
- •1. Что включает в себя эксплуатация тэс.
- •2. Особенности эксплуатации тэс.
- •3. Суточный, годовой графики электропотребления. Число часов использования установленной мощности, максимальной нагрузки.
- •4. Надёжность работы энергоблоков. Готовность по времени блока. Коэффициент готовности блока.
- •5. Частичные нагрузки энергоблоков, переходные режимы. Параметр, определяющий режим работы котла, турбины. Расходные характеристики турбоустановок.
- •6. Факторы, влияющие на показатели работы котла. Нормативные характеристики котлов.
- •7. Изменение параметров турбоустановки с нерегулируемыми отборами на регенерацию при изменении расхода пара.
- •8. Зависимость недогрева воды в подогревателях от нагрузки
- •9.Зависимость внутреннего относительного кпд отдельных ступеней, отсеков турбины от нагузки. Кпд регулирующей ступени при сопловом парораспределении
- •10. Маневренность тепловых электростанций
- •11. Факторы, влияющие на скорость нагружения котла, турбины при частичной нагрузке, при пуске.
- •12. Основные критерии надежности пуска котлов
- •14. Мобильность тепловых электростанций. Подхват вращающимся резервом
- •Показатели мобильности блоков
- •15. Особенности режимов тэс
- •16. Схема включения и тепловой баланс водогрейного котла при работе на мазуте.
- •18.Режимы работы тэц по электрическому и тепловому графику.Диаграмма режимов турбин.
- •19.Режимы работы отопительных тэц. Коэффициент теплофикации
- •21. Взаимосвязь режимов тепловой сети и теплофикационных турбин.
- •23.Влияние водного режима теплосети на тепловую экономичность тэц
- •25. Особенности работы последних ступеней конденсационных турбин в
- •26. Особенности работы регулирующей ступени в переменных режимах при сопловом парораспределении
- •27. Влияние начальных и конечных параметров пара на надежность работы и экономические характеристикипаротурбинных установок
- •28. Паровая характеристика конденсационного турбоагрегата. Зависимость удельногорасхода пара от электрической мощности и коэффициента нагрузки.
- •29. Зависимость кпд оборудования и энергоблока от нагрузки.
- •30. Методы обработки воды на тэс.
- •31. Предварительная очистка воды.
- •33.Обработка охлаждающей воды на тэс
- •34.Мембранные методы очистки воды
- •35.Методы термического обессоливания воды
15. Особенности режимов тэс
Основной задачей ТЭЦ является обеспечение надежной подачи потребителям пара заданных параметров и горячей воды для отопления и горячего водоснабжения по заданным температурам и расходу. Поскольку ТЭЦ при работе турбин по тепловому графику имеют наименьший удельный расход топлива, при покрытии электрического графика нагрузки они должны занимать его базовую часть, и поэтому их участие в регулировании мощности большей частью ограничено. ТЭЦ, имеющие отопительную нагрузку, в летнее время часто привлекаются к работе по конденсационному режиму и в этот период участвуют в регулировании мощности в системе.
Привлечение ТЭЦ к регулированию электрической мощности, как в часы пик (за счет сокращения теплофикационных отборов и увеличения конденсационной мощности), так и в часы провала нагрузки (за счет разгрузки турбин), является вынужденным мероприятием, имеющим следствием значительный перерасход топлива на ТЭЦ, но при этом в энергосистеме может быть получена экономия.
Для получения пиковой мощности на теплофикационных турбинах применяют снижение тепловой нагрузки отборов путем открытия поворотной диафрагмы, обвод сетевых подогревателей и отключение группы ПВД.
Режимы работы ТЭЦ имеют сезонный характер, в летний период тепловые нагрузки падают и турбины разгружаются по отборам и по свежему пару, в результате чего часть котлов высвобождается и выводится в резерв или в ремонт. Топливоснабжение ТЭЦ также носит сезонный характер: уголь и мазут – зимой, природный газ – летом. Работа котлов на газе снижает их минимальную допустимую нагрузку и облегчает возможность маневрирования при сниженной нагрузке летом, как числом работающих парогенераторов, так и их разгрузкой.
Большинство ТЭЦ имеет неблочную схему без промежуточного перегрева пара, что сказывается как на конструкциях котлов ТЭЦ, так и на режимах их работы. Неблочная схема позволяет выводить часть котлов в резерв и ремонт при снижении потребления свежего пара турбинами.
