Магистратура 2 сем ТЭС / girshfeld_v_ya_rezhimy_raboty_i_ekspluataciya_tes

перегревом пара, не позволяет осуществить режим с полностью закрытой регулировочной диафрагмой и вентиляционным пропуском пара в ЦНД. Поэтому УТМЗ предусмотрел задвижку на ресиверных трубах в ЦНД. Такой режим работы по тепловому графику должен осуществляться при нормальном вакууме в конденсаторе.

Такой же режим предусмотрен для турбины Т-175/210-130, которая, хотя и не имеет промежуточного перегрева пара, но имеет тот же ротор ЦНД, что и турбина Т-250-240.

Рис. 4-22. Схема охлаждения конденсата перед блочной обессоливающей установкой (турбина Т-250/300-240).

СХ - сальниковый холодильник; ПЭ - подогреватель эжекторов; ОК1, ОК2 -охладители конденсата 1 и 2; СП - сальниковый подогреватель;

В соответствии с ПТЭ для блоков на сверхкритические параметры пара предусмотрена 100%-я конденсатоочистка на блочных обессоливающих установках (БОУ), устанавливаемых после конденсаторов. По условиям работы фильтров БОУ температура конденсата перед БОУ не должна превышать 40-45°С. При работе блока Т-250/300-240 в конденсационных режимах очистка конденсата осуществляется так же, как и на конденсационных блоках 300 МВт и не вызывает затруднений. Однако в теплофикационных режимах основные потоки пара идут на сетевые подогреватели СП1 и СП2 (до 165 кг/с). Температура конденсата греющего пара сетевых подогревателей в зависимости от графика теплосети может достигать 100-110°С. Поэтому для Охлаждения конденсата применяются специальные схемы с установкой охладителей (рис. 4-22), в отличе от расчетной схемы, показанной на рис. 4-21. В охладителе I ступени ОК1 конденсат сетевых подогревателей охлаждается основным конденсатом после БОУ, охладителя эжекторов ПЭ и сальникового охладителя СХ. В охладителе II ступени ОК2 для охлаждения используется циркуляционная вода.

Расчет конденсатного тракта низкого давления турбоустановки Т-250/300- 240 ведется с учетом уравнений теплового баланса:

для ОК1 (рис. 4-22)

Подогрев основного конденсата в охладителе эжекторов и сальниковом охладителе, а следовательно, температура конденсата перед ОК1 определяются с учетом уравнения

сальниковом охладителе и подогревателе эжекторов.

Расчетная температура перед БОУ (за ОК2) принимается равной 40-45°С; температурный перепад на выходе теплоносителей из ОК1 и ОК2 t=15÷20°С. Температура конденсата после конденсатора определяется с учетом теплового баланса конденсатора и условий его работы по давлению в конденсаторе.

Поток конденсата из конденсатора D'к включает конденсат выхлопного пара

основной и приводной турбины Dрег , уплотнений питательного насоса и

Применение охладителей конденсата, работающих на охлаждающей воде, приводит к дополнительным потерям тепла в холодном источнике и, следовательно, к снижению тепловой экономичности по сравнению с вариантом подачи конденсата сетевых подогревателей в линию основного конденсата после соответствующих подогревателей (см. рис. 4-21). Эти потери составляют до 0,3% годового расхода тепла на выработку электроэнергии.

Расчет переменных режимов турбины Т-250/300-240 необходимо проводить с учетом этих обстоятельств. Методика расчета тепловой схемы Т-250/300-240 аналогична методике расчета турбины Т-100-130 (см. § 4-3, 4-4) и приведена в

[4-13].

4-6. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ И РЕЖИМА РАБОТЫ ТЕПЛОСЕТИ НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ТЭЦ

Определение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении с учетом регенерации: Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении без учета регенеративного подогрева питательной воды определяется по [4-2] (в безразмерных единицах)

или, кВт·ч/ГДж:

Рис. 4-23. Расчетная схема для определения удельной выработки электроэнергии (турбина Т-100-130)

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении с учетом регенерации для турбин типа Г и ПТ может быть определена по характеристикам проточной части [4-11; 4-14; 4-15].

