Возможность участия турбин Т-50-130 УТМЗ в экстренном регулировании энергосистемы

ВОЗМОЖНОСТЬ УЧАСТИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН Т-50-130 УТМЗ В ЭКСТРЕННОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Э. А. ЛЯПИН
(CAO ОРСРЭС)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 153—458.
Приведено краткое описание турбоустановки Т-50-130 и отмечены технологические ограничения, возникающие при участии этого оборудования в регулировании графика нагрузок энергосистем. Сделан вывод, что турбины Т-50-130 могут привлекаться к экстренному регулированию нагрузки энергосистем. При этом аварийный регулятор мощности должен быть оснащен устройством, предотвращающим перегрузку последних ступеней. Дана оценка прироста мощности турбины при отключении регенеративных подогревателей. Предлагаемый аварийный регулятор может обеспечить необходимую приемистость турбины.

Современные условия работы объединенных энергосистем предъявляют жесткие требования к системам регулирования энергетических агрегатов. Для предотвращения потери устойчивости по межсистемным связям и для покрытия аварийных дефицитов мощности при выделении энергосистем на раздельную работу необходимо быстро (в течение 5—10 с) изменять мощность первичных двигателей.
Существующие схемы автоматического регулирования ТЭС не всегда обеспечивают выполнение этих требований. Для повышения приемистости блочных установок в последние годы предложен ряд способов.
Теплофикационные турбины и их схемы регулирования, также как .и конденсационные турбины блоков, должны рассматриваться как низшая ступень комплексной системы управления активной мощностью. Это требование усугубляется тем, что теплофикационные турбины обычно установлены в районах крупных промышленных центров, где местная выработка электроэнергии значительно меньше ее общего потребления (например, Кировский, Ферганский, Уфимский энергоузлы).
Привлечение в этих условиях к решению системных вопросов теплофикационных агрегатов может предотвратить значительный материальный ущерб, вызываемый отключением потребителей частотной разгрузкой. При этом целесообразно использовать скрытые вращающиеся резервы электрической мощности, имеющиеся на теплофикационных агрегатах, т. е. использовать пар отопительных и регенеративных отборов. Для использования этих резервов необходима разработка систем автоматического управления (аварийного регулятора мощности теплофикационной турбины). При этом ставилась задача определить возможности турбины Т-50-130 при ее участии в экстренном регулировании энергосистемы.
Турбина Т-50-430, выпускаемая Уральским турбомоторным заводом (УТМЗ), может работать в режиме одно-, двух- и трехступенчатого подогрева сетевой воды. Ступенчатый подогрев воды позволяет значительно повысить экономичность турбины. При работе турбины в режиме двухступенчатого подогрева давление пара поддерживается на заданном уровне лишь в одной верхней по ходу пара точке отбора. Отбор, расположенный ниже по ходу пара, не регулируется. При работе турбины в режиме одноступенчатого подогрева регулятор давления переключается на нижний отбор и поддерживает в нем давление на заданном уровне. Проточная часть турбины имеет 25 ступеней. Регулирование сопловое с четырьмя регулирующими клапанами. Перед входом в 24-ю ступень смонтирована регулирующая поворотная диафрагма с приводом от сервомотора ЧНД.
Участие турбины Т-50-130 в системном регулировании может ограничиваться рядом технологических факторов:

1. максимально допустимым расходом пара через последние ступени турбины и через переключаемый отсек;
2. резким изменением температурного режима тепловых сетей;
3. перегрузкой генератора;
4. увеличенными осевыми усилиями на упорный подшипник.

