4 ПОКАЗАТЕЛИ МАНЕВРЕННОСТИ ГТУ

ГЛАВА 4

ПОКАЗАТЕЛИ МАНЕВРЕННОСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

4.1 Понятие о маневренности энергоблока и паровой турбины

Под маневренностью энергоблока понимают комплекс свойств, определяющих его способность быстро откликаться на требование энергосистемы изменить свою мощность, быстро пускаться и останавливаться без снижения надежности оборудования в недопустимых пределах.

К числу наиболее важных свойств, входящих в этот комплекс, относятся:

- регулировочный диапазон энергоблока, число допустимых изменений нагрузки в пределах регулировочного диапазона и скорость изменения нагрузки;

- длительности пуска энергоблока из различных тепловых состояний и их допустимое число за срок службы;

- возможность работы при аварийных режимах в энергосистеме.

Реализация этих свойств зависит от целого ряда факторов: топлива, на котором работает энергоблок, параметров пара, назначения и конструкции паропроизводящей установки и турбины и т. д. [6].

Регулировочный диапазон энергоблока определяется верхним и нижним пределами нагрузки, т. е.интервалом ее изменения, внутри которого мощность может изменяться автоматически и без изменения состава вспомогательного оборудования и числа горелочных устройств котла. Это означает, что при снижении нагрузки не включается РОУ для направления части пара в обвод турбины в конденсатор, а при повышении нагрузки не отключаются ПВД или сетевые подогреватели (для теплофикационных блоков). Нижний предел регулировочного диапазона для энергоблоков, работающих на газе и мазуте, должен составлять не более 20—30 %, на пылеугольном топливе — не более 60—70 % (в зависимости от типа шлакоудаления в котле). При изменении нагрузки внутри регулировочного диапазона температура свежего пара и пара промежуточного перегрева должна поддерживаться в строгих пределах, с тем чтобы не вызвать отрицательных последствий.

При работе турбины внутри регулировочного диапазона должна обеспечиваться без вредных последствий вполне определенная скорость изменения нагрузки. Если давление перед турбиной поддерживается постоянным, то средняя скорость изменения нагрузки может составлять 1 –1,5% номинальной мощности в минуту. Например, для газомазутного блока мощностью 800 МВт снижение мощности до 500 МВт может производиться за 25 мин и более. В реальных условиях в отдельные периоды скорость изменения нагрузки может быть и выше, однако тогда диапазон изменения нагрузки должен быть меньше; должна снижаться скорость изменения нагрузки и после «скачка» нагрузки. Например, при изменении нагрузки в пределах 20 - 25 % номинальной мощности может быть допущена скорость ее изменения до 4 % номинальной мощности в минуту, но тогда последующее изменение мощности (в том же направлении) должно быть ограничено значением 0,7—1 % в минуту. Причина этого требования очевидна: малоцикловая прочность деталей энергоблока определяется разностями температур в детали, а они определяются диапазоном и скоростью изменения температуры в проточной части турбины. В свою очередь эти значения зависят от диапазона и скорости изменения нагрузки, поэтому, варьируя их, можно управлять температурными напряжениями [6, с.170].

Если мощность турбины регулируется с помощью скользящего давления пара перед ней, то, как мы знаем, температура в проточной части изменяется очень мало. Поэтому в таком случае скорости изменения нагрузки внутри регулировочного диапазона могут быть допущены большими, вплоть до 6 % номинальной мощности в минуту. При соблюдении этих требований по скоростям изменения нагрузки детали оборудования энергоблока должны быть способны выдержать около 20 тыс. циклов нагружений и разгружений в пределах полного регулировочного диапазона без появления трещин малоцикловой усталости.

На предприятиях Республики Беларусь в эксплуатации довольно много парогазовых установок. По типам парогазовые установки (ПГУ) подразделяют на бинарные (ПГУ-Б) и надстроечные (ПГУ-Н). К последним относятся ПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в котел паросиловой установки (ПСУ); с полным или частичным замещением регенерации паровой турбины; с котлом-утилизатором и передачей пара в цикл ПСУ. Парогазовые установки должны обеспечивать возможность останова в резерв на нерабочие дни (24-55 ч) и на ночное время (5-8 ч) с техническими характеристиками последующих пусков установки [приложение Г, таблица Г1, таблица Г2].

Некоторые энергоблоки проектируют специальным образом, с тем, чтобы они с самого начала работали с частыми пусками и остановками и резкими изменениями нагрузки. Их обычно называют полупиковыми. Такие энергоблоки должны допускать значительно большие скорости изменения нагрузки (3—4 % номинальной мощности в минуту), однако число циклов допускаемых изменений нагрузки для них меньше (около 10 тыс.) [6, с.172].

Таблица 4.1 – Ориентировочные продолжительности разворота и нагружения турбины мощностью 300 МВт

Исходная температура корпуса в зоне паровпуска, ˚С			Ориентировочная продолжительность простоя, ч		Продолжительность повышения частоты вращения, мин		Продолжительность нагружения, мин
ЦВД	ЦСД
≤150	100	-		160		50
280-180	220 - 160	60 - 90		45		50
340- 280	300 - 220	32 - 55		30		50
360- 320	350 - 300	18 - 30		30		30
400-360	400-360	10 - 16		25		30
>400	>400	2-8		15		30
-	-	≤ 1		5		15

Требованиями к маневренности предусматриваются и определенные длительности пуска энергоблоков из различных тепловых состояний, характеризующихся температурой верха корпусов ЦВД и ЦСД перед пуском. В таблице 4.1 в качестве примера приведены длительности отдельных этапов пуска турбины для моноблока 300 МВт в соответствии с действующими инструкциями. Видно, что при работе энергоблока с остановом в горячий резерв время разворота и нагружения составляет 30 - 50 мин. Можно добавить, что время розжига котлоагрегата до толчка ротора составляет в среднем 1,5–2 ч. Несколько большие длительности пусков у энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт. Обязательным требованием ко всем строящимся в настоящее время энергоблокам является определенное число пусков, которое должно выдержать оборудование блока за срок службы без повреждений от малоцикловой усталости при предусмотренных инструкциями графиках пуска. Так, например, энергоблоки мощностью 300 МВт и ниже должны выдерживать не менее 100 пусков из холодного, 1000 - из неостывшего и 900 - из горячего состояний. Для блоков мощностью 500 МВт и выше эти значения соответственно равны 100, 600 и 300. Для вновь вводимых энергоблоков, пригодных для работы в полупиковой части графика нагрузки, требования еще более жесткие: они должны выдерживать не менее 1400 пусков из неостывшего и 6000 — из горячего состояний [6, с.175].

В число свойств, определяющих маневренность, входит и возможность работы при аварийных ситуациях в энергосистеме, когда требуются очень быстрое изменение нагрузки и последующая работа на ней. Прежде всего энергоблоки должны допускать за срок службы не менее 90 сбросов с любого значения исходной нагрузки до нижнего предела регулировочного диапазона со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования, с последующей работой любой длительности на новой нагрузке.

Дополнительными требованиями к маневренности являются возможность сброса до нагрузки собственных нужд и длительная работа в таком режиме. Необходимо подчеркнуть, что возможность выполнения всех указанных требований к маневренности закладывается конструкторами и технологами при проектировании и изготовлении оборудования энергоблока, а также при тщательной разработке инструкций по пуску и другим переходным режимам. Реальное их выполнение определяется эксплуатационным персоналом. Еще раз подчеркнем, что основным последствием нарушений пусковых инструкций является либо повышенный расход топлива (при удлиненных по сравнению с инструкцией временах переходных процессов), либо ускоренное накопление повреждений и преждевременный выход оборудования из строя. При этом особенность накопления повреждений состоит в том, что отказы и аварии из-за них происходят не сразу, а спустя 5, 10, 15 лет эксплуатации. Поэтому тщательное выдерживание графиков переходных процессов является непременным требованием к качеству эксплуатации.

Высокая маневренность блока обеспечивается всем его оборудованием, особенно маневренностью турбоагрегата. Если, например, мощность турбины не может быть быстро повышена из-за удлинения ротора относительно корпуса, то и блок в целом не может увеличить нагрузку. Однако даже при очень высокой маневренности турбоагрегата нельзя обеспечить высокую маневренность блока при недостаточных возможностях другого оборудования, в первую очередь котла.

Для высокой маневренности блока необходима тщательно продуманная пусковая схема. В этом вопросе нет мелочей, непродуманность любого элемента или операции может привести к резкому увеличению длительности пусковых операций [6, с. 177]. И, конечно же, работа блока в условиях частых пусков и остановок невозможна без хорошей подготовки оперативного персонала и хорошего понимания всех опасностей, которые порождаются этими режимами.

4.2 Показатели маневренности ГТУ на базе АГТД

Для покрытия остропиковых нагрузок перспективным является применение простейших стационарных авиационных ГТУ. У обычной газовой турбины время до принятия нагрузки после старта составляет 15-17 минут. Газотурбинные станции с авиационными двигателями очень маневренны, требуют малого (4 –15 мин) времени на пуск из холодного состояния до полной нагрузки, могут быть полностью автоматизированы и управляться дистанционно, что обеспечивает их эффективное использование в качестве аварийного резерва. Длительность пуска до взятия полной нагрузки действующих газотурбинных установок составляет 30-90 минут.

Показатели маневренности ГТУ на базе конвертированного ГТД АИ-20 представлены в таблице 4.2 [5].

Таблица 4.2 – Показатели маневренности ГТУ на базе конвертированного АГТД АИ-20

Показатели маневренности
Время автоматического пуска ГТУ из прогретого состояния с выходом на режим "холостого хода", включая режим вентиляции продолжительностью 300 с	не более 7 мин.
Время работы ГТУ на режиме прогрева	не более 5 мин.
Время пуска и нагружения ГТТЭЦ, от момента подачи команды на запуск ГТУ до готовности принять нагрузку	не более 12 мин.

Выводы по главе

Произведен анализ маневренности исследуемой установки, и сравнение ее показателей с показателями ГТУ, действующими на ТЭЦ. Наглядно показано, насколько более маневренными являются ГТУ на базе АГТД. Превосходство условий пуска ГТУ на базе АГТД над другими установками делает их наиболее эффективным решением проблемы принятия пиковых и остропиковых нагрузок энергосистемы. На основании анализа можно говорить о том, что данные установки с успехом и пользой могут быть применены в составе крупных и средних ТЭЦ для принятия пиковых нагрузок.

62