автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности

На правах рукописи

ДАВЫДОВ Андрей Владимирович

ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМОВ БИНАРНЫХ ИГУ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ МАНЕВРЕННОСТИ

Специальность 05.14.14 - "Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты"

2 6 НОЯ 2009

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2009

003484356

Работа выполнена в ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ»)

Научный руководитель - кандидат технических наук Радин Юрий Анатольевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Трухний Алексей Данилович кандидат технических наук Блинов Александр Николаевич

Ведущая организация Филиал ОАО «Южный инженерный центр энергетики» - НПП «ЮгОРГРЭС».

Защита состоится « 16 » декабря 2009 г. в 14— часов на заседании диссертационного совета Д.222.001.01 при ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт» (ОАО «ВТИ») по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автозаводская, 14/23.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО «ВТИ».

Автореферат разослан «'/3 » НоЛЪк^ 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д. 222.001.01, кандидат технических наук

П. А. Березинец

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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

Показатель ПГУ-450Т (2ГТУ+2КУ+1ПТ) ПГУ-39 (1ГТУ+1КУ+1ПТ)

Мощность энергоблока в конденсационном режиме, МВт 446,2 39,356

Расчетный КПД в конденсационном режиме, % 50,1 49,4

Тип ГТУ V94.2 SGT-700 (GT10C)

Мощность ГТУ, МВт 148,6 28,417

Расчетный КПД ГТУ, % 33,38 35,53

Температура отработавших газов, °С 543,2 522,89

Время пуска в открытом цикле до полной нагрузки, мин 18 10

Число контуров КУ, шт. 2 2

Расчетное давление пара ВД/НД, МПа 7,6/0,54 5,5/0,58

Расчетная температура пара ВД/НД, °С 509,5/201,8 487/212

Расход пара ВД/НД, т/ч 224,4/55,8 39,4/7,8

Мощность паротурбинной установка в конденсационном режиме, МВт 149 11,1

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 графики-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:

1. НТС ОАО «ВТИ» 2004-2008г.г.

2. НТС РАО «ЕЭС» России.

3. 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.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников. Работа представлена на 131 странице, включая 51 рисунок.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснован выбор направления исследования, определен круг основных задач.

В первой главе выполнен анализ проблем, связанных с привлечением энергоблоков ТЭС к регулированию нагрузки энергосистемы.

Рассмотрены методы привлечения паросиловых энергоблоков ТЭС с конденсационными и теплофикационными турбинами для регулирования суточных графиков электрической нагрузки.

Проанализирован зарубежный опыт создания базовых и маневренных энергоблоков ПГУ, требования энергосистем к характеристикам маневренности этих энергоблоков.

Показано, что важнейшими эксплуатационными характеристиками парогазовых установок являются продолжительность пусков-остановов, скорость изменения нагрузки при работе блоков в пределах регулировочного диапазона нагрузок и величина регулировочного диапазона.

Регламентированные продолжительности пусков из различных тепловых состояний ПГУ в России меньше, чем зарубежных, аналогичных по мощности и экономичности (таблица 2).

Таблица 2

Продолжительность пусков энергоблоков ПГУ

Исходное Базовые блоки Полупиковые блоки ПГУ (технические

состояние ПГУ по зарубеж- ПГУ по зарубеж- требования к манев-

ным данным, мин ным данным, мин ренности РФ), мин

6-8 ч простоя 90 45-55 60

24-55ч простоя 200 120 90

Более 120 ч 250 150 -

Обеспечение требуемой надежности, маневренности и экономичности энергоблоков, выбор и задание оптимальных условий их работы в условиях переменного графика нагрузок энергосистем требуют обоснованного представления о возможностях оборудования, факторах, ограничивающих скорость изменения параметров при переменных режимах, конструктивных, схемных, технологических и организационно-технических средствах расширения этих возможностей при пусковых режимах и при работе под нагрузкой.

На основе анализа опыта эксплуатации традиционных паросиловых и парогазовых энергетических установок выделены наиболее нагруженные элементы основного оборудования ПГУ, определяющие характеристики маневренности.

К ним относятся барабаны котлов, входные и выходные коллекторы пароперегревателей высокого (и среднего) давления, паропроводы высокого давления, тройники, корпусы стопорных клапанов высокого давления, а также перепускные трубы высокого давления и ротор паровой турбины.

Вторая глава посвящена расчетному исследованию критериев надежности основных высоконагруженных элементов энергоблока и вариантам улучшения характеристик маневренности ПГУ.

Основным критерием, по которому осуществляется оптимизация пусков энергоблока 111 У, является общая длительность пуска при выполнении всех ограничений по показателям, обеспечивающим надежность работы оборудования. При этом решающее значение имеет продолжительность этапа на-гружения от включения турбогенератора ГТУ в сеть до полной нагрузки ПГУ. Экспериментальная отработка пусковых режимов позволяет наметить рациональную технологию их осуществления. Для обоснования продолжительности пусковых режимов и построения оптимальных графиков-заданий применено математическое моделирование элементов оборудования ПГУ (назовем их «критическими»), надежность которых определяет характеристики маневренности энергоблока.

Основной причиной исчерпания ресурса элементов оборудования, длительно работающих под воздействием значительных напряжений от внутреннего давления в условиях высоких температур (более 500 °С), вызывающих ползучесть, является малоцикловая термоусталость.

Учет ползучести приводит к необходимости увеличения продолжительности пусковых операций оборудования паросиловых блоков, работающих при температурах пара более 500 °С. Для оборудования ПГУ с температурами пара, на выходе КУ, не превышающими 505-510 °С, при анализе повреж-денности ползучесть можно не учитывать. К таким ПГУ можно отнести ПГУ-450Т и ПГУ-39. Разумеется, для ПГУ с газовыми турбинами, у которых температура отработавших газов превышает 550 °С, а температура пара выше 510 °С, необходимо учитывать ползучесть.

Существенным при пусках ПГУ является выбор стартовой нагрузки ГТУ, т. е. расхода и температуры газов за ГТУ, определяющих условия прогрева (скорость изменения давления и температуры пара, коэффициенты теплоотдачи от пара к металлу элементов котлов-утилизаторов и паропроводов, разности температур по толщине стенки и напряжения) как элементов котлов-утилизаторов, так и паропроводов за ними.

Анализ термонапряженного состояния таких элементов тракта высокого давления, как барабан, входной коллектор пароперегревателя, выходной коллектор пароперегревателя котла-утилизатора, паропровод высокого давления и стопорный клапан паровой турбины, проводился расчетным и экспериментальным путем.

На вышеперечисленных элементах энергоблока ПГУ-39 были установлены дополнительные термопары (рисунок 1) для контроля температурного состояния металла при пусках. Результаты измерений температур этих элементов использовались в дальнейшем при анализе их прогрева и для разработки физической модели прогрева.

