Лекция 3. Режимы работы и маневренность блочных ТЭС

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

ДИСЦИПЛИНЫ

«ЭКСПЛУАТАЦИ Я ТЭС и ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ»

Для специальности 050717 – Теплоэнергетика

Учебно-методические материалы

Семей

200 9

Содержание

1 ГЛОССАРИЙ.. 3

2 ЛЕКЦИИ.. 5

Лекция 1. Введение. 5

Лекция 2. Характеристики и некоторые вопросы работы основного оборудования ТЭС при переменных режимах. 11

Лекция 3. Режимы работы и маневренность блочных ТЭС.. 25

Лекция 4. Режимы работы ТЭЦ и факторы, определяющие эффективность отпуска тепла от теплофикационных турбин. 32

Лекция 5. Режимы пуска и остановка основного оборудования ТЭС.. 38

Лекция 6. Основы эксплуатации ТЭС.. 67

3 ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ.. 91

Практическое занятие 1. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ.. 91

Практическое занятие 2. Энергетические характеристики турбин. 92

Практическое занятие 3. Котлоагрегаты.. 93

Практическое занятие 4. Мобильность блоков. 94

Практическое занятие 5. Утилизация тепла в конденсаторах турбин. 94

Практическое занятие 6. Пуск турбин. 95

Практическое занятие 7. Пуск котлоагрегатов. 96

Практическое занятие 8. Эксплуатация топочных устройств. 97

Практическое занятие 9. Эксплуатация вспомогательных установок турбины.. 98

4 САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ.. 99

ГЛОССАРИЙ

Нагрузкой называется вырабатываемое электрической станцией в данный момент времени количество энергии.

График нагрузки – графическое изображение изменения нагрузки во времени.

Коэффициент неравномерности графика α определяется как отношение минимальной нагрузки к максимальной.

Коэффициент плотности графика β определяется как отношение средней нагрузки к максимальной.

Базовые электрические станции - мощные блочные ТЭС сверхкритического давления, прежде всего с блоками 500, 800 МВт и перспективными блоками еще большей единичной мощности.

Теплофикационный поток пара – это поток пара,который после использования в турбине поступает к тепловому потребителю.

Конденсационный поток пара - потока пара существенная часть тепла, которого теряется в конденсаторе.

Энергетической характеристикойтурбоагрегата называется зависимость расхода тепла на турбину от электрической нагрузки генератора и тепловой нагрузки регулируемых отборов пара.

Стационарный или установившийся режим – это режим, при котором значения всех параметров, определяющих режим работы котлоагрегата, остаются неизменными.

Переменные режимы котлоагрегата состоят из последовательно проходимых установившихся режимов.

Переходные или неустановившиеся процессы – это процессы, которые происходят при переходе от одного стационарного режима к другому параметры, характеризующие работу котлоагрегата, изменяются от одного установившегося значения к другому.

Регулировочный диапазон блоков — диапазон нагрузок, в пределах которого блоки работают вполне надежно.

Устойчивость горения — основной фактор, лимитирующий минимально допустимую нагрузку котлоагрегатов, работающих на твердом топливе.

Приемистость блоков— способность их к быстрому изменению нагрузки и участию в первичном и вторичном регулировании частоты в системе.

Продолжительность пуска блока состоит из отдельных этапов: растопки котлоагрегатов, прогрева и разворота турбины, нагружения блока.

Аккумулирующая способность котлоагрегата - количество дополнительно получаемого пара при снижении давления на 1 МПа называется.

Важнейшие режимные показатели отпуска тепла от ТЭЦ - расчетный часовой коэффициент теплофикации , число часов использования расчетного отпуска тепла от турбоагрегатов h _Tи максимума тепловой нагрузки ТЭЦ h _ТЭЦ.

Теплофикационные пучки – пучки, использующиеся для подогрева сетевой или добавочной воды при работе турбин по тепловому графику, т. е. при заданной величине регулируемых отборов и минимальном расходе пара в конденсатор.

Естественнаяманевренность ТЭЦ определяется неравномерностью суточных и сезонных графиков тепловых нагрузок и снижением мощности турбин на базе теплового потребления в часы провалов тепловых нагрузок.

Принудительная маневренность ТЭЦ определяется повышением маневренности ТЭЦ выше естественной за счет специального снижения тепловой нагрузки.

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка.

РОУ - редукционно-охладительная установка.

Перепитка котла - недопустимое повышение уровня воды, резкое понижение температуры пара.

Авария (отказ в работе) - нарушение нормальной работы ТЭС, а также случаи повреждения энергетического оборудования в зависимости от характера нарушения, степени повреждения и их последствии.

ЛЕКЦИИ

Лекции– форма учебного занятия, цель которого состоит в рассмотрении теоретических вопросов излагаемой дисциплины в логически выдержанной форме.

Лекция 1. Введение

Содержание лекционного занятия

1 Графики электрических нагрузок, их особенности и характеристики.

2 Базовые, полупиковые и пиковые электрические станции.

Одной из важнейших особенностей энергетического производства является жесткая зависимость режима работы электрических станций от режима потребления энергии на промышленных предприятиях, транспорте, в быту и сельском хозяйстве, изменяющегося под влиянием различных факторов:

- сменности работы,

- технологических особенностей производства,

- климатических условий и др.

Поэтому производственные процессы в энергетике отличаются динамичностью, т. е. постоянным изменением во времени общей нагрузки электростанций и отдельных агрегатов. Электроэнергия не может складироваться (аккумулироваться) на станции или у потребителя, кроме небольших количеств энергии, запасаемых в аккумуляторах. Значит, электрические станции в каждый момент времени вырабатывают столько электроэнергии, сколько ее необходимо для потребления. Это же в целом относится и к теплу.

Вырабатываемое электрической станцией в данный момент времени количество энергии называется нагрузкой, а изменение нагрузки во времени изображается графически в виде графика нагрузки. В зависимости от отрезка времени, для которого строятся графики нагрузок, различают суточные, недельные, сезонные (лето, зима и т. д.) и годовые графики. По виду потребляемой энергии они разделяются на графики электрической и тепловой нагрузок.

Графики нагрузок служат для выбора состава оборудования при проектировании электрической станции, определения текущих и годовых технико-экономических показателей, распределения нагрузок и установления оптимальных режимов работы оборудования. Особенно большое значение для выбора режимов работы и эксплуатации оборудования электрических станций, в том числе и ТЭС, имеют суточные графики нагрузок.

