Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Лекции - Режимы работы и эксплуатация ТЭС - файл Тема9.DOC


Лекции - Режимы работы и эксплуатация ТЭС
скачать (2015.1 kb.)

Доступные файлы (19):

Tema5_2008.doc484kb.07.01.2010 20:17скачать
ВОПРОСЫ2009о.doc34kb.04.01.2010 14:28скачать
дополнение к теме1_05 ПерсоналТЭС.doc232kb.04.01.2010 17:14скачать
Напряжения в элементах при работе под нагрузкой.doc90kb.07.01.2010 20:10скачать
ПВД_ПНДЭкспплуатация_требования.doc125kb.19.09.2004 01:41скачать
Работа вспомогательного обрудования на частичных нагрузках.doc351kb.04.01.2010 20:12скачать
Сопловое и Дроссельное.doc302kb.04.01.2010 19:38скачать
Тема1_05.doc448kb.17.01.2010 21:22скачать
Тема 10 ДР.doc324kb.07.01.2009 17:35скачать
Тема2_2008.doc53kb.05.01.2009 13:54скачать
Тема3_2008.doc480kb.07.01.2010 20:14скачать
Тема6_2009.doc144kb.05.01.2009 19:44скачать
Тема7_2009.DOC51kb.05.01.2009 19:53скачать
Тема8_2009.doc73kb.07.01.2009 13:43скачать
Тема9.DOC231kb.07.01.2009 16:33скачать
Тема_переменные_ режимы.doc195kb.07.01.2009 18:59скачать
Температурные напряжения.doc192kb.04.01.2010 16:57скачать
Типовые задачи.doc107kb.16.01.2010 19:06скачать
Энергетические характеристики.doc269kb.07.01.2009 18:47скачать

Тема9.DOC







Тема9: Эксплуатации ТЭЦ

Особенности режимов работы оборудования ТЭЦ
Теплоэлектроцентрали предназначены для обеспечения потребителя не только электрической энергией , но и теплом. Отпуск тепла производится либо в виде горячей воды, идущей на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение , либо в виде пара на технологические нужды промышленных предприятий В этом случае параметры пара и его расход определяются потребителем.

Наличие у теплофикационных потребителей независимых потребителей разных типов энергии, каждый из которых предъявляет свои требования к количеству и качеству потребляемой энергии в каждый момент времени, определяет многообразие возможных режимов работы оборудования и схемно-технологические решения отпуска энергии С другой стороны — многообразие возможных режимов, накладывает определенные ограничения на условия эксплуатации оборудования.
^ Схемы отпуска тепла от ТЭЦ

Схемы отпуска тепла в виде пара.

Отпуск тепловой энергии в виде пара, целиком определяется ее потребителем и тем технологическим процессом в котором он участвует.

Для отпуска пара потребителю с технологическими параметрами используется несколько типов схем отпуска, в зависимости от технологического оборудования установленного на ТЭЦ.

В свою очередь выбор типа оборудования при проектировании и строительстве ТЭЦ учитывает наличие потребителей разных типов.

Отпуск пара (теплоты) внешнему потребителю осуществляется по двум принципиально различным схемам:

  • открытая схема отпуска пара (теплоты) (рис.8.1.) и

  • закрытая схема (рис. 8.2.)

Р
ис.8.1. Открытая схема отпуска тепла

В первом случае пар промышленному потребителю поступает непосредственно из отборов турбины типа ПТ или противодавления Р в качестве резервного отпуска пара предусматривается подача пара от РОУ с соответствующими параметрами. При открытой схеме отпуска пар участвует в технологическом процессе, а возврат его на станцию либо совсем не производится, либо производится возврат только части сконденсированного пара. В большинстве случаев возвращаемый конденсат нуждается в дополнительной очистке, либо требуется существенное восполнение потерь конденсата водой.


Рис.8.2. Закрытая схема отпуска тепла.

В закрытой схеме отпуска пара (теплоты) потребителю отпуск пара производится через промежуточный теплообменник. При этом пар из отборов турбины является греющей средой для генерации вторичного пара, идущего к внешнему потребителю. Пар из отбора турбины, отдавая свое тепло, остается на ТЭЦ.

Преимущество такой схемы заключается в том, что основной контур остается закрытым и потери питательной воды для отпуска пара не превосходят работы станции в обычном режиме, т. е. происходит существенная экономия затрат на подготовке питательной воды. Вместе с тем, для обеспечения необходимых параметров отпуска пара потребителю, в большинстве случаев, это пар используемый в технологических процессах, требуется пар с определенными параметрами Рп и tп. Причем как правило, чаще более важным является обеспечение Рп. В этом случае для обеспечения параметров пара, генерируемого в паропреобразовательных установках, параметры греющего пара из отбора турбины должны иметь давление, превосходящее давление отпускаемого пара на величину ΔР, обеспечивающую необходимый температурный напор в паропреобразователе для генерации пара. В результате параметры пара в отборе возрастают до:

Ротб=Рп + ΔР

В результате срабатываемый в турбине теплоперепад, паром идущим на паропереобразователь уменьшается и мощность вырабатываемая этим паром уменьшается на величину, которую можно оценить по упрощенному выражению (более точно определить величину изменения мощности можно путем расчета тепловой схемы турбагрегата, при открытом и закрытом способе отпуска, так как в этом случае будет учтено еще и изменение вносимые работой системы регенерации и местом возврата конденсата в систему регенерации при закрытой схеме и ввода подпитки, при открытой схеме):

,

где, Dп-расход отборного пара;

ηэ, ηм –КПД, электрический и механический, генератора.