Рассмотрим вначале турбину Т-100-130. Условно ееможно разбить на три отсека (рис. 4-23 и 4-8): отсек I ступени 1-21 до верхнего теплофикационного отбора придавлении рт2 ; расход пара через I отсек D;

(ступени 22-23 между верхним и нижним теплофикационными отборами при давлениях рт2 и рт1 ) с расходом пара через отсек D22−23 и внутренней мощ-

ностью Ni22−23 ; отсек III (ступени 24, 25) с расходом пара Dк и внутренней мощностью отсека NiЧНД . При заданном режиме работы турбоустановки

известными являются: электрическая мощность Nэ , расход пара на турбину D, расход сетевой воды Gс.в , давления пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах рт2 и рт1 расходы пара на верхний и нижний

По значениям этих параметров и характеристикам отдельных отсеков турбины по заводским данным или данным испытаний можно определить мощность, вырабатываемую потоками отборного пара.

Выработка электроэнергии на потоке Dт 2 с учетом регенерации составит:

пара на регенерацию. Эти характеристики для турбины Т-100-130 приведены на рис. 4-16-4-18.

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении зависит от схемы подогрева сетевой воды и определяется по формулам:

при одноступенчатом подогреве сетевой воды Dт 2 =0)

По зависимостям вида (4-49)-(4-53) можно также определить удельную выработку электроэнергии и для турбин типа Т-175/210-130 и Т-250/300-240.

Для турбин типа ПТ (ПТ-60-130/13) с промышленным и теплофикационным

конденсатора (ЧНД); тогда мощность, вырабатываемая потоком промышленного отбора пара Dп , с учетом регенерации составит:

Удельная выработка электроэнергии для потоков пара промышленного и теплофикационного отборов может быть определена соответственно по формулам

Влияние водного режима теплосети на тепловую экономичность ТЭЦ. На ТЭЦ с турбинами типа Т и ПТ, отборный пар которых используется для подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении существенно зависит от давления в теплофикационных отборах. Давление же в теплофикационных отборах в свою очередь (при заданной тепловой нагрузке и температурном графике теплосети) определяется недогревом сетевой воды до температуры насыщения отборного пара, равным обычно 3-7°С. Такие расчетные значения недогрева в течение сравнительно длительного периода отопительного сезона могут быть обеспечены только при строгом соблюдении норм водного режима теплосети.

В соответствии с ПТЭ [4-16] теплосеть должна заполняться тщательно подготовленной подпиточной водой, которая должна также использоваться и для восполнения утечек из теплосети. Для этой цели исходная вода, используемая для восполнения потерь в теплосети, подвергается химической обработке (обычно по схеме Na-катионирования) и термической деаэрации с целью удаления кислорода и углекислого газа.

Согласно ПТЭ подпиточная вода должна удовлетворять следующим нормам: содержание кислорода не более 0,05 мг/кг, карбонатная жесткость не более 0,7 мг-экв/кг. Однако если в условиях эксплуатации допускаются нарушения водного режима теплосети (подпитка сырой водой в аварийных случаях, присосы водопроводной воды в теплообменниках абонентов, присосы воздуха

в теплосети и недостаточная деаэрация подпиточной воды на ТЭЦ), на латунных трубках сетевых подогревателей появляются значительные отложения солей (накипь толщиной до 1 мм и более), приводящие к резкому снижению коэффициента теплопередачи и росту недогрева [4-7].

Коэффициент теплопередачи в сетевом подогревателе определяется по формуле

а недогрев - по формуле [4-14]

температуры насыщения греющего пара, сетевой воды на входе и выходе из сетевого подогревателя; F - площадь поверхности нагрева; Gс.в - расход сетевой

воды; св - теплоемкость сетевой воды. При прочих равных условиях появление

теплопередачи и росту величины недогрева.

