1092

Переменные режимы эксплуатации паровых турбин энергоблоков ТЭС

Лекция

Энергетика

Характеристика переменных режимов ТЭС. Пример графика электрической нагрузки энергосистемы. Маневренность турбоагрегатов и программы регулирования энергоблоков ТЭС. Холостой ход турбоагрегата. Моторный режим. Режим горячего вращающегося резерва. Реализация перегрузочных режимов в турбоустановках.

Русский

2013-01-06

1.56 MB

111 чел.

Лекция №15. Переменные режимы эксплуатации паровых турбин энергоблоков ТЭС

15.1. Характеристика переменных режимов ТЭС

Переменные режимы работы ТЭС определяются изменением электрической нагрузки в энергосистеме (рис. 15.1). Базовую часть потребления электрической мощности обычно обеспечивают энергоблоки АЭС, ТЭЦ, работающие по тепловому графику, и ГЭС без регулируемого стока воды из водохранилищ. В летний неотопительный период помимо конденсационных энергоблоков ТЭС и парогазовых установок к регулированию нагрузки в полупиковой зоне могут привлекаться турбоагрегаты ТЭЦ. Пиковую зону закрывают ГТУ ТЭС, ГАЭС и ГЭС с регулируемым стоком. Следует также учитывать и сезонный спад нагрузок. Например, в летний период потребление электроэнергии сокращается на 30-33% в сравнении с потребностью в январе месяце. В суточном графике обычно имеют место один или два пика (утренний и вечерний) и соответственно один или два провала (дневной и ночной). Резкое снижение нагрузки отмечается в выходные дни из-за перераспределения бытовой и промышленной мощностей.

Рис. 15.1. Пример графика электрической нагрузки энергосистемы

1 – зимний период; 2 – осенне-весенний период; 3 – летний период

Для обеспечения пиковой нагрузки приходится выполнять процедуры повышения мощности основного оборудования электростанций в режимах их перегрузки. Снижение нагрузки обеспечивается различными способами. Среди них снижение мощности в пределах регулировочного диапазона, а также разгрузка турбоагрегата до холостого хода или уровня потребностей собственных нужд электростанции или энергоблока. В практике эксплуатации используется перевод турбины в моторный режим с одновременным остановом и горячей консервацией котла энергоблока. Возможен также останов энергоблока в период провала нагрузки с последующим его пуском. Выбор того или иного режима эксплуатации определяется характеристиками экономичности и надежности работы оборудования паротурбинной установки.

Для турбины допускается длительная работа при отклонениях параметров пара от номинального значения в диапазоне р0=23,04-24,02 МПа, t0=530-545оС, tпп=530-545оС. При повышении температуры свежего пара и пара в промежуточном перегревателе на 10оС, а также начального давления на 0,98 МПа работа допускается не более 30 минут. В любых сочетаниях отклонений суммарная продолжительность эксплуатации турбоагрегата не должна превышать 200 часов в году. Турбина допускает длительную работу с минимальной нагрузкой 240 МВт при номинальных параметрах пара. При этом время перехода от номинальной мощности до 30% составляет не менее 60 минут. В диапазоне нагрузок от 100% до 60% по мощности турбоагрегата температуры свежего пара и промперегрева сохраняются на номинальном уровне. При снижении мощности от 60 до 30% допускается плавное снижение температуры свежего пара до 505оС за время 60 минут. Турбина допускает работу на скользящем давлении свежего пара. Кроме того, допускается работа в беспаровом режиме не более 3 минут. В турбоустановке предусмотрен автоматический пуск и последующее нагружение после простоя любой продолжительности (табл. 15.1).

Таблица 15.1. Время пуска и нагружения энергоблока К-800-23,5 ЛМЗ из различных тепловых состояний

Продолжительность простоя, час

Продолжительность пуска

Продолжительность нагружения

Холодное состояние

8-9 час

6 час 30 мин

48-55

5 час 30 мин

4 час 20 мин

24-32

4 час 30 мин

3 час 20 мин

6-8

2 час 30 мин

2 час 10 мин

15.2. Маневренность турбоагрегатов и программы регулирования энергоблоков ТЭС

В общем случае маневренность энергоблока определяется совокупностью его следующих характеристик, обеспечивающих эффективность участия блока в регулировании мощности энергосистемы:

  1.  регулировочный диапазон - разность Nмах-Nmin, при котором блок может работать долгое время (уровень регулировочного диапазона в основном определяется условиями работы котла, так как ограничений по работе турбины практически нет);
  2.  время останова и пуска блока из различных тепловых состояний его оборудования (см. табл. 15.1);
  3.  скорость изменения нагрузки, характеризуемая приемистостью энергоблока.