Эффективность той или иной схемы может быть определена на основании сравнения затрат при различных схемах отпуска, с учетом эксплуатационных и капитальных затрат.

Использование той или иной схемы отпуска технологического пара приводит к резкому изменению балансов пара и конденсата на ТЭЦ. При открытой схеме отпуска пара потери конденсата резко возрастают, что сказывается как на условиях эксплуатации, так и на конструктивном исполнении ТЭЦ. Требуется значительное увеличение производительности водоподготовительных установок и систем очистки конденсата.
^

Отпуск тепла в виде горячей воды


Затраты теплоты на отопление и вентиляцию в виде горячей воды зависят от климатических факторов: в основном -- от температуры наружного воздуха , влажности ,и силы ветра, а также от тепловой изоляции зданий. Эта нагрузка носит сезонный характер и наличие ее зависит от продолжительности отопительного сезона.

Продолжительность отопительного сезона зависит от климатических условий данного района и продолжительности (длительности) стояния температур наружного воздуха. Отопительный сезон в нашей стране начинается, когда tнв опускается ниже +8 0С в течении трёх суток подряд (имеется в виду среднесуточная температура). Это же условие является показателем окончания отопительного сезона.

В отопительный период теплофикационные турбины работают по тепловому графику нагрузки, а в неотопительный переводятся на конденсационный режим.

Как правило в течение суток тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию меняется не существенно.

Главная часть изменения теплопотребления обусловлена в основном расходом воды на горячее водоснабжение . Потребление горячего водоснабжения зависит от объекта и его назначения и может колебаться в очень широких пределах.

Для жилых районов увеличение потребления горячей воды наблюдается в утренние часы (6-10часов) и вечерние (18-23 часа).

Днём расход теплоты на горячее водоснабжение значительно ниже (на 15-45%) по сравнению с максимальным значением, а в ночные часы эта нагрузка может понизиться на 90% от максимального значения

На рис 8.3 приведены изменение тепловой нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в течение года, в зависимости от температуры наружного воздуха и продолжительности стояния температур.

В целом теплофикационные турбины ТЭЦ могут использоваться в двух основных режимах:

  1. При работе по электрическому графику нагрузки, когда основной регулируемой величиной является производство и отпуск Nэ и при этом турбина работает, как правило, со значительным конденсационным пропуском пара в конденсатор или в чисто конденсационном режиме (весь пар кроме расхода на регенерацию поступает в конденсатор)

  2. При работе по тепловому графику, когда регулирующая диафрагма закрыта полностью и регулируется отпуск тепла и его качество, а электрическая мощность в этом случае зависит от количества и параметров используемого на теплофикацию пара. В конденсатор при этом пропускается только минимальный (вентиляционный) пропуск пара, обеспечивающий охлаждение последних ступеней ЦНД.

Р
ис.8.4. График изменениня тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха и продолжительности отопительного сезона.
Основным методом регулирования отпуска тепла в системах централизованного теплоснабжения Росси является центральный и качественный способ регулирования. Суть такого метода заключается в изменении качества т.е. температуры теплоносителя от отпускаемого источника тепла , в соответствии с потребностью основного вида нагрузки . В качестве основного вида нагрузки как правило выступает нагрузка отопления. При этом расход теплоносителя (сетевой воды)остаётся постоянным.

Для того, чтобы покрывать меняющуюся в течении отопительного сезона тепловую нагрузку, температура воды в теплосети должна меняться в широких пределах, в зависимости от температуры наружнего воздуха.

В этом случае отпуск тепла от ТЭЦ ведется по температурному графику теплосети . Такой температурный график рассчитывается для каждого источника отпуска тепла (ТЭЦ) с учетом покрытия совместной нагрузки отопления , горячего водоснабжения и вентиляции, а также с учетом способа включения подогревателей горячей воды.

Наиболее распространенной является схема так называемого последовательного присоединения подогревателей горячей воды типичный температурный график отпуска тепла по такой схеме представлен на рис.8.5.

Следует отметить, что, тек как отпуск тепла от ТЭЦ ведется с учетом совместгой нагрузки горячего водоснабжения , отопления и вентиляции и так как в большинстве случаев

Рис.8.5. Типовой температурный график теплосети.




Рис.8.6. График изменения расхода сетевой воды от tнв.
используется последовательная схема включения подогревателей горячей воды, то расход сетевой воды через сетевые подогреватели меняется с понижением tнв как представлено на рис.8.6.

