Режимы работы ТЭЦ в неотопительный период и участие их в регулировании

РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭЦ В НЕОТОПИТЕЛЬНЫЙ ПЕРИОД И УЧАСТИЕ ИХ В РЕГУЛИРОВАНИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
М. И. ГИТМАН, Л. И. ЛЕВИН (Промэнергопроект)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 104—111.
Отмечается, что выработка электроэнергии на тепловом потреблении, значительно улучшая экономические показатели, снижает возможности использования теплофикационного оборудования для регулирования графиков нагрузки энергосистем. Тенденции изменения суточных и годовых графиков нагрузки, а также изменения структуры установленной мощности в ряде энергосистем (Центр, Поволжье) предопределяют необходимость использования оборудования ТЭЦ в неотопительный период для регулирования графика нагрузки.
Изложены результаты расчетов по оптимизации использования оборудования ТЭЦ для регулирования графика электрических нагрузок.

Мощность ТЭЦ составляла в 1970 г. около 30% мощности всех электростанций страны, доля ТЭЦ в выработке электроэнергии — около 31%.
ТЭЦ играют важнейшую роль в формировании средних по стране удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и обеспечивают большую суммарную экономию топлива в народном хозяйстве.
Учитывая, что удельные расходы топлива на современных и проектируемых мощных блочных КЭС близки к заданному пятилетним планом среднему удельному расходу 340—342 г/(кВт-ч), дальнейшее уменьшение удельных расходов топлива ТЭС может быть достигнуто за счет увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении на ТЭЦ.
С целью уменьшения среднегодовых удельных расходов топлива на ТЭЦ путем увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении в практику проектирования широко внедряются такие мероприятия, как ввод энергетических мощностей ТЭЦ на подготовленную пиковыми источниками тепла тепловую нагрузку, увеличение времени использования промышленных отборов турбин путем покрытия пиков технологических нагрузок по пару специализированными источниками, например котлами низкого давления.
Эти мероприятия уплотняют суточный и годовой графики выработки электроэнергии на тепловом потреблении и в известной мере снижают регулировочные возможности ТЭЦ.
Однако стремление полностью подчинить работу ТЭЦ только условиям выработки электроэнергии на тепловом потреблении является односторонним.
Современные ТЭЦ, работая в энергетических системах вместе с электростанциями других типов, должны удовлетворять условиям покрытия графиков электрических нагрузок потребителей (суточных и годовых). Режимы работы электростанций всех типов, включая ТЭЦ, должны обеспечивать оптимальный режим работы энергосистемы в целом, который может не соответствовать оптимальному режиму отдельных электростанций.
Это вынуждает для надежного обеспечения графика электрических нагрузок в неотопительный сезон ограничивать применение турбин с противодавлением.
При отсутствии анализа действительных условий работы ТЭЦ в энергосистемах зачастую наблюдается значительное недоиспользование установленных мощностей теплофикационного оборудования.
Так, в зимний максимум 1970 г. на теплоэлектроцентралях Минэнерго СССР не могла быть использована мощность на турбинах типа Р до 1,3- 10е кВт. В летний же период 1970 г. ограничение мощности ТЭЦ из-за недостаточности тепловых нагрузок доходило до 2,3·106 кВт.
Анализ условий работы ТЭЦ в энергосистемах в неотопительный период выполнен с использованием данных Энергосетьпроекта.
В табл. 1 показано на основании этих данных процентное соотношение летних и зимних электрических нагрузок -объединенных энергетических систем на ближайшую перспективу и удельный вес ТЭЦ в структуре генерирующих мощностей этих энергосистем.
В ряде районов (Центр, Поволжье и др.) удельный вес ТЭЦ в структуре генерирующих мощностей значителен, что при существующих и ожидаемых величинах сезонного снижения электрических нагрузок предопределяет необходимость их использования в неотопительный период по электрическому графику.
На основании графиков месячного электропотребления и их покрытия электростанциями различных типов определена необходимая выработка электроэнергии ТЭЦ в каждой ОЭС по месяцам года. Аналогично на основании суточных графиков нагрузки определена необходимая мощность ТЭЦ в рабочие сутки для лета и осени (последний месяц неотопительного периода).
Произведена также оценка мощности и выработки ТЭЦ на тепловом потреблении в неотопительный период [Л. 1, 2].
Таблица 1

* Район ОЭС Центра.
** Без учета передачи мощности в европейскую часть страны.

