Стартовая >> Архив >> Генерация >> Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление - Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Оглавление
Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС
Общие показатели эксплуатации ТЭС
Графики электрических нагрузок
Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков
Режимы работы энергоблоков ТЭС
Условия работы оборудования ТЭС
Частичные нагрузки оборудования ТЭС
Пути повышения надежности котлов при частичных нагрузках
Выбор типа парораспределения турбин при работе в маневренном режиме
Работа турбин при переводе в режим скользящего давления среды
Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление
Работа барабанных и прямоточных котлов на частичных нагрузках
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТГМ-94
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТП-92
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТП-100
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТПП-312
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТГМП-3I4A
Минимальные нагрузки энергоблоков 250/300 МВт с котлами ТГМП-344А
Режимы энергоблоков 300 МВт с комбинированным давлением среды
Применение скользящего давлении на энергоблоках 800 МВт
Работа энергоблоков 1200 МВт на скользящем давлении среды
Рекомендации по совершенствованию гидравлических схем и работы котлов на частичных нагрузках
Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок
Режимы перегрузок энергоблоков с включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-М4 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-314 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТПП-312 и включенными ПВД
Увеличение перегрузочных возможностей энергоблоков после модернизации оборудования
Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД
Перегрузочные возможности ТЭС
Кратковременные набросы нагрузок энергоблоков
Приемистость энергоблоков 300 МВт в режиме скользящего и номинального давлений среды
Приемистость энергоблоков 300 и 800 МВт при отключении ПВД
Способы быстрой разгрузки ТЭС
Сбросы нагрузок энергоблоков 160 МВт с котлами ТГМ-94 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-100 с переводом их в режим нагрузки СН
Перевод энергоблоков 160 -200 МВт на нагрузку собственных нужд
Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд
Работа энергоблоков в моторном режиме
Режимы пуска и останова оборудования ТЭС
Требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков
Варианты принципиальных пусковых схем энергоблоков
Типовые пусковые схемы энергоблоков 300 и 800 МВт
Организация пускоостановочных режимов энергоблоков с примоточными котлами
Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами
Операции пусковых режимов энергоблоков с примоточными котлами
Режимы пуска энергоблоков с пониженным расходом питательной воды
Влияние режимов частых пусков и остановов на надежность и экономичность работы
Допустимые скорости прогрева и расхолаживания толстостенных элементов энергоблоков
Расходы теплоты и потери топлива при пусках оборудования
Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков
Оптимизация режимов работы ТЭС
Оптимизация режимов работы ГРЭС с однотипным оборудованием
Оптимизация режимов работы ГРЭС энергоблоками 160 и 300 МВт
Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков
Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС
Список литературы

2.6. ЭКОНОМИЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ НА ЧАСТИЧНЫХ
НАГРУЗКАХ ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЕГО С НОМИНАЛЬНОГО НА СКОЛЬЗЯЩЕЕ ДАВЛЕНИЕ СРЕДЫ
При глубокой разгрузке оборудования мощных энергоблоков и работе на номинальном давлении пара экономичность их резко падает. Снижение нагрузки, например, энергоблока 300 МВт с номинальной до 150 МВт приводит к увеличению удельного расхода топлива на 11 —12% [111].  При переводе оборудования в режим скользящего давления значительно повышается экономичность его работы на частичных нагрузках [5, 12—15, 88, 98].  Существуют различные подходы как к расчету экономичности при переходе на скользящее давление, так и к выбору оптимального с этой точки зрения режима скольжения.
Рассмотрим детальный расчет изменения экономичности на примере энергоблока 300 МВт с турбиной К-300-240 ПОАТ ХТЗ при переводе его на скользящее давление среды. В основу сравнения с работой турбины при номинальном давлении в качестве исходных были положены усредненные результаты гарантийных тепловых испытаний турбин К-300-240 ПОАТ ХТЗ второй модификации, работающих в дубль-блоке. Эти результаты во всех приведенных ниже формулах даны с индексом «н». Проведены расчеты для расходов пара 83—267 кг/с для двух групп режимов с 6-ю и с 4-мя полностью открытыми клапанами, в диапазоне 83—133 кг/с рассматривалась работа на одном и двух корпусах котла (при нагрузках ниже 133 кг/с рассмотрено условно).
Известно, что выигрыш в экономичности при переходе на скользящее давление достигается в основном за счет двух факторов: повышения мощности цилиндра высокого давления и снижения мощности, развиваемой турбопитательным насосом, и вследствие этого дополнительной выработки мощности в отсеке цилиндра среднего давления между III и VI отборами. По мере перехода на скользящее давление и, следовательно, снижения давления пара перед турбиной возрастает энтальпия пара перед и за ЦВД; располагаемый теплоперепад цилиндра высокого давления падает При минимальном расходе пара 83 кг/с это падение располагаемого перепада максимально и достигает 117—176 кДж/кг Однако вследствие исключения дросселирования пара в регулирующих клапанах турбины внутренний относительный КПД ЦВД 0,550,83 на номинальном давлении пара) резко возрастает и остается во всем диапазоне практически постоянным, равным максимальному. В итоге использованный теплоперепад ЦВД возрастает на 34—63 кДж/кг, что в свою очередь приводит к увеличению мощности, вырабатываемой ЦВД. Это является прямым следствием того, что при расходе пара ниже 205—208 кг/с турбина работает фактически с чисто дроссельным регулированием.
При переходе на скользящее давление перед турбиной возрастает энтальпия пара по проточной части ЦВД, в том числе в первом и втором отборах, и, следовательно, теплоиспользование пара в ПВД-8 и ПВД-7 Это приводит к уменьшению расхода пара на указанные подогреватели (при неизменном нагреве воды), увеличению расхода пара на промежуточный перегрев и дополнительной выработке мощности в ЦВД, ЦСД и ЦНД высвободившимся паром. Рост энтальпии пара перед турбиной и пара после ЦВД при неизменной энтальпии его перед ЦСД и увеличение расхода пара на промежуточный перегрев приводят К изменению количества теплоты, подводимой к пару в котле.
Снижение давления пара перед турбиной и соответственно напора, развиваемого ПТН, приводит к уменьшению его мощности и, следовательно, расходу пара третьего отбора на турбопривод, что (при неизменном расходе пара перед турбиной) сопряжено с дополнительной выработкой мощности в отсеке ЦСД между третьим и четвертым отборами. Получаемый вследствие этого выигрыш в мощности несколько уменьшается из-за сокращения времени нагрева питательной воды в насосе и дополнительного расхода пара в ПВД-6 (при малых нагрузках в ПВД-7). Таковы основные факторы, влияющие на экономичность турбоустановки при переходе на скользящее давление пара.
В качестве исходных при расчете принимались режимы энергоблока 300 МВт с расходом пара 267 кг/с (шесть полностью открытых клапанов) и 205 кг/с (четыре открытых клапана); пятый и шестой клапаны полностью закрыты.

