Некоммерческое акционерное общество

 

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 

Кафедра теплоэнергетических установок

 

 

 

РЕЖИМЫ РАБОТЫ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЭС

 

Методические указания и задания к расчетно-графическим работам

для магистрантов, обучающихся по специальности

6М0717- «Теплоэнергетика» специализация Тепловые электрические станции

 

 

Алматы 2009

 

СОСТАВИТЕЛЬ: Г.М. Тютебаева, А.С. Касимов. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. Методические указания и задания к расчетно-графическим работам для магистрантов, обучающихся по специальности 6М0717 – «Теплоэнергетика» специализация Тепловые электрические станции. Алматы: АИЭС, 2009 – 15 с.

Методические указания по предмету «Режимы работы и эксплуатация ТЭС» для магистрантов содержат два контрольных задания, методику их выполнения и перечень рекомендуемой литературы.

Методические указания предназначены для магистрантов, обучающихся по специальности 6М0717 – «Теплоэнергетика» специализация – Тепловые электрические станции.

Содержание

 

Введение                                                                                               4

1 Задание №1                                                                                        6

2 Задание №2                                                                                        13

 

Введение

За последние три–четыре десятилетия произошли значительные изменения в характере и условиях эксплуатации оборудования тепловых электрических станций. Эти изменения были вызваны многочисленными причинами, главными из которых являются:

- неблагоприятные изменения структуры генерирующих мощностей и характера потребления электрической энергии в энергосистемах Казахстана;

- увеличение единичной мощности и числа энергоблоков, вводимых в эксплуатацию;

- внедрение прямоточных котлов сверхкритического давления (СКД), динамические характеристики которых отличаются от таких же характеристик прямоточных и барабанных котлов докритического давления.

Одной из серьезных и трудных в настоящее время в электроэнергетике является проблема надежного регулирования переменной части графиков электрической нагрузки энергетических систем. Трудность и сложность такого регулирования заключается в том, что маневренные характеристики современного энергооборудования не в полной мере соответствуют требованиям покрытия графиков потребления электроэнергии, отличающихся большой неравномерностью. В особенности, это относится к таким характеристикам, как скорость повышения нагрузки и допустимая глубина разгрузки отдельных агрегатов.

Наилучшими маневренными свойствами обладают гидроэлектрические станции (ГЭС), машины которых быстро пускаются и могут изменять свою нагрузку с очень большой скоростью (до 500 МВт/мин). Они также допускают максимальную глубину разгрузки (до 100%), что значительно облегчает прохождение провалов нагрузки. Однако относительная доля ГЭС в общей структуре генерирующих мощностей непрерывно уменьшается в связи с все возрастающим вводом атомных электростанций (АЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) – станций маневренные возможности которых весьма ограниченны и которые в современных условиях предназначаются обычно для покрытия базовой части графика нагрузки. К тому же, в паводковые периоды гидростанции вообще выбывают из числа регулирующих, неся постоянную, полную нагрузку. В эти периоды они могут привлекаться к регулированию лишь частично, за счет потерь воды.

Вследствие этих обстоятельств возникла необходимость широкого привлечения тепловых электрических станций (ТЭС) к регулированию переменной части графика нагрузки, несмотря на то что действующее оборудование их мало приспособлено к режимам быстрого изменения нагрузки и, как правило, не допускает длительных, глубоких разгрузок. В последнее время энергосистемы все чаще вынуждены прибегать к использованию энергоблоков большой единичной мощности в режимах глубокого регулирования и даже к частым полным остановкам этих блоков в периоды ночных провалов и в выходные дни. Такое использование все расширяется в связи с устойчивой тенденцией разуплотнения графиков нагрузки и увеличением их неравномерности.

В связи с этим становится актуальным сооружение и ввод в эксплуатацию специальных регулирующих электростанций, таких, как гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), газотурбинные и парогазовые установки (ГТУ и ПГУ), а также конструирование и создание теплосилового оборудования с высокими маневренными свойствами. К сожалению, темпы сооружения и освоения подобных пиковых электростанций далеко не достаточны.

Наряду с этими радикальными мерами очень важной является задача повышения маневренности действующего оборудования блочных электростанций путем проведения эксплуатационных режимных и малых реконструктивных мероприятий. В этом направлении за последние десятилетия проведен большой объем исследовательских и экспериментальных работ, которые показали, что во многих случаях путем малых затрат можно достигнуть существенного улучшения маневренных характеристик энергоблоков, расширять диапазон их регулирования, увеличить скорости набора нагрузки, в аварийных ситуациях получить возможность глубокой, вплоть до холостого хода, разгрузки блоков, а также некоторые перегрузки сверх номинальной мощности, что, несомненно, облегчит прохождение пиковой части графика.

Электроэнергию как продукцию предприятия нельзя в крупном размере складировать, поскольку аккумуляторы электроэнергии имеют весьма ограниченную по масштабам её производства ёмкость. Отсюда следует специфика работы электростанций: непрерывность производства и поддержание баланса между величинами потребляемой и генерируемой мощности.

         Электрические станции работают по диспетчерскому графику нагрузки, который обычно прогнозируется заблаговременно (за день или несколько дней). Диспетчерский график нагрузки является законным для работы электростанции. Его невыполнение (срыв плана) засчитывается как авария или как брак в работе с соответствующими санкциями.

 

Задание и методические указания к выполнению расчетно-графической работы №1

Задание №1

Определить энергетические характеристики турбины Т-100-130 для всех возможных режимов ее работы по методике, предложенной в учебнике «Режимы работы и эксплуатация ТЭС», Гиршфельд В.Я. (стр. 228).

Построить и проанализировать графики зависимостей Д₀ = f(N_э), Q₀=f(N_э), Q_э=f(N_э), q=f(N_э), η_ту^э= f(N_э);

Изобразить диаграмму режимов турбины Т-100-130, показать на примере умение ею пользоваться с учетом поправочных кривых; (диаграмма режимов турбины Т-100 130 приведена в учебнике «Теплофикационные паровые турбины» Бененсон, Иоффе, 1976. стр.69).

Пример.

Определить расход пара на турбину Т-100-130 двумя методами – аналитическим и с помощью диаграммы режимов турбины Т-100-130, работающей в следующем режиме: N_э=95 МВт; отпуск теплоты из отборов Q_от=544,7 ГДж/ч=130 Гкал/ч, температура сетевой воды после подогревателей равна t_п=110⁰С, давление в конденсаторе турбины Р_к=4кПа.

 

Т а б л и ц а 1 - Варианты заданий

Вторая буква фамилии	В, Г, Я, Ж, З	И, П, Р, Т, У, Ф	Х, Ш, Щ, Ц	А, Д, М, О	Б, Е, К	Н, Л	С, Ч, Э, Ю
QТ, МВт	93-150	100-180	110-165	95-170	120-180	92,6-186	95-155
GС.В., м3/ч	2900-5100	3000-4900	3500-5100	2950-4900	3050-4850	3100-5000	3300-5050
tО.С., ОС	35-70	35-65	40-68	45-70	37-69	50-70	47-66
WЭ, МВт	40-110	45-105	50-98	67-110	58-109	70-100	80-102
tО.В.,ОС	5-33	10-30	12-31	15-25	18-32	21-33	27-28

 

Методические указания к заданию №1

Основным недостатком спрямленных энергетических характеристик является их сравнительно большая (до 5%) погрешность, так как при их построении трудно учесть изменение условий работы и экономичности проточной части турбин на переменных режимах.

В то же время для решения ряда оптимизационных задач на ТЭЦ требуется более высокая точность информации. К числу таких задач можно отнести нормирование, расчет и анализ технико-экономических показателей работы оборудования и распределение нагрузок между агрегатами.

Перспективным является построение энергетических характеристик методом планирования эксперимента [1], который дает возможность найти математическое выражение ЭХ в виде полинома:

              (1)

где  - оценки коэффициентов данного уравнения регрессии, близкие к истинным значениям этих коэффициентов.

Коэффициенты уравнения (1) вычисляются методом регрессионного анализа. Универсальность метода состоит в том, что его можно использовать для построения ЭХ как с помощью проведения (планирования) тепловых испытаний, так и по данным диаграмм режимов.

Полиномные энергетические характеристики удобны для пользования. Однако они действительны только для данной турбины с определенным на момент испытаний состоянием проточной части при номинальной величине параметров свежего пара и других параметрах.

Ниже приведены выражения полиномных энергетических характеристик в виде полиномов второй степени, полученные в результате обработки типовой нормативной характеристики турбины Т-100-130 ТМЗ [2].