Результаты расчетов на ближайшую перспективу отнесенные к 1 кВт располагаемой мощности ТЭЦ всех категорий при расчетной загрузке ТЭЦ по теплу и выработке на ТЭЦ в неотопительный период электроэнергии в размерах минимально необходимых по условиям покрытия графика электрических нагрузок, приведены в табл. 2. Использование располагаемой мощности в неотопительный период дано в табл. 2 в относительных единицах через Лисп, равный отношению числа часов использования располагаемой мощности за неотопительный период к продолжительности неотопительного периода. 
Как видно из табл. 2, необходимая выработка ТЭЦ больше, чем соответствующая выработка на тепловом потреблении. Недостающая энергия в летний период вырабатывается в конденсационном режиме. При этом конденсационная часть мощности используется с минимально возможной продолжительностью в пиковой и полупиковой частях графика.
При стабилизации доли мощности ТЭЦ в суммарной мощности энергосистем на рост необходимой конденсационной мощности и выработки ТЭЦ в неотопительный период влияет увеличение доли турбин типа T в общей структуре состава оборудования ТЭЦ.
В связи с тем, что состав основного оборудования ТЭЦ весьма различен и существенно отличается по экономичности использования в конденсационном режиме, представляет интерес рассмотрение вопроса о концентрации необходимой конденсационной выработки ТЭЦ на наиболее экономичных в этом режиме агрегатах.
В зависимости от структуры установленной мощности оборудования ТЭЦ в различных ОЭС определены необходимые режимы работы ТЭЦ с турбинами следующих типов:
T на давление 240 и 430 кгс/см²;
ПТ на давление 130 кгс/см²;
Т, ПТ, P и ПР на давление до 90 кгс/см².
Таблица 2

* Район ОЭС Центра.

В расчетах оптимальных режимов работы сначала были определены помесячная выработка и мощность ТЭЦ с оборудованием всех типов при работе их по тепловому графику в различные периоды года, затем дефицит мощности и выработки электроэнергии в неотопительный период.

Для покрытия образующегося дефицита предусмотрена работа турбин с конденсационной выработкой электроэнергии в следующей очередности: турбин типа T на давление 240 кгс/см², турбин типа T на давление 130 кгс/ем², турбин типа ПТ на давление 130 кгс/см², турбин типа T и ПТ на давление до 90 кгс/см².
Полученные данные по режимам работы турбин различных типов приведены в табл. 3.
Как видно из табл. 3, степень привлечения турбин ТЭЦ к конденсационной выработке, характеризуемая коэффициентом загрузки Kзатр=Νнc∕Νoc (где Νнc— нагрузка в неотопительный сезон; Νoc — нагрузка в отопительный сезон), для разных ОЭС различна

и, в частности, в таких системах, как Северо-Запад и Центр позволяет увеличить долю турбины с противодавлением.
В то же время в большинстве ОЭС относительно небольшое снижение нагрузки в летний период требует работы большинства типов теплофикационных турбин с конденсационной выработкой в неотопительный период. Особенно это проявляется в ОЭС Сибири.
Полученные результаты позволят более обоснованно рассчитывать при проектировании системы технического водоснабжения ТЭЦ, а также более достоверно определять проектные технико-экономические показатели ТЭЦ.
Рассмотрение возможностей ТЭЦ по участию в покрытии пиковой части графика электрических нагрузок в зимний период проводилось на основании показанной в работах ЦКТИ [Л. 3, 4] технической возможности и экономической целесообразности получения от теплофикационных турбин дополнительной электрической мощности (сверх номинальной) путем передачи части тепловой нагрузки из отборов турбин на пиковые источники тепла.
Проведенные расчеты с учетом новых цен и уточненных объемов работ по сооружению пиковых котельных подтвердили целесообразность перегрузки турбин Т-1О0 до 115 МВт в течение 500 и до 110 МВт в течение 1 000 ч/год по сравнению с вариантом дополнительной установки газотурбинной установки — ГТУ — (с капитальными затратами 85 руб/кВт и удельным расходом условного топлива 500 г/кВт · ч).
Таблица 3

