Распределение электрических нагрузок между
Ранее отмечено, что отдельные электростанции связаны друг с другом и отдают электроэнергию в энергосистему региона или страны. Из этой системы получают электроэнергию разнообразные по составу, мощности, режиму работы и другим показателям потребители. Такое объединение в энергосистему позволяет: уменьшать суммарную установленную мощность электростанций; резервировать мощность за счет возможного маневрирования станций разного типа; уменьшить общий расход топлива; увеличить надежность электроснабжения потребителей за счет дополнительных взаимных связей; повысить экономичность выработки электроэнергии путём оптимального распределения электрических нагрузок между станциями различных типов.
Суммарная электрическая нагрузка группы потребителей, подключенных к электроэнергетической системе, зависит от многих факторов: состав потребителей, их мощность, режим работы, используемая технология и оборудование, время суток и года, климатические условия и т.д. Примерный суточный график электрической нагрузки промышленного района представлен на рис.1.14. Для него характерны неизменная за сутки (базисная) нагрузка Р1; слабопеременная (полупиковая) нагрузка от Р1 до Р2; пиковая нагрузка Р3. В каждый момент времени в электроэнергетической системе должен существовать баланс вырабатываемой и потребляемой мощности (с учетом потерь). В противном случае режим работы энергосистемы в целом и отдельных ее элементов может стать аварийным вплоть до "развала", т.е. полного отключения друг от друга всех источников и потребителей электроэнергии. Для поддержания баланса мощности необходимо регулировать, изменять мощность, генерируемую на электростанциях. Разная мощность и инерционность энергоблоков обусловливают определенные закономерности их использования как с технической, так и с экономической точки зрения. Базисную нагрузку несут наиболее мощные и инерционные электростанции - АЭС и крупные ТЭС. Полупиковую нагрузку покрывают маневренные агрегаты ГЭС, ГАЭС и агрегаты небольшой мощности ТЭЦ. Пиковую нагрузку обеспечивают гидрогенераторы, а также рассматриваемые ниже газо-турбинные (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ).
Конкретный состав электростанций в регионе может частично менять рассмотренный вариант распределения нагрузок, но общие принципы остаются неизменными.
Рис.1.14. Суточный график нагрузки.
1.6. Газотурбинные и парогазовые силовые установки.
Основная область применения ГТУ и простейших ПГУ - покрытие пиковых и полупиковых нагрузок, но эти установки могут использоваться и в длительном режиме работы.
Газотурбинные установки. В качестве рабочего тела в ГТУ используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и температуре. В газовой турбине происходит преобразование тепловой энергии газов в кинетическую энергию вращения ротора. Конструктивно газовые турбины аналогичны паровым, но они более компактны за счет меньшего объёма рабочего тела. Это позволяет уменьшить по сравнению с паровыми турбинами такой же мощности капитальные затраты на 20…25%, расход металла на 50%, численность обслуживающего персонала в 2...2,5 раза. Диапазон мощностей выпускаемых газовых турбин велик - от десятков киловатт для ГТУ на транспорте до 150 МВт для промышленных энергоблоков (турбина совместной разработки фирм "Ленинградский металлический завод" и "Сименс").
Работа ГТУ осуществляется следующим образом. B камеру сгорания 1 (рис.1.15) подается жидкое или газообразное топливо и воздух. Получающиеся в камере сгорания газы 2 с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины 3. Турбина вращает вал электрического генератора 4 и компрессора 5. Компрессор необходим для подачи под давлением воздуха 6 в камеру сгорания. Этот воздух подогревается в регенераторе 7 отработавшими в турбине горючими газами 8, что повышает эффективность сжигания, топлива в камере сгорания.
Рис.1.15. Схема ГТУ.
Практическое использование мощных ГТУ связано с увеличением их КПД, который пока составляет 25…35%, и с увеличением ресурса их работы.
Парогазовые установки. Отработанные газы ГТУ имеют высокую температуру, что и снижает кпд термодинамического цикла. Повысить экономичность установки можно, используя парогазовый цикл. ПГУ представляют собой технологическое соединение паротурбинной и газотурбинной установок, объединенных общим тепловым циклом (рие.1.16). Газовая турбина 1 обеспечивает работу генератора 2. Рабочее тело подается в турбину компрессором 3 через камеру сгорания 4. Отработавший в ГТУ газ с достаточно высокой температурой поступает в топку парового котла 5, вытесняя соответствующее количество сжигаемого топлива. Котел снабжает паром паровую турбину 6, обеспечивающую работу генератора 7. Из турбины конденсат возвращается в паровой котел. В такой схеме используется низконапорный котел с давлением газа в топке около 0,1 МПа, что лишь немного повышает кпд цикла в целом. Используя схемы ПГУ с высоконапорным котлом (давление до 1,0 МПа), можно получить кпд 42...43%. Такие системы предполагается широко использовать в ближайшие годы [3]: до 2000 года планируется вводить на новых и реконструируемых ТЭС мощности ПГУ по 1,0 млн кВт в год, а после 2000 года - по 2 млн кВт в год, Всего за 15 лет должно быть введено 20…25 млн кВт мощности ЛГУ, что увеличит потребность в газе на 72...74 млн т.у.т.
Рис.1.16. Схема ПГУ.