автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Анализ маневренных характеристик энергоблоков и выбор схем ПГУ при расширении КЭС

и >■. ;,рр '

БЕЛОРУССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОЛИТЕХНИЧЕСКАЯ

АКАДЕМИЯ

На правах рукописи Аль-Сбейх Аль-Махамид Маджед

УДК 621.165

АНАЛИЗ МАНЕВРЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭНЕРГОБЛОКОВ И ВЫБОР СХЕМ ИГУ ПРИ РАСШИРЕНИИ КЭС

05.14.14 — Тепловые электрические станции (тепловая часть)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Минск 1 994

Работа выполнена б Белорусской государственной политехнической академии.

Научные руководители; доктор технических наук,

Ведущая организация - Белорусский научно-исследовательский теплоэнергетический институт (г.Минск).

Завдта состоится "¡3 " 1994 г. и , 'к..

часов на заседании специализированного совета К 056.02.09 по присуждении ученой степени кандидата технических наук в Белорусской государственной политехнической академии по адресу: 220027, г.Минск, проспект Ф.Скорины, 65, ауд. 201, корп. 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БГПА, Автореферат разослан » ¡8 « 1994 г. <

Ученый секретарь специализированного

профессор Качан А.Д.;

кацд. технических наук, доиент Нагорнов В.Н.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Бубнов В.П.;

канд. технических наук, доиент Яковлев Б.В.

совета д.т.н., профессор

(с) Белорусская государственная политехническая академия, 1994

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуельность_темы. Важнейшей задачей расширения и реконструкции ТЭС является повышение их экономичности и маневренности.

Возможности решения этой задачи ка основе использования обычных паротурбинных технологий являются ограниченными. Поэтому при расширении и реконструкции ТЭС необходимо предусматривать применение новых, в частности, парогазовых технологий. Использование их не только повышает эффективность топливоиспользования на ТЭС, но и улучшает маневренные характеристики станции.

В настоящей работе была поставлена цель сравнения расходных и маневренных характеристик различного типа энергоблоков, включая парогазовые, и обоснования эффективного варианта расширения КЭС, а также целесообразной для целей реконструкции действующих'станций схемы ПТУ.

Личний_вклад_автора в £аэработку_темы.

1. Проведен анализ некоторых возможностей повышения маневренности действующих паротурбинных КЭС и обоснование области их применения.

2. Разработана методика анализа и произведено сравнение экономичности различных схем ПГУ на переменных нагрузках.

3. Выполнен расчет и анализ характеристик КЭС, хак паротурбинных, так и имеющих в своем составе парогазовые блохи, в регулировочном диапазоне нагрузок.

4. Обоснован вариакт расширения КЭС с применением ПГУ в энергосистеме с ограниченным вводом мощностей.

5. Предложена схема экономичной и маневренной ПГУ с газотур бинной надстройкой паротурбинных блоков применительно к задаче реконструкции действующих станций и произведен анализ ее эффективности в конкретных условиях реализации (для расширения ТЭС "Тишрин" Республики Сирия).

Научную новизну работа составляют предложенная схема экономичной и маневренной газотурбинной надстройки действующих энергоблоков, обоснованный вариант расширения КЭС за счет надстройки "крайнего" блока и последующей установки УПГУ, разработанная методика и результаты расчета и сопоставление расходных характеристик различных типов ПГУ и КЭС в иелом в регулировочном диапазоне нагрузок, а также показанные в работе нОзмотности поькичник нонав-

ренности блоков за счет аккумулирования теплоты в системе регенерации низкого давления ПТУ.

Прантическая_ценшсть работы заключается в возможности обеспечения существенной экономии топлива и капитальных затрат при расширении действующих 'ГЭС с использованием разработанных в диссертации технических решений.

Результаты работы используются в учебном процессе кафедры ТэС Белорусской государственной политехнической академии.

Апробация даботы: результаты работы докладывались на конференциях профессорско-преподавательского состава БГПА (1992-1994 гг.) .

По ним опубликованы три научные работы, а также поданы две заявки на изобретения.