Приемистость лимитируется температурным состоянием оборудования и паропроводов. При этом пиковые агрегаты (работающие около 1000-2000 часов в год) должны иметь возможность не менее 2-х пусков и остановов в сутки при высоких скоростях пуска и набора мощности (в основном агрегаты ГАЭС, ГТУ). Полупиковые нагрузки регулируются базовыми агрегатами (газомазутные блоки) с полупиковыми характеристиками. После останова в ночь на 6-8 часов дальнейший набор нагрузки производится со скоростью 5% мощности в минуту, а после останова в выходные дни (около 60 часов) скорость набора нагрузки составляет 3% в минуту.

Регулировочный диапазон базовых энергоблоков должен быть: для газомазутных конденсационных блоков не менее 70% номинальной мощности; для пылеугольных – не менее 50% (для блоков СКД 70-80%); для АЭС - 25-30%; для ТЭЦ - до 40%. Следует отметить, что режимы разгрузки связаны со снижением экономичности оборудования энергоблока. Поэтому велика значимость выбора программ регулирования их мощности. Для ТЭС существуют три основные программы регулирования (рис. 15.2):

    а) при постоянном давлении свежего пара р0 и переменном положении регулирующих клапанов турбоагрегата (изменение давления пара производится его дросселированием в регулирующих клапанах турбины);

    б) со скользящим начальным давлением (давление изменяется питательным насосом) и неизменном положении регулирующих клапанов (до уровня относительной мощности  NЭ/NЭ,ном0,3-0,35);

    в) комбинированная программа, когда в области высоких нагрузок реализуется программа а), а в области низких нагрузок – программа со скользящим давлением в двух сопловых коробках турбины при закрытых остальных.

                             а)                                                  б)                                             в)

Рис. 15.2. Основные программы регулирования энергоблоков:

а) при постоянном давлении свежего пара и переменном положении РК; б) со скользящим начальном давлении; в) комбинированная программа

(- относительная высота подъема штока регулирующего клапана паровой турбины; - относительное давление водяного пара перед турбиной)

15.3. Холостой ход турбоагрегата

При холостом ходе отключаются все отборы водяного пара на подогреватели питательной воды и расход свежего пара в турбину G0 примерно равен расходу Gк в конденсатор турбоустановки. Обычно при холостом ходе понижают температуры to и tnn. На рис. 15.3 показан процесс расширения пара при холостом ходе турбины К-800-23,5 ЛМЗ. Здесь Gхх/(G0)ном=0,08, а внутренняя мощность турбины (около 3 МВт) примерно равна потерям холостого хода, включая механические и в электрогенераторе. Данный режим позволяет в короткие сроки обеспечить набор требуемой мощности турбоустановки за счет сокращения пусковых операций, в том числе связанных с прогревом парогенерирующих элементов котла и высокотемпературных элементов турбины.

Расход пара в турбину на холостом ходу существенно зависит от давления в конденсаторе. Обычно соотношение расходов пара на холостом ходу и в номинальном режиме эксплуатации турбины Gxх/(G0)ном=8…10%. Однако при холостом ходе крайне трудно обеспечить глубокое разрежение в конденсаторе, так как при сокращении расхода свежего пара понижается давление по ступеням турбины и большая их часть находится под разрежением. Следовательно, создаются условия для роста присосов воздуха, ухудшающих процессы формирования разрежения в конденсаторе. Кроме того, в рассматриваемом режиме имеет место перегрев корпуса выходного патрубка, связанный с увеличением температуры из-за роста вентиляционных потерь в последних ступенях ЦНД. Поэтому приходится обеспечивать охлаждение корпуса патрубка впрыском в его паровое пространство охлаждающей воды.