Вследствие этого давление в теплофикационных отборах возрастает, а удельная выработка электроэнергии снижается, что приводит в конечном итоге к перерасходу топлива, определяемому по формуле [4-2]

различных недогревах; bКЭС ,bТЭЦ - удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на замещающей КЭС и на ТЭЦ; Qт - количество отпускаемого

из отборов тепла.

Для турбин Т-100-130 увеличение недогрева в сетевом подогревателе СП1 при заданной тепловой нагрузке отборов приводит к росту давления в отборе рт1 и

к перераспределению отборов, а именно к уменьшению тепловой нагрузки сетевого подогревателя СП1, увеличению нагрузки СП2 и некоторому росту пропуска пара в конденсатор Dк . Это в свою очередь приводит к снижению мощности турбины, уменьшению Эт и необходимости дополнительной

конденсационной выработки электроэнергии на КЭС и связанному с этим перерасходу топлива.

При росте СП1 и СП 2 происходит перераспределение отборов и мощностей отдельных отсеков: увеличивается рт1 при рт2 =const; сокращается расход пара

через отсек 22-23 с одновременным сокращением теплоперепада и к.п.д., уменьшается нагрузка СП, снижается мощность Ni22−23 . Выработка

электроэнергии на тепловом потреблении паром нижнего отбора уменьшается,

Аналогично влияет на выработку теплофикационной мощности и недогрев в верхнем сетевом подогревателе СП2. Несмотря на некоторое увеличение тепловой нагрузки нижнего сетевого подогревателя СП1 и теплофикационной мощности нижнего отбора в целом теплофикационная мощность турбины, а следовательно, и удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении с ростом недогрева СП 2 уменьшаются.

Таким образом, можно сделать вывод, что на снижение суммарной теплофикационной мощности турбины в большей степени влияет отбор на тот сетевой подогреватель, в котором увеличивается недогрев.

Следует отметить также, что в обоих случаях доля конденсационной выработки потоком пара в конденсатор увеличивается из-за роста давления в нижнем отборе рт1 и пропуска пара в конденсатор Dк .

Расчеты показали, что недогрев в верхнем сетевом подогревателе оказывает более заметное влияние на величину Этпр . Так, изменение недогрева в СП2 с 5

3%, а рост недогрева с 5 до 12°С в сетевом подогревателе СП1 приводит к снижению Этпр на 1,9%. Вследствие этого в обоих случаях наблюдается

получаем перерасход условного топлива в год только на одну турбину Т-100- 130:

при увеличении недогрева в верхнем сетевом подогревателе с 5 до 12°С

B = 3,6(135 −131) (340 −160) 192 10−6 5000 = 2500т;

при увеличении недогрева в нижнем сетевом подогревателе с 5 до 12°С

Однако относительное ее изменение с изменением недогрева в сетевых подогревателях незначительно.

При меньших расходах сетевой воды ( Gс.в =0,695÷0,835 м³/с) увеличение

недогрева в сетевых подогревателях даже до 12-15°С может привести к повышению давления в отборах до предельно допустимого ( рт2 =0,147÷0,196

МПа) и, как следствие этого, к снижению тепловой нагрузки отборов и замене ее нагрузкой пиковых котлов. Так, при изменении недогрева в СП1 с 3 до 12° С и в СП2 с 5 до 15°С тепловая мощность отборов при ( Gс.в =0,875 м³/с и tо.с =66°С

снижается со 192 до 162-154 МВт, причем 29-38 МВт должны быть переданы на пиковые водогрейные котлы. Это приводит к снижению выработки

электроэнергии на тепловом потреблении и, следовательно, к увеличению конденсационной выработки (на ТЭЦ или на КЭС) и, как следствие, к перерасходу топлива как на ТЭЦ, так и в энергосистеме.

Таким образом, в условиях эксплуатации необходимо обеспечить тщательный и систематический контроль за состоянием сетевых подогревателей и условиями их эксплуатации с соблюдением требуемых норм водного режима теплосети (по солесодержанию и кислороду) и плотности с тем, чтобы обеспечить более высокую экономичность работы ТЭЦ.

