Совершенствование структуры и оптимизация режимных параметров автоматической системы управления мощностью ПГУ при ее участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.13.06, кандидат наук Бурцев Святослав Юрьевич

• Бурцев Святослав Юрьевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Бурцев Святослав Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.1. Общее положение ПТУ в энергетической отрасли. Основные требования к работе ПГУ в современных условиях эксплуатации

1.2. Анализ результатов работ, проводимых для ПГУ в конденсационном режиме по части условий эксплуатации

1.3. Предпосылки совершенствования структуры автоматической системы регулирования мощности ПГУ

1.4. Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 2 МОДЕЛИРОВАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПГУ-450Т

2.1. Направление исследования

2.2. Описание энергоблока ПГУ-450

2.2.1. Газотурбинная установка

2.2.2. Котел-утилизатор

2.2.3. Паротурбинная установка

2.3. Описание тренажера ПГУ-450Т

2.4. Адекватность и валидация тренажера

2.5. Влияние температуры наружного воздуха на мощность турбоагрегатов парогазовой установки

2.6. Распределение нагрузки между турбоагрегатами ПГУ-450 в зависимости от текущей мощности энергоблока и температуры наружного воздуха

2.7. Исследование возможных способов регулирования мощности ПГУ

2.7.1. Обоснование исходных значений параметров для проведения экспериментов на тренажере ПГУ-450

2.7.2. Изменение мощности блока ПГУ-450 за счет регулирующих топливных клапанов ГТУ

2.7.3. Изменение мощности блока ПГУ-450 за счет регулирующих клапанов паровой турбины

2.8. Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ ПГУ-450 ПРИ ЕЕ УЧАСТИИ В НПРЧ

3.1. Современные системы регулирования мощности ПГУ

3.2. Требования к НПРЧ

3.3. Применяемые способы регулирования мощности ПГУ

3.4. Исследование диапазона нагрузок паровой турбины при регулирование РК ВД и участии энергоблока в НПРЧ

3.5. Моделирование процесса регулирования мощности энергоблока ПГУ

за счет газовых турбин

3.6. Моделирование процесса регулирования мощности энергоблока ПГУ

за счет максимального привлечения паровой турбины

3.7. Модель системы автоматического управления мощностью ПГУ

3.8. Результаты и выводы по главе

ГЛАВА 4. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ УЧАСТИЯ ПГУ В НОРМИРОВАННОМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

4.1. Постановка задачи

4.2. Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ

4.3. Экономичность работы ПГУ-450 при ее работе в режиме регулирования частоты в сети

4.4. Сравнение вариантов участия в НПРЧ по показателям маневренности

и экономичности

4.5. Сравнение вариантов участия ПГУ в НПРЧ по показателям надежности

4.6. Результаты и выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Приложение 1. Исходные данные к расчету экономичности работы ГТГУ-450 при ее участии в НПРЧ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование структуры и оптимизация режимных параметров автоматической системы управления мощностью ПГУ при ее участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме»

ВВЕДЕНИЕ

Основу современной энергетики составляют тепловые электрические станции (ТЭС). На них производится более 65% всей электроэнергии в мире. Традиционные энергоблоки практически исчерпали свой ресурс совершенствования. Были разработаны, изучены и введены в эксплуатацию схемы работы энергоблока на критических и сверхкритических параметрах с применением вторичного и третичного перегрева с регенерацией тепла. Кроме того, коэффициент полезного действия (КПД) современных ТЭС приблизился к своему возможному пределу и дальнейшее его увеличение связано с большими капиталовложениями и усложнением самой тепловой схемы, например, применения более высокой регенерации.

Во всем мире прогресс в теплоэнергетике стал связан с решением задач оптимального соотношения эффективности, надежности, капиталоемкости и экологичности энергетических установок. Одним из перспективных направлений для исполнения поставленных задач стало широкое внедрение в энергетике парогазовых установок (ПГУ) с высокоэффективным производством электроэнергии.

Появление первых отечественных ПГУ-200 в 60-е годы с высоконапорным парогенератором показали выгоду своего применения по сравнению с традиционной паросиловой установки К-160-130 в снижение затрат [1]:

- расхода топлива на 8%;

- металлоемкости в 2,5 раза;

-удельных капитальных затрат на 8%.

Основные преимущества ПГУ по сравнению с традиционными ТЭС, обратили особое внимание на своё развитие:

1. Энергоэффективность. Уже сегодня КПД трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара, где температура газов перед газовой

турбиной равняется 1450°С, достигает порядка 60%, что составляет 82% от теоретически возможного уровня.

2. Маневренность. Высокая маневренность обусловлена наличием в схеме газотурбинной установки (ГТУ), у которой переход с одной нагрузки на другую занимает считанные секунды.

3. Экологичность. Работая на газе, с меньшим расходом топлива, чем паросиловые ТЭС, и используя диффузионный принцип сжигания топлива с большими избытками воздуха, ПГУ существенно снижает выбросы вредных веществ, в том числе и оксидов азота (N0*).

4. Экономичность. Определяется в основном тремя факторами:

- высокий КПД;

-меньшее потребление ПГУ охлаждающей воды. Это объясняется тем, что паросиловая часть ПГУ выдает одну треть от общей мощности, а ГТУ в охлаждающей воде практически не нуждается;

-низкая стоимость установленной единицы мощности и существенно меньший строительный цикл, по сравнению с обычными ТЭС. Связано это с более упрощенной тепловой схемой и простому составу энергетического оборудования.

Вышеотмеченные достоинства ПГУ привлекли Российскую энергетику уделить большее внимание развитию парогазовой отрасли.

Инвестиционной программой ОАО РАО «ЕЭС России» до 2020 г. был намечен значительный объём ввода в эксплуатацию современных парогазовых установок [2] и сейчас эти планы продолжают выполняться.

Множество исследований направленно на изучение ведения режимов и условий работы ПГУ как в конденсационном, так и в теплофикационном режиме. Каждое новое исследование открывает большие перспективы для науки развития парогазовой отрасли. Настоящая диссертационная работа направлена на решение вопроса участия действующих ПГУ в нормированном

первичном регулировании частоты и мощности в энергосистеме, выполняя требования завода-изготовителя. Актуальность работы

В настоящее время, на отечественных электростанциях освоены и эксплуатируются парогазовые установки утилизационного типа с высокой долей мощности высокотемпературных газовых турбин (ГТ).

Ныне работающие ПГУ проектировались для эксплуатации в базовой части графиков нагрузки с ограниченным числом переменных и остановочно-пусковых режимов [3]. В основе разработки тепловой схемы ПГУ лежат заводские данные завода-изготовителя основного оборудования, который прорабатывает автономную работу только своего изделия. Поэтому при совместной работе оборудования возникают вопросы экономичности, экологичности, маневренности и надежности ПГУ в целом. А в процессе эксплуатации добавились проблемы, характерные для оборудования ПГУ, работающего на частичных нагрузках.

Реформирование энергетики России, появление рынка электроэнергии и мощности, недостаток высокоманевренных энергоблоков, ограниченные возможности тепловых станций в регулировании нагрузки и ряд других проблем, склонили к привлечению ПГУ, обладающих рядом достоинств, к регулированию частоты и мощности в энергосистеме.

Подтверждением этого является как выпущенный СО ЦДУ ЕЭС Стандарт «Нормы участия парогазовых установок в общем и нормированном первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности», так и то, что парогазовые установки, работающие в составе ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго», с начала 2013 года впервые в ЕЭС России начали оказывать услуги по нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ).

Однако, современное неудовлетворительное состояние энергоблоков ПГУ и изначально заложенные принципы их проектирования ограничивают

возможности участия ПГУ в регулировании частоты и мощности энергосистемы.

Основными факторами ограничивающими регулировочный диапазон являются:

- состав работающего оборудования ПГУ;

- надежность работы паровой турбины (ПТ);

-ухудшенные экологические характеристики блока при работе на пониженных нагрузках (увеличение концентрации вредных выбросов в уходящих газах, в частности окислов азота);

-значительное снижение экономичности работы ГТ и ПГУ в целом при их работе ниже определенной мощности [3-5].

Вместе с тем, различная реакция турбоагрегатов ПГУ на регулирующие органы усложняет наладку автоматической системы регулирования частоты и мощности в энергосистеме.