Суточный график электрической нагрузки отличается значительной неравномерностью. Как видно на рисунке 1, нагрузка непрерывно изменяется, достигая в определенные моменты наибольшей (Р_max) и наименьшей (Р_min) величины. Суточный график является обычно «двугорбым», т. е. имеет два пика — утренний и вечерний максимумы нагрузок. Ночной провал нагрузок связан с тем, что в этот период сохраняется практически только нагрузка трехсменных предприятий. Примерно в 6 ÷ 8 ч утра нагрузка возрастает в связи с возобновлением работы остальных предприятий, транспорта, а также увеличением осветительной нагрузки. Провал потребления электрической энергии наблюдается в 12 ÷ 14 ч в связи с обеденным перерывом на промышленных предприятиях. Максимальная величина нагрузки имеет место, как правило, в вечерние часы в результате резкого увеличения коммунально-бытовой нагрузки. Суточный график летнего дня отличается от графика зимнего дня меньшей величиной максимумов, причем вечерний максимум смещается на более позднее время.

Площадь графика выражает в определенном масштабе количество потребляемой за сутки электрической энергии. При этом ее можно разбить на три зоны: пиковая часть суточного графика ограничивается горизонталями, проходящими через максимальное и среднее (Р_СР) значения нагрузки (зона 3); полупиковая часть графика (зона 2)ограничивается линиями, проходящими через среднюю и минимальную нагрузку; остальная часть графика нагрузки (зона 1) называется базовой. В сумме полупиковая и пиковая части графика образуют зону переменной нагрузки. Выделенные зоны нагрузок отличаются, прежде всего, длительностью их в течение года.

Рисунок 1 - Суточный график электрических нагрузок

Максимум и минимум нагрузки являются наиболее важными точками суточного графика. Графики нагрузки характеризуются также следующими основными показателями:

- коэффициентом неравномерности графика α, определяемым как отношение минимальной нагрузки к максимальной:

(1.1)

- коэффициентом плотности графика β, определяемым как отношение средней нагрузки к максимальной:

(1.2)

- абсолютной величиной и скоростью прироста нагрузки в утренние часы и спада ее в вечерние часы.

Показатели α и β суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы зависят от состава и режима работы потребителей энергии (от доли энергоемких потребителей с непрерывными производственными процессами, увеличиваясь с ее ростом). Они меняются по суткам педели и сезонам года. Зимой значение их несколько меньше, чем летом, вследствие совпадения времени наступления максимумов производственной и осветительной нагрузки. Неравномерность электрической нагрузки в течение недели обусловливается снижением нагрузки в выходные дни на предприятиях, допускающих перерывы в процессе производства. Неравномерность суточного и недельного потребления энергии усложняет условия эксплуатации и снижает надежность и экономичность работы оборудования электрических станций в связи с необходимостью его разгрузки и частичного останова в часы провалов нагрузки с последующим быстрым нагружением и пуском. Поэтому необходимо стремиться к снижению неравномерности графиков нагрузки. Основными путями достижения этой цели являются:

- укрупнение энергетических объединений и создание в итоге Единой энергетической системы, что позволяет объединить потребителей с резко неравномерным и базовым характером нагрузок и достигнуть совмещения во времени минимума и максимума нагрузок;

- осуществление специальных тарифных мероприятий, заключающихся в повышении тарифов на электроэнергию, потребляемую в часы максимума нагрузки, и в снижении их в часы минимумов нагрузки;

- строительство ГАЭС, позволяющих запасать энергию в часы провалов нагрузки с последующей выдачей ее в периоды пиков нагрузки.

В объединенных энергосистемах (ОЭС) пиковая зона и переменная часть графика нагрузки достигают наибольшего значения, как правило, в рабочие сутки зимнего периода и составляют в различных ОЭС от 7 до 20 % (пиковая часть) и от 15 до 45% (переменная часть суточного максимума нагрузки). Наибольший часовой прирост нагрузки в утренние часы зимнего рабочего дня достигает 7 ÷ 18 % максимума. В выходные и праздничные дни нагрузка снижается по сравнению с нагрузкой рабочего дня на 20 ÷ 30 %.

Большая неравномерность суточных графиков электрических нагрузок предъявляет повышенные требования к маневренным характеристикам оборудования электрических станций.

2 - Оптимальное развитие энергетики, обеспечивающее минимальную величину расчетных затрат, может достигаться только при одновременном строительстве различных типов ТЭС, отличающихся числом часов использования установленной мощности в году. В соответствии с наличием трех зон суточного графика нагрузок различают базовые, полупиковые и пиковые электростанции.

Для базовых станций значение числа часов использования установленной мощности можно принять в пределах 5000 ÷ 7500 в год, для полупиковых и пиковых оно составит соответственно 2000 ÷ 5000 и 500 ÷ 2000. С течением времени морально устаревшие ТЭС, имеющие меньшую экономичность, постепенно переходят в разряд полупиковых и пиковых.

Число часов использования установленной мощности определяет структуру расчетных затрат на производство электрической энергии и требования к экономическим, маневренным и стоимостным показателям станции.

К базовым электрическим станциям, прежде всего, предъявляется требование высокой тепловой экономичности, для полупиковых и пиковых станций определяющими являются высокая маневренность и низкая величина капитальных вложений, для достижения которых оправданным становится некоторое снижение экономичности.

Высокая тепловая экономичность базовых ТЭС достигается применением энергетических блоков большой мощности на сверхкритическое давление с предельной температурой перегрева 540 ÷ 565 °С, с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и низким конечным давлением, с обязательным применением промежуточного перегрева пара. Это реализуется ценой больших капиталовложений, причем при проектировании таких энергетических установок к ним предъявляются меньшие требования в части маневренности.

К базовым электрическим станциям относятся мощные блочные ТЭС сверхкритического давления, прежде всего с блоками 500, 800 МВт и перспективными блоками еще большей единичной мощности. В базовой части графика должны работать также АЭС, отличающиеся низкой величиной топливной составляющей себестоимости электрической энергии, и ТЭЦ, разгрузка которых ограничивается величиной присоединенных тепловых нагрузок.