Ст]ууктд)а и объём тботы: работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы и приложения, в котором приведены распечатки разработанных компьютерных программ,

Содержание работы изложено на 135 страницах машинописного текста. Графический материал представлен на I? рисунках, список использованной литературы содержит По наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАЕО'Ш

В пе£вой_главе приводится литературный обзор состояния вопроса и делается постановка задачи исследований.

Во_втс£ой главе дается анализ некоторых путей расширения регулировочного диапазона нагрузок паротурбинных блоков.

Для снижения технического минимума нагрузки блоков СКД представляет интерес предложенная и реализованная на Лукомльской ГРЭС схема глубокой разгрузки блока с отключением верхнего ОВД от отбора турбины и подачей в него среды после СРЧ или БРЧ котла.

Для расчета показателей этого способа глубокой разгрузки блоков 300 МВт нами разработана программа для ПЭВМ, основанная на детальном расчете тепловой схемы турбоустановки с использованием опытных и заводских данных- по протечкам пара через уплотнения, изменения КПД отсеков трубины, сопротивления тракта промперегрева и

др.

В программе предусмотрен расчет тепловой схемы как при базо-

вом варианте подключения ГОД, так и для варианта подключения к отбору из холодного промперегревя ЛВД6 и деаэратора (признак

С7 = 2), а также для случая сброса конденсета из ПВД8 на деаэратор (признак 3= 3). В этих вариантах увеличивается отбор паря из холодного промперегрева, то есть глубина разгрузки блока, однако несколько снижается экономичность (вытесняется отбор № 3),

Результаты расчетов при типовой схеме включения ГОД, проведенных для случая подачи на верхний ГОД среды после СРЧ котлэ, показали, что при данном способе глубокой разгрузки блока происходит существенное скачкообразное увеличение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии в связи с уменьшением регенеративной выработки электроэнергии.

Поэтому, как показали сравнительные технико-экономические расчеты, такой способ глубокой разгрузки блока по экономичности уступает пуско-остановочному режиму. Изменение места отбора среды из котла (после ВРЧ), а также схемы включения ПВД (при ,7 = 2 или 3) мало сказывается на результатах сравнения. Однако этот способ повивает надежность блока и оказывается абсолютно выгодным против принудительной разгрузки ТЭЦ со снижением ее теплофикационной мощности" и, тем более, против разгрузки АЭС.

В целом реализация такой схемы глубокой разгрузки представляется оправданной на одном-двух блоках КЭС, работающих с резко-переменной нагрузкой, с целью предотвращения массового останова блоков, что затруднительно по техническим причинам и вызывает психологическую перегрузку персонала.

С минимальным ухудшением экономичности возможно расширение регулировочного диапазона нагрузки КЭС за счет применения систем аккумулирования теплоты. Нами рассмотрена эффективность аккумулирования теплоты в системе регенерации низкого давления блока, что может быть реализовано с минимальными затратами.

Предложенная схема с аккумулированием теплоты в период снижения нагрузки энергоблоков предусматривает подогрев в системе 1ЩЦ-деаэратор избыточного количества конденсата, подаваемого из бака холодного конденсата на всас конденсятных насосов. Разрядка аккумулятора теплоты (АТ) производится в максимум электропотребления эа счет подачи конденсата из бака горячей воды в деаэратор и соответствующего снижения расхода конденсата через 1ЩД. При ' этом практически не изменяется суточный баланс регенеративной вы-

работки электроэнергии, то есть экономичность блока, и обеспечивается как снижение мощности блока в провал нагрузок на величину Л Ып» , так и увеличение пиковой мощности лЫ.,шс. В итоге регулировочный диапазон нагрузок расширяется примерно на б %.

Технико-экономический анализ эффективности данного способа работы блока 210 МВт показал, что аккумулирование теплоты в системе регенерации низкого давления является оправданным как с учетом изменения капитальных вложений, так и изменения топливных затрат .

Последующий анализ, произведенный в гл. 5 диссертации, показал, что применение АТ более эффективно на КЭС, в составе которых работают парогазовые установки на основе газотурбинных надстроек ПТУ. В этом случае для зарядки АТ (подогрева конденсата) можно использовать иначе безвозвратно^теряемую при разгрузке ПГУ избыточную теплоту уходящих газов ЯГУ.