В паросиловых установках (ПСУ) реакция на изменение частоты в энергосистеме достигается воздействием на регулирующие клапана паровой турбины. В считанные секунды только за счет изменения начальных параметров пара ПСУ можно разгрузить с номинальной мощности до нуля. Однако, при неполном разгружение или наборе мощности мгновенная реакция на внешнее возмущение сменяется затяжным процессом стабилизации, обоснованным высокой инерционностью котлоагрегата.

Традиционно, мощность ПГУ регулируется за счет малоинерционных газовых турбин, обладающих высокой маневренностью и отсутствием ограничения темпа изменения нагрузки. Вместе с тем, стоит заметить, что при изменении нагрузки ГТ необходимо поддержание определенного состава топливо-воздух, подаваемого в камеру сгорания. Расход топлива на горелки регулируется посредством регулирующего топливного клапана (РТК) и меняется практически мгновенно, что не сказать про расход воздуха, который регулируется при помощи входного направляющего аппарата (ВНА)

компрессора газотурбинной установки. Например, ВНА газотурбинной установки ГТЭ-160 имеет постоянную скорость перемещения 5,6 %УП/с. Следовательно, в наиболее ответственный начальный момент отклонения частоты скорость изменения нагрузки ГТ сильно уступает скорости реакции

Таким образом, в ПГУ роли ГТУ и ПТ можно разделить следующим образом: ГТУ обеспечивает быстрое изменение интегральной мощности, а паровая турбина за счет аккумулированной энергии в барабанах котлов-утилизаторов (КУ) позволяет быстро, но кратковременно отреагировать на отклонение частоты.

Трудность решения указанных выше проблем во многом определена отсутствием экспериментальных данных и сложностью моделирования и расчета показателей ГТУ, КУ и ПТ на частичных нагрузках.

С целью получения таких данных на тренажере энергоблока ПГУ-450, разработанного ОАО «Тренажеры для электростанций», авторами работ [6-8] проведены опыты для оценки изменения основных технологических параметров энергоблока в широком диапазоне изменения температуры наружного воздуха и нагрузки ПГУ. Цели и задачи исследования

Целью работы является исследование алгоритмов систем автоматического управления мощностью бинарных ПГУ и разработка методики выбора технологии участия ПГУ-450 в НПРЧ с комплексной оценкой факторов маневренности, экономичности и надежности.

Поставленная цель достигалась за счет решения следующих подзадач: -валидация тренажерной модели ПГУ-450, планирование и проведение экспериментов;

- получение и исследование регрессионных уравнений статики энергетических показателей и динамических характеристик объекта управления

на основании полученных опытных данных в зависимости от температуры наружного воздуха и исходной нагрузки;

- разработка модели мощности ПГУ и исследование способов регулирования нагрузки бинарной ПГУ;

- исследование существующих систем управления мощностью ПГУ и их моделирование на тренажере при участии энергоблока в нормированном первичном регулировании частоты и мощности в энергосистеме;

-разработка методических и практических рекомендаций по совершенствованию современных систем управления мощностью ПГУ;

- выбор технологии участия ПГУ в НПРЧ в энергосистеме с точки зрения маневренности, экономичности и надежности.

Методы исследования

При выполнении работы использовались теория режимов работы парогазовых установок, паровых и газовых турбин электростанций, методы теорий автоматического и оптимального управления. Снятие кривых разгона, получение исходных данных для расчета технико-экономических и маневренных показателей, моделирование процессов регулирования мощности ПГУ проводились на полномасштабном компьютерном тренажере энергоблока ПГУ-450Т.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 72 наименований. Работа иллюстрирована 36 рисунками и содержит 33 таблицы. Материал диссертации изложен на 140 страницах, включая 1 приложение на 6 страницах.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.1. Общее положение Г1ГУ в энергетической отрасли. Основные требования к работе ПГУ в современных условиях эксплуатации

В начале 2000-х годов началось реформирование электроэнергетики России, целью которого было повышение эффективности предприятий отрасли, создания условий для их развития на основе стимулирования инвестиций и обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей [9]. В результате реформы необходимо было создать условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, где цены формируются на законе спроса и предложения, а не регулируются государством. Создается структура отрасли, основанная на конкурирующих между собой организаций, осуществляющих выработку и сбыт электроэнергии и на государственном контроле со стороны технологической и коммерческой инфраструктуры [10].

Электроэнергия продается на двух рынках: оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и розничном рынке.

Большую часть прибыли станции получают на ОРЭМ от продажи электроэнергии и предоставления резерва мощностей.

С появлением реального рынка электроэнергии повысились требования к качеству вырабатываемого электричества. В первую очередь к частоте и напряжению в сети.

Согласно стратегии развития энергетики РФ в строительстве новых энергетических объектов приоритетным направлением стали бинарные парогазовые установки большой мощностью 325, 450, 800 МВт [11].

В результате научно-технических открытий конца XX века, благодаря которым начальная температура газа перед ГТ преодолела границу в 1100°С, наиболее эффективным типом парогазовой установки становятся ПГУ с котлом-утилизатором.

В настоящее время, на отечественных электростанциях освоены и нормально эксплуатируются ПГУ утилизационного типа (ПГУ-У) с высокой долей мощности высокотемпературных ГТ, тепловые схемы которых включают в свой состав различное по мощности и модификации оборудование. Причиной этому стали объективные преимущества ПГУ перед традиционными энергоблоками:

-удельные расходы тепла ПГУ в широком диапазоне режимов на 20-25% ниже, чем на паровых блоках сверхкритического давления;

-лучшая маневренность при пусковых режимах и в режимах нормальной эксплуатации;

-экономические преимущества при работе в теплофикационном режиме. При одинаковых коэффициентах использования тепла топлива (85-90%), выработка электроэнергии на тепловом потреблении в ПГУ вдвое выше [12, 13].

Потенциальным преимуществом ПГУ-У считается её высокая маневренность, обусловленная главным образом малой инерционностью ГТУ к быстрому набору и сбросу мощности, невысокими начальными параметрами пара перед паровой турбиной, отсутствием промперегрева у большинства ПГУ и работой без сжигания топлива в паровом котле, что избавляет от массы проблем, связанных в том числе и со шлакоудалением.

Указанные выше преимущества вызывают практический интерес к привлечению столь эффективных ПГУ в регулировании частоты и мощности энергосистемы.

Регулирование режима работы энергосистемы заключается в постоянном поддержание баланса мощностей между потребителями и генераторами при номинальной частоте. Особенность вырабатываемой электроэнергии заключается в мгновенном её потреблении нагрузками и расходом на потери при её передаче.

Практическое регулирование частоты и активной мощности обеспечивается за счет регулирования мощности, снимаемой с клемм генераторов электрических станций в соответствии с заданной и внеплановой нагрузками.

В современных условиях работы энергосистемы график нагрузки прогнозируется довольно точно и выполняется электростанциями с отклонением от прогнозируемых параметров в пределах нескольких процентов. Вследствие этого, поддержание частоты, близкой к номинальной, обеспечивается регулированием плановых нагрузок [14].

Впрочем, в часы переменной части графика нагрузки возможны существенные отклонения частоты, например, при внезапных включениях, либо отказах мощностей нагрузки потребителей или генераторов электроэнергии. Для поддержания постоянного баланса между произведенной и потребленной электроэнергией в энергосистеме необходимо регулировать частоту и мощность в сети.

Для стабилизации режимных параметров (частоты, перетоков мощностей и т.п.), меняющихся из-за разности между фактической нагрузкой от плановой, осуществляется регулирование внеплановых нагрузок, путем соответствующего воздействия на мощность выделенных для регулирования электростанций. Плановая мощность устанавливается Системным оператором в виде диспетчерского графика для каждой станции [14, 15].

Распределение нагрузки между агрегатами производится диспетчером энергосистемы с учетом их технико-экономических показателей. В целях проведения наиболее экономичного режима все агрегаты обязаны работать по строго заданной нагрузке. Но учитывая статику регуляторов частоты вращения заданный диспетчером режим может поддерживаться только при номинальной частоте. Поэтому даже малые отклонения частоты приводят к нарушению заданного режима и экономичности работы системы [16].