Как видно из рис. 8.6. в чистом виде качественное регулирование происходит только в диапазоне температур наружного воздуха ниже уровня, когда происходит излом температур прямой и обратной воды температурного графика теплосети. До этого момента, поскольку температура прямой и обратной воды остаются постоянными, то регулирование отпуска тепла происходит за счет изменения расхода сетевой воды (рис.8.6).
Подогрев сетевой воды на современных ТЭЦ осуществляется последовательно в нескольких ступенях. В качестве таких ступеней используется подогрев в одном или нескольких подогревателях сетевой воды и затем по мере понижения температуры наружнего воздуха производят догрев до необходимой температуры в пиковых бойлерах или пиковых водогрей ных котлах. На рис.8.7. представлены различные схемы отпуска тепла

Рис.8.7а — схема отпуска с одним основным сетевым подогревателем и пиковым бойлером питаемым от промышленного отбора через РОУ




Рис.8.7. (а,б,в) схемы подогрева сетевой воды, и отпуска тепла на ТЭЦ.

Рис.8.7б—схема отпуска тепла с подогревом в двухступенчатой (СП1и СП2)системе сетевых подогревателей с пиковым бойлерм питаемом паром от промышленного отбора турбины типа ПТ и резервным питанием ПБ паром от энергетического котла через РОУ

Рис8.7в— Трёхступенчатая последовательная схема подогрева воды во встроенном в конденсатор теплофикационном пучке и двух сетевых подогревателях . В качестве пикового источника используется ПВК

^ Одноступенчатый подогрев сетевой воды.
При одноступенчатом подогреве сетевой воды пар на сетевой подогреватель подается от регулируемого отбора. Степень подогрева сетевой воды зависит от величины допустимых пределов регулирования давления пара в отборе ( верхнего и нижнего). Нижние и верхние пределы давления в отборе устанавливаются заводами изготовителями исходя из условий обеспечения прочности лопаточного аппарата предотборной ступени, которая подвергается существенным перегрузкам, при изменении параметров и расходов пара в отбор в широком диапазоне. Для большинства существующих турбин с одним теплофикационным отбором нижний предел установлен на уровне Рн=0,05МПа, а верхний, на уровне Рв=0,12МПа. Для некоторых турбин верхний предел увеличен до Рв=0,18МПа.

Кроме этого необходимо учитывать неравномерность (разверку) температурного состояния различных участков поверхностей нагрева (особенно при многоходовом исполнении сетевого подогревателя) при нагреве воды в широком диапазоне. Такая разверка снижает надежность работы сетевого подогревателя и может привести к его разгерметизации.

При работе турбины по тепловому графику нагрузки, когда диафрагма полностью закрыта, увеличение отпуска тепла из отборов с одновременным ростом параметров отпускаемого тепла приводят к снижению эффективности выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Это хорошо видно из анализа изменения процесса расширения пара представленного на рис.8.8. Рост параметров в отборе приводит к снижению величины срабатываемого теплоперепада в проточной части турбины паром регулируемого отбора и соответственно к снижению выработки электрической мощности при неизменном расходе пара в голову турбины.

Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в соответствии с температурными графиками теплосети. При работе по такому температурному графику, первоначально максимально загружают теплофикационные отборы турбины и только при повышении давления в отборах выше допустимого или при увеличении тепловой нагрузки выше максимально возможной, включают пиковые источники, которые увеличивают отпуск тепла от станции в целом до заданного уровня. По заданному значению tнв. определяют по температурному графику теплосети температуру обратной и прямой сетевой воды tос и tпр

Давление в отборе определяем следующим образом:

сначала находим температуру насыщения в верхнем сетевом подогревателе:
tsпс=tпр+, 0С (1)
С учетом потери давления в подводящих трубопроводах находим давление в отборе:

-по tsпс2 находим по таблицам свойств воды и водяного пара P1sпс2, тогда
Pотб=P1sпс+ P (2)
Суммарная тепловая нагрузка блока определяется по выражению:

QT=Cр*Gсв*(tпр-tОС). (3)

Если температура прямой сетевой воды по графику выше, чем температура, которую может максимально обеспечить допустимое максимальное давление в отборе, то дальнейший подогрев производится в пиковых источниках.

В этом случае максимальный подогрев определяется из условия :

Psпс=Pотбмах- P

По Psпс определяют температуру насыщения в сетевом подогревателе, а затем определяют подогрев сетевой воды за сетевым подогревателем.

tпр сп=tsп - ,

В этом случае тепловая нагрузка отбора составитю

QTотб=Cр*Gсв*( tпр сп -t).

Расход пара в отбор составит



Расход пара в голову турбины в этом случае составит:

(14)

Мощность турбины можно определить по выражению:

(15)


Рис.8.8. Рабочий процесс расширения пара в турбине при наличии одного отбора на теплофикацию.
Для повышения эффективности эксплуатации турбин на современных теплофикационных турбинах используется, в основном, двухступенчатые схемы подогрева сетевой воды.

^ Двухступенчатая схема подогрева сетевой воды.
При двухступенчатой схеме подогрева, нагрев сетевой воды производится в двух последовательно расположенных сетевых подогревателях (рис.8.7.б), которые подключаются к двум отопительным отборам, регулируемым совместно. Камеры отборов пара на сетевые подогреватели разделены несколькими ступенями давления. Совместное регулирование отборов означает регулирование параметров пара в отборах с помощью одного регулирующего органа, поворотной диафрагмы, расположенной сразу за нижним отбором. Регулятор давления подключается в этом случае к верхнему отбору, где и поддерживается заданное давление пара ( для обеспечения заданной тепловой нагрузки с соответствующими параметрами) при изменениях электрической нагрузки. В нижнем отборе, в этом случае давление пара устанавливается самопроизвольно, в зависимости от расхода сетевой воды через сетевые подогреватели и от пропуска пара через отсек между отборами на теплофикацию. Эффективность такого способа подогрева сетевой воды заключается в том, что при последовательном подогреве сетевой воды в двух сетевых подогревателях, поток пара, идущего на нагрев сетевой воды, делится на две части. Одна часть, с более высокими параметрами, используется в верхнем сетевом подогревателе, а вторая - проходит отсек между отборами, вырабатывает при этом дополнительную электрическую мощность и только после этого используется для подогрева сетевой воды. Таким образом, по сравнению с одноступенчатым подогревом сетевой воды ( при одинаково отпуске тепла с одними и теми же параметрами), выработка электрической энергии увеличивается на величину, вырабатываемую паром, в отсеке между отборами. Рабочий процесс расширения пара при двухступенчатом подогреве сетевой воды представлен на рис. 8.9., а расчет мощности при двухступенчатом подогреве приведен ниже.



Рис.8.9. Рабочий процесс расширения пара в турбине при двухступенчатом подогреве воды из отборов турбины и изменение рабочего процесса при включении встроенного пучка.

Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в соответствии с температурными графиками теплосети. При работе по такому температурному графику, первоначально максимально загружают теплофикационные отборы турбины и только при повышении давления в отборах выше допустимого или при увеличении тепловой нагрузки выше максимально возможной, включают пиковые источники, которые увеличивают отпуск тепла от станции в целом до заданного уровня. По заданному значению tнв. определяют по температурному графику теплосети температуру обратной и прямой сетевой воды tос и tпр

Давление в верхнем отборе определяем следующим образом:

сначала находим температуру насыщения в верхнем сетевом подогревателе:
tsпс2=tпр+, 0С (1)
С учетом потери давления в подводящих трубопроводах находим давление в отборе:

-по tsпс2 находим по таблицам свойств воды и водяного пара P1sпс2, тогда
Pотб2=P1sпс2+ P (2)
Суммарная тепловая нагрузка блока определяется по выражению:

QT=Cр*Gсв*(tпр-tОС). (3)

Если QТ меньше QТ мах МВт, то нагрука блока равна нагрузке отборов, а если QТ больше QТ мах МВт, то за нагрузку отборов принимается QТ= QТ мах .

В этом случае температура сетевой воды за СП определяется из выражения:

tсп=tос+ QТ мах /(Ср*Gсв) (4)

Давление в нижнем отопительном отборе и величина подогрева сетевой воды в СП1 зависит от пропуска пара через промежуточные ступени между верхним и нижним СП (DОТС=DСП1+DК), а также от конденсирующей способности нижнего СП.

Зависимость между параметрами пара и его расходом через отсек выражается формулой Стодолы-Флюгеля (здесь используется упрощенная формула)

(5)

или считая, что , близка к 1

(6)

где P20, P10, Dотс0 - соответственно давление в верхнем, нижнем отборах и расход пара через отсек между сетевыми подогревателями в опорном режиме.

P2, P1, Dотс - соответственно давление в верхнем, нижнем отборах и расход пара через отсек для рассчитываемого режима.

С другой стороны давление в нижнем сетевом подогревателе можно определить из уравнения баланса СП1:

(7)

qсп1=2150 кДж/кг - удельная теплота (можно принять в первом приближении), отдаваемая паром при конденсации.

По температуре сетевой воды за СП1 (tсп1) определяем температуру насыщения в СП1.

(8)

По таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара находим P1scп1

Тогда давление в камере нижнего отопительного отбора определится по выражению:

(9)

Так как сетевой подогреватель работает в системе с турбиной, то после переходного процесса, режим устанавливается и давление в камере нижнего отбора рассчитанное по формуле Флюгеля и рассчитанное из уравнения теплового баланса в нижнем СП, должны быть равны друг другу.

Следовательно, цель расчета - найти совместное решение уравнений (6) и (9).

Поиск совместного решения удобно выполнить графоаналитическим способом.

Задаваясь рядом расходов через отсек и расходом пара в конденсатор, находят Pотб1 с помощью уравнений (6) и (9).

По полученным данным строят зависимости Pотб1=t(Dсп1), точка пересечения кривых дает искомое решение.

Расход пара во второй отсек определяется по уравнению:

(10)

где Qт - тепловая нагрузка турбины,

Qсп1 - тепловая нагрузка СП1,

hотб2, hдр2 - соответственно энтальпия пара в камере второго отбора и энтальпия дренажа,

- коэффициент, учитывающий потери тепла в СП.

