Способы и методы получения дополнительной энергии

3.1. Условия возникновения потребности в пиковой энергии

При нормальном режиме работы и правильном планировании, количество включенного и работающего оборудования выбирается таким образом, чтобы обеспечить покрытие ожидаемого максимума нагрузки и обеспечить прохождение провала нагрузки за счет использования регулировочного диапазона оборудования.

Специфика работы энергогенерирующего оборудования, а имеенно, непрерывность производства электроэнергии и необходимость поддержания в течение всего периода эксплуатации оборудования равенства между производством генерируемой мощности и ее потреблением с учетом потерь энергии в сетях при транспортировке к потребителю, предопределяет неравномерный режим его работы. Современные графики суточной нагрузки энергосистем отличаются довольно большой неравномерностью. Тенденция роста неравномерности графиков нагрузки сохраняется и настоящее время. Причины этого заключаются, во первых, в изменении структуры энергопотребления, вызванной увеличением доли коммунально-бытового, транспортного и сельскохозяйственного потребления, отличающегося значительной неравномерностью, а во вторых, в изменении условий работы промышленности, снижении сменности во многих отраслях.

Одним из основных показателей, характеризующим графики электрических нагрузок являются коэффициент неравномерности, представляющий собой отношение минимальной (Nmin) суточной нагрузки к максимальной (Nmax)

aсут=Nmin/Nmax.

Если в начале шестидесятых годов в СССР коэффициент неравномерности суточного графика нагрузок составлял aсут=0,75-0,8, то к 70ым годам он снизился до 0,7, а в настоящее время доходит до 0,6 и даже ниже. Неравномерностъ графика нагрузки, а также абсолютная величина потребления электроэнергии зависит не только от времени суток, но также может меняться в течении недели и еще зависит от календарного времени года.

Все эти изменения нагрузки носят вполне закономерный характер, поэтому на основании этих статистических закономерностей разрабатываются перспективные графики нагрузи генерирующего оборудования. Плановые суточные графики нагрузки задаются диспетчерскими службами. Однако реальные графики генерации мощности могут существенно отличаться от плановых.

При участии энергоблоков в регулировании нагрузки в часы пик возникает необходимость на период пиковой части графика нагрузки (1-3 часа) дополнительно увеличить мощность энергоблоков. Причиной необходимости такого увеличения мощности блоков может стать:

аварийный останов одного или нескольких блоков в энергосистеме;

недостаточный уровень резерва и т.д.

 отключение ЛЭП, соединяющих рассматриваемую данную энергосистему с другой подпитывающей энергосистемой.

Здесь следует отметить, что изменение нагрузки в соответствии с диспетчерским графиком происходит плавно, а при внезапных отключениях потребителей или генерирующей мощности происходят резкие изменения нагрузки, которые требуют специальных мер по обеспечению потребителей электроэнергией. Рассмотрим более подробно эти ситуации.

Для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей электроэнергией необходимо, чтобы энергогенерирующее оборудование в энергосистеме имело в течение всего времени прохождения пиковой нагрузки резервную мощность. Причем находящуюся в горячем вращающемся резерве с одной стороны, а при прохождении провалов нагрузки необходимо снижение генерируемой мощности в достаточно широких пределах при одновременном опять таки наличии вращающегося резерва.

3.2. Способы получения пиковой мощности при прохождении суточных пиков нагрузки.

Резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить двумя способами:  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, что позволяет иметь при том же числе работающих агрегатов большую мощность в пиковые часы).

Дополнительный резерв мощности для прохождения 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, подразумевает наличие их (то есть эти агрегаты должны быть введены в эксплуатацию). Ввод в эксплуатацию новых агрегатов, приводит к значительным капиталовложениям, включение этого оборудования только при пиковых нагрузках, снижает время использования установленной мощности, а следовательно снижает эффективность его эксплуатации.

Способы получения дополнительной мощности на действующем оборудовании.

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

1) Форсировка котла и выработка пара сверх номинальной паропроизводительности, с увеличением подачи пара в голову 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 путем ее перевода на пиковые водогрейные котлы и увеличения выработки в конденсационном режиме.

3.3. Получение пиковой мощности на действующем оборудовании путем форсирования (перегрузки оборудования).

