В последнее время все большую актуальность приобретает проблема повышения экономичности электростанций в период минимальных электрических нагрузок. При разгрузке теплофикационных турбин недоотпуск теплоты из регулируемых отборов, как правило, компенсируется пиковыми водогрейными котлами или за счет включения дополнительных сетевых подогревателей, питаемых свежим паром от энергетических котлов [45,48]. В этих условиях уменьшение расхода пара в ЧНД всегда экономически целесообразно, т.к. приводит к снижению потерь теплоты в холодном источнике.
В условиях заданных графиков тепловой и электрической нагрузок основным фактором, определяющим экономичность ТЭЦ, является величина потерь теплоты в холодном источнике. Если рассматривать отдельно паротурбинную часть ТЭЦ, то её экономичность будет зависеть от общих потерь теплоты в конденсаторах турбин QK. Таким образом, решение оптимизационных задач сводится к определению таких условий эксплуатации турбоустановок, которые обеспечивают при заданных электрической и тепловой нагрузках минимум QK. Сказанное справедливо для любых режимов, включая прохождение минимума графика электрической нагрузки.
Рассмотрим с этой точки зрения эффективность некоторых способов снижения мощности теплофикационных турбин, работающих с включенными отопительными отборами.
Разгрузка турбины по свежему пару с сохранением постоянного отпуска теплоты из отборов.
В этом случае снижение конденсационного пропуска пара (за счет соответствующего снижения расхода свежего пара на турбину) осуществляется при одновременном прикрытии регулирующих диафрагм ЧНД для поддержания заданной тепловой нагрузки. В результате уменьшение электрической мощности турбоустановки ΔNЭ сопровождается снижением потерь теплоты в конденсаторе ΔQ· Очевидно, что чем больше отношение
, тем более эффективен данный способ разгрузки. Величина
, для теплофикационной турбины зависит как от её типа, так и от режимных факторов: тепловой нагрузки отборов QT, расхода w и начальной температуры τ2 сетевой воды, подогреваемой в ПСГ, уровня первоначальной мощности, расхода и температуры циркуляционной воды, охлаждающей конденсатор, и т.д. Кроме того существенное влияние на
оказывает состояние проточной части,
работа органов парораспределения, состояние сетевых и регенеративных подогревателей, конденсатора и др.
Для примера на рис. 12.1 приведены зависимости ΔQK от ΔNЭ для турбины Т-100-130 при различных значениях w, τ2, QT, полученные по результатам детальных тепловых расчетов турбоустановки с использованием реальных мощностных и расходных характеристик турбинных отсеков.
Рис. 12.1. Уменьшение потерь теплоты в конденсаторе турбины Т-100-130 при разгрузке за счет снижения конденсационного пропуска пара:
1- QT = 180МВт;2- QТ =140МВт;3 - QT =100МВт;
---------- w = 800 кг/с ;---------- w = 1250 кг/с
В качестве исходных принимались режимы с полным открытием РД ЧНД. Представленные данные подтверждают неоднозначность зависимости ΔQK от ΔNЭ для теплофикационных турбин, что свидетельствует о возможности оптимизации режимов работы ТЭЦ в период разгрузки по рассматриваемому способу. При этом эффект от оптимизации может быть получен даже на ТЭЦ, состоящих из однотипных турбин (в реальных условиях эксплуатации для каждой турбоустановки величины w, τ2, QT, как правило, различны).
Для определения отношения
э формально могут быть использованы типовые диаграммы режимов
(ДР) или энергетические характеристики (ЭХ) турбоустановок. Однако достоверность решений оптимизационных задач, полученных на их основе, вызывает сомнения. Это связано (как уже отмечалось ранее) с тем, что ДР и ЭХ строятся на базе усредненных линеаризированных характеристик турбинных отсеков и не учитывают взаимодействия всех факторов, влияющих на экономичность турбины. В частности, для рассматриваемого случая величины
определяются по ДР и ЭХ в зависимости практически только от двух факторов - тепловой нагрузки и давления пара в камере верхнего теплофикационного отбора (или температуры сетевой воды после ПСГ) [4(2], что не соответствует действительности. Если проанализировать с использованием ДР или ЭХ возможность оптимизации разгрузки ТЭЦ, состоящей из однотипных турбин, работающих в идентичных по QT, w и τ2 условиях, то получим, что порядок разгрузки отдельных турбоустановок не. влияет на экономичность ТЭЦ. На самом деле фактическая зависимость ΔQT от ΔΝЭ имеет нелинейный характер (рис. 12.1) и оптимизация дает определенный эффект. В качестве примера на рис. 12.2 показана экономия теплоты за счет последовательной разгрузки турбин по сравнению с параллельной для пяти турбоустановок типа Т-100-130, каждая из которых работает при w=800 кг/с, τ2=50°С и QT=140 МВт. Из приведенных данных следует, что в указанных условиях в зависимости от глубины разгрузки по электрической мощности ТЭЦ может быть получено до 10 МВт экономии теплоты.
