24. Прохождение пиковой части графика нагрузки с использованием режимов отключения пвд. Технология реализации, основные ограничения, преимущества и недостатки. Эффективность использования.

При участии энергоблоков в регулировании нагрузки в часы пик возникает необходимость на период пиковой части графика нагрузки (1-3 часа) дополнительно увеличить мощность энергоблоков. Причиной необходимости такого увеличения мощности блоков может стать:

аварийный останов одного или нескольких блоков в энергосистеме;

недостаточный уровень резерва и т.д.

отключение ЛЭП, соединяющих рассматриваемую данную энергосистему с другой подпитывающей энергосистемой.

Способы получения пиковой мощности при прохождении суточных пиков нагрузки.

Резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить двумя способами: пуском новых высокоманевренных агрегатов или увеличением регулировочного диапазона на работающих (то есть снижением Рмин при прохождении провала, что позволяет иметь большее число включенных агрегатов, и увеличением Рмах, что позволяет иметь при том же числе работающих агрегатов большую мощность в пиковые часы).

Дополнительный резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить следующими способами:

-пуском высокоманевренных агрегатов (гидроагрегаты, пиковые ГТУ и т.д.);

- увеличением нагрузки на работающем оборудовании (перегрузкой);

- двумя способами одновременно.

Использование первого способа - пуск высокоманевренных агрегатов, подразумевает наличие их (то есть эти агрегаты должны быть введены в эксплуатацию). Ввод в эксплуатацию новых агрегатов, приводит к значительным капиталовложениям, включение этого оборудования только при пиковых нагрузках, снижает время использования установленной мощности, а следовательно снижает эффективность его эксплуатации.

Способы получения дополнительной мощности на действующем оборудовании.

Для получения пиковой энергии на действующем паротурбинном оборудовании используют в основном следующие способы:

1) Форсировка котла и выработка пара сверх номинальной паропроизводительности, с увеличением подачи пара в голову турбины;

2) Повышение начальных параметров пара в пределах допуска, углубление вакуума в конденсаторе, если такое возможно;

3) Отключение части системы регенерации;

4) Форсировка ГТУ, впрыск пара в камеру сгорания ГТУ;

Для теплофикационных турбин возможно увеличение электрической мощности за счет снижения их тепловой нагрузки путем ее перевода на пиковые водогрейные котлы и увеличения выработки в конденсационном режиме.

Получение пиковой мощности на действующем оборудовании путем форсирования (перегрузки оборудования).

Перегрузка основного и вспомогательного оборудования, а именно: пропускной способности турбины, запаса мощности у генератора, конденсирующей способности конденсатора, запасов производительности дутьевых вентиляторов и дымососов.

При форсировке котла основное ограничение связано, как правило, с генерирующей способностью котла, которая зависит от многих факторов:

-допустимого тепловосприятия поверхностей его нагрева;

-состава и качества сжигаемого топлива;

- запаса производительности тягодутьевых машин (вентиляторы, дымососы);

-предельного роста давления в котле и пропускной способности промперегрева;

-запаса производительности системы топливоприготовления .

Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5-10% по сравнению с количеством пара, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины (но в реальной жизни соблюдается не всегда. Наиболее верно это для блочного оборудования).

Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение их перегрузки по активной мощности на 10-15% от номинальной при одновременном снижении их реактивной нагрузки. Например, турбогенератор типа ТВВ-320-2УЗ, работающий с турбиной К-300-240, допускает повышение мощности на 10% при cos j= 0,9 и возможно повышение Nген до 360 МВт при повышении cos j до 0,95

Применение форсировки котла приводит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Поэтому, необходимо, чтобы паровпуск турбины и проточная часть обеспечивали увеличение расхода (как правило, на турбинах предусматривается увеличение расхода пара до До_мах на 5%. По сравнению с номинальным расходом).

Увеличение расхода пара приводит к перераспределению параметров по проточной части турбины и изменению величины срабатываемых теплоперепадов отсеков, в результате чего возрастают изгибающие напряжения в лопаточном аппарате. При этом максимальной перегрузке подвергаются регулирующая ступень, последние ступени ЦНД, а также предотборные ступени регулируемых отборов пара теплофикационных турбин. Кроме этого, происходит перераспределение осевых усилий в проточной части турбины и возникают дополнительные осевые усилия, которые необходимо учитывать при использовании перечисленных выше способов для получения пиковой мощности.

Конденсаторы турбин обычно проектируются на максимальный пропуск пара, для среднегодовой температуры охлаждающей воды, поэтому основным ограничением здесь может стать повышение температуры охлаждающей воды в летний период, вследствие чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой величины (как правило это Рк=0,012МПа), что может стать основным ограничением по повышению мощности путем перегрузки оборудования.

Максимальная дополнительная мощность, которую можно получить при форсировке котла за счет увеличения расхода пара в турбину можно определить по выражению:

N =D ( h_о - h_к + h_пп ) _р _м _г, ( 6.1 )

где D -увеличение расхода пара в голову турбины, кг/с;

h_о , h_к , h_пп -энтальпия свежего пара, энтальпия пара на входе в конденсатор и повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (кДж/кг);

_м _г - соответственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора.

_р - коэффициент, учитывающий влияние изменения расходов пара в регенеративные подогреватели.

Его можно определить из выражения:

_р = , ( 6.2 )

где _р < 1,0;

Здесь _i и ¹_i - доли i-ого отбора пара при номинальном режиме и в режиме с увеличением расхода пара в «голову» турбины;

y_i , y¹_i- коэффициенты недовыработки мощности паром i-ого отбора, соответственно в номинальном режиме и в режиме с увеличенным расходом пара в «голову» турбины;

n - количество регенеративных отборов у данной турбины.