Для проведения расчетного анализа были разработаны трехмерные математические модели барабана высокого давления, входного/выходного кол-

лектора пароперегревателя высокого давления и паропровода ВД. Расчеты термонапряженного состояния проводились с помощью многофункционального программного комплекса АИБУБ, использующего метод конечных элементов.

а)

Места ьстанзвки тепмопаг»

6)

Пси к

ПСРСПЙОБОДУ ВД

...о-------

......-ОО.....

б)

а - на паропроводе ВД; б - на блоке клапанов ВД; в - на выходном коллекторе ВД: 1 - четвертый змеевик с "глухого конца"; 2 - центральный змеевик; 3 - верх коллектора в центре; 4 - низ коллектора в центре; 5 - третий змеевик со стороны выхода пара на ПТ.

Рисунок 1 - Схемы установки дополнительного температурного контроля металла

Барабан ВЦ

При анализе напряженного состояния барабана высокого давления считалось, что напряжения Обвд от внутреннего давления (рви) , разности температур по толщине стенки барабана (Д?ст) и разности температур верха и низа барабана (Д/ в.н) алгебраически суммируются в виде:

ст6вд= кго(>бвд)+к2-а(Д/Еерх.ню)+кз-о(Д/ста1КИ), (1)

- суммарные напряжения в стенке барабана, МПа;

- напряжение от внутреннего давления в барабане, МПа;

- напряжение от разности температур верха и низа барабана, МПа;

- напряжение от разности температур по толщине стенки, МПа;

- коэффициенты влияния каждой из величин.

Контроль температурного состояния металла традиционно выполняется в виде трех пар датчиков температуры на верхней и нижней образующих наружной поверхности барабана, датчиков давления пара в барабане и датчиков уровня воды в барабане.

Такое расположение точек контроля температуры металла позволяет получить достоверную оценку температурного состояния металла по всей длине барабана.

Согласно нормативным документам РФ критерием термопрочности барабанов принято считать допустимые скорости повышения температуры металла их нижней образующей. В некоторых случаях в качестве критерия рекомендуется использовать разность температур по толщине стенки барабана вблизи нижней части корпуса. При этом требуется размещать на внутренней стенке барабана датчик температуры, надежность которого в эксплуатации невысока.

Сравнение этих двух критериев, проведенное в работе, показывает, что оценка по допускаемым скоростям повышения давления более корректна. Такой вывод следует из рассмотрения прогрева барабана, заполненного частично водой, нагретой до температуры насыщения. При повышении давления в барабане из-за гидростатического уровня воды нижняя образующая всегда остается недогретой до состояния насыщения. В этом случае коэффициенты теплоотдачи к стенке невелики и разность температур по толщине стенки барабана при повышении давления мала, соответственно, мала и составляющая напряжений от разности температур по толщине стенки. Проведение пусков на пониженных параметрах пара приводит к тому, что и напряжения от внутреннего давления также малы.

Расчетные исследования показали, что при повышении давления в барабане суммарные напряжения в нем определяются, главным образом, напряжениями от разности температур верха-низа барабана, а при снижении дав-

где: Обвд

0(Рбвд) ^(Д^верх-низ)

о(Д^тенки)

к[, к2, к3,

ления определяющим фактором становится разность температур по толщине стенки барабана.

Расчетный анализ влияния диаметра и толщины стенки барабана на максимально допустимую скорость прогрева позволил определить, что увеличение диаметра барабана при неизменной толщине стенки и увеличение толщины стенки при неизменном диаметре барабана приводят к уменьшению допустимых скоростей прогрева. Во всех случаях увеличение толщины стенки барабана оказывает наибольшее влияние на уровень напряжений (таблица 3).

Таблица 3

Напряжения в барабане ВД в зависимости от скорости повышения давления

Станция, установка Диаметр, мм Толщина стенки, мм Напряжения в зависимости от скорости повышения давления, МПа. Допускаемые напряжения 250 МПа

0,2 МПа/мин 0,3 МПа/мин 0,4 МПа/мин 0,5 МПа/мин

Сочинская ТЭС, ПГУ-39 1600 36 198 218 242 265

Калининградская ТЭЦ-2, ПГУ-450 1600 42 214 236 263 296

ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго», ПГУ-450 2420 48 225 248 275 308

Северо-Западная ТЭЦ, ПГУ-450Т 2400 52 268 278 326 375

ТЭЦ-21 ОАО «Мосэнерго», ПГУ-450Т 2420 48 225 248 275 308

ТЭС «Геллер», ПГУ-230 2420 44 218 240 269 300

Входной/выходной коллектор пароперегревателя высокого давленш В соответствии с технологией остановки ГТУ после выбега ротора, происходит вентилирование ее газового тракта в течение продолжительного времени, приводящее к расхолаживанию котла-утилизатора.

Например, при останове ПГУ-39 газовая турбина вращается с частотой 200 об/мин и за 7-8 ч естественного остывания давление в барабане ВД снижается до атмосферного, а состояние котлов-утилизаторов после простоев продолжительностью более 8 ч близко к холодному.

Так как первой по ходу газов поверхностью нагрева является пароперегреватель высокого давления, то металл этой поверхности быстро остывает, и вместе с ним быстро остывают выходной коллектор пароперегревателя и

паропровод высокого давления на выходе из котла-утилизатора. При этом металл основной части трассы паропровода ВД остывает значительно медленнее.

Для анализа охлаждения и прогрева метала выходного коллектора и паропроводов ВД параллельно со штатной системой контроля температурного состояния металла на коллекторе и паропроводах ВД Сочинской ТЭС в непосредственной близости от выхода из котла-утилизатора были установлены дополнительные датчики температуры металла. Полученные с их помощью данные позволили выполнить верификацию математической модели и подтвердить расчеты скоростей прогрева металла барабана ВД и коллектора пароперегревателя, в результате чего была обоснована предельно допустимая скорость прогрева коллектора КУ П-103 Сочинской ТЭС 30 сС/мин.

Для выходного коллектора ППВД котла-утилизатора П-90 СевероЗападной ТЭЦ скорость прогрева не должна превышать 15 °С/мин.

Расчеты для обоснования термонапряженного состояния входного коллектора пароперегревателя высокого давления, прогрев которого происходит со скоростью повышения давления пара в барабане ВД, показали, что при принятых ограничениях скорости подъема давления в БВД обеспечиваются допустимые скорости прогрева входного коллектора ППВД.

Паропроводы ВД

Прогрев паропроводов высокого давления определяется их начальным температурным состоянием и технологией проведения пусковых операций. Если при пусках из холодного состояния проведение вентиляции газового тракта не приводит к изменению температурного состояния паропроводов, то при пусках из неостывшего и, главным образом, горячего состояний это приводит к захолаживанию паропроводов ВД. При этом снижение температуры металла паропроводов достигает наибольшей величины в зоне непосредственно за котлом-утилизатором, вызывая существенную неравномерность распределения температур по длине паропроводов ВД от котла к паровой турбине.