Максимальный прирост мощности определяется в первую очередь возможностями по перегрузке 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 котла, которая зависит от многих факторов:

 -допустимого тепловосприятия поверхностей его нагрева;

 -состава и качества сжигаемого топлива;

- запаса производительности тягодутьевых машин (вентиляторы, дымососы);

-предельного роста давления в котле и пропускной способности промперегрева;

-запаса производительности системы топливоприготовления (в первую очередь мельниц).

Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5-10% по сравнению с количеством пара, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины (правило проектирования, но в реальной жизни соблюдается не всегда. Наиболее верно это для блочного оборудования).

Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение их перегрузки 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 j= 0,9 и возможно повышение Nген до 360 МВт при повышении cos j до 0,95

Применение форсировки котла приводит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Поэтому, необходимо, чтобы паровпуск турбины и проточная часть обеспечивали увеличение расхода (как правило, на турбинах предусматривается увеличение расхода пара до До_мах на 5%. По сравнению с номинальным расходом).

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, происходит перераспределение осевых усилий в проточной части турбины и возникают дополнительные осевые усилия, которые необходимо учитывать при использовании перечисленных выше способов для получения пиковой мощности.

Конденсаторы турбин обычно проектируются на максимальный пропуск пара, для среднегодовой температуры охлаждающей воды, поэтому основным ограничением здесь может стать повышение температуры охлаждающей воды в летний период, вследствие чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой величины (как правило это Рк=0,012МПа), что может стать основным ограничением по повышению мощности путем перегрузки оборудования.

Максимальная дополнительная мощность, которую можно получить при форсировке котла за счет увеличения расхода пара в турбину можно определить по выражению:

 

DN =DD (hо - hк + Dhпп ) bр hм hг,                  (6.1)

 

где DD -увеличение расхода пара в голову турбины, кг/с;

hо , hк , Dhпп -энтальпия свежего пара, энтальпия пара на входе в конденсатор и повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (кДж/кг);

hм hг - соответственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора.

bр - коэффициент, учитывающий влияние изменения расходов пара в регенеративные подогреватели.

Его можно определить из выражения:

bр =  ,                       (6.2)

где bр < 1,0;

Здесь ai и a1i - доли i-ого отбора пара при номинальном режиме и в режиме с увеличением расхода пара в «голову» турбины;

yi, y1i- коэффициенты недовыработки мощности паром i-ого отбора, соответственно в номинальном режиме и в режиме с увеличенным расходом пара в «голову» турбины;

n - количество регенеративных отборов у данной турбины.

При этом необходимо учитывать все ограничения перечисленные в предыдущем разделе.

Форсировка котла и турбины сопровождается снижением экономичности работы, что связано как со снижением КПД котла и лопаточного аппарата турбины, так и всей технологической схемы в целом (рост температурных напоров в системе регенеративного подогрева конденсата и питательной воды, рост температурных напоров в конденсаторе).

 

3.4.  Повышение начальных параметров

 

Использование повышения параметров острого пара для получения дополнительной мощности имеет существенные ограничения по применению из-за ограничений по условиям прочности элементов котла и турбины. В основном этот способ иногда используют на блоках с докритическими параметрами параметрами. Повышение температуры пара на 10о С дает повышение мощности приблизительно на 1-1,2 %. Однако, в этом случае необходимо следить для достижения максимального эффекта за соблюдением сопряженности давления и температуры. Рост давления, без изменения температуры приводит к увеличению влажности в последних ступенях, что может сказаться на надежности.

Рост температуры, без изменения давления, дает значительно меньший эффект, при этом рост температуры, как правило, имеет больше ограничений из-за прочностных характеристик металла. Поэтому применение такого способа на паротурбинном оборудовании нецелесообразно и можно рассматривать, только как сверхвынужденную меру.

 

3.5. Увеличение мощности за счет отключения части системы регенерации.

 

Для получения 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. Кроме того, если деаэратор работает с постоянным давлением, то отключение ПНД приводит к увеличению расхода пара на деаэратор для обеспечения деаэрации питательной воды, в результате чего выигрыш мощности от отключения ПНД сводится к нулю. Более того, надежность деаэрации питательной воды в этом случае может быть нарушена, так как при превышении температуры подогрева до 40^оС и выше, деаэраторы практически не могут обеспечить требуемый уровень деаэрации.  Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности. Поэтому, для получения пиковой мощности используют отключение только ПВД. Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10-12 %.

Отключение ПВД приводит к понижению температуры питательной воды, поэтому для обеспечения заданных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличить расход топлива на котел. На рис. 6.1 представлен процесс расширения пара при нормальном режиме работы и при отключении ПВД.

