Магистратура 1 сем ТЭС / экз / Otvety

20.Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем передачи тепловой нагрузки на пиковые бойлера при сохранении отпуска тепла от станции. Технологические схемы. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Рис. 28.1, 28.2,28.3 Возможные схемы теплофикационных паротурбинных установок с дополнительным сетевым подогревателем при наличии промперегрева пара и без него.

Разгрузка турбины производится уменьшением расхода пара в «голову» турбины. Для компенсации снижения тепловой нагрузки основных сетевых подогревателей, при уменьшении мощности турбины, включается дополнительный сетевой подогреватель, питаемый через РОУ острым паром [рис.28.1 и 28.2 ]. В этом случае турбина разгружается аналогично разгружению при передаче нагрузки на ПВК. Котел разгружается здесь в меньшей степени, таким образом, ограничения на нагрузку котла уменьшаются. Во всем остальном, передача тепловой нагрузки на пиковые сетевые подогреватели, во всем аналогична передаче нагрузки на ПВК.

Для схемы, представленной на рис.28.3, пар на дополнительный подогреватель подается из нитки горячего промперегрева.

При достаточно низких нагрузках для охлаждения промежуточного пароперегревателя и обеспечения тепловой нагрузки предусматривается подача свежего пара в обвод ЦВД турбины через РОУ в холодную линию промперегрева (рис. 13.7в).

Использование такой схемы позволяет снизить электрическую мощность до Nэ= 20-30% номинальной. Паропроизводительность котла при столь низкой электрической мощности турбины

снижается лишь на 30-40% от номинального значения. Режим работы ЦВД турбины при этом может изменяться вплоть до беспарового.

Для турбоустановок без промперегрева в дополнительный сетевой подогреватель подается через РОУ свежий пар. Для обеспечения глубокого разгружения по электрической мощности и сохранения тепловой нагрузки блока необходимо применен ие РОУ, рассчитанных практически на номинальный расход пара, а также необходимы дополнительные сетевые подогреватели с большой поверхностью теплообмена.

В большинстве случаев, для обеспечения нормальной работы проточной части турбины и сохранения ее работы по тепловому графику, целесообразно производить разгружение турбины по электрической мощности до минимально допустимого уровня давлений в теплофикационных отборах. Это позволяет производить разгружение в достаточно широком диапазоне изменения электрической мощности и сохранять высокую мобильность энергоблока. Догрев сетевой воды до необходимого уровня производится в дополнительном сетевом подогревателе.

21.Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем передачи тепловой нагрузки на ПВК при сохранении отпуска тепла от станции. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Этот мето д используется для снижения мощности теплофикационной установки с той разницей, ч то теперь путем одновременного снижения подачи пара в «голову» турбины с расчетом, чтобы со хранить прежний расход пара в отсеки турбины за точкой о тбора на последней по о тбору пара ПВД.

Отличие данного режима о т предыдущего заключается в том, что теперь на величину отключенных о тборов пара на ПВД снижается подача в «голову» турбины так, ч тобы со хранить прежние расходы пара в про точной части турбины за последним отбором на ПВД. Тогда мощность ЧСД и ЧНД со храняется прежней, а мощность ЧВД уменьшается на величину уменьшения через нее пропуска пара. В результате снижается общая мощность турбины.

При работе с по лностью закрытой диафрагмой это не влечет за собой потери эко номичности, так как потери в конденсатор остаются теже, а КПД котла даже несколько возрастает за счет снижения температуры у хо дящих газов, связанного со снижением температуры питательной воды.

Отключение или байпасирование ПВД приво дит к увеличению расхода пара по отсекам, расположенным за отборами на ПВД, ч то влечет за собой рост давлений в камерах о тборов, в том числе и регулируемых. Если стоит задача сохранить давление в теплофикационных отборах постоянным, ч то соответствует постоянной тепловой нагрузке отборов, то необ хо димо снизить расхо д пара в го лову турбины, за счет чего происходит снижение электрической мощности турбоагрегата .