Рис. 15.3. Процесс расширения при холостом ходе паровой турбины К-800-23,5 ЛМЗ

15.4. Моторный режим

Моторный режим осуществляется при прекращенном доступе пара в турбину и переводе электрогенератора для работы двигателем для вращения валопровода турбоагрегата с потреблением электрической энергии из энергосистемы. При этом вращение производится с синхронной частотой, а потребляемая мощность затрачивается на преодоление сил трения в подшипниках и вентиляционных потерь в проточной части турбины. Электрогенератор можно использовать в качестве синхронного компенсатора для выработки или потребления реактивной составляющей мощности. Конденсационная установка остается в работе, поддерживая установленный уровень разрежения. В этой связи приходится подавать пар в концевые уплотнения турбины от постороннего источника. Кроме того, подача пара производится и через некоторые патрубки отбора для охлаждения лопаточного аппарата. Прежде всего, это лопаточный аппарат последних ступеней ЦНД турбины. В моторном режиме сохраняется температурное состояние турбоустановки, близкое к состоянию, когда турбина находится под нагрузкой, что снижает уровень тепловых напряжений при наборе нагрузки и обеспечивает высокую скорость ее набора. Но, при этом, в моторном режиме затрачивается дополнительное топливо на его поддержание, а также в режимах останова и пуска энергоблока. Экономически оправданным является сохранение моторного режима не более 8 часов, а при использовании электрогенератора в режиме синхронного компенсатора – до 15 часов. В настоящее время рассмотренный режим находит применение в турбоагрегатах мощностью не более 100 МВт.

15.5. Режим горячего вращающегося резерва

В режиме горячего вращающегося резерва (ГВР) валопровод турбоагрегата вращается с частотой 700-1100 об/мин при подаче пара через байпас ГПЗ и отключенном от сети электрогенераторе. Котел разгружается до режима работы с одним дымососом и одним дутьевым вентилятором для поддержания выработки небольшого количества пара при работе растопочной форсунки. Пар на уплотнения турбины подается по трубопроводам пусковой схемы энергоблока. Режим горячего резерва турбоустановки позволяет перевести его в работу с необходимым уровнем нагрузки без предварительных пусковых операций. Требуется лишь осуществить синхронизацию электрогенератора в сеть. Вместе с тем, из-за большого расхода топлива на период ГВР (не более 5 часов) рассмотренный режим не нашел широкого применения в практике эксплуатации электростанций.

15.6. Реализация перегрузочных режимов в турбоустановках

Максимальное значение мощности турбоагрегата (на 10-15% от номинального значения) реализуется при форсировке котла, когда повышается его производительность сверх номинального значения (обычно на 5-7%). В турбине с сопловым парораспределением максимальное значение мощности достигается открытием перегрузочного регулирующего клапана. Электрогенераторы паровых турбин допускают длительное повышение мощности при одновременном снижении ее реактивной составляющей. Например, турбогенератор ТВВ-320-2УЗ допускает повышение мощности на 10% при cos=0,9 и до уровня 360 МВт при cos=0,95. В данных режимах перегрузке подвергается регулирующая ступень ЦВД, а также предотборные ступени теплофикационных турбин. Речь идет об изменении теплоперепадов ступеней при росте расхода пара в проточную часть турбины. При этом изменяются осевые нагрузки в валопроводе турбоагрегата и растут изгибающие напряжения в лопаточном аппарате.

В ряде случаев для получения пиковой мощности используются теплофикационные турбины, когда уменьшают тепловую нагрузку отопительных отборов пара. После увеличения расхода свежего пара начинают открывать поворотную диафрагму, в результате чего увеличивается расход пара в ЧНД и мощность турбины. Компенсация тепловой нагрузки осуществляется водогрейным котлом. Повышение электрической нагрузки возможно вплоть до перехода турбины на конденсационный режим эксплуатации.

Менее эффективно получение пиковой мощности за счет отключения регенеративных отборов пара из турбины. Отключение ПНД, как правило, не приводит к значимому росту мощности турбины. Отключение ПВД позволяет получить повышение мощности на 10-12%. При этом для поддержания температуры свежего пара на расчетном уровне при снижении температуры питательной воды необходимо увеличивать расход топлива в котел. В современных энергоблоках по ограничениям систем защиты заводы-изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. При этом существенно растет удельный расход топлива, а также возникают проблемы малоцикловой усталости питательного тракта, включая экономайзерную часть котла. Поэтому данный способ получения пиковой мощности находит в практике ограниченное применение.  