Анализ опытных данных показал, что при пусках из горячего состояния снижение температуры паропроводов на выходе из КУ может достигать 50-100 °С.

Для обоснования циклической прочности паропроводов при пусках блока из различных тепловых состояний и определения допустимых скоростей их прогрева была составлена математическая модель прогрева паропровода.

В результате расчетов режимов прогрева типа пуск - стационарный режим — останов получено, что максимально допускаемая скорость прогрева паропровода высокого давления ПГУ-450Т составляет 25 °С/мин, а паропровода ПГУ-39 30°С/мин.

Стопорный клапан ВД

Термонапряженное состояние корпусов стопорных клапанов представляет собой самостоятельную задачу, т. к. их поверхность мала по сравнению с поверхностью теплообмена собственно паропроводов ВД, а температурное состояние не оказывает влияния на температуру пара перед турбиной. Обоснование допускаемых скоростей прогрева стопорного клапана ВД производилось путем математического моделирования методом конечных элементов при помощи программного пакета Граничные условия задавались в соответствии с условиями прогрева/охлаждения клапана.

Как показал анализ пусковых и остановочных режимов блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС, наибольшие напряжения наблюдаются при пусках из холодного состояния, когда скорости повышения температуры наружной и внутренней поверхности корпуса СК ВД могут превышать 10—15 °С/мин, а допускаемая скорость повышения температуры СК ВД, использованной на блоке ПГУ-39 паровой турбины Т-10/11-5,2/0,2 КТЗ, составляет 13 °С/мин при допускаемых напряжениях 420 МПа.

Аналогичные расчеты были проведены и для стопорного клапана ВД турбоустановки Т-150-7.7. На этой турбине корпусы стопорных и регулирующих клапанов выполнены как одно целое из стали 15Х1МФ. Толщина стенки корпуса стопорного клапана составляет 92 мм в сечении паровпуска, допускаемая скорость прогрева - не более 6 °С/мин.

Обоснованные в результате расчета высоконагруженных элементов оборудования энергоблоков при пусках допустимые условия их прогрева суммированы в таблице 4.

Элементом, термонапряженное состояние которого ограничивает скорость прогрева участка тракта от выхода пара из БВД котла-утилизатора до стопорных клапанов ВД, является барабан ВД. При повышении давления пара в нем с максимально допустимой скоростью, скорости прогрева остальных элементов не превосходят допустимых по условиям термопрочности.

При формировании технологии пусковых режимов паровых энергоблоков принципиальным является обоснование стартового расхода топлива для пусков из всех типовых тепловых состояний. Для ПГУ вместо расхода топлива целесообразно использовать мощность пускаемой первой газовой турбины.

При пуске паровой турбины начальные параметры пара подбираются так, чтобы не допускать захолаживания и (или) чрезмерно быстрого прогрева деталей турбины и паропроводов при увеличении частоты вращения ротора турбины и на начальном этапе нагружения ПТ. Выбор начальной температуры пара производится с учетом аккумуляции тепла в паровпускных органах турбины и паропроводах.

Таблица 4

Допускаемые критерии надежности высоконагруженных элементов ПГУ

Наименование ПГУ-450Т Северо-западной ТЭЦ ПГУ-39 Сочинской ТЭЦ

Скорость повышения температуры металла корпусов СК ВД, °С/мин, не более 6 13

Разность температур металла верха и низа ЦВД в зоне паровпуска, °С, не более 50 50

Разность температур пара по ниткам при прогреве паропроводов ВД и НД а также при повышении частоты вращения ротора и нагружении турбины, °С, не более 50 -

Скорость повышения температуры металла паропровода ВД, °С/мин, не более 25 30

Скорость подъема давления в барабане высокого давления при давлении не выше 2,0 МПа, МПа/мин, не более 0,25 0,45

Скорость повышения температуры металла выходного коллектора ППВД °С/мин, не более 15 30

Исследования, проведенные на турбине Т-10/11-5,2/0,2 Сочинской ТЭС, выполненной с сопловым парораспределением и двухвенечной регулирующей ступенью, показали, что во время разворота турбины снижение температуры пара на регулирующей ступени составляет порядка 180 °С, при стартовой температуре 400 °С, давлении 2.5 МПа и частоте вращения 600 об/мин температура пара в камере за регулирующей ступенью составит 220 °С.

Чтобы не допускать снижения температуры пара в камере регулирующей ступени и растягивающих напряжений на поверхности ротора, необходимо прогревать металл паропровода ВД до температуры, превышающей температуру ротора турбины. При этом температура паропровода inn °С в сечение перед отводом на БРОУ должна составить

'пп = 'цвд +180 °С, (2)

где: /пп - температура металла паропровода перед отводом на БРОУ ВД, °С; /цвд - температура металла корпуса ЦВД в зоне паровпуска, °С

Разработанная на основании этого исследования номограмма для выбора стартовой мощности ГТУ, в зависимости от теплового состояния ПТУ для энергоблока ПГУ-39, приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Номограмма выбора стартовой нагрузки ГТУ энергоблока ПГУ-39

Аналогичные исследования были проведены и для паровой турбины Т-150-7.7 с дроссельным парораспределением. Они показали что использование дроссельного парораспределения обеспечивает равномерный прогрев корпуса ЦВД по его окружности и позволяет избежать больших захолажива-ний.

Пуски блочных паросиловых энергоблоков производятся на пониженных (скользящих) параметрах пара высокого давления, что позволяет производить более интенсивный прогрев цилиндров и роторов турбины. Эти соображения сохраняют силу и для пусков паровой части ПГУ.

Особенностью ПГУ, однако, является то, что допустимые скорости на-гружения ГТУ и паровой турбины существенно отличаются, и 2/3 мощности энергоблок может набрать за первые 10-15 мин пуска, что может быть важно в случаях быстрого роста нагрузки в энергосистеме (например, в утренние часы).

На ПГУ-39 Сочинской ТЭС была опробована технология пуска энергоблока ПГУ-39 с нагружением газовой турбины до максимальной мощности при соблюдении всех критериев надежности по котлу-утилизатору и пуска паротурбинной установки на номинальных параметрах пара из холодного и неостывшего состояний.

При нагружении ГТУ с максимально допустимой скоростью, при которой обеспечиваются критерии надежности котла-утилизатора и паропроводов ВД, выполняется выдержка продолжительностью 15 мин на нагрузке ГТУ 7 МВт для стабилизации уровней в барабанах котла-утилизатора и прогрева элементов пароводяного тракта. Общая продолжительность нагруже-ния ГТУ до номинальной мощности составляет по опытным данным около 30 мин (рисунок 3).