Раннее заложенные принципы регулирования режима по частоте и активной мощности, описанные в [17], до сих пор сохраняют свою актуальность:

1. Частота электрического тока в нормальном режиме работы должна поддерживаться номинальной с допустимым отклонением. Согласно [18], номинальная частота в сети равняется 50 Гц, а допустимое и предельно допустимое отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения равны ±0,2 Гц и ±0,4 Гц соответственно.

2. Внутри отдельных энергосистем мощности электростанций должны совпадать с заданными, а сальдо-перетоков мощности по внешним связям между энергосистемами должны отвечать заданным с требуемой точностью.

3. При изменении баланса мощностей между частями энергосистемы, процесс регулирования к нормальному режиму эксплуатации должен происходить с требуемой динамикой и определенным участием отдельных электростанций.

Следуя указанным принципам управления энергосистемой, принято выделять три вида регулирования: первичное, вторичное и третичное.

Для участия в любом из видов регулирования необходим резерв регулирования. Под резервом регулирования понимается максимальное значение регулирующей мощности, которое может выдать генератор электроэнергии при понижении, либо повышении частоты. Резерв регулирования расходуется при отклонении частоты и вновь возобновляется при ее восстановлении [15].

Первичное регулирование, осуществляемое за счет регулятора скорости турбины, ограничивает отклонение частоты, стабилизируя её значение, и помогает сохранить частоту в безопасных пределах при резких, аварийных изменениях баланса мощности.

Результативность первичного регулирования частоты обеспечивается общим первичным регулированием частоты (ОГ1РЧ) и нормированным

первичным регулированием частоты. ОПРЧ осуществляется всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей, а НПРЧ — выделенными электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.

Первичное регулирование является статическим и зависит от статизма регулятора скорости. Требуемая первичная мощность ПГУ при участии в НПРЧ может быть рассчитана по формуле:

ДЯ=-—-Агу А/0, (1.1)

5% ном р

где 5% — статизм первичного регулирования ПГУ, %; /firyM0M — номинальная

мощность ПГУ, МВт. Afp — расчетное отклонение частоты, Гц (Аfp = 0 при нахождении частоты в пределах «мертвой зоны» первичного регулирования, при повышенной частоте Аfp положительно, при пониженной — отрицательно).

Для снятия статизма первичного регулирования применяют вторичное регулирование мощности турбины, воздействуя на автоматический регулятор частоты. В ходе выполнения вторичного регулирования происходит изменение мощности турбины уже непосредственно в зависимости от частоты переменного тока в электрической сети [15].

Для восстановления вторичного резерва, а также для исполнения оперативной коррекции режима в иных целях применяют третичное регулирование. В качестве третичного регулирования применяют эпизодическое изменение мощности энергоблоков ТЭС и АЭС, пуск-останов больших мощностей гидроагрегатов и т.п. [14].

К основополагающим понятиям для процессов регулирования частоты и мощности системы можно отнести понятие маневренности.

Под маневренностью энергоблока следует понимать способность оборудования энергоблока обеспечивать в кратчайшие сроки неравномерность электропотребления при соблюдении условий надежности.

Само понятие маневренности блока включает в себя две главные характеристики:

1. Регулировочный диапазон— интервал допустимых нагрузок генерирующего оборудования по активной мощности для нормальных условий его эксплуатации, при которых параметры генерирующего оборудования находятся в допустимых пределах [19] Но стоит заметить, что регулировочный диапазон, в техническом плане, можно менять числом работающего генерирующего и вспомогательного оборудования от пикового значения электрической нагрузки при максимально возможном числе работающих агрегатов до минимально возможного при наименьшем числе работающих источников.

2. Приемистость энергоблока — способность блока к быстрому изменению нагрузки и участию его в первичном и вторичном регулировании частоты в системе.

Физическое состояние работающих энергоблоков неудовлетворительное и связано в первую очередь с их длительной эксплуатацией. Во времена начала строительства ПГУ на территории РФ они проектировались для работы в базовом режиме. Это связано прежде всего с тем, что в те далекие годы стоял острый дефицит производства электроэнергии и не уделялось должного внимания разработке технических требований к маневренности энергоблоков. Это привело к тому, что заводы-изготовители поставляли оборудование, которое не обеспечивало должных ночных разгружений и последующих нагружений в утренние часы с заданной надежностью. Другими словами действующие ПГУ не предполагалось использовать в переменной части графика.

Маневренные и динамические характеристики ПГУ выше, чем у традиционных паротурбинных ТЭС, в частности по длительности пуска в 4-10 раз. [20] В табл. 1.1 [21] приведены маневренные возможности бинарных ПГУ.

Таблица 1.1. Маневренные характеристики бинарных ПГУ

Условия пуска ПГУ после Длительность пуска Значение

останова

До взятия полной нагрузки, мин 60

на 6-8 ч От начала пуска ГТУ до включения в сеть турбогенератора паровой турбины, мин 30

ГТУ в автономном режиме, мин 15

До взятия полной нагрузки, мин 90

на 24-55 ч До взятия полной нагрузки от начала пуска ГТУ до включения в сеть турбогенератора паровой турбины, мин 45

ГТУ в автономном режиме, мин 20

Технический минимум нагрузки, % номинальной мощности ПГУ при схемах:

1хГТУ + 1хПТ 50

2хГТУ + 1хПТ 25

ЗхГТУ + 1хПТ 17

4хГТУ + 1хПТ 13

Скорость изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона, % 10

номинальной мощности ПГУ, мин

Расчетное количество циклов изменения нагрузки за срок службы 10000

Первые «Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций» были разработаны ОАО «ВТИ» и ОАО «Фирма ОРГРЭС» и утверждены Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» в 1996 г. [22], где устанавливаются показатели маневренности оборудования ПГУ (скорость изменения нагрузки, расчетное количество циклов изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона и т.п.), число пусков-остановов и длительность по их продолжительности.

При соблюдении суточного графика, с точки зрения маневренности, наиболее классическими являются переменные режимы энергоблоков во время пуска из неостывшего состояния (48-55 ч) и горячего состояния после простоя в резерве 6-10 ч, а также режимы их эксплуатации в пределах регулировочного диапазона нагрузок [23].

Выпущенный в 2005 году Стандарт [24] ОАО «СО ЕЭС», осуществляющий оперативно-диспетчерское управление в единой энергосистеме РФ, впервые дал возможность надеяться на перспективу участия

ПГУ в НПРЧ и автоматическом вторичном регулировании частоты (АВРЧ) энергосистемы. Вместе с этим результаты натурных испытаний, проводившиеся в то время на действующих ПГУ, показали, что они не всегда удовлетворяют требованиям даже ОПРЧ.

Позже, инженерами ОАО «ВТИ», по разработанной и запатентованной, как изобретение, схеме системы автоматического управления мощностью (САУМ) [25], были проведены модельные исследования для проверки возможности привлечения ПГУ к НПРЧ и АВРЧ. Исследования проводились на модели ГТГУ-39 со своими экспериментальными динамическими характеристиками при работе в конденсационном режиме. Результаты моделирования были опубликованы [26] и показали, что в режимах скользящего и номинального давления удается удовлетворить требования Стандарта [24] к динамике и точности поддержания активной мощности. Однако полученные результаты нуждались в экспериментальной проверке.

Спустя небольшой отрезок времени, в 2011-2012 гг. были проведены натурные испытания ПГУ-400 филиала «Яйвинской ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия», ПГУ-325 филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» ГРЭС», ПГУ-410 филиала ОАО «Энел ОГК-5» Невинномысской ГРЭС и ПГУ-450 ТЭЦ-22 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», в заключении к которым ОАО «ВТИ» утверждает о готовности энергоблоков к участию в ОПРЧ. А выполненные недавно исследования [27] показали возможность ускорения пусковых операций и изменения мощности при сохранении надежности работы основного и вспомогательного оборудования.

Поэтому, с тенденцией роста неравномерности суточных и годовых графиков нагрузки, изменением развития современного рынка электроэнергии, недостатком высокоманевренных энергоблоков, ограничением возможности тепловых электростанций участвовать в регулировании нагрузки, а также физическим износом разнородного оборудования энергосистемы склонили к переводу ПГУ в переменный график нагрузок и участию в НПРЧ.

