Методика оптимизации работы блока ТЭЦ с модернизированной паровой турбиной Т-110/120-130

Размещено на http://www.allbest.ru/

Уфимский государственный авиационный технический университет

МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ БЛОКА ТЭЦ С МОДЕРНИЗИРОВАННОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНОЙ Т-110/120-130

Маннанова Р.Ф.

Аннотация

модернизация турбина нагрузка блок

В данной статье рассматривается возможность модернизации турбины Т-110/120-130 с переводом ее в противодавленческий режим. Представлены схемы до и после модернизаций, рассмотрены преимущества и недостатки модернизации, особенности работы модернизированной турбины в блоке. Приведена методика поиска оптимального распределения нагрузки между турбинами блока.

Ключевые слова: оптимизация, модернизация, КПД, Т-110/120-130, ТЭЦ.

Annotation

OPTIMIZATION TECHNIQUES OF THE COMBINED HEAT-ELECTRIC GENERATING PLANT WITH AN UPGRADED STEAM TURBINE T-110/120-130 Mannanova R.F.

This article describes the possibility of the upgrading turbine T-110/120-130 with transfer to the back-pressure mode. Schemes before and after the upgrade are presented, the advantages and disadvantages of modernization, also work features of the modernized turbine unit are considered. The technique of finding the optimal load distribution between the turbine unit is given below.

Keywords: optimization, modernization, efficiency, Т-110/120-130, combined heat-electric generating plant.

Основная часть

Жизнь современного человека не мыслима без использования электрической энергии. Для ее производства он использует ископаемые энергетические ресурсы Земли и не только, но наибольшую популярность в энергетике приобрели ТЭС, использующие тепловую энергию сжигания топлива. Одной из разновидностей таких электростанции являются тепловые электроцентрали ТЭЦ, в которых производится комбинированная выработка тепловой и электрической энергии [1].

Как правило, ТЭЦ оборудуются паровыми турбинами с регулируемыми теплофикационными отборами, редко турбинами с противодавлением. С некоторого времени для привода генераторов начали применять газотурбинные установки ГТУ, отличающиеся своей маневренностью и простотой эксплуатации, но требующих наличия воздушного компрессора и больших капиталовложений, а также комбинированные парогазовые установки КПГУ - надстройка ГТУ над существующими паровыми установками [2].

В условиях отсутствия капиталовложений наиболее оптимальным вариантом остается оптимизировать работу электростанций с паровым циклом.

Как известно, работа всего оборудования любой станции зависит от многих факторов и отклонение персонала от правил технической эксплуатации, нерациональное распределение нагрузки между агрегатами ведет к износу и преждевременному старению оборудования, меньшему КПД, а, соответственно, и большим эксплуатационным затратам [3].

Как известно, наибольшим КПД обладают турбины с противодавлением (типа Р), за счет того, что весь пар после последней ступени направляется к тепловому потребителю, а это означает отсутствие потерь теплоты в конденсаторе, но их применение ограничено, так как сезонная отопительная нагрузка не обеспечивает круглогодичного производства электроэнергии на тепловом потреблении. Наименьшим КПД обладают турбины типа К - конденсационные, поскольку присутствуют потери в конденсаторе. В теплофикационных турбинах КПД имеет среднее значение между турбинами типа Р и К, так как они имеет и теплового потребителя, и конденсатор. При отсутствии теплофикационной нагрузки весь отработавший пар направляется в конденсатор, а при появлении нагрузки расход пара в конденсатор уменьшается [4]. Однако, при большом значении теплофикационной нагрузки расход пара на теплофикационный отбор высок, расход пара в ЦНД снижается. Внутренний относительный КПД ЦНД падает с уменьшением пропуска пара через него и на некоторых режимах становится отрицательным - цилиндр переходит в вентиляционный режим работы [5].

Решение этой проблемы было предложено инженерами ООО «БГК» на Уфимской ТЭЦ-2. Суть способа оптимизации заключается в следующем. Происходит демонтаж ротора ЦНД, на место которого устанавливается вал, соединяющий ротор цилиндра среднего давления с генератором. Описанный метод был применен на турбине Т-110/120-130, схема которой до модернизации представлена на рисунке 1.