Расчет величины снижения э лектрической мощности турбины при испо льзовании описанного способа основывается на расчете тепловой схемы блока в исхо дном состоянии и новом. Рассмотрим процессы, ко торые происхо дят при э том. Для упрощения примем, что вну тренний о тносительный КПД отсеков турбины не изменяется.

При байпасировании ПВД с коэффициентом равным о тношению доли обводимой воды к расходу питательной

воды в исхо дном режиме расхо ды пара в отборы изменяются следующим образом:

Dni = (1-АЛЬФА) Dисхn i

Где Dn i, Dисхn i - расхо ды пара в i-ый ПВД в режиме байпасирования в исхо дном режиме, кг/с.

Отключение ПВД ведет к увеличению расхо да пара на деаэратор, в связи с тем, ч то в этом случае нет по двода тепла в деаэратор с конденсатом греющего пара (дренажа ) ПВД. Величина дополнительного расхо да пара на деаэратор определяется из выражения:

∆Dд=АЛЬФА*СУММА(Dni.исх)*[(hдр.пвд3-h`д)/(hпд-h`д)]

hдп — энтальпия пара в о тборе на деаэратор, кДж/кг;

h`д, hдр.пвд3 — соотвественно, энтальпия питательной воды на выхо де из деаэратора и энтальпия дренажа на

выходе из нижнего ПВД, кДж/кг;

СУММА(Di.исх)— суммарный расход греющего пара на ПВД в исхо дно м режиме, кг/с.

Так как расхо ды пара в турбине уменьшаются только в о тсеках, расположенных выше регенеративного о тбора на последний ПВД в деаэратор, то давления в э том и в ниже лежащих о тборах не изменяются.

Расчет изменения давлений пара в отборах на ПВД можно определить, используя формулу Стюдола-Флюгеля:

См.Ф.1

Pi - давление в отборе на i-ый ПВД, М Па;

Dots(i 1) n - расхо д пара через отсек, расположенный за i-ым отбором, кг/с;

АЛЬФА(СУММА(Di)-d Dd) — доля изменения расхо да пара через отсек ,

расположенный за i -ым отбором ПВД, за счет частичного обво да или о тключения ПВД, кг/с; Pi ,Pd - давление в камере отбора на i-ый ПВД и на деаэратор в исходном режиме.

За счет изменения давлений по отсекам происхо дит изменение теплоперепадов по отсекам и изменение расхо дов пара через отсеки, до отбора на деаэратор или до о тбора на ПВД -3, если деаэратор и ПВД-3 питаются паром одного и того же о тбора.

Тогда недовыработка электрической мощности, за счет сокращения по дачи пара в «го лову» турбины, пропорционально сокращению расхо да пара в отборы на ПВД, может быть определена по следующему выражению :

Hх1, Hх2 ,Hх3- теплоперепады в отсеках турбины в режиме байпасирования, кДж/кг.

22.Привлечение теплофикационных агрегатов с промперегревом, для прохождения провала нагрузки, путем частичного обвода ЦВД,

Самый простой путь уменьшения электрической мощности теплофикационной турбины при ее работе с полностью закрытой диафрагмой и минимальным вентиляционным пропуском пара в конденсатор связан с принудительным уменьшением ее тепловой нагрузки до того значения, которое соответствует требуемому уровню разгрузки турбины. Недоотпущенное турбиной тепло до лжно быть восполнено замещающим источником тепловой энергии (ПВК).Ночью нагрузка падает, вкл - ПВК.

Однако, при низких температурах ПВК работают на пределе, нет возможности их дальнейшего нагружения, маневренность ТЭЦ падает.

Рис. 25.1 приведены принципиальные графики возможности разгружения турбоагрегата в зависимости от температуры наружнего возду ха и графика тепловой нагрузки.

Зона ( 0 - 1 ): при отрицательных температурах наружного возду ха ниже температуры начала включения ПВК, их можно догрузить по тепловой нагрузке на величину Qхпвк, ко торая в этом случае изменяется в диапазоне о т QПВКmax

до нуля. И тогда:

∆Qхпвк = QПВКmax-Qхпвк где :

QПВКmax, Qхпвк — максимальная тепловая нагрузка ПВК и тепловая нагрузка ПВК при произвольной температуре наружного возду ха t хпв соответственно.

