Оптимизация режимов подогрева сетевой воды и мощности блоков 250 МВт

Качан А. Д.,   Стрелкова О. А., Антоник В. В., Рымашевский Ю. В., Воронов Е. О.

Актуальной задачей энергетики Республики Беларусь в настоящее время является повышение экономичности работы ТЭЦ и экономия топлива в энергосистеме. Важным путем решения этой задачи является более полное использование экономических преимуществ теплофикации и повышение системной эффективности наиболее крупных ТЭЦ, к которым, в первую очередь, относится Минская ТЭЦ-4.
Блоки 250 МВт Минской ТЭЦ-4 при характерных для этой ТЭЦ частичных тепловых нагрузках должны, как правило, использоваться в режимах электрического графика. При этом оптимальная, с точки зрения максимальной системной эффективности, электрическая мощность блоков может быть существенно выше, чем их мощность на режимах теплового графика.
Объясняется это тем, что прирост расхода топлива на дополнительную (сверх режима теплового графика) выработку электроэнергии блоками при частичных их тепловых нагрузках может быть значительно (на 5 - 10% и даже более) меньше, чем прирост расхода топлива на отпуск электроэнергии bзам от блоков замещающей КЭС, в качестве которых в условиях Республики Беларусь можно принимать блоки 300 МВт Лукомльской ГРЭС.
Обоснование сказанному дано в [1]. Оно заключается в том, что при увеличении расхода пара на теплофикационные турбины, работающие с частичными тепловыми нагрузками, возрастает удельная выработка электроэнергии (УВЭ) на существующем отпуске теплоты, в первую очередь, за счет увеличения КПД ЦВД и давления в линии промперегрева. В результате этого дополнительная выработка электроэнергии частично получается в виде теплофикационной, с близким к теоретическому [3600 кДж/(кВт-ч), или 860 ккал/(кВт-ч)] приростом расхода теплоты. В особенности существенное снижение прироста расхода топлива на дополнительный отпуск электроэнергии при частичных тепловых нагрузках может иметь место  для блоков 250 МВт, работающих с такими же начальными параметрами пара и параметрами промперегрева, что и блоки замещающей КЭС.