Рис. 12.2. Экономия теплоты при последовательной разгрузке турбоустановок по сравнению с параллельной
Возможность снижения конденсационного пропуска пара при заданной QT ограничивается режимами с полностью закрытыми регулирующими диафрагмами ЧНД. Экономичность этих режимов существенно зависит от величины вентиляционного пропуска пара GK, поступающего в ЧНД и конденсатор через неплотности закрытых РД. При этом и электрическая мощность турбоустановки зависит от GK (рис. 12.3), причем с увеличением пропускной способности РД, т.е. величины GK/pH, она возрастает.
Рис. 12.3. Потери теплоты в конденсаторе (а) и электрическая мощность (б) турбины Т-100-130 в режимах с закрытыми РД ЧНД при w=1250кг/с и τ2=50 °C : 1 - GK/рн=0,014 кг/(с-кПа) ; 2 - GK/рн = 0,056 кг/(с-кПа); 3 - GK/рн=0,112 кг/(с · кПа)
Снижение мощности турбины за счет искусственного повышения давления в теплофикационных отборах при сохранении постоянного отпуска теплоты из отборов.
В режимах работы теплофикационных турбин с полностью закрытыми РД ЧНД электрическая мощность может быть снижена за счет искусственного увеличения давления пара в камерах теплофикационных отборов [45]. Это достигается либо обводом части сетевой воды помимо ПСГ, либо прикрытием паровых задвижек на трубопроводах подачи пара в эти подогреватели. Предельными в указанных условиях будут режимы с максимальным уровнем давления в камерах теплофикационных отборов.
При увеличении давления пара в отборах возрастает его энтальпия (снижается тепловой перепад на предотборных ступенях) и повышается расход пара в ЧНД через закрытые РД, что приводит к необходимости изменения расхода пара для сохранения неизменным отпуска теплоты. В зависимости от плотности закрытых РД ЧНД расход свежего пара может как уменьшаться, так и увеличиваться, влияя на величину изменения мощности турбоустановки.
На рис. 12.4 приведены результаты расчетов изменения мощности и потерь теплоты в конденсаторе турбины типа Т-100-130 за счет повышения до предельного уровня (245 кПа) давления в верхнем отборе при различных QT и пропускной способности закрытых РД. В качестве исходных принимались режимы с закрытыми РД при w= 250 кг/с и τ2=50°C, а повышение давления осуществлялось путем снижения расхода сетевой воды через ПСГ.
В соответствии с полученными данными изменение мощности турбины и потерь теплоты в конденсаторе при обводе сетевой воды помимо ПСГ существенно зависит от пропускной способности закрытых РД. Для уплотненных РД (GK/pH=0,014 кг/(с-кПа)) снижение мощности составляет 12...23 МВт в зависимости от тепловой нагрузки QT. При этом потери теплоты в конденсаторе возрастают на 6,5...8,5 МВт. Для РД с проектной плотностью GK/рн - 0,056 кг/(с-кПа) величины ΔNЭ и ΔQK составляют соответственно (-1)...(-12) МВт и 22...28 МВт.
В случае же GK/pH =0,112 кг/(с-кПа) мощность турбины возрастает на 1...16 МВт, а
=42...62 МВт.
Таким образом, при достаточном больших вентиляционных пропусках пара в ЧНД искусственное повышение давления в камерах теплофикационных отборов не позволяет снизить электрическую мощность турбоустановки.
Уплотнение же РД позволяет повысить эффективность рассматриваемого способа как за счет снижения дополнительных потерь теплоты в конденсаторе, так и увеличения глубины разгрузки по электрической мощности.
На рис. 12,4 для сравнения приведены результаты расчета
с использованием энергетической характеристики турбины Т-100-130 [12]. Расчет по ней неплохо согласуется с данными детального расчета только при проектной пропускной способности закрытых РД (GK/рн=0,056 кг/(с-кПа)), однако для другой плотности РД использование ЭХ для оценки эффективности рассматриваемого способа разгрузки турбины будет неправомерным.
