Sprawność czy elastyczność jednostek wytwórczych. Raport z doświadczeń pomiarowych

W artykule przeprowadzono przegląd uzyskanych wyników i wniosków z pomiarów przy niskich obciążeniach bloków energetycznych. Starano się również odpowiedzieć na pytanie, co należałoby zrobić, żeby podnieść sprawność bloków netto przy ich pracy z minimalnym ze względów technicznych obciążeniem.

Praca bloków energetycznych w ARCM wymusza częste zmiany ich obciążeń, a w czasie braku zapotrzebowania na energię elektryczną z węgla – odstawienia bloków i/ lub ich pracę z możliwe niskim obciążeniem. Jednak zbyt częste odstawianie i uruchamianie powoduje skrócenie żywotności urządzeń i generuje duże straty rozruchowe. Alternatywą może być obniżenie minimum technicznego obciążania. Ograniczeniem jest tu zachowanie bezpiecznej pracy kotła [3]:

  • utrzymanie bezpiecznej prędkości przepływu pary/wody w rurkach ekranowych i niedopuszczenie do przegrzania i zniszczenia rur ekranowych i wężownic;
  • stabilność procesu spalania;
  • utrzymanie właściwego poziomu temperatur ścianek przegrzewaczy pary;
  • możliwość utrzymania właściwej temperatury pary świeżej i wtórnie przegrzanej;
  • utrzymanie właściwej temperatury spalin za katalizatorem celem zastosowania odazotowania spalin metodami katalitycznymi SCR.

Należy jednak pamiętać, że oprócz wyżej podanych ograniczeń praca bloku energetycznego z niskim obciążeniem wiąże się również z obniżeniem sprawności wytwarzania. Wpływ na to mają przede wszystkim:

  • strata na zaworach regulacyjnych i niższa sprawność stopnia regulacyjnego – przekłada się to na niską sprawność części WP turbiny;
  • strata na zaworach przed częścią SP, które muszą być przeważnie przymknięte przy obciążeniu poniżej 50% obciążenia nominalnego;
  • trudności z utrzymaniem nominalnej temperatury pary świeżej (zależnie od typu kotła – problem ten nie występuje zawsze);
  • trudności z utrzymaniem nominalnej temperatury pary wtórnie przegrzanej (problem ten występuje prawie zawsze i jego skala zależy od typu kotła);
  • pogorszona sprawność kotła, która przy najniższych obciążeniach jest zwykle o ok. 1% niższa od sprawności przy obciążeniu nominalnym;
  • wyższy wskaźnik potrzeb własnych bloku (skala pogorszenia zależy od sposobu regulacji poszczególnych urządzeń – poprzez dławienie, ustawienie kierownic lub łopat na pompach i wentylatorach, regulacje zmienoobrotową);
  • zwiększenie jednostkowych (w stosunku do zużycia energii chemicznej paliwa) strat ciepła do otoczenia z kotła, rurociągów, turbozespołu.

Turbozespół

W zakresie pracy turbozespołu w przedziale obciążeń od 60 do 40% obciążenia nominalnego podczas pomiarów eksploatacyjnych nie stwierdzono ograniczeń/problemów technicznych w pracy turbozespołów. Praca ta jednak wiąże się z obniżoną sprawnością w związku z przymkniętymi zaworami regulacyjnymi przed częścią WP. Ponadto ze względu na ograniczenia od strony kotła przy niskich obciążeniach turbozespół pracuje z obniżonymi – względem poziomu nominalnego – temperaturami pary świeżej i wtórnie przegrzanej. Zdarza się ponadto, że przy obciążeniu poniżej 50% przymknięte są również zawory przed częścią SP turbiny.

Z wymienionych czynników nie do uniknięcia i zdecydowanie najistotniejszym w kontekście sprawności bloku jest konieczność pracy turbozespołu z mocno przymkniętymi zaworami przed częścią WP turbiny. Ma to wpływ na dużą stratę na zaworach regulacyjnych oraz niską sprawność stopnia regulacyjnego. W konsekwencji obniża się sprawność wewnętrzna całego modułu WP turbiny – wyznaczanego łącznie z zaworami regulacyjnymi.