 

0

h, кДж/кг

S, кДж/(кг С)

 

 

 

 

 

Рис. 6.1. Изменение рабочего процесса расширения пара при отключении ПВД.

___ - Процесс расширения в нормальном режиме; ----- Процесс расширения в режиме с отключенными ПВД.

Как видно из анализа процесса в результате отключения ПВД давление на выхлопе ЦВД растет и теплоперепад уменьшается. Процесс в ЦСД-ЦНД смещается влево. Это с одной стороны приводит к увеличению перепада, но с другой стороны из-за увеличения расхода пара в конденсатор, подогрев циркуляционной воды в нем возрастает, давление в конденсаторе увеличивается и теплоперепад снижется.

Отключение ПВД приводит к снижению температуры питательной воды на входе в котел и увеличению расхода пара через промперегрев. Все это, в конечном счете, приводит к увеличению расхода топлива на котел при сохранении паропроизводительности котла. Увеличение расхода топлива можно оценить по выражению:

 

(6.3)

где hpwn, hpw-энтальпии питательной воды в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hn, hpwd-энтальпии острого пара в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

appn, app-доли расхода пара через промперегрев в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hppg, hppx, hpg, hx-энтальпии пара горячего и холодного промперегрева в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

h_kn , h_k-КПД котла в номинальном режиме и в режиме с отключенными ПВД.

Снижение температуры питательной воды приводит к изменению распределения тепла топлива по поверхностям нагрева котла в сторону увеличения тепловосприятия хвостовых поверхностей, что приводит к некоторому снижению температуры уходящих газов (на 5-15 ^оС), а поддержание температуры промперегрева на прежнем уровне требует увеличения расхода воздуха на 5-10%, в результате КПД котла остается почти на неизменном уровне или немного растет за счет уменьшения потерь с уходящими газами.

Произвести оценку изменения КПД можно приближенно по приведенным ниже уравнениям. Для более точного расчета необходимо проивести поверочный расчет котла в полном объеме.

h_k =h_kn -Dq_2,             (6.4)

 

Dq₂ =q_2nom-q₂=q_2nom(1-q₂/q_2nom),    (6.5)

q₂/q_2nom=(tух/ tухnom)*(aух(1-b)+(a-1))/(aухnom(1-bnom)+(a-1)), (6.6)

h_kn – КПД котла в исходном номинальном режиме.

где b=tхв/tух

tхв-температура холодного воздуха, соответственно в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД.

tух-температура уходящих газов в соответствующих режимах.

a-коэффициент, значение которого зависит от вида топлива (для твердого топлива 1,2-1,3, для газомазутного 1,05)

Изменение мощности турбины при отключении ПВД наиболее точно можно определить экспериментально или путем расчета тепловой схемы турбоустановки в целом. При проведении оценочных расчетов можно воспользоваться приближенной оценкой, по предлагаемой ниже методике:

На первом этапе определяется увеличение расхода пара в отборы регенеративных подогревателей расположенных за отключаемыми ПВД. Величину прироста J-ого отбора можно оценить по выражению:

Da_j=a_j().                  (6.7)

Тогда увеличение расхода пара в отбор можно определить:

a_jрасч=a_j+Da_j.                      (6,8)

На втором этапе определяются расходы пара в расчетном режиме по отсекам турбины.

,        (6.9)

где K-число не отключенных отборов до данного отсека.

N-число подогревателей (отборов) в системе регенерации.

На третьем этапе оценивается изменение давления в конденсаторе.

При отключении ПВД увеличивается расход пара в конденсатор, что приводит к увеличению подогрева циркуляционной воды в конденсаторе и росту давления в конденсаторе. Ухудшения вакуума в конденсаторе приводит к уменьшению мощности вырабатываемой турбиной. В первом приближении рассчитаем величину роста давления в конденсаторе при отключении подогревателей, по изменению температуры насыщения в конденсаторе при изменившемся расходе пара:

t_k=t_w1+J+((Dk+DDk)q_k)/ С_wG_w,       (6.10)

где, q_k - удельная теплота парообразования пара на входе в конденсатор (можно оценить усреднено равной 2200кДж/кг).

C_w=4,186кДж/кгК-теплоемкость воды.

G_w= -расход сетевой воды.

J-недогрев в конденсаторе (из опыта эксплуатации для таких режимов можно принять на уровне 5-8^оС).

По величине t_k определяем давление в конденсаторе.

Прирост расхода пара в конденсатор определяется на втором этапе.

