Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Постановка задачи исследования 12
ГЛАВА 2. Расчетные исследования термонапряженного состояния оборудования энергоблока ПТУ 16
2.1 Барабан ВД 24
2.2 Выходной коллектор пароперегревателя ВД 32
2.3 Входной коллектор пароперегревателя ВД 39
2.4 Паропроводы высокого давления 40
2.5 Прогрев СК ВД 48
2.5.1 Определение допустимых скоростей прогрева стопорного клапана ВД на основе математического моделирования 61
2.6 Разворот ПТ до холостого хода 63
2.7 Прогрев ПТ 68
2.8 Совместное нагружение ГТУ и ПТ до нагрузки подключения контура НД 68
2.9 Дальнейшее нагружение энергоблока до номинальной нагрузки69
2.10 Выводы 83
ГЛАВА 3. Определение регулировочного диапазона и оптимальных скоростей изменения в его пределах 84
3.1 Снижение надежности работы оборудования блока при эксплуатации на пониженных нагрузках 86
3.2 Ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках 87
3.2.1 Вредные выбросы ТЭС 87
3.2.2 Рассеивание вредных веществ в атмосфере 92
3.2.3 Расчет допустимой нагрузки энергоблока из учета обеспечения ПДК NOx, СО 96
3.3 Регулировочный диапазон 99
3.4 Выводы 102
ГЛАВА 4. Исследование динамических характеристик ПТУ 103
4.1 Динамические характеристики газовой турбины 104
4.2 Динамические характеристики паровой турбины 104
4.3 Динамические характеристики энергоблока 109
4.4 Сбросы нагрузки 111
4.5 Выводы „118
ГЛАВА 5. Заключение 120
Список литературы
- Входной коллектор пароперегревателя ВД
- Совместное нагружение ГТУ и ПТ до нагрузки подключения контура НД
- Ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках
- Динамические характеристики паровой турбины
Введение к работе
Актуальность проблемы
В соответствии с Положением о функционировании оптового рынка электроэнергии и мощности в электроэнергетики России взаимоотношения между генерирующими компаниями и системным оператором ЕЭС формируются на основе Договоров на предоставление мощности на оптовый рынок. В них оговариваются отдельные условия, выполнение которых строго обязательно. К ним относятся, главным образом, гарантированная максимальная мощность, которая должна быть обеспечена в любое время по требованию системного оператора, технико-экономические и экологические показатели. Особо жестко оговариваются характеристики маневренности оборудования как определяющие режимы работы энергосистемы, причем независимо от его типа (конденсационное или теплофикационное). Невыполнение заявленных показателей штрафуется очень строго вплоть до отказа от оплаты поставленной на рынок мощности.
Поэтому работы по исследованию и улучшению маневренных характеристик ПТУ весьма актуальны. Надо отметить, что высокоэкономичные ПГУ, которые, в принципе, должны были бы использоваться в базовой части графика электрической нагрузки, неизбежно будут привлекаться к регулированию мощности в энергосистемах. Это относится как к конденсационным, так и к теплофикационным ПГУ (особенно в неотопительный сезон). Обусловлено это тем, что в крупных городах, где сооружаются ПГУ, в структуре генерирующих мощностей подавляющую долю составляет теплофикационное паросиловое оборудование, регулировочные возможности которого ограничены.
Актуальность темы диссертации обусловлена тем, что бинарные ПГУ с котлами-утилизаторами появились у нас недавно и режимы работы их оборудования недостаточно изучены, характеристики маневренности не выявлены, наиболее критичные элементы оборудования для основных режимов работы не определены и их состояние не проанализировано.
Цель работы
Основной целью диссертационной работы является комплексное исследование характеристик маневренности бинарных энергоблоков ПГУ-450Т и ПГУ-39 (таблица 1).
Поставленная цель достигнута за счет:
проведения экспериментальных исследований переменных режимов;
анализа надежности элементов оборудования пароводяной части ПГУ на математической модели;
совершенствования технологических схем и эксплуатационных режимов ПГУ на основе проведенных исследований;
- исследования динамических характеристик ПГУ при работе в регулировочном диапазоне нагрузок.