Адаптируясь под современное состояние энергетической отрасли страны, ОАО «СО ЕЭС, в начале 2013 г., выпустил Стандарт [28], применимый непосредственно для парогазовых установок. В этом стандарте предъявляются довольно жесткие требования к режимам работы ПГУ в НГТРЧ и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Так, величина «мертвой полосы» первичного регулирования участвующей в НГТРЧ ПГУ должна быть не более (50±0,02) Гц с возможностью ее расширения до величины не менее (50±0,075) Гц с дискретностью 0,005 Гц. Статизм первичного регулирования ПГУ должен быть обеспечен в пределах 4-6% с возможностью его изменения с шагом не более 0,5%. Участие ПГУ в АВРЧМ должно осуществляться путем изменения мощности в соответствии с заданием вторичной мощности, поступающим от Централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦС АРЧМ) или Центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (ЦКС АРЧМ) Единой энергетической системы (ЕЭС).

Совокупность основного и вспомогательного оборудования ПГУ, режимы его работы, технологическая автоматика должны обеспечивать:

- изменение мощности ПГУ по заданиям ЦКС/ЦС АРЧМ со скоростью до 3%/мин-Рпгу ;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бурцев Святослав Юрьевич, 2016 год

/1 -

1 2 1

\

ии 1

1 ">Л \1

110

- -

1ЛП

1 ии

ОЛ Г. с

( ) 10 00 20 00 30 00 40 00 50 00

Рис. 4.2. Изменение мощности ГТУ-1 за полный цикл участия Г1ГУ-450 в НГГРЧ при «базовой» нагрузке 390 МВт и температуре наружного воздуха 15°С: 1 — вариант «ГТ»; 2— вариант «ПТ»

Рис. 4.3. Изменение мощности ПТ за полный цикл участия ПГУ-450 в НПРЧ при «базовой» нагрузке 390 МВт и температуре наружного воздуха 15°С: 1 — вариант «ГТ»; 2— вариант «Г1Т»

Рис. 4.4. Изменение расхода топлива на ГТУ-1 за полный цикл участия ПГУ-450 в НПРЧ при «базовой» нагрузке 390 МВт и температуре наружного воздуха 15°С: 1 — вариант «ГТ»; 2— вариант «ПТ»

Время одного полного цикла выбрано равным 90 мин и включает в себя изменение первичной мощности в результате отклонения частоты согласно требованиям Системного оператора со стабилизацией параметров и возвращением на исходную нагрузку заданную диспетчерским графиком с выходом на стационарный режим работы, что позволяет равнозначно сопоставить два варианта участия ПГУ в НПРЧ.

Для определения потери прибыли станции при участии ее в регулировании частоты в сети за счет работы ПГУ на пониженной (базисной) нагрузке необходимо располагать расчетными данными работы энергоблока по диспетчерскому графику, т.е. без участия в регулировании частоты. 4.2. Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ

Годовая выработка электроэнергии ПГУ в общем случае зависит от графиков выработки электроэнергии и температур наружного воздуха и рассчитывается по выражению:

э:

выр

> ^нв»

(4.4)

т=0

где подынтегральное выражение — функция электрической мощности ПГУ во времени; /£ — число часов работы ПГУ в течение года;т — время.

Использование (4.4) при расчете годовых показателей ПГУ требует наличия функции почасового графика выработки электроэнергии в течение года, что практически трудно реализуемо, поэтому предлагается годовую выработку электроэнергии определить, исходя из среднемесячных показателей работы блока, тогда:

где NmгiXJ — максимальная мощность ПГУ в текущем у-ом месяце (/— номер

месяца по календарю) в зависимости от средней температуры наружного воздуха; ££ . — среднемесячная температура наружного воздуха /то месяца;

Апаху — число часов использования максимальной мощности блока в у-ом

месяце при среднемесячной температуре наружного воздухау-го месяца.

Как и для тепловых энергоблоков, число часов использования

максимальной мощности ПГУ () является прогнозируемым годовым показателем и задается в пределах 5500-6000 часов, исходя из ожидаемого режима работы блока [64].

Очевидно, что число часов использования максимальной мощности за год составит:

7=12

(4.5)

(4.6)

>1

Характерными показателями работы энергоблока являются также число часов фактической работы блока в течение года и месяца, рассчитываемые соответственно по выражениям:

ЛРГ - 24 • - /£л - /4 = Лг • Фгр; (4.7) >1

= 24• лу - /ц, - = 24 • л, • Фр/ дляу = 1,2 ... 12, (4.8)

где Фр,Фр^.— коэффициент годового и месячного рабочего времени; Лу —

число дней в /ом месяце; /£л, Ату А«** Ашу— число плановых часов (на резерв, ремонт, техническое обслуживание и т.д.) и число часов на аварийный остановов энергоблока в у-ом месяце и в течение года соответственно, Лг — число часов в году (8760 ч);

Коэффициент рабочего времени для каждого месяца (принимается на основе анализа статистических данных за предыдущие годы эксплуатации):

Атл ; Аш /

ф0 . = 1-—--(4.9)

РУ 24-Яу

Очевидно, что число часов использования максимальной мощности ПГУ ву-ом месяце можно оценить по выражению:

V.

Апах/ = Апах ' (4-10)

Л "р

Выработка электроэнергии в у-ом месяце составит:

Э] = ^паху(С7-)- Апаху Д™/ = ... 12, (4.11) а средняя нагрузка в у-ом месяце будет рассчитываться по выражению:

= ,Эу' = ' ^"/(«Д Дляу= 1,2 ... 12. (4.12)

На основании данных, полученных на тренажере, составлены следующие регрессионные уравнения для расчета максимальной мощности ПГУ в зависимости от температуры наружного воздуха:

- при (-5) < /1ГО < +25°С:

^гагу ('нв ) = 494,64 -1,43 • tHB - 0,0626 • ¿; (4.13)

- при (-25) < /нв < (-5)°С:

^пгу ('нв ) = 498,05 - 0,00483 • tm - 0,000167 • ¿, (4.14)

и расхода натурального топлива (нм3/ч) как функции от мощности газовой турбины:

Вшу(мгт/)=(l,2754 A^r812. + 19,59)-103, для/-1,2 ... 12, (4.15)

J J

где ^гтj — средняя мощность одной ГТ за месяц, определяемой по выражению:

Arry = 0.5-(l-aiTry>^cp/ Дляу= 1,2 ... 12. (4.16)

Доля мощности паровой турбины аггг в общей мощности ПГУ в зависимости от температуры наружного воздуха рассчитывается по методике, приведенной выше.

Средняя нагрузка, при которой должна работать ПГУ в j-ом месяце при участии ее в НПРЧ, рассчитывается в соответствии с требованием энергосистемы:

%ПРЧJ = Ncpj-0,l-NycT = Ncpj-45, дляj= 1,2 ... 12, (4.17)

где NXCT — установленная мощность ПГУ, равная 450 МВт для ПГУ-450.

При участии ПГУ в НПРЧ выработку электроэнергии в j-ом месяце разделим на две составляющие:

- в режиме участия в НПРЧ:

энпрч, = тц-пгЭц, дляу= 1,2 ... 12; (4.18)

-в режиме «ожидания», т.е. при работе с мощностью в соответствии с (4.17):

эoждJ = (ЛР! - Ад • 'п]) ■ ^нпрчу» даУ = 1,2 12, (4.19)

где в (4.18) и (4.19) тп— число циклов участия ПГУ в НПРЧ за сутки; Эц — выработка электроэнергии за один цикл участия в НПРЧ; Лц — длительность одного цикла, в часах.

4.3. Экономичность работы ПГУ-450 при ее работе в режиме регулирования частоты в сети

Экономические показатели определялись в виде их среднеинтегральных значений за полный цикл участия в НПРЧ для двух описанных в главе 3 способов регулирования мощности ПГУ — за счет газовых турбин и за счет максимального привлечения паровой турбины. Обобщенные результаты проведенных на тренажере опытов приведены в приложении 1. На основе полученных результатов моделирования на тренажере для удобства дальнейших расчетов используются составленные регрессионные зависимости исследуемых параметров от базовой нагрузки НПРЧ и температуры наружного воздуха.

Зависимости среднеинтегральных значений мощности ГТУ (Д^ту), мощности ПТ (л/птХ мощности ПГУ (тйпгу), абсолютного расхода топлива (¿зпгу ) и удельного расхода топлива (Атгу ) от базовой нагрузки энергоблока ПГУ в диапазоне мощностей 360-390 МВт для исследуемых температур наружного воздуха могут быть представлены регрессионными уравнениями вида:

П/= ПЯ^-а^ту+Ь (4.20)

где П7-— исследуемый параметр; а и Ь— коэффициенты уравнения (для рассматриваемых функциональных зависимостей они сведены в табл. П1.1).

