20. Нормативные (типовые) графики пусков. График-задание пуска блока из горячего состояния. Продолжительность этапов пуска энергоблоков. Основные факторы, определяющие продолжительность этапов пуска

при пусках блока из горячего состояния выдержка турбины на оборотах 800-1000 об/мин не производится

Рис.7.1(К-300,после простоя 8ч)

Горячее состояние: в КА присутствует вода в экономайзерной части. Пар удаляется.

Этап I-II: по продолжительности примерно равен пуску из холодного состояния, т.к. необходимо добиться температуры пара перед турбиной на 50С больше самой нагретой части турбины.

Протяженность операций определяется: начальным температурным состоянием и темпом прогрева элементов.

Рис.7.2

Изменение температурного состояния металла в зоне рег.ступени в процессе пуска турбины с горячего состояния (толчок и разворот турбины).

Падение tрс из-за дросселирования.

Рис.6. График задание пуска моноблока 210 МВт из горячего состояния.

1-температура газов перед вторичным пароперегревателем; 2-температура свежего пара за котлом; 3-Температура свежего пара перед турбиной; 4-температура вторично-перегретого пара за котлом; 5-температура вторично перегретого пара перед ЦСД; 6-температура насыщения в барабане.

21. Дополнительные затраты топлива на пуск. Потери топлива, тепла и электроэнергии на этапах пуска. Основные факторы определяющие потери топлива на пуск

В процессе пуска энергоблока часть затрат топлива теряется на подготовительных этапах, когда электроэнергия или другие виды энергии (тепло в виде пара или горячей воды) не вырабатывается. Кроме этого, на выработку электроэнергии, отпускаемую энергоблоком на этапах набора нагрузки, когда происходит одновременный прогрев всех элементов, затраты топлива существенно превосходят нормативные, поэтому на этих этапах дополнительно расходуется топливо.

При экспериментальном определении пусковых потерь в тоннах условного топлива (т усл. топл.) для каждого этапа пуска используют формулу

      ,            

где - израсходованные на -м этапе пуска топливо, пар от постороннего источника и электроэнергия на собственные нужды (в едином эквиваленте - условном топливе), т усл. топл.;

- топливо, эквивалентное полезной (отданной потребителю в процессе пуска) электрической энергии и тепла, обычно рассчитывается по нормативным значениям, при оптимальных условиях отпуска, т усл. топл.

Если рассматривать затраты топлива по укрупненным этапам, то для этапов пуска до включения турбогенератора в сеть (1, 2, 3, 4) и равны нулю. Для этапов 5 и 6 =0, так как затраты электроэнергии на собственные нужды входят в величину . При пусках теплофикационных энергоблоков в конденсационном режиме, когда включение регулируемых отборов производят после окончания пуска, =0.

Топливную составляющую пусковых потерь (т усл. топл.) определяют по формуле

,

где - количество сожженного на -м этапе натурального топлива, т.н.т.;

- низшая теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг;

Потери пара, полученного от постороннего источника, (т усл. топл.) определяют по формуле

,

где - потребление пара от постороннего источника на -м этапе, т;

и - энтальпии пара и конденсата после его использования, кДж/кг;

- коэффициент ценности тепла пара от постороннего источника;

- КПД (нетто) котла, вырабатывающего потребляемый пар.

определяют для каждого источника стороннего пара с последующим суммированием в пределах этапа.

Потери электроэнергии, потребляемой на привод механизмов собственных нужд, (т усл. топл.) рассчитывают по формуле

,

где - затраты электроэнергии на собственные нужды на -м этапе пуска, кВт·ч;

- среднемесячный удельный расход топлива энергоблока на отпущенный 1 кВт·ч электроэнергии, г/(кВт·ч).

Количество топлива (т усл. топл.), необходимого для производства отпущенной при пуске электроэнергии со средней на -м этапе электрической нагрузкой, но для стационарных условий работы, определяют по формуле

,

где - средняя за -й период электрическая нагрузка, МВт;

- длительность -го периода пуска, мин;

-  нормативный удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию при средней на -м этапе электрической и тепловой нагрузках, г/(кВт·ч) (определяют по нормативам).

Если в процессе пуска было отпущено от турбины тепло, то топливо (т усл. топл.), эквивалентное количеству этого отпущенного тепла, определяют по формуле

,

где - средняя на -м этапе тепловая нагрузка, ГДж/ч;

- нормативный удельный расход условного топлива на отпущенное тепло, кг/ГДж.