1« ч

116

10

ё •

0

1 •

о

г 4

/ / II!!.

{ гА X ~ и V 1 Л

1 /

Г — — » Ф ■

1

1

1 1

1 Ппту2 1 п„„

1 / 1 —

1 / Ч- N„2 1— 1

1 ■р«1 — — —^— — ¡""V ^ТГ^Г-

1 / 1 ~тЛ

Г г /1 / I (\ 1

15О0 I

0 10 20 30 40 50 60 70 8(190100 110 120130 140 150 160 170

Время, мин

Индекс 1 относится к пуску ПГУ-39 с полным нагружением ГТУ и последующим пуском ПТ на номинальных параметрах пара; индекс 2 относится к пуску ПГУ-39 по традиционной технологии; //щ-у - мощность газотурбинной установки; Л^пту - мощность паровой турбины; ппту - частота вращения паровой турбины; рвд - давление пара перед паровой турбиной.

Рисунок 3 - Графики пуска энергоблока ПГУ-39

Продолжительность пуска паровой части ПГУ-39 из холодного состояния с номинальными параметрами пара больше на 25-30 мин, вследствие затрат времени на прогрев стопорного клапана ВД, разворот и нагружение паротурбинной установки.

Для сокращения продолжительности пусковых операций на номинальных параметрах за счет схемных решений в диссертационной работе было рассмотрено применение БРОУ ВД производительностью более 100 % и впрыскивающих пароохладителей в паропровод высокого давления.

Так, например, для ПГУ-450Т и ПГУ-39 необходимо применение БРОУ ВД производительностью более 200 % и впрыскивающих устройств, что позволяет пускать паровую турбину из холодного состояния на сниженных параметрах пара ВД.

В третьей главе проанализированы основные положения и критерии для определения регулировочного диапазона нагрузок энергоблоков ПГУ.

Под регулировочным диапазоном нагрузок энергоблоков ТЭС понимается разность между максимальной и минимальной электрическими нагрузками, достигаемыми при разгружении или нагружении энергоблока без изменения состава работающего оборудования.

Для традиционных паросиловых энергоблоков верхняя и нижняя граница регулировочного диапазона являются постоянной величиной. Для газомазутных энергоблоков она определена как 100-30 %.

Для парогазового энергоблока как верхняя, так и нижняя граница регулировочного диапазона является переменной величиной, зависящей от температуры наружного воздуха, что связано с характеристиками работы газотурбинной установки.

Верхняя граница регулировочного диапазона ограничивается максимально допустимой мощностью ГТУ и ПТУ, соответственно.

Нижняя граница регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ограничивается вследствие:

- снижения надежности работы оборудования на пониженных нагрузках;

- ухудшения экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках.

Снижение надежности, ограничивающее минимальную нагрузку блока ПГУ, возможно при достижении минимально допустимой температуры пара перед СК ВД ПТУ (недопустимой влажности в последних ступенях паротурбинной установки).

К экологическим показателям, ограничивающим регулировочный диапазон, относится увеличение концентрации вредных выбросов в уходящих газах.

В результате расчетов и экспериментальных исследований определена нижняя граница регулировочного диапазона.

Для моноблока ПГУ-39 она соответствует техническому минимуму 30 %. Ограничением является необходимость отключения контура НД от ПТУ.

Нижняя граница регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т ограничивается температурой пара перед СК ВД и составляет 50 % номинальной мощности.

Для увеличения регулировочного диапазона энергоблока ПГУ-450Т исследована возможность применения антиоблиденительной системы (АОС),

включение которой позволяет увеличить температуру воздуха на входе в компрессор ГТУ на 8-10 °С.

Это позволяет при низких нагрузках ГТУ во всем диапазоне температур наружного воздуха уменьшить мощность ГТУ на 7-8 МВт, а ПТУ на 2-3 МВт без снижения температуры пара ниже минимально допустимых 440 °С (рисунок 4).

550 500 450 400

&

Г

i

о

5 300 250 200 150

•35 -30 -2S <20 -15 -10-5 D 5 10 15 20 25 30 35

Температура наружного воздуха, °С

Рисунок 4 - Регулировочный диапазон ПГУ-450Т

В четвертой главе приведены результаты исследования динамических характеристик ПГУ-450Т и ПГУ-39.

Как объект регулирования мощности ПГУ представляет собой сложную взаимосвязанную систему. Особенностью ПГУ 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 ПГУ -выходным параметром для внешнего потребителя - важным параметром является давление и температура пара перед паровой турбиной, определяющие надежность и экономичность работы. Для исследования динамики на различных нагрузках энергоблока, в пределах регулировочного диапазона, наносились возмущения задатчиком мощности ГТУ и ПТУ.

В результате исследований получено, что снижение мощности энергоблока ПГУ для компенсации повышения частоты сети происходит без технологических ограничений, при этом снижение мощности ПТУ - монотонно, в соответствии со скоростью изменения паропроизводительности котла-утилизатора и его аккумуляционной способностью.

При необходимости повышения мощности энергоблока возникают ограничения по скорости, связанные с тем, что для поддержания температуры дымовых газов на входе и выходе из газовой турбины расходы топлива и воздуха должны изменяться синхронно. В связи с этим из соображений надежности первых ступеней газовой турбины, как правило, ограничивают скорость воздействия на задатчики мощности ГТ.

Экспериментальные исследования, результаты которых приведены на рисунках 5 и 6, показали, что максимальная скорость изменения нагрузки ПГУ-450Т составляет 25-30 МВт/мин (при скорости изменения мощности ГТУ 11 МВт/мин) и 5-6 МВт/мин для ПГУ-39 (при скорости изменения мощности ГТУ 4 МВт/мин).

Рисунок 5 - Изменение мощности ПТУ при изменении мощности двух ГТУ для энергоблока ПГУ-450Т

а)

4э 36

5

2 34

I

3

1

2 30 г

I

! 24

У

Гг \

л К Рвско пер« ВД

Л -......п «тчт- —

1 к. , .. .. «пу

V /

V— )

ОСО:Ш 0:07 12 0:14:24 0.21:36 0:2!-48 0:36 00 0 43:12 0:50.24 0:57:36

Времо, мин

б)

а - фиксированное положение регулирующих клапанов ВД; б - регулирующие клапаны ВД в режиме поддержания давления до «себя».

Рисунок 6 - Изменение мощности ПТУ при изменении мощности ГТУ для энергоблока ПГУ-39

При испытании со сбросом нагрузки энергоблока ПГУ-39 и переводом ГТУ в режим холостого хода, мощность ПТУ составляла порядка 3-4 МВт, что обеспечивает надежное питание собственных нужд энергоблока.

В диссертационной работе проведен расчет надежности «критичных» элементов при разгружении и нагружении энергоблока от номинальной мощности до нижней границы регулировочного диапазона в зависимости от скоростей разгружения-нагружения и с учетом количества таких режимов в сутки.