Зависимости средиеинтегральных значений мощности ГТУ \-'*гту/ мощности ПТ (А/пу), мощности ПГУ (Л^ру), абсолютного расхода топлива (Ялту) и удельного расхода топлива ру ) от температур наружного воздуха в диапазоне от (-10) до 15°С для исследуемых базовых нагрузок энергоблока ПГУ могут быть представлены регрессионными уравнениями вида:

= + (4.21)

где а, Ь и с— коэффициенты уравнения, которые для рассматриваемых средиеинтегральных функциональных зависимостей сведены в табл. П1.2.

На основании анализа полученных результатов можно сделать следующие выводы:

1. Независимо от значений базовых нагрузок и температур наружного воздуха экономичность ПГУ(оцениваемая по удельному расходу топлива), как для отдельных этапов, так и за цикл в целом в способе регулирования мощности за счет паровой турбины незначительно, но уступает способу регулирования за счет газовой турбины (на 0,4-0,5%);

2. Выработка электроэнергии, средняя мощность ПГУ, расход топлива за цикл в целом при регулировании мощности в режиме с увеличением частоты (разгружение-нагружение) имеют значения меньшее, чем в режиме со снижением частоты (нагружение-разгружение) (на 8,5-12,0%);

Для удобства расчетов расхода топлива на различных этапах участия ПГУ в НПРЧ в зависимости от базовой нагрузки ПГУ и температуры наружного воздуха полученные результаты обобщены в виде упрощенной зависимости:

Япгу (Л^пгу Лв) = ^о + ах • А^гу + ■ 'нв. (4-22)

где аь, 3] и а2— коэффициенты уравнения, значения которых сведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1. Коэффициенты регрессионного уравнения для расчета расхода топлива

Вариант участия в НПРЧ Цикл НПРЧ Коэффициенты

ао а\ аг

ГТ Разружение-нагружение 17128,2 165,83 -64,01

Нагружение-разгружеиие 23436,2 169,12 -52,42

ПТ Разружение-нагружение 18423,3 163,44 -61,11

Нагружение-разгружение 23824,1 169,10 -51,50

4.4. Сравнение вариантов участия в НПРЧ по показателям маневренности и экономичности

Как было показано выше, для обеспечения необходимой маневренности ПТ приходится отказаться от режима скользящего давления пара высокого давления и перейти на дросселирование пара частичным прикрытием РК ВД. Степень закрытия РК ВД определялась экспериментальным путем из условия обеспечения необходимой мощности ПТ в соответствии с требованиями энергосистемы. Для исследуемых нагрузок и температур наружного воздуха степень открытия клапана была принята равной 69%. Очевидно, что при этом из-за потерь на дросселирование теряется часть мощности паровой турбины с соответствующим увеличением удельного расхода топлива на выработку электроэнергии. Для оценки величины проигрыша по сравнению с режимом с полностью открытым РК было проведено ряд экспериментов на тренажере ПГУ-450 для базовых нагрузок 360, 375, 390 и 405 МВт и температур наружного воздуха (-10), +5, +15°С. Результаты проведенных экспериментов приведены в табл. 4.2-4.3.

В табл. 4.2 показано изменение мощности ПТ из-за дросселирования потока пара высокого давления при температуре наружного воздуха = 15°С при различных базовых мощностях ПТУ. Как видно из приведенных данных, потеря мощности ПТ от дросселирования мало зависит от исходной нагрузки ПТУ и составляет 2,55-2,82 МВт.

Таблица 4.2. Параметры ПГУ-450 при полностью (гРквд = 100%) и частично (¿рк вд = 69%) открытом РК ВД при /ив = 15°С

Расход газа на ГТУ-1, нмЗ/ч Расход газа на ГТУ-2, нмЗ/ч Мощность ГТУ-1, МВт Мощность ГТУ-2, МВт Мощность ПТУ, МВт Мощность ПГУ, МВт Мощность ПТУ, МВт Мощность ПГУ, МВт

2РКВД = 100% 2рквд = 69%

39875,2 39875,4 114,20 114,20 131,60 360,00 128,78 357,18

41140,2 41140,2 120,27 120,28 134,55 375,10 131,84 372,39

42436,6 42436,6 126,53 126,53 136,92 389,98 134,27 387,33

43694,4 43694,4 132,63 132,63 139,75 405,01 137,20 402,46

Для обеспечения заданной нагрузки энергоблока необходимо компенсировать потери мощности паровой турбины за счет дополнительного нагружения газовых турбин (см. табл.4.3).

Таблица 4.3. Параметры ПГУ-450 при восстановленной мощности энергоблока с частично

открытым (69%) РК ВД при /„в = 15°С

Расход газа на ГТУ-1, нмЗ/ч Расход газа на ГТУ-2, нмЗ/ч Мощность ГТУ-1, М Вт Мощность ГТУ-2, МВт Мощность ПТУ, МВт Мощность блока, МВт

40138,2 40138,2 115,35 115,35 129,30 360,00

41380,4 41380,4 121,38 121,38 132,34 375,10

42648,0 42648,0 127,61 127,62 134,75 389,98

43898,3 43898,3 133,68 133,68 137,65 405,01

По окончанию регулирования мощность газовых турбин возрастет на

величину:

= (4.23)

где Ару у— нагрузка газовой турбины после восстановления мощности ПГУ;

*

Л/]гту— нагрузка газовой турбины после дросселирования острого пара. При этом расход топлива на ГТУ изменится на величину:

А^ПГУ = (^9У. + ЗлУ- (^ГУ, + ^у2)> (4-24)

где Вргу— расход топлива на ГТУ при ^квд = 69% по окончанию регулирования мощности; у— расход топлива на ГТУ при вд = 100%.

Все это приведет к потери удельного расхода топлива на величину:

^ = (4-25)

где —выработка электроэнергии ПГУ в течение часа.

Изменение мощности паровой турбины в результате дросселирования острого пара рассчитывается как разность между нагрузками при полностью

открытом (и частично закрытом (регулирующем клапане высокого давления паровой турбины:

ANm = N^-N^. (4.26)

Результаты расчетов сведены в табл. 4.4. Таблица 4.4. Влияние дросселирования острого пара на параметры ПГУ-450 при ¿нв = 15°С

ДМтг, МВт ЛМту-1, М Вт ЛМту-2, МВт о ДДпу, нм /ч Лбшу. м3/(МВт-ч)

2,82 1,15 1,15 525,8 1,46

2,71 1,11 1,10 480,4 1,28

2,65 1,08 1,09 422,8 1,08

2,55 1,05 1,05 407,8 1,01

Потери мощности паровой турбины из-за дросселирования потока пара не столь высоки и составляют порядка 2%, а вот расходы топлива на восполнение потерь могут оказать существенное влияние на экономичность.

Рассчитанные показатели изменения мощности турбоагрегатов и расхода топлива для температур наружного воздуха 5 и (-10)°С сведены в таблицы 4.5-4.6 соответственно.

Таблица 4.5. Влияние дросселирования острого пара на параметры ПГУ-450 при /нв = 5°С

ДУУпт, МВт АЛ^ту-1, МВт ДЛ/ггу-2, МВт о ДДц-у, нм /ч Л ¿ПГУ, м3/(МВт-ч)

2,53 1,01 1,03 405,2 1,13

2,47 0,93 0,94 390,1 1,04

2,43 0,97 0,96 394,1 1,01

ДЛ/пт, МВт ДЛ/гту-ь МВт ДЛ/пу-2, МВт о ДДцу, нм /ч Д^пгу. м3/(МВт-ч)

2,40 0,97 0,98 400,7 0,99

Таблица 4.6. Влияние дросселирования острого пара на параметры ПГУ-450 при /¿ш = -10°С

ДМгг, МВт ДЛЬу-ь МВт ДЛГггу-2, МВт ДДп у, нм /ч Л^пгу, м3/(МВт-ч)

2,11 0,67 0,66 326,6 0,91

2,07 0,70 0,70 315,5 0,84

2,03 0,72 0,72 314,2 0,81

1,99 0,80 0,80 314,6 0,78

Анализ полученных результатов показывает, что со снижением температуры наружного воздуха затраты топлива на восполнение потерь снижаются, а, следовательно, выигрыш режима при скользящем давлении уменьшается.