Энергетические установки полупиковых станций должны быть маневренными, с умеренными удельными капиталовложениями. Для таких станций перспективным является применение специальных паротурбинных блоков мощностью 500 МВт и выше, работающих с пониженными начальными параметрами пара на уровне 12,7 МПа, 510 ÷ 520 °С.

Снижение температуры свежего пара позволяет повысить маневренность установок за счет увеличения скорости и сокращения времени прогрева главных паропроводов и турбин. Примерное сокращение времени пуска турбины ПТ-60-130/13 из холодного состояния приведено на рисунке 2. Промперегрев для полупиковых блоков уменьшает мобильность, но не приводит к существенному ухудшению пусковых характеристик, если предусмотреть подачу во вторичный пароперегреватель пара от постороннего источника. Поэтому полупиковые блоки могут выполняться как с промежуточным перегревом пара, так и без него. В целях уменьшении стоимости блоков для переменной части графика оправданным также является снижение в определенных пределах температуры питательной воды и упрощение схемы регенерации, повышение конечного давления, температуры уходящих газов, скорости теплоносителей. Некоторые результаты оптимизации параметров таких паротурбинных установок приведены в работе.

Эти мероприятия, упрощающие конструкцию блоков, одновременно обеспечивают повышение их маневренности.

Одновременно при создании паротурбинных установок для переменной части графика нагрузок возможно применение ряда других специальных мероприятий по улучшению маневренных характеристик основного оборудования, таких, как поддержание определенного температурного уровня роторов турбин за счет экранирования паровпуска и проточной части, разработка специальной конструкции уплотнений турбин, позволяющих увеличить зазоры в них на пусковых режимах и др.

Рисунок 2 - Относительное сокращение времени пуска турбины ПТ-60-130/13 из холодного состояния в зависимости от температуры свежего пара

Повышение маневренности котлоагрегатов возможно за счет применения комбинированной циркуляции рабочей среды в экранах топки и рециркуляции дымовых газов. Использование принудительной рециркуляции части рабочей среды с помощью специальных насосов улучшает циркуляцию и повышает надежность работы котлоагрегатов в период пуска, малых нагрузок и останова, способствует расширению их регулировочного диапазона. Рециркуляция дымовых газов (ввод части газов из конвективных: газоходов в топку) позволяет получить стабильную температуру перегрева пара в широком диапазоне нагрузок, снижает температуру и повышает надежность экранных поверхностей в зонах наибольших тепловых потоков и др.

Другим перспективным типом энергетических установок для полупиковой зоны графика являются парогазовые, выполненные на основе пристройки газотурбинных установок к паротурбинным блокам для совместной работы в часы максимума нагрузок. Одна из наиболее эффективных схем такой пристройки приведена на рисунке 3. Пиковая газотурбинная установка (ГТУ) включается в часы максимума нагрузок, причем тепло уходящих газов ГТУ используется для подогрева питательней воды паротурбинной установки, при этом повышается мощность паровой турбины за счет отключения регенеративных подогревателей высокого и среднего давления и обеспечивается повышение к.п.д. ГТУ за счет утилизации тепла уходящих газов в газоводяном подогревателе (ГВП). После прохождения пиков нагрузки ГТУ отключается, и паротурбинный блок работает обособленно. Для перехода с одного режима на другой служат задвижки 1 и 2. Пиковая мощность такой и комбинированной установки составляет около 130 % мощности парового блока. Хорошими маневренными свойствами обладают также ПГУ со сбросом газов газовой турбины в котел.

К — компрессор; КС — камера сгорания; ГТ — газовая турбина; КА — котлоагрегат; ЧВД и ЧНД — части высокого и низкого давления турбины; ГВП — газоводяной подогреватель; 1, 2 — задвижки.

Рисунок 3 - Полупиковая парогазовая установка

Режимные и конструктивные мероприятия по снижению стоимости и повышению маневренности должны быть в максимальной степени образованы для энергетических установок, предназначенных для работы в пиковой части графика нагрузок. В качестве пиковых установок целесообразно применение специальных паротурбинных блоков мощностью 300 МВт на параметры пара 12,7 МПа и 540 °C, которые выполняются в одноцилиндровом исполнений и имеют удельный расход тепла 2,67 Дж/Дж (2300 ккал/кBт·ч) при давлении в конденсаторе 0,008 МПа. Преимущество такого блока по сравнению с пиковыми газотурбинными агрегатами заключается в том, что он может работать практически на любом виде топлива.

Рассматривая ГТУ в качестве высокоманевренных энергетических установок, необходимо иметь и виду возможность их значительные перегрузки путем перевода на парогазовую смесь, при этом можно достигнуть почти трехкратного увеличения мощности газотурбинной установки при относительно небольшом снижении ее к.п.д.

Вопросы для самоконтроля

1 Что называют графиком электрических нагрузок?

2 В чем особенность особенности этих графиков?

3 перечислите основные характеристики графиком электрических нагрузок;

4 Каких видов бывают графиком электрических нагрузок?

5 В чем особенность базовых электрических станций?

6 В чем особенность, полупиковых электрических станций?

7 В чем особенность и пиковых электрических станций?

Рекомендуемые источники

1 Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций: [Учеб. Пособие для спец. «Тепловые электрич. станции»]. – Мн.: Высш. школа, 1978. – 288 с., ил.

2 Кантор С. А., Орлов К. Я. Усовершенствование схем регулирования энергетических установок при помощи вторичного импульса по нагрузке,— «Энергомашиностроение», 1958.

3 Электронная энциклопедия энергетики.

Лекция 2. Характеристики и некоторые вопросы работы основного оборудования ТЭС при переменных режимах

Содержание лекционного занятия

1 Методыоценки к.п.д. проточной части турбин при переменных режимах.

2 Особенности работы и методы расчета теплового процесса для теплофикационных турбин.

3 Показатели тепловой экономичности теплофикационных турбин.

4 Энергетические характеристики турбин.

5 Влияние начальных и конечных параметров пара на надежность работы и экономические характеристики паротурбинных установок.

6 Тепловые характеристики котлоагрегатов.

7 Скользящее начальное давление пара как метод регулирования нагрузки блоков.

8 Особенности применения СНД пара для теплофикационных агрегатов.

При переменных режимах происходит перераспределение давлений и теплоперепадов по ступеням турбины, изменяются расход пара, режимные параметры (М, Re и др.), аэродинамические характеристики решеток и к. п. д. ступеней.