Rys. 1 Przykładowe charakterystyki sprawności części WP turbin 220 MW (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Rys. 1 Przykładowe charakterystyki sprawności części WP turbin 220 MW (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Na rysunku 1 pokazano przykładowe charakterystyki sprawności części WP bloków 220 MW. Linia zielona i szara pokazuje zachowanie się sprawności wewnętrznej wysokosprawnych (po modernizacji/wymianie) części WP turbiny w zakresie zużycia pary 270–650 t/h przy pracy ze znamionowym ciśnieniem pary do turbiny. Linia czerwona i niebieska reprezentuje natomiast sprawność wewnętrzną części WP turbiny (bez wymiany modułu WP na wysokosprawny) przy pracy z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny. Zakres zużycia pary 270–650 t/h odpowiada orientacyjnie zakresowi mocy turbozespołu na poziomie 235–90 MW.

Charakterystyki sprawności wewnętrznej części WP turbiny przy znamionowymi i modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny otrzymane podczas badania tego samego turbozespołu zostały przedstawione na rysunku 2.

Rys. 2 Sprawność wewnętrzna części WP turbiny przy znamionowymi i modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Rys. 2 Sprawność wewnętrzna części WP turbiny przy znamionowymi i modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Jak pokazano na rysunku 2 w przedziale obciążeń od 100 do ok. 40% obciążenia nominalnego (ok. 90 MW) sprawność wewnętrzna części WP turbiny obniża się o ok.:

  • 16 p.p. (19,5%) przy modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny,
  • 22 p.p. (26,8%) przy znamionowym ciśnieniu pary do turbiny.

Biorąc pod uwagę, że udział części WP w wytworzeniu mocy bloku wynosi 29–32%, a spadek mocy wewnętrznej części WP jest równy zmniejszeniu ciepła przekazanego w przegrzewaczu międzystopniowym (dla stałej temperatury pary wtórnie przegrzanej), spadek sprawności wewnętrznej części WP turbiny w przedziale obciążeń od 100 do 40% przy pracy ze znamionowym ciśnieniem pary do turbiny powoduje wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa przez blok o ok. 4,7% (spadek sprawności bloku o ponad 1,6 p.p.). W stosunku do obciążenia 140 MW (60% obciążenia nominalnego) – najpowszechniej przyjętego minimalnego obciążenia bloków 220 MW – obniżenie obciążenia do 90 MW (40% obciążenia nominalnego) powoduje natomiast spadek sprawności wewnętrznej części WP o ok. 12 p.p. i wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa o 2,6%.

Przy pracy turbozespołu z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny wpływ obciążenia na sprawność wewnętrzną części WP turbiny jest mniejszy. Należy jednak pamiętać, że przy pracy z ciśnieniem modyfikowanym oprócz zmiany sprawności wewnętrznej części WP zmienia się również izentropowy spadek entalpii na części WP turbiny. Korzyści z pracy z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny przy obniżaniu minimum technicznego bloku zostaną omówione w dalszej części artykułu. Jak zostanie to pokazane później, przy pracy z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny przy mocy 90 MW (40% obciążenia nominalnego) zmiana sprawności części WP turbiny powoduje wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa:

  • o 4,4% w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • o 2,3% w stosunku do obciążenia 140 MW – 60% obciążenia nominalnego.

Należy podkreślić, że strat wynikłych z konieczności pracy z mocno przymkniętymi zaworami regulacyjnymi przy niskich obciążeniach nie można uniknąć. Nawet przy modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny – przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego – poziom otwarcia zaworów regulacyjnych nie przekracza 40%. Dlatego też podane wartości obniżenia sprawności bloku przy obniżaniu obciążenia można minimalizować tylko w niewielkim zakresie poprzez pracę z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny.

Pozostałe straty przy obniżaniu obciążenia nie mają już tak dużych wartości i choć występują powszechnie, to nie można stwierdzić jednoznacznie, że nie da się ich uniknąć.

W zakresie temperatury pary świeżej podczas pomiarów bloków 220 MW przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego (90 MW) odnotowywano temperatury od poziomu nominalnego do poziomu 493°C. Wpływ na tę temperaturę mają:

  • własności spalanego paliwa,
  • stan techniczny młynów węglowych,
  • czystość i stan techniczny powierzchni przegrzewacza pierwotnego.