Величину тепловых о тборов турбины в э том случае можно снизить на dQпвк , т.е. до

Qотбх = - ∆QПВКх

max — максимальный отбор тепла о т о тборов турбины.

В э том случае, за счет снижения тепловой нагрузки отборов можно уменьшить расхо д пара на турбину и снизить электрическую мощность турбины в соответствии с диаграммой режимов. При этом температура сетевой во ды tпсвх за СП-2 будет равна :

tхпв=t хпв –dQx.пвк/ (Ср* Gсв)

В зоне 1-2 при нормальной нагрузке ПВК о тключены. При разгружении турбины, часть нагрузки о тборов передается на ПВК, а о тборы пара на сетевые подогреватели уменьшаются и в конце зоны давление в отборах достигает минимально-допустимых значений.

Ограничения:

-ограничена глубина разгрузки о тборов при данном способе механической прочностью ступеней предотборного и промежуточного отсеков турбины. Э тим определяется предельная глубина разгрузки. Дальнейшее разгружение в таких условиях возможно только при о ткрытии поворотной диафрагмы с переводом турбины на работу со значительными конденсационными пропусками пара в конденсатор и с передачей еще большей части тепловой нагрузки на ПВК. Переход к таким режимам связан с резким увеличением удельных расходов тепло ты на выработку электроэнергии.

23.Причины возникновения пиковых нагрузок. Способы их покрытия. Способы получения пиковой мощности на действующем оборудовании. Форсировка оборудования. Применимость, основные ограничения. Преимущества, недостатки, экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Для блоков с промежуточным перегревом пара расширение диапазона изменения электрической мощности (причем независимо от температуры наружного воздуха) можно получить за счет частичного или полного обвода ЦВД. Этот способ обеспечивает наиболее широкие диапазоны изменения нагрузки и является одним из самых экономичных, при условии работы турбины с полностью закрытой диафрагмой. Во избежание захолаживания органов регулирования и паровпуска турбины, при работе с частичным обводом ЦВД необходимо использовать скользящее давление. Кроме этого такой режим позволяет значительно уменьшить затраты на привод питательного насоса.

Так как все блоки, установленные в энергосистемах, выполнены по однобайпасной схеме , то для реализации этого способа необходима реконструкция пусковой схемы блока (рис. 13.9 ).

Рис.7.9.Схема обвода ЦВД, при разгружении энергоблока.

В этом случае, необходима установка дополнительной БРОУ на "линии острого пара" - "холодный промперегрев". Часть пара помимо ЦВД подается на выхлоп ЦВД. В результате сокращение мощности

происходит только за счет уменьшения подачи пара в ЦВД. Расчеты показали, что при полной загрузке теплофикационных отборов ЦВД свыше 40% от расхода пара в голову турбины приводит к разогреву выхлопа ЦВД до 400о С и выше, так что температура металла последних ступеней ЦВД может выйти за пределы установленные заводом изготовителем. Для дальнейшего разгружения необходим полный обвод ЦВД. Обеспечение нормального температурного уровня ЦВД в этом случае достигается за счет пропуска небольшого количества пара через ЦВД противотоком. Использование такой схемы резко уменьшает мобильность турбоагрегата по сравнению с частичным обводом ЦВД. Обвод ЦВД по пару в пределах 40%

обеспечивает допустимый уровень температурного состояния ЦВД, а также снижение электрической мощности на 40-50 МВт. В этом случае обеспечивается очень высокий уровень мобильности блока.

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

При участии энергобло ков в регулировании нагрузки в часы пик возникает необ хо димость на период пи ковой части графика нагрузки (1-3 часа) дополнительно увеличить мощность энергобло ков. Причиной необ ходимости такого увеличения мощности б локов может стать:

аварийный останов о дного или нескольких бло ков в энергосистеме;

недостаточный уровень резерва и т.д.

отключение ЛЭ П, соединяющих рассматриваемую данную энергосистему с другой по дпитывающей энергосистемой.

Способы получения пиковой мощности при прохождении суточных пиков нагрузки.