К. п. д. ступени при переменных режимах изменяется в основном за счет потерь на входе в решетки как сопловых, так в особенности рабочих лопаток, определяемых углом атаки и потерь с выходной скоростью. Влияние чисел Re и М, степени и масштаба турбулентности набегающего потока и состояния поверхности профиля сказывается в меньшей степени. Удачным параметром, характеризующим профильные потери при ударном входе потока в решетку, является комплекс: .

Многочисленные данные, как для плоских решеток, так и для вращающихся моделей попадают на единую параболическую кривую . Зависимость для плоских решеток при различном относительном радиусе входной кромки r / b приведена на рисунке 1.

Как видно, для профилей с утолщенной входной кромкой, менее чувствительных к углу атаки, зависимость профильных потерь от комплекса у сохраняет свой характер, но становится более пологой. Основной характеристикой турбинной ступени при переменных режимах является отношение скоростей u/с₀,причем связь: - во всех случаях носит параболический характер (здесь — окружной к. п. д. ступени с полной потерей выходной скорости; и — окружная скорость на среднем диаметре ступени; с₀ — условная скорость, соответствующая всему срабатываемому в ступени перепаду тепла h₀, ).

Обобщение опытных данных для активных ступеней с цилиндрическими лопатками, имеющими аэродинамически отработанные профили, с радиальными уплотнениями и оптимальными перекрышами приведено на рисунке 2 и описывается уравнением:

(2.1)

где — оптимальное отношение скоростей, при котором лопаточный к. п. д. ступени с бесконечно длинными лопатками достигает максимального значения ; коэффициент учитывает влияние на к. п. д. конечной высоты лопаточного аппарата (а₁ = 0,003).

1 – решетка профилей с r/b=0,03÷0,07;

2 - r/b=0,15; 3 - r/b=0,22.

Рисунок 1 – Обобщенные характеристики профильных потерь

энергии в решетках

Зависимость (2.1) дает удовлетворительную точность в диапазоне изменения = 0,35 ÷ 0,55. В более широком диапазоне режимов работы ступени уравнение (2.1) может быть использовано лишь для грубо приближенной оценки к. п. д.

В ступенях с длинными закрученными лопатками и трехмерным пространственным течением среды зависимость к. п. д. от режимных параметров является более сложной. В частности» в ступенях части низкого давления турбин более значительным оказывается влияние чисел Re, M, и уже при небольшом увеличении по сравнению с расчетным значением растет неравномерность потока и возникает корневая зона отрывного течения пара. Достаточно точно к. п. д. таких ступеней при переменных режимах может быть определен только на основании опытных исследований.

Рисунок 2 – Изменение в зависимости от отношения и высоты

сопловых лопаток l_C для активных ступеней

2- Переменные режимы характерны для теплофикационных турбин при условии работы проточной части их зависит не только от нагрузки, начальных и конечных параметров пара, но и от тепловой мощности и давления регулируемых отборов пара. При этом необходимо иметь в виду тесную взаимосвязь между турбиной и системой теплоснабжения, и частности давление в отопительных отборах определяется режимом работы, конденсирующей способностью и температурой нагрева воды в сетевых подогревателях.

При переменных режимах работы теплофикационных турбин существенно изменяются к. п. д. следующих отсеков:

- регулирующих ступеней части высокого и среднего давлении (при сопловом парораспределении);

- последних ступеней при изменении расхода пара и противодавления;

-группы предотборных (предшествующих регулируемым отборам пара) ступеней при изменении тепловой нагрузки и давления в камере отбора;

- отсека ступеней части низкого давления, расход пара через которые изменяется от максимального при конденсационном режиме до минимально-вентиляционного при номинальных отборах пара, а к. п. д. может снижаться вплоть до отрицательных значений.

Режимы отрицательных к. п. д. наступают при малых объемных расходах пара. При этом последние ступени ЧНД могут работать со значительным потреблением мощности и большой неравномерностью потока по радиусу и в окружном направлении.

Точное построение процесса расширения пара в теплофикационной турбине при переменных режимах представляет значительные трудности. Это обусловлено:

- существенным изменением экономичности указанных выше отсеков;

- очень сложно точно определить потери на дросселирование пара в регулирующих органах регулируемых отборов.

Для регулирования давления в производственных отборах, как правило, применяется клапанное парораспределение в ЧСД турбины. Давление в отопительных отборах регулируется с помощью поворотных диафрагм, устанавливаемых на входе в ЧНД. В современных турбинах применяются поворотные диафрагмы с неразделенным дросселем, в этом случае в соплах регулирующей ступени происходит частичное использование кинетической энергии струн пара, проходящей через щели дросселя. Поэтому определение потерь на дросселирование в ЧНД в предположении чисто дроссельного парораспределения, когда давление перед соплами первой ступени определяется по формуле Стодола — Флюгеля, записанной для отсека ЧНД, приводит к значительной погрешности.

Достаточно точное построение теплового процесса в теплофикационных турбинах необходимо для достоверного определения ее характеристик и расчета технико-экономических показателей работы и может основываться на методе учета дополнительных по сравнению с расчетным режимом необратимых потерь в отдельных отсеках, чувствительных к переменным режимам.

В общем случае дополнительная потеря в данной группе ступеней определяется по формуле:

(2.2)

где H₀ — располагаемый теплоперепад на отсек при рассматриваемом режиме; , — расчетное и текущее значения к. п. д. отсека.

При учете этой дополнительной потери для определения действительного состояния пара в некоторой точке турбины необходимо учесть возврат тепла (частичное использование потери) между рассматриваемыми точками. Если в точке 1 с параметрами p₁, Т₁ возникла потеря тепла ∆Q_l, то для точки 2 с параметрами р₂, Т₂действительная величина потери будет меньше ∆Q_l и определяется из выражения:

(2.3)

где — изоэнтропный к. п. д. на участке расширения пара между изобарами р₁ и р₂; Т₁, Т₂—абсолютная температура пара в точках 1 и 2.

Вследствие трудности определения степени дросселирования пара в клапанах парораспределения ЧВД и ЧСД турбины их следует рассматривать совместно с соответствующей регулирующей ступенью как единые отсеки.