В результате получено, что максимально возможная скорость разгружения-нагружения энергоблоков ПГУ-450Т и ПГУ-39 допускает 5 таких циклов за сутки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Впервые на головных ПГУ мощностью 450 и 39 МВт проведены экспериментальные исследования пускоостановочных режимов. Выявлены элементы оборудования пароводяной части ПГУ (барабан ВД, входной/выходной коллектор пароперегревателя ВД, паропровод ВД, стопорный клапан ВД), термонапряженное состояние которых оказывает наибольшее влияние на пусковые характеристики ПГУ.

2. Расчетными исследованиями термонапряженного состояния «критичных» элементов оборудования энергоблоков при циклических (пуск-стационар-останов, работа в пределах регулировочного диапазона) режимах выявлены значения параметров, которые необходимо контролировать при пусковых операциях, где тот или иной элемент является ограничивающим.

3. Показано, что:

• при повышении давления до 2 МПа в барабане ВД блока ПГУ-450Т со скоростью 0,25 МПа/мин, а для ПГУ-39 - 0,45 МПа/мин выдерживаются критерии прогрева барабана.

• при корректном выборе стартовой нагрузки ГТУ и повышении давления в БВД с допустимой скоростью другие элементы пароводяного тракта ПГУ прогреваются с допустимыми скоростями.

4. Разработаны и реализованы на ПГУ-39 и ПГУ-450Т графики-задания на пуски энергоблоков, обеспечивающие надежную и экономичную работу этих ПГУ на пусковых режимах.

5. Разработана и реализована технология пуска энергоблока ПГУ-39 с полным нагружением ГТУ (2/3 мощности энергоблока) за 30 мин и разворотом паротурбинной установки при номинальных параметрах пара. Показано, что сокращения времени пуска паровой турбины и блока в целом, при вышеуказанном типе пуска, можно достичь за счет применения БРОУ ВД бо-

лее высокой производительности и впрыскивающих пароохладителей в пароперегреватель ВД и паропровод ВД.

6. Определен регулировочный диапазон энергоблоков ПГУ. Для ПГУ-450Т он составляет 100-50%, а для ПГУ-39 100-30% номинальной мощности при текущей температуре наружного воздуха.

• нижняя граница регулировочного диапазона блока ПГУ-450Т определяется снижением температуры пара перед паровой турбиной до минимально допустимой 440 °С, а блока ПГУ-39 - отключением контура НД.

• включение на низких нагрузках ПГУ-450Т ангиобледенительной системы ГТУ, перепускающей небольшую часть воздуха с выхода компрессора на вход, позволяет без снижения температуры пара ВД снизить нагрузку энергоблока на 16-19 МВт и расширить его регулировочный диапазон.

7. При динамических возмущениях нагрузка ПГУ-39 изменяться со скоростью 13-15 %/мин, ПГУ-450Т со скоростью 5,5-6,5 %/мин.

8. Исследована и реализована технология обеспечения собственных нужд энергоблока ПГУ-39 за счет паротурбинной установки, при работе ГТУ в режиме холостого хода.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Радин Ю. А, Давыдов А. В., Чугин А. В., Писковац-ков И. Н. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при его работе в конденсационном режиме // Теплоэнергетика. - 2004. - № 5. - С. 47-52.

2. Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах котлов-утилизаторов при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т / Ю.А. Радин, Т.С. Конторович, A.B. Давыдов и д.р. //Теплоэнергетика. - 2004. - № 9. - С. 18-26.

3. Радин Ю. А., Рубашкин А. С., Давыдов А. В., Рубаш-кин В. С. Математическое моделирование пусковых режимов энергоблока ПГУ-450Т Калининградской ТЭЦ-2 // Теплоэнергетика. - 2005. - № 10. -С. 61-64.

4. Радин Ю. А., Давыдов А. В., Малахов С. В. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС // Электрические станции. - 2006. - № 6. - С. 13-20.

5. Давыдов А. В. Критические элементы пароводяного тракта ПТУ, ограничивающие маневренность энергоблока II Электрические станции. -2006. - Спец. Выпуск. - С. 2-6.

6. Давыдов А. В., Радин Ю. А. Опыт освоения парогазовых энергоблоков ПГУ-450Т // Электрические станции. - 2009. - № 9. - С. 22-26.

7. Давыдов Н. И., Зорченко Н. В., Давыдов А. В., Радин Ю. А. Модельные исследования возможности участия ПТУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России // Теплоэнергетика. - 2009. - № 10.

8. Пат. № 61349 РФ. Система автоматического регулирования мощности парогазовой установки с воздействием на регулирующие органы газотурбинной установки и паровой турбины / Н. И. Давыдов, Н. В. Зорченко, А. В. Давыдов, Ю. А. Радин.// Бюл. №6.-Опубл. 27.02.2007.

ПМБ ВТИ. Тираж 80 экз. Зак. № НО О РФ, 115280, Москва, ул. Автозаводская, д. 14/23

Введение.

ГЛАВА 1. Постановка задачи исследования.

ГЛАВА 2. Расчетные исследования термонапряженного состояния оборудования энергоблока ПТУ.

2.1 Барабан В Д.

2.2 Выходной коллектор пароперегревателя ВД.

2.3 Входной коллектор пароперегревателя ВД.

2.4 Паропроводы высокого давления.

2.5 Прогрев СКВД.

2.5.1 Определение допустимых скоростей прогрева стопорного клапана ВД на основе математического моделирования.

2.6 Разворот ПТ до холостого хода.

2.7 Прогрев ПТ.

2.8 Совместное нагружение ГТУ и ПТ до нагрузки подключения контура НД.

2.9 Дальнейшее нагружение энергоблока до номинальной нагрузки

2.10 Выводы.

ГЛАВА 3. Определение регулировочного диапазона и оптимальных скоростей изменения в его пределах.

3.1 Снижение надежности работы оборудования блока при эксплуатации на пониженных нагрузках.

3.2 Ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках.

3.2.1 Вредные выбросы ТЭС.

3.2.2 Рассеивание вредных веществ в атмосфере.

3.2.3 Расчет допустимой нагрузки энергоблока из учета обеспечения ПДК Ж)х, СО.

3.3 Регулировочный диапазон.

3.4 Выводы.

ГЛАВА 4. Исследование динамических характеристик ПГУ.

4.1 Динамические характеристики газовой турбины.

4.2 Динамические характеристики паровой турбины.

4.3 Динамические характеристики энергоблока.

4.4 Сбросы нагрузки.

4.5 Выводы.

В настоящее время в России происходит реформирование рынка электроэнергетики. Реализуемая модель реформирования предусматривает поэтапную либерализацию оптового и розничного рынков электрической энергии. В предстоящее пятилетие будет последовательно снижаться зона государственного регулирования тарифов на электроэнергию и расти доля конкурентного сектора со свободным ценообразованием на основе рыночного компромисса между покупателями и продавцами.

