РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-63/76-8,8 И ЕЁ ВЕРИФИКАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЁТА РЕЖИМОВ С ОДНОСТУПЕНЧАТЫМ ПОДОГРЕВОМ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Зубов Д.И.¹ Суворов Д.М.²

¹ORCID: 0000-0002-8501-0608, аспирант; ²ORCID: 0000-0001-7415-3868, кандидат технических наук, доцент, Вятский государственный университет (ВятГУ)

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-63/76-8,8 И ЕЁ ВЕРИФИКАЦИЯ ДЛЯ РАСЧЁТА РЕЖИМОВ С ОДНОСТУПЕНЧАТЫМ ПОДОГРЕВОМ СЕТЕВОЙ ВОДЫ

Аннотация

Определена актуальность создания достоверных математических моделей оборудования, участвующего в выработке электрической и тепловой энергии, с целью оптимизации режимов их работы. Приведены основные методы и результаты разработки и верификации математической модели паровой турбины Т-63/76-8,8.

Ключевые слова: математическое моделирование, паровые турбины, парогазовые установки, теплофикация, энергетика.

 

Zubov D.I.¹, Suvorov D.M.²

¹ORCID: 0000-0002-8501-0608, postgraduate student; ²ORCID: 0000-0001-7415-3868, PhD in Engineering, associate professor, Vyatka State University

DEVELOPMENT OF MATHEMATICAL MODEL OF THE STEAM TURBINE T-63/76-8.8 AND ITS VERIFICATION FOR CALCULATION REGIMES WITH SINGLE STAGE HEATING OF DELIVERY WATER

Abstract

The article defines the relevance of creating reliable mathematical models of the equipment involved in the generation of electricity and heat energy for the purpose of optimization of their work. The article presents the basic methods and results of the development and verification of a mathematical model of the steam turbine T-63/76-8,8.

Keywords: mathematical modeling, steam turbines, combined-cycle plants, district heating, energetics.

В условиях дефицита инвестиционных ресурсов в энергетике России направления исследований, связанные с выявлением резервов повышения экономичности уже работающих турбоустановок, становятся приоритетными. Рыночные механизмы в энергетике вынуждают особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли и на этой основе обеспечивать выгодные финансово-экономические условия участия ТЭЦ на рынке электроэнергии (мощности).

Одним из возможных путей энергосбережения на ТЭЦ является разработка, исследование и внедрение оптимальных переменных режимов эксплуатации и усовершенствованных тепловых схем, в том числе путем обеспечения максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, оптимальных способов получения дополнительной мощности и оптимизации режимов эксплуатации как отдельных турбоустановок, так и ТЭЦ в целом [1].

Обычно разработка режимов работы турбин и оценка их эффективности ведётся персоналом станции с помощью нормативных энергетических характеристик, которые были составлены при испытании головных образцов турбин. Однако за 40-50 лет эксплуатации неизбежно изменяются внутренние характеристики отсеков турбины, состав оборудования и тепловая схема турбоагрегата, что требует регулярного пересмотра и корректировки характеристик [2].

Таким образом, для оптимизации и точного расчёта режимов работы турбоагрегатов должны использоваться математические модели, включающие адекватные расходные и мощностные характеристики всех отсеков турбин, начиная от регулирующей ступени и заканчивая частью низкого давления (ЧНД). При этом необходимо отметить, что при построении заводских диаграмм режимов теплофикационных турбин указанные адекватные характеристики отсеков не использовались, сами эти характеристики аппроксимировались линейными зависимостями, и по этой и другим причинам применение данных диаграмм для оптимизации режимов и определения энергетического эффекта может приводить к значительным погрешностям [3].

После введения в эксплуатацию в 2014 году блока ПГУ-220 на Кировской ТЭЦ-3 встала задача оптимизация режимов её работы, в частности – максимизация выработки электрической мощности при поддержании заданного температурного графика. Принимая во внимание названные выше причины, а также неполноту предоставленных заводом нормативных характеристик, было принято решение создать математическую модель блока ПГУ-220 Кировской ТЭЦ-3, которая позволит решить эту задачу. Математическая модель должна позволять с высокой точностью рассчитывать режимы работы блока, который состоит из одной газотурбинной установки ГТЭ-160, котла-утилизатора типа Е-236/40,2-9,15/1,5-515/298-19,3 и одной паротурбинной установки Т-63/76-8,8. Принципиальная схема энергоблока представлена на рисунке 1.

На первом этапе решается задача создания и верификации математической модели паротурбинной установки в составе ПГУ-220. Модель строится на основании расчета ее тепловой схемы при использовании расходных и мощностных характеристик ее отсеков [3, 4].Так как заводские характеристики турбоагрегата не содержали данных о значениях КПД отсеков турбины, что необходимо при построении их характеристик, было принято решение в первом приближении определить недостающие показатели, используя данные заводского расчёта.

Рисунок 1. Принципиальная схема энергоблока ПГУ-220

БВД – барабан высокого давления; БНД – барабан низкого давления; ГПК – газовый подогреватель конденсата; ЦВД – цилиндр высокого давления; Д – деаэратор; ПСГ-1 – нижний сетевой подогреватель; ПСГ-2 – верхний сетевой подогреватель; СЭН-1 – насос сетевой первого подъёма; СЭН-2 –насос сетевой второго подъёма; К – конденсатор; КЭН – конденсатный насос; ПЭН ВД – питательный насос контура высокого давления; ПЭН НД – питательный насос контура низкого давления; ВВТО – водоводяной теплообменник; РЭН – рециркуляционный насос; ХОВ – химочищенная вода; К – компрессор газотурбинной установки; ГТ – газовая турбина.

Для этого турбина условно была поделена на несколько отсеков: до отсека смешения пара высокого и низкого давления, от отсека смешения до верхнего теплофикационного отбора (ВТО), от верхнего до нижнего теплофикационного отбора (НТО), от нижнего отопительного отбора до конденсатора. Для первых трех отсеков относительный внутренний КПД изменяется в пределах 0,755-0,774, а для последнего, а именно отсека между нижним теплофикационным отбором и конденсатором, он изменяется в зависимости от объёмного расхода пара в конденсатор (при этом объёмный расход пара в конденсатор определялся исходя из массового расхода и плотности пара по давлению и степени сухости). На основе заводских данных была получена зависимость, представленная на рисунке 2, которая далее и используется в модели (кривая, аппроксимирующая экспериментальные точки).

Рисунок 2. Зависимость КПД отсека между НТО и конденсатором от объёмного расхода пара в конденсатор

При наличии известного температурного графика источника теплоснабжения имеется возможность определить температуру сетевой воды после верхнего сетевого подогревателя, после чего, задавшись температурным напором подогревателя и потерями давления в паропроводе, определить давление в ВТО. Но по этой методике невозможно определить температуру сетевой воды после нижнего сетевого подогревателя при двухступенчатом подогреве, которая необходима для определения давления пара в НТО. Для решения этой проблемы в ходе эксперимента, организованного по действующей методике [5], был получен коэффициент пропускной способности промежуточного отсека (между ВТО и НТО), который определяется по формуле, вытекающей из известного уравнения Стодолы-Флюгеля [4, 6]:

где

k_по – коэффициент пропускной способности промежуточного отсека, т/(ч∙бар);

G_по – расход пара через промежуточный отсек, т/ч;

p_в – давление в верхнем отопительном отборе, бар;

p_н – давление в нижнем отопительном отборе, бар.

Как видно из схемы, представленной на рисунке 1, турбина Т-63/76-8,8 не имеет регенеративных отборов пара, так как вся система регенерации замещается газовым подогревателем конденсата, расположенным в хвостовой части котла-утилизатора. Кроме этого, при проведении экспериментов верхний отопительный отбор турбины был отключен по производственной необходимости. Таким образом, расход пара через промежуточный отсек можно было с некоторыми допущениями принять как сумму расходов пара в контур высокого и низкого давления турбины:

 где

G_вд – расход пара в контур высокого давления турбины, т/ч;

G_нд – расход пара в контур низкого давления турбины, т/ч.

Результаты проведенных испытаний представлены в таблице 1.

Полученное в различных опытах значение коэффициента пропускной способности промежуточного отсека изменяется в пределах 0,5%, что говорит о том, что измерения и вычисления произведены с точностью, достаточной для дальнейшего построения модели.

Таблица 1. Определение пропускной способности промежуточного отсека

При построении модели были приняты также следующие допущения, соответствующие данным заводских расчетов:

• если объемный расход в ЧНД больше расчетного, считается, что КПД последнего отсека паровой турбины равен 0,7;
• давление сетевой воды на входе в подогреватель 1,31 МПа;
• давление сетевой воды на выходе из подогревателя 1,26 МПа;
• давление обратной сетевой воды 0,5 МПа.

На основе проектной и эксплуатационной документации по ПГУ-220, а также данных, полученных при испытаниях, в ВятГУ была создана модель теплофикационной части блока. В настоящее время модель используется для расчёта режимов работы турбины при одноступенчатом подогреве.

Значение коэффициента пропускной способности промежуточного отсека, определенное экспериментально, было использовано для верификации модели турбины при одноступенчатом подогреве. Результаты верификации модели, а именно отличие фактической (по результатам измерений) и расчётной (по модели) электрической нагрузки, полученной при равной отопительной нагрузке, представлены в таблице 2.

Таблица 2. Сравнение расчётных и экспериментальных данных при одноступенчатом подогреве сетевой воды.

Сравнение показывает, что с уменьшением нагрузки на ГТУ величина расхождения между расчетными и экспериментальными данными увеличивается. На это могут влиять следующие факторы: неучтенные утечки через концевые уплотнения и в других элементах; изменения объемного расхода пара в отсеках турбины, что не позволяет определить их точный КПД; неточность средств измерения.

На данном этапе разработки математическую модель можно назвать удовлетворительной, так как точность расчетных данных в сравнении с экспериментальными достаточно высока при работе с расходом свежего пара, близким к номинальному. Это позволяет на ее основании проводить расчеты с целью оптимизации теплофикационных режимов работы ПГУ и ТЭЦ в целом, особенно при работе по тепловому и по электрическому графику при максимальном либо близком к нему расходе пара на паровую турбину. На следующем этапе разработки планируется отладка и верификация модели при работе с двухступенчатым подогревом сетевой воды, а также сбор и анализ данных для замены нормативных заводских энергетических характеристик проточной части характеристиками, существенно более приближенными к действительным.

Литература

1. Татаринова Н.В., Эфрос Е.И., Сущих В.М. Результаты расчёта на математических моделях переменных режимов работы теплофикационных паротурбинных установок в реальных условиях эксплуатации // Перспективы науки. – 2014. – №3. – С. 98-103.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 264с.
3. Суворов Д.М. Об упрощённых подходах при оценке энергетической эффективности теплофикации // Электрические станции. – 2013. – №2. – С. 2-10.
4. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надёжности / Симою Л.Л., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф., Лагун В.П. СПб.:Энерготех, 2001.
5. Сахаров А.М. Тепловые испытания паровых турбин. – М. :Энергоатомиздат, 1990. – 238с.
6. Переменный режим работы паровых турбин / Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. М.: Государственное Энергетическое Издательство, 1955. – 280с.: ил.

References

1. Tatarinova N.V., Jefros E.I., Sushhih V.M. Rezul'taty raschjota na matematicheskih modeljah peremennyh rezhimov raboty teplofikacionnyh paroturbinnyh ustanovok v real'nyh uslovijah jekspluatacii // Perspektivy nauki. – 2014. – №3. – P. 98-103.
2. Pravila tehnicheskoj jekspluatacii jelektricheskih stancij i setej Rossijskoj Federacii. – M.: Izd-vo NC JeNAS, 2004. – 264 p.
3. Suvorov D.M. Ob uproshhjonnyh podhodah pri ocenke jenergeticheskoj jeffektivnosti teplofikacii // Jelektricheskie stancii. – 2013. – №2. – P. 2-10.
4. Teplofikacionnye parovye turbiny: povyshenie jekonomichnosti i nadjozhnosti / Simoju L.L., Jefros E.I., Gutorov V.F., Lagun V.P. SPb.:Jenergoteh, 2001.
5. Saharov A.M. Teplovye ispytanija parovyh turbin. – M. :Jenergoatomizdat, 1990. – 238 p.
6. Peremennyj rezhim raboty parovyh turbin / Samojlovich G.S., Trojanovskij B.M. M.: Gosudarstvennoe Jenergeticheskoe Izdatel'stvo, 1955. – 280p.