3- Изменение эффективности теплофикационных турбин не влияет на экономичность выработки тепла, поскольку относимые к отпуску тепла потерн находятся к.п.д. турбоагрегата. Частный к. п. д. ТЭЦ по выработке тепла: , где — к. п. д. котлоагрегата, трубопроводов (теплового потока) и подогревателей. Поэтому тепловая экономичность теплофикационных турбин характеризуется только эффективностью выработки электроэнергии.

В соответствии с видами производимой энергии в теплофикационной турбине можно выделить два потока пара — теплофикационный, который после использования в турбине поступает к тепловому потребителю, и конденсационный, существенная часть тепла которого теряется в конденсаторе. Удельный расход тепла на выработку электроэнергии для теплофикационного потока пара сравнительно небольшой и отличается от теплового эквивалента только на величину механических потерь, потерь в электрическом генераторе и на излучение, поскольку остальное тепло пара полезно используется потребителем:

, Дж/Дж

(2.4)

или

, ккал/кВт·ч.

(2.5)

Здесь - механический к.п.д. турбины к.п.д. генератора.

Удельный расход тепла на выработку электроэнергии для конденсационного потока включает потери в холодном источнике и существенно (в 1,7 ÷ 2,5 раза) выше. В общем случае:

, Дж/Дж

(2.6)

или

, ккал/кВт·ч.

(2.7)

где , - термический к.п.д. цикла и внутренний относительный к.п.д.; - абсолютный электрический к.п.д. турбоустановки.

В общем случае, когда имеют место оба потока пара, удельный расход тепла на выработку электроэнергии:

(2.8)

где N _Т, N _К —соответственно теплофикационная и конденсационная мощность турбины.

Как видно из выражения (8), удельный расход тепла и соответственно удельный расход топлива на выработку электроэнергии на ТЭЦ зависит, прежде всего, от режима работы турбин (от соотношения между тепловой и электрической нагрузками турбин). С увеличением доли выработки электроэнергии на базе теплового потребления N _Т /(N_T + N _К) значение q _Э уменьшается. Поэтому удельный расход тепла q _Э непосредственно не может характеризовать эффективность теплофикационных турбин, в том числе совершенство проточной части и применяемые параметры пара.

Для турбин с противодавлением или в случае чисто теплофикационного режима работы турбин с отборами пара (при утилизации тепла отработавшего пара в конденсаторе, например для подогрева сетевой воды) N _К = 0 и q _Э = q _К. Однако и в этом случае q _Э не характеризует эффективности теплофикационных турбин, не определяет величины выработки электроэнергии на базе теплового потребления и достигаемой экономии топлива за счет комбинированного производства тепла и электричества на ТЭЦ.

Такими же недостатками, как показатель тепловой экономичности, обладает и удельный расход пара:

(2.9)

где Go — расход пара на турбину; N _Э — электрическая мощность генератора.

Он также не позволяет судить о сравнительной экономичности сопоставляемых турбин, так как значение его зависит прежде всего от величины тепловой нагрузки турбины и давления отбираемого пара. По изменению d _Э, также нельзя непосредственно определить величину экономии топлива на ТЭЦ.

В соответствии с выделением в теплофикационной турбине двух потоков пара — теплофикационного и конденсационного — основными характеристиками эффективности их следует считать внутреннюю удельную выработку электроэнергии на базе теплового потребления W _В и абсолютный внутренний к. п. д. конденсационного потока представляющий долю тепла в свежем паре, полезно используемого на производство электроэнергии. Эти характеристики определяются из следующих выражений:

(2.10)

Где , , - соответственно доля регенеративных отборов и доля регенеративной выработки электроэнергии для конденсационного и теплофикационного потоков пара; , — использованный в турбине перепад тепла соответственно для конденсационного и теплофикационного потоков пара; , , — энтальпия свежего пара, пара в камере регулируемого отбора и отработавшего пара в конденсаторе; , — энтальпия питательной воды и возвращаемого от потребителя конденсата.

Характеристики W _В и q _к позволяют непосредственно определять экономичность работы теплофикационных турбин, рассчитывать их энергетические характеристики, рассчитывать экономию топлива за счет комбинированного производства тепла и электроэнергии, а также могут быть использованы для оптимизации режимов работы турбин ТЭЦ.

4 - Энергетической характеристикой турбоагрегата называется зависимость расхода тепла на турбину от электрической нагрузки генератора и тепловой нагрузки регулируемых отборов пара.

Энергетическая характеристика (ЭХ) конденсационных турбин представляет функцию вида Q₀= f(N),которая в зависимости от особенностей системы парораспределения турбины изображается в виде выпуклой кривой или сочетания таких кривых.

Использование в практических расчетах действительных криволинейных энергетических характеристик затруднительно. Так как выпуклость криволинейных характеристик небольшая, их спрямляют и заменяют одним или несколькими участками прямой линии (рисунке 3). Прямолинейная характеристика отсекает на оси ординат отрезок, характеризующий величину расхода тепла турбиной при нулевой нагрузке и называемый расходом холостого хода Q_х.х.

Аналитическим выражением прямолинейной характеристики является уравнение:

(2.11)

где — относительный прирост тепла, или при наличии двух участков ЭХ с разным значением относительного прироста тепла r ' и r ":

(2.12)

где N _Э _K — экономическая мощность турбины, при которой происходит открытие обводного клапана.

Рисунок 3 - Спрямленная энергетическая характеристика

конденсационной турбины

Так как удельный расход тепла конденсационной турбины:

(2.13)

то характеристика удельных расходов тепла является гиперболой с асимптотой, равной r (см. рисунок 3). С ростом нагрузки влияние Q _хх на величину удельного расхода тепла снижается и значение q уменьшается.

Значительно большие трудности представляет построение энергетических характеристик теплофикационных турбин с регулируемыми отборами пара. Расход тепла на такие турбины зависит не только от электрической нагрузки генератора, но и от величины и параметров регулируемых отборов.

5 - Отклонение параметров свежего пара от поминального значения связано с изменением, как экономичности, так и надежности паротурбинных установок.

