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

Уменьшение мощности турбины с частичной передачей тепловой нагрузки на ПВК - 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

Самый прямой путь уменьшения электрической мощности теплофикационной турбины при ее работе в режимах ТР и ТПР связан с принудительным уменьшением тепловой нагрузки до того значения, которое соответствует требуемому уровню разгрузки турбины. Недовыработанное теплофикационной ПТУ количество тепловой энергии должно быть восполнено посторонними (замещающими) источниками тепловой энергии. Задача в некоторой мере облегчается тем, что, как показано в § 5-1, минимумы суточных графиков тепловых и электрических нагрузок совпадают с ночными часами, хотя ночной провал тепловой нагрузки начинается несколько позднее, чем провал электрической нагрузки. Вследствие этого при снижении электрической мощности уменьшается недовыработка тепловой энергии. Однако отмеченное обстоятельство не может в полной мере устранить необходимость в выработке части тепловой энергии замещающими источниками.

Подавляющую часть времени, когда ПТУ работает с большими нагрузками отопительных отборов, ПВК работает с частичными тепловыми нагрузками или остановлен совсем. При этом он может быть использован в ночные часы для выработки той части тепловой нагрузки, которая недовыработана сетевыми подогревателями ПТУ при принудительной разгрузке турбины. Как следует из приведенного графика, при температурах наружного воздуха Тнв>Т1, чему соответствует t>t1, вся тепловая нагрузка может быть покрыта основными сетевыми подогревателями турбины без использования ПВК. Так как максимальная производительность ПВК при α равна максимальной тепловой нагрузке, покрываемой паром из отборов турбины, принципиально возможна передача всей тепловой нагрузки турбины на ПВК, и в этот период глубина разгрузки турбины не ограничивается характеристиками ПВК. Отмеченным режимам на рис. 5-18 соответствует отрезок а1b1 кривой 1. Однако в кратковременные периоды, когда температура наружного воздуха низка, а ПВК круглосуточно работает с тепловыми нагрузками, близкими к максимальным, возможности компенсации недовыработки тепловой энергии основными сетевыми подогревателями за счет ПВК становятся ограниченными и в этот период маневренность турбоустановок ТЭЦ за счет передачи части тепловой нагрузки на ПВК существенно уменьшается [56]. При Тнв<Т1 определенная часть тепловой нагрузки в нормальных условиях работы ТЭЦ вырабатывается ПВК. В таком случае на ПВК может быть передана лишь часть тепловой нагрузки отопительных отборов, характеризуемая для одного из режимов отрезком QПВК на рис. 5-18. Вследствие этого тепловая нагрузка основных подогревателей может быть уменьшена при таких температурах наружного воздуха лишь до значений Qотmin, характеризуемых кривой bt1 на рис. 5-18. При этом электрическая мощность не может быть снижена более чем на величину ΔN, определяемую линией Оα1. Эта линия характеризует ограничение глубины разгрузки турбины при данном способе, обусловленное режимами работы ПВК. С повышением αТЭЦ возможности разгрузки за счет ПВК уменьшаются (кривая 1' на рис. 5-18).
Другой фактор, ограничивающий глубину разгрузки приданном способе, — механическая прочность ступеней предотборного и промежуточного отсеков турбины. Напряжения в ступенях определяются в основном объемным расходом пара.


Рис. 5-20. Зависимость количества теплоты Qот, отпущенной сетевыми подогревателями, и относительного удельного расхода теплоты на производство электроэнергии qэ от мощности турбины
Рис. 5-19. Взаимосвязь между давлением ра в камере регулируемого отбора и температурой наружного воздуха Тн. в (линия 1) и зависимость относительной глубины снижения мощности δN теплофикационной турбины, работающей в режимах ТР и ТПР, при постоянной тепловой нагрузке (2—5) от давления Ра.2 — турбина Т-250/300-240; 3 — турбина T-100-130; 4 — турбина Р-28-29/1,2 (во всех трех случаях разгрузка методом скользящего противодавления); 5 — турбина Т-25-90 (разгрузка прикрытием поворотной диафрагмы)

