Электрическими станциями различных типов

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.