Комплексная оптимизация режимов работы электростанций с учетом факторов экономичности, экологии и надежности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, доктор технических наук в форме науч. докл. Кудрявый, Виктор Васильевич

• Кудрявый, Виктор Васильевич
• доктор технических наук в форме науч. докл.
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук в форме науч. докл. Кудрявый, Виктор Васильевич

Современный этап структурных изменений в электроэнергетике обусловлен переходом народного хозяйства России на рыночные отношения и спадом промышленного производства в оборонных и гражданских отраслях народного хозяйства. Энергетика одна из немногих отраслей, где спад производства энергии за последние 5 лет составлял всего 20%. Однако уменьшение доли промышленных потребителей с 2.3-х сменными режимами работы и значительное увеличение доли коммунально-бытовых потребителей с пиковым режимом электропотребления привели к увеличению неравномерности графиков электрических нагрузок. Вместе с тем ужесточение тарифной политики и как следствие - острый недостаток инвестиций для ввода маневренного оборудования, создает и будет создавать серьезные трудности в поддержании частоты в энергосистеме особенно в периоды прохождения провалов графика электрической нагрузки. Здесь обязательное условие реализации любых новых решений - сохранение надежности оборудования. Для эксплуатационников в условиях значительного увеличения числа остановочно-пусковых, переменных и переходных режимов и длительного срока эксплуатации основного парка оборудования это достаточно трудная и сложная задача. Ужесточение экологических показателей электростанций также предъявляет специфические требования к эксплуатации энергетического оборудования - прежде всего городских ТЭЦ.

Приоритет выполнения на каждой ТЭЦ графика теплоснабжения, а также проектная, конструкторская предназначенность теплофикационных агрегатов для стационарных режимов требуют научного обоснования и экспериментальной проверки любых новых технологических решений, связанных с повышением маневренности без ущерба надежности, экономичности и экологичности оборудования. Учитывая, что доля ТЭЦ в ряде энергосистем составляет значительную величину комплексное решение про-выбора работающего оборудования, оптимального распределения . лтловой и электрической нагрузки является на ближайшие годы общеотраслевой приоритетной задачей.

Расчетные и экспериментальные исследования, проведенные авто-ориентированы на выявление резервов повышения экономичности .фоты, улучшения экологических характеристик при повышении манев-приности и надежности оборудования ТЭЦ в режимах регулировании гра-иков электрических нагрузок.

Таким образом, разработка основ и методов оптимизаций технических решений есть решение народнохозяйственной проблемы, имеющей важное значение как для Центрального диспетчерского управления, так и любой энергосистемы от Мосэнерго, в составе которой доля ТЭЦ значительна в балансе электрической мощности, до изолированно работающих систем Дальнего Востока.

Цель работы

Создание научных и методических основ для оптимизации режимов работы оборудования и электростанций в целом, разработка и внедрение мероприятий по повышению экономичности, надежности, маневренности и экологичности оборудования тепловых электростанций в переменных режимах.

Для реализации поставленной цели автором проведен комплекс расчетных и экспериментальных исследований на наиболее распространенных в отрасли теплофикационных турбинах типа ПТ-60-130, Т-100-130, Т-250/300-240, конденсационных энергоблоках мощностью 300 МВт и электростанциях в системе Мосэнерго.

Научная новизна работы состоит в следующем:

• разработана методика комплексной многоцелевой оптимизации режимов работы ТЭЦ, включающая выбор состава генерирующего оборудования и распределения тепловой и электрической нагрузок с учетом факторов экономичности, надежности и экологических требований;

• разработана методика минимизации суммарных выбросов дымовых труб ТЭЦ за счет комбинирования различных технологических способов подавления оксидов азота на котлах при сжигании газо-мазутного топлива;

• разработаны критерии и методика расчета и оптимизации технологических режимов работы основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ с поперечными связями при переводе части оборудования и станции в целом на комбинированное (постоянное - скользящее - постоянное) регулирование давления свежего пара при глубоких разгрузках по электрической мощности;

• получены обобщенные энергетические характеристики детандер-генераторных агрегатов (ДГА) в широком диапазоне нагрузок, на основе которых разработаны методики расчета и оптимизации эксплуатационных режимов работы и расчета системного эффекта с учетом реальных условий работы ТЭЦ; разработаны и исследованы новые способы изменения электрической нагрузки, технологические и схемные решения, обеспечивающие высокоэффективную и надежную работу теплофикационных агрегатов, участвующих в регулировании графиков электрической нагрузки.

В целом разработанные методики позволяют вместо общепринятых принципов «маневренность за счет ресурса» или «маневренность за счет технико-экономических показателей (ТЭП)» реализовать новое направление «маневренность при оптимизации ТЭП».

Практическая ценность работы и внедрение результатов работы.

Практическая ценность и значимость диссертационной работы состоит в том, что результаты выполненных экспериментальных и расчетных исследований внедрены и используются в практике эксплуатации теплофикационных агрегатов на многих станциях Мосэнерго и на заводах-изготовителях в течение длительного времени, в частности:

• методика и программный комплекс многоцелевой оптимизации режимов работы оборудования ТЭЦ с учетом факторов экономичности, надежности и экологичности (с применением ПЭВМ в диалоговом режиме) в рамках разрабатываемого АСУ электростанции. Программный комплекс позволяет провести оптимальное распределение тепловой и электрической нагрузок между турбоагрегатами, пиковыми и энергетическими котлами при соблюдении ограничений выбросов и обеспечении эксплуатационной надежности; методики определения изменения мощности теплофикационных турбин и эффективности работы ТЭЦ при различных схемах включения ДГА в тепловую схему станции, эксплуатационные характеристики и режимная карта ДГА, полученные на базе промышленных условий на ТЭЦ-21 Мосэнерго;

• методики расчета тепловой схемы и технико-экономических показателей отдельных агрегатов (блоков) и ТЭЦ с поперечными связями в целом при их работе в периоды снижения электрической нагрузки с комбинированным регулированием давления пара за котлами, а также способ повышения эффективности работы агрегатов и станции в целом в этих режимах за счет повышения температуры свежего пара за котлами на 10. 15°С (на ТЭЦ-8 Мосэнерго); разработана технология перевода части оборудования и ТЭЦ в целом в режим комбинированного регулирования по давлению свежего пара, рекомендованы критерии по обеспечению надежной работы основного и вспомогательного оборудования в таких режимах;

• разработаны, исследованы и внедрены на многих станциях мероприятия ( режимы воздушного расхолаживания, схема рециркуляции основного конденсата, режимы работы теплофикационных турбин без пропуска пара в конденсатор и др.), обеспечивающие работу теплофикационных агрегатов в переменных режимах глубоких разгрузок по электрической мощности;

• проведены подробные исследования теплового состояния ЦНД наиболее мощной теплофикационной турбины типа Т-250/300-240 в различных режимах (пуск, холостой ход, малые пропуски пара в конденсатор, работа по тепловому графику), на основе которых разработана система охлаждения ЦНД, обеспечивающая работу турбин данного типа в режимах ре1улирования графиков электрических нагрузок;

• разработаны перспективные способы изменения электрической мощности паротурбинных теплофикационных агрегатов, привлекаемых к регулированию электрических графиков в энергосистемах с большой долей ТЭЦ.

