Маневренность турбоагрегатов и программы регулирования энергоблоков ТЭС

Характеристика переменных режимов ТЭС

Переменные режимы работы ТЭС определяются изменением электрической нагрузки в энергосистеме (рис. 13.1). Базовую часть потребления электрической мощности обычно обеспечивают энергоблоки АЭС, ТЭЦ, работающие по тепловому графику, и ГЭС без регулируемого стока воды из водохранилищ. В летний неотопительный период помимо конденсационных энергоблоков ТЭС и парогазовых установок к регулированию нагрузки в полупиковой зоне могут привлекаться турбоагрегаты ТЭЦ. Пиковую зону закрывают ГТУ ТЭС, ГАЭС и ГЭС с регулируемым стоком. Следует также учитывать и сезонный спад нагрузок. Например, в летний период потребление электроэнергии сокращается на 30-33% в сравнении с потребностью в январе месяце. В суточном графике обычно имеют место один или два пика (утренний и вечерний) и соответственно один или два провала (дневной и ночной). Резкое снижение нагрузки отмечается в выходные дни из-за перераспределения бытовой и промышленной мощностей.

Рис. 13.1. Пример графика электрической нагрузки энергосистемы

1 – зимний период; 2 – осенне-весенний период; 3 – летний период

Для обеспечения пиковой нагрузки приходится выполнять процедуры повышения мощности основного оборудования электростанций в режимах их перегрузки. Снижение нагрузки обеспечивается различными способами. Среди них снижение мощности в пределах регулировочного диапазона, а также разгрузка турбоагрегата до холостого хода или уровня потребностей собственных нужд электростанции или энергоблока. В практике эксплуатации используется перевод турбины в моторный режим с одновременным остановом и горячей консервацией котла энергоблока. Возможен также останов энергоблока в период провала нагрузки с последующим его пуском. Выбор того или иного режима эксплуатации определяется характеристиками экономичности и надежности работы оборудования паротурбинной установки.

В качестве примера рассмотрим требования к переменным режимам работы турбинК-800-23,5 ЛМЗ. Для нее допускается длительная работа при отклонениях параметров пара от номинального значения в диапазоне р ₀=23,04-24,02 МПа, t ₀=530-545^оС, t _пп=530-545^оС. При повышении температуры свежего пара и пара в промежуточном перегревателе на 10^оС, а также начального давления на 0,98 МПа работа допускается не более 30 минут. В любых сочетаниях отклонений суммарная продолжительность эксплуатации турбоагрегата не должна превышать 200 часов в году. Турбина допускает длительную работу с минимальной нагрузкой 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время перехода от номинальной мощности до 30% составляет не менее 60 минут. В диапазоне нагрузок от 100% до 60% по мощности турбоагрегата температуры свежего пара и промперегрева сохраняются на номинальном уровне. При снижении мощности от 60 до 30% допускается плавное снижение температуры свежего пара до 505^оС за время 60 минут. Турбина допускает работу на скользящем давлении свежего пара. Кроме того, допускается работа в беспаровом режиме не более 3 минут. В турбоустановке предусмотрен автоматический пуск и последующее нагружение после простоя любой продолжительности (табл. 13.1).

Таблица 13.1. Время пуска и нагружения энергоблока К-800-23,5 ЛМЗ из различных тепловых состояний

Продолжительность простоя, час	Продолжительность пуска	Продолжительность нагружения
Холодное состояние	8-9 час	6 час 30 мин
48-55	5 час 30 мин	4 час 20 мин
24-32	4 час 30 мин	3 час 20 мин
6-8	2 час 30 мин	2 час 10 мин

Маневренность турбоагрегатов и программы регулирования энергоблоков ТЭС

 

В общем случае маневренность энергоблока определяется совокупностью его следующих характеристик, обеспечивающих эффективность участия блока в регулировании мощности энергосистемы:

1. регулировочный диапазон - разность N _мах - N_min, при котором блок может работать долгое время (уровень регулировочного диапазона в основном определяется условиями работы котла, так как ограничений по работе турбины практически нет);

2. время останова и пуска блока из различных тепловых состояний его оборудования (см. табл. 13.1);

3. скорость изменения нагрузки, характеризуемая приемистостью энергоблока.

Приемистость лимитируется температурным состоянием оборудования и паропроводов. При этом пиковые агрегаты (работающие около 1000-2000 часов в год) должны иметь возможность не менее 2-х пусков и остановов в сутки при высоких скоростях пуска и набора мощности (в основном агрегаты ГАЭС, ГТУ). Полупиковые нагрузки регулируются базовыми агрегатами (газомазутные блоки)с полупиковыми характеристиками. После останова в ночь на 6-8 часов дальнейший набор нагрузки производится со скоростью 5% мощности в минуту, а после останова в выходные дни (около 60 часов) скорость набора нагрузки составляет 3% в минуту.

Регулировочный диапазонбазовых энергоблоков должен быть: для газомазутных конденсационных блоков не менее 70% номинальной мощности; для пылеугольных – не менее 50% (для блоков СКД 70-80%); для АЭС - 25-30%; для ТЭЦ - до 40%. Следует отметить, что режимы разгрузки связаны со снижением экономичности оборудования энергоблока. Поэтому велика значимость выбора программ регулирования их мощности. Для ТЭС существуют три основные программы регулирования (рис. 13.2):

а) при постоянном давлении свежего пара р₀ и переменном положении регулирующих клапанов турбоагрегата (изменение давления пара производится его дросселированием в регулирующих клапанах турбины);

б) со скользящим начальным давлением (давление изменяется питательным насосом) и неизменном положении регулирующих клапанов (до уровня относительной мощности N_Э/ N_Э,ном»0,3-0,35);

в) комбинированная программа, когда в области высоких нагрузок реализуется программа а), а в области низких нагрузок – программа со скользящим давлением в двух сопловых коробках турбины при закрытых остальных.

                         а)                                             б)                                        в)

Рис. 13.2. Основные программы регулирования энергоблоков:

а) при постоянном давлении свежего пара и переменном положении РК; б) со скользящим начальном давлении; в) комбинированная программа

( - относительная высота подъема штока регулирующего клапана паровой турбины; - относительное давление водяного пара перед турбиной)

 

13.3. Регулирование мощности энергоблоков способом скользящего давления

 

Скользящим называют плавное изменение параметров рабочей среды энергоблока (давления и температуры). Различают:

1. скользящие параметры водяного пара (р, t) в период растопки котла, когда при полностью открытых регулирующих клапанах турбины осуществляется постепенный рост давления и температуры свежего пара одновременно с ростом частоты вращения турбоагрегата и, далее, с повышением его нагрузки;

2. скользящее начальное давление (р₀ =var) в период изменения мощности турбоагрегата как способ регулирования мощности энергоблока.

При скользящем начальном давлении (СНД) водяного пара в турбине его температура остается неизменной (t ₀ = const). Благодаря этому повышается маневренность турбоустановки при изменении нагрузки и отсутствует неравномерность температурных полей в поперечных сечениях корпуса турбины.

Рассмотрим процесс расширения водяного пара для ЦВД турбины с дроссельным парораспределением при постоянном и скользящем давлениях свежего пара (рис. 13.3). Сплошные линии процесса даны для случая р₀= const, h ₀ = const, а пунктирными – р₀= var, t ₀ = const. Если температура пара после промежуточного перегрева поддерживается постоянной, то его давление за ЦВД при полностью открытых клапанах ЦСД будет меняться пропорционально расходу. Тогда при одном и том же соотношении G / G ₀ процессы расширения пара в ЦСД и ЦНД при скользящем давлении будут такими же, как и при дроссельном регулировании (Н _i ^{ЦСД+ЦНД}=const). Давление пара перед первой ступенью ЦВД будет определяться его расходом, причем при сниженной нагрузке в режиме скользящего давления р₀^ск будет несколько выше, чем при дроссельном парораспределении из-за большего удельного объема пара, обусловленного более высокой температурой. Энтальпия пара за ЦВД при использовании СНД h ₂ ^ск > h ₂ ^др (разница составляет значение D h ₂). Такое же неравенство энтальпий имеет место для водяного пара на входе в ЦВД турбины (h ₀ ^ск1 > h ₀ ^др1) с разницей D h ₀. Можно показать, что D h ₀ > D h ₂, т.е. при скользящем давлении имеется выигрыш в экономичности. Тогда прирост внутренней мощности при использовании СНД

                                        D N_i = N_{i ск} ^ЦВД - N_{i др} ^ЦВД = G (D h ₀ -D h ₂)= G D h _ск.                      (13.1)

Рис. 13.3. Процесс расширения в ЦВД конденсационной турбины с дроссельным