На ТЭЦ с начальным давлением пара 12,8 МПа применяются бара-банные котлы с непрерывной продувкой котловой воды.
Применение на отопительных ТЭЦ энергоблоков на закритическое давление пара с прямоточными котлами и турбинами Т-250-240 приво-дит к изменению режимов работы ТЭЦ в сторону приближения их к режимам блочных КЭС, так же как и с турбинами Т-180-13 с промперегревом. На некоторых ТЭЦ с турбинами мощностью Т-100-13 и с котлами, работающими на газомазутном топливе, был осуществлен переход к блочной схеме, что также приблизило режимы работы котлов к условиям блочной КЭС.
На значительном числе ТЭЦ система водоснабжения оборотная, с градирнями. Работа системы водоснабжения на ТЭЦ также носит сезон-ный характер. В зимнее время паровая нагрузка конденсаторов отопитель-ных ТЭЦ резко сокращается. При работе теплофикационных турбин в ре-жиме трехступенчатого подогрева конденсаторы охлаждаются подпиткой теплосети или сетевой водой и расход охлаждающей воды уменьшается столь значительно, что часть градирен приходится выводить в резерв и принимать меры против обмерзания работающих градирен.
В летний период паровая нагрузка конденсаторов ТЭЦ увеличива-ется и возникают трудности с поддержанием достаточно глубокого ва-куума, что обусловлено повышенной температурой охлаждающей воды, а также часто недостаточной производительностью градирен. При по-вышении температуры охлаждающей воды выше 33 С приходится снижать паровую нагрузку конденсаторов и разгружать турбину.
Для поддержания нормального вакуума необходимо обеспечивать чистоту конденсаторов, что повышает требования к солесодержанию циркуляционной воды.
В летнем режиме тепловая нагрузка относительно невелика и равна нагрузке горячего водоснабжения. Верхний сетевой подогреватель обычно отключается, работает только нижний, и давление регулируется в нижнем отборе. Температуры прямой и обратной сетевой воды определяются по температурному графику теплосети и зависят от типа системы теплоснабжения – открытой или закрытой.
К особенностям ТЭЦ относится наличие дополнительного по сравнению с КЭС оборудования водоподогревательных установок: сетевых подогревателей, сетевых насосов, пиковых водогрейных котлов.
При работе турбин в теплофикационных режимах выработка электроэнергии на тепловом потреблении определяется в основном давле-нием пара в теплофикационных отборах, которое зависит от тепловой нагрузки и от чистоты поверхностей нагрева сетевых подогревателей.
Для турбоагрегатов ТЭЦ остановы (или переводы в беспаровой режим) возможны лишь при условии резервирования по теплу присоединенных к отборам потребителей.
Иногда для прохождения минимальных электрических нагрузок (в ночные периоды) для экономии топлива в энергосистеме применяют схему принудительной разгрузки ТЭЦ. При этом пар на производство и в сетевые подогреватели подают не из регулируемых отборов турби-ны, а от котлов через РОУ.
При отпуске тепла через отборы Dот и Dот минимальная нагрузка ТЭЦ лимитируется необходимым расходом пара в голову турбины Dmin
т
п
0
с учетом наименьшего допускаемого расхода пара в конденсатор Dmin: Nmin = f(Dmin) = Dтт+ Dп + Dmin.
к
0
о от к
При компенсации отпуска тепла через РОУ величина Nmin обуслов-лена только вентиляционным пропуском пара в конденсатор, за который обычно принимают расход, равный 10 % от расчетного расхода.
Частичная разгрузка теплофикационных турбин по электрической мощности, при сохранении тепловой нагрузки, может быть выполнена за счет:
отключения ПВД при соответствующем уменьшении расхода све-жего пара;
повышения давления в отопительном отборе с одновременным ча-стичным обводом сетевой воды (помимо сетевых подогревателей) с тем, чтобы сохранить заданную температуру подогрева сетевой воды. Для ТЭЦ, удаленных на большие расстояния от центра теплопо-
требления, экономически оптимальным является повышение темпера-туры подогрева сетевой воды паром, отбираемым из турбины, до 145–155 °С и выше. Тепловые схемы турбин, проектируемые для таких ТЭЦ, предусматривают увеличение числа ступеней подогрева сетевой воды до 3–4.