Способы получения дополнительной пиковой мощности на паротурбинных ТЭС

1. Общие замечания

Для повышения надежности энергоснабжения в период мак­симума нагрузки и в аварийных ситуациях необходимо использо­вать различные способы временной перегрузки паротурбинных установок ТЭС. Среди них можно отметить такие мероприятия, как впрыск воды во вторичный пароперегреватель, когда обеспечивается увеличение расхода вторичного пара с соответ­ствующим увеличением мощности, развиваемой ЧСД и ЧНД тур­бины, включение в тепловую схему специальных аккумуляторов тепла в виде баков перегретой воды, являющихся резервным источником пара, подогрев питательной воды от посторонних источников тепла, например от ГТУ (см. рис. 1.3), и др.

Рис. 1.3. Полупиковая парогазовая установка: К —компрессор; КС — камера сгора­ния; ГТ — газовая турбина; КА — котлоагрегат; ЧВД и ЧНД—части высо­кого и низкого давления турбины; ГВП — газоводяной подогреватель; 1, 2 — задвижки.

Наиболее простыми и достаточно эффективными методами получения дополнительной мощности на паротурбинных уста­новках являются отключение части регенеративных подогревате­лей, прежде всего высокого давления, и временное ограничение тепловой нагрузки ТЭЦ.

2. Отключение подогревателей высокого давления (ПВД)

При отключении ПВД и сохранении неизменной паровой на­грузки блока пар, поступавший ранее в ПВД, используется для дополнительной выработки энергии в турбине. В этом случае вы­работка дополнительной электроэнергии будет осуществляться при пониженной энтальпии питательной воды, а значит, с увели­ченным удельным расходом тепла. Снижение экономичности дополнительной выработки электроэнергии связано также с.уве­личением выходной потери последней ступени турбины и ухудше­нием вакуума из-за повышения расхода пара в конденсатор. Увеличение внутренней мощности турбины при отключении ПВД и неизменном расходе свежего пара

(1.1)

где G_отбi, i_отбi — расход пара на i-й ПВД и его энтальпия; i _к — энтальпия пара в конденсаторе; к₁, к₂, к₃ — коэффициенты меньше единицы, учитывающие соответственно увеличение выходной потери последней ступени турбины, ухудшение вакуума в кон­денсаторе и увеличение отборов пара на оставшиеся в работе подогреватели низкого давления в связи с увеличением расхода основного конденсата; п — число ПВД.

Для ПВД, подключенного к отбору до промежуточного пере­грева пара, выражение (1.1) примет вид

(1.2)

где i_п._п — повышение энтальпии пара во вторичном пароперегре­вателе.

Дополнительный подвод тепла в цикле при отключении ПВД и неизменном расходе свежего пара может-быть найден как сум­ма дополнительной потери тепла в холодном источнике (в кон­денсаторе) и полезной затраты тепла на производство до­полнительной энергии в турбине:

. (1.3)

Величину можно определить из выражения

(1.4)

где - увеличение расхода пара на подогреватели низкого давления в связи с увеличением расхода основного конденсата; i '_к — энтальпия конденсата в конденсаторе.

С учетом выражений (1.3) и (1.4) удельный расход топлива

на получение дополнительной выработки электроэнергии

где — механический к. п. д. турбины и к. п. д. электри­ческого генератора; —к. п. д. котельного агрегата; — к. п. д. теплового потока; — теплотворная способность топлива.

Изменение мощности турбины при отключении подогревате­лей можно определить, не прибегая к детальным расчетам те­пловой схемы, с помощью коэффициентов изменения мощно­сти [65].

При отключении ПВД мощность турбоустановок при сохране­нии неизменным расхода свежего пара может возрастать до 12% и более, причем 6_Пик составляет 0,360—0,430 кг у.т/кВт • ч (или ОД—0,12 кг у.т/МДж), т. е. на уровне современных ГТУ. Мень­шие значения относятся к верхним ПВД блоков сверхкритиче­ского давления, большие — к ПВД блоков на 12,7 МПа. Так, по результатам испытаний блоков 300 МВт Лукомльской ГРЭС [37], при отключении ПВД-8 максимальная мощность блока по усло­вию пропускной способности ЧВД турбины достигла 326 МВт, а величина b _пик при этом составила 0,36 кг у.т/кВт-ч.

Из анализа выражений (1.1) и (1.2) видно, что наиболее вы­годно отключать верхние ПВД и особенно ПВД, включенные до промежуточного перегрева пара, так как в этом случае высво­бождаемый пар получает дополнительное тепло во вторичном пароперегревателе и совершает большую работу в турбине. Рас­четы показывают, что при этом &_Пик получается на 15—20% меньше, чем при отключении подогревателей, присоединенных ниже вторичного перегрева пара.