Для удобства дальнейшего применения полученных результатов они аппроксимированы уравнением зависимости роста удельного расхода топлива от исходной нагрузки ПГУ и температуры наружного воздуха:

Д^1 (Л^, /нв) = 13,67715 - 0,062115 - NПГy + 0,12086 - /нв +

+ 7,5369 КГ5-ТУ2 пгу +11,043-10 • ^ нв — 27,816 • 10~5 • -А^пгу ' *нв• (4-27)

Приведенные выше данные экспериментов на тренажере показывают, что обеспечение требуемой маневренности ПТ достигается за счет дополнительных потерь топлива как в процессе регулирования частоты, так и при работе ПГУ в режиме «ожидания» к такому участию. Разделить дополнительные затраты за счет обеспечения маневренности ПТ и увеличения затрат на топливо по экономичности сложно, в связи с чем эти затраты рассматриваются вместе. Некоторое повышение расхода топлива в варианте «ПТ», обусловленное процессами стабилизации, сопровождается небольшим увеличением выработки электроэнергии, но в годовом объеме не превышает 0,5%.

г ГТ-ПТ г ГТ пт

дА5ипРЧ = А^нпрч -А5НПРЧ

гт-пт гг-пт гт-пт

= ад5:шн +5А5ЭГК +ад5;ад , (4.28)

С учетом указанных факторов величины дополнительных затрат по

/ гт-пт гт-пт Л

маневренности и экономичности

5А5ман ^А5ЭГК

V

представим в виде

трех составляющих:

-затрат на разность расхода топлива в варианте «ПТ» по отношению к

гт-пт

варианту «ГТ» в процессе участия ПТУ в НПРЧ — ЭД5нпрч :

топ л

-затрат на дополнительный расход топлива, связанный с работой ПТ в

гт-пт

режиме «ожидания» с прикрытым РК ВД — ЭД5ТК ;

топ л

- роста прибыли за счет продажи на рынке указанной выше увеличенной

ГТ-ПТ

выработки электроэнергии в варианте «ПТ» — дД5э

Таким образом,

гт-пт гт-пт

<5Л5[1ан +ЗЛ£ЭГК

гт-пт гг-пт гт-пт

= ЗД5нпрч +ЗД5СГК . (4.29)

ТОГО! топл

Указанные составляющие рассчитываются по следующим выражениям гт-пт у=12

Л1„ П:АВ111 . _и .

J ц У

11-111 У=Ан / V

аа5нпрчтопл = Цут • X к ■ П] ■ К1/- ^

>1

(4.30)

ГГ-ПТ >12, ГТ-ПТ / \\

^"тот = ц>т 2 л'нпрч / ■ д^тгу /■ ^/-^ц'^лнпрч ; (4-31)

топл

м

гг-пт М2/ ГГ-ггтл

ЭД55 = Дээ Е ^Ц • "у • АЭЦ ]. (4.32)

>1

В (4.30) (4.32) приняты следующие обозначения: Ц>Т9 Цээ— стоимости условного топлива и электроэнергии на рынке электроэнергии и мощности;

гт-пт

лАтгу — Рост удельного расхода топлива за счет дросселирования в РК ВД

гтт

ПТ для условий у-го месяца, рассчитанный в соответствии с (4.27); Вп , В^ — расход топлива за один цикл участия ПГУ в НТТРЧ соответственно в

ГТ-1ТГ

вариантах «ПТ» и «ГТ»; ДЭЦ —разность в выработке электроэнергии за один цикл участия в НПРЧ в варианте «ПТ» по отношению к варианту «ГТ»; Дднпрч — число часов в цикле при участии ПГУ в НПРЧ (согласно

проводимым экспериментам принимаем равным 1,5 ч).

Последовательность расчетов (алгоритм) указанных составляющих следующий:

1. Подготовка и ввод исходных данных (матрицы среднемесячных температур наружного воздуха, числа суток в месяцах, коэффициентов рабочего времени, регрессионные зависимости 4.22 и 4.27).

2. Расчет годовых и среднемесячных показателей ПГУ (максимальные мощности ПГУ по месяцам при заданных температурах наружного воздуха, число часов использования максимальной мощности годовое и по месяцам, число часов работы по диспетчерскому графику по месяцам, выработка электроэнергии за год и по месяцам и средняя мощность ПГУ и расход топлива по месяцам при работе по диспетчерскому графику).

3. Определение суточных и среднемесячных показателей ПГУ при работе ее в режиме участия в НПРЧ при заданном числе циклов участия ПГУ за сутки (базовая мощность ПГУ в режиме участия в НПРЧ по месяцам, число часов работы ПГУ в режиме участия в НПРЧ и в режиме ожидания за сутки и по месяцам, рост удельного и абсолютного расходов топлива при участии ПГУ в НПРЧ в варианте «ПТ» по сравнению с вариантом «ГТ», расход топлива за

один цикл и при заданном числе циклов за сутки в НПРЧ в обеих вариантах участия ПГУ в НПРЧ).

4. Определение значения превышения расхода топлива в варианте «ПТ» по отношению к варианту «ГТ» в периоды работы ПГУ в режимах участия в НПРЧ и «ожидания» за сутки, месяц и год в целом при заданном числе циклов за сутки.

5. Расчет составляющих дополнительных затрат по маневренности и

экономичности (проведенные оценочные расчеты показали, что величина

гт-пт

ЗД5э незначительна и в дальнейших сравнительных расчетах не учитывалась).

Обобщенные результаты расчетов по п.п. 1 и 2 применительно к климатическим условиям г. Москвы и ПГУ-450 приведены в табл. 4.7.

В табл. 4.8 для иллюстрации приведены расчетные данные по п.п. 3 и 4 при одном цикле участия ПГУ в НПРЧ, включающим, как было указано выше, два полуцикла («разгружение —> стабилизация параметров —> нагружение —> стабилизация параметров» и «нагружение —> стабилизация параметров —» разгружение —> стабилизация параметров»).

Обобщенные данные при большем числе циклов представлены в конце главы (см. табл. 4.11).

Таблица 4.7. Обобщенные результаты расчета оперативных показателей ПГУ-450 применительно к климатическим условиям г Москвы

№ Наименование величины Размерность Месяц Год

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Средняя температура наружного воздуха °с -10.0 -9.2 -4,3 4,4 11,9 16,0 18.1 16,3 10,7 4.3 -1.9 -7.3 4,1

2 Число суток в месяце сут 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 365

3 Число часов в месяце ч 744 672 744 720 744 720 744 744 720 744 720 744 8760

4 Максимальная мощность ПГУ МВт 498.3 498.2 499,6 487,1 468,8 455,7 448,2 454,7 472,2 487,3 497,1 498,2

5 Число часов использования максимальной мощности ч 450 450 450 460 460 470 470 470 460 460 450 450 5500

6 Коэффициент рабочего времени фр — 0.685 0,759 0,672 0,694 0,659 0,674 0,652 0,659 0,694 0,679 0,708 0,685

7 Число часов рабочего времени Лр ч 510 510 500 500 490 490 485 490 500 505 510 510 6000

8 Выработка электроэнергии Эл по диспетчерскому графику 10 3 МВт-ч 224.2 224,2 224,8 224,1 215,6 214,2 210,7 213,7 217,2 224,2 223,7 224,2 2640,8

9 Средняя мощность ПГУ по диспетчерскому графику Л^ср МВт 439.6 439,6 449,7 448,2 440,1 437,1 434,4 436,1 434,4 443,9 438,6 439,5 440,1

10 Базовая мощность ПГУ в режиме НПРЧ МВт 394,6 394,6 404,7 403,2 395,1 392,1 389,4 391,1 389.4 398.9 393,6 394,5

111

Таблица 4.8. Результаты сравнительного расчета экономичности ПГУ-450 при ее участии в НПРЧ за один цикл в сутки

№ Наименование величины Размерность Месяц Год

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Рост удельного расхода топлива в варианте ПТ м3/ (МВт-ч) 0,80 0,81 0,85 0,93 1,05 1,13 1,18 1,14 1,06 0,94 0,88 0,83 11,59

2 Число часов работы ИГУ в режиме «ожидания» ч 464 468 454 455 444 445 439 444 455 459 465 464