На четвертом этапе оценивается изменение давления в отборах турбины.

Для этого может быть использована формула Стодолы-Флюгеля.

На пятом этапе определяется теплоперепады по отсекам.

Для этого, по известным значения для номинального режима, строится процесс расширения пара в турбине. Далее, принимаем, что внутренний относительный КПД проточной части не меняется при отключении ПВД. Поэтому, по определенным на 4 этапе давлениям холодного и горячего промперегрева строим процесс расширения пара. Далее находим точки пересечения процесса расширения с отключенным ПВД и рассчитанных давлений и определяем параметры пара в отборах и теплоперепады для нового режима.

На шестом этапе проводится расчет мощности в исходном и новом режимах.

. (6.11)

H_j -теплоперепад в j-ом отсеке.

На 7 этапе определяется прирост мощности при отключении ПВД.

 .                   (6.12)

Изменение расхода топлива на котле можно определить из выражения (3.3):

Основной характеристикой, в таком режиме, служит эффективность получения дополнительной мощности или удельный расход топлива на получение дополнительной мощности. Удельный расход топлива на отпуск (b^н_пик) дополнительной мощности можно определить из выражения:

bнпик =  , (6.13)

где SDNсн —дополнительное увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды, связанное с получением пиковой дополнительной мощности.

Наряду с полным отключением ПВД используют их частичный обвод по питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать на 30-50% от Dномпв .

Недостатком повышения мощности за счет отключения или частичного обвода ПВД по питательной воде является понижение температуры питательной воды на входе в котел. Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой усталости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других поверхностей нагрева котла.

По условиям организации защиты на применяющихся в настоящее время системах ПВД, заводы изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. Учитывая довольно высокий расход топлива на выработку пиковой энергии bпик ~ 450-600 г/кВт ч в этих режимах и учитывая возможное снижение надежности работы блока в этом случае эти режимы используются довольно ограничено.

3.6. Получение дополнительной мощности на теплофикационных агрегатах

Гораздо более широко для регулирования мощности энергосистем используются теплофикационные турбоагрегаты, если они у них имеются.

В первую очередь, это дозагрузка агрегата, при сохранении отпуска тепла и ее параметров. Но в ряде случаев такой режим не возможен, и для увеличения отпуска э/э приходится снижать тепловую нагрузку турбины, с передачей ее на ПВК.

При дозагрузке особое внимание надо обращать на характер изменения удельного расхода топлива в процессе дозагрузки. На рис.6.2. представлен график изменения удельного расхода топлива в процессе дозагрузки.

 

 

 

Рис. 6.2. Изменение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии в процессе дозагрузки турбины Т-110-130.

Анализ представленных результатов, показывает, что при взятии дополнительной мощности существенное значение имеет уровень последующей дозагрузки и параметры отпуска тепла с которыми работал соответствующий агрегат. В этой ситуации наглядно видно, что при дозагрузке надо максимально догружать один из агрегатов. Одновременное нагружение всех агрегатов на часть возможного уровня нагружения может привести к существенному пережогу топлива. Например, загрузить 4 агрегата на станции на 5 МВт, при минус 20^оС, приведет к росту расхода топлива на дополнительную мощность на уровне 360 г/кВтч. В то же время, загрузка одного агрегата на 20 МВт, что равноценно, приведет к удельному расходу на дополнительную выработку электроэнергии всего 330 г/кВтч.

Такой характер изменения удельного расхода объясняется тем, что при переходе в частично конденсационный режим и поддержании отпуска тепла на заданном уровне, в первый момент открытия регулирующей диафрагмы, поток сильно дросселируется (потери от дросселирования) кроме того и проточная часть низкого давления работает практически с нулевым КПД из-за малого расхода, это и определяет высокий удельный расход на дополнительную мощность. По мере открытия диафрагмы, потери от дросселирования уменьшаются, расход пара через проточную часть низкого давления увеличивается и ее внутренний относительный КПД вырастает, что и приводит к снижению удельного расхода.