Резерв мощности для про хождения пиков нагрузки можно получить двумя спос обами: 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, ч то позволяет иметь при том же числе работающих агрегатов большую мощность в пиковые часы).

Дополнительный резерв мощности для про хождения 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, по дразумевает наличие их (то есть э ти агрегаты до лжны быть введены в эксплуатацию ). Вво д в эксплуатацию новых агрегатов, приводит к значительным капиталовложениям, включение э того оборудования то лько при пиковых нагрузках, снижает время использования установленной мощности, а следовательно снижает эффективность его эксплуатации.

Способы получения дополните льной мощности на действующем оборудовании.

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

1)Форсировка ко тла и выработка пара свер х номинальной паропроизводительности, с увеличением подач и пара

вголову 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 пу тем ее перевода на пиковые водо грейные ко тлы и увеличения выработки в конденсационном режиме.

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

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 ко тла, которая

зависит от многих факторов:

-допустимого тепловосприятия повер хностей его нагрева;

-состава и качества сжигаемого топлива;

- запаса произво дительности тягоду тьевых машин (вентиляторы, дымососы);

-предельного роста давления в котле и пропускной способности промперегрева;

-запаса произво дительности системы топливоприго товления .

Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5 -10% по сравнению с количеством пара,

необхо димым 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 перегру зки 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 = 0,9 и возможно повышение Nген до 360 М Вт при повышении cos до 0,95

Применение форсировки котла приво дит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Поэтому,

необхо димо, чтобы паровпуск турбины и проточная часть обеспечивали увеличение расхода (как правило, на турбинах предусматривается увеличение расхо да пара до Домах на 5%. По сравнению с номинальным расхо дом).

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, происхо дит перераспределение осевых усилий в проточной части турбины и возникают дополнительные осевые усилия, которые необхо димо учитывать при испо льзовании перечисленных выше способов для по лучения пиковой мощности.

Конденсаторы турбин обычно проектируются на максималь ный пропуск пара, для среднего довой температуры

охлаждающей воды , поэтому основным ограничением здесь может стать повышение температуры о хлаждающей во ды в летний период, вследствие чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой велич ины (как правило это Рк=0,012МПа ), ч то может стать основным ограничением по повышению мощности путем перегрузки оборудования.

Максимальная дополнительная мощность, ко торую можно получить при форсировке ко тла за счет увеличения

расхо да пара в турбину можно определить по выражению:

где D -увеличение расхо да пара в голову турбины, кг/с;

hо , hк , hпп -энтальпия свежего пара, энтальпия пара на вхо де в конденсатор и повышение энтальпии пар а в промежуточном пароперегревателе (кДж/кг);

м г - соо тветственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора.

р - коэффициент, учитывающий влияние изменения расхо дов пара в регенеративные подо греватели.

Его можно определить из выражения:

«голову» турбины;

yi , y 1i- коэффициенты недовыработки мощности паром i -ого отбора, соответственно в номинальном режиме и в режиме с увеличенным расхо дом пара в «голову» турбины;

n - ко личество регенеративных о тборов у данной турбины.

При этом необ ходимо учитывать все ограничения перечисленные в предыдущем разделе.

Форсировка ко тла и турбины сопровождается снижением экономичности работы, ч то связано как со снижением КПД ко тла и лопаточного аппарата турбины, так и всей техноло гической схемы в целом (рост температурных напоров в системе регенеративно го подогрева конденсата и питательной во ды, 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 по лучения 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..Бо лее того, надежность деаэрации питательной воды в э том случае может быть нарушена, так как при превышении температуры подогрева до 40оС и выше, деаэраторы практически не могут обеспечить требуемый уровень деаэрации. Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приво дит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности. Поэ тому, для получения пиковой мощности используют отключение только ПВД.

Отключение группы ПВД позво ляет повысить мощность турбины на 10-12 %.

Отключение ПВД приводит к понижению температуры питательной воды, поэтому для обеспечения заданных параметров пара на выхо де из ко тла необ ходимо увеличить расхо д топлива на ко тел. На рис. 6.1 представлен процесс расширения пара при нормальном режиме работы и при о тключении ПВД.