графики более неравномерны и менее стабильны, что объясняется неравномерностью теплопотребления НПЗ в летний период из-за ремонтных кампаний и последующих пусконаладочных работ (для лета Кп.т = 0,75-0,8, для зимы Кн.т =0,85-0,87).
На ТЭЦ Министерства черной металлургии, которые являются энергетическим цехом предприятий, связанных единой экономикой, в первую очередь используются ВЭР. Это ухудшает режим работы ТЭЦ, создает на ней принудительный резерв по теплу, но увеличивает ее маневренный диапазон.
В настоящее время количество материалов недостаточно, чтобы установить маневренный диапазон ТЭЦ в разрезе суток и месяца.
Предварительные данные позволяют определить, что в соответствии со структурой теплопотребления и типовым составом оборудования этих ТЭЦ (без учета недогрузки по теплу) их регулировочный Диапазон составит 15—20%.
Годовые графики теплопотребления предприятий имеют сезонное снижение тепловых нагрузок до 25—40% зимнего уровня. Аналогичные графики ТЭЦ имеют снижение больше 60—70%, что объясняется снятием в летний период тепловых нагрузок расположенного около ТЭЦ жилого сектора. Сопутствующее снижение электрических нагрузок ТЭЦ составляет 25—30%.
ТЭЦ ЦБК.
Режим технологического теплопотребления ЦБК — круглосуточный со скользящим выходным днем. Спадов нагрузки в субботние и воскресные дни не наблюдается. Несмотря на непрерывность технологического процесса, режим теплопотребления ЦБК характеризуется пиковостью, колебания нагрузки составляют ±15%. Несмотря на преобладающую технологическую нагрузку, режим теплопотребления имеет сезонный характер.
Суточные графики ТЭЦ характеризуются отдельными резкими колебаниями нагрузки, колебания эти кратковременны и незакономерны. В среднем колебания составляют 5—7% (Кнт=0,85-0,9).
Месячные графики зимы и лета несколько различны: коэффициент заполнения графика зимой 0,85—0,9, летом 0,75—0,85, т. е. летом менее стабильны.
Годовые графики имеют сезонное снижение 25—30% величины зимних нагрузок. Соответствующее снижение электрических нагрузок составляет 20—25%.
Маневренные возможности ТЭЦ ЦБК зависят в основном от маневренности схемы электростанции и оборудования. В соответствии с тепловой схемой и типовым составом оборудования регулировочный диапазон ТЭЦ ЦБК в первом приближении можно определить равным 20±25%. Однако в каждом отдельном случае необходимо учитывать конкретные условия каждой электростанции для компенсации снижения тепловой нагрузки турбин.
ТЭЦ МСЗ.
Анализ технологической структуры предприятий и их теплоиспользования показал, что, несмотря на многообразие выпускаемой машиностроительными заводами продукции, основные элементы технологии и теплоиспользования во многом аналогичны на всех машиностроительных заводах.
Величина теплопотребления предприятия зависит от состава цехов. В частности, на заводах с металлургическими цехами теплопотребление больше, чем на заводах, получающих заготовки от других предприятий.
Режим теплопотребления МСЗ, определяемый прерывистым технологическим производством, имеет тоже прерывистый характер и способствует увеличению регулировочного диапазона ТЭЦ. Суточные графики показывают снижение тепловой нагрузки в ночное время. Причем снижение технологической (паровой) нагрузки имеет на различных заводах значительные колебания (10—15%).
Рис. 5. Суточные графики электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ НПЗ.
Расчетное снижение электрической нагрузки для ТЭЦ МСЗ, с учетом возможностей оборудования в первом приближении составляет 40% при условии полного обеспечения теплопотребления при расчетной температуре наружного воздуха.
Месячные графики работы ТЭЦ МСЗ показывают значительное снижение паровой нагрузки в выходные и праздничные дни. Летние снижения колеблются в пределах 20—60, зимние — 10—30%. Большее снижение летом объясняется уменьшением потребления на обогрев и технологические процессы.
Годовые графики теплопотребления ТЭЦ МСЗ характеризуются сезонным снижением, зависящим от удельного веса теплофикационной нагрузки. Минимальное летнее снижение составляет 65, максимальное — 85%.
При учете режимов работы ТЭЦ при проектировании и при ее работе в энергосистеме для ТЭЦ МСЗ следует учитывать следующие разгрузочные диапазоны (%):
Сезонное снижение всего теплопотребления......................... 60
Сезонное снижение паропотребления...................................... 40
Еженедельное снижение паропотребления в выходные дни..... 15
Ежесуточное ночное снижение парапотребления ... 20
Отопительные ТЭЦ.
Режим теплопотребления коммунально-бытового сектора зависит от метеорологических факторов, т. е. от температуры воздуха и силы ветра. При этом режимные факторы теплопотребления различных климатических поясов в основном одинаковы.
Таким образом, маневренные возможности отопительных ТЭЦ, так же, как и режимы коммунально-бытового сектора, зависят от метеорологических факторов.
Рис. 6. Суточные графики расхода пара 7 и 13 кгс/см2 МСЗ.
1 — температура наружного воздуха; 2 — пар 7 кгс/см2 (всего); 3 — пар 7 кгс/см2 (на завод); 4 — пар 13 кгс/см2; tн в — температура наружного воздуха
Разгрузочный диапазон, вытекающий из режимов теплопотребления, находится в пределах 10—15% электрической мощности ТЭЦ при работе в расчетном режиме по тепловому графику.