Рис. 2.10. Внутренний относительный КПД ЦВД турбины К-300-240 ПОАТ ХТЗ энергоблока 300 МВт·
1, 2—номинальное давление свежего пара; 3, 4 скользящее давление свежего пара (полностью открыты шесть клапанов), 5, 6 то же при открытых четырех клапанах; I в работе два корпуса; II в работе один корпус котла
Рис. 2.11. Диаграмма парораспределения турбины К-300-240 ПОАТ ХТЗ энергоблока 300 МВт:
I—4 — давление пара перед сопловыми сегментами; 2, 9 давление в камере регулирующей ступени; 5. 6 и 7, 8 давление пара перед стопорными клапанами турбины при четырех и шести полностью открытых регулирующих клапанах; 10, 11 давление пара за ЦВД; I, II — см. рис. 2.10

При этих режимах ɳцвд составляют соответственно 0,831 и 0,810 (рис. 2.10), для однокорпусного режима 0,816 и 0,796 при D= 133 кг/с. На основании диаграммы парораспределения (рис. 2.11) определяется давление пара перед соплами ЦВД в исходном и промежуточных режимах (при номинальном давлении пара). Затем с учетом начальных температуры и объема пара перед соплами и сопротивления паровпускных органов находится вариант работы при скользящем давлении перед стопорными клапанами в зависимости от расхода пара и количества полностью открытых клапанов (рис. 2.11). Для произвольно выбранных значений расхода пара с интервалом 14—28 кг/с определялись параметры процессов расширения пара ЦВД при работе турбины с номинальным и скользящим давлениями, при этом значения внутренних относительных КПД ЦВД и давлений за ЦВД (рис. 2.11) при переходе на скользящее давление принимались неизменными, что, вообще говоря, не совсем точно, так как при этом возрастают температуры пара перед соплами ЦВД и за ЦВД.
Поправка к значению мощностина увеличение использованного теплоперепада ЦВД определится как
(2.4)
где"      — транзитный расход пара через ЦВД и расхода ПВД-8 при номинальных условиях; изменение в расходе пара на ПВД-8 при переходе на скользящее давление;
изменение использованного теплоперепада ЦВД при переходе с номинального на скользящее давление (рис. 2.12); ΔА — использованный теплоперепад между I отбором и выхлопом ЦВД; ηΓ = 0,985— КПД генератора.



Рис. 2.12. Изменения в работе ЦВД турбины К-300-240 ПOAT ХТЗ при переходе с номинального давления на скользящее:
1—4 — увеличение энтальпии свежего пара при шести и четырех полностью открытых клапанах; 5—8 — увеличение энтальпии пара за ЦВД  при тех же условиях; 9 —12 уменьшение располагаемого теплоперепада ЦВД  при тех же условиях, 13—16 — уменьшение использованного теплоперепада ЦВД  при тех же условиях; I, II — см. рис. 2.10
Рис. 2.13. Изменения в работе ПВД и ПТН энергоблока 300 МВт при переходе с номинального на скользящее давление свежего пара:
1,2 — уменьшение расхода пара на ПВД-8 при шести и четырех полностью открытых клапанах. 3—8 — изменение расхода пара на ПВД-7 при тех же условиях, 9, 10 — увеличение расхода пара на ПВД-6 при тех же условиях; 11 — 14 — изменение внутренней мощности ПТН при работе на шести и четырех регулирующих клапанах; 15—18 — изменение расхода пара на ПТН при тех же условиях;  А — переход с номинального на скользящее давление; I, II см. рис. 2.10