Внедрение разработанных на основе проведенных исследований новых конструктивных, режимных и схемных решений позволяет существенно расширить возможности регулирования графиков электрических нагрузок энергосистем и способствуют повышению технического уровня эксплуатации ТЭЦ с аналогичным теплофикационным оборудованием.

Результаты выполненных в диссертации исследований нашли применение на заводах-изготовителях при совершенствовании тепловых схем, конструкции и режимов эксплуатации теплофикационных и конденсационных турбоагрегатов, использованы для разработки и внедрения эксплуатационных мероприятий с целью повышения маневренности, надежности и экономичности работы теплофикационных турбоагрегатов.

Достоверность и обоснованность результатов работы

Достоверность и обоснованность результатов работы определены применением современных методов постановки и проведения экспериментов, обработки их результатов, методов математического моделирования и оптимизации с применением ПЭВМ, положительными результатами использования методик внутристанционной оптимизации режимов работы оборудования ТЭЦ, расчета и оптимизации энергетических характеристик ТЭЦ при включении ДГА в тепловую схему, экспериментальных исследований в промышленных условиях перевода агрегатов ТЭЦ в режим комбинированного регулирования по давлению свежего пара, полнотой исследования турбоагрегатов различных типов в широком диапазоне режимов их работы, повторяемостью результатов экспериментальных исследований, проведенных на различных станциях на турбоагрегатах различной мощности и достаточной их сходимостью с результатами, полученными на заводских стендах и различными исследователями опытным и расчетным путем, положительными отзывами и подтвержденными практическим применением предложенных способов регулирования электрической нагрузки, совершенствованию переменных режимов, конструкций и тепловых схем турбоагрегатов.

Автор защищает: Концепцию:

- максимальная маневренность оборудования и электростанции в целом с одновременным обеспечением высоких их показателей по экономичности, надежности и экологичности. Методики:

-многоцелевая внутристанционная оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ с учетом факторов экономичности, надежности и экологии;

-расчет и оптимизация технико-экономических показателей ТЭЦ и энергосистемы в целом при включении ДГА в тепловую схему станции;

-расчет и оптимизация технико-экономических показателей ТЭЦ с поперечными связями при работе на пониженных нагрузках с применением комбинированного способа регулирования (постоянное - скользящее - постоянное) давления свежего пара;

-проведение комплекса экспериментальных работ в промышленных условиях на ЦНД теплофикационных турбин в режимах минимального пропуска и полного прекращения пропуска пара в конденсатор. Программные комплексы:

-расчет и оптимизация энергетических показателей и режимов работы оборудования ТЭЦ при произвольных графиках тепловой и электрической нагрузок станции с учетом экологических ограничений по экономическим показателям, по надежностным критериям или по комплексу этих показателей (компромиссное решение);

-расчет и оптимизация энергетических показателей и характеристик оборудования или станции (ТЭЦ) в целом при работе с комбинированным регулированием давления свежего пара;

-расчет характеристик ДГА и оптимизация технико-экономических показателей ТЭЦ при включении ДГА в тепловую схему станции.

Способы повышения маневренности, эффективности и надежности работы оборудования и станции в целом:

-оптимальное распределение электрической и тепловой нагрузок между агрегатами ТЭЦ с учетом их реального технического состояния по маневренности, надежности и экологичности;

-повышение надежности работы энергетических котлов и их вспомогательного оборудования путем перевода на пониженное давление при разгрузке ТЭЦ;

-комплекс мероприятий, обеспечивающих высокую надежность, экономичность работы ЦНД теплофикационных турбин при минимальных и нулевых пропусках пара в конденсатор;

-повышение экономичности работы ТЭЦ в режимах с пониженным давлением повышением температуры свежего пара при разгрузках ТЭЦ;

-повышение экономичности и экологичности работы станции и энергосистемы в целом за счет широкого внедрения детандер-генераторных агрегатов;

-применения новых высокоэффективных способов изменения электрической мощности теплофикационных агрегатов.

Личный вклад автора:

• разработка и формирование специального направления -повышения маневренности оборудования и электростанций с одновременным обеспечением высокой экономичности и надежности работы при их участии в регулировании графика электрической нагрузки, постановке конкретных задач и разработке методик и программ комплексных экспериментальных исследований, участие в разработке и внедрении методик оптимизации;

• руководство и непосредственное участие в подготовке и проведении экспериментальных исследований в промышленных условиях;

• обобщение и анализ резу льтатов расчетных и экспериментальных исследований и разработка на их основе научных и практических рекомендаций по совершенствованию переменных режимов эксплуатации как отдельных агрегатов, так и ТЭЦ в целом с учетом экологических характеристик котлоагрегатов при сжигании газо-мазутного топлива;

• широкое внедрение результатов теоретических и экспериментальных исследований на действующем оборудовании и ТЭЦ в целом;

• организация и руководство семинарами и совещаниями по вопросам активного привлечения агрегатов и станций в целом к регулированию графика электрической нагрузки.

Публикации по работе.

Основное содержание выполненных исследований, научных, методических и практических разработок изложено в 29 журнальных статьях, тезисах и докладах на конференциях и совещаниях, описаниях к 10 авторским свидетельствам и свидетельству полезной модели.

Апробация работы.

Основные результаты работы, излагаемые в настоящем научном докладе, были представлены на: Всесоюзных совещаниях , Москва, 1977,1978, 1981, 1984гг.; заседаниях Межведомственных комиссий по предотвращению эрозии выходных кромок рабочих лопаток паровых турбин,г. Электринай,1977, Сумгаит, 1978, Раздан, 1979гг.; Всесоюзной школе передового опыта,. Киров, 1984г.; республиканском научно-техническом совещании, Алма-Ата, 1989г.; конференциях Главценгрэнерго, Балаково, 1984, Канаково, 1988гг.; заседаниях НТО и НТС АО «Мосэнерго», 1985, 1989, 1990,1991, 1995, 1997, 1998гг.; научных семинарах кафедр АСУТП и ТЭС Московского энергетического института , 1996, 1998гг.; Ивановского энергетического института, 1998г.; заседаниях НТС АО «Экологические проблемы энергетики»,. Ростов на Дону, 1998г. Отдельные разделы научного доклада обсуждались на заседаниях технического Совета ПО ТМЗ, 1989, 1990, 1992гг. Разработки, вошедшие в диссертацию, экспонировались на ВДНХ и были отмечены медалями, а также неоднократно отмечались премиями и свидетельствами на конкурсах НТО, Минэнерго, Всесоюзных конкурсах на лучшее предложение по экономии электрической и тепловой энергии. По результатам работы в соавторстве получено 10 авторских свидетельств СССР на изобретение и одно свидетельство России на полезную модель патента.

Ниже изложены сущность и основные результаты выполненных автором исследований по теме диссертации.

1. методика многоцелевой оптимизации режимов

РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ

1.1. Методика оптимизации

Оптимизация режимов работы оборудования тепловых электрических станций традиционно - одна из сложных научных задач. Наличие в энергосистемах ТЭЦ усложняет процесс управления в связи с тем, что в тепловых сетях практически отсутствуют резервные источники тепловой энергии для потребителей. При этом выработка тепловой и электрической энергии на каждой электростанции достаточно жестко взаимосвязаны. Так, отдельные ТЭЦ АО "Мосэнерго" в часы ночного провала по электрической нагрузке должны разгружаться на 40-50% установленной электрической мощности, тогда как тепловая нагрузка в эти часы составляет 80-95% установленной тепловой мощности.

В настоящее время разработаны и используются различные методы и программы их реализации для оптимизации режимов работы энергетического оборудования. К ним относятся: методы, основанные на минимизации затрат на производство и распределение электроэнергии; методы оптимизации по активной мощности; методы динамического программирования; методы основанные на принципе ветвей и границ; эвристические методы и т.п.

Как правило, они базируются на однокритериальном подходе, т.е. минимизируется расход топлива или затраты на топливо по станции (энергосистеме), а другие факторы (требования по экологии, надежностные характеристики) учитываются в лучшем случае в виде ограничений. Кроме того, мало внимания уделяется вопросам маневренности и реальному техническому состоянию оборудования. Отсутствие методических подходов к решению этой задачи оптимизации в многоцелевой постановке затрудняет их внедрение в эксплуатацию.

В общем виде задача оптимизации внутрисганционных режимов работы оборудования (или энергосистемы в целом) в современных условиях формулируется так /26/: в каждый момент времени найти оптимум многопараметрической функции

F=9(fbf2,.,fn-,pbP2,.,Pn'-,qbq2v.,qn-X (11) где fi(i=l,2,.,n') - затраты на различные виды ресурсов - топливо, тепло и электроэнергию на собственные нужды, ремонт, зарплату, техническую воду и др.; p,(i=l,2,.,n") - потребительские свойства вырабатываемой энергии (тепловой, электрической) - надежность, баланс по различным видам энергии, маневренные характеристик и др.; q,(i=l,2,.,n'") экологич-ность производства энергии (выбросы с дымовыми газами, золы, сточных вод и др.).

В общем случае f,p,q зависят от параметров, характеризующих режим работы оборудования с технической, экономической и экологической сторон: fi=cpn(xi,x2,.,xk); (1.2а)

Р.=ф2.(х1, -. ,xk,xk+i,. ,xk+)); ( 1.26) q,=92l(xb.,xk.,xk+iXk+K1, Xfc+i+n,). (1.2в)

При этом существует ряд ограничений в виде неравенств и уравнений, отражающих внутренние и внешние связи оборудования и станции в целом, а именно:

ХГ^Х^ХГ3*; (1.3а) fimin < f;< f,min ; (1.36)

ЧГ^Г1; (1-Зв)

2ХГЦ (j=U,3,.N). (1.3г)

Здесь ограничения (1.3а) - по техническим условиям эксплуатации оборудования; (1.36) - по видам ресурсов (топлива, финансов и др.); (1.3в) -экологические ограничения; (1.3 г) - балансовые уравнения, отражающие внешние связи станции. В реальных условиях эксплуатации ограничений значительно больше, но попытки учета их в полном объеме приводят к резком)' увеличению объема задачи, что не всегда целесообразно.

Особенностью рассматриваемой системы функциональных зависимостей является то, что в каждый момент времени необходимо знать оптимальные значения функций, зависящих в том числе от одних и тех же параметров, хотя эти значения могут быть противоречивыми.

Автор задачу внутристанционной оптимизации режимов работы оборудования ТЭС рассматривал при следующих допущениях:

- в каждый момент времени считаются заданными величины, отражающие внешние и внутренние балансовые связи (выработка электроэнергии и тепла, суммарные величины охлаждающей воды и др.);

- принимается, что за рассматриваемый период оптимизации (час, сутки) запасы топлива на станции достаточны для ее бесперебойной работы;

- считаются заданными величины, отражающие внешние ограничения и по энергосистеме в целом (экологические ограничения, ограничения по водопотреблению, показателям по надежности электро- и теплоснабжения и др.).

Даже при таких допущениях задачи внутристанционной оптимизации режимов работы динамичны, многовариантны, требуют учета множества взаимовлияющих факторов. Поэтому математические методы их решения очень сложны, особенно с повышением класса задачи (переход от суточной к недельной и долгосрочной оптимизации).

Оптимизационная функция, учитывающая техникоэкономический, экологический и надежностный факторы может быть представлена как:

Р(х)=Х1*Р1(хО+12*Р2(х^+Хз*Рз(хк);

Я.1+^+^.1, (1.4) где Р](х,), Р2(х;), Р3(хк)- критерий оптимальности соответственно по технико-экономическим показателям (минимальные затраты на топливо или на тепло и т.п.); надежности (обеспечивает минимизацию затрат на обеспечение заданной надежности электро и теплоснабжения); экологическому фактору (не превосходит допустимых норм, которые могут меняться при неблагоприятных метеорологических условияхХ^ХгДз - весовые коэффициенты соответствующих критериев; х„х^хк - параметры оптимизации.

При работе в базовых режимах в случае соблюдении условий по допустимым выбросам отдается предпочтение критерию Б^х;), в условиях недостатка мощностей и при наличии на станции оборудования, отработавшего расчетный ресурс - Р2(х,),. при неблагоприятных метеорологических и других условиях, требующих максимальное снижение выбросов с дымовыми газами при соблюдении балансовых уравнений по мощности и выработке электроэнергии - Р3(хк).

При работе электростанции на частичных нагрузках, когда выбросы с дымовыми газами значительно ниже расчетных, а также при благоприятных метеоусловиях значение весовых коэффициентов А^Я-г следует выбирать, исходя из реального технического состояния оборудования.

Такой подход рекомендуется для решения поставленной задачи на конденсационных электростанциях, для ТЭЦ он нежелателен. В связи с тем, что при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии даже в часы прохождения провалов по электрической нагрузке тепловая нагрузка турбин и котлов может приближается к максимальном}' значению, трудно отдать предпочтение какому-либо критерию.

При создании комплекса программ, обеспечивающих решение столь сложных задач, на ТЭЦ можно применять способ декомпонирования - расчленения сложной оптимизационной задачи на несколько связанных между собой подзадач, образующих систем}' алгоритмов.

В конкретных условиях современных отопительных ТЭЦ рекомендуется следующий алгоритм (рис 1.1):

- распределение тепловой и электрической нагрузки (О и Ы) при фиксированных расходах сетевой и циркуляционной воды (подзадача 1);

- формирование вариантов распределения заданной тепловой нагрузки с учетом ограничений каждого источника (подзадача 2);

- формирование вариантов распределения сетевой воды с учетом ограничений по гидравлике и расчет затрат на привод сетевых насосов (подзадача 3);

- оптимизация низкопотенциальной части турбоагрегатов (подзадача 4);

- распределение нагрузки между котлоагрегатами с учетом гидравлических характеристик общестанционных водо и паропроводов (подзадача 5).

- расчет нагрузки котлоагрегатов с учетом ограничений по выбросам из-за метеорологических факторов и фоновой концентрации (подзадача 6) как ограничивающего фактора;

- расчет надежностных характеристик электро и теплоснабжения (подзадача 7) как ограничивающего фактора.

Рис. 1.1. Оптимизация режимов ТЭЦ с учетом экологических и надежностных факторов

При необходимости подзадача 6 может определить минимум выбросов и затраты, необходимые для обеспечения таких выбросов.

Следует отметить, что наличие многофакторных энергетических характеристик турбоагрегатов позволяет широко применять различные способы решения подзадачи 1, в частности, методы равенства относительных приростов, динамического программирования, покоординатного спуска и др.

Для учета экологического фактора предлагается следующий подход (рис 1.2).

Для заданных подзадач формируется оптимальное распределение электрической (Ыст) и тепловой (<3СТ) мощностей в виде эквивалентной характеристики расхода топлива

Встот=адст,Кст). (1.5)

Далее для каждой точки этой характеристики рассчитываются выбросы по каждой дымовой трубе ик= I и*+ £ и^к=1,2., (1.6) где п,ш - число энергетических и пиковых котлов, подключенных к-й дымовой трубе.

Рис. 1.2. Алгоритм оптимизации режимов ТЭЦ.

Рассчитываются суммарные выбросы (о3) в районе расположения станции и сравниваются с допустимым значением ПДК:

Оз

При выполнении условия (1.7), полученное ранее решение принимается за оптимальное и формируется режим работы оборудования.

С точки зрения методологии, учет фактора надежности при выборе оптимального состава работающего оборудования можно проводить по двум направлениям:

- по критериям экономичности и экологии, результаты корректируются требованиями обеспечения заданной надежности в виде обязательных ограничений, во всех рассматриваемых вариантах:

- в виде условных ограничений, которые характеризуются некоторыми экономическими функциями и учитываются при формировании экономического критерия выбора оптимального состава.

Предлагается следующий алгоритм учета фактора надежности

8,9/: по оптимальным критериям экономичности и экологии выбирается ряд вариантов, мало отличающихся между собой по значению критериев; на основе выбранного критерия надежности ( вероятность нахождения энергоблока в рабочем состоянии, коэффициент готовности и т.д.) анализируются заданные или прогнозируемые состояния, полученные с помощью подзадач (1 - 5); выбирается вариант с наилучшим надежностным показателем и по нему формируется режим работы оборудования.

В случае невыполнения условий по экологии или заданной надежности формируется пакет мероприятий ( режимных, организационных и т.д.) по снижению вредных выбросов или увеличению уровня надежности из числа возможных в реальных условиях станции.

1.2. Исследование энергетических, экологических и надежностных характеристик оборудования ТЭЦ При эксплуатации теплофикационных турбин в переменных режимах для расчета затрат тепла, топлива обычно используются регрессионные многофакторные зависимости, полученные на основе нормативных характеристик. Так, для учета реального технического состояния сетевых подогревателей энергетические характеристики рекомендуется представлять в виде

N3=F(Q ОТ> GCB, toc? VcnJ, Vcrû);

D0=F(Q ot> GcB5 vcn], Vciû); (1.8)

Qot=F(D GC8, t OC? Vcnl, Vciû), где N3 - электрическая мощность; D0 - расход пара на турбину; QOT - теплота, отпускаемая сетевыми подогревателями; GCB - расход сетевой воды через подогреватель; toc - температура обратной сетевой воды; vcnb vcn2 - не-догревы в сетевых подогревателях.

Для решения оптимизационных задач экологические и энергетические характеристики котлов следует представлять в виде:

CNOx=f(D0,M); BT=f(Q0,M), где CNOx - концентрация оксидов азота в уходящих газах; D0 - паропроизво-дительность котла; M - используемый способ снижения вредных выбросов; Q0 - тепловая нагрузка котла.

Анализируя внедренные в настоящее время в эксплуатацию АО" Мосэнерго" мероприятия по подавлению оксидов азота технологическими способами ( рециркуляция газов, ввод вторичного воздуха, ступенчатое сжигание топлива, впрыск воды в зону горения и их комбинации), можно констатировать, что они позволяют в значительной степени снизить выбросы /26/. Оценка экономической эффективности внедрения этих мероприятий показывает, что в зависимости от нагрузки котла (при существующей ценовой политике за выбросы) не все методы подавления оксидов азота могут дать положительный эффект. Для иллюстрации на рис. 1.3, 1.4 приведены данные по экологическим характеристикам котла ТГМ-96Б.

Рис. 1.3. Экологические характеристики котла ТГМ-96: 1,2,3 - без рециркуляции дымовых газов; 4,5,6 - с рециркуляцией; 1,4 - шиберы вторичного воздуха закрыты; 2,5 - открыты шиберы перед задними соплами; 3,6 - открыты шиберы перед фронтовыми и задними соплами.

Ф, руб./час

Паропроизводительность котла, т/ч

Рис. 1.4. Эффективность использования мероприятий по подавлению оксидов азота:

1,2 - без рециркуляции; 3,4,5 - с рециркуляцией; 3 - шиберы вторичного воздуха закрыты; 1,4 - открыты шиберы перед задними соплами;2.5 - открыты шиберы перед фронтовыми и задними соплами.

1.3. Повышение эффективности работы и расширение регулировочного диапазона оборудования ТЭЦ Эффективность использования ТЭЦ в качестве маневренных электростанций зависит от способов увеличения регулировочного диапазона при их работе по тепловому график}'. Исследования показали, что из возможных вариантов наиболее простым и эффективным является уменьшение тепловой мощности отборов турбины (С>ох) до величины, определяемой минимально допустимой нагрузкой котлов и турбин и компенсация тепловой мощности отборов увеличением отпуска теплоты от пиковых водогрейных котлов (ПВК) или включение РОУ /11/. Эффективным считается также комбинированный способ, основанный на передаче части тепловой нагрузки на ПВК в сочетании со "скользящим" давлением в регулируемых отборах /33,34/. Он позволяет снять ограничения по минимально допустимому давлению в регулируемых отборах перепуском части сетевой воды мимо сетевых подогревателей и обеспечивает поддержание регулировочного диапазона на уровне 30-35%.

Перечисленные способы позволяют увеличить регулировочный диапазон теплофикационных агрегатов на 10.35% по электрической мотности (табл.1) и частично решают проблему прохождения провалов электрической нагрузки энергосистемы.

Таблица.

Достигнутый уровень регулировочного диапазона на турбоагрегатах Т-250/300 и Т-100

Способ и условия реализации Тип теплофикационного агрегата

Т-250 Т-100/

Передача тепловой мощности на ПВК (<3ш,к. <ССкХ) ,МВт 0-50 0

Обвод ПСГ по сетевой воде (1„В>-5°С), МВт 0-44 0

Комбинированный способ (1+2), МВт 0-70 0

Отключение ПВД, МВт 18-25 5

Разгружение на скользящем начальном давлении при От=соп51, % от установленной электрической мощности 40-60 70

Известно, что одним из возможных путей значительного повышения регулировочного диапазона ТЭС - использование при пониженных нагрузках скользящего давления свежего пара за котлом. Если для ТЭС с блочным оборудованием силами многих организаций проведены исследования и внесена ясность по показателям как экономичности и надежности, так и по маневренным характеристикам энергоблоков всех мощностей /2,5/, то для ТЭС, и в частности, для ТЭЦ с поперечными связями, в технической литературе имеются разноречивые данные. Это отчасти связано с отсутствием полноценных комплексных экспериментальных исследований с учетом особенностей конструктивного выполнения и режимов работы основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ с поперечными связями /27/. В рамках данной работы на ТЭЦ-8 АО «Мосэнерго» при участии МЭИ, ВТИ, ЦНИИКА проводились широкомасштабные опыты на котле типа ТГМ-96Б и турбине Т-100/120-130, выделенных в отдельную секцию по свежем)' пару, и оснащенных измерительными системами /27/. Цель опытов - отработка оптимальной технологии комбинированного регулирования, получение реальных исходных данных для оценки экономичности работы котла и турбины при постоянном и комбинированном регу лировании давления свежего пара, проверка работы систем регулирования, оценка показателей надежности работы котла при разгрузках на скользящем давлении и сравнение их с расчетными оценками, проведенными предварительно ЦНИИКА и ВТИ.

Результаты исследования позволяют сделать следующие общие выводы /23,27/: а) по котлу: разгрузки на скользящем давлении улучшают температурный режим экранных труб, повышают надежность естественной циркуляции, сохраняют более высокую температуру перегрева пара,

КПД котла при комбинированном регу лировании давления свежего пара во всем диапазоне изменения его производительности в пределах опыта остается на уровне его значения при номинальной нагрузке с небольшими колебаниями в пределах +0,2%, б) по турбоустановке: опыты выявили значительное дросселирование давления пара на регулирующих клапанах при больших нагрузках и большие перекрыши клапанов при малых нагрузках. Это позволяет говорить о целесообразности применения комбинированного регулирования давления свежего пара. Результаты расчетов показывают, что КПД регулирующей ступени при номинальной нагрузке составляет 61,4%, а при нагрузке 52 .53 МВт - 47.48% на постоянном и 60 . .61% при скользящем регулировании давления свежего пара, экономичность работы турбоустановки при комбинированном регулировании давления пара, как правило на 0,5-1,0% выше, чем при постоянном давлении; однако при определенных условиях (в зависимости от давления в теплофикационных отборах и давления в конденсаторе) эффективность работы турбоустановки при скользящем регулировании давления свежего пара несколько хуже, чем при постоянном давлении как было показано в /23/, для повышения эффективности работы турбоустановки возможно повышение температуры свежего пара на 15,.20°С без ущерба по надежности работы поверхностей нагрева котла и паропровода свежего пара. Удельный расход тепла на турбоустановку уменьшается на 12,5 ккал/(кВт.ч) при увеличении температуры свежего пара на каждые 10°С /23/, давление пара в теплофикационных отборах при электрической мощности более 50 МВт поддерживается в допустимых пределах; при более глубоких разгрузках для поддержания давления в теплофикационных отборах в допустимых пределах возможны следующие варианты в зависимости от конкретных условий работы установки:

•отключение части ПВД по пару или их частичное байпасирование по питательной воде при наличии дополнительной, помимо штатной, бай-пасной линии;

•байпасирование сетевых подогревателей по сетевой воде с передачей части тепловой нагрузки турбины на пиковые водогрейные котлы; •разные комбинации вариантов а и б. в) по механизмам собственных электрических нужд: - мощность электрических механизмов собственных нужд не зависит от способа регулирования давления свежего пара. Суммарная мощность питательных насосов при существующих типах электроприводов также не зависит от режимов работы котла и определяется только расходом питательной воды. При этом при разных вариантах включения заданного числа насосов суммарная потребляемая ими мощность также практически не зависит от перераспределения расходов между ними. Надежность питания котлов при том же числе включенных насосов несколько выше при работе на скользящем давлении. Очевидно также, что при работе станции в целом на скользящем давлении мощность, потребляемая насосами, можно было бы регулировать числом работающих насосов. Так, при снижении суммарного расхода питательной воды до 2000 т/ч сокращением числа работающих насосов с 6 до 4 можно было бы снизить потребляемую мощность на 5,0.6,0 МВт. Очевидно, что для реализации одного из преимуществ скользящего регулирования - возможности снижения потребления мощности питательными электронасосами на частичных режимах - необходимо разработать и внедрить мероприятия по регулированию производительности и мощности насосов и двигателей Установка гидромуфты для регулирования производительности насосов в данном случае малоэффективна из-за их ограниченных пределов регулирования (до 20%), а замена электродвигателей на высокоскоростные также как и замена электропривода на турбопривод связана с большими капиталовложениями. Возможны следующие реальные варианты решения этой проблемы:

•перевод электростанции в целом на скользящее регулирование давления свежего пара с остановом определенного числа питательных насосов в зависимости от глубины разгружения станции;

•секционирование ТЭЦ по паропроводу свежего пара и коллектору питательной воды на две=три секции и перевод по необходимости од-ной=двух секций на скользящее регулирование с регулированием в каждой секции мощности, затрачиваемой на питательные электронасосы, их числом;

•секционирование ТЭЦ, как в варианте 2, с установкой терристор-ных регуляторов мощности двигателей питательных насосов в необходимости одной=двух секциях.

Обобщая результаты расчетных и экспериментальных исследований можно сделать следующие общие выводы и дать рекомендации по применению скользящего регулирования давления свежего пара на ТЭЦ с поперечными связями:

1. Применение скользящего регулирования давления свежего пара позволяет разгружать котлы без каких-либо ограничений до 30%. При этом повышается надежность естественной циркуляции, улучшается температурный режим экранных труб, сохраняется более высокая температура перегрева пара.

2. При существующей системе парораспределения на турбине Т-100-130 наиболее целесообразно комбинированное регу лирование давления свежего пара, а именно, - разгрузка на постоянном давлении до закрытия третьего регулирующего клапана, дальнейшая разгрузка - на полностью открытых двух регулирующих клапанах до минимального давления пара за котлом.

3. Для повышения эффективности работы турбоустановки на пониженных нагрузках возможно(если нет на то ограничений по надежности работы пароперегревательных поверхностей котла и паропроводов свежего пара) повышение температуры свежего пара на Ю.20°С по отношению к номинальному значению;

4. При отсутствии возможности регулирования мощности электродвигателей питательных насосов при применении скользящего давления регулирование мощности насосов рекомендуется проводить числом включенных насосов при работе станции в целом или отдельных ее секций на пониженных нагрузках.

Анализ результатов испытаний энергоблока Т-250/300-240 с котлом ТПП-210А на ТЭЦ-22 Мосэнерго /5/ показали, что при работе на частичных нагрузках блок целесообразно переводить на скользящее регулирование, начиная с момента закрытия пятого регулирующего клапана (расход пара на турбину 760 т/ч) при полностью открытых 1-4-х групп клапанов. Экономия условного топлива при этом по сравнению с работой на постоянном давлении составляет 5-7 г/(кВт.ч) в зависимости от степени разгруже-ния.

1.4. Анализ результатов внутристанционной оптимизации режимов работы ТЭЦ

В настоящее время на базе предложенной методики на ТЭЦ-8 Мосэнерго внедряется программный комплекс (ПК) по внутристанционной оптимизации режимов работы оборудования ТЭЦ на ПЭВМ в диалоговом режиме с учетом экологического фактора. ПК предусматривает возможность оптимизации по затратам на топливо, вредным выбросам с учетом затрат на природоохранные мероприятия и су ммарным затратам на топливо и природоохранные мероприятия. Исходной информацией служат фактические энергетические и экологические характеристики оборудования. Проведены расчетные исследования для различных графиков тепловой и электрической нагрузок станции, анализ которых позволяет констатировать следующее /26/: использование всех имеющихся на котлах способов подавления вредных выбросов позволяет снизить их значение примерно в 1,6 раза за счет перераспределения нагрузки между котлами с различными экологическими и энергетическими характеристиками; при существующей ценовой политике и ценах на топливо, значительно превышающих плату за выбросы, экологический фактор может учитываться как ограничение, а распределение нагрузки между котлами может осуществляться по топливной составляющей; в случае наложения штрафов за превышение ПДВ коэффициент веса экологического фактора возрастает и возможен случай, когда данный фактор будет иметь преобладающее значение, что потребует совместного рассмотрения двух критериев; внедрение вышеуказанных способов увеличения регулировочного диапазона ТЭЦ позволяет в основном решить проблему прохождения провалов графиков электрической нагрузки. Вместе с тем, для приспособления теплофикационных агрегатов к их участию в регулировании электрической нагрузки необходимы конструктивные и схемные усовершенствования.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС НА ОСНОВЕ ВНЕДРЕНИЯ ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНЫХ АГРЕГАТОВ

Одним из реальных путей повышения эффективности работы тепловых станций, работающих на газе, считается ввод ДГА, использующих потенциальную энергию газа вместо обычного дросселирования в регулирующей арматуре. Такое оборудование позволяет вырабатывать электроэнергию с достаточно высоким КПД. При достаточно широком внедрении помимо экономической эффективности оно способствует улучшению экологической обстановки.

В последние годы ДГА небольшой мощности (до 4 МВт) появились в промышленности и на электростанциях Европейских стран и США. В России первый опыт строительства и эксплуатации ДГА получен на ТЭЦ-21 Мосэнерго на установке, включающей два ДГА-5000 фирмы «Криокор». Такая установка в мировой практике не имеет аналогов ни по мощности (2 агрегата по 5 МВт), ни тем, что включена в тепловую схему ТЭЦ. В ближайшее время на ряде ТЭЦ Мосэнерго намечается ввод в эксплуатацию нескольких установок различной мощности. В связи с этим вопрос оптимизации совместной работы ДГА и оборудования ТЭЦ нуждается в упреждающей методической проработке.

2.1.Методика определения эффективности включения ДГА в тепловую схему ТЭЦ

Для оценки эффективности подключения ДГА к тепловой схеме ТЭЦ и сравнения различных схем подключения используется КПД станции по выработке электроэнергии. По результатам сравнения КПД в вариантах без ДГА (Т1эст1) и при его включении (т]эст 2) при условии неизменного заданного отпуска тепла от ТЭЦ и в предположении, что для подогрева газа перед ДГА используется пар из соответствующего отбора турбины /24,25/ получены следующие расчетные выражения:

Ат1с =Лст.2-Лсг.1 =

Ост-От+ДОст Ост Ох Ост-От + АОст (0„ - Ох) (Ост - От + АОсг)

АКэ1

I Пст.

V Л СТ. ДОП./ сг • (ьг2 - Ьгтд2) • т^ - + (2.1)

V 1ПИП1/

V Лгпдга ) где N - электрическая мощность ТЭЦ, МВт; (5СТ, (Зо, О, - количество теплоты, затраченное в котле, подведенное с паром к турбоагрегатам ТЭЦ и тепловая нагрузка турбины, соответственно, МВт; Нц.а - мощность ДГА, МВт; Д1Чэь АМэ2 - изменение мощности турбины до места отбора пара на подогрев газа и после него, МВт; Д<3СХ - дополнительные затраты теплоты в кот-лоагрегатах при включении ДГА, МВт; - расход газа через ДГА, кс/с; ЬГ1, Ьг2 - теплосодержание газа до и после теплообменника, кДж/кг; Лет дог^АМ^/ДС^стэ - условный КПД дополнительного теплофикационного цикла, организованного при подводе теплоты А(3С, Т1мэдга - электромеханический КПД ДГА: Г1тодга- коэффициент потерь теплоты.

Увеличения расхода пара в отборе можно достичь, увеличением расхода пара в голову турбины; прикрытием регулирующей диафрагмы; одновременным воздействием двух способов.

В /25/ для каждого варианта предложены расчетные выражения, позволяющие определить изменение КПД станции по выработке электроэнергии как функцию параметров газа, пара, мощности ДГА и др.

При работе электростанции в режиме с максимальной тепловой нагрузкой (не может бьгть увеличен расход пара в голову турбины) для подогрева газа допускается использование теплоты, полученной в пиковом водогрейном котле. При такой схеме включения изменение КПД ТЭЦ по производству электроэнергии определяется из выражения

V-, + >;дгд + д.\Э1 N3 • (2.2)

ДПст,ТЭЦ (Т1пВКТ1тпдга)

Здесь т|пвк - КПД пикового водогрейного котла.

Удельный расход топлива на дополнительную выработку электроэнергии в предположении, что температура газа за турбодетандером равна температуре газа без включения ДГА, вычисляется как: ддст (2.3)

АН - г-7-г дР^МдгА+АМэ!)

Если в энергосистеме дополнительная электрическая мощность не требуется, эффект от внедрения ДГА может бьгть получен за счет вытеснения соответствующей мощности на станциях с меньшей эффективностью (например, выработка на конденсационном режиме).

Тогда изменение расхода топлива составит:

ДВсиет. = Э(дГА + ДКэ1) '^Ьсист.ср. - (2-4) где Э (дга +ДЫЭ1)" дополнительная выработка электроэнергии на станции; Ь ^ист Ср - средний удельный расход топлива вытесняемой конденсационной мощности.

При внедрении ДГА на нескольких станциях общий системный годовой эффект по топливу можно оценить выражением:

Вс.г. =ПдГА-%А-(1+аг)-тсрг (2-5) где - средняя мощность ДГА, кВт; пдгд - число установленных в системе ДГА, шт.; ост - доля увеличения мощности базовой турбины по отношению к мощности ДГА: х^ - среднее годовое число часов использования установленной мощности ДГА, ч.; ЬСр - среднегодовой удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии по системе, кг/кВтч; Ь д^ - среднегодовой удельный расход условного топлива на дополнительную выработку электроэнергии на «базовом» агрегате, кг/кВт-ч.

При этом среднегодовое уменьшение выбросов по системе

Аис=АВсг-ав, (2.6) где ав - удельные выбросы при сжигании топлива.

2.2.Исследование схем включения и энергетических характеристик ДГА

Основной источник подогрева газа перед ДГА на ТЭЦ с точки зрения простоты технологического исполнения - прямая сетевая вода. Рассматривались различные схемы сброса сетевой воды после газо-водяного теплообменника (рис.2.1). Для каждой схемы выполнены расчеты /25/ для нахождения прироста мощности турбины (или ТЭЦ в целом).

Рис.2.1. Принципиальные схемы включения ДГА со сбросом сетевой воды после газо-водяного теплообменника: а - перед ПСГ-1; б - между ПСГ-1 и ПСГ-2; в - в коллектор прямой сетевой воды.

В целях получения энергетических характеристик ДГА на ТЭЦ-21 проводились испытания в широком диапазоне изменения расхода газа, температуры до и после теплообменника и т.д. В результате исследований впервые получены энергетические характеристики ДГА в виде регрессионных зависимостей. На их основе построена эксплуатационная номограмма (рис.2.2), связывающая основные параметры установки (мощность, расход, температуры газа до и после теплообменника и т.д.) и позволяющая эксплуатационному персоналу легко контролировать режим работы ДГА.

N \ N к \ ч N X Ч ч, \ N

Л ч [- \ ч ч > ч * ч' — ч \ N ч . —

1 г зр 7 0 е о. 5 в 0 10 с I! 0 1<

Ттп 1 ^ №

Л к

1 \

1 .! т«п \ч т3/ч Уг„

Рис. 2.2. Эксплуатационная диаграмма ДГА.

2.3.0ценка эффективности включения ДГА в тепловую схему ТЭЦ Расчеты по оценке эффективности включения ДГА в тепловую схему ТЭЦ проводились применительно к реальным условиям ТЭЦ-21. Кроме того, для проверки достоверности результатов использовалась программа, разработанная ЦНИИКА, по которой вычислялась мощность тур-боустановок Т-100 и Т-250 как без ДГА, так и при различных схемах его включения. Расчеты показали, что величины изменения мощности турбоагрегатов, определенные двумя методами, с достаточной степенью точности совпали.

Анализируя комплекс расчетных и экспериментальных исследований по эффективности включения ДГА в тепловую схему ТЭЦ, можно сделать следующие выводы: улучшаются энергетические показатели работы ТЭЦ; при этом повышение КПД по выработке электроэнергии зависит как от величины тепловой нагрузки ТЭЦ, так и способа регулирования расхода пара в отборе турбины и находится в пределах 0,35.1,37% для Т-100 и 0,478 . 0,99 % для Т-250 работающих в тех же условиях; значительное увеличение КПД характерно для низких тепловых нагрузок и при обеспечении подогрева газа за счет увеличения расхода пара в голову турбины; при всех режимах и схемах включения ДГА (кроме режима с максимальной тепловой нагрузкой при включении ДГА по схеме с возвратом греющей сетевой воды за ПСГ-1) увеличивается мощность основной турбины; величина прироста мощности составляет 0,13.2,2 МВт и 1,0.2,7 Мвт для турбин Т-100 и Т-250 соответственно и зависит от мощности ДГА, температуры газа на выходе из турбодетандера, режима работы базовой турбины и ее тепловой нагрузки и в меньшей степени от схемы включения ДГА в тепловую схем}' ТЭЦ; в рассмотренных вариантах схема включения ДГА влияния на эффективность работы электростанции практически не оказывает и выбор схемы включения должен определяться в основном технологическими условиями.

Оценка возможных масштабов внедрения ДГА по системе Мосэнерго в целом показывает, что дополнительная выработка электроэнергии за год может составить более 600 млн.кВт-ч, а экономия условного топлива - более 150 тыс. т.

3.СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ И ТЕПЛОВЫХ

СХЕМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБОАГРЕГАТОВ

Для обеспечения возможности использования теплофикационных турбин в режимах регулирования графиков электрической нагрузки разработан, исследован и внедрен ряд конструктивных и схемных решений.

3.1. Внедрение упрощенных систем обогрева фланцев и шпилек /4,5,6/.

Существенное влияние на регулировочные возможности теплофикационных турбоагрегатов оказывают системы обогрева фланцев и шпилек.

На основе анализа результатов сравнительных испытаний различных схем обогрева фланцевого соединения ЦВД, проведенных на турбинах Т-100-130 и ПТ-60 выявлено, что более высокой эффективностью по регулированию относительного удлинения ротора высокого давления (РВД), лимитирующего скорость разворота и нагружения турбины, обладает система, в которой шпильки и фланцы одновременно обогреваются греющим паром, подаваемым только в обнизку горизонтального разъема ЦВД, которая выполняется увеличенного сечения (примерно в 2 раза). Это позволило отказаться от коробов наружного обогрева, дренажных линий и специальных коллекторов коробов обогрева фланцев.

За счет ликвидации длительных выдержек, необходимых для прогрева фланцев, такие системы обогрева высокоэффективны. На основе исследований были разработаны и рекомендованы новые графики-задания пусков со значительным сокращением длительности пусковых операций (для турбин ПТ-60 примерно в три раза). При соблюдении условий надежности это в значительной степени расширит возможности привлечения теплофикационных агрегатов к регу лированию нагрузки.

3.2.Исследование работы концевых уплотнений теплофикационных турбин при переходных режимах /6,10,19,32/. При работе турбины в переменных режимах изменяются условия протекания пара в концевых уплотнениях. Это оказывает влияние на относительные укорочения роторов и на скорость изменения нагрузки. Для обоснования возможности привлечения теплофикационных турбин к регулированию электрической нагрузки были получены экспериментальные данные по изменению температур на участках концевых уплотнений цилиндров турбин, где происходят наиболее резкие изменения. Испытания проводились в различных режимах: при пусках турбины из холодного и горячего состояний; при разгружении и останове. Испытания позволили: определить сечения уплотнений с максимальными скоростями изменения температур пара, омывающего роторы высокого и среднего давления; получить фактические данные о распределении и изменении температур пара в камерах концевых уплотнений.

Полученные экспериментальные данные показали, что реальные направления движения пара в концевых уплотнениях могут существенно отличаться от расчетных вследствие износа радиальных уплотнений, а также по другим причинам, что важно не только для выдерживания относительных укорочений, но и оценки температурных напряжений в роторах. Даны рекомендации по эксплуатации концевых уплотнений турбин при различных режимах работы турбоагрегатов /32/.

В результате исследований разработаны перспективная схема уплотнений, в которой пар из концевых уплотнений используется для работы эжекторной установки /10/, ускоренные графики-задания пуска турбоагрегатов из различных тепловых состояний /19/.

3.3. Исследование режимов ускоренного расхолаживания теплофикационных турбин /3,6,30/.

Для сокращения времени проведения ремонтов в случае внезапного останова турбоагрегатов были проведены исследования по воздушному расхолаживанию турбины, показавшие достаточную эффективность ускоренного воздушного расхолаживания аварийно останавливаемых турбин и существенное снижение времени простоя турбоагрегата в ремонте.

На рис 3.1 показано сравнение изменения температуры металла низа корпуса ЦВД, изоляция которого выполнена методом напыления, при естественном остывании и ускоренном расхолаживании. Использование способа воздушного расхолаживания аварийно остановленного турбоагрегата достаточно эффективно и позволяет существенно снизить время его простоя в ремонте. юг гч >в гг

Время, V

Рис. 3.1. График воздушного расхолаживания турбины Т-100-130:

1 - температура низа корпуса ЦВД в зоне регулирующей ступени; Д - относительное удлинение ротора высокого давления; V - вакуум в конденсаторе,

2 - разность температур верха и низа корпуса ЦВД; 3 - разность температур по ширине фланца в зоне регулирующей ступени; 4 - разность температур фланца и 6-й шпильки; 5 - разность температур фланца и 11-й шпильки; I -расхолаживания.

На основе проведенных исследований разработана перспективная схема воздушного расхолаживания остановленной турбины с использованием эжекторов конденсатора /30/.

3.4. Исследование усовершенствованной схемы рециркуляции основного конденсата теплофикационных турбин /6,14,15/

На ТЭЦ Мосэнерго конденсаторы некоторых теплофикационных турбин круглогодично охлаждаются циркуляционной водой. Такие турбины предназначены для обеспечения собственных нужд ТЭЦ, блочной работы с потребителями при аварийных ситуациях, а также для регулирования графиков электрической нагрузки. Однако экономичность работы турбины в таком режиме ниже, чем с трехступенчатым подогревом сетевой воды.

Для сокращения нерациональных потерь теплоты была предложена новая схема регенеративной и сетевой установок, где рециркуляция основного конденсата турбины охватывает теплообменники основных эжекторов, а теплообменники эжектора концевых уплотнений и сальникового подогревателя охлаждаются конденсатом греющего пара нижнего сетевого подогревателя.

Кроме того, по специальной программе была проверена работоспособность такой схемы в режимах минимального пропуска пара в ЦНД с исследованием изменения температур по тракту основного конденсата и влияния новой системы рециркуляции на тепловое состояние ступеней

Результаты испытаний подтвердили целесообразность предложенной схемы рециркуляции основного конденсата и охлаждения теплообменников системы регенерации низкого давления теплофикационных турбо-установок в режимах работы с закрытыми поворотными регу лирующими диафрагмами ЦНД.

3.5.Исследование безрасходного режима эксплуатации теплофикационных турбин /13,18,31,33/.

Длительные исследования теплового состояния ЦНД позволили сделать вывод о возможности работы теплофикационной турбины Т-100-130 при нулевом вентиляционном пропуске пара, позволяющем снизить потери тепла и уменьшить эрозионный износ рабочих лопаток. эксперименты проводились с использованием системы температурного контроля (более 200 термопар) в длительном безрасходном режиме, а также с помощью традиционных устройств ввода конденсата и химо-чищенной вода в конденсатор (рис.3.2).

При работе турбины в течение отопительного сезона с нулевыми пропусками пара при давлении в конденсаторе 3 . 5 кПа относительные удлинения ротора низкого давления находились в допустимых пределах. Вибрационное состояние роторов и лопаток последних ступеней не изменялось после перевода в режим работы с нулевыми пропусками пара в конденсатор при продолжительной работе в этом режиме и после подачи пара в ЦНД. В течение отопительного сезона в рассматриваемом режиме не было никаких замечаний к эксплуатационному состоянию турбины. о $о •го а) 0 ' г з « т,

Рис. 3.2. Размещение экспериментальных термопар (а) и графики изменения температуры (б) турбины Т-100-130 в безрасходном режиме: Иэ - электрическая мощность турбоагрегата; Рк - давление в конденсаторе; номера кривых соответствуют номерам термопар на рис. 3.2а; перечень операций : I - открыт впрыск ХОВ в конденсатор, Рхов=0,25 МПа; II -Рхов=0,17 МПа; III - закрыт впрыск ХОВ; IV - открыт впрыск конденсата в систему охлаждения выхлопных патрубков, Рок=0,5 МПа; V - Рок=1,4 МПа; VI - Рок=0,6 МПа; о - температура пара; • - температура металла.

3.6. Исследование плотности поворотных регулирующих диафрагм ЦНД теплофикационных турбин /13,19,38,39/.

Получены "эталонные" кривые изменения температуры в проточной части ЦНД после перевода в режим с гарантированными нулевыми вентиляционными пропусками пара в конденсатор при различном вакууме. Метод контроля плотности поворотных регулирующих диафрагм ЦНД посредством сравнения с "эталонной" кривой изменения температуры базовой точки и проточной части ЦНД с уплотненными регулирующими поворотными диафрагмами отличается простотой и используется в эксплуатации.

3.7.Разработка новых схем охлаждения цилиндров низкого давления мощных теплофикационных агрегатов /16,17,21,37/.

На основании исследований и эксплуатации штатных систем охлаждения, исследований беспаровых и малорасходных режимов цилиндров низкого давления турбин типов Т-100-130 и Т-250/300-240, а также результатов, полученных ПО ТМЗ на натурных стендах, на одной из турбин типа Т-250/300-240 была разработана, исследована и внедрена новая система охлаждения ЦНД в теплофикационных режимах. Такая системой обеспечивает подачу охлаждающего пара из нижнего теплофикационного отбора в десятый отбор турбины, т.е. в промежуточную ступень проточной части ЦНД.

Кроме того, рассмотрены варианты реализации схемы охлаждения с плавным и дискретным регулированием количества охлаждающего пара и его параметров.

В ходе испытаний установлено, что новая система охлаждения обеспечивает надежную работу ЦНД при давлении отработавшего пара в конденсаторе не более:

0,07 кгс/см2 в диапазоне давлений пара в нижнем теплофикационном отборе 0,6.1,5 кгс/см2;

0,05 кгс/см2 - в диапазоне 0,5. 1,5 кгс/см2.

Такая система позволяет повысить маневренность турбины, так как в случае необходимости взятия нагрузки открываются поворотные регулирующие диафрагмы. Сделать это несложно, так как при установке сервомотора ЦНД на нижний упор разрешается работать без перевода гидравлической системы регулирования в режим противодавления.

3.8. Исследование надежности работы ЦНД теплофикационных турбин в малопаровых режимах /7,19,21,28,29/.

Исследованы поля распределения температуры в проточной и выхлопной частях ЦНД и влияние на них различных факторов (конструктивных и режимных) при работе турбины в пусковых и в режимах с малым пропуском пара в конденсатор. Кроме того, выявлено влияние пара, выходящего из концевых уплотнений, а также выяснены особенности эрозионного износа рабочих лопаток. Разработаны рекомендации по оптимизации схемы подачи уплотняющего пара на концевые уплотнения, режимов их работы и выбора параметров уплотняющего пара для уменьшения эрозионного износа рабочих лопаток последних ступеней ЦНД (рис.3.3).

Полученные результаты мо1ут быть использованы также для оптимизации схемных и режимных решений при работе турбин данного типа в теплофикационных режимах с открытыми задвижками на ресиверных трубах ЦСД - ЦНД и прикрытыми поворотными регулирующими диафрагмами. кПа * [гв о

Рм, та «I р* н. 1 и

-——-.-у 1 1 1.

2 .3 „«

Рис. 3.3. Графики изменения основных параметров турбины Т-100-130 и температур проточной части при исследовании эффективности аэродинамической системы защиты от эрозии рабочих лопаток:

Мэ - электрическая мощность турбоагрегата; Рк - давление в конденсаторе; Нд - открытие поворотных регулирующих ЦНД по указателю штока сервомотора ЦНД; Рок -давление конденсата в штатной системе охлаждения выхлопных патрубков ЦНД; РАСЗ - давление пара в аэродинамической системе защиты от эрозии; 1,2,3 - температуры соответственно выходной кромки направляющей выхлопного патрубка (в периферийном сечении); I - отключение штатной системы охлаждения выхлопных патрубков ЦНД; II - отключение аэродинамической системы защиты от эрозии; III - включение аэродинамической системы защиты от эрозии; IV - открытие поворотных регулирующих диафрагм.

3.9.Выбор величины радиальных зазоров ЦВД и ЦСД конденсационных турбин /1,2/.

Как показал опыт эксплуатации, при участии конденсационных турбин сверхвысокого давления в регулировании графиков электропотребления в переменных режимах одной из проблем являются радиальные задевания роторов в ЦВД и ЦСД. С целью выявления причин задевания и выработки рекомендаций по центровке турбоагрегата К-300/240 ЛМЗ проведен комплекс экспериментальных и расчетных исследований на турбине г 3 Н 5 £ г,ч

1\ 'ЦпА в различных режимах. Для этого турбина была оснащена специальной системой измерения температур и инварных указателей тепловых расширений роторов, корпусов и опор ЦВД и ЦСД. В результате исследований определены величины минимальных зазоров (табл.2), соблюдение которых при центровке уплотнений и сборке роторов исключают радиальные задевания в переходных режимах.

Таблица

Рекомендуемые минимальные значения верхних и нижних зазоров турбины К-300-240, мм

ЦВД цсд

Камины 0,6 задние -0,8 передние - 0„

Концевые уплотнения 0,7 0,

Промежуточные уплотнения 1Д

Диафрагменные уплотнения 2-9 ступени -1,0 10-11 ступени - 0,9 12-24 ступени - 1,2 25-29 ступени -1,