13.2. Маневренность турбоагрегатов и программы регулирования энергоблоков тэс
В общем случае маневренность энергоблока определяется совокупностью его следующих характеристик, обеспечивающих эффективность участия блока в регулировании мощности энергосистемы:
регулировочный диапазон - разность Nмах-Nmin, при котором блок может работать долгое время (уровень регулировочного диапазона в основном определяется условиями работы котла, так как ограничений по работе турбины практически нет);
время останова и пуска блока из различных тепловых состояний его оборудования (см. табл. 13.1);
скорость изменения нагрузки, характеризуемая приемистостью энергоблока.
Приемистость лимитируется температурным состоянием оборудования и паропроводов. При этом пиковые агрегаты (работающие около 1000-2000 часов в год) должны иметь возможность не менее 2-х пусков и остановов в сутки при высоких скоростях пуска и набора мощности (в основном агрегаты ГАЭС, ГТУ). Полупиковые нагрузки регулируются базовыми агрегатами (газомазутные блоки) с полупиковыми характеристиками. После останова в ночь на 6-8 часов дальнейший набор нагрузки производится со скоростью 5% мощности в минуту, а после останова в выходные дни (около 60 часов) скорость набора нагрузки составляет 3% в минуту.
Регулировочный диапазон базовых энергоблоков должен быть: для газомазутных конденсационных блоков не менее 70% номинальной мощности; для пылеугольных – не менее 50% (для блоков СКД 70-80%); для АЭС - 25-30%; для ТЭЦ - до 40%. Следует отметить, что режимы разгрузки связаны со снижением экономичности оборудования энергоблока. Поэтому велика значимость выбора программ регулирования их мощности. Для ТЭС существуют три основные программы регулирования (рис. 13.2):
а) при постоянном давлении свежего пара р0 и переменном положении регулирующих клапанов турбоагрегата (изменение давления пара производится его дросселированием в регулирующих клапанах турбины);
б) со скользящим начальным давлением (давление изменяется питательным насосом) и неизменном положении регулирующих клапанов (до уровня относительной мощности NЭ/NЭ,ном0,3-0,35);
в) комбинированная программа, когда в области высоких нагрузок реализуется программа а), а в области низких нагрузок – программа со скользящим давлением в двух сопловых коробках турбины при закрытых остальных.
а) б) в)
Рис. 13.2. Основные программы регулирования энергоблоков:
а) при постоянном давлении свежего пара и переменном положении РК; б) со скользящим начальном давлении; в) комбинированная программа
(
-
относительная высота подъема штока
регулирующего клапана паровой турбины;
-
относительное давление водяного пара
перед турбиной)
13.3. Холостой ход турбоагрегата
При холостом ходе отключаются все отборы водяного пара на подогреватели питательной воды и расход свежего пара в турбину G0 примерно равен расходу Gк в конденсатор турбоустановки. Обычно при холостом ходе понижают температуры to и tnn. На рис. 13.3 показан процесс расширения пара при холостом ходе турбины К-800-23,5 ЛМЗ. Здесь Gхх/(G0)ном=0,08, а внутренняя мощность турбины (около 3 МВт) примерно равна потерям холостого хода, включая механические и в электрогенераторе. Данный режим позволяет в короткие сроки обеспечить набор требуемой мощности турбоустановки за счет сокращения пусковых операций, в том числе связанных с прогревом парогенерирующих элементов котла и высокотемпературных элементов турбины.
Расход пара в турбину на холостом ходу существенно зависит от давления в конденсаторе. Обычно соотношение расходов пара на холостом ходу и в номинальном режиме эксплуатации турбины Gxх/(G0)ном=8…10%. Однако при холостом ходе крайне трудно обеспечить глубокое разрежение в конденсаторе, так как при сокращении расхода свежего пара понижается давление по ступеням турбины и большая их часть находится под разрежением. Следовательно, создаются условия для роста присосов воздуха, ухудшающих процессы формирования разрежения в конденсаторе. Кроме того, в рассматриваемом режиме имеет место перегрев корпуса выходного патрубка, связанный с увеличением температуры из-за роста вентиляционных потерь в последних ступенях ЦНД. Поэтому приходится обеспечивать охлаждение корпуса патрубка впрыском в его паровое пространство охлаждающей воды.
Рис. 13.3. Процесс расширения при холостом ходе паровой турбины К-800-23,5 ЛМЗ