3 Перерасход топлива в режиме «ПТ» по п. 2 мЧо3 146,8 149,5 155,9 169,8 183,5 196,5 201,7 197,4 188,7 171,4 161,7 151,3 2074,1

4 Расход топлива за 1 цикл НПРЧ в варианте «ГГ» м3105 1,739 1,738 1,766 1,751 1,715 1,700 1.689 1,697 1,697 1,737 1,726 1,736

5 Расход топлива за 1 цикл НПРЧ в варианте «ПТ» м3-10 5 1,746 1,745 1,773 1,758 1,723 1,708 1,697 1.705 1,705 1,744 1,734 1,743

6 Превышение расхода топлива за 1 цикл «ПТ-ГТ» м3103 0,69 0,70 0,69 0,73 0,78 0,80 0,81 0,80 0,79 0,74 0,73 0,70 8,96

7 Суммарное превышение по п. 3 и 6 за 1 цикл мЧо 3 147,4 150,2 156,6 170,5 184,3 197,3 202,5 198.2 189,4 172,1 162,5 152,0 2083,1

8 То же в условном топливе т.у.т. 2453,7

9 Затраты на топливо по п 8 Ц>ч = 4000 руб./т.у.т. млн. руб. 9,815

112

4.5. Сравнение вариантов участия ПГУ в НПРЧ по показателям надежности

Как было указано выше, помимо факторов маневренности и экономичности, сравниваемые технологии участия ПГУ в НПРЧ отличаются между собой по фактору надежности.

Значительный вклад в надежность бинарной дубль-блочной ПГУ вносят основное ее оборудование: ГТУ с КУ и ПТ. Надежность КУ и ПТ в главной мере определяется малоцикловыми усталостями входных элементов (подводящие патрубки и паропроводы высокого давления) [65-68]. Внутренние напряженности в металле начинают возникать в результате колебаний температур превышающих 30°С/мин [33, 69]. Моделирование процессов участия энергоблока ПГУ в НПРЧ в двух вариантах («ГТ» и «ПТ») не показали превышение критических скоростей изменения температу ры выходящих газов ГТУ на входе КУ и пара высокого и низкого давления на входе ПТ. В результате чего было принято решение, что определяющим элементом по фактору надежности при участии ПГУ в НПРЧ стоит рассматривать ГТУ. Частые резкие изменения нагрузки ГТУ в варианте «ГТ» приводят к сокращение срока ее жизни.

Дополнительные затраты на надежность представляются двумя составляющими:

гт-пт

- стоимостью капитального ремонта ЗД5£Р I

-потери прибыли станции, из-за недоотпуска электроэнергии на рынок

гт-пт

электроэнергии во время проведения капитального ремонта <ЭД5э

Таким образом, затраты, связанные с фактором надежности, равны:

гт-пт гт-пт гт-пт

5А5нгад . (4.33)

Удобным инструментом для расчета остаточного ресурса является использование понятия эквивалентной наработки в базовом режиме, когда

каждому скачку нагрузки ставится в соответствие приведенное число часов работы [70, 71].

В соответствии с [72] расчет эквивалентных часов складывается из доли изнашивания, зависящей от времени при базовой нагрузке, и циклические доли изнашивания оборудования:

где П] — число запусков; а\ — фактор запуска (а\ = 10); Пг — число быстрых изменений нагрузки; аг— фактор быстрых изменений нагрузки (а2= Ю); эквивалентные часы вследствие быстрых изменений температуры; п— число быстрых изменений температуры; — рабочие часы до базовой нагрузки; Ь\ -фактор базовой нагрузки (Ь\ = 1); /2— рабочие часы сверх базовой до пиковой нагрузки; Ьг— фактор пиковой нагрузки (Ь2 = 4); /— фактор оценки топлива (/= 1,0 для газообразного топлива и дистиллята при соблюдении требований по составу, /= 1,5 для дистиллята с легким превышением граничного значения для вредных веществ Ыа + К или V в соответствии с требованиями к составу, 1,5 < /*< 4,0 для тяжелых топлив и зависит от анализа топлива и температуры на входе турбины); \у— фактор оценки для впрыска воды/водяного пара

Для подсчета эквивалентных часов ГТ представим, что произошло изменение частоты сети, например, возрастание, в результате чего ГТ начнет разгружаться. После участия других энергоблоков во вторичном регулировании и восстановления частоты энергосистемы ГТ вернется на базовую мощность.

За цикл в работе принят процесс, при котором ПГУ — разгружается в результате возрастания частоты, нагружается до базовой нагрузки, нагружается в результате уменьшения частоты, разгружается до базовой нагрузки.

Число запусков не учитываем, считаем, что газовая турбина все время находится в работе.

п

(4.34)

(1,0<и/<1,9).

Число быстрых изменений нагрузки (л2) ГТУ? при которых скорость ГТ

превышает ограничения завода-изготовителя, за цикл составляет: - для способа регулирования мощности «ГТ» два раза; -для способа регулирования мощности «ПТ» нуль раз. Согласно рис. 4.5 быстрых изменений температуры за цикл не

происходит.

1000

ю

В с

эг

3 £ I

с

I

Я

о

о

1

0 100 200 300 400

Изменения температуры на выходе турбины ДЭотс

Рис. 4.5. Эквивалентные часы для быстрого изменения температуры на выходе турбины

Фактор оценки топлива и для впрыска воды/водяного пара (и) принимаем равным 1,0.

За сутки число рабочих часов на базовой нагрузки рассчитываются по

выражению:

4 = 24 - ¿2 • (4.35)

Рабочие часы сверх базовой до пиковой нагрузки (/2) определяются исходя из удовлетворения требований Системного оператора и ограничения завода-изготовителя. Приняв максимальное отклонение частоты, за которое

энергоблоку необходимо изменить свою мощность на 10% (см. рис. 3.3), время работы сверх базовой нагрузки составит 2 мин.

Изменение мощности блока ПГУ-450 на 10% составляет 45 МВт. После вторичного регулирования блок возвращается на исходную нагрузку с максимально разрешенной скоростью завода-изготовителя 11 МВт/мин, , что при работе ПГУ-450 с полным составом оборудования по времени составит 2,05 мин.

Следовательно, число рабочих часов сверх базовой до пиковой нагрузки за один цикл составит:

'2=4- /со + /ст1 + /ст2 + ^ст3 + 'ст4, (4.36)

где /со — время регулирования частоты по требованиям Системного оператора (/со = 2 мин = 0,03333 ч); г . — время стабилизации /-ого участка цикла.

Время установившегося состояния после первичного регулирования Цсту) может быть учтено во времени рабочих часов (£) по двум причинам:

-нет нарушений ограничений, установленных заводом-изготовителем, не по скорости изменения нагрузки, не по скорости изменения температуры выходных газов;

-сам процесс стабилизации характерен для работы блока в базовом режиме.

Пояснение к расчету времени Ь и £ представлено на рис. 4.6.

Рис. 4.6. Расчет рабочих часов на базовой нагрузки (д) и рабочих часов сверх базовой до пиковой нагрузки (£) за один цикл: 1 — вариант «ГТ»; 2— вариант «ПТ»

Время стабилизации рассчитывается из условия отклонения нагрузки от установившегося состояния не более 0,5%-АЛ^ = 0,225 МВт. Расчеты показали, что суммарное время стабилизации за цикл примерно одинаковое и равняется:

- для варианта «ГТ» = 37,5 мин = 0,62491 ч;

- для варианта «ПТ» /^Тср = 54,6 мин = 0,91034 ч.

Согласно (4.36) и (4.35), число рабочих часов на базовой нагрузки и рабочих часов сверх базовой до пиковой нагрузки за один цикл составит:

- для варианта «ГТ» = 0,65824 ч; ^ ц = Лц - ц = 0,84176 ч ;

- для варианта «ПТ» ^ ц = 0,94367 ч; (¡пц =ЬЦ-4*1 ц = 0,55633 ч.

Таким образом, уравнение расчета эквивалентных часов (4.34) для одних суток в зависимости от количества циклов участия ПТУ в НПРЧ примет вид:

- для варианта «ГТ»:

= а2 . /72 . /77ц + (/} . [24- гг] + ¿¡5 ■ • шц)= 24 + 21,97472• тп; (4.37)

- для варианта «ПТ»:

^ = Ь, • (24- ь)+ Ьг • ь • тц = 24 + 2,83101 • тц. (4.38)

Результаты расчета приведены в табл. 4.9.