Возможность снижения приростов расхода топлива на дополнительный отпуск электроэнергии против b'зам в значительном диапазоне мощности блоков 250 МВт, тем большем, чем меньше их тепловая нагрузка, была подтверждена на основе анализа расходных характеристик нетто блоков 250 МВт, а также опытами, проведенными кафедрой ТЭС БГПА на Минской ТЭЦ-4.
В этих условиях (при работе блоков по электрическому графику нагрузок) минимум удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии не может служить критерием оптимальности режима их работы, так как при оптимальной мощности блоков вместе с достижением максимального эффекта от теплофикации будет происходить некоторое увеличение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ.
Эффективность использования любых теплофикационных установок необходимо рассматривать с системных позиций. Поэтому наиболее строгим и однозначным критерием выбора оптимального режима их работы, действительным как для режимов теплового, так и электрического графика нагрузок, является максимум экономии топлива в энергосистеме против раздельной схемы энерго снабжения
(1)
где Nтац, QT - мощность нетто турбин ТЭЦ и их
тепловая нагрузка; bкот - удельный расход топлива на отпуск теплоты от замещающей котельной; Βтэц - расход топлива на ТЭЦ.
При этом в задачах оптимизации режимов ТЭЦ определяющей является не абсолютная величина ΔВэкз, а ее изменение на сопоставляемых режимах использования теплофикационных установок.
При заданной тепловой нагрузке блоков 250 МВт их оптимальная мощность может находиться из условия достижения максимальной системной экономии топлива по сравнению с режимом теплового графика (или режима, определяемого техническим минимумом нагрузки котла). При этом справедливым будет условие
(2)
где Nj, N"т.гр. - мощность нетто блока на j-ом режиме и режиме теплого графика соответственно; ∆Bблj - увеличение расхода топлива блоком на j-ом режиме по сравнению с режимом теплового графика.
Для решения задачи оптимизации подогрева сетевой воды и мощности блоков 250 МВт при частичных тепловых нагрузках была разработана соответствующая методика, основанная на использовании нормативных энергетических характеристик турбины и котла блоков Минской ТЭЦ-4 и реализованная в компьютерной программе “Opt250.pas”, которая позволяет рассчитывать характеристики нетто блока при одновременной оптимизации режимов подогрева сетевой воды.
При этом были использованы универсальные зависимости внутренней мощности ЧВД и ЧСД турбины, расхода свежего пара и энтальпии в нижнем теплофикационном отборе на режимах одноступенчатого подогрева сетевой воды от давления в этом отборе и расхода пара через промежуточный отсек (ПО) турбины, а также аналогичные зависимости для мощности ЧВСД турбины без ПО, расхода свежего пара и энтальпии в верхнем теплофикационном отборе от давления в этом отборе и расхода пара через пред отборную ступень [2].
Характеристики турбины Т-250-240 в этой программе рассчитываются для заданных тепловой нагрузки, расхода и температуры обратной сетевой воды при дискретном изменении расхода пара на входе в ЦНД от минимального, принятого равным 60 т/ч, до максимально возможного, т.е. во всем диапазоне мощности блока. При малых тепловых нагрузках турбины минимальный расход пара в ЦНД может превышать 60 т/ч и выбирается из условия работы блока с технически минимальной нагрузкой котла.
При каждом шаге изменения расхода пара в ЦНД производится расчет реального распределения подогрева сетевой воды на основе совместного решения системы двух уравнений - теплового баланса нижнего сетевого подогревателя (СП) и сопротивления промежуточного отсека (ПО) турбины [3, 4]. Одновременно выбирается оптимальный режим подогрева сетевой воды, в том числе с учетом возможности обвода верхнего СП.
Для этого расчет сетевой установки производится при дискретном (с задаваемым в исходных данных шагом) изменении расхода сетевой воды через верхний СП Gc2 от максимального, равного заданному общему расходу сетевой воды, до минимального по заводским условиям GC2 = 2000 м³/ч, а также для случая Gc2 = 0, что отвечает одноступенчатому подогреву сетевой воды.
Оптимальный режим подогрева сетевой воды выбирается из условия обеспечения максимальной экономии расхода теплоты на турбину против схемы замещения
(3)
где Nт, Qт - электрическая мощность турбины и ее тепловая нагрузка соответственно; Q0 - расход теплоты на турбину в свежем паре; - прирост расхода теплоты на выработку электроэнергии на турбинах замещающей КЭС, принятый равным 1,9 Гкал/(МВт ч).
В целом же оптимальная мощность блока выбирается из условия (2) по данным расчета его расходных характеристик нетто.
Оптимизация режимов подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях турбин Т-250-240 может производиться при работе блока как по тепловому, так и электрическому графику.
Возможная дополнительная экономия топлива в энергосистеме при работе блоков 250 МВт по электрическому графику по сравнению с тепловым по данным расчетов, проведенных применительно к летнему и переходному периодам работы МТЭЦ-4, показана на рис. 1. Как видно из рис. 1, в зависимости от тепловой нагрузки блока значения ∆Вдоп изменяются в пределах от 1 до 4 т/ч условного топлива.
Увеличение дополнительной экономии топлива ∆Вдоп за счет оптимизации электрической мощности блока в области меньших значений тепловой нагрузки QT < 200 Гкал/ч объясняется тем, что в этом случае в режиме теплового графика турбина работает с расходом свежего пара существенно ниже номинального. Поэтому возрастает диапазон возможного увеличения расхода пара на турбину, в пределах которого достигается увеличение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет повышения КПД ЦВД и давления в линии промежуточного перегрева пара.
Максимум ∆В имеет место в диапазоне QT = 140 ^ 160 Гкал/ч. При QT < 140 Гкал/ч наблюдается некоторое снижение значений ΔBдоп. Это объясняется тем, что при таких низких тепловых нагрузках турбина работает с вынужденным увеличением расхода пара в конденсатор сверх минимально-вентиляционного из условия обеспечения технического минимума паропроизводительности котла (в расчетах принималась равной 445 т/ч).
Столь большие значения ∆Вдоп при характерных для летнего периода работы Минской ТЭЦ-4 тепловых нагрузках блока, обеспечивающего отпуск теплоты на горячее водоснабжение, диктуют необходимость постоянного использования его в режиме электрического графика.
Проведенные исследования оптимальных режимов подогрева сетевой воды в СП блока показали, что в зависимости от условий работы блока, прежде всего в зависимости от тепловой нагрузки, расхода сетевой воды и ее температуры на входе в СП, оптимальными могут быть как режимы двухступенчатого подогрева воды с обводом верхнего СП или без него, так и режимы одноступенчатого подогрева воды.