Обращает на себя внимание весьма существенное повышение сопротивления пароводяного тракта при переходе на скользящее давление, особенно при работе с шестью открытыми клапанами на однокорпусном режиме, где оно достигает 5—5,5 МПа. Основные показатели работы турбопитательного насоса типа ОСПТ-1150М при номинальном давлении определялись по результатам специальных его испытаний.

Давление нагнетания питательного насоса и сопротивление пароводяного тракта энергоблока
Рис. 2.14. Давление нагнетания питательного насоса и сопротивление пароводяного тракта энергоблока 300 МВт:
I, 2— давление нагнетания питательного насоса при номинальном давлении свежего пара; 3,4 — то же при скользящем давлении свежего пара полностью открыты четыре регулирующих клапана; 5, 6 то же при шести полностью открытых клапанах; 7,8 — сопротивление пароводяного тракта энергоблока от напора питательного насоса до стопорного клапана турбины при номинальном давлении пара; 9, 10— то же при скользящем давления пара — при полностью открытых регулирующих клапанах. II, 12 — то же при шести полностью открытых регулирующих клапанах, I, // — см. рис. 2.10

Необходимая внутренняя мощность турбопривода при работе на скользящем давлении определится по формуле
(2.11)

где Ni , Ht  — внутренняя мощность турбопривода, развиваемый напор и КПД насоса при работе на номинальных и скользящих параметрах.
Расход пара на турбопривод определяется, исходя из принятой его характеристики и развиваемой мощности. Поскольку переход на скользящее давление осуществляется прикрытием дроссельного клапана насоса при неизменном (приближенно) давлении перед ним и на выхлопе и, следовательно, сопровождается снижением его внутреннего относительного КПД и использованного теплоперепада, то расход пара на турбопривод изменяется значительно меньше, чем развиваемая им мощность.

Результаты проведенного расчета представлены на рис. 2.15.
Во всем диапазоне нагрузок (ниже 205 кг/с) работа на скользящем давлении выгоднее, чем при номинальном, причем выигрыш в экономичности возрастает по мере снижения нагрузки. Так, при расходе свежего пара 186 кг/с (70% производительности котла) снижение удельного расхода условного топлива (удельного расхода теплоты) составляет 0,95% — 3,4 г условного топлива на 1 кВт-ч при работе с четырьмя и 0,75% — 2,6 г условного топлива на 1 кВт-ч с шестью полностью открытыми клапанами.
При работе на одном корпусе котла относительный выигрыш в экономичности существенно ниже. При расходе 133 кг/с он составляет 1,95% при четырех открытых клапанах и 0,90% при шести открытых клапанах. При двухкорпусном режиме эти цифры составляют соответственно 2,35 и 1,65%. Сравнительно более низкий выигрыш в экономичности при работе на одном корпусе объясняется, в первую очередь, существенно более высоким сопротивлением пароводяного тракта.

Рис. 2.15. Изменение экономичности энергоблока 300 МВт при работе на скользящем давлении среды:
1—4 — относительные изменения удельного расхода теплоты при полностью открытых четырех и шести регулирующих клапанах; 5—8 — относительные изменения удельного расхода условного топлива при тех же условиях; 1, II см. рис. 2.10.

Как видно из рис. 2.15, при расходах пара 205—197 кг/с работа при шести и четырех полностью открытых клапанах равноэкономична, а при нагрузках ниже 197 кг/с выгоднее работать при четырех открытых клапанах.
Это объясняется более высоким уровнем начального давления (см. рис. 2.11) и соответственно большим выигрышем в использованном перепаде в ЦВД (см. рис. 2.12) при сопоставимом выигрыше за счет уменьшения мощности ПТН (см. рис. 2.13). Таким образом, режим работы с четырьмя полностью открытыми клапанами более экономичен, чем с шестью. Он предпочтительнее и по соображениям приемистости энергоблока при набросах нагрузки и удержания турбины на холостом ходу (или при нагрузке собственных нужд) в случае полного сброса электрической нагрузки.
При работе с шестью полностью открытыми клапанами в диапазоне 208—267 кг/с наблюдается некоторый (0,2—0,4%) проигрыш в экономичности по сравнению с работой при номинальном давлении, так как в последнем случае турбина работает с сопловым регулированием 205 кг/с имеет место чисто дроссельное регулирование, поскольку первые четыре клапана открываются параллельно.
Таким образом, переход на скользящее давление пара позволяем существенно повысить экономичность турбины турбоустановок и энергоблоков в целом на частичных нагрузках.



 
« Статическая система регулирования оперативным током на ТЭЦ-25   Строительство, реконструкция и ремонт дымовых труб »
электрические сети