В третьей главе приводятся методика расчетов и результаты сравнительного анализа расходных характеристик различных типов ПГУ, как утилизационных, так и с газотурбинной надстройкой ПТУ.

Из "надстроенных" ПГУ рассматривались широко известные "сбросная" и полузависимая схемы, а также предложенная в последнее время фирмой "Сименс" для реконструкции ТЭС СНГ схема ПВ+СД. Б этой схеме пар из котла-утилизатора (КУ) ГТУ подается на вход ЧСД блока, то есть в линию горячего промперегрева.

Сравнение характеристик "надстроенных" ПГУ возможно на основе определения показателей обособленной работы ГТУ и паротурбинной установки и учета дополнительного эффекта, связанного с утилизацией теплоты уходящих газов газовой турбины и зависящего от схемы ИГУ, параметров ГТУ и режимных факторов.

На этой основе нами было получено обобщенное выражение для расчета удельного расхода топлива на переменных режимах ПГУ в виде

А /i23 Опт* -/ I кгу т

где А = ~ энергетический коэффициент сложного цикла,

равный отношению мощности ГТУ и ПТУ; - электрический КПД

ГТУ, найденный без учета аффекта от использования утилизируемой теплоты уходящих газов ГТУ й" в схеме ПТУ; . Цпг¥ - удельный

расход топлива для ПТУ при условии её обособленной работы; ¿в' - экономия топлива, достигаемая в комбинированной схеме за счет утилизации теплоты в количестве I МВт-ч. Разгрузка "надстроенных" ПТУ производится за счет снижения мощности ПТУ, тб есть значение уУЛГУ в (I) остается неизменным.

Способ определения лв' зависит от особенностей схемы. В общем случае

Лб'-Гес + Хгуь)-^ , (2)

Цтп МВТЧ

где ^ка , /¡тп - КДЦ котельного агрегата и транспорта теплоты в ПТУ.

В "сбросной" схемз часть теплоты (доля Л) непосредственно передается рабочему телу ПТУ высокого давления, остальная часть теплоты (доли г/ ) идет на вытеснение регенерации Высокого и низкого давления, то есть используется с коэффициентами ценности теплоты меньше единицы.

В полузависимой схеме вся теплота, кроме части её, идущей на дополнительный подогрев питательной воды перед котлом, идет на вытеснение регенерации ПТУ.

В схеме ПВ + СД основная часть теплоты уходящих газов ГТУ в виде пара, получаемого в КУ, используется во "встроенной" в

главную турбину ПТУ. Для этой части теплоты <?у*

/7 *егР

(" —-А" ■ й*м > (3)

Чэпил

где /¡¡'п'~ внутренний КПД "встроенного" в ПТУ дополнительного цикла; - электромеханический КДЦ ПТУ; ¡¡Цазд ~ электрический КПД турбоустановки паротурбинного блока при его обособленной работе.

Аналогичным образом, определяя КПД "встроенного" паросилового Цикла, можно определить £ для той части теплоты , которая используется для получения пара, подаваемого в камеру сгорания ГТУ для получения пиковой мощности или подавления выхода оксидов азота.

При расчете Ад' значения для теплоты, используемой в системе регенерации НТУ, могут приниматься но срепней температуре конденсата (питательной води) в вытесняет« ПВД и ИНД паровой турбины. Изменение доли с< при разгрузке "сбросной" ИГУ определл-

ется степенью байпасирования газов после ГТУ на вход в дополнительную экономайзерную шахту котла. Значения /у находятся в зависимости от нагрузки ПТУ при принятом режиме использования газоводяных подогревателей высокого и низкого давления.

Сравнение результатов расчетов по приведенной методике с имеющимися данными детальных расчетов тепловых схем соответствующих ПГУ показало их удовлетворительное (с погрешностью около I %) совпадение. Таким образом, разработанная методика, позволяющая по известным расчетным характеристикам элементов ПГУ и режимам работы регенераши при разгрузке ПТУ оценить расходные характеристики ПГУ во всем регулировочном диапазоне нагрузок, может быть использована в приближенных расчетах и при сравнении показателей различных типов ПГУ.