Таблица 1
Основные характеристики ПГУ-450Т и ПГУ-39
Научная новизна представленной работы состоит в следующем:
выявлены и проанализированы основные элементы оборудования ПГУ, термонапряженное состояние которых ограничивает скорости пусков и изменения нагрузки;
исследованы и обоснованы стартовые условия для пусков ПГУ из различных тепловых состояний с учетом состава пускаемого оборудования;
разработаны на основе проведенных исследований графики-задания пусков ПГУ из различных тепловых состояний, оптимизированные по критериям надежности;
разработаны методы определения регулировочного диапазона нагрузок ПГУ и пути его расширения;
разработаны технологические решения, сокращающие продолжительность пусковых операций для ПГУ.
Практическая ценность полученных результатов
Графики-задания пуска и методы определения регулировочного диапазона нагрузок ПГУ-450Т реализованы на действующих энергоблоках ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго».
Приведенные в диссертации методы исследований переменных режимов парогазовых установок используются при работах на ПГУ других типов, в частности, разработаны фафики-задания пусков и регулировочный диапазон ПГУ-325 Ивановской ГРЭС.
Автор защищает:
методы и результаты экспериментальных исследований переменных режимов ПГУ, расчетное обоснование критериев надежности оборудования энергоблоков типа ПГУ-450Т и ПГУ-39 при пусковых режимах, разработанных на основании исследований мероприятий по оптимизации технологических схем, режимов эксплуатации оборудования и регулировочного диапазона нагрузок.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
НТС ОАО «ВТИ» 2004-2008г.г.
НТС РАО «ЕЭС» России.
Работа отмечена Премией «Новая Генерация 2007».
Личный вклад автора
Все методические разработки, проведение экспериментальных и расчетных исследований, результаты которых приведены в данной работе, выполнены непосредственно автором.
Публикации
По теме диссертационной работы опубликовано 7 печатных изданий и получен патент Российской Федерации.
Входной коллектор пароперегревателя ВД
Как известно, повышение начальных параметров свежего пара привело к необходимости применения промежуточного перегрева, что связанно в основном с требованиями заводов — изготовителей турбинного оборудования к конечной влажности, которая возрастает с ростом давления свежего пара, и ограничена величинами 10-12% в зоне последних ступеней. Использование промежуточного перегрева пара повышает термодинамический КПД блока, хотя и приводит к усложнению тепловой схемы и несколько удорожает капитальные затраты на оборудование таких энергоблоков. В настоящее время промежуточный перегрев применяется на блоках СКД, и реже на блоках докритического давления. Как правило на электростанциях применяется однократный промежуточный перегрев пара, применение двукратного промежуточного перегрева оправдано для энергоблоков с давлением свежего пара более 27,3 МПа и в еще большей степени приводит к удорожанию установок в целом.
Повышение экономической эффективности производства электроэнергии на ТЭС может быть связано с применением энергетических установок, работающих на термодинамических циклах другого вида, бинарных циклах [7]. Высокая экономичность бинарного термодинамического цикла зависит от начальной температуры теплоносителя. Чтобы превзойти к.п.д. лучших энергоблоков работающих по стандартному циклу Ренкина, начальная температура в бинарном цикле должна превышать 1000 С, что требует применения новых технических решений при формировании тепловой схемы оборудования бинарных установок, основанном на применении газовых турбин с температурами газов перед первой ступенью более 1000 С.
Развитие газотурбостроения привело к появлению ГТУ с к.п.д. более 34% и высокими температурами газов на выходе из камер сгорания (более 1000С) и на выходе из ГТУ (на уровне 540 — 650С). В результате объединения в одном бинарном термодинамическом цикле (Брайтона-Ренкина) газотурбинного и паросилового цикла появилась реальная возможность повысить к.п.д. брутто таких установок (бинарных парогазовых установок) свыше 50 % [8] (максимальный достигнутый к настоящему времени к.п.д. брутто таких установок превышает 59-60 %) [9]. Современные бинарные парогазовые установки (ПТУ) отличаются высоким коэффициентом полезного действия по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками, и меньшим содержанием вредных выбросов в уходящих газах [10].
