Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обобщение и анализ условий эксплуатации ЦНД теплофикационных турбин 7
1.1. Общая характеристика режимов работы ТЭЦ 7
1.2 Особенности режимов работы теплофикационных турбин и их ЦНД 9
1.3. Обзор основных известных направлений и результатов работ по повышению эффективности эксплуатации теплофикационных турбин и их ЦНД 16
1.3.1. Снижение потерь теплоты в холодном источнике 17
1.3.1.1. Использование теплоты пара, поступающего в конденсатор 18
1.3.1.2. Уменьшение пропуска пара в ЦНД 21
1.3.2. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин 25
1.3.3. Надежность работы ЦНД теплофикационных турбин... 30
1.3.4. Эрозионный износ последних ступеней ЦНД 32
1.3.5. Унификация проточных частей низкого давления 36
1.3.6. Эксплуатация теплофикационных турбин без рабочих лопаток последней ступени ЦНД 37
1.4. Направления, требующие дальнейшего изучения. Постановка задач для исследований 39
Глава 2. Анализ режимов работы проточной части ЦНД теплофикационных турбин в реальных условиях эксплуатации 42
2.1. Анализ основных факторов, определяющих работу проточной части ЦНД 42
2.1.1. Анализ факторов, определяющих работу ЦНД в режимах с вентиляционным пропуском пара 42
2.1.2. Факторы, определяющие работу ЦНД в режимах с частичными нагрузками 47
2.1.3. Влияние режимов работы на интенсивность износа последних ступеней 51
2.2. Анализ реальных условий эксплуатации теплофикационных турбин в течение календарного года 56
2.2.1. Анализ изменения графиков электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ...56
2.2.2. Анализ изменения графиков электрической и тепловой нагрузки отдельных агрегатов ТЭЦ 66
2.2.3. Анализ изменения вакуума в конденсаторе теплофикационной турбины в течение календарного года 69
2.3. Выводы по главе 72
Глава 3. Методика выбора оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин 74
3.1. Основные факторы, определяющие выбор оптимальной пропускной способности ЦНД с учетом условий эксплуатации 74
3.2. Методика оценки годовых затрат на турбину 75
3.3. Определение изменения затрат, связанных с потерями в режиме работы с вентиляционным расходом пара в ЦНД 77
3.4. Определение изменения затрат при полезном использовании теплоты пара, поступающего в конденсатор 83
3.5. Определение изменения затрат на ввод замещающей мощности при работе с вентиляционным пропуском пара в ЦНД 89
3.6. Определение изменения затрат при выработке электроэнергии по конденсационному циклу 90
3.7. Определение изменения затрат на компенсацию ограничения мощности 91
3.8. Определение изменения затрат, связанных с восстановлением и заменой рабочих лопаток 92
3.9. Последовательность проведения расчетов по выбору оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД. Пересчет параметров базового режима для турбины при изменении высоты лопаток ЦНД 95
3.10. Выводы по главе 100
Глава 4. Исследование и выбор оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин 101
4.1. Общая характеристика рассматриваемых турбин 101
4.2. Исследование и анализ основных критериев, определяющих выбор оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин 102
4.2.1. Потери мощности на трение и вентиляцию в ЦНД 102
4.2.2. Эффективность работы ЦНД в режимах переходного и неотопительного периода 104
4.2.3. Долговечность и надежность работы лопаток последней ступени ЦНД теплофикационных турбин 105
4.3. Выбор оптимального варианта ЦНД теплофикационных турбин с учетом фактических условий эксплуатации 106
4.3.1. Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток ступеней ЦНД турбины Т-250/300-23,5 108
4.3.2. Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток последней ступени ЦНД турбин Т-175/210-12,8 и Т-100/110-12,8 123
4.4. Рекомендации по выбору оптимальных геометрических характеристик ЦНД теплофикационных турбин 126
4.5. Выводы по главе 128
Основные результаты и выводы по работе 130
Библиографический список использованной литературы 132
Приложения 145
- Использование теплоты пара, поступающего в конденсатор
- Анализ факторов, определяющих работу ЦНД в режимах с вентиляционным пропуском пара
- Определение изменения затрат при полезном использовании теплоты пара, поступающего в конденсатор
- Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток ступеней ЦНД турбины Т-250/300-23,5
Введение к работе
В системах энергоснабжения крупных городов на теплофикационные паровые турбины приходится значительная доля установленного оборудования. В настоящее время большинство мощных паровых турбин с теплофикационными отборами имеют ЦНД, рассчитанные практически на полный расход пара в конденсатор при номинальном расходе его в ЦВД турбины. При этом мощность, которую турбина может выработать в чисто конденсационном режиме, превышает на 15-20% номинальную мощность турбины при работе в теплофикационном режиме.
