5. Затраты топлива на поддержание турбоагрегата в моторном режиме.

Минимизация затрат топлива- за счёт снижения расхода пара на поддержание турбоагрегата в МР, и сокращения мощности, потребляемой генератором из сети, а также сокращением затрат электроэнергии на собственные нужды, при обеспечении температурного состояния турбины в допустимых пределах.

Определение расхода топлива на моторный режим

При работе энергоблока в МР его котёл останавливают, подачу пара в турбоагрегат через паровпускные органы прекращают, а генератор от сети не отключают, и он работает как двигатель, вращая ротор турбоагрегата с синхронной частотой.

Суммарные расходы пара для поддержания МР на блочном оборудовании складываются из следующих затрат топлива:

1. На производство пара, подаваемого на уплотнения и эжекторы турбины, ;

1. На производство пара, подаваемого в проточную часть для её охлаждения, ;

2. На выработку электрической энергии, необходимой для вращения турбогенератора, ;

3. На выработку электроэнергии, необходимой для привода циркуляционного и конденсатного насосов и других механизмов собственных нужд, ;

В этом случае суммарный расход топлива будет равен:

На суммарный расход топлива оказывает влияние принятая схема использования конденсата охлаждающего пара.

В качестве исходного уравнения для расчёта расхода топлива может быть использовано уравнение:

, (7,10)

где – мощность, вырабатываемая паром на соседнем блоке, используемом для получения пара, идущего на охлаждение;

– затраты мощности на поддержание энергоблока в моторном режиме.

Для проведения оптимизационных расчетов величины , , определяются как функции от переменных величин – расходов пара в ЦСД и ЦНД .

Для турбин с промежуточным перегревом пара затраты топлива на подготовку пара на соседнем блоке можно определить по формуле:

.

5. Прохождение провала нагрузки, с исп.режима горячеговращ. резерва, технология перевода, +и-. Затраты топлива на поддержание турбоагрегата в режиме ГВР.

Режим горячего вращающегося резерва (ГВР) который еще также называют режимом частичных оборотов (РЧО), сводится к следующему.

Энергоблок разгружается на скользящих параметрах, генератор отключается от сети. Закрывается ГПЗ турбины и при достижении частоты вращения ротора турбины 800 - 1100 об/мин через байпас ГПЗ подается пар с таким расчетом, чтобы эта частота вращения ротора сохранялась.

Котел не гасится и продолжает работать на одном дымососе и на одном вентиляторе, а поддержание выработки небольшого количества пара обеспечивается работой на одной растопочной форсунке или газовой горелке. Вакуум в конденсаторе сохраняется и на уплотнения турбины подается пар по пусковой схеме энергоблока.

Рис.7.4 Схема работы энергоблока 200 МВт в режиме горячего вращающегося резерва:Dпв - подача питательной воды с соседнего блока; Dпу, Dку - подача пара на передниеи задние концевые уплотнения турбины;Dброу-сброс «лишнего» пара в конденсатор; Dэж – подача пара на эжекторную установку.

Преимущества ГВР:

- котел остается в работе, трубопроводы острого пара и пара промперегрева прогреты;

- отсутствует этап пуска с «толчком» турбины, и при пуске блока требуется только «добор» оборотов до номинальных и синхронизация генератора.

Недостатки:

- разогрев последних ступеней ЦСД и ЦНД турбины из-за потерь на трение и вентиляцию и ввиду высокой температуры пара, вследствие его низкого расхода через пароперегреватель котла, рост расхода пара через промперегреватель с другой стороны приводит к недопустимому увеличению частоты вращения турбины;

- довольно большой расход тепла на поддержание режима ГВР.

Поэтому режим ГВР не нашел широкого применения в энергетике.

Затраты топлива

Затраты топлива = расход топлива на котел + затраты топлива на подготовку пара для уплотнений и на выработку электрической энергии на привод механизмов собственных нужд (ДВ, ДС, КН, ЦН)

где и – коэффициенты пересчета, – расход топлива, – потребление блоком стороннего пара

5. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем частичного обвода сетевых подогревателей с сохранением тепловой нагрузки отборов. Преимущества и недостатки, основные ограничения, технологические схемы. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Для разгружения турбоагрегата, когда в регулируемом отборе достигается минимально-допустимое давление, предлагаются поддержание тепловой нагрузки на заданном уровне в процессе разгружения путем частичного обвода группы сетевых подогревателей и увеличения нагрева сетевой воды, проходящей через ПСГ, до более высоких параметров так, чтобы после смешения обводимого и основного потоков параметры прямой сетевой воды оставались на заданном уровне и отпуск тепла сохранялся:G_cвC_р (t_пр - t_обр)=(1-∆)G_cвC_р (t_прпсг-t_обр), где:C_р - изобарная теплоемкость воды (кДж/кг ^оК);t_пр, t_обр- соответственно температура прямой заданной и обратной сетевой воды ( ^оС );∆ - доля обвода сетевой воды помимо ПСГ;t_прпсг - температура прямой сетевой воды на выходе из ПСГ, при обводе части сетевой воды помимо ПСГ.