Объединение в единой тепловой схеме блока газотурбинного и паросилового оборудования, позволило одновременно с повышением экономичности обеспечить лучшие характеристики маневренности по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками ТЭС.
Коэффициент полезного действия существующих паросиловых электростанций в среднем составляет 36%, наивысшие достигнутые показатели экономичности традиционных энергоблоков ТЭС не превышают 45%. Вместе с тем, к.п.д. современных бинарных парогазовых установок значительно превышает 50%.
Первый парогазовый энергоблок в России введен в эксплуатацию на Северо-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге в декабре 2000 г.
Данный энергоблок, установленной мощностью 450 МВт, включает две газотурбинных установки V94.2 (мощностью 160 МВт), два котла-утилизатора и одной паровой турбиной Т-150-7.7. к.п.д. данного энергоблока составляет 51% [И].
В настоящее время так же как в 60-70 годы наблюдается острый дефицит производства электроэнергии и не уделяется должного внимания требованиям к маневренности парогазовых энергоблоков.
В первые «Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электрических станций с конденсационными турбинами» были разработаны и утверждены только в сентябре 1986 г. Выполнение этих Технических требований обеспечивало регулирование мощности энергоблоков в соответствии с требованиями энергосистем при нормальной эксплуатации в условиях,, характеризуемых систематическими изменениями нагрузки в регулировочном диапазоне и ограниченным количеством остановов в резерв на нерабочие дни и ночное время с последующим пуском из неостывшего и горячего состояний. В этом документе так же были определены и условия работы энергоблоков в аварийных режимах [12].
В связи с малым удельным весом специализированного маневренного оборудования, предназначенного для активной работы в режимах регулирования параметров энергосистем (частоты, активной мощности) функции регулирования (работа в пиковой и полупиковых частях графика нагрузки, регулирования частоты) возлагаются на оборудование, рассчитанного на работу в базовой части диспетчерского графика нагрузки [13].
Оборудование высокоманевренных (полупиковых и пиковых) энергоблоков, в том числе предназначенных для замещения демонтируемого устаревшего оборудования, должно было разрабатываться по специальным техническим требованиям. «Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций» [14] были разработаны и утверждены департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 23/Ш 1995 г. Выполнение этих Технических требований для полупикового режима использования обеспечит регулирование мощности ПГУ в соответствии с требованиями энергосистемы при еженедельных остановах в резерв на нерабочие дни и ежесуточных остановах на ночное время с последующими пусками из неостывшего и горячего состояний.
Два современных парогазовых энергоблока, рассматриваемые в диссертационной работе, работают в разных энергосистемах: Блок №1 ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ — энергосистема Финляндии ПГУ-39 Сочинская ТЭС - энергосистема Юга. эксплуатируются с явно выраженной разгрузкой в ночные часы на 20-25% мощности энергоблока (Рис. 1 и Рис. 2). Еще в СССР [15] проблема маневренности являлась одной из наиболее острых и решалась главным образом за счет привлечения оборудования ТЭС, предназначенного для несения базовой части нагрузок энергосистем с средним количество пусков - остановов за год, не превышающим 20-30. При проведении анализа поврежденности оборудования энергоблоков оказалось, что и это количество пусков существенно снижает ресурс высоконагруженных элементов тепловой схемы.
Следует отметить, что задача участия в регулировании нагрузки энергосистем относится и к теплофикационным энергоблокам ТЭЦ мощностью 100 - 250 МВт в особенности при работе в летний период времени при отсутствии значительной тепловой нагрузки [16],[17], [18], [19].
Кроме того, происходящая в настоящее время либерализация оптового и розничного рынков электрической энергии приводит к тому, что работа генерирующего оборудования в переменной части графиков нагрузок оказывается выгодной для электростанций.
Совместное нагружение ГТУ и ПТ до нагрузки подключения контура НД
Ранее считалось, что пуски из холодного состояния в практике эксплуатации сравнительно редки, и, как правило, связаны с пусками энергоблоков после проведения ремонтных работ на оборудовании, поэтому их продолжительность не является определяющей с точки зрения характеристик маневренности. В этой связи продолжительности пусковых операций для этого типа пусковых режимов назначались с запасом по времени. Так, например, продолжительность пусков из холодного состояния, для блоков 300 МВт более 360 мин. Решение задачи исследования технологии пусков ПГУ-450Т показало, что продолжительность пусков из холодного состояния этих установок также велика, и близка к продолжительности пусков из холодного состояния традиционных энергоблоков СКД мощностью 300 МВт. Ниже (Таблица 5) приведены продолжительности пусков из холодного состояния газомазутных блоков мощностью 200, 300 МВт, и ПГУ-450Т.
Основные затраты времени при пусках из холодного состояния связаны с прогревом толстостенных элементов тракта, в частности паропроводов высокого давления и органов парораспределения высокого давления паровой турбины.
Следует ожидать, что для аналогичных элементов тепловой схемы ПТУ продолжительность прогрева должна быть меньше.
Действительно, если толщина стенки выходного коллектора пароперегревателя высокого давления энергетического котла СКД блока 300 МВт составляет 40-50 мм, то толщина стенки выходного коллектора пароперегревателя блока ПГУ-450Т составляет 32 мм (оба коллектора выполнены из одной марки стали 12Х1МФ), а ПГУ-39 - 19 мм, что определяется принятым номинальным давлением пара высокого давления и температурой этого пара.
Основные проблемы при пусках из горячего состояния обусловлены технологией останова ГТУ. По условиям охлаждения ГТУ при ее остывании после останова необходимо, чтобы после выбега ротора ГТУ некоторое время происходило расхолаживание ее корпуса расходом воздуха при вращении ротора от валоповоротоного устройства. Так, после останова газотурбинной установки V94.2 для ее равномерного остывания необходимо производить вентиляцию газовоздушного тракта ГТУ в течении 20 часов, причем первые два часа непрерывно вентиляция производится с открытыми шиберами на входе в осевой компрессор и на выходе из котла - утилизатора, а затем через каждые 6 часов в течение 30 минут. Это позволяет производить равномерное охлаждение ГТУ, однако вызывает неравномерное остывание оборудования паросиловой части тепловой схемы — котла — утилизатора, паропроводов и паровой турбины, и вызывает неравномерное их остывание (Рис. 4, Рис. 5).
Для энергоблока ПГУ-39 ситуация аналогичная, однако она ухудшается открытой компоновкой котла-утилизатора и части паропроводов, что особенно в зимнее время приводит к более быстрому расхолаживанию котла-утилизатора и паропроводов. (Рис. 6, Рис. 7)
В результате при пусках после простоев до 12-14 часов (из горячего состояния) исходное распределение температур по тракту высокого давления оказывается существенно неравномерным. Если паровая турбина и паропроводы перед ней имеют высокую температуру, определяемую по темпу их естественного остывании, то выходной коллектор пароперегревателя ВД и часть паропроводов высокого давления непосредственно за котлом - утилизатором остывают до существенно более низких температур, так что их состояние соответствует пуску из неостывшего или даже холодного состояния.
Барабаны, как правило, выполняются цилиндрическими с приваренными к концам цилиндров обечайками. В отличие от барабанов паросиловых энергоблоках, внутренние полости барабанов КУ не имеют разделения на так называемые чистый и грязный отсеки.
В нижней половине барабанов выполнены патрубки подвода питательной воды (под углом 30 к вертикальной оси) и отвод воды на всас насосов циркуляции циркуляционных контуров (вдоль вертикальной оси барабана), которые являются конструктивными концентраторами напряжений. Непосредственно на патрубке отвода воды в контур циркуляции выполнен патрубок подвода химреагентов для коррекционной обработки котловой воды и патрубок для организации непрерывной продувки барабана. Дополнительно в барабан высокого давления под уровень выполнен патрубок подвода пара для разогрева барабана, выполняемого перед пусками котла-утилизатора из холодного состояния.
В верхней части барабанов расположены сепарационные устройства по всей длине барабана. Из верхней части барабанов выполнен отвод пара в пароперегреватель двумя патрубками, в верхнюю часть барабанов производится подвод среды из контура циркуляции (под углом 40 к вертикальной оси, отделенной от барабана вертикальным металлическим щитом для исключения возможности вскипания во внутреннем объеме барабана).
Данное расположение точек контроля температуры металла позволяет получить достоверную оценку температурного состояния металла по все длине барабана.
Согласно действующим нормативным документам РФ термопрочность барабанов принято оценивать, моделируя процесс прогрева, по допустимым скоростям повышения температуры металла. В то же время за рубежом принято использовать скорость повышения давления и разность температуры по толщине стенки вблизи нижней части корпуса. Сравнение этих двух условий проведенное в [28] показало, что расчет по допускаемым скоростям повышения давления - более корректен.
Расчет термонапряженного состояния барабана ВД производился с помощью многофункционального программного комплекса ANSYS. Для чего была создана модель, представляющая собой половину поперечного сечения обечайки барабана.
Ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках
В соответствии с требованиями к маневренности [14] допустимое число циклов должно составить: для пусков из холодного и неостывшего состояния 2000, а для пуска из горячего состояния 8000. Как видно из полученных результатов при пуске из холодного состояния и неостывшего состояния не менее 80С с учетом ползучести. При пуске из горячего состояния не менее 100С с учетом ползучести.
Эти условия выполняются для всех типов пусков. Определение допустимых скоростей прогрева стопорного клапана ВД ка основе математического моделирования.
Данные об изменение температуры могут быть получены только с термопар расположенных на внешней стороне стопорного клапана, внутри нет ни одной термопары. Имеет три характерные точки, в которых снимаются данные. Определить допустимую скорость прогрева стопорного клапана можно только, моделируя процесс нагрева его изнутри, основываясь на том, что внутри он находится под действием насыщенного пара. Основными давлениями, при которых будут производиться расчет являются давления ЗМПа, 3.5МПа и 5МПа. Поэтому если поднимать давления до этих величин следующим образом: мгновенно, за 30, 60, 120, 180 _ секунд, то будут получены величины скоростей прогрева. Точно таким же образом получается картина напряжений и допустимых циклов в зависимости от скорости прогрева.
Для определения коэффициента теплоотдачи от пара к внутренней стенке клапана принято, что прогрев клапана осуществляется конденсацией пара на его внутренней стенке при повышении давления пара в клапане. По этим данным находится распределение температуры снаружи и соответствующая скорость прогрева.
Напряжения, которые возникают при этих скоростях подъема давления, находятся при помощи программного комплекса ANSYS. Расчет проводится методом конечных элементов, при помощи конечного элемента Plane 13 (плоский, симметричный, четырех-узловой элемент). Изменение напряжений от скороепг прогрей» СК ВД в разных хоилх. В результате расчетов получено, что первой начинает лимитировать зона 1. Тем самым допускаемая скорость повышения температуры СК ВД составляет 13С/мин при допускаемых напряжениях 420МПа. Аналогичные расчеты были проведены и для стопорного клапана ВД турбоустановки Т-150-7.7.
Корпусы стопорных и регулирующих клапанов выполнены как одно целое из стали 15Х1МФ. Толщина стенки корпуса стопорного клапана составляет 90-92 мм в сечении паровпуска.
В результате расчета получено, что допускаемая скорость прогрева составляет не более 6 С/мин. Разворот ПТ до холостого хода Основной проблемой при прогреве ПТ является достижение равномерного прогрева статора и ротора ПТ, как по длине, так и по высоте. Причиной неравномерного прогрева является то, что ротор ПТУ менее металлоемкий элемент, чем статор, а его вращение и лопатка, играющая роль ребра увеличивающей теплосъем, позволяет прогреваться ему с большей скоростью. Наиболее металлоемким элементом статора ЦВД являются фланцы. Для интенсификации прогрева предусмотрен обогрев фланцев.
Так же следует отметить, что при развороте ПТ требуемый расход пара составляет около 3-4% от номинального. Обеспечение данного расхода производится путем частичного открытия регулирующих клапанов, что приводит к «захолаживанию» паровпуска ЦВД за счет дросселирования пара.
При пуске паровой турбины начальные параметры пара подбираются из условия исключения недопустимого захолаживания и (или) черезмерно быстрого прогрева деталей турбины и паропроводов при увеличении частоты вращения ротора и на начальном этапе нагружения ПТ. Выбор начальной температуры пара производится с учетом аккумуляции тепла в паровпускных органах турбины и паропроводах. К технологии начального этапа пуска часто предъявляют требования равномерного прогрева всех паровпускных деталей. Оно возникло из-за опасений окружной температурной неравномерности в ЦВД турбин с сопловым парораспределением резкого нагрева тех элементов паровпуска, которые останутся холодными к моменту их подключения на последующих этапах пуска и нагружения блока.
Исследования проведенные на турбине Т-10/11-5,2/0,2 Сочинской ТЭС с сопловым парораспределением и двухвенечной регулирующей ступенью показали, что во время разворота снижение температуры пара в камере регулирующей ступени составляет 160-180 С. Таким образом, при стартовой температуре 400 С и частоте вращения 300 об/мин температура пара в камере за регулирующей ступень составит порядка 220 С.
При пусках после коротких простоев, когда температура корпуса паровой турбины может составлять более 270С, температура поверхности ротора в зоне камеры регулирующей ступени по оценке будет превышать 280С. Температура пара ВД перед паровой турбиной составляет при пусках с указанной начальной температурой корпуса ПТ около 420С (давление пара ВДЗ,0-3,5МПа).
Таким образом, температура пара в камере регулирующей ступени составит с учетом указанного снижения - 250С, что в итоге приведет к охлаждению ротора и повышенным температурным напряжениям в нем.
Из сказанного следует, что для повышения надежности паровой турбины предтолчковая температура металла паропроводов должна определяться с учетом начального теплового состояния корпуса ПТ и типа пуска блока.
Для определения этой температуры необходимо знать допустимую температуру пара перед отводом на БРОУ ВД из паропровода высокого давления в зависимости от начального температурного состояния паровой турбины.
Эта температура определяется, исходя из полученных по оценке снижений температур пара в камере регулирующей ступени на уровне 180С, соответствующей открытию одного РКВД при повышении частоты вращения паровой турбины. Для того, чтобы не допускать снижения температуры пара в регулирующей ступени и растягивающих напряжений на наружной поверхности ротора, необходимо прогревать паропровод ВД до температуры, превышающей температуру ротора турбины. Таким образом, начальная температура паропровода tnn в сечение перед отводом на БРОУ должна составить /лл= лвд+180с (2.6.1) На основании данных исследования для энергоблока ПГУ-39 была разработана номограмма выбора стартовой мощности ГТУ в зависимости от теплового состояния ПТУ (Рис. 23).
Аналогичные исследования были проведены и для ПТУ Т-150-7,7 с дроссельным парораспределением. Отсутствия сопловых коробок и регулирующей ступени позволяет получить равномерный прогрев ЦВД по окружности и избежать больших захолаживаний (Рис. 24)
Динамические характеристики паровой турбины
Помимо перечисленных состояний также могут реализовываться их комбинации. Наиболее интересной является комбинация нейтрального состояния внизу и инверсии температуры вверху, разделенных границей инверсионного слоя. Такое состояние атмосферы называется «приподнятая инверсия температуры». В зависимости от эффективной высоты дымовой трубы это состояние обеспечивает либо наилучшие, либо наихудшие условия рассеивания факела. Под эффективной высотой понимается сумма геометрической высоты трубы и высоты гидродинамического и теплового подъема факела над устьем трубы. Если эффективная высота трубы превышает высоту границы инверсионного слоя, то факел дымовых газов изолируется от приземного слоя (см. Рис. 36г), а если нет, то факел отсекается от верхних слоев атмосферы и рассеивается в приземном слое (см. Рис. 36д).
Скорость ветра имеет неоднозначное влияние на рассеивание дымовых газов в атмосфере. Так увеличение скорости ветра способствует более интенсивному перемешиванию дымового факела с атмосферным воздухом, что способствует уменьшению концентрации вредных веществ в приземном слое атмосферы, однако рост скорости ветра ведет также к уменьшению гидродинамического и теплового подъема факела над устьем дымовой трубы, в результате чего время пребывания дымовых газов в верхних слоях атмосферы падает, а следовательно, концентрации на уровне дыхания растут. Таким образом, для каждой дымовой трубы существует опасная скорость ветра, при которой приземные концентрации максимальны.
Экологические характеристики энергоблока ПТУ сильно зависят от типа применяемых камер сгорания — выносные, кольцевые и режима горения.
В связи с этим для каждого типа ГТУ будет своя допустимая граница снижения нагрузки. Для энергоблока ПГУ-450Т ухудшение экологических показателей при снижении нагрузки блока связано с переходом ГТУ из режима с предварительным смешением в диффузионный режим горения, который происходит при снижении нагрузки ГТУ примерно до 85 МВт (Рис.
Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере производится по методике ОНД-86 [38], которая позволяет определять максимальные разовые концентрации вредностей на уровне дыхания при опасной скорости ветра и неблагоприятных метеоусловиях, которые подразумевают реализацию неустойчивого стратификационного состояния атмосферы.
В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяется на составляющие (с учетом различия в молекулярной массе этих веществ)
Таким образом, при разгружении энергоблоков ПГУ-450Т и ПГУ-39 предельно допустимых концентраций вредных выбросов не превышается.
Исходя из результатов расчета вредных выбросов от энергоблоков ПГУ-450Т и ПГУ-39 и анализа критериев надежности работы оборудования получаем, что нижней границей регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т при температуре наружного воздуха +15С следует принимать мощность энергоблока на уровне 220 -230 МВт, которая будет обусловлена снижением температурой пара перед СК ВД.
Для энергоблока ПГУ-39, в связи с особенность изменения температуры газов за ГТУ нижняя граница допустимого регулировочного диапазона совпадает с техническим минимумом и соответствует 30%. Критерием, ограничивающим нижнюю границу, является необходимость отключения
Для увеличения регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т были проведены эксперементальные исследования возможность применения системы антиобледенения (АОС). На рисунке 43 представленна эксперементальная зависимость прироста температуры воздуха на входе в компрессор ГТУ от мощности ГТУ при работающей системе АОС.
Повышение температуры воздуха на входе в компрессор ГТУ от мощности ГТУ при работающей системе АОС.
Включение системы АОС при низких нагрузках ГТУ во всем диапазоне температур наружного воздуха позволяет снизить мощность ГТУ на 7-8 МВт, а ПТУ на 2-3 МВт при условии поддержания температуры пара выше минимально допустимой величины 440 С.
Для энергоблока ПГУ-39 данных исследований не проводилось в связи с отсутствием необходимости повышения температуры пара.
На рисунке 40 представлен регулировочный диапазон энергоблока ПГУ-450Т в конденсационном режиме с/без учета системы АОС.
Парогазовые установки бинарного типа представляют собой новый тип энергетических установок, динамические характеристики которых значительно отличаются от динамических характеристих паросилового оборудования. [24]
Как объект регулирования мощности, ПТУ представляет собой сложную взаимосвязанную систему. Особенностью ПТУ является то, что основной регулируемый параметр - электрическая мощность установки представляет собой сумму мощностей газовой и паровой турбины, при этом мощность ПТУ зависит от мощности ГТУ. Помимо электрической мощности ПТУ, являющейся выходным параметром для внешнего потребителя, важным параметром является давление и температура пара перед паровой турбиной, определяющие надежность и экономичность работы.
В соответствии с требованиями к маневренности парогазовых установок их оборудование должно участвовать в первичном регулировании частоты и мощности. Указанными требованиями определено участие ПТУ в виде частичных сбросов нагрузки в пределах регулировочного диапазона при подаче сигналов от регулятора скорости и внешних систем управления со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования паровой турбины на сброс нагрузки. При этом расчетное количество циклов изменений нагрузки за срок службы должно составлять не менее 10000.