Экономичность теплофикационных турбин в первую очередь определяется экономичностью ЦНД, которая зависит от режима работы турбины, и изменяется в широких пределах. В течение значительного времени отопительного сезона теплофикационные турбины работают с полностью закрытой диафрагмой, через ЦНД идет только вентиляционный пропуск пара, обеспечивающий охлаждение проточной части. Вентиляционный поток практически не вырабатывает мощности, в результате чего практически весь отопительный сезон происходит вращение ротора ЦНД со значительным потреблением мощности. Величина вентиляционного расхода определяется температурным состоянием проточной части и зависит от параметров пара на входе в ЦНД, давления в конденсаторе, и в значительной мере от высоты лопаток последних ступеней ЦНД. В свою очередь высота лопаток последних ступеней определяется максимальным пропуском пара при работе турбины в конденсационном режиме.
Во время переходного и летнего неотопительного сезона теплофикационные турбины участвуют в регулировании графика электрической нагрузки. Однако, в связи со снижением уровня потребления электроэнергии в летнее время года с одной стороны, и работой на ухудшенном вакууме с другой, как правило, они не работают с максимальным расчетным пропуском пара в ЦНД и конденсатор. Пониженный объемный расход пара
приводит к значительному снижению экономичности работы ЦНД в таких режимах за счет существенного снижения КПД, особенно последней ступени.
Таким образом, в процессе работы в ЦНД теплофикационных турбин в зависимости от условий эксплуатации происходят потери энергии по сравнению с расчетными режимами работы. Целью данной работы является определение оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, работающих в широком диапазоне изменения расходов пара через ЦНД, с учетом комплексного анализа всех режимов работы и продолжительности их эксплуатации в течение срока службы турбины.
Использование теплоты пара, поступающего в конденсатор
В первом случае стремление к полезному использованию теплоты поступающих в конденсатор потоков привело к созданию режимов с подогревом в нем сетевой или подпиточной воды [23,76,98,120]. С этой целью заводы-изготовители ТМЗ и ЛМЗ в конденсаторах турбин разместили специально выделенные поверхности - теплофикационные пучки, через которые может прокачиваться сырая, химически очищенная или сетевая вода. В этом случае в конденсаторе происходит утилизация теплоты поступающих в него пароводяных потоков за счет подогрева сырой, химически очищенной или сетевой воды, при этом подача циркуляционной воды в конденсатор, как правило, прекращается. Детальными исследованиями этих режимов и отработкой способов их реализации в условиях эксплуатации занимались как ведущие специалисты ТМЗ во главе с Баринбергом Г.Д. [19, 47], так и ученые научно-исследовательских организаций ВТИ [77], ВятГТУ [120].
При охлаждении встроенного пучка «холодной» водой (предназначенной для подготовки подпиточной воды теплосети) [23], температура которой составляет 5-20 С, и при вентиляционном расходе пара в конденсатор условия конденсации оказываются такими, что в большинстве случаев в конденсаторе поддерживается нормальный вакуум. Работа с охлаждением встроенного пучка «холодной» водой возможна для всех турбин ТМЗ мощностью от 50 до 250 МВт. Мощность ЦНД на таких режимах может быть как положительной, так и отрицательной в зависимости от размеров облопачивания, величины вентиляционного расхода пара, количества и температуры подпиточной воды.
При пропуске через встроенный пучок конденсатора захолаженной обратной сетевой воды, например, путем применения в системе ТЭЦ теплонасосных установок, происходит повышение давление в конденсаторе, которое при вентиляционных расходах пара в ЦНД и температурах обратной сетевой воды 20 - 40 С изменяется в диапазоне 8-37 кПа [21].