При условии переброски тепловой нагрузки в часы ночного провала графика электрической нагрузки на пиковые водогрейные котлы регулировочный диапазон ТЭЦ значительно увеличивается. Так, для
ТЭЦ 500 МВт при снижении тепловой нагрузки на 10% регулировочный диапазон возрастает до 25%.
Регулировочный диапазон ТЭЦ может быть значительно увеличен в результате использования аккумулирующей способности тепловых сетей и обслуживаемых зданий.
Рис. 7. Суточные графики потребления тепла.
1 — температура наружного воздуха; 2 — потребление тепла (всего) с 26 января по 1 февраля; 3 — потребление тепла на отопление и вентиляцию; 4 — непосредственный водоразбор на горячее водоснабжение; G — расход горячей воды, т/ч.
При определении общего маневренного диапазона ТЭЦ следует учитывать возможность получения дополнительной пиковой электрической мощности за счет отключения ПВД и временного отключения отборов турбин с соответствующей переброской тепловой нагрузки на пиковые источники покрытия.
Предварительные данные ЦКТИ и Энергосетьпроекта. говорят о том, что ТЭЦ в остропиковой части графика (500 ч/год и несколько больше — до 1 000) конкурируют с газотурбинными установками. Это расширяет маневренный диапазон ТЭЦ. В отношении более длительной разгрузки ТЭЦ по теплу с компенсацией тепла отборов турбин экономические показатели пока не ясны и требуют доработки.
Однако следует сказать, что при проработках режимов работы ТЭЦ системы Мосэнерго расчеты некоторых ТЭЦ по возможным режимам их работы показали, что регулировочный диапазон их при минимальной расчетной температуре наружного воздуха и полном обеспечении потребителей теплом может быть значительно большим. Например, по ТЭЦ-11 эта величина равна 40 по ТЭЦ-12—35%.
Аналогично положение по Минской ТЭЦ-3: ее регулировочный диапазон также равен 40%.
На рис. 5—7 приведены типичные графики базисной и прерывистой нагрузки разных отраслей промышленности.
Выводы
- Такие факторы, как режим работы потребителей тепла, структура теплоэнергетического баланса (ТЭБ) предприятия, режим использования ВЭР, динамика тепловых нагрузок, непосредственно влияют на режим работы ТЭЦ и выбор оборудования.
- Большинство ТЭЦ даже наиболее теплоемких предприятий недогружены по теплу в течение многих лет.
Основные причины недоиспользования тепловой мощности ТЭЦ: отставание фактических тепловых нагрузок от намечаемых в проектных разработках (особенно в схемах теплоснабжения);
завышение тепловых нагрузок отраслевыми генпроектировщиками;
выбор оборудования промышленных ТЭЦ по максимуму тепловых нагрузок без учета их максимальной продолжительности и анализа динамики, а также без учета использования ВЭР.
- Для обеспечения работы ТЭЦ в наиболее экономичном, т. е. проектном, режиме проектировщику ТЭЦ необходимо на стадии проектирования тщательно учитывать все факторы, перечисленные в п. 1. Введение коэффициента промышленной теплофикации улучшает использование тепловой мощности при одновременном снижении капитальных затрат и увеличении маневренных возможностей ТЭЦ.
При установке турбин типа Р недогрузка по теплу не только ухудшает технико-экономические показатели электростанции и утяжеляет прохождение максимума электрических нагрузок, но и приводит к прямому замораживанию не только тепловой, по и электрической мощности.
- Регулировочный диапазон ТЭЦ складывается из режимных факторов теплопотребления, технических возможностей оборудования, возможностей тепловой схемы электростанции и недогрузки ее по теплу.
Особенности регулировочного диапазона ТЭЦ:
наиболее теплоемкие базисные отрасли промышленности (ЦБК, НПЗ и др.), режим теплопотребления которых не дает регулировочного диапазона для ТЭЦ, при условии учета структуры оборудования и схемы ТЭЦ позволяют разгрузить ТЭЦ по теплу без ущерба для потребителя в течение сезона, месяца, суток;
отрасли с прерывистым характером теплопотребления (например, машиностроение) способствуют улучшению регулировочного диапазона ТЭЦ;
режим теплопотребления коммунально-бытового сектора также (с учетом структуры оборудования и тепловой схемы ТЭЦ) обеспечивает возможность разгрузки ТЭЦ в течение года, месяца, суток. При переброске тепловых нагрузок на пиковые котлы возможность снижения электрических нагрузок резко возрастает;
чем больше недогрузка ТЭЦ по теплу, тем больше ее регулировочный диапазон;
при рассмотрении регулировочного диапазона ТЭЦ следует учитывать возможность получения дополнительной пиковой электрической мощности путем отключения ПВД и теплофикационных отборов с оценкой технико-экономических показателей этих режимов.
- В структуре установленной общности электростанции энергообъединений европейской части СССР значительную долю составляют теплофикационные агрегаты. При условии неблагоприятной структуры графика электрических нагрузок было бы совершенно неверным отказываться от использования выявленных маневренных возможностей ТЭЦ. Использование этих возможностей ТЭЦ облегчит прохождение провала графика электрических нагрузок и несколько смягчит режимные требования к блокам.