Можно применить два способа отключения подогревателей: путем обвода их по воде и путем непосредственного прекраще­ния подачи пара на подогреватель за счет закрытия обратных клапанов отборов. Однако первый способ отличается большей инерцией, поэтому предпочтение отдается второму. Результаты практической проверки этого способа отключения ПВД приведе­ны в работе. При закрытии обратных клапанов продолжительность набора мощности для турбины ПТ-60-130/13 составила 5 с, для турбины К-200-30 — примерно 8—10 с, причем мощность турбин увеличивалась при этом на 10—11%.

Достоинством рассмотренного метода получения пиковой мощности является то, что она получается практически без до­полнительных капитальных вложений. Необходимо только пре­дусмотреть запас по максимальной мощности генератора и воз­можность некоторой форсировки котлоагрегатов, в частности предусмотреть запас по напору и производительности вентиля­торов и дымососов. Препятствием к использованию данного спо­соба получения пиковой мощности могут явиться ограничения по пропускной способности (по перегрузке) последних ступеней турбины. Данный способ перегрузки паротурбинных установок обеспечивает экономию расчетных затрат по сравнению с други­ми способами покрытия пиковых нагрузок. При практической реализации его необходима разработка специальной системы ав­томатического управления обратными клапанами, причем может оказаться целесообразным индивидуальное управление ими.

3. Ограничение тепловой нагрузки ТЭЦ

При номинальной нагрузке регулируемых отборов теплофи­кационные турбины типа КО и КОО работают с незагруженной частью низкого давления (с малыми расходами пара в конденса­тор). Поэтому такие турбины допускают возможность получения дополнительной электрической мощности (сверх номинальной) за счет увеличения пропуска пара в ЧНД при соответствующем ограничении величины регулируемого отбора пара. Для совре­менных теплофикационных турбин максимальная мощность со­ставляет 110—125% номинальной.

При уменьшении величины регулируемых отборов пара теп­ловые нагрузки потребителей должны частично или полностью обеспечиваться посторонними источниками тепла. Так как на ТЭЦ до настоящего времени практически не практикуется уста­новка специальных пиковых производственных котлов, возмож­ность получения дополнительной мощности за счет снижения на­грузки производственных отборов турбин, как правило, нельзя реализовать.

На ТЭЦ с турбинами типа Т резервирование отопительной нагрузки отборов технически можно осуществить сравнительно просто, например с помощью водогрейных котлов. Кроме того, в аварийных ситуациях можно кратковременно ограничить тепло­вую нагрузку отопительных отборов без ее резервирования, используя аккумулирующую способность зданий. Однако получение дополнительной мощности за счет ограничения нагрузки отопительных отборов турбин связано со значительным снижением экономичности ТЭЦ, так как в этом случае теплофикаци­онная выработка электроэнергии заменяется низкоэкономичной конденсационной выработкой. Поэтому такой способ получения дополнительной мощности может быть использован прежде всего для покрытия кратковременных пиков нагрузки или в аварий­ных ситуациях. Вследствие этого важное значение имеет техни­чески достижимая скорость получения дополнительной мощно­сти. С этой точки зрения наиболее приемлемым является способ ограничения нагрузки отопительных отборов путем частичного или полного открытия поворотной диафрагмы ЧНД.

При полном открытии поворотной диафрагмы турбина пере­водится на режим свободного распределения пара. Для турбины с одноступенчатым отопительным отбором этот режим можно рассчитать путем совместного решения уравнения теплового ба­ланса сетевого подогревателя и сопротивления ЧНД:

(1.5)

(1.6)

где — температура насыщения при давлении в отборе р_отб, — температура обратной сетевой воды (на входе в сетевой подогрева­тель); G_отб — расход пара из отопительного отбора; G_св — расход. сетевой воды; С_р — теплоемкость; i_отб, i'_отб — энтальпия пара отопи­тельного отбора и энтальпия насыщения воды при давлении в от­боре; — температурный напор в сетевом подогревателе с учетом дросселирования пара в патрубке отбора; G_к — расход пара в кон­денсатор; р_к — давление в конденсаторе. Индекс «р» относится к расчетному, режиму части низкого давления.

Уравнение Стодола для ЧНД (1.6) записано без учета изме­нения начальной температуры пара, что не вносит существен­ной, погрешности в результат расчета.