Расчет расходных характеристик утилизационных ПГУ (УПГУ) производился с использованием известного выражения для КЦЦ таких установок. Потребовалгсь только разработка методики оценки при разгрузке УПГУ относительного изменения КЦЦ её элементов: КУ и "подстроенной" ПТУ. Снижение электрического КЦЦ ГТУ при её разгрузке принималось по данным <£ирмы "Сименс" при условии работы | ГТУ при постоянной начальной температуре газов и уменьшении расхода воздуха через компрессор с использованием регулируемого (поворотного) направляющего аппарата.

В работе произведено сравнение расходных характеристик различных ПГУ в регулировочном диапазоне нагрузок.

Естественно, что наибольшей экономичностью обладает УПГУ, что объясняется большей долей мощности газовой части схемы. Однако по значению Л9' и величине удельной (на единицу мощности 1ТУ) экономии топлива УПГУ и "надстроенные" ПГУ близки. Значение этого показателя для "сбросной" схемы даже вше, чем для УПГУ.

Из "надстроенных" ПГУ меньшие значения удельного расхода топлива характерны для "сбросной" схемы, так как в ней большая, чем в других схемах, часть теплоты уходящих газов передается непосредственно в цикл ПТУ высокого давления.

Наибольшей устойчивостью КПД на частичных нагрузках обладает схема ПВ + СД. Это связано с отсутствием жесткой зависимости теплопроизводительности КУ от нагрузки ПТУ.

Сравнение расходных характеристик различных ПГУ приведено на рае. I (точками отмечены данные расчетов по разработанной ме-

200 300 ■■ МВт 500

М/тп/ Рас. 1

тодике, сплошными линиями - данные детальных расчетов тепловых схем). Здесь кривые I и 5 отображают характеристики "сбросной" ПГУ соответственно при наличии тепловой нагрузки йт = Г,-< МВт и её отсутствии (для других схем ЕГУ От = 0).

Как видно, полузависимая схема (кривая 3) оказалась пконо-мичнее, чем схема ПВ + СД (кривая 2). Однако это связано не с потенциальными возможностями схем,а с особенностями их реализации. В частности, в полузависимой схеме применена более экономичная (на'1,5 Я ПТУ, а также ГТУ с существенно большим (на 4,2 У) значением электрического КПД. Кроме того, в этой схеме предусмотрен дополнительный (примерно на 30° С) подогрев питательной воды перед котлом, то есть часть теплоты утилизируется с = I. В одинаковых (сопоставимых) условиях эти схемы на расчетном режиме будут иметь близкие значения КПД.

В четвертой главе произведен анализ расходных характеристик КЭС с учетом наличия на них парогазовых блоков.

Для оптимального распределения нагрузок между блоками и вн-

бора состава работающего оборудования в провал, электропотребления выбран метод динамического программирования как свободный от ограничений по виду используемых энергетических характеристик блоков и целевой функции.

В качестве целевой функции принят минимум эксплуатационных издержек (топливных затрат) за заданный период 7 работы КЭС:

ШпВ = У В/(Т) *■ I ВР„{ (4)

с учетом ограничений по технически допустимой мощности блоков и баланса мощности КЭС в целом. В (4) П , /П - число блоков, остающихся в работе и выводимых в резерв в провал электрической нагрузки КэС; 3/{Т) - расход топлива у-ым блоком за период времени Г; ВРМ{ - расход топлива на резервирование ¿-ого блока.

Модель (41 реализована нами в компьютерной программе для ПЭЬМ. Она позволяет учесть разные способы прохождения провала нагрузки. В расчетах в качестве его был принят наиболее часто используемый пуско-остансвочный режим. При расчете часовых расходов топлива на ЮС задавалось среднечасовым его значением за время провала нагрузки Тпй , то есть принималось

Враг < В пуск I / Гпр •

Для большей представительности результатов сравнения эффективности КЭС с различными типами ПГУ в расчетах были использованы перерассчитанные по методике гл. 3 характеристики усовершенствованной схемы ПВ + СД (с учетом применения в ней ГТУ тех же параметров и КПД, что и в других схемах ПГУ).