Таблица 4.9. Количество эквивалентных часов за сутки

Количество циклов в сутки и Н 'экв ^ гт-пт Л4в

ГТ ПТ ГТ ПТ ГТ ПТ

1 23,342 23,056 0,658 0,944 45,97 26,83 19,14

2 22,684 22,113 1,316 1,887 67,95 29,66 38,29

3 22,025 21,169 1,975 2,831 89,92 32,49 57,43

4 21,367 20,225 2,633 3,775 111,90 35,32 76,58

5 20,709 19,282 3,291 4,718 133,87 38,16 95,71

График эквивалентных часов за сутки в зависимости от числа циклов представлен на рис. 4.7.

160 140 120 100 80 60 40 20 0

о

Рис. 4.7. Эквивалентные часы за сутки от числа циклов участия ПГУ-450 в НГТРЧ за сутки: 1 — вариант «ГТ»; 2— вариант «ПТ»

гт-пт

Для расчета ЗД5£р принимаем условие, что при постоянном

жизненном цикле ГТУ снижение ресурса ГТУ приводит к увеличению эксплуатационных затрат на техническое обслуживание газовых турбин, путем сокращения межремонтного периода и соответствующего увеличения числа капитальных ремонтов.

Тогда в принятых условиях число ремонтов в период между очередными капитальными ремонтами увеличивается на величину: - в варианте «ГТ»:

¿1ор ( . гг ^

(4.39)

АтП= кр

кр ^.НОО 1 экв г

У

гр нор 7кр

- в варианте «ПТ»:

еор ( с ПТ

4в • Лг ~1 ' (4.40)

АтПТ = ^

ггНОр

2кр

V

где ^"р р — нормативное число лет в период между капитальными ремонтами;

^кр°Р — нормативная длительность работы ГТ между очередными

капитальными ремонтами в эквивалентных часах; д — число рабочих суток в

гт пт

течение года; , — суточное число эквивалентных часов

соответственно в вариантах «ГТ» и «ПТ».

Увеличение числа капитальных ремонтов за год в варианте «ГТ» по сравнению с «ПТ» произойдет на величину:

ГТ-ПТ

гт пт

гт-пт А/7/'п - ¿л п •А, Дш = -агэкв 4 41

£Н0Р Т^нор

Лкр -*кр

Увеличение затрат на капитальный ремонт, приведенный к одному году, составит:

ГТ-ПТ ГТ-ПТ , ч

=Л™кр • 5КТ, (4.42)

где 5кр — стоимость капитального ремонта.

Завод-изготовитель ГТЭ-160 определяет жизненный цикл газовой турбины 150000 ч и число капитальных ремонтов за весь жизненный цикл не менее пяти. Следовательно, нормативная длительность работы ГТ между

капитальными ремонтами составляет не более 30000 ч. Принимая во внимание число рабочих часов в год 6000 ч, число рабочих суток равно 250. Тогда выражение (4.42) примет следующей вид:

гг-пт гт-пт

5А51р = 0,008333- А/Эскв • 5кр. (4.43)

гг-пт

В табл. 4.10 приведены расчеты по определению при

различных числе суточных циклов участия ПГУ в НПРЧ и затрат на капитальный ремонт ПГУ.

Таблица 4.10. Результаты расчета дополнительных затрат за год на надежность

№ Наименование величины Размер- Число циклов за сутки

ность 1 2 3 4 5

Разность суточных эквивалентных

1 часов г ГГ-ПТ „ ГТ ПТ Д/ = /с - гс '-"эк 'эк 1эк ч 19,14 38,29 57,43 76,58 95,71

2 Увеличение числа капитальных ремонтов в варианте «ГТ» за год шт. 0,160 0,319 0,479 0,638 0,798

Дополнительные 5,0 млн.руб. 0,798 1,595 2,393 3,191 3,988

3 затраты за год на ремонт при разных (млн. руб.) 7,5 млн. руб. 1,196 2,393 3,589 4,786 5,982

10,0 млн. руб. 1,595 3,191 4,786 6,382 7,976

Останов энергоблока для проведения капитального ремонта приводит к дополнительному снижению прибыли станции, связанным с недоотпуском электроэнергии на рынок электроэнергии и мощности. Не зная времени проведения капитального ремонта, расчет проводится по среднегодовым показателям.

Потери прибыли станции на рынке электроэнергии, связанные с простоем во время ремонта, определяются выражением:

1 1 • Дф • • (цээ - • Дут)' Рпрээ- (4-44)

где Акр — длительность капитального ремонта; А£р — средняя годовая

мощность по диспетчерскому графику; ¿£р — среднегодовой удельный расход

топлива; Цут, Цээ — стоимости условного топлива и электроэнергии на рынке электроэнергии и мощности; (311рээ— доля продажи электроэнергии на рынке электроэнергии..

Длительность капитального ремонта ориентировочно примем 45 дней, что при восьмичасовом рабочем дне составит:

=45-8 = 360 ч. (4.45)

Среднегодовой удельный расход топлива рассчитаем используя (2.12) и табл. 4.7:

1 93468,4 — з

# = -сру =--= 212>38 _м_ = 0 250 тул^ (4 46)

р ДГГ 440,1-МВг МВт • ч МВт ч

1 ¥ср

Цена топлива зависит от множества факторов и меняется от территориального расположения добычи энергоресурсов и их транспортировки. Средний тариф рыночной стоимости электроэнергии составляет 1200 руб./МВт-ч, а условного топлива — 4000 руб./т.у.т.

Имея высокий показатель КПД, парогазовая установка производит электроэнергию, продаваемую на рынке электроэнергии по низкой цене, что определяет ее высокий спрос. Примем долю продажи электроэнергии на рынке (Рпрээ) равной 0,95.

Итоговые результаты расчета, учитывающие все дополнительные затраты за год для различного числа суточных циклов, при участии ПГУ в НПРЧ представлены в табл. 4.11.

Таблица 4.11. Результаты расчета суммарных дополнительных затрат за год при участии

энергоблока ПГУ в НПРЧ

№ Наименование величины Размерность Число циклов за сутки

1 2 3 4 5

1 Суммарное превышение расхода топлива «ГТ-ПТ» т.у.т. 2453,7 2218,1 1982,5 1746,9 1511,2

2 Суммарные затраты на дополнительное топливо «гт-ггг» млн. руб. 9,815 8,872 7,930 6,987 6,045

3 Суммарные потери из-за недоотпуска электроэнергии во время проведения капитального ремонта млн. руб. 4,786 9,574 14,359 19,147 23,930

4 Дополнительные затраты на надежность при разных (млн. руб.) 5,0 млн. руб. 5,583 11,169 16,752 22,338 27,918

7,5 млн. руб. 5,982 11,967 17,949 23,933 29,912

10,0 млн. руб. 6,381 12,764 19,145 25,529 31,906

5 Суммарные дополнительные затраты при разных 5кр (млн. руб.) 5,0 млн. руб. -4,232 2,297 8,822 15,351 21,873

7,5 млн. руб. -3,833 3,094 10,019 16,946 23,867

10,0 млн. руб. -3,434 3,892 11,215 18,541 25,861

На рис. 4.8 представлена поверхность выигрыша варианта «Г1Т» в зависимости от числа циклов участия ПГУ в НПРЧ за сутки и стоимости капитального ремонта ГТ.

Рис. 4.8. Выигрыш варианта «ПТ»

Таким образом, обобщая результаты проведенных расчетов, можно констатировать, что с учетом факторов маневренности, экономичности и надежности при участии ГТГУ-450 в НПРЧ вариант «ГТ» может быть применен если ПГУ в течение суток будет привлекаться к НПРЧ не более одного раза (один цикл полностью или два полуцикла). При необходимости участия ПГУ в НПРЧ больше, чем один цикл, вариант привлечения ПГУ к НПРЧ «ПТ» очевидно предпочтительнее, в основном, за счет большей надежности ГТУ в долгосрочном аспекте времени. Наибольший вес при выборе технологии оказывает фактор надежности, а именно количество остановов газовой турбины на техническое обслуживание и ремонт и связанные с этим потери прибыли станции из-за недоотпуска электроэнергии на рынок. 4.6. Результаты и выводы по главе