Испытания сетевых подогревателей, проведенные на одной из ТЭЦ [4-7, 4- 14], показали, что в условиях установившегося водного режима ТЭЦ по сетевой воде скорость роста недогрева может быть принята равной 0,8-1°С на каждые 1000 ч работы, поэтому каждый подогреватель должен проходить чистку не реже одного раза в год. Сетевые подогреватели современных мощных теплофикационных турбин по размерам поверхностей нагрева и количеству конденсируемого пара эквивалентны конденсаторам турбин КЭС и поэтому требуют не меньшего внимания эксплуатационного персонала по поддержанию их чистоты для обеспечения расчетного уровня недогревов сетевой воды и экономичности турбоустано вок.

4-7. АНАЛИТИЧЕСКИЕ МНОГОФАКТОРНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН

При проектировании и эксплуатации пользуются графическими характеристиками теплофикационных турбин, о чем уже говорилось выше.

В последние годы были разработаны и изданы типовые нормативные характеристики турбин Т-100-130ТМЗ и ПТ-60-130/13 ЛМЗ, построенные на базе ряда тепловых испытаний. Использование графических диаграмм режимов и поправочных кривых к ним связано с неизбежными ошибками и не приводит к однозначности результатов. Поэтому предпочтительнее иметь аналитические зависимости, расчет по которым с использованием клавишных вычислительных машин обеспечивает однозначность результатов и отсутствие дополнительных ошибок при пользовании графиками.

Кроме того, аналитические зависимости удобно использовать при составлении программ для расчета с помощью ЭВМ технико-экономических показателей.

Помимо проведения тепловых испытаний по методике планирования эксперимента (см. гл. 5) целесообразно обработать имеющиеся характеристики методом регрессионного анализа и получить аналитические характеристики.

Рассмотрим аналитические характеристики в виде полиномов второй степени, полученные в результате обработки типовой нормативной характеристики турбоагрегатов Т-100-130ТМЗ [4-21].

Для режимов работы по тепловому графику с полностью закрытой

где Nэ - электрическая мощность турбоагрегата, МВт; Qт - тепловая нагрузка

Как уже отмечалось, в режимах трехступенчатого подогрева все параметры турбоустановки - развиваемая мощность, расход пара, расход тепла, давления пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах однозначно определяются режимом тепловой нагрузки, т. е. параметрами Qт ,Gс.в ,tо.с .

В нормированном виде уравнение записывается:

Область применения характеристики:

92,6 Qт 186МВт;

Поскольку режим трехступенчатого подогрева протекает без потерь в конденсаторе, расход тепла на турбоустановку, МВт, можно подсчитать по выражению

При работе по электрическому графику мощность теплового потока и расход пара на турбину зависят от пяти факторов

нагрузки и при работе по тепловому графику.

Мощность теплового потока на турбину Q0 при двухступенчатом подогреве и работе по электрическому графику, МВт,

подогреве и работе по электрическому графику

Для конденсационного режима применимы двухфакторные характеристики типа

Мощность теплового потока на турбину при конденсационном режиме, МВт,

Для турбины Т-175/210-130 приводим характеристики для режимов с двухступенчатым подогревом сетевой воды при работе по тепловому графику, т. е. с отключением ЦНД задвижками на ресиверных трубах и с подачей в ЦНД охлажденного пара из верхнего теплофикационного отбора в количестве 30 т/ч.

Мощность, развиваемая турбиной, МВт,

Для режимов с двухступенчатым подогревом сетевой воды при работе по электрическому графику мощность, МВт, и расход пара на турбину, т/ч, определяются соотношениями

Для турбины Т-250-240 приводим аналитическую характеристику для режима работы по тепловому графику, т. е. с закрытыми задвижками на ресиверных трубах к ЦНД и с подачей 30 т/ч охлажденного пара из верхнего отбора. Характеристика построена с использованием заводских расчетных