В этом случае снижение мощности турбины происходит за счет двух факторов:1) уменьшения расхода пара в голову турбины ввиду его уменьшения на регенеративные подогреватели и из-за роста параметров на выхлопе в конденсатор и ввиду повышения параметров конденсата;2) уменьшения срабатываемоготеплоперепада, за счет роста параметров в камерах регулируемых отборов.

Таким образом можно повышать параметры пара в камерах отборов до достижения верхних допустимых пределов Р_отбуменьшением расхода сетевой воды через ПСГ до минимально допустимого уровня. При реализации предлагаемого режима тепловая экономичность турбины практически не меняется, если расход пара в конденсатор не изменяется. Однако с ростом параметров пара в камере последнего отбора, для сохранения допустимого температурного уровня ЦНД, необходимо увеличивать вентиляционный расход пара в конденсатор. В результате снижаются экономичность работы и диапазон разгружения.

5. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем отключения или частичного обвода ПВД при сохранении отпуска тепла из отборов. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Снизить электрическую мощность при сохранении его тепловой нагрузки можно за счет отключения или частичного байпасирования ПВД. На величину отключенных отборов пара на ПВД снижается подача в «голову» турбины так, чтобы сохранить прежние расходы пара в проточной части турбины за последним отбором на ПВД. Тогда N ЧСД и ЧНД сохраняется прежней, а мощность ЧВД уменьшается на величину уменьшения через нее пропуска пара. В результате снижается общая мощность турбины.

При работе с полностью закрытой диафрагмой это не влечет за собой потери экономичности, так как потери в конденсатор остаются теже, а КПД котла несколько возрастает за счет снижения температуры уходящих газов, связанного со снижением t питательной воды.

При этом может быть как полное отключение ПВД, так и частичный обвод части питательной воды помимо ПВД. Отключение или байпасирование ПВД приводит к увеличению расхода пара по отсекам, расположенным за отборами на ПВД, что влечет за собой рост давлений в камерах отборов, в том числе и регулируемых. Если стоит задача сохранить давление в теплофикационных отборах постоянным, что соответствует постоянной тепловой нагрузке отборов, то необходимо снизить расход пара в голову турбины, за счет чего происходит снижение электрической мощности турбоагрегата.

Расчет величины снижения электрической основывается на расчете тепловой схемы блока в исходном состоянии и новом. Рассмотрим процессы, которые происходят при этом. Для упрощения примем, что внутренний относительный КПД отсеков турбины не изменяется.

При байпасировании ПВД с коэффициентом  равным отношению доли обводимой воды к расходу питательной воды в исходном режиме расходы пара в отборы изменяются следующим образом:Dni = (1-) Dисхni где Dni, Dисхni - расходы пара в i-ый ПВД в режиме байпасирования в исходном режиме, кг/с.

Отключение ПВД ведет к увеличению расхода пара на деаэратор, в связи с тем, что в этом случае нет подвода тепла в деаэратор с конденсатом греющего пара (дренажа) ПВД. Величина дополнительного расхода пара на деаэратор определяется из выражения:∆Dд=где hдп — энтальпия пара в отборе на деаэратор, кДж/кг;h1д, hдр.пвд3 — соотвественно, энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора и энтальпия дренажа на выходе из нижнего ПВД, кДж/кг;— суммарный расход греющего пара на ПВД в исходном режиме, кг/с.

Так как расходы пара в турбине уменьшаются только в отсеках, расположенных выше регенеративного отбора на последний ПВД в деаэратор, то давления в этом и в ниже лежащих отборах не изменяются.

Расчет изменения давлений пара в отборах на ПВД можно определить, используя формулу Стюдола-Флюгеля:

где:Pi - давление в отборе на i-ый ПВД, МПа; - расход пара через отсек, расположенный за i-ым отбором, кг/с; — доля изменения расхода пара через отсек, расположенный за i -ым отбором ПВД, за счет частичного обвода или отключения ПВД, кг/с;Pi ,Pd - давление в камере отбора на i-ый ПВД и на деаэратор в исходном режиме.

За счет изменения давлений по отсекам происходит изменение теплоперепадов по отсекам и изменение расходов пара через отсеки, до отбора на деаэратор или до отбора на ПВД-3, если деаэратор и ПВД-3 питаются паром одного и того же отбора.Тогда недовыработка электрической мощности, за счет сокращения подачи пара в «голову» турбины, пропорционально сокращению расхода пара в отборы на ПВД, может быть определена по следующему выражению:∆N = [ Hх1 ( Dпвд1 + Dпвд2 + Dпвд3 - ∆Dд ) + Hх2 (Dпвд2 + Dпвд3 - ∆Dд)+

+Hх3 ( Dпвд6 - ∆Dд ) ] где Hх1, Hх2 ,Hх3- теплоперепады в отсеках турбины в режиме байпасирования, кДж/кг.

5. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем передачи тепловой нагрузки на пиковыебойлеры при сохранении отпуска тепла от станции. Технологические схемы. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Один из путей повышения манёвренных свойств ТЭЦ – применение схем с дополнительными СП при наличии п/п и без него. Разгрузка турбины производитсч уменьшением расхода пара в голову турбины. Для компенсации снижения тепловой нагрузки основных СП, при уменьшении N включается ДСП, который питается через РОУ острым паром. Котёл разгружается в меньшей степени, => ограничения на нагрузку котла уменьшается.

Для схемы 3 пар на дополнительный подогреватель подаётся из нитки горячего п/п.

При низких нагрузках для охлаждения промежуточного п/п и обеспечения тепловой нагрузки свежий пар подаётся в обвод ЦВД турбины через РОУ в холодную линию п/п. Использование такой схемы позволяет снизить Nэ=20-30%Nном. Паропроизводительность котла при низкой Nэ снижается лишь на 30-40% от номинальной. Режим работы ЦВД может изменяться вплоть до беспарового.

Для турбоустановок без п/п в ДСП подаётся через РОУ свежий пар.

Чтобы обеспечить глубокое разгружение по Nэ и сохранить тепловую нагрузку: 1) применять РОУ рассчитанное на номинальный расход пара; 2) ДСП с большей поверхностью теплообмена.

Целесообразно производить разгружение турбины по Nэ до min допустимого уровня давлений теплофикационных отборов =>разгружение в широком диапазоне изменения Nэ и сохранение мобильности.

5. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем разгружения и передачи тепловой нагрузки на ПВК. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Критерии применения Уменьшение электрической мощности теплофикационной турбины при ее работе с полностью закрытой диафрагмой и min вентиляционным пропуском пара в конденсатор связан с принудительным уменьшением ее тепловой нагрузки до того значения, которое соответствует требуемому уровню разгрузки турбины. В этом случае недоотпущенное турбиной тепло должно быть восполнено замещающим источником тепловой энергии (в данном случае пиковыми водогрейными котлами).

Подавляющую часть времени, когда ПТУ работает с большими нагрузками отопительных отборов, ПВК тогда работают с частичными тепловыми нагрузками или погашены полностью. В этом случае ПВК могут быть использованы в ночные часы для восполнения той части тепловой нагрузки, которая недовыдана сетевыми подогревателями. Однако в небольшие периоды года, когда температура наружного воздуха низка, а ПВК работают круглосуточно с тепловыми нагрузками, близкими к max, возможности компенсации недовыработки тепловой мощности основными сетевыми подогревателями за счет ПВК становятся ограниченными и в этот период маневренность ТЭЦ существенно уменьшается.

← Принципиальный график возможности разгружения турбины и передачи нагрузки на ПВД в зависимости от наружной температуры

Весь участок годового графика тепловой нагрузки по продолжительности можно разбить на несколько участков. В зоне0 - 1 при отрицательных t наружного воздуха ниже t начала включения ПВК, их можно догрузить по тепловой нагрузке на величину Q^х_пвк, которая в этом случае изменяется в диапазоне от Q_ПВК^max до нуля. И тогда:∆Q^х_пвк = Q_ПВК^max-Q^х_пвк где:Q_ПВК^max_, Q^х_пвк— максимальная тепловая нагрузка ПВК и тепловая нагрузка ПВК при произвольной температуре наружного воздуха t^х_пв соответственно.

Величину тепловых отборов турбины в этом случае можно снизить на ∆Q_пвк , т.е. доQ_отб^х = - ∆Q_ПВК^хгде:Q_отб^max— max отбор тепла от отборов турбины.В этом случае, за счет снижения тепловой нагрузки отборов можно уменьшить расход пара на турбину и снизить электрическую мощность турбины в соответствии с диаграммойрежимов. При этом t сетевой воды t_псв^х за СП-2 будет равна:t^х_пв=t^х_пв–(ΔQ^x_ПВК/(С_р*G_СВ))

В зоне 1-2 при нормальной нагрузке ПВК отключены. При разгружении турбины, часть нагрузки отборов передается на ПВК, а отборы пара на сетевые подогреватели уменьшаются и в конце зоны давление в отборах достигает минимально-допустимых значений.Здесь появляется другой фактор, ограничивающий глубину разгрузки отборов при данном способе, -механическая прочность ступеней предотборного и промежуточного отсеков турбины. Этим определяетсяпредельная глубина разгрузки. Дальнейшее разгружение в таких условиях возможно только при открытии поворотной диафрагмы с переводом турбины на работу со значительными конденсационными пропусками пара в конденсатор и с передачей еще большей части тепловой нагрузки на ПВК. Переход к таким режимам связан с резким увеличением удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии.