Стартовая >> Архив >> Генерация >> Режимы мощных паротурбинных установок

Диаграмма режимов теплофикационных турбоустановок - Режимы мощных паротурбинных установок

Оглавление
Режимы мощных паротурбинных установок
Переход к блочной компоновке электростанций
Особенности тепловых схем мощных энергоблоков
Характерные особенности предстоящего этапа энергетики
Особенности АЭС
Режимы работы современных энергосистем
Паротурбинный блок как единый энергетический агрегат
Требования к маневренности паротурбинных установок
Расчеты тепловых схем
Характеристики турбинных отсеков
Дроссельное парораспределение
Идеальное сопловое парораспределение
Реальное сопловое парораспределение
Обводное парораспределение
Турбообводное парораспределение
Компрессорно-обводное парораспределение
Выбор типа парораспределения
Работа системы регенеративного подогрева питательной воды
Отключение ПВД как источник пиковой мощности
Скользящее начальное давление пара
Тепловая экономичность работы энергоблоков при скользящем давлении
Комбинированное регулирование
Полиблочный принцип регулирования
Влияние паро-парового промперегрева на к.п.д. турбоустановки
Программы регулирования влажнопаровых турбоустановок
Скользящее давление
Работа турбоустановок при продлении рабочей кампании энергоблока
Эрозионная надежность лопаточного аппарата последних ступеней при работе турбины в переменных режимах
Графики тепловых нагрузок теплофикационных турбоустановок
Диаграмма режимов теплофикационных турбоустановок
Основные типы характерных режимов теплофикационных турбоустановок
Скользящее начальное давление пара для теплофикационных ПТУ
Теплофикационные полиблоки с параллельным соединением турбоагрегатов
Полиблочный принцип регулирования тепловой нагрузки
Влажнопаровые теплофикационные турбоустановки
Пути повышения маневренности теплофикационных турбоустановок при больших тепловых нагрузках
Уменьшение мощности турбины с частичной передачей тепловой нагрузки на ПВК
Скользящее противодавление
Список литературы

Различные закономерности изменения во времени тепловых и электрических нагрузок предопределяют многообразие режимов работы теплофикационных турбоагрегатов, характеризующихся электрической мощностью генератора N и отпускаемой теплотой Qот в совокупности. Многообразие режимов усиливается тем, что в распоряжении эксплуатационного персонала, как правило, имеются различные возможности обеспечить заданное сочетание электрической и тепловой нагрузок (использование основного или встроенного пучка конденсатора, одноступенчатый или двухступенчатый подогрев сетевой воды, та или иная программа регулирования и т. п.). Выбор того способа работы, который обеспечивает наивысшую тепловую экономичность при заданных тепловой и электрической нагрузках, составляет задачу оптимизации эксплуатационных режимов.
Взаимосвязь электрической мощности N, тепловой нагрузки Q и расхода свежего пара G, т. е. основных параметров, определяющих режим работы теплофикационной ПТУ и ее тепловую экономичность, характеризуется диаграммой режимов. Обычно она строится на базе детальных тепловых расчетов турбоустановки, выполняемых (по методике, изложенной в § 2-1) заводами-изготовителями, научно-исследовательскими и проектно-конструкторскими организациями, электростанциями и др. Находят применение также диаграммы режимов, построенные по результатам тепловых испытаний турбоагрегатов. Обоснование формы диаграмм режимов и методики их построения для различных типов теплофикационных турбин подробно изложено в работах [6, 34, 75].
схема ступенчатого подогрева сетевой воды

Рис. 5-4. Принципиальная схема ступенчатого подогрева сетевой воды
1 — сетевые подогреватели; 2 — пиковый водогрейный котел; 3 — регенеративные подогреватели; 4— турбина; сплошные линии — сетевая вода; штриховые—конденсат; штрих-пунктирные — пар

Применение для современных мощных теплофикационных турбин ступенчатого подогрева сетевой воды с двумя отопительными отборами пара (рис. 5-4) определяет отличие формы диаграммы режимов от общепринятой для турбин с одноступенчатым подогревом [6, 75]. У турбин этого класса регулируется только давление в верхнем отборе рав. Давление в нижнем отборе пара ран является нерегулируемым. Параметры пара в линиях обоих отборов взаимно связаны между собой, с одной стороны, расходными характеристиками группы ступеней, расположенных между ними (промежуточного отсека теплофикационной турбины), а с другой — уравнениями теплового баланса двух последовательно включенных сетевых подогревателей. Вследствие отмеченного для турбин данного класса расход отбираемого пара не является величиной, однозначно определяющей тепловую нагрузку, как это было у турбин с одноступенчатым подогревом сетевой воды, и в диаграмме режимов приходится приводить непосредственно количество теплоты, отпущенной внешнему потребителю, а также температуру Тс направляемой к нему сетевой воды, являющуюся качественной характеристикой отпускаемой тепловой энергии. Поскольку общее количество отпущенной теплоты является суммой тепловых нагрузок двух подогревателей, а распределение общей тепловой нагрузки ПТУ между ними меняется в зависимости от режима, при проектировании современных теплофикационных турбин и построении диаграмм их режимов стало необходимым включать расчеты сетевых подогревателей в качестве составной части в общий тепловой расчет ПТУ наряду с расчетами проточной части турбины и системы РППВ. В современных методиках расчетов тепловых схем ПТУ, использующих ЭВМ, предусматриваются такие комплексные тепловые расчеты (см. § 2-1).
При рассмотрении рабочих процессов в теплофикационных турбинах, в том числе и при построении диаграммы режимов, нередко оказывается удобным условно разделить поступающий в турбину расход свежего пара G на два потока: конденсационный с расходом Gк и теплофикационный с расходом GT, причем G = GK + GT. Суммарная мощность турбины N складывается из мощностей Νκ и Νт, вырабатываемых соответственно конденсационным и теплофикационным потоками, т. е.
(5-1)
Ν = ΝΚ + Νт.

Величину ΝΊ часто называют мощностью, вырабатываемой на тепловом потреблении.
Диаграмму режимов турбины со ступенчатым подогревом сетевой воды, пример которой по данным УТМЗ [6] приведен на рис. 5-5 применительно к турбине Т-50/60-130, строят в трех квадрантах декартовой системы координат. Во втором квадранте представлена зависимость расхода GT пара теплофикационного потока от количества отпущенной теплоты Qот при различном давлении рав в верхнем отопительном отборе. Это давление связано с температурой прямой сетевой воды Тс зависимостью 1. В первом квадранте изображена взаимосвязь между расходом пара GT теплофикационного потока и вырабатываемой им мощностью Ντ при различном давлении рав. Из этих двух квадрантов по известным значениям Qот и температуры сетевой воды Д или связанного с нею давления рав можно найти мощность NT, вырабатываемую теплофикационным потоком (ломаная линия abсde). В четвертом квадранте представлена характеристика конденсационного потока пара
Νκ=f(GK). Поскольку мощность ΝΚ, вырабатываемая конденсационным потоком пара, суммируется с мощностью Νт, вырабатываемой теплофикационным потоком, то для определения суммарной мощности турбины N в четвертом квадранте нанесено также семейство вспомогательных кривых, полученных примерно эквидистантным переносом характеристики тп конденсационного потока из начала координат в точки с различными значениями ΝΤ (сплошные линии соответствуют суммарному расходу пара G>150 т/ч, штриховые — расходу G<150 т/ч). Каждая из этих линий является геометрическим местом точек, для которых NT = idem. Определенные отступления от эквидистантности этих линий вызваны обратным влиянием теплофикационного потока на конденсационный. Для определения суммарного расхода пара турбиной G по заданным значениям N, Qот, Рав необходимо сначала по графикам во втором и первом квадрантах определить расход GT и мощность Νт теплофикационного потока. Далее, перемещаясь в четвертом квадранте вдоль линии  Nт= idem, начинающейся от точки е, до точки h, абсцисса которой k соответствует заданной суммарной мощности N, и далее параллельно оси абсцисс до точки l, найдем расход пара GK конденсационным потоком. Общий расход пара равен сумме найденных расходов GT и GK.
На практике применяют и другие формы диаграммы режимов турбин этого класса. Так, объединяют первый и четвертый квадранты, нанося зависимости NK=f (GK) в первом квадранте [6], что, однако, несколько загромождает его.
Число независимых параметров, определяющих тот или иной конкретный режим теплофикационной ПТУ и показатели ее тепловой экономичности на этом режиме, больше того числа параметров, которое находит отражение на диаграмме режимов.


Рис. 5-5. Диаграмма режимов турбины Т-50/60-130 при работе со ступенчатым подогревом сетевой воды с двумя отопительными отборами пара:
1 — зависимость температуры обратной сетевой воды Тобр от давления рав; 2 — характеристика системы РППВ; 3 — характеристика верхнего сетевого подогревателя

К числу параметров, не нашедших отражения на диаграмме, но влияющих на характеристики режимов, относится, в частности, температура обратной сетевой воды Тобр, в немалой мере зависящая от характеристик тепловых потребителей и тепловых сетей, вакуум в конденсаторе, определяемый температурой охлаждающей воды, а также присосами воздуха, параметры свежего пара, изменение которых может вызываться, с одной стороны, нарушениями нормальной работы котла, а с другой — принятой программой регулирования блока, число находящихся в работе ступеней подогрева сетевой воды (одна, две или три) и др. Диаграмму режимов строят в предположении фиксированных значений части таких параметров и жестко заданных закономерностей изменения остальных. Так, приведенная на рис. 5-5 диаграмма режимов построена в предположении фиксированного расчетного значения температуры охлаждающей воды и работы ПТУ при постоянном начальном давлении пара. Принятые закономерности изменения некоторых других параметров приведены на графиках 1, 2, 3 (рис. 5-5). В эксплуатационных условиях фактические значения таких параметров и закономерностей их изменения по разным причинам могут в той или иной мере, причем в некоторых случаях значительно, отличаться от принятых при построении диаграммы режимов. Эти отклонения деформируют линии на диаграмме режимов. Каждой совокупности таких отклонений, строго говоря, должна соответствовать новая диаграмма режимов той же ПТУ. Если предположить отклонения каждого параметра из рассматриваемой совокупности параметров малыми, что позволяет пренебречь их взаимным влиянием и использовать принцип суперпозиции, то можно ограничиться поправками к основной диаграмме режимов, с помощью которых учитывается отклонение того или иного параметра от его расчетного значения. Графики таких поправок прилагаются к заводским диаграммам режимов.
При значительном отклонении фактических условий работы от расчетных, когда нельзя пренебречь взаимным влиянием изменяющихся параметров, необходимо проводить построение новой, соответствующей изменившимся условиям, диаграммы режимов. Разработанные к настоящему времени методы тепловых расчетов ПТУ с использованием ЭВМ (см. § 2-1) дают возможность выполнять расчеты, необходимые для построения диаграммы режимов практически для любых изменений эксплуатационных условий.



 
« Режим системы охлаждения генераторов на теплофикационных энергоблоках 250 МВт   Результаты внедрения разработок по повышению эффективности золоулавливания »
электрические сети