Эти цифры должны быть скорректированы с учетом намеченного заводом повышения номинальной мощности турбин Т-100 до 110 МВт.
Предложенный ЦКТИ в [Л. 4] способ получения пиковой мощности от турбин ПТ путем разгрузки их производственных отборов может быть реализован после создания специальных пиково-резервных котлов, дающих пар низкого давления.
В настоящее время Энергомонтажпроектом и Промэнергопроектом ведутся разработки конструкции и условий применения пароводогрейных котлов, обеспечивающих возможность временного замещения производственного отбора турбин ПТ.
Следует отметить, что внедрение этого метода сдерживается ограничениями по работе систем технического водоснабжения. Вновь проектируемые ТЭЦ в зимний период будут работать с полным использованием тепла пара, поступающего в конденсатор турбин путем подогрева в специальных пучках сетевой или подпиточной воды. Градирни таких ТЭЦ на зиму отключаются, так как поддержание их в прогретом состоянии требует затрат большого количества тепла.
Необходима разработка новых принципов проектирования систем технического водоснабжения и, возможно, новых типов охлаждающих устройств, способных в зимнее время работать с резко переменными расходами воды и величиной сброса тепла.
Возможность участия ТЭЦ в ночной разгрузке энергосистемы определяется суточной неравномерностью тепловых нагрузок потребителей, благодаря чему ТЭЦ в ночные часы снижают выработку на тепловом потреблении, а также возможностью их принудительной разгрузки путем передачи тепловой нагрузки на водогрейные или пиковые паровые котлы.
Точная оценка масштабов разгрузки за счет снижения тепловых нагрузок потребителей может быть дана только на основе учета конкретного характера каждого потребителя. На основании известных данных о снижении в ночное время потребления тепла на. технологические нужды и вентиляцию промышленных предприятий и примерной разбивки тепловой нагрузки турбин между жилищно-коммунальным сектором и промышленными предприятиями (с учетом наличия среди промышленных предприятий объектов с достаточно равномерным суточным потреблением тепла на технологию и объектов с одно- и двухсменной тепловой нагрузкой) в табл. 4 приведены данные о возможности среднего снижения электрической мощности теплофикационных турбин (% мощности на тепловом потреблении), за счет естественного спада нагрузок в ночное время по ЕЕЭС.
Таблица 4

Примечание. „П“ — промышленный отбор, „T“ — теплофикационный.

Данные табл. 4 являются ориентировочными и не учитывают возможных масштабов ночной разгрузки тех теплофикационных турбин, которые не будут иметь полной загрузки отборов, но будут вынуждены участвовать своей конденсационной мощностью в покрытии суточных максимумов электрической нагрузки.
Работа ТЭЦ в переменной части суточного графика электрических нагрузок энергосистемы, так же как и конденсационная выработка на ТЭЦ в неотопительный период, являясь необходимой для энергосистемы, ухудшает технико-экономические показатели собственно ТЭЦ. Это обстоятельство особенно серьезно сказывается на стадии технико-экономического обоснования сооружения ТЭЦ, так как действующие методики технико-экономических расчетов в энергетике не учитывают, что, участвуя в регулировании суточных графиков, ТЭЦ способствуют сокращению расчетных затрат по энергосистеме в целом.
Представляется, что разработанная Энергосетьпроектом методика расчетов по замыкающим затратам на электроэнергию, величина которых изменяется с изменением, времени использования установленной мощности, дает проектировщикам возможность более объективно оценивать мероприятия, связанные с увеличением регулировочного диапазона ТЭЦ.

Список литературы

1. Соколов Е. Я. Научно-технические проблемы теплофикации в девятом пятилетии. — «Теплоэнергетика», 1971, № 10, с. 2—7.
2. Зыков С. А., Корытников В. П., Свичар А. К. Исследование режимов технологического теплопотребления промышленных предприятий. — «Теплоэнергетика», 1971, № 6, с. 38—40.
3. Гельтман А. Э., Шапиро Н. И. Анализ эффективности использования ТЭЦ для покрытия пиковых электрических нагрузок. —  «Теплоэнергетика», 1968, № 2, с. 51—57.
4. Гельтман А. Э., Шапиро Н. И. Условия эффективности получения пиковой электрической мощности на промышленных ТЭЦ. — «Теплоэнергетика», 1971, № 6, с. 29—33.