книги из ГПНТБ / Обрезков, В. И. Гидроэлектрические станции в электроэнергетических системах
.pdfЦг.с, |
кривую Qr-Ф = Qr-Ф (^в.б.ф) |
легко построить, |
исполь |
|
зуя |
выражение |
|
|
|
|
j tfrctf = 9,8lT]r .c |
j QrHrdt |
(3-127) |
|
или |
|
|
|
|
|
9,81-г),., |
j |
Qr tfT Ä, |
(3-128) |
где іѴг.о — среднесуточная мощность ГЭС.
Зададим определенную величину гп .б. Зная Л/"г, т. е. максимальное значение мощности за" сутки, а также Di и необходимые параметры нижнего бьефа и, и для низ конапорной ГЭС или ki, k2 для высоконапорной ГЭС, можно определить Q"a K C , ( Q ' I r ) " и а'\г. Далее исполь зуя структурную формулу (3-89) и характеристики для г)і, ei и Ei можно определить величину т)г.с- Зная тіг .с , определим
о
по формуле (3-128).
По значению / можно найти величину среднесуточ ного расхода, если пренебречь неустановившимся ре жимом.
Действительно, по (3-110) имеем:
Нт = Нто — uQ2 — vQT,
т. е.
с |
|
J = A j Qr ( я г о _ uQ] - vQT) dt. |
(3-129) |
о |
|
В соответствии с рис. 3-9 получаем из (3-129):
тт
спост
[ QTHT0dt - J Q™KC [и (Q™KJ + uQs;aKC] it
160
т
неР
- j QT(uQl + vQr)dt
о
или, |
учитывая, что |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
с |
|
|
|
|
получаем: |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
/ = // r o Q r . c - [« (QM a K C )3 + V (QM a K C )2 ] |
^ |
|
|
||||||
|
|
|
T |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
• ^ - |
neP |
Qr (uQj + |
uQr)rf/. |
|
(3-130) |
||
|
|
|
j |
|
||||||
При |
определении |
третьего |
интеграла |
в |
формуле |
|||||
(3-130) для простоты примем, |
что в переменной |
части |
||||||||
графика |
продолжительности |
t = cQT-\-Ta0C1. |
и что |
Q""H = |
||||||
= 0, |
так |
как |
он обычно |
мал |
по |
сравнению |
с QM a K C . Тогда |
|||
с = |
7\ieP /Q"a hC |
и выражение (3-130) примет |
вид: |
|
|
|||||
|
у = я г |
Д . с - |
[и (<2ГС )3 + |
о (Qs ;a K C )2 ] |
^ р |
- |
|
|||
|
|
|
|
пмакс |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
^ |
j |
(uQ; + |
0 Q^)dQr . |
|
(3-131) |
||
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
Взяв интеграл в (3-131) и преобразовав его, получим выражение для Qr .c :
Оімакс,з
|
|
/ + [ « ( Q r , a K C ) 3 + f ( Q r , a K C ) 2 ] |
|
Qr.c |
= |
* о. |
|
Яг, |
|||
|
|
||
|
|
макс 2 |
|
|
|
7"пеР |
U - 9 ! |
161 |
или окончательно
Q r . c= —
(3-132)
Следует отметить, что изложенные в § 2-3 способы определения уровня верхнего бьефа табличным методом и по методу Мастицкого получаются путем упрощающих допущений из формул (3-125) и (3-128).
Действительно, примем следующие допущения:
1. Во время сработки или наполнения водохранилища
Tj r c =const . Величина |
9,81 -цтс |
— км обычно принимается |
||
равной 8,2 — 8,5. |
|
|
|
|
2. Напор во время суток неизменен, |
т. е. |
|||
Я г = г в . б — 2„, б (Сг . с) = Я Г ( У ) . |
||||
_ 3. Бытовой среднесуточный |
расход |
постоянен, т. е. |
||
Со = const. Тогда из (3-128) |
получаем: |
|
||
|
Qr.o = |
-^è- |
(3-133) |
|
Подставив (3-133) |
в (3-125), получим: |
|||
J _ |
|
|
— = 7 \ |
(3-134) |
Применим к (3-134) теорему о среднем, тогда
™е К < Ѵ |
Ф І < К - |
с л У ч а й работки; Ѵкф> |
>Ѵ»ф~ |
случай наполнения. |
|
|
|
4. Если |
принять |
еще четвертое допущение |
|
~к -і- с"
гз.біУ^)— р ;
16?