При увеличении начальной температуры пара к. п. д. и мощность турбоустановки повышаются, прежде всего, за счет роста располагаемого теплоперепада, изменяющегося пропорционально абсолютной температуре пара перед турбиной, и увеличения внутреннего относительного к. п. д. последних ступеней в связи с уменьшением конечной влажности пара. Однако при увеличении температуры существенно снижается длительная прочность металла. Одновременно при высоких температурах имеет место явление ползучести, т. е. свойство металла давать остаточные деформации при напряжениях меньше предела текучести. Ползучесть металла проявляется также и в уменьшении с течением времени напряжений в деталях, работающих с натягом. Это явление называется релаксацией напряжений и характеризуется переходом упругих деформаций в пластические, что может привести к ослаблению посадки, дисков и втулок на валу турбины, уменьшению напряжении в шпильках фланцевого соединения, а значит, к нарушению плотно горизонтального разъема турбины. Кроме того, с ростом температуры увеличивается температурное расширение деталей, что может вызвать задевание и проточной части турбин. Поэтому при эксплуатации турбин предельно допустимая температура пара строго ограничивается.

Необходимо помнить, что пропорционально снижению абсолютной температуры свежего пара уменьшаются располагаемые теплоперепады по ступеням турбины. При уменьшении начальной температуры пара происходит увеличение расхода пара через турбину с открытыми клапанами, что может вызвать увеличение механических напряжений в ступенях турбины, и особенности в последней. Поэтому работа турбины с полностью открытыми клапанами при значительном снижении температуры пара не допускается, и в инструкции по эксплуатации указывается необходимая степень разгрузки турбины.

Повышение начального давления пара для турбин с дроссельным парораспределением при частичной нагрузке практически не сказывается на мощности установки, так как давление за дроссельным клапаном (перед соплами первой ступени турбины) определяется расходом пара. При полностью открытом дроссельном клапане и для турбин с сопловым парораспределением с увеличением начального давления экономичность и мощность паротурбинной установки повышаются, однако, в меньшей степени, чем при увеличении начальной температуры. Это объясняется тем, что одновременно с некоторым увеличением термического к. п. д. цикла происходит снижение к. п. д. последних ступеней турбины в связи с ростом конечной влажности пара.

Величина давления в конденсаторе паротурбинной установки определяется многими режимными факторами, характеристиками и состоянием конденсационной установки и качеством ее эксплуатации. Изменение вакуума в конденсаторе практически не влияет на расход пара через турбину, однако существенно изменяет экономичность и мощность турбоустановки в основном за счет изменения перепада тепла в турбине, т. е. термического к.п.д. цикла.

При снижении противодавления для турбин типа Р перегружается последняя ступень, а при увеличении противодавления определенная часть последних ступеней будет работать с пониженными теплоперепадами и увеличенной степенью реактивности, что может вызвать рост осевых усилий. Суммарное изменение осевого усилия в турбине при этом зависит от конфигурации ротора. При наличии на нем уступов изменение давления на уступы в некоторой степени компенсирует рост осевых усилий в ступенях, так что при определенных условиях при увеличении противодавления суммарное осевое усилие в турбине может даже уменьшиться. Современные турбоагрегаты с противодавлением имеют защиту от перегрузки последней ступени при снижении конечного давления.

При изменении давления в регулируемых отборах теплофикационных турбин условия работы предшествующего цилиндра изменяются так же, как и для турбин типа Р при изменении их противодавления.

6 - Режим работы катлоагрегата характеризуется нагрузкой и совокупностью значений параметров, определяющих экономичность процесса производства пара. Каждому режиму работы котлоагрегата отвечает определенное значение параметров теплоносителя соответственно по газовому и паровому трактам.

Если значения всех параметров, определяющих режим работы котлоагрегата, остаются неизменными, то такой режим называется стационарным или установившимся. Переменные режимы котлоагрегата состоят из последовательно проходимых установившихся режимов. При переходе от одного стационарного режима к другому параметры, характеризующие работу котлоагрегата, изменяются от одного установившегося значения к другому. Процессы, которые при этом происходят, называются переходными или неустановившимися.

Изменение во времени параметров при неустановившемся режиме зависит от динамических характеристик котлоагрегата. Динамические характеристики являются определяющими для разработки систем автоматического регулирования и выбора параметров настройки авторегуляторов.

С точки зрения эксплуатации и организации режимов работы котлоагрегатов основное значение имеют установившиеся режимы. При таких режимах зависимость между выходными и входными параметрами котлоагрегата определяется тепловыми, или статическими, характеристиками.

Основными выходными параметрами котлоагрегата являются температура перегрева первичного и вторичного пара и к.п.д. В состав входных параметров входят его нагрузка, температура питательной воды, воздушный режим, показатели качества топлива (зольность, влажность), характеристики золы и пыли.

В практике обычно имеет место одновременное изменение нескольких входных параметров, однако проанализировать совместное влияние их на показатели работы котлоагрегата затруднительно. Поэтому рассмотрим статические характеристики котлоагрегатов при изменении различных входных параметров в отдельности:

- Изменение нагрузки котлоагресата. Изменение нагрузки котлоагрегата является постоянным эксплуатационным фактором, существенно определяющим его экономичность и надежность. Теплоотдача радиацией зависит от теплопоглощения газового слоя, неизменного для данной тонки при сохранении избытка воздуха в ней, и от разности температур газов и нагреваемой среды в четвертой степени. Поэтому количество тепла, передаваемого экранам в топке, зависит практически лишь от средней (эффективной) температуры газов, определяемой теоретической температурой горения и температурой газов на выходе из топки.

- Изменение температуры питательной воды. Значительное уменьшение температуры питательной воды имеет место при аварийном отключении подогревателей высокого давления, а также при уменьшении расхода пара на турбину и соответствующем снижении давления в камере верхнего регенеративного отбора.

Для прямоточных котлоагрегетов уменьшение температуры питательной воды вызывает соответствующее снижение температуры перегретого пара, и для поддержания ее требуется увеличить подачу топлива.

- Изменение качества топлива. Под изменением качества топлива понимается изменение его состава (зольности, влажности), а также теплоты сгорания, фракционного состава пыли, температурных характеристик золы.

Увеличение зольности обусловливает уменьшение процентного содержания горючих элементов и уменьшение теплоты сгорания топлива. Соответственно уменьшаются теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания в расчете на 1 кг топлива. При постоянном расходе натурального топлива уменьшаются полное тепловыделение топки и температура газов на выходе из топки. Доля тепла, передаваемого радиацией, возрастает и уменьшается конвективное тепловосприятие в связи с уменьшением объемов газа и температурных напоров. Относительное снижение температуры газов по газовому тракту к концу его постепенно уменьшается.