Проведенные расчеты на ПЭВМ показали, что наличие в составе КЭС парогазового блока не только повышает экономичность КЭС на частичных нагрузках, но и существенно снижает интенсивность роста удельного расхода топлива на КЭС при её разгрузке. Это объясняется увеличением доли мощности более экономичного парогазового блока, так как его разгрузка по данным распечаток расчетов, как правило, производится в последнюю очередь.

При этом чем больше доля мощности ГТУ (схема УПГУ), тем меньше интенсивность роста &Л9С .

В пятой главе приведены основные результаты исследований по обоснованию оптимального варианта расширения действующих ЮС н наиболее эффективной для этой цели схемы ПГУ.

Выбор варианта расширения 1ЭС может производиться на основе

сражения их со схемой замещения с паротурбинными КЭС. При птом необходимо учитывать не только топливные затраты и капитальные; вложения, но и факторы надежности, экологического ущерба и сроки службы оборудования.

Затраты, связанные с изменением надежности А3*. будут большими для УПГУ, то есть при последовательном включении ГО' и ПТУ, чем в "надстроенных" схемах ИГУ, когда ГТУ и ПТУ включены параллельно и могут работать обособленно.

Экологический ущерб аЗ, условно можно принять пропориио нальным количеству сжигаемого топлива, то есть о персом приближении учесть его, угеличив соответствующим образом стоимость топлива (введя в модель Цт > Чт ).

Затраты д Зсл необходимо учитывать при надстройке блоков, уже отработавших в значительной степени свой моторесурс. При этом может снижаться срок службы вновь вводимого оборудования против расчетного, поэтому затраты л Зсл можно учесть на основе приведения капзатрат на реконструкцию к начальному периоду времени с учетом возможного срока работы оборудования.

Ввиду неопределенности в стоимости оборудования в схеме замещения удобнее производить сравнение ] -го варианта расширения КЭС с базовым, например, с вводом новых УПГУ, а стоимость различного оборудования сопоставлять со стоимостью ГТУ. Это позволит использовать стоимостные данные любого (но одного и того же) года.

При этом, если учесть, что на I МБт-ч выработки электроэнергии ГТУ по сравнению с производством её на замещающей КЭС с КПД обеспечивается экономия топлива в системе

, кгу т (5)

модель сравнения вариантов расширения КЭС при применении ГТУ с одинаковым значением запишется в виде

л?- -л/ (аб'> Дб'Я*^ ) ,/' и -

*Ра){Л/ -К$)+Л3н-Д3сл (б!

Здесь Лде?*- заданный де$ипит мощности при расширении КЭС; ¿~ доля (от мощности вводимых ГТУ) изменения мощности паротурбинного блока за счет использования в ого схом-з теплоты Ог/х или доля

мощности "подстроенной" ПТУ для схем УПГУ; qZ'Q'ta/Nrm'.h^ число часов использования установленной мощности ПСУ; £м - сумма коэффициентов эффективности капвложений и. нормы смортизащш;:-у'" и "Б"- индексы j -жо а базового вариантов; Kj , К6 капвложения в этих: вариантах^ значений лй' подставляется в т у. т./ МВт ч .

Величина ' опведелялась через разность в сравниваемых вариантах мощности аварийного резерва по методике института "Энергосетьироект". а значение 43сл находилось как

A3m*(Em+P<,)AKJO(' (?)

Здесь оС определялось по формуле приведения затрат к. расчетному периоду;: jft - стоимость вводимое© оборудования, которое будет использоваться в течение срока Tj , меньшего, чем срок: службы базового варианта. Расчеты показали» что при надстройке блоков, проработавших не более 5-6 лет у величиной аЗсл мокко пренебречь^

Проведенный анализ показаж, что газотурбинная надстройка энергоблоков может обеспечись эффект на единицу мощности устанавливаемых. ГТУ на уровне эффекта за сче® ввода утилизационной ПТУ с тай же мощностью ГТУ. При этом предпочтение следуеи отдать "сбросным" схемам как: более экономичным. Определяющее влияние на экономичность схем оказывает доля мощности, газовой части.