то из формулы (3-13S) получается формула, которой пользуются в табличном методе расчета и его графиче ском аналоге— методе Мастицкого, т. е.
|
_ |
/ Г) |
Ф |
Ф |
|
|
|
(3-136) |
|
" 2 а |
. б , Ѵ б |
Y |
|
J |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
или, если перейти к общепринятому |
виду, |
|
|
|
||||
Л'г.с = kN(Q6 |
+ Q„) [ 2 в . б - |
г й . б |
(Q6 + |
Q„)]. |
(3-137) |
|||
Решение (3-137) как численным, |
так и |
графическим |
||||||
методом рассматривалось в § 2-3. |
|
|
|
|
||||
Принятые при выводе |
(3-137) допущения |
по всей ви |
||||||
димости дают наибольшую ошибку при |
рассмотрении |
|||||||
низконапорных ГЭС, так как в этом случае |
сильно из |
|||||||
меняется |
л а вследствие того, что при малых |
напорах из |
||||||
менение |
напора сильно сказывается |
на изменении п'ъ |
а следовательно, на величине к. п. д. турбины, а также из-за того, что в этом случае нельзя принять, что
( < ? г . с ) .
На высоконапорных ГЭС с большими потерями в под водящих сооружениях ошибка также будет велика за счет сильного изменения г)г при разных значениях Qi> а также за счет того, что
.н
— Z,
;в.б
Конечно, относительная ошибка в определении глу бины сработки по (3-136) будет больше на низконапор ных ГЭС, чем на высоконапорных, так как относитель ная величина глубины сработки на таких ГЭС больше.
Как показали расчеты, разница между глубиной сработки, полученной по формулам (3-125) и (3-136), в случае высоконапорной ГЭС может доходить до 10—15%
163
ГЛЛбА ЧЕТВЁРТАЯ
О Б Щ И Е Х А Р А К Т Е Р И С Т И К И Г Э С И Т Э С
4-1. О с н о в н ы е р е ж и м н ы е особенности современных электростанций
Графики нагрузки современных энергетических си стем (особенно суточные и недельные) характеризуют ся резко выраженной неравномерностью. Переменная часть их зимой нередко составляет 40—50% максималь ной нагрузки Для покрытия графика нагрузки элек тростанции системы должны обладать определенными
.режимными качествами. К числу их следует отнести прежде всего способность агрегатов работать в резкопеременном режиме без существенного снижения техни ко-экономических показателей. Кроме того, необходимо, чтобы при этом генерирующие агрегаты могли доста точно быстро набирать и сбрасывать нагрузку, причем без ущерба для своей «живучести», т. е. такой режим не должен приводить к преждевременному выходу из строя оборудования.
Рассмотрим, какое участие в покрытии графика на грузки может принять гидроэлектростанция, обладаю щая теми или иными возможностями регулирования в различных условиях водности. Естественно, нельзя ре шить этот вопрос, не зная маневренных качеств как данной электростанции, так и других электростанций, входящих в энергосистему. Поэтому рассмотрим сначала наиболее существенные особенности электростанций основных типов.
Гидроэлектростанции. Важнейшей особенностью ГЭС является изменчивость режима их работы, обусловли ваемая изменчивостью энергетического ресурса — речно го стока. Чтобы уменьшить зависимость выработки электроэнергии ГЭС от режима речного стока и при способить ее к потребности энергосистемы, производится, как было указано в гл. 2, регулирование стока водохра нилища. При этом чем больше относительная емкость водохранилища, тем большую возможность оно имеет для разностороннего (сочетание краткосрочного и дли тельного) регулирования стока, т. е. для повышения энергетического качества используемой воды.
1 Для объединенных энергосистем эти значения несколько выше.
164
Изменчивость естественного режима стока не являет ся единственной причиной переменной отдачи ГЭС. Су щественное значение имеет и напор, который при очень больших расходах (например, во время весеннего по ловодья) может за счет подъема нижнего бьефа умень шиться настолько, что ГЭС, несмотря на большой рас ход, пропускаемый ее турбинами, не будет в состоянии развивать требуемую системой мощность. Такой эффект наиболее часто наблюдается на низконапорных ГЭС. В пределе при пропуске очень больших паводков такие ГЭС некоторое время вовсе могут не работать, так как напор в этот период у них может упасть ниже минималь но допустимого по условиям работы гидротурбин.
Существенное влияние на изменчивость напора оказы вает и режим верхнего бьефа. Напор равнинных ГЭС после предпаводочной сработки водохранилища обычно
снижается на 25—30% |
максимального его |
значения, |
|
а иногда |
и больше. Ясно, что по мере сработки водохра |
||
нилища |
энергетическая |
ценность каждого |
кубометра |
остающейся в нем воды будет снижаться. В отличие от этого потребление топлива, забираемого со склада теп ловыми электростанциями, не изменяет калорийности остающегося топлива. В этом состоит еще одна особен ность энергоресурса ГЭС.
Немаловажное значение при определении режима ра боты ГЭС в энергосистеме'имеет почти полное отсутст вие зависимости эксплуатационных издержек от самого режима работы и от количеста вырабатываемой ею за рассматриваемый период электроэнергии. Кроме того, существенным обстоятельством является и то, что экс плуатационные издержки на каждый выработанный ки ловатт-час у ГЭС в средних условиях водности в не сколько раз меньше, чем у ТЭС.
Гидроэлектростанция имеет высокие маневренные ка чества. Гидравлические турбины ГЭС очень легко вос принимают толчки нагрузки практически любой интен сивности. Время, необходимое для пуска агрегата из неподвижного состояния до набора нормального числа оборотов и включения в сеть на холостой ход, обычно не превосходит 40—50 сек. Такое же время требуется и для набора полной нагрузки. Все это позволяет легко использовать агрегаты ГЭС как для покрытия перемен ной части графика нагрузки, так и в качестве нагрузоч ного и аварийного резервов станции и системы.
165
Как показывает опыт эксплуатации, аварийность агрегатов ГЭС значительно ниже аварийности агрегатов любых других электростанций. Отсюда межремонтный период ГЭС всегда больше, чем ТЭС, и вследствие более простого оборудования меньше ремонтный простой. Все это имеет немаловажное значение для эксплуатации. Кроме того, агрегаты ГЭС в общем случае могут быть использованы в качестве синхронных компенсаторов для выработки реактивной электроэнергии.
Маневренные качества агрегатов ГЭС в свете всего сказанного выше являются весьма ценными. Однако использование их в полной мере с наибольшим энерго экономическим эффектом нередко ограничивается необ ходимостью соблюдать требования, диктуемые неэнерге тическими участниками комплекса, а также требо ваниями обеспечения условия бескавитационной работы агрегатов ГЭС.
Тепловые электростанции. Так как энергетические возможности ГЭС в первую очередь определяются гид рологическими условиями, то и режим работающих совместно с ними ТЭС тоже в определенной мере ста новится зависимым от этих условий. Задача будет за ключаться в том, как,эти условия наилучшим образом использовать для системы и народного хозяйства. В со временных мощных энергосистемах гидроэлектростанции без участия тепловых электростанций обычно не в со стоянии полностью снимать пиковую часть графика на грузки, хотя бы потому, что они не располагают для этого необходимой мощностью (тем более при наличии связанной). Следовательно, в покрытии переменной ча сти графика нагрузки должны участвовать, кроме ГЭС, и ТЭС. Какие ТЭС и в какой мере, очевидно, будет за висеть от их характеристик и параметров.
Наиболее |
распространенный тип тепловых электро |
станций в |
СССР — конденсационные электростанции |
(КЭС). Они потребляют практически все виды энергети ческого топлива, уголь, нефть, мазут, газ, сланец, торф. Конденсационные электростанции долгое время у нас развивались по пути строительства станций с попереч ными связями (неблочных) сначала без промежуточного перегрева, а в 50-е годы — с ним. В это время появились и блочные схемы установки оборудования. В последние годы широкое распространение получили станции, рабо тающие на паре закритических параметров (240 кгс/смг
166
и 560/565 °C), позволяющие значительно повысить эко номические показатели КЭС. Вместе с тем чем выше параметры, тем ближе к предельно допустимым по свой ствам металла подходят температуры наиболее нагретых элементов блока, например, выходной части паропере гревателя, следовательно, тем точнее должно быть регу лирование во всех элементах блока.
В настоящее время КЭС практически строятся только в блочном исполнении и главным образом на закритические параметры пара. Наибольшее распространение получают блоки мощностью 300 Мет; введены в действие головные энергоблоки мощностью 500 и 800 Мет с двухвалыюй турбиной. Разрабатывается блок мощностью 1 200 Мет.
Блочные КЭС на органическом топливе, видимо, еще долгое время будут занимать в энергобалансе страны
одно из ведущих мест, причем |
в дальнейшем |
вряд ли |
|||
будут существенно повышены их экономические |
показа |
||||
тели. |
|
|
|
|
|
Возможность |
использования |
современных |
крупных |
||
(300 Мет) блоков, сжигающих твердое топливо, для ра |
|||||
боты в переменной части |
трафика нагрузки |
ограничена |
|||
и определяется |
прежде |
всего |
условиями |
устойчивого |
|
процесса горения топлива (т. е. котлоагрегатом); при |
более глубокой разгрузке требуется включение мазутных или газовых горелок (подсветка).