Dla danego stanu technicznego kotła i własności spalanego paliwa odnotowano, że zmiana wyboru pracujących młynów i ich obciążenia może powodować zmiany temperatury pary świeżej na poziomie nawet 17°C. Oznacza to, że pracując dwoma, a nie trzema młynami o dobrym stanie technicznym, można znacząco obniżyć stratę wynikłą z obniżonej temperatury pary świeżej.

Należy podkreślić, że obniżenie temperatury pary świeżej o 1°C powoduje wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół o ok. 0,03%. Stąd strata wynikła z zaniżonej temperatury pary świeżej przy pracy z obciążeniem 4 % obciążenia nominalnego wynosi od 0 do 1,3% – z możliwością jej obniżenia o 0,5 % poprzez pracę młynów węglowych o dobrym stanie technicznym i właściwym obciążeniem (praca dwóch zamiast trzech młynów).

W zakresie temperatury pary wtórnie przegrzanej podczas pomiarów bloków 220 MW przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego (90 MW) odnotowywano temperatury od poziomu nominalnego do poziomu ok. 486°C. Wpływ na tę temperaturę mają:

  • własności spalanego paliwa,
  • stan techniczny młynów węglowych,
  • czystość i stan techniczny powierzchni przegrzewacza wtórnego.

Dla danego stanu technicznego kotła i własności spalanego paliwa odnotowano, że zmiana wyboru pracujących młynów i ich obciążenia może powodować zmiany temperatury pary wtórnie przegrzanej na poziomie nawet 19°C. Oznacza to, że pracując dwoma, a nie trzema młynami o dobrym stanie technicznym, można znacząco obniżyć stratę wynikłą z obniżonej temperatury pary wtórnie przegrzanej.

Należy podkreślić, że obniżenie temperatury pary wtórnie przegrzanej o 1°C powoduje wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół o ok. 0,03 %. Stąd strata wynikła z zaniżonej temperatury pary wtórnie przegrzanej przy pracy z obciążeniem 40% obciążenia nominalnego wynosi od 0 do 1,5% – z możliwością jej obniżenia o 0,5% poprzez pracę młynów węglowych o dobrym stanie technicznym i właściwym obciążeniem (praca dwóch zamiast trzech młynów).

Temperatura pary wtórnie przegrzanej wpływa również na stopień suchości pary na wylocie z turbiny – zmienia się „punkt startowy” rozprężania pary w turbinie. Zmiana tej temperatury (z 535 na 486°C) powoduje orientacyjnie spadek stopnia suchości pary na wylocie z turbiny o 0,014, tj. zmienia się ilość wykroplonej w obrębie turbiny pary o 35%. Przy pracy z niskim obciążeniem stopień suchości pary na wylocie z turbiny – ze względu na ciśnienie pary przed częścią SP turbiny – jest jednak o 0,03 mniejszy niż przy obciążeniu nominalnym. Dlatego obniżenie temperatury wtórnie przegrzanej w spotykanych granicach, przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego, nie ogranicza pracy turbozespołu.

Przeważnie przy pracy z obciążeniem na poziomie 40% obciążenia nominalnego następuje przymknięcie zaworów przed częścią SP turbiny. Przymknięcie to wynosi od 0 do 25% i powoduje spadek sprawności części SP do 4 p.p, tj. o ok. 4,5%. Część SP odpowiada za ok. 48% mocy bloku, dlatego obniżenie się sprawności części SP na skutek obniżenia obciążenia bloku do 40% obciążenia nominalnego wpływa na wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół od 0 do 2%.

Sprawność części NP w przedziale obciążeń od 100 do 60% obciążenia nominalnego praktycznie nie zależy od obciążenia. Poniżej tego obciążenia – podczas wykonywanych pomiarów – stwierdzono nieznaczne obniżenie sprawności części NP w granicach 1–5 p.p.

Wyznaczana sprawność części NP jest obarczona znacznymi niepewnościami pomiarowymi. Biorąc jednak pod uwagę wszystkie pomiary można oszacować spadek sprawności części NP przy obciążeniu 40% obciążenia znamionowego na 3 p.p. Przy udziale części NP w mocy wewnętrznej wynoszącym 25% daje to wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół o ok. 0,9 procenta. Należy jednak stwierdzić, że spadek sprawności wewnętrznej części NP tylko o 3% jest niewielki i pokazuje, że przy obciążeniu 40% obciążenia znamionowego nie występują jeszcze nadmierne straty wentylacji, które dodatkowo mogłyby negatywnie wpływać na żywotność układu przepływowego.