Для повышении эффективности, реконструкции КЭС с ограниченвым вводом мощности предлагается схема /рис. 2/, в которой при базовой нагрузке блока пар из КУ подается в линию промперегрева /холодного или горячего/ с некоторым ограничением расхода пара на ЦВД турбина. Ввод пара на вход ДСД усложняв® получение требуемой температуры пара в КУ, но облегчает регулирование температуры вторичново перегрева в котле ПТУ. По. экономичности, эти вариант подключения КУ достаточно близки.

Для повышения экономичности; предусматривается вытеснений верхнего ПВД и дополнительный подогрев на величину А tn» питательной воды перед котлом, что способствует также предупреждению чрезмерного. снижения перепада давления на последней ступени ЦВД а перехода ее на вентиляционный режим работы. В работе применительно и. надстройке блока 210 1ЛВтг ГТУ мощность 62,3 МВт определена условия сохранения надежности, работы ЦВД, а также влияние; Ätna ва экономичность схемы с учетом изменения КПД ЦВД ПТУ.

В пики нагрузок восстанавливается расход, пара через ЦВД паровой турбины, а пар из КУ используется для энергетического впрыска в 10

Схема маневреннгго энергоблока с газотурбинной надстройкой

топливо

КУ - котел-утилизатор; К - конденсатор 11ТУ; ГШД, ПНД -

блоки подогревателей высокого и низкого давления; 11Н, КН -

питательней и конденсатный насосы; Д - деаэратор; ЛСВ -подогреватель сырой воды; ХШ - химводоочистка

Рис. 2

КС ГТУ, что повывает пиковую мощность ЮС.

В итоге не только повышается экономичность блока при базовых нагрузках за счет .увеличения доли мощности 1ТУ, но и обеспечивается возможность получения достаточно экономичной пиковой выработки электроэнергии, так как КЦЦ ГТУ с энергетическим впрыском пара может превышать КПД паротурбинной КЭС.

Технико-экономическое исследоранне эффективности предложенной схемы было произведено применительно к расширению ТЭС "Тишрин" Сирии с блоквми 210 МВт. Однако методические принципы исследования будут Общими и для других КЭС.

Расходная характеристика ПГУ-260 на основе надстройки блока 210 МВт по предложенной схеме ГТУ фирмы "Сименс" типа V64.3 мощностью 62,3 МВт, рассчитанная по методике, изложенной в гл. 3, приведена на рис. 3.

Па рис. 4 показано изменение расходной характеристики ЮС в целом при ее расширении такой ПГУ по сравнению с вариантом установки третьего блока 210 МВт. Характер изменения расходной характеристики ПГУ-260 объясняется в первую очередь влиянием изменения доли мощности ГТУ при разгрузке ПТУ.

Особенности расчета харктеристик ПГУ-260, выполненной по предложенной схеме, связаны с изменением расхода пара из КУ в зависимости от параметров пара в промперегреве. Кроме того, в схеме предусмотрено вытеснение верхнего ЛВД блока, а также возможен дополнительный нагрев питательной воды на всех нагрузках блока до температуры выше номинальной.

Расход пара из КУ определялся из общего баланса испспьзова-ния теплоты уходягаих газов, а для определения расхода питательной воды при ступенчатой разгрузке ПТУ и параметров пара в отборах турбины и в линии холодного промперегревэ была использована типовая энергетическая характеристика турбины К-2Ю-130.

При расчете показателей ПГУ-260 в пиковом режиме был применен метод "расщепления" ГТУ. Одна часть ее мощностью NrTri , со-ответст.вуюгаей доли теплоты уходящих газов, используемых, в ГВЦ низкого и высокого давления, вместе с ПТУ образует ПГУ, работающую по полузависимой схеме. Другая часть ГТУ работает с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания (КС).

Увеличение пэдности ГТУ за счет энергетического впрыска пара определялось через внутренний КПД "встроенного" паросилового

6

гут I кйт-ч

300

295

290

2Ô0

0,46

\

120 КО 160 180 200 220 МВт 260

Nпгу Рос. 3

130 230

I - 3 X К - 210

330 430 030 6JO

/Ухзс *"" Рис.4

2 - 2 x 1С - 210 + ЛГУ - 260

н-жла по выражению

лы"!г =(/-1г/)л/г% 1 + <р<с) №Р п>" ' <8)

где ¿>у- доля теплоты Уходящих газов, используемая в ГВП для вытеснение регенерации ПТУ; Ы*Т¥ - фактическая мощность ГГУ без учет* впрыска пара; ~ Д°ля теплоты, затрачиваемой для перегрева пара, подаваемого в КС, до температуры парогазовой смеси перед турбиной. В долях от теплоты, затгачиваемой в КУ на получение пара,

9*с - I (9)

где • Ьх ~ энтальпия одяных паров на входе в газовую турбину и на выходе из КУ; - энтальпия конденсата (обессоленной воды), используемого для получения пара в КУ.

Значение определяется из условия

&(<- "ж--(1о)

т> / НО" V«- Чгтг ¡1гп

Здесь X <= Мгм/Мгт* ; Э,99 - КПД камеры сгорания; К„ -

коэЭДтшент перегрузки КС.

Значения Л К"*, а такие КДД ГГУ с энергетическим впрыском пара определялись через параметры ГТУ с использованием

дячных ранее выполненных на кафедре ТЭС БГПА исследований.

Расчеты показали, что при условии отсутствия перегрузки КС ( Кп - I) за счет впрыска пара мощность ГТУ возрастает более чем на 20 Я, а общее увеличение мощности ПТУ в пиковом режиме.(с учетом восстановлен;*.;« мощности ЦВД паровой турбины) составляет 27,5 МВт.

Предложенный вариант расширения КЭС "Тишрин" сравнивался с базовым вариантом, в котором для достижения одинакового энергетического эффекта требуется ввод УПГУ мощностью 50 МВт ( Нгт*г - 33,3 МВт).

Разность капвложений в сравниваемых вариантах расширения КЭС находится как

АК^ - К™(Л/г„/ - + К%(Ыгг,/ - Ыгг„) -

- А/„е ~ А N.. . (II)

где К"/ , КЩ, КЦя - удельная стоимость ГТУ, котлов^тилиза-торов (на единицу мощности ГТУ) и паротурбинной части в составе УПГУ; , К'д - удельные капвложения в замещающую пиковую

станции и в аварийный резерв мощности энергосистемы; Л/п^' * = N1% ш 62,3 ЫЕт.

Анализ показал, что по капитальным вложениям зти варианты примерно равнозначны, даже если принять Л*?' а также

пренебречь величиной К*ЦдЫа» (в качестве пиковой мощности .принята часть мощности КЭС с блоками 210 МВт).

В то же время предложенный вариант обеспечивает экономию топлива за период работы КЭС в базовом режиме

&В*К = Л 6„Х] А/гту/ Ьс-А 0„а, Ыгп,щ /¿ж * #*)> (12) а также экономии топлива в пиковом режиме

Лв"к - А/% (дЗАМ - О, /23/п 9г%)Ьп- (13)

Здесь число часов работы КЭС в базовом и пиковом /)„ режимах приняты равными 5000 и 1500 часов; - мощность части ГТУ,

работающей с энергетическим впрыском пара; 0Мм~ Удельный расход топлива на замещающих блоках 2Ю МВт, т у.т./(МВт>ч).

Расчеты показали, что суммарная экономия топлива превышает 16000 т у.т. При этом дополнительные затраты на подготовку обессоленной воды оцениваются в размере около 5 Ч от экономии топливных затрат, то есть предложенный вариант расширения КЭС будет предпочтительнее.

Таким образом, при расширении действующих КЭС,в особенности в энергосистемах с ограниченным вводом мощности, целесообразной является надстройка "крайних" блоков по предложенной схеме с последующей установкой УПГУ. При этом обеспечивается экономия расчетных затрат, а также ускоряется ввод газотурбинных мощностей в энергосистеме.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Применение режима глубокой разрядки (РГР) блока 300 МВт за счет отключения верхнего ГОД от отбора турбины и подачи в него среды после СРЧ или ВРЧ котла по экономичности уступает пуско-остановочному режиму (ПОР). В то же время РГР является более выгодным, чем альтернативная принудительная разгрузка ТЭЦ или АЭС, а также обеспечивает против ПОР повышение надежности блока.