Максимальный допустимый объемный расход соответствует минимальному, разрешенному заводом-изготовителем давлению в камере регулируемого отбора. Для большинства теплофикационных турбин УТМЗ определено минимальное давление в камерах верхнего и нижнего отборов, соответственно 0,059 и 0,049 МПа. Изменение давления в камере регулируемого отбора в зависимости от температуры наружного воздуха за год при αТЭЦ=0,5 и максимальном количестве теплоты, производимом паром из отборов, соответствует кривой 1 на рис. 5-19. При снижении расхода пара турбиной давление в отборе уменьшается и при некотором расходе достигает минимального допустимого уровня. Этим определяется предельная глубина разгрузки, характеризуемая кривой 2 на рис. 5-18. Как следует из этой кривой, с повышением температуры наружного воздуха за счет этого ограничения возможная глубина разгрузки существенно сокращается, а при Тнв>Т2 разгрузка турбины при сохранении ее работы по тепловому графику путем передачи части тепловой нагрузки на ПВК становится вообще невозможной. При разгрузке в таких условиях вынужденным решением оказывается открытие поворотной диафрагмы и перевод турбины на работу со значительным конденсационным пропуском пара и передачей большей части тепловой нагрузки на ПВК.
Переход к таким режимам связан с резким увеличением удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии. Примером может служить приведенная на рис. 5-20 экспериментальная зависимость удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии q3 от мощности турбоустановки Т-250/300-240, снятая при Тн.в = 270 К и номинальном расходе сетевой воды. Скачкообразное изменение qэ на 10 % при N=190 МВт соответствует достижению в верхнем регулируемом отборе минимального допустимого давления 0,059 МПа, отключению охлаждающего устройства ЦНД и переходу на одноступенчатый подогрев сетевой воды. При N=165 МВт давление в нижнем отборе достигает минимального допустимого значения 0,049 МПа. Для дальнейшего снижения мощности приходится открывать диафрагму и переходить к свободному распределению пара между сетевым подогревателем и ЦНД, что связано с резким уменьшением Qот (штрих-пунктирная линия на рис. 5-20) и ведет к резкому повышению qэ (штриховая линия на рис. 5-20).
Передача части тепловой нагрузки на ПВК связана с уменьшением паропроизводительности основного котла. Однако современные энергетические котлы имеют ограничения по минимальной паропроизводительности, обусловленные режимами как собственно котла, так и питательного турбонасоса. Для газомазутных котлов минимальная паропроизводительность обычно составляет 50—70 % номинальной, а для пылеугольных — 70— 80%. Этим определяется третье ограничение на глубину разгрузки, характеризуемое соответственно линиями 3 для газомазутных и 3' для пылеугольных котлов (см. рис. 5-18).
Из приведенных графиков следует, что каждому периоду работы агрегатов ТЭЦ соответствует свое ограничение глубины разгрузки, определяемое линиями Oс2b2t2 и Oc1t1 соответственно· для блоков с пылеугольными и газомазутными котлами. В одном из опытов, проведенных совместно ЛПИ и Мосэнерго [56], при Тнв=270 К и расходе сетевой воды 2860 кг/с на энергоблоке с турбиной Т-250/300-240 удалось достичь снижения электрической мощности за счет передачи тепловой нагрузки на ПВК без перехода к одноступенчатому подогреву и отключения охлаждающего устройства ЦНД от 260 лишь до 236 МВт.
Таким образом, рассматриваемый способ разгрузки практически в течение всего отопительного периода связан с весьма существенными ограничениями. Максимальная глубина разгрузки, достигаемая к тому же в течение лишь небольшой части: отопительного сезона, не превышает при этом 25—30 % номинальной мощности. На протяжении же большей части отопительного периода глубина разгрузки без перехода к свободному парораспределению с открытием поворотной диафрагмы существенно меньше этого значения.
Дополнительные сетевые подогреватели. Один из путей повышения маневренных свойств действующих и вновь проектируемых ТЭЦ — применение схемы с дополнительным сетевым подогревателем [55]. На рис. 5-21 приведена такая схема применительно к теплофикационным ПТУ с промперегревом пара. Разгрузка турбины производится уменьшением расхода пара ЦВД. Для компенсации снижения тепловой нагрузки основными сетевыми подогревателями при уменьшении мощности турбины включается дополнительный сетевой подогреватель (ДСП), питаемый через РОУ паром из горячей линии промперегрева. Для охлаждения промежуточного пароперегревателя при таких режимах предусмотрена подача свежего пара в обвод ЦВД турбины через РОУ в холодную линию промперегрева. Рассматриваемая схема представляет собой своеобразный вариант рассмотренного в § 2-6 принципа двойного обводного парораспределения (см. рис. 2-31). При использовании рассматриваемой схемы мощность может быть снижена до 20—30 % номинальной [55]. Паропроизводительность же котла при столь низкой электрической мощности турбины снижается лишь на 30—40 % номинального значения. Режим работы ЦВД турбины при этом изменяется вплоть до беспарового. Для турбоустановок без промперегрева в ДСП подается через РОУ свежий пар. Для глубокой разгрузки турбины необходимо применение РОУ, рассчитанных практически на номинальный расход пара, а также ДСП с большой поверхностью теплообмена.

тепловая схема теплофикационной ПТУ
Рис. 5-21. Принципиальная тепловая схема теплофикационной ПТУ с дополнительным сетевым подогревателем
РОУ — редукционно-охладительная установка; К — котел; Т — турбина; Д — деаэратор; ПВД — подогреватели высокого давления; ПНД — подогреватели низкого давления; ОСП — основные сетевые подогреватели; ДСП — до влиятельный сетевой подогреватель; Г — генератор

При использовании данного способа для ранее сооруженных ТЭЦ в качестве ДСП могут быть применены пиковые бойлеры, иногда применяемые вместо ПВК, что позволяет обойтись без дополнительных капитальных затрат, связанных с установкой ДСП. Однако при этом следует учитывать, что как сами бойлеры, так и РОУ, установленные на линиях подвода к ним свежего пара, рассчитаны лишь на выработку тепловой энергии Qмаx в соответствии с принятым коэффициентом теплофикации. Поэтому здесь будут такие же ограничения на глубину разгрузки турбоагрегата, как и при использовании ПВК.

Исследованиями ЛПИ установлено, что разгрузку турбин в схемах с ДСП целесообразно проводить при скользящем начальном давлении пара. Это позволяет сократить затраты мощности на привод питательных насосов. Если для привода насосов применены нерегулируемые электродвигатели, то эффективным может оказаться ступенчатое регулирование насосов их поочередным отключением по полиблочному принципу, а для теплофикационных энергоблоков с электроприводом питательных насосов — переходом к полиблочным схемам (см. § 3-4).



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