При увеличении зольности для поддержания заданной паро-производительности необходимо увеличить расход натурального топлива. При этом температура газов по всем газоходам, полный объем газов, скорости их в конвективных газоходах, полное тепловосприятие поверхностей практически не изменяются.

- Изменение избытка воздуха в топке. Избыток воздуха в топке является важнейшим эксплуатационным показателем, влияние которого на экономичность и надежность котлоагрегата весьма значительно и многогранно.

Возрастание коэффициента избытка воздуха приводит к существенному увеличению объемов продуктов сгорания. При этом несколько увеличивается тепловыделение в топке.

- Изменение присосов воздуха по газовому тракту. Газовый тракт котлоагрегатов, не работающих под наддувом, находится под разрежением.

Наиболее уязвимыми местами для возникновения неплотностей являются сопряжения отдельных элементов обмуровки с металлическими деталями и трубами котлоагрегата, сварные соединения обшивки, элементы и трубы воздухоподогревателя.

- Изменение рециркуляции дымовых газов. Рециркуляция газов широко применяется для расширения диапазона регулирования температуры перегретого пара и позволяет поддержать температуру перегрева пара и при малых нагрузках котлоагрегата. В последнее время рециркуляция дымовых газов получает также распространение как метод снижения образования N0_Х. Применяется также рециркуляция дымовых газов в воздушный поток перед горелками, что является более эффективным с точки зрения подавления образования N0_X.

- Изменение температуры горячего воздуха. Изменение температуры горячего воздуха является результатом изменения режима работы воздухоподогревателя вследствие влияния таких факторов, как изменение температурного напора, коэффициента теплопередачи, расхода газов или воздуха. Повышение температуры горячего воздуха увеличивает, хотя и незначительно, уровень тепловыделения в топке. Величина температуры горячего воздуха оказывает заметное влияние на характеристики котлоагрегатов, работающих на топливе с малым выходом летучих газов. Понижение средней температурыв этом случае ухудшает условия воспламенения топлива, режим сушки и размола топлива, приводит к понижению температуры аэросмеси на входе в горелки, что может вызвать рост потерь с механическим недожогом.

- Изменение температуры предварительного подогрева воздуха. Предварительный подогрев воздуха перед воздухоподогревателем применяется для повышения температуры стенки его поверхностей нагрева с целью снижения коррозионного воздействия па них дымовых газов, в особенности при сжигании высокосернистых топлив.

Предварительный подогрев воздуха может осуществляться за счет рециркуляции горячего воздуха на вход дутьевых вентиляторов, однако при этом происходит снижение экономичности котлоагрегата за счет увеличения расхода электроэнергии на дутье и роста температуры уходящих газов. Поэтому подогрев воздуха выше 50 °С целесообразно осуществлять в калориферах, работающих на отборном паре или горячей воде.

Предварительный подогрев воздуха влечет за собой уменьшение тепловосприятия воздухоподогревателя вследствие снижения температурного напора.

7- Ввиду большой неравномерности суточных графиков электрической нагрузки современные энергетические блоки значительную часть года работают на частичных нагрузках. Поэтому весьма актуальны вопросы повышения их экономичности в широком диапазоне нагрузок.

При частичных нагрузках экономичность блоков существенно снижается в основном из-за уменьшения абсолютного электрического к. п. д. турбинной установки. К. п. д. котлоагрегатов но всем регулировочном диапазоне нагрузок меняется незначительно (в пределах 1%) и сказывается на экономичности блока лишь в небольшой степени.

Причинами снижения к. п. д. турбоустановки при частичных нагрузках являются; рост потерь на дросселирование пара в прикрытых регулирующих клапанах турбины; снижение пара регулирующей ступени МВД и последних ступеней турбины, работающих в нерасчетных условиях; снижение эффективности регенерации за счет уменьшения температуры питательной воды и относительное увеличение расхода энергии на собственные нужды.

Основным способом повышения экономичности блоков при малых нагрузках является применение скользящего начального давления (СНД) как метода регулирования мощности. Этот метод основан на пропорциональной зависимости расхода пара через турбину с открытыми клапанами от начального давления пара.

8 - В ряде энергосистем в связи с недостаточной обеспеченностью ТЭЦ тепловыми нагрузками и неравномерностью графиков электро- и теплопотребления теплофикационные турбины могут длительно работать со сниженными нагрузками. В особенности сильно разгружаются теплофикационные турбины в летний период. Поэтому СНД пара может применяться не только на КЭС, но и на ТЭЦ.

Применение скользящего начального давления для регулирования нагрузки теплофикационных турбоустановок имеет свои особенности. СНД пара в общем случае по-разному отражается на экономичности конденсационной и теплофикационной выработки электроэнергии, и его эффективность существенно зависит от режима работы теплофикационных турбин. Эффективность применения скользящего начального давления на ТЭЦ определяется также такими факторами, как наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара, вид привода питательного насоса. Кроме того, необходимо учитывать особенности тепловой схемы ТЭЦ и возможность выделения отдельных блоков котлоагрегат — турбина.

Для теплофикационных турбин с промежуточным перегревом пара (Т-250-240) параметры пара в регулируемых отборах практически не зависят от способа регулирования расхода пара на турбину (при неизменной температуре промежуточного перегрева). Поэтому при переходе на СНД экономичность конденсационного и теплофикационного потоков пара изменяется примерно одинаково и определяется изменением работы пара и ЧВД турбины. С увеличением ее увеличивается удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления W и снижается удельный расход тепла для конденсационного потока пара.

Вопросы для самоконтроля

1 Каковы методыоценки к.п.д. проточной части турбин при переменных режимах?

2 Каковы особенности работы теплофикационных турбин?

3 Перечислите основные методы расчета теплового процесса для теплофикационных турбин, в чем их сущность?

4 Перечислите показатели тепловой экономичности теплофикационных турбин;

5 Что относится к энергетическим характеристикам турбины?

6 Как влияют начальные и конечные параметры пара на надежность работы паротурбинных установок?

7 Как влияют начальные и конечные параметры пара на экономические характеристики паротурбинных установок?

8 Перечислите тепловые характеристики котлоагрегатов;

9 В чем сущность скользящего начального давления пара как метода регулирования нагрузки блоков?