При использовании встроенного пучка конденсатора в качестве первой ступени подогрева обратной сетевой воды, имеющей температуру 35-70 С, давление в конденсаторе повышается до 15-40 кПа, а кратковременно может достигать и 50 кПа [23]. На таких режимах мощность ЦНД отрицательна вследствие увеличения потерь энергии на трение и вентиляцию в лопаточном аппарате [120, 122, 123], и температура пара на выходе из ЦНД выше, чем на входе в него. Потери мощности существенно возрастают с увеличением высоты рабочих лопаток ступеней ЦНД, особенно в последней ступени. Для исключения чрезмерного разогрева либо устанавливаются специальные системы охлаждения, либо исключается использование обратной сетевой воды для утилизации тепла пара ЦНД [23].
По мере роста единичной мощности турбин и увеличения геометрических размеров ЦНД увеличивается число ограничений по использованию встроенного пучка, в частности по величине максимально-допустимого ухудшения вакуума в конденсаторе, обусловленного прочностными характеристиками лопаточного аппарата. Охлаждение встроенного пучка конденсатора обратной сетевой водой возможно лишь в турбинах мощностью 50-100 МВт с лопатками последней ступени высотой 550 мм. При этом существуют ограничения по максимально допустимой температуре сетевой воды. В частности, на Т-100/110-12,8 ТМЗ согласно инструкции по эксплуатации [46] она должна быть не больше toc 70 С и не меньше toc 30 С на входе во встроенный пучок. Применение встроенного пучка с охлаждением его сетевой водой при одновременном пропуске циркуляционной воды в основные поверхности конденсатора заводами-изготовителями запрещены [46].
В теплофикационных турбинах большей мощности, имеющих лопатки последней ступени высотой 830 мм (таких как Т-175/210-12,8, ПТ-135/165-12,8 ТМЗ) и 940 мм (Т-250/300-23,5 ТМЗ), работа с охлаждением конденсатора обратной сетевой водой не предусмотрена, так как существенное ухудшение вакуума в конденсаторе приводит к недопустимому увеличению напряжений в лопаточном аппарате, в результате чего нельзя обеспечить надежную работу турбины. Для таких теплофикационных турбин, как Т-175/210-12,8 [101] и Т 250/300-23,5 [45], с длинными лопатками последних ступеней, допустимое давление в конденсаторах ограничивается заводом до значений 12-15 кПа.
Таким образом, поскольку подогрев во встроенных пучках конденсатора сетевой воды связан со значительным ухудшением вакуума, что приводит к увеличению потерь энергии на трение и вентиляцию, снижению мощности турбины, то эффективность утилизации теплоты в конденсаторе требует экономического обоснования к каждому конкретному режиму. Согласно исследованиям ТМЗ [19, 23, 76], такие режимы являются достаточно эффективными в зимний период работы ТЭЦ, когда включение пучков вытесняет нагрузку ПВК. В переходный период системная эффективность использования теплофикационных пучков снижается из-за вытеснения нагрузки отопительных отборов турбин, а при некоторых условиях может становиться отрицательной.
Кроме того, накопленный опыт эксплуатации отечественных ТЭЦ [47] показывает, что в большинстве случаев эффективное использование теплоты потоков, поступающих в конденсатор, возможно только за счет подогрева во встроенных пучках «холодной» воды, т.е. воды которая используется для подготовки подпитки теплосети и добавочной питательной воды. Подогрев сырой или химически очищенной воды в конденсаторах турбин является выгодным, поскольку производится без существенного ухудшения вакуума. Однако полная утилизация теплоты отработавшего пара требует больших расходов подпиточнои воды и оказывается возможной только на отдельных турбинах. На остальных турбинах приходится использовать для охлаждения циркуляционную воду.
Анализ факторов, определяющих работу ЦНД в режимах с вентиляционным пропуском пара
Предприятиями турбиностроения нашей страны разработано немало мощных теплофикационных турбин, среди которых Т-100/110-130 ТМЗ, ПТ-140/165-130/15 ТМЗ, Т-180/210-130 ЛМЗ, Т-175/215-130 ТМЗ и Т-250/300-240 ТМЗ. Позже в процессе развития турбостроения ТМЗ разработал семейства, включающие различные модификации перечисленных турбин, на базе существующих проточных частей ЦНД. Как правило, все существующие в настоящее время турбины рассчитаны для работы большую часть времени в режимах, близких к номинальному. Однако в последние годы реальные условия эксплуатации значительно отличаются от расчетных. Это связано с разуплотнением графиков нагрузок по причине существенного перераспределения нагрузок между потребителями, лимитированием расходов газа на ТЭЦ и т.д. Эксплуатирующие организации и разработчики оборудования были вынуждены искать пути оптимизации работы находящегося в эксплуатации оборудования и вопросам унификации вновь уделяется немало внимания. Так, исходя из повышения расчетной температуры циркуляционной воды на ТЭС с 20 до 27 С внесены изменения в конструкции проточных частей низкого давления турбин ПТ-140/165-130/15, Т-185/215-12,8 и Т-180/210-12,8 [73]. Для повышения эффективности работы в турбине Т-180/210-130 ЛМЗ была использована конструкция регулирующей ступени проточной части низкого давления, применяемая на турбинах ПТ-140/165-130/15 и Т-185/215-130 ТМЗ, а ее последняя ступень была сформирована на базе прежней рабочей лопатки путем подрезки ее с вершины до 640 мм и уменьшения корневого диаметра до 1450 мм, что соответствует последней ступени турбин ТМЗ. На ТМЗ из конструкции 3 - хступенчатой проточной части низкого давления была изъята вторая ступень, а последняя была сформирована на базе прежней рабочей лопатки, подрезанной до длины 650 мм. В результате проточные части этих турбин оказались в основном унифицированы.
Выше было отмечено, что вследствие эрозионного износа значительно сокращается ресурс работы лопаток последней ступени и особенно сильно это касается тех турбин, в которых лопатки последней ступени имеют большую высоту. Помимо того, что замена (или восстановление), связана с существенными денежными затратами, для некоторых ТЭЦ эта проблема часто усложняется дефицитом рабочих лопаток. Поэтому возникли решения, в частности для турбоагрегатов Т-250/300-23,5, ПТ-140/165-12,8, связанные с возможностью их эксплуатации либо с удаленными рабочими лопатками последней ступени, либо вообще без последней ступени.
В работах специалистов МЭИ совместно с «Мосэнерго» [53] и ВТИ совместно с ТМЗ [89] проанализированы варианты использования турбины Т-250/300-23,5 с удаленными рабочими лопатками последней ступени с точки зрения обеспечения надежности работы турбины и ее экономичности. В результате получено, что работа турбины в теплофикационном режиме со снятыми рабочими лопатками последних ступеней дает дополнительную экономию топлива, связанную с возможностью сокращения расхода пара на вентиляцию ЦНД и его использования для выработки дополнительной тепловой энергии. При работе в номинальном конденсационном режиме мощность турбины без рабочих лопаток последних ступеней снижается на 7,1 % (совокупная мощность последних ступеней двух потоков составляет около 22 МВт) [53], из-за потери кинетической энергии потока пара за диафрагмой.
Что касается надежности работы, то, на основании данных [53], при работе турбины в конденсационном режиме без рабочих лопаток последней ступени средний перепад давлений на соответствующую диафрагму при неизменном вакууме в конденсаторе увеличивается в 3 раза, при этом напряжения в сопловых лопатках не превышают допускаемых, а в теле диафрагмы оказываются недопустимо большими. Поэтому при удалении рабочих лопаток последней ступени для исключения перегрузки диафрагмы необходимо повышать давление в конденсаторе.
Целесообразность организации работ турбин с удаленными рабочими лопатками последней ступени определяется исходя из ожидаемых режимов эксплуатации турбоустановок на конкретной ТЭЦ в течение всего года [53, 89]. Работа турбины Т-250/300-23,5 без рабочих лопаток экономически целесообразна, если на ТЭЦ имеются необходимость и возможность эксплуатировать ее в течение всего года с максимальной тепловой нагрузкой. В общем же случае удаление рабочих лопаток последней ступени является вынужденной мерой, временным решением при отсутствии возможности своевременной замены аварийных лопаток.
В работе специалистов ТМЗ совместно с «Нижновэнерго» [74] проведен сравнительный анализ вариантов работы турбины типа ПТ-140/165-12,8 с последней ступенью, без рабочего колеса последней ступени и полностью без последней ступени, а также приведены результаты ее длительной эксплуатации без последней ступени. Получено, что сохранение в турбине ПТ-140/165-12,8 диафрагмы последней ступени (без рабочего колеса) приводит к потере среднегодовой мощности, по сравнению с исходным вариантом турбины, в среднем на 2,3 МВт, а работа турбины без последней ступени в целом вызывает потери мощности в среднем за год на 0,6 МВт. Изгибные нагрузки на рабочих лопатках турбины в этом случае не превышают нормативного предела, а практика эксплуатации подтвердила надежность работы турбины без последней ступени. Однако, как и в случае с турбиной Т-250/300-23,5, удаление последней ступени является вынужденной мерой для временного решения проблемы. Об этом же свидетельствует восстановление последней ступени и возврат к исходному варианту турбины ПТ-140/165-12,8 на Новогорьковской ТЭЦ, после ее 6 - летней эксплуатации без последней ступени [74].
Определение изменения затрат при полезном использовании теплоты пара, поступающего в конденсатор
Такое течение приводит к тому, что значительная часть образовавшейся влаги выносится из основного потока в вихревую зону, где она укрупняется, оседает в виде пленки на выпуклой поверхности лопаток. В обычных сопловых каналах осаждение капель с образованием пленочной влаги происходит преимущественно на вогнутой поверхности лопаток. Принципиальное отличие процесса течения влажного пара в ступени при частичных открытиях РД заключается в возможности наличия пленок влаги не только на вогнутых, но и на выпуклых поверхностях лопаток. Это обусловливает образование существенного большего количества крупнодисперсной влаги за сопловым аппаратом, которая оказывает определяющее влияние на эрозионные процессы.
Таким образом, рабочие лопатки ЦНД теплофикационных турбин, особенно не имеющих промежуточного перегрева, эксплуатируются в значительно более тяжелых условиях с точки зрения эрозионной надежности, чем последние ступени конденсационных турбин. Этому способствуют особенности эксплуатации, связанные с продолжительной работой теплофикационных турбин по тепловому графику с малыми пропусками пара в ЦНД. В этих режимах максимальное уменьшение расхода пара в ЦНД позволяет не только повысить экономичность турбоустановки, но и снижает вероятность эрозионных повреждений лопаточного аппарата. Однако возникновение недопустимых разогревов проточной части ограничивает уменьшение расхода пара до минимально необходимой величины, определение которой рассматривалось выше. Так, в турбинах с длинными лопатками последней ступени (830 мм и более) часто имеют место режимы, в которых пропуск в ЦНД необходимого расхода охлаждающего пара обеспечивается за счет частичного открытия РД (в реальных режимах минимальная степень открытия РД составляет 8 = 0,06 ч- 0,14). В данных условиях, учитывая отмеченные особенности работы РД при таких открытиях, создаются предпосылки для образования крупнодисперсной эрозионно опасной влаги.
В периоды работы теплофикационных турбин по электрическому графику (осеннее-весенний период отопительного сезона и практически весь неотопительный сезон) с независимым заданием тепловой и электрической нагрузок, пропуск пара в ЦНД определяется соотношением электрической и тепловой нагрузок. При этом давление в нижнем отборе связано с параметрами отпуска теплоты (температурным графиком теплосети) и мало зависит от расхода пара в ЦНД. Указанные режимы весьма неблагоприятны в плане эрозионной надежности лопаточного, аппарата ступеней ЦНД. Это обусловлено, во-первых, - повышенной степенью влажности пара перед ЦНД, т.к. при частичных тепловых нагрузках давление пара в нижнем отборе имеет достаточно низкий уровень; и во-вторых, - созданием условий для интенсивного образования крупнодисперсной влаги в каналах соплового аппарата первой ступени ЦНД вследствие достаточно длительной работы с частичными открытиями РД.
Таким образом, проведенный анализ позволяет выделить две группы факторов, определяющих эффективность работы ЦНД теплофикационных турбин. К первой группе относятся эксплуатационные факторы: расход пара в ЦНД, параметры пара на входе в ЦНД, температурный график теплосети и температура наружного воздуха, давление в конденсаторе. Вторую группу составляют конструктивные факторы: высота лопаточного аппарата, наличие в турбине промперегрева, наличие и тип используемой системы охлаждения.
Степень влияния каждого из перечисленных факторов на экономичность работы ЦНД и турбины в целом зависит от особенностей эксплуатации, характерных для теплофикационных турбин в реальных условиях.
Режим работы теплофикационного агрегата в каждый конкретный момент времени определяется его тепловой и электрической нагрузкой. Объемы производства и отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ, как известно, постоянно изменяются в соответствии с ее потреблением. В свою очередь потребление тепла и электрической энергии существенно зависит от времени суток (днем или ночью), дня недели (рабочий, выходной или праздничный день), и времени года (зимний - отопительный, осеннее-весенний - переходный или летний - неотопительный сезон).
Для выявления закономерностей изменения режимов работы теплофикационных турбин и уровней загрузки ЦНД был проведен анализ условий эксплуатации ТЭЦ расположенных в разных климатических районах и имеющих разный состав установленного оборудования. В частности проанализированы уровни загрузки как станций в целом, так и отдельных агрегатов ТЭЦ относящихся к Мосэнерго, Ленэнерго, Пермьэнерго (ТГК-9), Комиэнерго (ТГК-5), Удмуртэнерго (ТГК-5), Воркутаэнерго (ТГК-9), Ставропольэнерго и других ТЭЦ. Для получения наиболее достоверной картины изменения нагрузок ТЭЦ был проведен анализ годовых, недельных и суточных графиков нагрузок в период с 1990 г. по 2005 г.
Как уже говорилось выше, изменение нагрузки ТЭЦ в течение года носит сезонный характер, связанный с колебаниями температуры наружного воздуха. На рис. 2.8 показано как меняются среднемесячные температуры наружного воздуха для городов, расположенных в различных климатических зонах [92]. Из рис. 2.8 видно, что продолжительность отопительного сезона может составлять от 4,5 месяцев в год для южных районов (например, Краснодар) до 9 месяцев в северных условиях (например, Воркута). В зимние месяцы отопительного периода, которым соответствуют в основном минусовые температуры наружного воздуха и наименьшая продолжительность светового дня в году, возникает максимальная потребность в тепловой и электрической энергии. С повышением температуры наружного воздуха в переходный (осеннее-весенний) период потребление тепла уменьшается, за счет снижения отопительной нагрузки. В летний неотопительный период тепловая нагрузка снижается до уровня нагрузки горячего водоснабжения (ГВС). В зависимости от температуры наружного воздуха меняется и уровень нагрузки ТЭЦ.
Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток ступеней ЦНД турбины Т-250/300-23,5
Кроме того, на рис. 2.11 хорошо видно, что в зимний период суточные максимумы электрической нагрузки приходятся на часы, в которые тепловая нагрузка, наоборот, снижается, в сопровождении с повышением температуры обратной сетевой воды. Поэтому в период прохождения максимума электрической нагрузки расход пара в ЦНД, как правило, превышает вентиляционный расход.
К характерным месяцам переходного периода в условиях климата г. Москвы относятся апрель, часть марта, октябрь, и значительная часть ноября. В весенний период температура наружного воздуха существенно выше, чем в зимние месяцы, и больше продолжительность светлого времени суток. Потребность в электрической энергии в переходный период снижается, по сравнению с зимними месяцами. Суммарная электрическая нагрузка станций уменьшается и в среднем составляет около 70 % от установленной мощности. Поскольку отпуск тепла в переходный период также уменьшается за счет снижения отопительной нагрузки, часть турбоагрегатов ТЭЦ работает в теплофикационных режимах, с минимально возможным пропуском пара в ЦНД, а оставшиеся агрегаты переводятся в режим работы с частично открытой диафрагмой ЦНД с увеличенным пропуском пара в конденсатор, для обеспечения заданной электрической нагрузки.
Наиболее сложная картина изменения нагрузок наблюдается в осеннее время года, поскольку параллельно происходит постепенный рост как электрической, так и тепловой нагрузки. Однако скорость увеличения электрической нагрузки выше, чем тепловой, поскольку резко сокращается продолжительность светового дня, а температура наружного воздуха еще достаточно высока.
В приложении 2 приведены фактические недельные графики тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ-26 «Мосэнерго», соответствующие осенним и летним месяцам (рис. П.2.10-П.2.13). Анализ графиков нагрузки показывает, максимум электрической нагрузки в октябре составляет 80 - 85 % от максимальных значений, соответствующих зимнему периоду. Во время ночных провалов электрическая нагрузка, как правило, находится на уровне 40 % от общей установленной мощности. Средняя электрическая нагрузка за период рабочего времени в октябре составляет около 60 % от общей установленной мощности.
Средняя тепловая нагрузка в осенний период составляет около 50 - 60 % от уровня тепловых нагрузок в зимний период, при еще достаточно низкой температуре сетевой воды (tnp= 80 С, р« 40 С). Такой характер изменения электрической и тепловой нагрузки в переходный период свидетельствует о том, что теплофикационные агрегаты, обеспечивая тепловую нагрузку, работают по электрическому графику с увеличенным расходом пара в конденсатор.
В летнее время года потребность в электрической энергии снижается еще больше и абсолютные значения нагрузки в этот период самые минимальные в году. Тепловая нагрузка ТЭЦ снижается до уровня 10 -15 % (что соответствует нагрузке ГВС) от мощности всех отборов турбоагрегатов ТЭЦ (рис. 2.9). Поэтому только несколько (один-три) агрегатов работают с тепловой нагрузкой, при этом загрузка теплофикационных отборов у них, обычно составляет не более 60 % от номинальной, а остальные агрегаты переводятся в чисто конденсационный режим. Максимально возможная выработка электроэнергии турбоагрегатами увеличивается еще больше, чем в переходном периоде. Если на ТЭЦ-26, например, номинальная установленная мощность равна 1400 МВт, то в летний период максимальная мощность на конденсационных режимах может составлять 1700 МВт. Таким образом, в летний период разница между реальной нагрузкой станций и теоретически максимально возможной может достигать даже 50 %.
Анализ графиков нагрузки показывает, что в летний период график электрической нагрузки имеет только характерный дневной максимум, составляющий в рабочие дни в районе полудня около 70 % от установленной мощности, вечерний максимум практически отсутствует. Ночной провал электрической нагрузки достигает 50 % от номинальной нагрузки станции в рабочие дни и 40 % в выходные дни. Средняя электрическая нагрузка большинства ТЭЦ в летний период составляет около 55 % от установленной мощности.
В Приложении 2 приведены статистические данные и графики нагрузок для различных ТЭЦ, на основании которых проводился детальный анализ и оценка реального уровня загрузки теплофикационных турбин. Ретроспективный анализ нагрузок ТЭЦ за 15-летний период, с учетом загрузки отдельных турбин, показывает, что, в целом, все особенности изменения тепловой и электрической нагрузки, как в разрезе годовых, так и недельных и суточных графиков, рассмотренные выше подробно на примере ТЭЦ-26 «Мосэнерго», справедливы и для большинства остальных ТЭЦ «Мосэнерго», а также для ТЭЦ других энергосистем. При этом рассматривались как станции, в составе оборудования которых имеются блоки с турбинами Т-250/300-23,5 (например ТЭЦ-21, ТЭЦ-22, ТЭЦ-23 «Мосэнерго»), так и станции с менее мощными турбинами Т-100/110-12,8, ПТ-80/100-12,8/1,3 (например ТЭЦ-8, ТЭЦ-11 «Мосэнерго»),.
Важную роль при оценке уровня загрузки станции в целом, и, что особенно важно, конкретных турбоагрегатов, играет состав работающего на станции оборудования. Как уже отмечалось выше, в зимний период, за редким исключением, все оборудование станции находится в работе. С наступлением весеннего периода, когда снижаются и тепловые и электрические нагрузки, уже возможен вывод части оборудования в ремонт. На летнее время года приходится максимальный вывод оборудования. Таким образом, с переходом от одного сезона к другому, суммарная нагрузка станции изменяется не только за счет изменения нагрузки турбоагрегатов, но и за счет изменения состава работающего оборудования.
Изменение тепловых и электрических нагрузок ТЭЦ в зависимости от времени года, недели или суток приводит к соответствующим изменениям нагрузок отдельных турбоагрегатов, анализ которых приводится ниже.
Изменения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ отражаются на нагрузке отдельных агрегатов, и определяют режим их работы. На рис. 2.12 в качестве примера представлены характерные годовые графики отпуска электроэнергии и тепла от турбоагрегата Т-250/300-23,5 на ТЭЦ-22 «Мосэнерго». Некоторые данные об изменении электрической и тепловой нагрузки отдельных турбоагрегатов в течение года на других ТЭЦ приведены в таблицах Приложения 2 (табл. П.2.3 - П.2.8). Приоритет в рассмотрении отдан агрегатам Т-250/300-23,5, так как эти наиболее экономичные турбины имеют большую загрузку, по сравнению с остальными не только в отопительный период, но и в неотопительный.