В настоящее время, видимо, нет возможности доста точно ответственно назвать пределы, характеризующие минимальные нагрузки топок котлоагрегатов. Очевидно,
к 1975 г. стабильные |
регулировочные характеристики |
||
энергоблока 300 Мет будут приближаться к |
значениям, |
||
представленным в табл. 4-1. |
|
|
|
|
|
|
ТАБЛИЦА 4-1 |
|
|
Минимальные длительные |
|
|
|
допустимые нагрузки, % |
|
Топливо |
Тип котла |
номинальной |
|
|
|
||
|
|
без подсветки |
при подсветке |
|
|
(20%) |
|
|
|
|
|
Газ, мазут, каменные угли |
ПК-41 |
60 |
|
|
П-50 |
70—75 |
50 |
|
ПК-39 |
65 |
60 |
Антрацитовый штыб |
ТПП-110 |
|
65 |
|
ТПП-210 |
|
60 |
|
П-50 |
|
|
167
Немаловажное значение для характеристики возмож ностей котлоагрегата имеет и то обстоятельство, что при чрезмерном снижении давления может произойти заброс воды в турбину — явление, совершенно недопустимое. К тяжелым авариям блока могут привести также тепло вые деформации отдельных его частей, возникающие в результате изменения температурного режима. Это об стоятельство в значительной мере сужает эксплуатаци онные маневренные качества энергоблоков, в особенно сти при работе их на закритических параметрах.
После кратковременного останова блока отдельные элементы его имеют различную температуру в резуль тате неодинаковых скоростей остывания. Так, в турбине возникает разность температур по толщине корпуса, ши рине фланцев, между вращающимися и неподвижными частями и т. п. Надежный и быстрый пуск блока может быть осуществлен лишь в том" случае, когда разность этих температур находится в определенных пределах.
Температурное состояние элементов блока опреде ляется длительностью нахождения его в резерве. По этому время пуска блока не может быть одинаковым и независимым от длительности нахождения его в нерабо чем состоянии. Некоторое представление о продолжи тельности пуска, расходе топлива при этом примени тельно к блоку типа К-300-240 дает табл. 4-2.
|
|
|
|
ТАБЛИЦА 4-2 |
|
Продолжительность пуска, |
ч |
Потерн |
|
Простой блска |
|
|
|
|
от начала |
от снкхр;ннза- |
|
условного |
|
в резерве, ч |
сбщая |
топлива |
||
|
растопки до |
цнн до полной |
на пуск, Т |
|
|
синхронизации |
нагрузки |
|
|
8—10 |
2,0 |
1.8 |
3,8 |
70 |
20—24 |
3,3 |
2,8 |
6,2 |
100 |
45—50 |
3,9 |
4,6 |
8,2 |
145 |
Данные этой таблицы ориентировочны. Если к ука занному времени пуска добавить время, необходимое для нормального останова агрегата, то нетрудно видеть, что в сумме оно может превышать длительность ночного провала нагрузки.
Конденсационные электростанции с поперечными свя зями по пару (неблочные) позволяют производить глу бокую разгрузку за счет останова части котлоагрегатов
168
к соответствующего снижения нагрузки турбин. Менее выражены у них и отмеченные выше режимные ограни чения, свойственные энергоблокам. Все это позволяет неблочные КЭС более гибко использовать для покрытия
пиковой |
части графика |
нагрузки, однако их удельный |
|
вес (по |
мощности) в |
энергосистемах непрерывно |
па |
дает, и вследствие этого теряется их значение для |
регу |
||
лирования мощности. |
|
|
Ко всему тому, что сказано о КЭС, следует добавить то немаловажное обстоятельство, что новое оборудова ние, вводимое в эксплуатацию, имеет пониженную об щую маневренность. Так, опыт эксплуатации показывает, что в течение первых 2—3 лет новое оборудование КЭС не может быть использовано для регулирования нагруз ки совершенно или не более чем на 10%, т. е. техниче ский минимум этого оборудования лежит в пределах 90%. Кроме того, топливные издержки КЭС весьма зна чительно зависят от режима работы.
На теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) используются тур бины с противодавлением, а также с отбором пара и конденсацией. Все эти турбины имеют весьма ограничен ные возможности регулирования. Турбины с противо давлением несут электрическую нагрузку, равную но минальной мощности, и, таким образом, в ее регулиро вании не участвуют. Современные мощные агрегаты с отбором пара и конденсацией при полных расчетных отборах имеют электрическую нагрузку не ниже 80% номинальной без ограничения по длительности, что и является их техническим минимумом. Так как вблизи ТЭЦ, как правило, располагается несколько тепловых потребителей с непрерывной работой, то и ее теплофи кационные агрегаты должны работать круглосуточно и, разумеется, в базисной части графика нагрузки. При этом они должны развивать возможный максимум элек трической мощности в часы пика нагрузки и допусти мый по тепловым нагрузкам минимум в период ее про вала.
Атомные электростанции. Режим работы АЭС еще более, чем на ТЭС, сказывается на себестоимости выра батываемой ими электроэнергии. С уменьшением значе ний коэффициента использования установленной (номи нальной) мощности Куст выработка электроэнергии так же уменьшается и, следовательно, себестоимость будет выше. У АЭС это связано не с топливной составляющей,
169