Снижение мощности турбины за счет отключения ПВД при частичных нагрузках.
Выше было показано, что в большинстве пиковых режимов отключение ПВД теплофикационных турбин, работающих по тепловому графику, оказывается экономически целесообразным, поскольку при этом увеличивается выработка электроэнергии на тепловом потреблении и одновременно снижается нагрузка пиковых источников теплоты. В период работы с частичными тепловыми нагрузками (когда водогрейные котлы отключены) эффективность режимов с отключенными ПВД неочевидна и зависит от заданных внешних условий (прежде всего, графиков тепловой и электрической нагрузок, располагаемого расхода топлива на ТЭЦ).
Рис. 12.5. Влияние отключения ПВД на величину электрической нагрузки и отпуска теплоты из отборов турбины Т-185-130 (τ2 =50°C): ПВД включено;----------------------------- ПВД отключено
Рассмотрим в качестве примера зависимости электрической и тепловой нагрузок турбины типа Т-185/220-130 от расхода теплоты на турбоустановку Q0 при работе по тепловому графику с включенными и отключенными ПВД (рис. 12.5). При неизменном (?о (что практически эквивалентно сохранению расхода топлива на котлы) отключение ПВД вызывает снижение температуры питательной воды и соответствующее уменьшение расхода свежего пара на турбину. Однако расход пара в часть среднего давления (а значит, и в отопительные отборы) возрастает. Все это приводит к росту отпуска теплоты из отборов на ΔQТ и снижению электрической мощности на ΔΝЭ. Величины ΔQТ и ΔNЭ увеличиваются по абсолютной величине с ростом Q0 (рис. 12.6) и в реальном диапазоне нагрузок составляют 2...10 МВт.
Рис. 12.6. Влияние отключения ПВД на экономичность турбины Т-185/220-130 при Q0=idem ( w = 1250т/ч,т2 =50 °C ): GK /рн= 12 кг/с-МПа ;------- GK/рн = 45 кг/с-МПа
Потери теплоты в конденсаторе изменяются незначительно (если РД уплотнены, то не более, чем на 0,3 МВт). В то же время отключение ПВД приводит к снижению температуры уходящих газов котлов и повышению их к.п.д. В соответствии с проведенными ВТИ детальными расчетами переменных режимов котла снижение температуры питательной воды при отключении ПВД повышает их к.п.д. на 0,1...0,3%. В результате суммарные потери теплоты в цикле энергоблока QПОT снижаются на 0,1...0,25% от величины Q0 (рис. 12.6). Полученные данные показывают, что в условиях работы с ограниченным расходом топлива отключение ПВД позволяет увеличить тепловую нагрузку отборов на 1...3 %.
При заданной тепловой нагрузке отборов (QТ=idem) отключение ПВД наряду с уменьшением электрической мощности приводит к снижению расхода теплоты на турбину (рис. 12.7) на 1...2,5% и соответствующему уменьшению расхода топлива В на котлы. Абсолютная величина ΔВ достигает 2 т. у.т./ч. Потери теплоты в конденсаторе остаются практически неизменными (давление в теплофикационных отборах при QT=idem, w=idem и τ2=idem сохраняется), но за счет повышения к.п.д. котлов общие потери теплоты в холодном источнике снижаются (в зависимости от нагрузки) на 0,6...2,5 МВт (или на 0,2...0,5% от расхода теплоты на турбину).
Рис. 12.7. Влияние отключения ПВД на экономичность турбины Т-185/220-130 при Q0= idem (w = 6000 т/ч, τ2=50 °C)
Приведенные выше результаты исследований свидетельствуют о том, что в условиях, когда не предъявляется требование к увеличению электрической мощности (а тем более при вынужденной разгрузке), эксплуатация теплофикационных турбин в режимах по тепловому графику с отключенными ПВД повышает коэффициент полезного использования теплоты топлива за счет уменьшения общих потерь теплоты в холодном источнике. При этом появляется возможность либо снизить расход сжигаемого в энергетических котлах топлива для получения заданного отпуска теплоты из отборов, либо увеличить тепловую нагрузку турбин (при неизменном расходе топлива) и, тем самым, уменьшить продолжительность использования пиковых водогрейных котлов.