Уравнения (1.5) и (1.6) легко решить путем подбора величины G_отб или G_к так, чтобы значение t_н из уравнения (1.5) соответ­ствовало значению р₀тб из уравнения (1.6). При этом должно соб­людаться условие, чтобы сумма G_oтб+G_к оставалась неизменной при исходном режиме и режиме свободного распределения пара. При наличии регенеративного отбора из ЧНД турбины уравнение (1.6) должно быть записано с учетом его величины.

Расчет режимов свободного парораспределения для турбин с двухступенчатым отопительным отбором заключается соответ­ственно в совместном решении системы четырех уравнений: урав­нений теплового баланса нижнего и верхнего сетевых подогрева­телей и уравнений Стодола для ступеней ЧНД и переключаемого отсека (группы ступеней между отопительными отборами).

По результатам расчета режима свободного парораспреде­ления легко определяется достигаемое увеличение мощности тур­бины как сумма приростов мощности в ЧНД и в теплофикацион­ных отсеках (в группах ступеней, предшествующих отопитель­ным отборам пара):

(1.7)

Ввиду существенного изменения экономичности работы этих от­секов при переменных режимах значение и в выра­жении (1.7) следует находить, применяя опытные «универсальные» кривые поправок на конечное давление. Удобно воспользоваться также зависимостями использованного в данном отсеке теплопадения от объемного расхода пара через отсек. Такие зависимости в первом приближении можно считать однозначными.

При быстром открытии поворотной диафрагмы происходит некоторое изменение температурного режима цилиндра низкого давления. Если при исходном режиме турбина работала с мини­мальным расходом пара в конденсатор, когда к. п. д. ЧНД сни­жается вплоть до отрицательных значений, то при переходе на режим свободного парораспределения происходит, как правило, охлаждение ЧНД. При этом могут изменяться механическое состояние турбины, в частности вибрация, относительное расши­рение ротора ЧНД, осевые усилия. Однако испытания, при кото­рых полное открытие поворотной диафрагмы достигалось весьма быстро (за время до 20 с), показали незначительное изменение механического состояния турбины и достаточно высокую надеж­ность ее работы. Возможно только кратковременное ухудшение условий всасывания и даже срыв конденсатных насосов сетевых подогревателей.

При переходе на режим свободного парораспределения необхо­димо также считаться с возможностью перегрузки предотборных ступеней по изгибающим напряжениям на рабочих лопатках вслед­ствие снижения давления в камерах отопительных отборов. В осо­бенности это относится к турбинам с высоким пределом минимально допустимого давления в отборах, например к турбине ПТ-60-130/13, для которой = 0,07 МПа.

Расчетные данные для определения прироста мощности турбины Т-100/120-130, найденные с учетом указанных ограничений при различных значениях исходной тепловой нагрузки отборов и расхода сетевой воды G_с.в, приведены на рис. 1.4. Как видно, максимальная величина дополнительной мощности турбины дости­гается при низких температурах наружного воздуха, т. е. в периоды максимума электрических нагрузок.

Дополнительная мощность турбины обеспечивается при неиз­менном расходе пара на турбину только за счет снижения тепловой нагрузки отборов на величину , поэтому удельный расход тепла на ее получение

Расчеты по выражению (1.8) показывают, что удельный расход тепла q_доп значительно (в 2 раза и более) превышает удельный расход тепла на выработку электроэнергии в конденсационном режиме работы ТЭЦ. Это объясняется тем, что в соответствии с выражением (1.8) снижение эконо­мичности турбоустановки вследствие уменьшения выработки электроэнер­гии на базе теплового потребления при уменьшении тепловой нагрузки отборов полностью отнесено к допол­нительно полученной мощности. Меньшие значения д_ЛОи достигаются при низких наружных температурах воздуха, т. е. при увеличении допол­нительно срабатываемого в ЧНД пе­репада энтальпий.

Рассматриваемый способ получе­ния дополнительной мощности на ТЭЦ вследствие его низкой тепловой экономичности следует использовать прежде всего в аварийных ситуа­циях. Его можно применить не толь­ко в период дефицита котельной мощности на ТЭЦ, когда ограниче­ние тепловой нагрузки отопительных отборов может достигаться заданием на открытие поворотной диафрагмы ЧНД, но и для аварийного регулиро­вания частоты в системе. В послед­нем случае требуется структурное изменение системы автоматического регулирования турбины (САР), с тем чтобы САР турбины могла отра­батывать сигнал по частоте системы и воздействовать на откры­тие поворотной диафрагмы ЧНД. При этом реализация перегру­зочной способности теплофикационных турбин с отопительными отборами пара может достигаться примерно за 2 с.

Рис 1.4. Диаграмма получения пиковой мощности на турбине Т-109-130 за счет ограничения отопительной нагрузки.