Такая модель рынка электроэнергетики требует от поставщиков электроэнергии более экономичного и маневренного оборудования [1],[2],

3].

Повышение эффективности производства электроэнергии на тепловых станциях и решение задачи энергосбережения связано с увеличением экономичности [4].

Критерием оценки термодинамической эффективности генерирующего оборудования является коэффициент полезного действия установки, описываемый в самом общем виде уравнением Карно: тгЧТ/г,) (1) где,

Т1 - температура рабочего тела в начале цикла;

Т2 — температура рабочего тела на выходе из цикла; к.п.д. брутто любого энергоблока, как парогазовая установка (ПГУ), так и паросиловая установка (ПСУ) можно представить в виде: л = ЕЩВ X су1), (2) где,

В - расход топлива в котел или (и) ГТУ;

С>рн - низшая теплотворная способность топлива;

N — мощность на клеммах генератора(ов) турбины, которое в свою очередь можно преобразовать в выражение через к.п.д. отдельного основного оборудования в общем виде:

Для паросилового энергоблока: псу ^ка^^пту' где, г) - к.п.д. паросилового энергоблока ицу

Г1ка - к.п.д. котлоагрегата г|пту - к.п.д. паротурбинной установки

Для парогазовой установки:

Т1шу=Т1ггу+(1-Т1гту)*Т1ку*Т111ту, (4) где, г)пгу - к.п.д. парогазовой установки г|гту - к.п.д. газотурбинной установки т] - к.п.д. котла-утилизатора Г|пту - к.п.д. паротурбинной установки

Очевидно, что повышение эффективности генерирующего паросилового оборудования связано главным образом с повышением параметров теплоносителя (свежего пара) и пара промежуточного перегрева. Примером такого подхода может служить переход в энергетике России с параметров пара 8.8, 12.8 МПа на 23.4 МПа при температуре пара 540/545 °С.

В настоящее время за рубежом в ряде стран уже находятся в эксплуатации энергоблоки с давлением свежего пара на уровне 23.4 МПа и более и температурами 580-600 °С, а в России спроектированы энергоблоки на «суперкритические» параметры пара — 29.4 МПа и 600 °С мощностью 300550 [5].

Возможность повышения параметров пара тесно связана с развитием металлургической промышленности, т.е. появлением сталей такого класса, которые выдерживают длительные термические напряжения при высоких давлениях и температурах. Дальнейшее увеличение экономичности уже не может быть связано с повышением параметров пара из-за значительного удорожания таких энергетических установок и необходимости применения материалов, работающих в условиях температур, превышающих 600-650 °С.

Подтверждением последнему является применение на зарубежных электростанциях энергоблоков на параметры пара 27,3 МПа и 580 °С [6].

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 1000°С) и на выходе из ГТУ (на уровне 540 - 650°С). 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 (ПГУ) 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 2025% 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. 500

100

Энергоблок ПГУ-450 С-3 ТЭЦ * —

70

Энергоблок ПГУ-39

-"2-Г

Р—'^

-с—и—к

3 4 5 6 7 8 9

15;!{I''и\ > ;51

II 12 13 14 15 15 17 1В 13 20 21 22 24

Часы £

50

43 а

30

Рис. 1 Суточный график изменения мощности энергоблоков ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ и ПГУ-39 Сочинской ТЭС.

20

60 ' во

103 120

Вре мя, час

140

160

120

200

Рис. 2 Недельный график изменения мощности энергоблоков ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ и ПГУ-39 Сочинской ТЭС.

Наличие газотурбинных установок в составе энергоблока ПГУ, скорость набора нагрузки которых составляет около 4% номинальной мощности в минуту, и отсутствием необходимости ее предварительного прогрева позволяет сделать вывод о том, что ПГУ являются более маневренными по сравнению с ПСУ.

В этой связи особенно важными при эксплуатации энергоблоков становятся переходные режимы работы основного оборудования (пуски, остановы, изменения нагрузки). Каждый такой процесс представляет не только потенциальную угрозу долговечности элементов блока, но и связан со значительными потерями тепла и энергии. Протекание неустановившихся процессов ограничено главным образом уровнем напряжений в толстостенных элементах оборудования энергоблока, таких как барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин. Периодические, в течение суток, изменения нагрузок в сочетании с изменениями давления и температуры пара или остановы блоков на ночное время в период минимума нагрузок вызывают циклическую усталость материала элементов энергоблока. Исчерпание долговечности материалов, в особенности работающих при высоких температурах, будет приводить к появлению усталостных трещин в элементах оборудования и тем быстрее, чем большее количество изменений нагрузки, пусков и остановов будет испытывать материал. Наибольший усталостный износ наступает в так называемых "критических элементах" оборудования энергоблока, к которым следует отнести перечисленные выше элементы - барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин, и т.п. [20]

При проектировании энергоблоков до настоящего времени обращают недостаточное внимание анализу накопления поврежденности основного оборудования - котлов, турбин и энергоблока в целом, в переходных режимах. Это в свою очередь, приводит в процессе эксплуатации к снижению надежности работы оборудования за счет увеличения аварийных отключений, перепростоев оборудования блоков в ремонтах из - за появления повреждений. Как правило уже в процессе эксплуатации путем оптимизации технологии и за счет некоторых конструктивных изменений удается повысить надежность работы оборудования и тем самым снизить его аварийность. Требования к маневренности могут быть обеспечены уже на этапе проектирования оборудования, а долговечность - как правило в процессе эксплуатации.

Известно, что для определения характеристик маневренности и обеспечения требуемой долговечности работы оборудования энергоблоков ТЭС необходимо соблюдение условий надежности высоконагруженных элементов оборудования тепловой схемы, которые должны быть обоснованы с учетом требуемого количества пусков - остановов и изменений нагрузки в течение всего срока службы.

По состоянию на 2009 г. в РФ введены в эксплуатацию более 10 бинарных парогазовых станций с котлами-утилизаторами, такие как:

2 энергоблока Северо-Западной ТЭЦ ПГУ-450Т

1 энергоблок Калининградской ТЭЦ - ПГУ-450Т

3 энергоблока Сочинской ТЭЦ — ПГУ-39

1 энергоблок Ивановской ГРЭС - ПГУ-325

1 энергоблок на Дзержинской ТЭЦ ПГУ-200.

2 энергоблока на ТЭЦ-27 Мосэнерго - ПГУ-450Т

1 энергоблок на ТЭЦ-21 Мосэнерго - ПГУ-450Т

Все перечисленные установки спроектированы для работы в базовой части графиков нагрузки с числом часов использования установленной мощности в год не менее 6500 ч/год, включают в себя ГТУ трех различных типов, выполнены многовальными, а барабанные котлы-утилизаторы генерируют пар двух давлений.