Основным ограничением, лимитирующим величину дополнительной мощности, получаемой при использовании пара отопительных отборов, является максимально допустимый расход пара через часть низкого давления. Величина его определяется прочностными и вибрационными характеристиками последних ступеней турбины. Уральский турбомоторный завод для турбины Т-50-130 считает величину этого расхода равной 150 т/ч, что соответствует расходу пара через ЧНД при работе турбины на конденсационном режиме с электрической нагрузкой 55 МВт.
Можно сделать вывод, что предполагаемые регуляторы должны включать в себя устройства, которые бы не допускали перегрузки последних ступеней турбины. При работе турбины в режиме одноступенчатого подогрева вследствие открытия регулирующих клапанов возможна перегрузка отсека между верхним и нижним отборами т. е. превышение расхода через этот отсек 170 т/ч. Допустимость этой перегрузки для аварийных режимов должна быть решена УТМЗ. Если подобные перегрузки недопустимы, то следует выполнить систему защиты по зависимости максимально допустимого открытия главного сервомотора от величины давления в отборе. При выполнении системы защиты перегрузка переключаемого отсека предотвращается и при открытии регулирующих клапанов, и при работе аварийного регулятора мощности.
Работа аварийного регулятора теплофикационных турбин предполагает резкое изменение давления пара отопительного отбора, что приведет к почти скачкообразному изменению температуры сетевой воды. Согласно ПТЭ, изменение температуры тепловых сетей должно производиться постепенно со скоростью, не превышающей 30 C∕4. Это требование справедливо для нормальных эксплуатационных режимов, на аварийные режимы оно не должно распространяться. Это подтверждается данными Свердловэнерго, где исследовалась надежность работы теплосети при резком изменении температуры теплоносителя (тепловом ударе). Эксперименты при скачкообразном изменении температуры сетевой воды на 100 C показали, что в работе строительных конструкций, тепловой изоляции, сальниковых и П-образных компенсаторов нет никаких нарушений. На задвижках диаметром 600—800 мм, фланцевые соединения которых имеют паранитовые прокладки, в начальный момент наблюдались пропуски через разъем, но через 1,5—2 мин после естественного охлаждения крепежных шпилек течи прекращались. В этих же работах показано, что можно исключить возникновение течей, если перейти на приварную арматуру или беспрокладочное соединение фланцев.
При работе аварийного регулятора на турбине Т-50-130, резкое изменение температуры сетевой воды может достигать величины 40 C при работе турбины в режиме одноступенчатого и 25 C в режиме двухступенчатого подогрева. Эти изменения значительно меньше, чем при испытаниях теплосети в Свердловэнерго, и могут быть еще меньше, если на электростанциях будут установлены пиковые водогрейные котлы или к аварийному регулированию привлекать не все агрегаты ТЭЦ. Учитывая, что аварийный регулятор турбины вступает в работу лишь в аварийных ситуациях в энергосистеме и что величина температурного скачка сравнительно невелика, можно считать, что изменение температурного режима теплосети, которое может быть вызвано работой регулятора, допустимо.
Наибольшая длительность режимов, на которых предполагается ограничение теплового потребителя, составляет 15—20 мин. Такая длительность ограничения тепловых потребителей безопасна, так как тепловые сети и здания обладают значительной аккумулирующей способностью.

Рис. 1. Зависимость величины дополнительной мощности от отключения Iи II отборов турбины на различных нагрузках.
I—VII — номера отборов турбины.

Теплофикационные турбины Т-50-130 оснащаются генераторами ТВФ-60-2 номинальной мощностью 60 МВт. В аварийных режимах мощность генераторов может превышать указанную величину примерно на 10%. Согласно заводской инструкции допускаются такие перегрузки генераторов ТВФ-60-2 в течение 60 мин при условии, что давление водорода будет не ниже номинального, (2 кгс/см²), а температура водорода не выше 46 C. Скорость набора активной нагрузки не лимитируется. Таким образом, в режиме 10%-ной перегрузки генератора при соблюдении перечисленных условий ограничений со стороны генератора нет.            
Максимально возможная мощность турбины Т-50-130—66 МВт. Упорный подшипник турбины был выбран с учетом этой величины.
Несущая способность подшипника при динамическом приложении нагрузки практически не снижается и остается равной выдерживаемой подшипником нагрузке в статических режимах. В связи с тем, что при открытии диафрагмы не должно происходить изменения знака осевого усилия (т. е. исключаются ударные нагрузки) и на основании изложенного выше можно считать, что ограничений по работе упорного подшипника нет.
Рассмотрев приведенные ограничения, можно сделать вывод, что турбины Т-50-130 могут быть привлечены к экстренному регулированию энергосистемы. Аварийный регулятор мощности должен оснащаться устройствами, предотвращающими перегрузку последних ступеней.
На конденсационном режиме работы турбины дополнительная мощность может быть получена отключением системы регенеративных отборов. Рассмотрим варианты отключения регенерации при работе турбины с нагрузками 32; 41 и 49 МВт.
Для принятых нагрузок можно получить следующие величины дополнительной мощности: при нагрузке 32 МВт —  при отключении всех подогревателей 2 845, при отключении ПВД 1 950 кВт; при нагрузке 41 МВт — при отключении всех подогревателей 4 400, при отключении только ПВД 3100 кВт; при нагрузке 49 МВт по условиям максимальной загрузки ЧНД возможно отключать только ПВД, при этом приращение электрической мощности равно 4 410 кВт.
На рис. 1 приведены результаты расчетов, где показана величина мощности, которую можно получить при отключении каждого отбора на различных нагрузках.
На режимах одно- и двухступенчатого подогрева сетевой воды дополнительная мощность может быть получена ограничением расхода пара в отопительные отборы. Проведенные расчеты и статические испытания показали, что на этих режимах можно получить до 16 МВт прироста электрической нагрузки, не превысив допустимый расход пара через ЧНД. На рис. 2 для режима одноступенчатого подогрева представлены зависимости величины дополнительной мощности для различных значений давления пара в VII отборе и электрических нагрузок.

Рис. 2. Зависимость величины дополнительной мощности от давления пара в отборе при различных электрических нагрузках.
а — pVII=0,5 кгс/см²; б — pVII= l кгс/см²; в — pVII= l,5 кгс/см²; г — р =2 кгс/см²; 1, 2, 3 — электрическая нагрузка турбины 30, 40 и 50 МВт: 4, 5, 6— электрическая нагрузка, турбины 27,2; 37 и 46,8 МВт; 7, 8, 9 — электрическая нагрузка турбины 24,6; 34 и 43,8 МВт; 10, 11, 12 — электрическая нагрузка турбины 22,6, 51,8 и 41,2 МВт.

На турбине Т-50-130 была смонтирована специальная система измерений и проведены испытания по определению динамических характеристик турбины и системы регулирования. Результаты испытаний показывают, что предполагаемый регулятор может обладать удовлетворительной приемистостью.
На конденсационном режиме при отключении подогревателей высокого давления мощность турбины увеличилась за 2,5 с. На режимах одно- и двухступенчатого подогрева мощность увеличивалась в соответствии со скоростью открытия диафрагмы. Испытания с воздействием на диафрагму проводились на различных режимах работы турбины, причем некоторые испытания имитировали работу предполагаемого регулятора; при этом аварийных ситуаций на турбине не возникало.

Выводы

1. Теплофикационные турбины Т-50-130 могут быть привлечены к экстренному регулированию мощности в энергосистеме при условии, что аварийные регуляторы турбин будет оснащены устройствами, предотвращающими перегрузку последних ступеней.
2. На конденсационном режиме дополнительная мощность может быть получена отключением ПВД. Наибольшая величина дополнительной мощности при этом равна 4,5 МВт.
3. При работе турбины в режиме одно- и двухступенчатого подогрева, ограничивая расход пара в отопительные отборы, можно получить до 16 МВт дополнительной мощности.
4. Динамические испытания турбины показали, что предполагаемый регулятор может обеспечить необходимую приемистость.