На основании приведенного алгоритма расчета, ОРГРЭС (НПО «Союзтехэнерго»), была разработана нормативная методика расчета потерь топлива на этапах пуска и установлены нормативные значения потерь для пуска оборудования из различных cост.

Выводы:

1. Основная доля потерь топлива приходится на сумму первых трех этапов пуска (до включения генератора в сеть) и составляет 60-70% от общих потерь;

2. Наибольшая часть этих потерь (45-55%) приходится на2-й этап пуска (растопка котла);

3. Другая главная составляющая потерь топлива (28-40%) приходится на 4-й и 5-ый этап пуска – нагружение блока;

4. Продолжительность простоя блока влияет преимущественно на продолжительность 1-го этапа (подготовка к пуску) и отчасти влияет на продолжительность 2-го и 3-го этапов (растопка котла и набор оборотов).

Кроме этого, в таблице 9.3 приведено детальное изменение параметров, продолжительность этапов и нормативное время пуска по этапам для энергоблока с турбиной К-300-240.

22. Прохождение провалов графика нагрузки. Использование режимов разгружения для прохождения провалов нагрузки. Затраты топлива. Ограничения, преимущества, недостатки, экономичность.

Использование режимов разгружения для прохождения провалов нагрузки.

Диапазон изменения нагрузки в значительной степени зависит от типа установленного на станции оборудования и от типа сжигаемого топлива. Для оборудования, работающего на твердом топливе, диапазон изменения нагрузки составляет 100 – 70% при жидком шлакоудалении и 100–60 %.при сухом шлакоудалении. Ограничения, в основном, связаны с режимами работы котла, а именно: с условиями шлакоудаления и устойчивости горения факела.

Для газа и мазута этот диапазон расширяется до 100 – 40%. Ограничения, опять же, в основном связаны с режимами работы котла, а именно, с гидродинамической устойчивостью течения теплоносителя в поверхностях нагрева.

Разгружение оборудования для прохождения провалов электрической нагрузки получило самое широкое распространение на ТЭС, благодаря ряду эксплуатационных преимуществ:

- сохранение в энергосистеме горячего вращающегося резерва;

- более высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования по сравнению с другими способами «резервирования»;

- высокими маневренными свойствами (возможность разгружения и нагружения с высокими скоростями);

- высокая (практически полная) автоматизация операций.

Целесообразность использования такого режима для прохождения провалов нагрузки с различной глубиной и продолжительностью обуславливается, в основном, его экономическими преимуществами. При этом, в зависимости от условий (глубины) разгружения могут быть использованы различные способы регулирования нагрузки: работа на номинальном давлении, разгружение и последующая работа на скользящем давлении, использование комбинированного способа регулирования.

Затраты топлива на весь период вывода энергоблока в резерв определяются, как сумма затрат топлива на каждом из этапов.

График прохождения провала нагрузки и его этапы

τ_р – время разгружения; τ_п – продолжительность провала; τ_н – время нагружения

Затраты топлива на этапе изменения нагрузки за весь цикл составят:

, (7.1)

При этом затраты топлива на этапе разгружения с учетом переходных процессов можно оценить по выражению:

_{, (7.2)}

где соответственно:

_{, ,} – расход топлива на этапе разгружения по стационарной характеристике, дополнительный расход топлива на этапе разгружения, связанный с нестационарностью процесса, дополнительные затраты топлива, связанные с режимом стабилизации, после завершения переходного процесса.

, (7.3)

b_СР – удельный расход топлива, при средней нагрузке на этапе разгружения;

_{NСР– средняя нагрузка этапа разгружения;}

, (7.4)

Затраты топлива на этапе провала можно определить по выражению:

, (7.5)

Расходы топлива, связанные с работой на частичных нагрузках, можно определить на основании стационарных характеристик соответствующих агрегатов:

, (7.6)

где:B_{хх –} расход топлива на холостой ход блока (турбины); r₁ и r _– соответственно, относительный прирост расхода топлива на участке от 0 до N_э и его прирост на участке от N_э до N.

На этапе нагружения, затраты топлива находятся по выражению, аналогично выражению (7.2) _{, (7.7)}

где соответственно:

В_ст.н., ∆B_н^нс , ∆B_н^стаб – расход топлива на этапе нагружения по стационарной характеристике, дополнительный расход топлива на этапе нагружения, связанный с нестационарностью процесса, дополнительные затраты топлива, связанные с режимом стабилизации, после завершения переходного процесса.Следует отметить, что дополнительные затраты топлива, связанные с нестационарностью переходных процессов и стабилизацией на этапе разгружения и нагружения не равны друг другу.