На момент проведения работ на оборудовании указанных установок в России кроме требований к маневренности, условия эксплуатации, критерии надежности оборудования и технология эксплуатации этого оборудования, практически отсутствовали. Изучение характеристик маневренности ПГУ является в этой связи актуальной задачей, которая позволит обоснованно подойти к проектированию и эксплуатации бинарных ПГУ в переменной части графика электрических нагрузок энергосистем.

Предполагаемое широкое применение ПГУ с газовыми турбинами, отличающимися высокими показателями маневренности [21], делает задачу изучения характеристик маневренности ПГУ и анализ влияния различных элементов тепловой схемы на продолжительность пусковых операций, изменение нагрузки в пределах диапазона регулирования нагрузки, отличающиеся от аналогичных показателей традиционного оборудования ТЭС на органическом топливе.

4.5 Выводы

1. Проведены эксперементальные исследования динамических характеристик ПТУ на действующем оборудовании блоков ПГУ-450 и ПГУ-39.

2. Показано, что основным элементом ограничивающим скорость изменения нагрузки ГТУ является входной направляющий аппарат. Максимальные скорости изменения нагрузки для ГТУ V94.2 состовляет 15 МВт/мин (штатная эксплуатационная 11 МВт/мин), для SGT-700 4 МВт/мин.

3. Различия в системе парораспределения и управления клапанами ПТУ приводит к тому, что после возмущения на РК ВД изменение мощности паровой турбины Т-10/11-5,2/0,2 носит скачкообразный исчесзающих характер, а Т-150-7,7 просто скачкообразный. Аккумулюрующая емкость энергоблока ПГУ-39 составлет САК =

32sMBm'c при iV = 24 МВт и Слк=2%0МВт'с при N^=16 МВт.

МПа г ж МПа Г

Энергоблока ПГУ-450Т Слк = Ш0МВт'° при суммарной

МПа мощности обеих ГТУ 260 МВт.

4. Экспериментальные исследования показали, что максимальная скорость изменения нагрузки ПГУ-450Т составляет 25-30 МВт/мин (при скорости изменения мощности ГТУ 11 МВт/мин) и 5-6

МВт/мин для ПГУ-39 (при скорости изменения мощности ГТУ 4 МВт/мин) без участи клапанов РК ВД ПТ. 5. При сбросе нагрузки на энергоблоке ПГУ-39 нагрузка собственных нужнд может быть покрыта за счет ПТУ, при этом ГТУ работает в режиме х.х.

ГЛАВА 5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленная диссертационная работа направлена исследование маневренных характеристик энергоблоков ПГУ. Определение высоконагруженных элементов энергоблока и вариантов повышения маневренности ПГУ.

С этой целью:

1. Экспериментально исследованы пуско-остановочные режимы бинарных парогазовых установок мощностью 39 и 450 МВт. Выявлены элементы оборудования пароводяной части ПГУ (барабан ВД, входной/выходной коллектор пароперегревателя ВД, паропровод ВД, стопорный клапан ВД), термонапряженное состояние которых оказывает наибольшее влияние на пусковые характеристики ПГУ.

2. С помощью верифицированных, по результатам испытаний, моделей проведены расчетные исследования термонапряженного состояния «критичных» элементов оборудования энергоблоков при циклических (пуск-стационар-останов, работа в пределах регулировочного диапазона) режимах и определены величины параметров, которые необходимо контролировать при пусковых операциях, где тот или иной элемент является ограничивающим.

3. Показано расчетным путем и проверено в испытаниях, что допустимая скорость повышения давления пара в барабанах ВД, определяется их диаметром и толщиной стенки. При повышении давления до 2 МПа в барабане ВД блока ПГУ-450Т со скоростью 0,25 МПа/мин, а для ПГУ-39 0,45 МПа/мин выдерживаются разности температур металла верх-низ барабана, а другие элементы пароводяного тракта ПГУ прогреваются при допустимых условиях.

4. Разработаны и реализованы на ПГУ-39 и ПГУ-450Т графики-задания на пуски энергоблоков, обеспечивающие надежную и экономичную работу этих ПГУ на пусковых режимах.

5. Разработана и реализована технология пуска энергоблока ПГУ-39 с полным нагружением ГТУ (2/3 мощности энергоблока) за 30 минут и разворотом паротурбинной установки при номинальных параметрах пара. Показано, что сокращения времени пуска паровой турбины и блока в целом, при пуске ГТУ до номинальной мощности, можно достичь за счет применения БРОУ ВД более высокой производительности и впрыскивающих пароохладителей в пароперегреватель ВД и паропровод ВД.

6. На границы регулировочного диапазона парогазовых установок влияет температура наружного воздуха, в зависимости от которой изменяются значения номинальной мощности ГТУ. Нижняя граница регулировочного диапазона определяется сохранением надежности и экологических показателей ПГУ.

7. Показано, что нижняя граница регулировочного диапазона блока ПГУ-450Т определяется снижением температуры пара перед паровой турбиной до минимально допустимой 440 С, а блока ПГУ-39 - отключение контура нд.

8. Показано, что включение на низких нагрузках ПГУ-450Т антиоблиденительной системы ГТУ, перепускающей небольшую часть воздуха с выхода компрессора на вход, позволяет без снижения температуры пара ВД снизить нагрузку энергоблока на 16-19 МВт и расширить его регулировочный диапазон.

9. При динамических возмущениях нагрузка ПГУ-39 способна изменяться со скоростью 13-15 %/мин, ПГУ-450Т со скоростью 5,5-6,5 %/мин.

Ю.Определена аккумулирующая емкость энергоблоков: для ПГУ-39 составляет Слк = 325 МВт'с при N¡^=24 МВт и Слк=2Е0МВт с при А^у

МП а МПа

16 МВт; для энергоблока ПГУ-450Т САК = 4980 МВт'с при суммарной

МПа мощности обеих ГТУ 260 МВт. 11.При полном сбросе нагрузки ПГУ-39 способна сохранять холостой ход ГТУ и нести на паровой турбине нагрузку, достаточную для обеспечения собственных нужд блока.

1. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. 12, Москва : Электрические станции, 1996 г. ISSN 0201-4564.

2. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н., Колесников В.И. Москва : Теплоэнергетика, 1999 г., Т. 1.

3. Экономичная маневренная парогазовая установка с котлом-утилизатором мощностью 250 МВт. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Бородин A.A., Гусев В.Н., Святов В.А. №3, Москва : Теплоэнергетика, 1986 г.

4. Газотурбинные и парогазовые установки в России. Г.Г., Ольховский. 1, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

5. О создании пылеуголъных энергоблоков на суперкритических параметрах пара. Авруцкий Г.Д., Лыско В.В., Щварц A.JL, Шмуклер Б.И. 5, Москва : Электрические станции, 1999 г.

6. Experience With Condition Assessment of Main Steam and Hot Reheat Pipework in X20CrMo VI2-1 After a Service of 180000 h. ". Bendick, В. Hahn W. б.м. : VGB Power Tech 11/2000.

7. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. 9, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

8. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. Радин Ю.А., Давыдов A.B., Малахов C.B., Голубничий В.А., Першин Д.И. 6, Москва : Электрические Станции, 2006 г. ISSN 0201-4564.

9. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором. Энергетическое строительство. 1995 г., №3.

10. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических статей. Москва : МЭИ, 2002.

11. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов A.B. и д.р. О результатах режимной наладки тепломеханического оборудования энергоблока №1 ПГУ -450 Т Северо-Западной ТЭЦ. Москва : ВТИ, 2002. стр. 115. Арх. № 14992.

12. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России. Трухний А.Д., Михайлов И.А. 6, Москва: Теплоэнергетика, 2006 г.

13. Экономичность энергоблоков в режимах регулирования параметров энергосистемы. Мадоян A.A., Аракелян Э.К., Макарчьян В.А., Фотин Л.П., Минасян С.А. 7, Москва : Электрические станции, 1979 г.

14. Научно-технические задачи в области повышения маневренности ТЭС. Мосеев Г.И., Рубин В.Б. №6, Москва : Теплоэнергетика, 1982 г. ISSN 0040-3636.

15. Опыт работы энергоблоков ТЭС в системе автоматического регулирования частоты и активной мощности в Объединенной энергосистеме Северо-Запада. А.Д. Меламед, Ю.М. Терезов, Ю.С. Глузман. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

16. Исследование основных узлов типовых систем автоматического регулирования частоты и мощности ТЭС. Давыдов Н.И., Павлова М.Ф. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

17. Система автоматического регулирования мощности теплофикационного блока. В.И., Васильев. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

18. Влияние переменных нагрузок на экономичность работы газомазутных энергоблоков 150-200 МВт. Аракелян Э.К., Мадоян A.A., Ведяев В.А., Киселев Г.П., Паймухин В.Б. 6, Москва : Электрические станции, 1981 г.

19. Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарныхпарогазовых установок. Москва : Энергоатомиздат, 2008. ISBN 978-5-28303288-7.

20. Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ — новый этап в энергетике России. Р.И., Костюк. 6, Москва : Энергетик.

21. Трухний А.Д., Макаров A.A., Клименко В.В. Основы современной энергетики. Москва : МЭИ, 2003 г. Т. 1.

22. Плоткин Е.Р., А.Ш. Лейзерович. Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков. Москва : Энергия, 1980.

23. Динамические характеристики парогазовой установки ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Березинец П.А., Крашенинников В.Г., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. 7, Москва: Электрические станции, 2001 г.

24. Fast cycling capability for new plants and upgrade opportunities. Emberger H., Schmid E., Gobrecht E. Erlangen : Siemens Power Generation (PG).

25. Опытная проверка режимов пуска дубль-блока 300 МВт по моноблочной схеме. Уютов В.В., Завйцев В.Г., Израилев Ю.Л., Радин Ю.А. Горловка : Саюзтехэнерго-ВТИ, 1982.

26. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т. Костюк Р.И., Писковацков И.Н.,Чугин A.B., Коцюк H.H., Радин Ю.А., Березинец П.А. 9, Москва : Теплоэнергетика, 2002 г.

27. Анализ допустимых скоростей повышения давления пара в барабанах ВД КУ на основе математического моделирования. Паншина О.Б., Радин Ю.А. Москва : Электрические Станции, 2007 г. ISSN 0201-4564.

28. Л., Цвынарь. Пуск паровых котлов. Москва : Энергоиздат, 1981.

29. Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах КУ при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т. Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов A.B. №9, Москва : Теплоэнергетика, 2004 г. ISSN 0040-3636.

30. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов A.B. и д.р. Результаты режимно — наладочных работ и испытаний тепломеханического оборудования блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. Москва : ВТИ, 2004. стр. 130. Арх. №15164.

31. РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды. Москва : б.н., 2000 г.

32. HRSG Dependability. Barry R. Dooley, Steve R. Paterson, J. Michael Pearson, б.м. : Power Plant Chemestry.

33. А.И. Левченко, B.C. Балина, E.P. плоткин, M.H. Зингер, B.M. Панасюк, C.A. Тихомиров. PTM 108.021.103 Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. Руководящий технический материал. Москва : НПО ЦКТИ, 1985 г.

34. Л.П. Сафонов, А.Н. Коваленко, К.П. Селезнев, Л.М. Зысина-Моложен, В.М. Ляпунов. РТМ 108.020.16-83 Расчет температурных полей роторов и корпусов паровых турбин. Руководящий технический материал. Москва : НПО ЦКТИ, 1983 г.

35. Ольховский Г.Г., Резинских В.Ф., Гуторов В.Ф., Березинец П.А., Терешина Г.Е. СТО-008-14 Парогазовые установки. Условия поставки. Нормы и Требования. Москва : НП ИНВЭЛ, 2008.

36. Рихтер Л.А., Волков Э.П. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС». Москва : Энергия, 1981.

37. ВТИ. РД 34.02.305 — 98 Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростан1}ий. Москва : ВТИ, 1998 г.

38. Госкомгидромет. РД 52.04.212-86 ОНД 86. Ленинград: Гидрометеоиздат, 1987.

39. Исследование работы ЛГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. А.Д., Турхний. №3, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

40. Модельные исследования возможности участия ЛГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов A.B., Радин Ю.А. 10, Москва : Теплоэнергетика, 2009 г.

41. Опыт освоения парогазовых энергоблоков ПГУ-450Т. Радин Ю.А., Давдов A.B. 9, Москва : Электрические станции, 2009 г.

42. О подключении второго КУ к работающему первому в условиях теловых схем ЛГУ с 2-мя 1 ТУ и одной паровой турбиной. Радин Ю.А, Конторович Т.С., Паншина О.Б., Гришин И.А. №2, Москва: Электрические станции, 2006 г. ISSN 0201-4564.

43. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок. Радин, Ю.А. № 7, Москва : Теплоэнергетика, 2006г г. ISSN 0040-3636.

44. Практические задачи дальнейшего расширения регулировочного диапазона действующих ТЭС. Мосеев Г.И., Шмуклер Б.И., Плоткин Е.Р., Поляков B.C., Робашевский Ф.М. №3, Москва: Теплоэнергетика, 1986 г., стр. 4-8.

45. Narula, Ram G. The single-shaft combined cycle, б.м. : Proceeding of ASME TURBOEXPO, 2000 r.

46. Designing and modifying HRSG's for cycling operation, ,. A. Pasha, R. Allen. 6.m. : Power, march, 2003 r.