Для режимов по тепловому графику с полностью закрытой регулирующей диафрагмой получены следующие характеристики:

для режимов трехступенчатого подогрева сетевой воды

 

                                  (2)

где Nэ – электрическая мощность турбоагрегата, МВт;

Qт – тепловая нагрузка турбины, МВт (два теплофикационных отбора и теплофикационный пучок в конденсаторе);

Gс.в. – расход сетевой воды, м³/ч.

В режимах трехступенчатого подогрева все параметры турбоустановки – развиваемая мощность, расход пара, расход тепла, давления пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах однозначно определяются режимом тепловой нагрузки, т.е. параметрами Qт, Gс.в., tо.с.

В нормированном виде уравнение записывается:

 

где: ;          ;            .

Область применения характеристики:

 МВт;

 м³/ч;

^оС.

 

Поскольку режим трехступенчатого подогрева протекает без потерь в конденсаторе, расход тепла на турбоустановку, МВт, можно подсчитать по выражению

где Q _в.н. - внешние потери тепла турбиной (для Т-100-130
Q _в.н. = 2,1 МВт); ΔN _м.г - потери механические и в генераторе.

Для режима двухступенчатого подогрева по тепловому графику

 

 

Мощность теплового потока на турбину, МВт,

 

 

Для режима одноступенчатого подогрева по тепловому графику

 

 

Мощность теплового потока на турбину, МВт,

 

 

При работе по электрическому графику мощность теплового потока и расход пара на турбину зависят от пяти факторов

 

 

где t _О.В - температура охлаждающей воды, °С.

В этом случае N_Э>N^T_Э, где N^Т_Э—мощность при том же режиме тепловой нагрузки и при работе по тепловому графику.

Мощность теплового потока на турбину Q₀ при двухступенчатом подогреве и работе по электрическому графику, МВт,

 

 

где ;  .

 

Область применения факторов: 40 < W_Э < 110 МВт; 5 < t₀._В < 33⁰С.

Мощность теплового потока на турбину Qo, МВт, при одноступенчатом подогреве и работе по электрическому графику

 

 

Для конденсационного режима применимы двухфакторные характеристики типа

 

;           

 

 

Мощность теплового потока на турбину при конденсационном режиме, МВт,

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1 - Диаграмма режимов турбины Т-100-130-3 при работе с двумя отопительными отборами пара

(р₀=130 кгс/см², t₀=555°С)

 

Рисунок 2 – Поправочные кривые к диаграмме режимов турбины Т-100-130

I - зависимость τ_об от τ₁, принятая при построении диаграммы режимов; II - температура подогрева питательной воды t_п._в; Ш- минимально возможная температура подогрева сетевой воды τ₁^min в зависимости от G_тур, Q_OT, Т_о6. Поправки к диаграмме режимов, в МВт:IV на температуру свежего пара; V – на давление свежего пара; VI - на температуру обратной сетевой воды; VII - нa температуру охлаждающей воды.

 

Задание и методические указания к выполнению расчетно-графической работы №2

 Задание №2

Обосновать вариант режима работы Аксуской (Ермаковской) ГРЭС, при прохождении ночного провала графика электрических нагрузок. Продолжительность провала 8 часов, снижение нагрузки во время провала до 30% от номинальной.

Построить алгоритм пуска из холодного состояния энергоблока с прямоточным котлом. Привести принципиальную пусковую схему.

 

Т а б л и ц а 2 - Варианты заданий

Последняя цифра в шифре зачетной книжки	1 или 2	3	4 или 5	6 или 8	7	0	9
Наименование ГРЭС	Экибастузская ГРЭС-1	Экибастузская ГРЭС-2	Жамбылская ГРЭС	Аксуская ГРЭС	Костромская ГРЭС	Запорожская ГРЭС	Средне-Уральская ГРЭС
Проектная мощность электростанции, МВт	4000	1000	1230	2400	2400	2400	2400
Состав оборудования, шт*МВт	8*500	2*500	3*200 3*210	8*300, дубль-блок	8*300	3*800	8*300
Топливо	Экиб. уголь	Экиб. уголь	газ	Экиб. уголь	мазут	мазут	газ
Удельный расход условного топлива, г/(кВт*ч)	336	336		340	330	322	314,4
Уровень нагрузки, %	60	60	40	65	40	50/40	40

 

Методические указания к заданию №2

В связи с разуплотнением суточных графиков энергосистем большое значение имеет исследование эффективных способов прохождения минимумов электрической нагрузки в ночные часы и в выходные дни.

Основными способами работы блоков в период провала нагрузки может быть глубокая разгрузка их или останов, а также перевод части блоков в так называемый моторный режим. Оптимальным будет тот способ, который обеспечивает более высокую экономичность работы ТЭС, т. е. минимальный расход топлива.

Сравним эффективность останова части блоков в резерв с режимом снижения нагрузки на параллельно работающих блоках.

При снижении нагрузки блока величина удельного расхода топлива в_i на отпущенную единицу энергии может быть найдена из выражения

,

которая хорошо аппроксимирует нормативную кривую, расхода топлива
(см. рисунок 2.32).

Здесь в₀ —удельный расход топлива при номинальной нагрузке блока;

N₀, N_i — соответственно номинальная и текущая нагрузки блока;

m — показатель степени.

Расход топлива на пуск энергоблока зависит от продолжительности простоя. Эта зависимость для ряда блоков представлена на рисунке 3.3. и может быть описана в общем виде уравнением

 

             (2)

где  - длительность простоя блока, ч;

- постоянные коэффициенты.

Рисунок 3 – Потери топлива на пуск энергоблоков в зависимости от длительности останова: 1 – газомазутный дубль-блок 300 МВт; 2 – моноблок 200 МВт на твердом топливе; 3 – газомазутный дубль-блок 150 МВт.

 

Т а б л и ц а 3 - Значения коэффициентов  и  в уравнениях (1) и (2) для энергоблоков 150-300 МВт в зависимости от вида топлива

Мощность блока, МВт	Тип блока	Вид котла	Топливо	Коэффициенты
150	Моно- блок	Барабанный	Газ-мазут	14	0,5	0,165	0,365
200	Моно- блок	Барабанный	Твердое	24	0,5	0,160	0,342
300	Дубль-блок	Прямоточный	Мазут	55	1,8	0,060	0,324
300	Дубль-блок	Прямоточный	Твердое	40	1,8	0,060	0,324

При снижении нагрузки на станции до N_ст на время  оптимальный режим работы соответствует оставлению в работе n_i и выведению в резерв

n - n_i блоков (n – число блоков, работающих на электростанции до снижения нагрузки). При этом расход топлива по станции за время  найдется как

.          (3.11)

Определяя  из выражения (3.11) последовательно при уменьшении числа работающих блоков за счет вывода части их в резерв до n - 1, n – 2 и т.д., легко установить целесообразное число останавливаемых блоков, при котором величина  будет минимальной. Количество оставленных в работе блоков должно отвечать условию

 

где n_max, n_min – соответственно максимально и минимально возможное число блоков, которые могут работать при заданной нагрузке станции

, ;

Здесь N_min – минимально возможная по условию надежной работы мощность блока (технический минимум), зависящая от типа блока и вида топлива.

 

Пример

На Аксуйской ГРЭС установлено восемь дубль-блоков мощностью по 300 МВт [1], стр.5.

Котлы ПК-39-1, паропроизводительность 950 т/ч (по 475 т/ч каждый). Топливо – 98% экибастузский уголь, 2% - мазут. Шлакоудаление – твердое.

Уровень минимальной нагрузки составляет 65% от номинальной, продолжительность работы в данном режиме неограничена.

Следовательно, каждый блок может быть разгружен до 195 МВт (300*0,65=195 МВт).

По условию задачи мощность станции в часы ночного провала составляет 30% от номинальной мощности.

Если предположить равномерную разгрузку всех блоков, то каждый должен быть разгружен до 30% от номинальной. Что невозможно по техническим условиям [2], стр.81. По этой причине часть блоков должна быть остановлена на ночь в резерв, а часть разгружена.

 

Список литературы 

1.       В.И. Доброхотов, Г.В. Жгулев. Эксплуатация энергетических блоков. М. – Энергоатомиздат, 1987. С.253;

2.       Усов С.В., Казаров С.А. Режимы тепловых электростанций.– Л.: Энергоатомиздат, 1985.- 239 с.

3.       Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1978. – 278 с.

4.       Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. – Л.:Энергоатомиздат, 1986.- 247 с.

5.       Акименкова В.М., Гиршфельд В.Я. Определение аналитических выражений для тепловых характеристик теплофикационных турбин методом планирования эксперимента. – Теплоэнергетика, 1970, №11.

6.       Гиршфельд В.Я., Князев А.М., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М. – Энергия, 1980. С.286.