Рис. 1. Дополнительная экономия топлива за счет работы блоков по электрическому графику по сравнению с тепловым графиком в зависимости от их тепловой нагрузки
1 - электрическая мощность; 2, 3 - расход сетевой воды при температуре обратной сетевой воды toc, соответственно равной 45 и 50°С
Анализ результатов проведенных расчетов позволил установить, что при средних тепловых нагрузках Минской ТЭЦ-4 в летний период блок 250 МВт в случае использования его в режиме электрического графика должен работать с одноступенчатым подогревом воды. При этом оптимальной оказывается работа блока с расходом пара в конденсатор на уровне 330 т/ч, при котором естественное давление в нижнем отопительном отборе составляет 0,5 кгс/см², т.е., когда отпуск теплоты от турбины Т-250-240 обеспечивается при полностью открытой поворотной диафрагме ЦНД. Эффективность такого режима объясняется минимальной потерей на дросселирование пара на входе в ЦНД.

Электрическая мощность блока на рекомендуемых режимах его работы с полностью открытой поворотной диафрагмой ЦНД в зависимости от его тепловой нагрузки по данным проведенных расчетов показана на рис. 2 сплошной линией.
Для обеспечения работы турбины с полностью открытой поворотной диафрагмой ЦНД при различных тепловых нагрузках необходимо изменять соответствующим образом расход сетевой воды через нижний СП, т.е. применять при необходимости обвод воды помимо этого подогревателя.
При давлении пара в нижнем отопительном отборе РТ: = 0,5 кгс/см² нагрев сетевой воды в нижнем СП ~ 77°С. Поэтому необходимый расход воды (в тоннах на час) через нижний СП должен составлять
(4)
где tос, срв - температура обратной сетевой воды и ее теплоемкость; QT - тепловая нагрузка турбины, Гкал/ч.
Требуемый Gc1 в зависимости от Qт и температуры обратной сетевой воды показан на рис. 2 пунктирными линиями.
Таким образом, в летний период можно рекомендовать работу блока по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды при полностью открытой поворотной диафрагме ЦНД и постоянном (на уровне 77°С) нагреве воды в нижнем СП, т.е. при частично количественном регулировании отпуска теплоты от блока.

Рис. 2. Оптимальная мощность NT брутто и расход сетевой воды Gc1 через СП при работе блока с одноступенчатым подогревом сетевой воды и открытой поворотной диафрагме ЦНД:1 - электрическая мощность; 2, 3 - расход сетевой воды при температуре обратной сетевой воды toc, соответственно равной 45 и 50°С

Рис. 3. Экономия топлива в энергосистеме при работе блока по электрическому графику в зависимости от его тепловой нагрузки и расхода сетевой воды

При этом для упрощения эксплуатации блока и во избежание частого в течение суток изменения степени обвода нижнего СП необходимо стремиться к максимальному выравниванию суточного графика тепловой нагрузки МТЭЦ-4 за счет аккумулирования теплоты в тепловой сети в период провала потребления теплоты на горячее водоснабжение.
В диапазоне тепловых нагрузок блока в летний период QT = 140 -:-180 Гкал/ч при тепловом графике его работы оптимальным является двухступенчатый подогрев сетевой воды с обводом верхнего СП, при котором по сравнению с режимами с одноступенчатым подогревом обеспечивается определенное увеличение экономии теплоты против схемы замещения и экономии топлива в энергосистеме. Некоторые результаты сопоставления этих режимов приведены в таблице.
Значения ΔΒдоп находились по формуле

где Qнy - теплотворная способность условного топлива; ηк - КПД нетто котла, принятый равным 0,87.
Как видно, ∆Вдоп является значительной и находится на уровне 1 т/ч условного топлива.
В переходный период работы МТЭЦ-4 отпуск теплоты должен осуществляться от двух блоков.
При этом их тепловая нагрузка будет находиться в диапазоне 220 - 260 Гкал/ч.
Как показали проведенные расчеты, в этом случае как при электрическом, так и тепловом графиках работы блоков оптимальным является двухступенчатый подогрев сетевой воды без обвода верхнего СП. При этом расход сетевой воды через СП блока должен быть технически максимально возможным.

Увеличение расхода сетевой воды при значительных тепловых нагрузках блока обеспечивает существенное повышение системной эффективности его работы за счет снижения уровня давления в отопительных отборах. В то же время, при низких тепловых нагрузках, когда приходится применять режимы подогрева сетевой воды с обводом верхнего СП или переходить к одноступенчатому подогреву воды, влияние расхода сетевой воды снижается, а при QT< 160 Гкал/ч он равен 4-5 тыс. т/ч. Количественное влияние расхода сетевой воды на общую экономию топлива в энергосистеме при различных тепловых нагрузках блока показано на рис. 3.

Данные рис. 3 были получены при температуре наружного воздуха tн = 4°С и температуре обратной сетевой воды toc = 50°С, т.е. применительно к переходному периоду работы МТЭЦ-4.

Использование разработанных рекомендаций по выбору электрической мощности блоков 250 МВт и оптимизации режимов подогрева сетевой воды в их СП может обеспечить за летний и переходный периоды работы Минской ТЭЦ-4 с такими блоками значительную экономию топлива в энергосистеме.

Выводы

1. Разработанное программное обеспечение и методика исследований позволяют провести детальный анализ эффективности различных режимов подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях (СП) блоков 250 МВт, а также оптимизировать режимы их работы в энергосистеме как в летний, так и переходный периоды.
2. При частичных тепловых нагрузках блоки 250 МВт должны работать преимущественно по электрическому графику, что обеспечивает по сравнению с тепловым графиком дополнительную экономию условного топлива в энергосистеме на уровне 1-4 т/ч.
3. При низких тепловых нагрузках летнего периода для блоков 250 МВт можно рекомендовать работу по электрическому графику с одноступенчатым подогревом сетевой воды при полностью открытой поворотной диафрагме ЦНД и расходом пара в конденсатор около 330 т/ч, когда естественное давление в нижнем отопительном отборе будет находиться на уровне 0,5 кгс/см², т.е. должен применяться режим работы блока с постоянным нагревом сетевой воды примерно до 77°С и чисто количественным регулированием отпуска теплоты (с частичным обводом нижнего СП).
4. Во избежание необходимости частого в течение суток изменения степени обвода по воде нижнего СП при реализации отмеченных режимов ее подогрева целесообразно осуществлять выравнивание суточного графика отпуска теплоты.

Список литературы

1. Качан А. Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользования, оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности: Автореф. дис. на соиск. ученой степени доктора техн.наук. Минск, 1990.
2. Рузанков В. Н. Универсальная характеристика для распределения нагрузок между крупными теплофикационными турбинами. - Электрические станции, 1973, № 8.
3. Режимы работы и эксплуатации ТЭС: Учебник для вузов / Гиршфельд В. Я., Князев А. М., Куликов В. Е. М.: Энергия, 1980.
4. Качан А. Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Минск: Вышая школа, 1978.