2. Аккумулирование теплоты в системе регенерации низкого давления ПТУ обеспечивает практически без снижения экономичности блока расширение его регулировочного диапазона нагрузок примерно

на 6 ? 11 представляется опрйвданнш с учетом изменения как капитальных, так и топливных затрат.

3. Сравнение характеристик различных схем ПГУ возможно на основе определения показателей обособленной работы ГТУ и ПТУ и учета дополнительного эффекта от утилизации теплоты уходящих газов ГТУ, зависящего от схемы ПГУ и режимных факторов.

Сравнение результатов расчетов по разработанной методике с данными детальных расчетов тепловых схем различных ПГУ с газотурбинными надстройками показало обоснованность предложенного метода для приближенной опенки характеристик ПГУ на переменных режимах.

4. Расчеты на ПЭВМ с использованием метода динамического программирования для распределения нагрузок между блоками и выбора состава работающего оборудования в период провала нагрузок показали, что наличие на КЭС ПГУ не только повышает их экономичность, но и существенно снижает интенсивность роста удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии при разгрузке КЭС. Это объясняется увеличением на частичных нагрузках КЭС доли мощности ПГУ, разгрузка которых, как правило, производится в последнюю очередь.

5. Применение газотурбинных надстроек действующих блоков при расширении КЭС может обеспечить близкий эффект по экономии топлива на единицу мощности устанавливаемых ГТУ по сравнению с вариантом применения утилизационных ПГУ. Из рассмотренных схем "надстроенных" ПГУ предпочтение следует отдать "сбросной" схеме.

6. При расширении и реконструкции КЭС в малодефицитных энергосистемах может быть использована предложенная схема маневренной газотурбинной надстройки. Схема обеспечивает увеличение доли мощности ГТУ и экономичности блока в базовой части графика электрических нагрузок, а "-акже повышает возможности и эффективность получения пиковой электроэнергии.

7. Проведенные технико-экономические исследования обосновывают целесообразность расширения действующих КЭС за счет применения предложение!* схемы для надстройки "крайнего" блока и последующей установки утилизационных ПГУ. В первую очередь это оправдано в энергосистемах с ограниченным вводом мощности.

Публикации по теме диссертации:

1. Качан А.Д., Кусков И.А., Сбейх Махамид Маджед. Системная эффективность режимов глубокой разгрузки газомвзутных блоков 300 МВт // Энергетика... (Изв. высш. учебн. заведений). - 1991. -

№ Э. - С. 95-98.

2. Качан А;Д., Маджед Сбейх Махамид. Повышение маневренности блоков за счет аккумулирования теплоты в системе регенерации турбин // Энергетика... (Изв. высш. учебн. заведений и энергетических объединений СНГ). - 1993. - № 1-2. - С. 62-66.

3. Качан А.Д., Маджед Сбейх Махамид, Эль Азхар Абельхади. Сравнение расходных характеристик и выбор схемы ПТУ при расширении КЭС / Деп. во ВИНИТИ, № 26&-В94, от 28.01.94.

Аль-ССейх Аль-Махамид Маджед

АНАЛИЗ МАНЕВРЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЭНЕРГОБЛОКОВ И ВЫБОР СХЕМ ПГУ ПРИ РАСШИРЕНИИ КЭС ■

05.14.14 - Тепловые электрические станции (тепловая часть)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

_____;____Редактор Г.В.Ширкина______

Подписано в печать 10.03.94. Формат 60х841/К- Бумага тип. № 2. Офсет, печать.

Усл.печ.л. 1,2. Уч.-изд.л. 0,9. Тир. ТОО. Зак. 288. -__

Белорусская государственная политехническая академия. Отпечатано на ротапринте БГПА. 220027, Минск, пр. Ф.Скораны, 65.