В схеме, при ее модернизации, происходят следующие изменения: ротор ЦНД демонтируется, конденсатор не удаляется, так как в него направляются потоки пара с охладителя эжекторов и с сальникового подогревателя. Весь выхлопной пар после цилиндра среднего давления направляется в подогреватель сетевой воды, таким образом, турбина переходит в противодавленческий режим. Схема турбоустановки Т-110/120-130 представлена на рисунке 2.

Рисунок 1 Принципиальная тепловая схема турбины Т-110/120-130 до модернизации

Рисунок 2 Принципиальная тепловая схема турбины Т-110/120-130 после модернизации Рассмотрим более детально последствия такой модернизации

Во-первых, уменьшаются затраты на привод ЦНД (при малом расходе пара в него и отрицательном КПД нагрузка по вращению ротора ложится не на расширяющийся в ступенях пар, а на цилиндры высокого и среднего давления - суммарная мощность турбоагрегата снижается).

Во-вторых, значительно снижаются потери теплоты в конденсаторе с охлаждающей водой и затраты, связанные с обеспечением ее циркуляции.

В-третьих, уменьшается расход конденсата вплоть до смесителя после подогревателя низкого давления номер 1, а, значит, уменьшается и расход пара на этот подогреватель.

Но, кроме положительных изменений, такая модернизация несет и некоторые отрицательные моменты. В частности, при работе по тепловому графику, при одной и той же теплофикационной нагрузке до и после модернизации невозможно получить одинаковую электрическую мощность, при снижении теплофикационной нагрузки в летний период необходим монтаж ЦНД на прежнее место.

Вопрос регулирования теплофикационной и электрической мощности стоит наиболее остро, так как необходимо отпускать электрическую и тепловую энергию строго в количестве, заданном операторами. Для решения этой проблемы на Уфимской ТЭЦ-2 модернизированная турбина типа Т-110/120-130 работает в блоке с такой же, но не модернизированной. Нагрузка между ними распределяется по усмотрению машинистов турбин.

Однако, не любое распределение нагрузки между двумя турбоагрегатами будет одинаково выгодно. Таким образом, необходима разработка методики поиска оптимального варианта распределения нагрузок.

Примером такой методики является следующая:

1. Для заданной температуры наружного воздуха (и соответствующей теплофикационной нагрузки) и электрической мощности принимаем распределение расхода сетевой воды между турбинами (например, 50/50, 40/60, 60/40 и др., либо в некотором диапазоне с заданным шагом).

2. На модернизированную турбину подбирается расход свежего пара для обеспечения нагрева заданного количества сетевой воды.

3. Из расчета получается некоторая электрическая мощность, которая вычитается из суммарной необходимой электрической мощности.

4. Второй турбиной (немодернизированной) обеспечиваем оставшуюся мощность подбором расхода свежего пара, а также обеспечиваем нагрев своей доли сетевой воды (что происходит регулированием диафрагмы, расход пара в конденсатор при этом изменяется).

5. Рассчитываются технико-экономические показатели работы блока из двух турбин.

6. Действия повторяются от 1 до 5 пункта для другого распределения сетевой воды на турбоагрегаты.

7. Технико-экономические показатели работы сравниваются для различного распределения расхода сетевой воды. Кроме того, они сравниваются с ТЭП для блока, состоящего из двух немодернизированных турбин с равным распределением нагрузок.

8. Выбирается наиболее эффективный вариант.

Таким образом, представленная методика позволяет не только выбрать оптимальный вариант распределения нагрузки между двумя турбоагрегатами, но и выявить целесообразность модернизации при любых режимах работы.

В дальнейших работах автора планируется провести такое сравнение при помощи разрабатываемого программного обеспечения для автоматического расчета параметров на любых режимах.

Список литературы

1. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник ГСССДР-776-98. М.: Изд.МЭИ. 1999. 168 с.

2. Бойко Е.А., Баженов К.В., Грачев П.А. Тепловые электрические станции (Паротурбинные энергетические установки ТЭС): Справочное пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006.

3. Стерман Л.С. и др. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов/ Л.С. Стерман, С.А. Тевлин, А.Т. Шарков; Под ред. Л.С. Стермана. 2-е изд., испр. и доп. М.: Энергоиздат, 1982.

4. Теплоэнергетика и теплотехника: Справочник. А.В. Клименко, В.М. Зорин. М.: Издательство МЭИ, 2000.

5. Трухний А.Д., Ломакин Б.В., теплофикационные и паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2002. 540 с.

Размещено на Allbest.ru