Лектор: В.Ф. Касилов


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

75357. Структура і графоаналітична модель потенціалу підприємства 119 KB
  Під структурою системи, якою є потенціал підприємства, розуміють мережу найбільш суттєвих, стійких (інваріантних) звязків між елементами. На думку М.Ф. Овчинникова, структура представляє собою «інваріантний» аспект системи. В.И.Кремянський також звертає увагу на те, що структура виражає не усю сукупність звязків обєкту
75358. ФОРМУВАННЯ ПОТЕНЦІАЛУ ПІДПРИЄМСТВА 374.5 KB
  Методичні та організаційноекономічні засади формування потенціалу підприємств Формування потенціалу підприємства це процес ідентифікації та створення спектру підприємницьких можливостей його структуризації та побудови певних організаційних форм задля стабільного розвитку та ефективного відтворення. Розглянемо більш детально що представляє собою процес формування потенціалу підприємства. Властивості економічної системи Властивості економічних систем дозволяють виокремити загальні...
75359. Особливості формування виробничого потенціалу підприємства 86.5 KB
  Особливості формування виробничого потенціалу пва 1.Загальні підходи щодо формування потенціалу підприємства Процес формування потенціалу підприємства є одним з напрямків його економічної стратегії і передбачає створення й організацію системи ресурсів і компетенцій таким чином щоб результат їхньої взаємодії був фактором успіху в досягненні стратегічних тактичних і оперативних цілей діяльності підприємства. Системний підхід є одним з основних у процесі формування потенціалу підприємства. Потім визначаються параметри входу: які потрібні...
75360. ОЦІНЮВАННЯ ВАРТОСТІ ЗЕМЕЛЬНОЇ ДІЛЯНКИ, БУДІВЕЛЬ І СПОРУД 157.5 KB
  Особливості оцінки земельної ділянки будівель і споруд. Проблема оцінки незабудованої земельної ділянки або земельної ділянки з поліпшеннями нерухомістю вже давно є обєктом ретельного дослідження багатьох науковців. Вартість земельної ділянки будівель і споруд визначається їх специфічною корисністю унікальністю довговічністю місцерозрашуванням а також кількістю ринкових пропозицій.
75361. ОЦІНЮВАННЯ РИНКОВОЇ ВАРТОСТІ МАШИН І ОБЛАДНАННЯ 221 KB
  Вживаний у практиці господарювання термін “машини та обладнання” має більш широке значення і не зводиться тільки до четвертої групи типової класифікації основних фондів, яка використовується діючими системами бухгалтерського обліку та статистики.
75362. Нематеріальні активи та методи їх оцінки 185.5 KB
  Визначимо специфічні риси нематеріальних активів: відсутність матеріальної основи для отримання вигод; умовна невіддільність від субєкта господарювання; тривалий термін використання; відсутність корисних відходів; невизначеність усього спектру можливих ефектів від використання; підвищений рівень ризику на стадіях створення та використання. Відзначені риси нематеріальних активів характеризують їх в якості обєкта обліку як узагальнену оцінку результатів творчої діяльності і засобів індивідуалізації юридичних осіб...
75363. ТРУДОВИЙ ПОТЕНЦІАЛ ПІДПРИЄМСТВА ТА ЙОГО ОЦІНЮВАННЯ 210.5 KB
  Роль і значення трудового потенціалу в економічних відносинах. Методологія оцінювання трудового потенціалу підприємства. Методики оцінювання трудового потенціалу підприємства. Роль і значення трудового потенціалу в економічних відносинах Трудові ресурси це економічно активна працездатна частина населення регіону яка володіє фізичними і культурноосвітніми можливостями для участі у економічній діяльності підприємства організації.
75364. ОЦІНЮВАННЯ ВАРТОСТІ БІЗНЕСУ 234 KB
  Відповідно до міжнародних стандартів, оцінювання вартості бізнесу — це акт чи процес формування точки зору оцінювача та підрахунку вартості бізнесу, цілісного майнового комплексу або пов’язаних з ним прав. Визначення вартості окремих елементів бізнесу досліджувалося у попередніх розділах
75365. СУТНІСНА ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТЕНЦІАЛУ ПІДПРИЄМСТВА 134 KB
  Властивості потенціалу підприємства. Воблого знайшло обґрунтування поняття потенціалу виробничих сил як потенційної можливості країни виробляти матеріальні блага для задоволення потреб населення. До складових потенціалу в цьому розумінні відносять відповідні трудові матеріальні фінансові та інформаційні ресурси які залучаються у сферу вдосконалення виробництва.