Регулировочный диапазон ПГУ

Необходимость привлечение ПГУ, наравне с другими ТЭС, к регулированию частоты и мощности в энергосистеме требует работу ПГУ на пониженных нагрузках.

Отличительной особенностью ПГУ является то, что их регулировочный диапазон — переменная величина, в отличие от других энергоблоков ТЭС, у которых он величина постоянная. Регулировочный диапазон ПГУ-450Т для работы в полном составе оборудования 2ГТУ-2КтУ (сплошная линия) и в работе полублока 1ГТУ-1КтУ (штриховая линия) приведен на рис. 11.3.

Рис. 11.3. Регулировочный диапазон ПГУ-450Т

Как видно из графика, нижняя граница экономичного диапазона нагрузок при работе двух ГТУ не «стыкуется» с верхней границей экономичного диапазона при работе одной ГТУ. Этот разрыв составляет примерно 10% номинальной мощности одной ГТУ. Эксплуатация блока в этом разрыве нежелательна, в первую очередь, из-за ухудшения экологических характеристик блока, а также из-за снижения надежности работы оборудования.

Нижнюю границу регулировочного диапазона ПГУ-450Т ограничивают следующие факторы:

1. Низкая экономичность ГТУ, связанная с тем, что при снижении ее мощности доля мощности, потребляемая компрессором, увеличивается. На приведена зависимость КПД агрегатов ПГУ и ПГУ в целом, из которой видно, что темпы снижения КПД ГТУ и блока в целом при нагрузках, ниже 400 … 410 МВт, выше, чем до этой нагрузки (рис. 11.4).

Рис. 11.4. Зависимость КПД агрегатов блока от нагрузки 1 — в работе одна газовая турбина (1ГТ); 2 — в работе один полублок (1ГТ+ПТ); 3 — в работе два полублока (2ГТ+ПТ) с одинаковой нагрузкой; 4 — в работе два полублока с максимально допустимой разностью температур пара высокого давления (40°С) за котлами утилизаторами

2. При понижении нагрузки ниже 85 МВт в камере сжигания ГТУ происходит технологический переход из режима предварительного смешения в диффузионный режим горения, что приводит к резкому росту концентрации оксидов азота, а ниже нагрузки 60 МВт — еще и СО в дымовых газах (рис. 11.5).

Рис. 11.5. Зависимость выбросов оксида азота и CO от мощности ГТ

При низкой дисперсности частиц горючего осуществляется режим диффузионного горения. При горении капли жидкого топлива вокруг нее образуется диффузионное пламя, поддерживающее интенсивное испарение.

Система подачи (впрыска) воды для снижения NO_x подает в горелки воду и регулирует объем воды, впрыскиваемой в камеры сгорания, и необходимой для снижения эмиссии NO_x. Впрыск воды в горячие зоны пламени обеспечивает большую равномерность температуры пламени. Снижение локальных температурных пиков сдерживает образование NO_x.

3. Снижение надежности работы паровой турбины при уменьшении температуры пара высокого давления перед турбиной ниже 475 °С, в связи с тем, что при этом происходит увеличение конечной влажности пара в зоне последних ступеней цилиндра низкого давления паровой турбины, и, как следствие, повышение опасности эрозионного износа рабочих лопаток.

Опыты, показывают, что при снижении температуры пара высокого давления с 510 до 460 °С приводит к снижению степени сухости пара за последней ступенью ЦНД с 0,88 до 0,86. Снижение температуры пара обусловлено тем, при снижении нагрузки газовой турбины путем уменьшения расходов топлива и воздуха ВНА компрессора газовой турбины при мощности 95 МВт полностью закрывается и при дальнейшем разгружении сжигание газа в камере сжигания происходит с повышенным коэффициентом избытка воздуха, что и приводит к снижению температуры газов на выходе из газовой турбины (рис. 11.6).

Рис. 11.6. Зависимость температуры газов на выходе из газовой турбины от мощности газовой турбины

Имеются следующие способы увеличение РД ПГУ:

1. Включение системы антиобледенения ГТУ на низких нагрузках ПГУ, что приводит к снижению температуры газов и снижению нагрузки энергоблока на 16-19 МВт. Данный метод позволяет расширить регулировочный диапазон примерно на 4 %, но при этом приводит к снижению КПД газовой турбины на 1,8-2%.

2. Работа части ЦВД паровой турбины (до подачи пара низкого давления) в малопаровом режиме (под малопаровом режимом условно понимается такой режим работы ступени или группы ступеней турбины, при котором в ступенях отсутствует положительный теплоперепад в движущемся вдоль проточной части потоке пара, который в этом случае подается специально для охлаждения ступеней, или он возникает вследствие протечки пара уплотнения) со снижением параметров пара высокого давления и подачи его в проточную часть ЦНД. Этот метод, хотя и позволяет значительно снизить мощность паровой турбины во всем диапазоне работы блока, но требует значительных изменений в тепловой схеме блока для организации подачи охлаждающего пара соответствующих параметров в турбину.

3. Применение дополнительной камеры сгорания низкого давления и подачи газов с более высокой температурой в КтУ (по сравнению с газами, поступающими из ГТУ) с таким расчетом, чтобы обеспечить требуемый уровень температуры пара высокого давления.