Если диафрагма открыта полностью, но можно еще увеличить расход пара в голову турбины и дополнительно увеличить мощность, то дальнейшее увеличение расхода пара в голову турбины, приведет к росту параметров в отборе, а соответственно росту параметров подогрева сетевой воды и увеличению отпуска тепла. Если рост отпуска тепловой нагрузки недопустим, то для сохранения отпуска тепла на неизменном уровне и увеличения электрической мощности необходимо провести частичное байпасирование сетевых подогревателей по сетевой воде, таким образом, что-бы часть обратной сетевой воды прошла мимо сетевых подогревателей и смешалась с основным потоком за сетевыми подогревателями, а уменьшенный расход сетевой воды в этом случае греется до большей температуры. После смешения потоков сетевой воды параметры сетевой воды и отпуск тепла должны соответствовать заданным величинам. Такой режим ведет к естественному повышению давления в регулируемых отборах, что сопровождается снижением эффективности работы теплофикационного потока пара и приводит к плавному увеличению удельного расхода топлива на вырабатываемую электрическую энергию.

При максимальной нагрузке теплофикационных отборов, увеличение мощности возможно только при уменьшении тепловой нагрузки и передачи ее пиковые источники.

Реализация этого метода может быть проведена двумя способами:

а) уменьшением температуры прямой сетевой воды при неизменном расходе сетевой воды через сетевые подогреватели;

и б) уменьшением расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, путем направления ее части в обвод подогревателей при неизменной температуре сетевой воды на выходе из СП.

Уменьшение тепловой нагрузки при постоянном пропуске сетевой воды через сетевые подогреватели дает большую дополнительную мощность при неизменном расходе пара в голову турбины, чем равное уменьшение тепловой нагрузки путем уменьшения расхода сетевой воды через сетевые подогреватели

При получении дополнительной мощности при сохранении расхода сетевой воды через сетевые подогреватели процесс происходит в следующей последовательности.

При снижении тепловой нагрузки турбины ее поворотная регулирующая диафрагма постепенно открывается. На определенном этапе она оказывается открытой полностью. Начиная с этого момента, дальнейшее увеличение электрической мощности можно получить только за счет обвода части сетевой воды мимо сетевых подогревателей. Этим самым дополнительно уменьшают тепловую нагрузку турбины. Этот процесс может продолжаться до момента перевода турбоагрегата полностью в конденсационный режим. Получение дополнительной пиковой мощности в этом случае сопровождается значительным ростом удельного расхода топлива на выработку электрической энергии. На рис. 6.3. приведена зависимость изменения удельного расхода топлива от роста электрической нагрузки энергоблока с турбиной Т-110-130 за счет передачи отборного тепла на водогрейные котлы.

 

 

Рис.6.3. Изменение расхода топлива при получении дополнительной энергии на энергоблоке с турбиной Т-110 при ограничении отбора тепла.

 

Анализ этих расчетов показывает, что на первом этапе перевода режима удельные расходы топлива на выработку электрической энергии по мере открытия диафрагмы начинают возрастать достаточно интенсивно, а потом замедляется и даже может начаться снижение удельного расхода топлива на отпуск э/э. Этот процесс продолжается до момента, когда диафрагма будет полностью открыта. После чего дальнейший рост электрической мощности и уменьшение отпуска тепла может достигаться за счет уменьшения расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, вплоть до перехода в чисто конденсационный режим. При этом, как видно из рис. 3.3, удельные расходы топлива на выработку электроэнергии существенно возрастают. Это объясняется тем, что по мере открытия диафрагмы понижаются давления в регулируемых отборах пара и рост мощности происходит как за счет увеличения выработки электроэнергии всем потоком пара (включая поток пара идущий на сетевые подогреватели для подогрева сетевой воды), вследствие увеличения срабатываемого теплоперепада, так и за счет работы, совершаемой дополнительным потоком пара, идущим в конденсатор.

При этом по мере роста расхода пара в ЦНД КПД его существенно возрастает и мощность ЦНД увеличивается. Совместное действие снижения давления в регулируемых отборах и роста КПД проточной части и приводит к некоторому снижению удельных расходов на дополнительную мощность на данном этапе. При полностью открытой диафрагме, дальнейшее увеличение расхода пара в ЦНД и в конденсатор возможно лишь за счет уменьшения расхода сетевой воды через СП и повышения давления в камере регулируемого отбора. В этом случае прирост электрической мощности происходит только за счет работы пара в ЦНД, при этом теплоперепад основного потока пара, идущего на сетевые подогреватели, уменьшается вследствие роста давления в отборе, что и приводит к резкому последующему росту удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

Положение оптимальной точки зависит от исходного режима работы (давление в отборах, тепловая нагрузка и т.д.). За счет такой передачи нагрузки можно получить прирост мощности на турбинах типа Т в объеме до 20%.

⇐ Предыдущая1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: