Зависимость располагаемой электрической мощности тепловой электростанции от ее низкопотенциальной части

Публикация из СМИ

Низкопотенциальная часть (НПЧ) электростанции представляет собой систему и включает в себя: конденсаторы паровых турбин, систему технического водоснабжения с циркуляционными насосами, гидроохладители. Основной функцией НПЧ является обеспечение работы турбоагрегатов с установленной мощностью не зависимо от изменения режимов их эксплуатации.

Эффективная работа НПЧ зависит от сбалансированности параметров конденсаторов турбин, циркуляционных насосов, градирен в различных сочетаниях с метеорологическими параметрами района расположения электростанции. 

С целью установления зависимости располагаемой мощности электростанции от НПЧ и параметров атмосферного воздуха разработана методика. Метод расчета зависимости располагаемой электрической мощности электростанций от НПЧ в конечном виде сводится к определению возможности системы технического водоснабжения и гидроохладителей  переносу и отдаче тепла в атмосферу, и представляет графическую зависимости располагаемой мощности электростанции от температуры атмосферного воздуха. Зависимость определяется для конкретного состава работающих турбин, вида и объема регулируемых отборов пара, схемы системы технического водоснабжения (СТВ), числа и типов установленных градирен, их состояния и метеорологических параметров (температуры и влажности воздуха, барометрического давления). При этом не учитываются турбины, на мощности которых не сказываются изменение температуры охлаждающей воды, т.е. турбины с противодавлением, ухудшенным вакуумом, предвключенные турбины. 

В основу методики заложен принцип проверки параметров работы тепловой электростанции расчетом по следующим двум ограничивающим критериальным условиям. 

1. Максимально-допустимое значение температуры охлаждающей воды после охлаждения в градирнях по условиям нормальной работы маслогазоохладителей (МГО) не должна превышать 33 оС. 

В случае, когда маслогазоохладители охлаждаются водой от другого источника независимо от системы циркуляционного водоснабжения, данное условие не учитывается. 

2. Максимально-допустимое значение температуры охлажденной воды в сумме с нагревом и температурным напором должно соответствовать предельно допустимому давлению пара в конденсаторе по условиям нормальной работы последней ступени ЦНД, установленному заводом-изготовителем (как правило, 0,12 кгс/см2, что соответствует температуре насыщенного пара t’ =49,1 оС) t’£t’max

Техническая возможность работы электростанции с установленной мощностью турбин проверяется из условия удовлетворения приведенным критериям. При этом могут быть учтены и другие предельные условия, например, температура конденсата, поступающего на ионообменные фильтры БОУ (на турбинах со сверхкритическими параметрами) и соответственно предельно возможная температура насыщенного пара. 

Упрощающим допущением является равенство температур охлаждающей воды после градирен и перед конденсаторами, так как теплоотдача и влияние добавочной воды на температуру в СТВ невелико и составляет 0,1 – 0,3 оС. 

Расчеты могут быть выполнены для любого режима. При этом определяется максимально-допустимая тепловая нагрузка СТВ, т.е. максимально допустимые расходы пара в конденсаторы турбин, при которых выполняются критериальные условия. При этом учитываются эксплуатационные значения регулируемых теплофикационных (Т) и производственных (П) отборов. 

Предельно допустимый расход пара прямо пропорционально зависит от температуры охлажденной воды. При этом линейность сохраняется до достижения расхода пара, определяемого как разность номинального расхода пара на турбину и всех отборов. Дальше точек перегиба, показанных на графиках t2св = f(uсрi, q) и Nраспэ = f(q) расход пара возрастать не будет. Суммированием таких зависимостей расхода при одной и той же температуре охлажденной воды можно определить суммарную зависимость допустимого расхода пара электростанции. 

Так как суммируемые зависимости линейные и имеют точку изменения нагрузки (точки перегиба), то и суммарная зависимость будет иметь линейный характер и отразит все точки перегиба. 

Учет первого предела (по температуре воды, подаваемой на МГО) добавит к зависимости лишь дополнительную точку изменения нагрузки, соответствующую 33 оС. 

Таким образом, зависимость для ТЭЦ в целом будет представлять собой ломаную линию, точки перегиба которой будут соответствовать началу ограничений мощности на каждой из турбин с ростом температуры охлаждающей воды, т.е. достижению в их конденсаторах предельной температуры насыщенного пара. 

Линейность функции Nраспэ = f(q) позволяет определить максимально допустимую тепловую нагрузку циркуляционной системы для различных режимов. Для этого необходимо совместить графики зависимости температуры воды после градирен от их тепловой нагрузки и зависимость максимально возможной  нагрузки циркуляционной системы от температуры охлаждающей воды. Учитывая линейность последней функции, достаточно определить параметры режимов в точках перегиба зависимости максимальной нагрузки циркуляционной системы от температуры охлаждающей воды. Точки перегиба будут определяться значениями температуры охлаждающей воды, при которых в одной из разнотипных турбин (а также однотипных, но с различными значениями отборов пара) будут начинаться ограничения мощности. 