10 Перечислите основные особенности применения СНД пара для теплофикационных агрегатов.

Рекомендуемые источники

3 Электронная энциклопедия энергетики.

Лекция 3. Режимы работы и маневренность блочных ТЭС

Содержание лекционного занятия

1 Понятие маневренности и маневренные характеристики блочных паротурбинных установок.

2 Аккумулирующая способность котлоагрегатов.

3 Переходные процессы при нагружении блоков.

4 Мобильность блоков.

5 Способы прохождения минимальных нагрузок на КЭС.

1 - В связи с увеличением доли блочных установок и ростом неравномерности суточного и недельного потребления электрической энергии в настоящее время повышаются требования к маневренным характеристикам блоков. Маневренность блоков определяется совокупностью технико-экономических характеристик, обеспечивающих отработку заданного графика нагрузок при соблюдении условий надежности.

В понятие маневренности включаются следующие характеристики:

- Регулировочный диапазон блоков — диапазон нагрузок, в пределах которого блоки работают вполне надежно. Регулировочный диапазон определяется величиной допустимой минимальной нагрузки (величиной технического минимума нагрузки), которая в основном лимитируется котлоагрегатом.

Основными факторами, определяющими величину регулировочного диапазона блоков, являются устойчивость горения в топке котлоагрегата, температурный режим пароперегреватели и радиационной части, надежность гидравлического режима котлоагрегата, а также устойчивость работы систем автоматического регулирования.

Для расширения регулировочного диапазона блоков применяют подсвечивание мазутом пылеугольных котлоагрегатов или перевод их при малых нагрузках па газ и мазут, отладку гидравлического режима и перевод котлоагрегатов па скользящее давление пара (что повышает надежность циркуляции барабанных котлов в связи с увеличением разности плотностей пара и воды), разработку всережимной автоматики и др.

- Приемистость блоков — способность их к быстрому изменению нагрузки и участию в первичном и вторичном регулировании частоты в системе.

Изменение нагрузки блоков связано с изменением температурного режима отдельных элементов и деталей и приводит к появлению дополнительных температурных напряжений. Кроме того, происходит изменение линейных размеров (расширение или укорочение) деталей и вибрационного состояния агрегатов.

Допустимые скорости нагружения блоков лимитируются как турбиной, так и котлоагрегатом, определяются на основе расчетных и экспериментальных исследований и оговариваются заводскими и эксплуатационными инструкциями.

Характер суточных графиков нагрузки обусловливает жесткие требования к режимам нагружения блоков. Наиболее интенсивный рост нагрузки на мощных блочных установках наблюдается с 6 до 8 ÷ 9 ч утра. В этот период средняя скорость нагружения блочных электростанций составляет 0,4 ÷ 0,5 %/мин, а наибольшая в течение часа достигает 0,65 %/мин.

Еще более сложные задачи возникают при аварийных ситуациях в энергосистемах. При отключении мощностей и падении частоты в системе, чтобы сократить аварийные отключения потребителей, требуется быстро (в течение 5 ÷ 10 с) реализовать вращающийся резерв блоков и увеличить их мощность до 25 ÷ 30% номинальной. Достигнуть этого можно лишь за счет форсировки топок и использования аккумулирующей способности котлоагрегатов, когда при падении давления пара за счет тепла, аккумулированного в металле и рабочей среде котлоагрегатов, практически мгновенно достигается увеличение их паропроизводительности.

- Экономичность блоков при частичных нагрузках. В периоды ночных и недельных провалов электрической нагрузки блоки разгружаются вплоть до величины технического минимума нагрузки. В связи с этим режимы частичных нагрузок являются характерными для блоков, в особенности используемых в полупиковой части графика нагрузок. Поэтому требование обеспечения достаточно высокой экономичности паротурбинных установок при частичных нагрузках является необходимым условием достижения высокой эффективности работы ТЭС.

Большое влияние на экономичность турбин при частичных нагрузках оказывают тип и характеристики систем парораспределения. В частности, существенное (до 2 % и более) снижение удельного расхода тепла при частичных нагрузках блоков обеспечивается при применении скользящего начального давления пара.

- Пусковые характеристики блоков. Пусковые схемы блоков должны допускать возможность пуска котлоагрегатов и турбин из любого температурного состояния при соблюдении всех критериев надежности и водного режима блока в соответствии с установленными нормами. При этом должны обеспечиваться минимальная продолжительность пусковых операций, малые затраты топлива и потери конденсата при оптимальных условиях прогрева элементов котлоагрегата, паропроводов и турбин.

Основными пусковыми характеристиками являются продолжительность пуска и затраты тепла (топлива) на пуск.

Продолжительность пуска блока складывается из длительности отдельных этапов: растопки котлоагрегатов, прогрева и разворота турбины, нагружения блока, причем длительность этих этапов существенно зависит от исходного температурного состоянии оборудования или от времени простоя его в резерве, а также от типа и конструктивного выполнения котлоагрегатов и турбин, особенностей пусковой схемы и параметров свежего пара.

Задача улучшения маневренных характеристик блочного оборудования актуальна и требует проведения специальных проектно-конструкторских и режимно-наладочных работ по расширению регулировочного диапазона блоков, повышению их приемистости и мобильности, повышению экономичности блоков в широком диапазоне нагрузок, автоматизации пусковых операция и снижению затрат времени и топлива на пуски оборудования.

2 - В работающем котлоагрегате тепло аккумулируется в металле поверхностей нагрева, в воде и паре. При одинаковых производительности и параметрах пара больше тепла аккумулируется в барабанных котлоагрегатах, что объясняется, прежде всего, большим водяным объемом. Для барабанных котлоагрегатов 60 ÷ 65% тепла аккумулируется в воде, 25 ÷ 30% — в металле, 10 ÷ 15% — в паре. Для прямоточных котлоагрегатов до 65% тепла аккумулируется в металле, остальные 35% — в паре и воде.

При снижении давления пара часть аккумулированного тепла высвобождается в связи с уменьшением температуры насыщения среды. При этом практически мгновенно получается дополнительное количество пара. Количество дополнительно получаемого пара при снижении давления на 1 МПа называется аккумулирующей способностью котлоагрегата:

(3.1)

где — высвобождаемое в котлоагрегате тепло; q — расход тепла на получение 1 кг пара.

Для