D0=DСП2+DСП1+DK (10A)

Мощность турбины определяется по след. выражению:

(11)

(12)
^

Трехступенчатый подогрев сетевой воды



Для повышения эффективности эксплуатации теплофикационных турбин и утилизации тепла пара идущего на охлаждение ЦНД на современных турбинах используют так называемый встроенный пучок .В этом случае в конденсаторе используется специально выделенная поверхность нагрева (конденсатный пучок) в который подаётся обратная сетевая вода . При работе встроенного пучка циркуляционная вода в конденсатор, как правило не поступает и конденсация пара происходит на поверхности встроенного пучка в результате сетевая вода подогревается. Экономия топлива при этом может достигать 1,5% . Встроенные пучки нашли применение только на турбинах Т-110 и меньшей мощности.

Эта проблема объясняется особенностями работы последних ступеней ЦНД. Дело в том, что с ростом мощности турбины увеличивается высота рабочих лопаток ЦНД, а особенно последних ступеней . При малых расходах пара через ЦНД, когда турбина работает по тепловому графику, последние ступени, а то и весь цилиндр низкого давления работает в чисто вентиляционном режиме и мощность не вырабатывается, а наоборот потребляется.

Величина потребляемой на трение и вентиляцию мощности в значительной мере определяется высотой лопаток ступени и давлением в конденсаторе (Рк).

С ростом Рк , затраты на трение и вентиляцию возрастают, т.е. при включении встроенного пучка давление в конденсаторе резко возрастает и потери на трение и вентиляцию растут. Для обеспечения охлаждения последних ступеней возникает необходимость увеличения расхода пара в конденсатор, что в свою очередь приводит к дополнительному подогреву сетевой воды. Поэтому следует учитывать, что эффективность использования трёхступенчатого подогрева является экономической задачей :

  1. Т.к. с ростом Рк, растут затраты на трение и вентиляцию и мощность турбины уменьшается

  2. Увеличение подогрева во встроенном пучке приводит к росту давления в камерах отбора на сетевые подогреватели, а значит перераспределению срабатываемых теплоперепадов турбины, т.е. мощность турбины уменьшается ещё и за счет уменьшения срабатываемого теплоперепада ( в отсеке между отборами на сетевые подогреватели)

Особое внимание необходимо обратить на работу лопаточного аппарата в таких режимах. Рост давления в конденсаторе увеличивает нагрузку на рабочие лопатки последней ступени. Кроме того из-за существенного снижения объёмного расхода через последние ступени и вследствие резкого расширения проточной части происходит корневой отрыв потока пара и возникают обратные вихревые течения (см рис ). Эти вихри неустойчивые, постоянное возникновение и срыв их вызывает низкочастотные колебания лопаток. В этом случае необходимо учитывать надёжность работы лопаточного аппарата.

Обратные потоки со стороны конденсатора (вихревые течения )могут нести капельную влагу , которая приводит к эрозионному износу последних ступеней
^ Расчёт отпуска тепла при трёхступенчатом подогреве воды
При трехступенчатом подогреве сетевой воды тепловая нагрузка турбины Qт может быть определена так:
Qт=Qотб+Qк=Qсп1+Qсп2+Qк=Gсв ( tсп2 — tос ) Ср (1)
где Qcп1, Qcп2, Qк—соответственно тепло подведенное воде в СП1,СП2 и конденсаторе;

Gсв – расход сетевой воды.

Тепло, подводимое сетевой воде в конденсаторе:
Qк =[ Dк ( hк—hк’ ) + Dдр ( h др —hк’)]п =Gсв (hвп—hос ) (2)
где hк, hк’— энтальпия пара на входе в конденсатор и энтальпия основного конденсата соответственно;

Dдр, Dк — расходы соответственно дренажей сбрасываемых в конденсатор и расход вентиляционного пара;

hвп, hос — энтальпия сетевой воды на выходе из встроенного пучка и энтальпия обратной воды.

При заданном значении Gсв и температурах прямой и обратной сетевой воды можно найти Qт по формуле (1)

Зная tсп2 можно найти температуру насыщения греющего пара в СП2

tсп2s = tсп2 +

и по таблице термодинамических свойств воды и водяного пара определяется tсп2s и

Pсп2s =F(tсп2s) (4)

Давление в верхнем теплофикационном отборе (Pотб2) определяется с учетом потери давления в подводящих трубопроводах (  P )

Pотб2= Pсп2s +  P (5)
В расчетах можно принять при чистом сетевом подогреве С и  P~5% от Pсп2s
тепловая нагрузка пучка теплофикационного конденсатора определяется предварительно, задавшись ориентировочным расходом вентиляционного пара в конденсатор (Dк)
тогда Qк = Dк * qк * п + Dдрi (h др —hк’)п (6)

Второе слагаемое в формуле (6) можно принять qк= 2200—2700 кДж/кг

Температура сетевой воды на входе в СП1 определяется из выражения:
tвп = tос + Qк/( Gсв* Ср) (7)
Давление пара в нижнем сетевом подогревателе определяется путем решения системы уравнений, описывающих процесс расширения пара в проточной части турбины и уравнения конденсирующей способности сетевого подогревателя СП1.

Уравнение описывающее процесс расширения пара на участке между верхним и нижним сетевым подогревателем, выглядит так:
(8)

Если пар влажный то вместо подставляем — отношение степеней сухости

обычно в ориентировочных расчетах значениями пренебрегают
здесь P1,Р2,Р10,Р20— соответственно давления в камере отборов на СП1,СП2 в рассчитываемом режиме и в опорном(с индексом’0’) т.е. режиме параметры которого известны

Dотс и Dотс0 - расходы пара через отсек между СП2 и СП1 соответственно в расчетном и опорном режимах

Dотс обычно задаются

Dотс = Dсп + Dк (9)

Тогда:

Qcп1 = Dсп1 * qсп1 * п = Gсв ( tсп1 — tвп ) Ср (10)
Значения qсп1 оцениваются в размере ~ 2200 кДж/кг или более точно находят по формуле Е.Я. Соколова:
(11)

где= tсп1s — tвп т.е. разность температур насыщения в СП1 и температуры входа сетевой воды в СП1

Используя (10), находят tсп1

(12)
тогда tсп1s’= tсп1+ и далее находим Ротб1

Ротб1= Pсп1s+  P (13)

Сопоставляя значения Ротб1 полученные по уравнениям (8) и (13) и если они не совпадают то задаются новым значением Dотс и весь расчет повторяют, пока давления рассчитанные по (8) и по (13) не совпадут. Решить задачу можно графоаналитическим способом.

После этого уточняем расход пара в конденсатор по расходной характеристике диафрагмы и давлению пара на входе ЧНД. Каждая турбина имеет свои расходные характеристики диафрагм, кроме того разные модификации турбин имеют разные расходные характеристики. После этого уточняется расход пара в конденсатор и расчет еще раз повторяется, пока расхождение результатов расчета не будет совпадать с заданной точностью.
^ Оценка экономической целесообразности использования встроенного пучка
При включении встроенного пучка исключаются потери теплоты в конденсаторе:

n

Qк = Dк ( hк - hкs ) + Dупл ( hупл - hks ) +  Dgpi (hgpi - hks )

i=1

где: Dк , Dупл -расход пара в конденсатор через диафрагму ЧНД и протечки пара уплотнений;

hk, hks , hупл - энтальпия пара и дренажа (конденсата) в конденсаторе и энтальпия пара уплотнений;

Dgpi ,hgpi - расход и энтальпия дренажей поступающих в конденсатор.

Мощность турбины в этом случае уменьшается из-за роста давления в конденсаторе и увеличении потерь на трение и вентиляцию

чнд

в ЧНД (  тр.вен ) , а также за счет уменьшения вырабатываемой мощности в отсеке между регулируемыми отборами ( в промежуточном отсеке отс) и за счет изменения мощности отсеков, расположенных до верхнего отбора турбины (о ). (Если расход пара в голову турбины не изменяется и давление в верхнем отборе также не изменится, то в этом случае о=0 ). Общее значение мощности:

чнд

 =  тр.вен + отс +о
Экономия топлива за счет использования теплофикационного пучка складывается из разности экономии топлива на отпуск тепла за счет использования Qк и перерасхода топлива на выработку дополнительной электрической мощности на замещающей электростанции

Qк

Bэл = ------- –  b зам

Qнр
где: Qнр - низшая теплота сгорания топлива;

b зам - удельные расходы топлива на отпущенную электроэнергию на замещающей станции.
Если утилизированное в конденсаторе тепло увеличивает отпуск тепла из отборов турбины и снижает нагрузку ПВК, то экономия топлива определяется по следующей формуле:
Qк

Bэл = ---------- -  *bзам

пвк* Qнр


^ Режимы работы теплофикационных турбин

У теплофикационных турбин различают два основных режима работы:
а) по электрическому графику нагрузки
б) по тепловому графику нагрузки.

^ Работа теплофикационных турбин по электрическому графику.

Возможен еще конденсационный режим работы, когда пар из регулируемых отборов турбины к тепловому потребителю (к сетевым подогревателям) закрыт и отборы используются только на регенерацию. В этом случае турбина становится аналогичной обычной конденсационной турбине, отпускающей потребителям только электроэнергию.

Рассмотрим первые два основных режима. Для этого рассмотрим схему регулирования турбины с двумя главными регулирующими органами: 1 – регулирующий дроссельный клапан на входе пара в ЦВД турбины (в частном случае здесь устанавливается группа регулирующих клапанов при сопловом парораспределении) и 2 – поворотная диафрагма, регулирующая перепуск пара через ЦНД в конденсатор турбины, чем поддерживается постоянство давления пара к тепловому потребителю (при двух совместно регулируемых отборах турбины поддерживается постоянство давления в верхнем регулируемом отборе).

При работе по электрическому графику нагрузки возможно произвольное сочетание электрической и тепловой нагрузки турбины: в этом случае диафрагма 2 открыта частично и степень ее открытия от режима к режиму изменяется:

если поддерживается N=const и если при этом Qò возрастает, тогда регулирующие клапана 1открываются, а регулирующие клапана 2прикрываются;

если же Qò уменьшается, тогда регулирующие клапана 1прикрываются, а регулирующие клапана 2открываются.