Расчет располагаемой мощности и ограничений электрической мощности по СТВ выполняется для неотопительного периода эксплуатации. Однако не исключена необходимость проведения расчетов и для других условий. 

Для этого необходимы следующие исходные данные. 

По турбоагрегатам: 

· число и тип турбоагрегатов на электростанции; 

· типы конденсаторов на каждом турбоагрегате; 

· средние значения эксплуатационных расходов пара из регулируемых отборов каждого турбооагрегата для рассматриваемого (расчетного) периода; 

· нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов и их конденсаторов. 

По градирням: 

· число и типы градирен с указанием площади орошения, высоты вытяжной башни, высоты воздуховходного окна, типа и высоты оросителя; 

· нормативные, проектные характеристики градирен и характеристики, полученные по результатам натурных испытаний; 

· техническое состояние градирен на текущий период. 

По системе технического водоснабжения: 

· схема циркуляционного водоснабжения с указанием мест установки циркуляционных насосов, конденсаторов турбин, градирен, направлений движения потоков воды; 

· характеристики циркуляционных насосов при их параллельной или последовательной работе (в зависимости от схемы); 

· расход охлаждающей воды в системе при работе всех циркуляционных насосов; 

· заводские характеристики циркуляциононых насосов или характеристики по данным испытаний; 

· расход охлаждающей воды на МГО и возможность подачи ее от других источников, не входящих в циркуляционную систему. 

Расчетные метеорологические условия района расположения электростанции для расчетного периода определяются по данным многолетних наблюдений метеорологических служб. 

Температура охлаждающей воды перед конденсаторами рассчитывается по температуре воды на выходе из градирен с учетом особенностей конкретной циркуляционной системы (подача охлаждающей воды после МГО на гидроохладители или на всас циркуляционных насосов). 

Температура воды после охлаждения в градирнях определяется по нормативным характеристикам, построенным по результатам натурных балансовых испытаний градирен с учетом фактических показателей их работы и их отклонений от нормативных значений. 

Расчет условно состоит из четырех этапов и проводится в следующем порядке. 

1 ЭТАП.

Определение расчетных нагрузок СТВ электростанции.

При эксплуатационных расходах пара регулируемых отборов для номинальной (установленной) электрической мощности по диаграмме режимов работы турбин определяем расход свежего пара Dо каждого турбоагрегата. 

Расход пара на регенерацию турбины определяется по паспортным характеристикам регенеративных подогревателей. Число регенеративных отборов и соответственно ступеней подогрева составляет 7 – 10. Общая доля регенеративных отборов пара достигает 25 – 30 % расхода свежего пара. При отсутствии паспортных данных допускается расход пара на регенерацию определить по формуле 

Dрег = 0,20 – 0,30 Во. (1) 

Для расчетного режима расход  пара в конденсатор каждой турбины равен 

Dкр = Dо –Dn–Dm– Dрег. (2) 

Общий расход охлаждающей воды W в СТВ определяется из условий совпадения следующих параметров: 

· характеристика всех циркуляционных насосов при совместной работе; 

· номинального расхода охлаждающей воды в конденсаторы турбин; 

· фактической производительности градирен или проектной (в случае отсутствия результатов испытаний). 

В случае несовпадения численных значений одного из трех условий, в расчете принимается минимальное из трех значений расхода воды в системе W. 

Гидравлическая нагрузка между градирнями может быть распределена по двум сравниваемым вариантам: 

1 вариант – согласно результатам проведенных испытаний 

W1 + W2 + Wi + W; (3) 

2 вариант – пропорционально проектной производительности градирен при отсутствии результатов натурных испытаний, при проектировании электростанций или их расширении – 

Wi + Win /SWin)W.  (4) 

В качестве исходных данных в расчетах обеспеченности мощности используются результаты, полученные при натурных испытаниях (1 вариант). Одновременно проводится расчет при достижении проектного расхода воды в случае устранения причин его снижения (2 вариант). Сравнение расчетов по 1 и 2 вариантам позволяет  определить возможности увеличения мощности электростанции, экономию расхода топлива, сопоставить капитальные затраты на увеличение расхода воды с экономически достигаемым при этом результатом. 

Далее расходы охлаждающей воды распределяются между конденсаторами: 

· для циркуляционных систем с поперечными связями это распределение пропорционально номинальному расходу воды в конденсаторы 

Wkj =(Wkjн/SWkjн)W; (5) 

· для блочной схемы – пропорционально подаче циркуляционных насосов. 

Определяется тепловая нагрузка циркуляционной системы расчетного режима: 

Uop=S(DkjpDhj). (6) 

Рассчитывается удельная тепловая нагрузка на градирни расчетного режима: 

uсрр=Uop/SFi,  (7) 

Dtcd=uсрpSFigcW. (8) 

2 ЭТАП.

Построение промежуточного графика зависимости температуры охлаждающей воды от тепловой нагрузки СТВ 

По полученному значению удельной тепловой нагрузки uсрpрасчетного режима при нескольких значениях температуры воздуха q и влажности j расчетного периода по номограммам нормативных характеристик для каждого типа градирен легко найти соответствующие значения t2i, соответственно вносятся поправки на натурные данные испытаний. 

Таким же образом находим соответствующие значения t2iеще для нескольких произвольных значений удельной тепловой нагрузки, меньших расчетной. 

По полученным значениям t2i  для каждого значения удельной тепловой нагрузки определим средневзвешенную температуру воды после градирен (перед конденсаторами, рис. 1). 

t2св=S(t2iWi)/W.  (9) 

Все полученные значения сводятся в таблицу, и по полученным значениям температуры охлаждающей воды при фиксированных значениях удельной тепловой нагрузки и температуры воздуха строятся графики t2св=f(uсрq),  представленныена рис. 1 (здесь чем выше расположена точка, тем меньшее значение кратности охлаждения имеет конденсатор соответствующей турбины. 

3 ЭТАП.

Построение расчетной линии ограничения тепловой нагрузки СТВ 

Проверяются соответствие температуры охлаждающей воды максимально-допустимым значениям, при повышении которых начинаются ограничения и строится расчетная линия ограничения нагрузки на графике t2св=f(uсрq): 

· по условиям МГО – t2св £ 33 оС; 

· по условиям предельно-допустимого давления отработавшего пара в конденсаторах турбин – р2 £ 0,12 кгс/см2, t’ = 49,1 оС. 

Ограничение мощности по условиям работы МГО возникают на всех турбинах при одной и той же температуре t2³ 330C, то ограничения по предельной температуре пара в конденсаторах t¢£ 49,10С возникают на разных турбинах в разное время, как правило, при t2³ 250C, расходе пара в конденсатор Dк³ 50…70% номинального и кратности охлаждения m = W/Dк меньшей проектной (W – расход охлаждающей воды). 

Для построения линии ограничения по последнему критерию необходимо задаться несколькими значениями температуры охлажденной воды после градирен (перед конденсаторами) t2=t2св

При заданных значениях t2св, расчетном значении Dkjp  и известном уже Wkj определяются значения температуры насыщенного пара в конденсаторе каждой турбины по формуле 

tj = t2св +Dtkjp+dtjp (10) 

Dtkjp=(DkjpDhj)/Wkj,  (11) 

где dtjp– температурный напор в конденсаторе (он определяется по нормативным характеристикам конденсаторов при расчетном значении Dkjp и для каждого значения заданной t2св; при отсутствии нормативных характеристик допускается определение dtjp по заводским характеристикам). 

Для каждой турбины есть такое значение температуры охлаждающей воды t2св, при которой t’ достигнет предельно допустимого значения, равного 49,1 оС. Это граничная точка (точка перегиба), при превышении значения температуры пара в которой необходимо снижать расход свежего пара на турбину и соответственно электрическую мощность. Для определения значения температуры точки перегиба каждой турбины строится график t’=f(t2св), на котором в качестве граничной для всех турбин приведена tн = 49,1оС (рис. 2). 

Анализ нормативных характеристик конденсаторов всех марок отечественных турбин типов Т и ПТ показал, что при t2³ 200C и различных расходах воды при паровой нагрузке выше 35…50% от номинальной температурный напор прямо пропорционален Dк. Следовательно, разность t¢ - t2 также прямо пропорциональна Dк, что позволяет определять допустимую паровую нагрузку конденсатора при любом значении температуры охлажденной воды t2

Допустимое значение расхода пара в конденсатор каждой турбины в точках перегиба определяется с помощью коэффициента уменьшения паровой нагрузки конденсатора, который рассчитывается по формуле: 

cj =(tн’-t2св)/(tj – t2св).  (12) 

В соответствии с найденными значениями cj определяются расходы пара в конденсаторы каждой турбины для точек перегиба: 

При cj³1 Dkj = Dkjp; при cj<1 Dkj = cjDkjp$  (13) 

при cj= 1 турбина работает в граничном режиме, т.е. в точке перегиба. 

По полученным значениям Dkj в точках перегиба определяются значения удельной тепловой нагрузки градирен для соответствующих значений t2св:  

Uсрi = (SDkjDhj)/SFi

Полученные значения uсрiоткладываются соответственно на графиках t2св = f(uсрq) (см. рис. 1), на которых наносится также линия располагаемой тепловой нагрузки, соответствующая условию, что предельно допустимое давление отработавшего пара лежит в зоне температур до t2св= 33 оС (до пересечения с линией ограничения по этой температуре). Таким образом определяется положение расчетной линии располагаемой тепловой нагрузки СТВ (ограничения). 

На графике t2св = f(uсрq) методом интерполяции определяются значения q, соответствующие каждой точке перегиба (изменения тепловой нагрузки). 

4 ЭТАП.

Построение графика зависимости располагаемой мощности в зависимости от температуры наружного воздуха по сухому термометру Nраспэ = f(q). 

Расход пара в конденсатор каждой турбины для точек перегиба уже известен из формулы (2). Расход пара для uср градирен, лежащего ниже точки пересечения линии p2 с линией 33 оС, при увеличении значений q  определяется по формулам: 

Dkj = (uср ссра)Dkja, (14) 

Dkj = (Dticв/Dtаcв)/Dkjaили DkJ = WDt/Dh,  (15) 

где Dkj – расход пара в конденсатор турбины в точке пересечения линии p2  c линией 33 оС; исра – средняя удельная тепловая нагрузка градирни, соответствующая Dkj

По известным уже значениям Dkjопределяются соответствующие им значения расходов свежего пара Doj каждой турбины по формуле: 

Doj = Dm + Dn + Dк + Dрег  (16) 

или Doj = (Dm + Dn + Dк)/(0,7 ¸0,8),  (17) 

где 0,7 – 0,8 – коэффициент, учитывающий расходы пара регенеративных отборов.  

По энергетическим характеристикам турбоагрегатов для полученных значений расходов свежего пара на турбину определяются соответствующие им значения мощности при фиксированных значениях температуры окружающего воздуха строится график (рис. 3) располагаемой мощности электростанции в координатах Nраспэ (ордината) - q (абсцисса). 

На графиках Nраспэ=f(q) отображается точка 1, соответствующая мощности электростанции при температуре атмосферного воздуха 24,6 оС и относительной влажности 57 %, при которых выполнены типовые проекты градирен. Тепловая нагрузка при этом на градирню составляет 8 – 10 оС, а температура охлажденной воды не превышает 33,0 оС. Отображение данной точки необходимо как при проектировании электростанций, так и при эксплуатации для контроля соответствия проектных решений фактическим условиям эксплуатации. 

При построении окончатлеьного графика Nраспэ=f(q) учитываются поправки DNp2 на изменение давления пара в конденсаторе, определяемые по нормативным характеристикам конденсаторов. При отсутствии нормативных характеристик допускается использование следующей зависимости: изменение температуры охлаждающей воды перед конденсаторами турбина на ±1 оС по сравнению с температурой, установленной заводом-изготовителем, соответствует изменению мощности турбины на ±0,4 расчетной. 

Результаты расчетов многих электростанций показывают, что ограничения их электрической мощности появляются уже при отрицательных температурах атмосферного воздуха из-за превышения максимально допустимого давления отработавшего пара в конденсаторах турбин. Как правило, причина данного ограничения заключается в недостаточном количестве охлаждающей воды для работы турбины в конденсационном режиме. 

Расход пара в дополнительной точке, соответствующей первому пределу, принимается пропорционально тепловой нагрузке в выбранной точке и в ближней точке перегиба. 

Графики Nраспэ=f(q) следует строить для разных сочетаний работающих турбин и различных вариантов эксплуатационных нагрузок П и Т. 

Графики обеспеченности строятся при фиксированных соотношениях q = f(j), при этом для электростанций с градирнями необходимо учитывать конкретное значение относительной влажности воздуха. 

Для учета фактической влажности воздуха при пользовании графиками обеспеченности следует к фактической температуре воздуха по сухому термометру вводить поправку ±q, определяемую по универсальному графику Dq=f(j) (рис. 4). При этом мощность электростанции в конкретных метеусловиях будет определена на графике Nраспэ=f(q) при температуре воздуха, отличающейся от фактической на значение ±Dq. 

Выполнение расчетов по приведенному методу позволяет:

• оценивать возможности работы электростанции с установленной мощностью, рабочую мощность в конкретных условиях и режимах; 
• определять эффективность различных вариантов технического перевооружения; 
• выбирать наиболее эффективную комбинацию состава работающего оборудования; 
• выбирать наиболее эффективные СТВ и градирни при проектировании новых электростанций. 

Расчеты обеспеченности электрической мощности важны при согласовании ограничений мощности и определении направлений их сокращения.