При этом необходимо учитывать все ограничения перечисленные в предыдущем разделе.

Форсировка котла и турбины сопровождается снижением экономичности работы, что связано как со снижением КПД котла и лопаточного аппарата турбины, так и всей технологической схемы в целом (рост температурных напоров в системе регенеративного подогрева конденсата и питательной воды, рост температурных напоров в конденсаторе).

25. Прохождение пиковой части нагрузки с использованием теплофикационных агрегатов типа Т и ПТ. В том числе с учетом передачи части тепловой нагрузки на ПВК. Технология реализации, основные ограничения, преимущества и недостатки. Эффективность использования.

Для получения пиковой мощности, путем отключения части системы регенерации, наиболее часто используют отключение ПВД. Отключение ПНД, для этих целей, не практикуют, так как дополнительной выигрыш мощности слишком мал..Более того, надежность деаэрации питательной воды в этом случае может быть нарушена, так как при превышении температуры подогрева до 40^оС и выше, деаэраторы практически не могут обеспечить требуемый уровень деаэрации. Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности. Поэтому, для получения пиковой мощности используют отключение только ПВД. Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10-12 %.

Отключение ПВД приводит к понижению температуры питательной воды, поэтому для обеспечения заданных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличить расход топлива на котел. На рис. 6.1 представлен процесс расширения пара при нормальном режиме работы и при отключении ПВД.

h, кДж/кг

0

S, кДж/(кг С)

Рис. 6.1. Изменение рабочего процесса расширения пара при отключении ПВД.

___ - Процесс расширения в нормальном режиме; ----- Процесс расширения в режиме с отключенными ПВД.

Как видно из анализа процесса в результате отключения ПВД давление на выхлопе ЦВД растет и теплоперепад уменьшается. Процесс в ЦСД-ЦНД смещается влево. Это с одной стороны приводит к увеличению перепада, но с другой стороны из-за увеличения расхода пара в конденсатор, подогрев циркуляционной воды в нем возрастает, давление в конденсаторе увеличивается и теплоперепад снижется.

Отключение ПВД приводит к снижению температуры питательной воды на входе в котел и увеличению расхода пара через промперегрев. Все это, в конечном счете, приводит к увеличению расхода топлива на котел при сохранении паропроизводительности котла. Увеличение расхода топлива можно оценить по выражению:

(6.3)

где hpwn, hpw-энтальпии питательной воды в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hn, hpwd-энтальпии острого пара в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

ppn, pp-доли расхода пара через промперегрев в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hppg, hppx, hpg, hx-энтальпии пара горячего и холодного промперегрева в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

_kn , _k-КПД котла в номинальном режиме и в режиме с отключенными ПВД.

Снижение температуры питательной воды приводит к изменению распределения тепла топлива по поверхностям нагрева котла в сторону увеличения тепловосприятия хвостовых поверхностей, что приводит к некоторому снижению температуры уходящих газов ( на 5-15 ^оС), а поддержание температуры промперегрева на прежнем уровне требует увеличения расхода воздуха на 5-10%, в результате КПД котла остается почти на неизменном уровне или немного растет за счет уменьшения потерь с уходящими газами.

Произвести оценку изменения КПД можно приближенно по приведенным ниже уравнениям. Для более точного расчета необходимо проивести поверочный расчет котла в полном объеме.

_k =_kn -q_2, (6.4)

q₂ =q_2nom-q₂=q_2nom(1-q₂/q_2nom) , (6.5)

q₂/q_2nom=(tух/ tухnom)*( ух(1-b)+(a-1))/(ухnom(1-bnom)+(a-1)), (6.6)

_kn – КПД котла в исходном номинальном режиме.

где b=tхв/tух

tхв-температура холодного воздуха, соответственно в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД .

tух-температура уходящих газов в соответствующих режимах.

a-коэффициент, значение которого зависит от вида топлива ( для твердого топлива 1,2-1,3, для газомазутного 1,05)

Изменение мощности турбины при отключении ПВД наиболее точно можно определить экспериментально или путем расчета тепловой схемы турбоустановки в целом. При проведении оценочных расчетов можно воспользоваться приближенной оценкой, по методике как в типовом расчете №5-6:

На первом этапе определяется увеличение расхода пара в отборы регенеративных подогревателей расположенных за отключаемыми ПВД. На втором этапе определяются расходы пара в расчетном режиме по отсекам турбины. На третьем этапе оценивается изменение давления в конденсаторе.При отключении ПВД увеличивается расход пара в конденсатор, что приводит к увеличению подогрева циркуляционной воды в конденсаторе и росту давления в конденсаторе. Ухудшения вакуума в конденсаторе приводит к уменьшению мощности вырабатываемой турбиной. На четвертом этапе оценивается изменение давления в отборах турбины по формуле Стодолы-Флюгеля. На пятом этапе определяется теплоперепады по отсекам. На шестом этапе проводится расчет мощности в

Основной характеристикой, в таком режиме, служит эффективность получения дополнительной мощности или удельный расход топлива на получение дополнительной мощности. Удельный расход топлива на отпуск (b^н_пик) дополнительной мощности.

Наряду с полным отключением ПВД используют их частичный обвод по питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать на 30-50% от D^ном_пв

Недостатком повышения мощности за счет отключения или частичного обвода ПВД по питательной воде является понижение температуры питательной воды на входе в котел. Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой усталости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других поверхностей нагрева котла.

По условиям организации защиты на применяющихся в настоящее время системах ПВД, заводы изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. Учитывая довольно высокий расход топлива на выработку пиковой энергии b_пик ~ 450-600 г/кВт ч в этих режимах и учитывая возможное снижение надежности работы блока в этом случае эти режимы используются довольно ограничено.