Если турбина работает по графику электрической нагрузки, сохраняя Qò=const надо одновременно увеличить N, тогда регулирующие клапана 1открываются и регулирующие клапана 2 тоже открываются;

если же надо уменьшить N, тогда регулирующие клапана 1прикрываются, и регулирующие клапана 2 тоже прикрываются.

Как видно, в первом случае (N=const, но изменяется Qò) регулирующие органы переставляются во взаимнопротивоположные стороны. Во втором случае (Qò=const, но изменяется N) регулирующие органы переставляются в одну и ту же сторону.
^ Работа теплофикационных турбин по тепловому графику.
При работе по тепловому графику нагрузки электрическая мощность турбины N изменяется в зависимости от требуемой тепловой нагрузки Qò. В этом случае диафрагму 2 полностью закрывают (или приоткрывают минимально) только для пропуска вентиляционного потока через ЧНД в конденсатор (5% Dкмакс). В этом режиме, если Qò возрастает, тогда орган 1открывается, регулирующая диафрагма 2 остается в неизменном положении и тогда N возрастает, если же Qò снижается, тогда орган 1прикрывается, регулирующие клапана 2остаются в неизменном положении и тогда N снижается.

Чтобы упростить регулирование турбины при работе по тепловому графику нагрузки и одновременно обеспечить надежную работу турбины в этом режиме у турбин Т-250/300-240 время на перепускных трубах из ЦСД-2 в ЦНД установлены запорные органы (задвижки) и предусмотрен подвод предварительно охлажденного пара от другого источника – от верхнего регулируемого отбора. Вентиляционный расход пара через ЦНД для его охлаждения в количестве около 30 т/час (8,33 кг/с) теперь подается не через ресиверы, а из верхнего отопительного отбора по специальным трубопроводам.

Охлаждающее устройство предназначено для поддержания нормального температурного состояния ЦНД при работе турбины по тепловому графику нагрузки с закрытыми задвижками dy=1600 на перепускных трубах из ЦСД-2 в ЦНД. Пар на охлаждение ЦНД берется из верхнего отопительного отбора и после двух ступеней охлаждения подается в паровпускную часть ЦНД. Пар из верхнего отопительного отбора по двум трубопроводам dy-400 поступает в трубопровод dy-600, где установлены две центробежные форсунки первой ступени охлаждения "A" (блок увлажнителей) (на схеме это не показано). Конденсат, впрыскивающий в блок увлажнителей, снижает перегрев пара и доводит его до состояния влажного пара. После сепаратора "B" (см. схему), где происходит отделение неиспарившейся влаги, особенно ее крупнодисперсной части, пар поступает в четыре параллельно включенных пароохладителя "C" второй ступени, где заканчивается приготовление охлаждающего пара требуемого качества. Пароохладители "C" второй ступени представляют собой расширяющиеся сопла, в наименьшем сечении которых установлены по три цилиндрических форсунки. Конденсат на впрыск подается после конденсатного насоса второго на подъеме КН-2. Охлаждающее устройство обеспечивает работу турбины Т-250/300-240 по тепловому графику в диапазоне следующих режимов:
а) по расходу свежего пара от 600 т/час до максимального
б) по давлению pв в верхнем отборе от 0,06 до 0,2 МПа.
Давление в конденсаторе pк должно быть не выше 0,01 МПа (вакуум не хуже 90%), расход циркуляционной воды не менее 12000 м3/час, температура выхлопных патрубков ЦНД при нормальной работе охлаждающего устройства должна быть не выше 70-90 oC (максимально 100 oC). Аналогичная схема предусмотрена для турбины типа Т-175/210-130.

У турбин Т-100-130 старых типов и Т-110/120-130-4 новых выпусков таких задвижек на перепускных трубах из ЦСД в ЦНД нет.

Между тем, при работе этих турбин с включенным в работу встроенным трубным пучком в конденсаторе, когда в качестве охлаждающей воды используется обратная сетевая вода, конденсирующая способность конденсатора ограничена. Это усугубляется еще тем, что для конденсации пара используется ограниченная поверхность теплофикационного пучка, а не всего конденсатора, а поступающая в качестве охлаждающей среды обратная сетевая вода имеет более высокую температуру, чем циркуляционная вода после градирен.

В этих режимах поворотная диафрагма должна быть полностью закрыта, а в ЦНД и в конденсатор поступает пар лишь в небольшом количестве, проходящем через диафрагму за счет ее неплотности (около 5% от максимального). В таком состоянии для турбины весьма опасно внезапное самопроизвольное открытие диафрагмы по какой-либо причине (например, при сбое работы регулирования). Это приведет к резкому значительному увеличению пропуска пара в конденсатор и к повышению давления в нем (снижения вакуума). Поэтому в режимах работы с пучком на сетевой воде должны быть предусмотрены меры против внезапного самопроизвольного открытия поворотной диафрагмы.

Для этой цели у турбин Т-100-130 в системе регулирования открывают выход масла на слив из-под золотника, управляющего диафрагмой. Этим предотвращается возможность самопроизвольного открытия диафрагмы. Кроме того, у турбин Т-100-130 предусматривается защита на отключение турбины по импульсу понижения вакуума сверх допустимого предела.

У теплофикационных турбин имеется ряд ограничений по режимам работы. Рассмотрим их на примере турбины типа Т-250/300-240-2(3). Ограничивается максимальный расход свежего пара в "голову" турбины величиной 980 т/час (27,2 кг/с). Ограничивается максимум тепловой нагрузки турбины величиной 330 Гкал/час (1382,7 ГДж/час) (384,4 МВт). У турбин Т-250/300-240 некоторых выпусков максимальная суммарная тепловая нагрузка теплофикационных отборов турбины составляет 340 Гкал/час (1424,6 ГДж/час) (396,04 МВт). Ограничиваются пределы регулирования давлений пара в теплофикационных отборах следующими значениями:
у верхнего отбора 0,6-2,0 ата (0,06-0,2 МПа)
у нижнего отбора 0,5-1,5 ата (0,05-0,15 МПа).
Оговаривается максимальная температура подогрева сетевой воды: она составляет 120 oC при расходе сетевой воды максимально 7200 т/час.

Указывается, что при использовании для подогрева сетевой воды одновременно обоих теплофикационных отборов регулятор давления поддерживает постоянство давления в верхнем отопительном отборе. При использовании для подогрева сетевой воды только одного нижнего отопительного отбора регулятор давления поддерживает постоянство давления в нижнем отборе.

Одновременный пропуск подпиточной воды через встроенный пучок и циркуляционной воды через основные поверхности конденсатора допускаются только при разности температур подпиточной и циркуляционной воды не боле 20 oC. Предусматривается возможность работы турбоустановки по тепловому графику нагрузки с пропуском циркуляционной воды только через встроенный пучок конденсатора. В качестве охлаждающей воды для встроенного пучка допускается использование подпиточной воды.

Максимальная тепловая нагрузка верхнего теплофикационного отбора при работе с нижним теплофикационным отбором составляет 220 Гкал/час (921,8 ГДж/час) (256,3 МВт). Максимальная тепловая нагрузка при работе только нижнего теплофикационного отбора равна 340 Гкал/час (1424,6 ГДж/час) (396,04 МВт).

Расход пара в конденсатор на всех режимах работы не должен превышать 635 т/час (176 кг/с). Минимально-допустимый (вентиляционный) расход пара через ЦНД составляет 50 т/час (13,89 кг/с) или 50/980100=5,1% от максимального расхода пара в "голову" турбины (если система охлаждения отключена), 50/6357,9% от максимального расхода в конденсатор. Пропуск сетевой воды через сетевые подогреватели не должен превышать 8000 м3/час (2220 кг/с) при давлении в их водяном пространстве не более 0,8 МПа.

Давление пара в камере регулирующей ступени турбины является важным ограничителем режимов работы турбины: оно не должно превышать 191 кгс/см2 (19,1 МПа). При работе блока с отключенным ПВД, когда расход пара на входе в турбину составляет 815 т/час (226 кг/с), давление пара в камере регулирующей ступени не должно превышать 159 кгс/см2 (15,9 МПа). Максимальное давление пара за 6-й ступенью ЦВД составляет (по инструкции) 106 кгс/см2=10,6 МПа. Это давление за двухстенной частью корпуса ЦВД (на реверсе потока пара).

Сброс в конденсатор пара при пусковых операциях на блоке и при сбросах на грузки может осуществляется при охлаждении основных и встроенных пучков конденсатора или только основных пучков циркуляционной воды при ее расходе не менее 12000 м3/час (3340 кг/с).

Пар принимают два коллектора в конденсаторе максимально в количестве 450 т/час (125 кг/с) с учетом увлажнения этого пара впрыском конденсата в БРОУ. Пар поступает также из растопочного расширителя Р-20.

Параметры сбрасываемого пара на входе в коллекторы конденсатора не должны превышать p=0,7 МПа и t=200 oC. При аварийных сбросах нагрузки блока расход пара через БРОУ в сбросные устройства в конденсаторе кратковременно (продолжительностью в течение 1,5-2,5 минут) может быть увеличен до 620 т/час (173 кг/с) с учетом увлажнения этого сброса впрыском конденсата в БРОУ.

При этом, абсолютное давление и температура пара на входе в коллекторы не должны превышать 10 ата (1 МПа) и 200 oC. Для дополнительного охлаждения пара, поступающего в конденсатор, к каждому коллектору подводится конденсат от напорной линии конденсатных насосов второго подъема (КН2). Для снижения температуры выхлопных патрубков турбины при режимах с малым пропуском пара в конденсатор имеется пароохладитель.

В пароохладитель сброса в конденсатор встроен коллектор с форсунками для ввода конденсата от напорной линии КН в количестве до 50 т/час (13,9 кг/с), температура которого должна на 8-10 oC превышать температуру насыщения в конденсаторе. Для обеспечения нормальной работы форсунок давление конденсата (или химочищенной воды) должно быть 0,4-0,5 МПа. Превышение давления сверх этого не допускается.


Скачать файл (2015.1 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации