CC BY
53
ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАЦИИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБОУСТАНОВОК НА РЕЖИМАХ С МИНИМАЛЬНЫМИ ПРОПУСКАМИ ПАРА В КОНДЕНСАТОР.
В.М. БОРОВКОВ, С.М. КОШЕЛЕВ Санкт-Петербургский государственный педагогический университет
Исследовано влияние работы системы регенерации на эффективность теплофикационных турбоустановок. На режимах с минимальным пропуском пара в конденсатор внутренний КПД турбоустановки равен 1 и не зависит от работы системы регенерации. Определена оптимальная схема работы системы регенерации теплофикационных паротурбинных установок при их работе с минимальными пропусками пара в конденсатор. Определены показатели турбоустановки при работе с отключенными ПВД.
Теплофикационные системы, т.е. такие, в которых в качестве источника теплоснабжения используется ТЭЦ, нашли широкое применение в России и за рубежом. В основном они используются для теплоснабжения больших и средних городов. Распространенное в настоящее время мнение о неконкурентоспособности теплофикационных систем по отношению к автономным возникло в результате целого комплекса причин, основной из которых является моральный и физический износ основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ. Замена на новое, более совершенное оборудование способствует повышению их конкурентоспособности, однако в текущих экономических условиях говорить о возможности быстрой замены устаревших турбоустановок на более совершенные не приходится. Поэтому важной задачей является поиск оптимальных решений для модернизации ТЭЦ, а также совершенствование режимов работы основного и вспомогательного оборудования.
Главной особенностью теплофикационных паротурбинных установок является возможность работы без потерь тепла в холодном источнике (конденсаторе), что делает их наиболее экономичными из всех типов ПТУ [1].
Современные теплофикационные блоки имеют развитую систему регенерации. Основным назначением этой системы является подогрев
питательной воды с целью уменьшения расхода топлива, сжигаемого в котле, а также сокращение расхода пара в конденсатор при конденсационном режиме работы турбоустановки и, как следствие, снижение потерь в холодном источнике при этом режиме работы.
Влияние работы системы РППВ на эффективность теплофикационной турбоустановки будет определяться соотношением расходов пара, идущего в теплофикационные отборы и идущего в конденсатор.
Теплофикационные установки оснащены, как правило, одним или двумя регулируемыми отборами пара, используемого для подогрева сетевой воды. Необходимое давление пара определяется температурным графиком теплосети и
© В.М. Боровков, С.М. Кошелев
Проблемы энергетики, 2005, № 7-8
поддерживается с помощью питательной воды, способствует уменьшению потерь тепла в конденсаторе. КПД турбоустановки повышается.
В случае, когда регулирующие диафрагмы полностью закрыты, в конденсатор поступает только пар вентиляционного пропуска, который конденсируется, как правило, на встроенном пучке, охлаждаемом сетевой или подпиточной водой. В этом случае потери в холодном источнике отсутствуют. Влияние работы системы РППВ на КПД теплофикационного блока на таком режиме остается неизученным. С одной стороны, уменьшение доли пара, отбираемого на РППВ, приведет к росту тепловой и электрической мощности турбины, с другой - уменьшение температуры подогрева питательной воды приведет к необходимости сжигания дополнительного топлива в котле.
Для оценки влияния работы системы РППВ на эффективность теплофикационной установки на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор необходимо рассмотреть два вопроса:
1. Влияние работы системы РППВ на полный КПД турбоустановки.
2. Влияние работы системы РППВ на работу и КПД котлоагрегата.
Полный КПД теплофикационной турбоустановки [2] с регенерацией
т а к Нк + ^а г Нг + а т Нт + а т#т
а к ?ок
+ !а г Нг +а т (Нт + qТ ) ’
где Нк, Нт и Нг - теплоперепады конденсационного, теплофикационного и регенеративного потоков пара; #ок и qТ - расход тепла на конденсационный и теплофикационный поток пара; ак, аТ и аг - доли расходов пара в конденсатор, в теплофикационной отбор и на регенерацию. Регулирующая диафрагма закрыта, то ак = 0, следовательно,
т ^а г Нг +а т Нт +а т^т г Н г + а т (нт + #т )
В идеальном случае этот КПД равен единице. Он не зависит от расхода пара на регенеративные отборы, следовательно, система регенерации при работе турбоустановки с минимальным пропуском пара в конденсатор не влияет на ее КПД. Отключение части регенеративных отборов позволит получить дополнительную мощность без снижения КПД турбоустановки.
При отключении ПВД температура питательной воды на входе в котел уменьшается. При постоянном расходе топлива это приведет к снижению температуры уходящих газов ¿ух и, как следствие, к увеличению КПД котла.
Основным ограничивающим фактором для снижения ¿ух на котлах, работающих
на природном газе, является температура начала выпадения влаги (точка росы) на поверхностях нагрева (воздухоподогреватель, экономайзер). Парциальное давление водяного пара при сжигании газового топлива в уходящих газах р О =0,0184 МПа, что соответствует температуре точки росы 328 К (55 0С).
Исходя из этой величины можно говорить о допустимости снижения tyx от
номинального значения 403 К (130 °С) до 353-363 К (80-90 °С) для котлов на газовом топливе.
Снижение температуры питательной воды требует увеличения тепловой производительности котла. Снижение температуры уходящих газов позволяет увеличить тепловую производительность, однако, как показывает расчет, этого недостаточно, и для соблюдения теплового баланса котла [3]
В = Ср(Ар - )• 100
р Ор •п
5^р Чка
при расходе топлива Вр =еопз1 необходимо уменьшать расход питательной воды,
а соответственно, и расход пара на турбину. Снижение расхода пара на турбину приведет к снижению ее мощности. Соотношение мощности, получаемой при вытеснении пара отборов в проточную часть и теряемой при уменьшении расхода пара на турбину, и будет определять эффект от отключения ПВД.
Мощность, вырабатываемая паром г'-го ПВД,
= СПг («Иг — «Т ) ,
где СПг и - соответственно расход и энтальпия пара, идущего в г-й ПВД; Иг -энтальпия точки окончания процесса расширения, в данном случае -теплофикационного отбора.
Новый расход пара на турбину при г-м отключенном ПВД определяется из уравнения теплового баланса котла:
. пка 'Ор 'ВР ,,(/) . ттитт {
где А =-------------=еоп«1; Аппв - увеличение энтальпии в г-м ПВД (при
номинальном режиме).
Мощность турбины уменьшится на величину
AN() = (С0 - С0(1))-(А0 - Ат ).
Величина
ANІ = ANП. - А^^
будет определять изменение внутренней мощности турбины в результате отключения ПВД.
В табл. 1 приведены результаты расчета показателей теплофикационной турбоустановки Т-110/120-130 при отключении одного, двух и трех ПВД.
Показатели турбоустановки Т-110/120-130 на режимах с отключенными ПВД
Номинальный режим Отключено 3 ПВД Отключено 2 ПВД Отключен 1 ПВД
QТy, МВт 201,3 211,5 212,7 208,4
N¡, МВт 103,7 101,2 103,3 105,5
( 0С 4пв > ^ 239,3 158,8 178,3 217,2
С0, кг/с 126,3 113,3 116,8 124,7
С 0 * 139 80 80 80
пка > % 94,5 97,5 97,5 97,5
Здесь QТУ - тепловая мощность турбины; N - внутренняя мощность турбины; ¿пв - температура питательной воды; в0 - начальный расход пара; ¿ух -
температура уходящих газов; пка - КПД котла.
Наиболее оптимальным, с точки зрения увеличения тепловой и электрической мощности, является режим работы с одним (верхним) отключенным ПВД.
Основным режимом работы теплофикационной турбины в отопительный период является работа по тепловому графику нагрузок. При этом ставится задача поддержания заданной тепловой мощности и температуры сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей. Показателем эффективности режима при этом служит величина электрической мощности. Из табл. 1 видно, что на режимах с отключенными ПВД достигается тепловая мощность, превышающая
номинальную. Для поддержания номинальной тепловой мощности можно применить два способа:
- уменьшение расхода пара на турбину;
- открытие регулирующих диафрагм и пропуск части пара в ЦНД.
Температура сетевой воды в обоих случаях поддерживается за счет поддержания постоянных давлений в камерах отопительных отборов.
При работе ПТУ с отключением ПВД расход пара на турбину уменьшается для обеспечения возможности работы котла с температурой уходящих газов 353 К (80 0С). Дополнительное уменьшение расхода пара на турбину приведет к тому, что электрическая мощность ПТ станет меньше, чем на номинальном режиме. Например, при отключении 3-х ПВД при поддержании тепловой нагрузки 201,3 МВт электрическая мощность составит 95,7 МВт. Этот метод поддержания тепловой нагрузки неэффективен.
При частичном открытии регулирующих диафрагм пар, прошедший в ЦНД, вырабатывает дополнительную мощность и попадает в конденсатор. При охлаждении конденсатора сетевой или подпиточной водой потерь в конденсаторе т
нет и П/ =1. Электрическая мощность турбины при этом возрастает. Такой способ может считаться наиболее оптимальным для регулирования тепловой нагрузки. Однако если конденсатор охлаждается циркуляционной водой, то возникают
т
потери, связанные с конденсационным потоком пара Gк и П/ <1. Оценку
эффективности в этом случае удобно вести с помощью коэффициента использования теплоты топлива (КПД ТЭЦ):
ПТЭЦ ~ ПІ ‘ ПЭМ ' ПТР ' пка ’
где пЭМ - электромеханический КПД; пТР - КПД транспорта теплоты.
Показатели работы турбоустановки при таком способе поддержания тепловой нагрузки приведены в табл. 2.
Таблица 2
Показатели турбоустановки Т-110/120-130 на режимах с отключенными ПВД при поддержании
постоянной тепловой нагрузки
Номинальный режим Отключено 3 ПВД Отключено 2 ПВД Отключен 1 ПВД
2ТУ, МВт 201,3 201,3 201,3 201,3
Мі, МВт 103,7 102,4 104,6 106,2
і 0С 1пв > 239,3 158,8 178,3 217,2
00, кг/с 126,3 113,3 116,8 124,7
іух , 0С 139 80 80 80
Лка , % 94,5 97,5 97,5 97,5
ПТ Пі 0,9873 0,9625 0,9602 0,9709
Єк, кг/с 2,2 6,9 7,4 5,5
ПТЭЦ 0,8869 0,8921 0,8899 0,9044
Из таблицы видно, что из-за образования конденсационного потока пара происходит некоторое снижение внутреннего КПД турбоустановки. Однако из-за роста КПД котла коэффициент использования теплоты топлива увеличивается, по сравнению с базовым режимом, на 1,75 % (абсолютных).
Выводы
1. Оптимизация режимов работы основного и вспомогательного оборудования энергоустановок является важнейшим способом повышения их эффективности. Одной из важнейших подсистем ТЭС является система регенеративного подогрева питательной воды. Эффект от работы системы регенерации теплофикационных турбоустановок зависит от режимов их работы. На режимах с минимальным пропуском пара в конденсатор внутренний КПД турбоустановки равен 1 и не зависит от работы системы регенерации.
2. При отключении части регенеративных отборов происходит понижение температуры питательной воды. При использовании теплоты уходящих газов котла для подогрева питательной воды допустимо снижать температуру уходящих газов до 353-363 К (80-90 °С). При этом из условия соблюдения теплового баланса котла следует, что необходимо уменьшать расход питательной воды.
3. Отключение системы регенерации на режиме с малым пропуском пара в конденсатор приводит к изменению мощности турбины. Наиболее оптимальным режимом работы системы РППВ является режим работы с одним (верхним) отключенным ПВД. Рост электрической мощности в этом случае составляет 1,8 МВт. Рост тепловой производительности составляет 7,1 МВт. При работе турбины
по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой рост мощности при отключении верхнего ПВД составляет 2,5 МВт.
4. При работе турбины по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой и отключенными ПВД образуется конденсационный поток пара, что приводит к некоторому снижению внутреннего КПД турбоустановки. Однако, из-за роста КПД котла, коэффициент использования теплоты топлива также увеличивается по сравнению с базовым режимом.
Summary
An effect of regeneration system work on efficiency of district heating extraction turbines had been researched. An internal efficiency of extraction turbine equals 1 on the modes of operation with minimal steam flow into condenser. It is not depending on regeneration system work. An optimal scheme of regeneration system work had been defined for extraction turbines, working with minimal steam flow into condenser. A parameters of extraction turbine on the modes of operation with disabled high pressure heaters had been determined.
Литература.
1. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д.П. Бузина. - 2-у изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатемиздат, 1986. - 272 с.
2. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1976. -
448 с.
3. Тепловой расчет котельных агрегатов: Нормативный метод / Под. ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубровского, Э.С. Карасиной. - М.-Л.: Энергия, 1973. - 195 с.
Поступила 06.07.2005