Reasumując, przy pracy z obciążeniem 40% obciążenia nominalnego wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół i wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa przez blok w stosunku do obciążenia nominalnego może przyjmować wartości przedstawione w tabeli 1.

Tabela 1 Zakres możliwego wzrost jednostkowego zużycia ciepła przy pracy z obciążeniem 40% w stosunku do obciążenia nominalnego (źródło: „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Tabela 1 Zakres możliwego wzrost jednostkowego zużycia ciepła przy pracy z obciążeniem 40% w stosunku do obciążenia nominalnego (źródło: „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Podane w tabeli 1 wartości mają charakter teoretyczny i określają granicę możliwego do wystąpienia pogorszenia pracy turbozespołu. W praktyce dla bloków 220 MW uzyskano pogorszenia pracy turbozespołu przedstawione na rysunku 3.

Rys. 3 Jednostkowe zużycie ciepła przez turbozespół podczas pomiarów (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Rys. 3 Jednostkowe zużycie ciepła przez turbozespół podczas pomiarów (źródło: ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.).

Jak widać na rysunku 3 na blokach 220 MW przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego w stosunku do obciążenia nominalnego wystąpiło pogorszenie pracy turbozespołu w przedziale 8,7–10,0%.

W stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego (140 MW) obniżenie mocy bloku do 40% obciążenia nominalnego (90 MW) przynosiło natomiast wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół o 5,2–7,3%, zależnie od analizowanego bloku.

Kocioł

Podczas pomiarów eksploatacyjnych w przedziale obciążeń od 60 do 40% obciążenia nominalnego nie stwierdzono generalnie ograniczeń / problemów technicznych w zakresie pracy kotła. We wszystkich pomiarach kocioł pracował stabilnie i nie stwierdzono przekroczeń dopuszczalnych temperatur metalu i pary. W wielu przypadkach – jak już opisano to w poprzednim punkcie – nie udawało się jednak uzyskać nominalnych temperatur pary świeżej i wtórnie przegrzanej. Niedotrzymania te były uwarunkowane:

  • własnościami spalanego paliwa,
  • stanem technicznym młynów węglowych,
  • czystością i stanem technicznym powierzchni przegrzewacza pierwotnego.

Dla danego paliwa i stanu technicznego kotła podwyższenie temperatur pary świeżej i wtórnie przegrzanej (dla 40% obciążenia nominalnego) było możliwe (nawet o 17°C) poprzez pracę dwóch młynów zamiast trzech (wyższe obciążenie pracujących młynów) oraz przez obciążanie młynów o dobrym stanie technicznym. Generalnie oprócz negatywnego oddziaływania na sprawność bloku temperatury pary świeżej i wtórnie przegrzanej podczas wykonywanych pomiarów mieściły się w wymaganym zakresie – dopuszczalnym ze względu na pracę turbozespołu.

Należy podkreślić, że ze względu na ograniczania emisji NOx i powszechnie stosowaną instalację katalitycznego odazotowania spalin SCR, pracującą zwykle poprzez wtrysk mocznika pomiędzy pierwszy a drugi stopień ECO, konieczne jest utrzymanie odpowiedniej temperatury spalin przed katalizatorem. Podczas pomiarów – bez pracy tej instalacji – dla 40% obciążenia temperatura ta była za niska dla prawidłowej pracy instalacji SCR. Dlatego w trakcie realizowanych prac wykonywano również pomiary z inną nietypową regulacją kotła oraz nieczynną regeneracją WP. Celem było sprawdzenie, na ile można podnieść temperaturę spalin za katalizatorem przy utrzymaniu właściwej temperatury spalin za LUVO oraz sprawdzenie, jak wpłynie to na sprawność kotła i całego bloku. W wykonanych pomiarach nie udało się jednak poprzez zmianę regulacji kotła znacząco wpłynąć na temperaturę spalin przed katalizatorem. Dlatego też obecnie trudno jest stwierdzić, czy dla kotła OP-650 z instalacją SCR pomiędzy pierwszym i drugim stopniem ECO da się przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego i odpowiedniej regulacji kotła utrzymać właściwą temperaturę spalin przed katalizatorem.

Wszystkie przeprowadzone podczas pomiarów próby wiązały się ze spadkiem sprawności bloku, ale nie doprowadziły do znaczącego wzrostu temperatury spalin przed katalizatorem.

Sprawność kotła w zakresie obciążeń od 60 do 40% obciążenia nominalnego dla kotłów OP-650 spada od 0,5 do 1 p.p. Nieco wyższe sprawności kotła otrzymywano przy niepracującej regeneracji wysokoprężnej. Należy jednak pamiętać, że biorąc pod uwagę zużycie ciepła przez turbozespół obniżenie temperatury wody zasilającej do kotła, przy stałej sprawności kotła, oznacza spadek sprawności bloku. Dlatego wyłączenie regeneracji wysokoprężnej przy niskich obciążeniach jest niekorzystne ze względu na wskaźniki pracy bloku.

Biorąc więc pod uwagę samą sprawność kotła przy obniżaniu mocy bloku z 60 do 40% obciążenia nominalnego należy oczekiwać wzrostu jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa od 0,6 do 1,1%.

Blok – brutto

W poprzednich podpunktach omówiono wpływ pracy bloku z niskimi obciążeniami na pracę turbozespołu i kotła. Zarówno w pracy kotła, jak i turbozespołu nie stwierdzono ograniczeń przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego. Natknięto się jedynie na ograniczenie pracy instalacji katalitycznego odazotowania spalin SCR, gdyż temperatura spalin przed katalizatorem była zbyt niska. Zmiany regulacji kotła nie powodowały natomiast znaczącego podniesienia tej temperatury.

Przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego w stosunku do obciążenia nominalnego na blokach 220 MW natknięto się na wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozesół w przedziale 8,7–10,0 %. W stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego (140 MW) obniżenie mocy bloku do 40% obciążenia nominalnego (90 MW) przynosi natomiast wzrost jednostkowego zużycia ciepła przez turbozespół o 5,2–7,3%, zależnie od analizowanego bloku.

Przy pracy bez instalacji odazotowania spalin metodą katalityczną SCR – bez utrzymywania temperatury spalin za katalizatorem na właściwym poziomie – przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego stwierdzono natomiast spadek sprawności kotła o ok. 0,5 do 1 p.p. (średnio 0,75 p.p.). Sumarycznie daje to wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa brutto przy pracy na 40% obciążenia nominalnego o:

  • 9,5–10,8% w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 6,0–8,1% w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Potrzeby własne blokowe i blok netto

Wielkość poboru mocy na potrzeby własne zależy od konkretnej konfiguracji pracy urządzeń. W szczególności istotne są kwestie:

  • czy ogranicza się liczbę pracujących młynów i wentylatorów młynowych (na kotłach OP-650 do dwóch) oraz liczbę pracujących pomp kondensatu i wody zasilającej do jednej;
  • czy pracuje się na znamionowym czy modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny;
  • jaką regulację stosuje się na wentylatorach spalin i powietrza;
  • czy stosuje się regulację strumienia wody chłodzącej.

W przeprowadzonych pomiarach, przy regulacji aerodynamicznej kątem ustawienia kierownic i pracy trzech zespołów młynowych oraz dwóch pomp kondensatu i pomp wody zasilającej, wskaźnik potrzeb własnych dla obciążenia 40% obciążenia nominalnego wzrósł o:

  • 2,91 p.p. w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 2,45 p.p. w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Podane wartości dotyczą modyfikowanego ciśnienia pary do turbiny. Dla ciśnienia znamionowego wynosiłyby one natomiast:

  • 3,15 p.p. w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 2,56 p.p. w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego, tzn. dla obciążenia 40% obciążenia znamionowego praca z modyfikowanym ciśnieniem pary do turbiny zmniejsza wskaźnik potrzeb własnych o ok. 0,24%.

Jak wykazały pomiary przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego, możliwa jest jednak praca z jedną pompą kondensatu i jedną pompą wody zasilającej i dwoma zespołami młynowymi. Praca z jedną pompą kondensatu zamiast dwoma przynosi spadek potrzeb własnych na blokach 220 MW o ok. 160 kW, co prowadzi do obniżenia wskaźnika potrzeb własnych o 0,18 p.p. Praca z jedną pompą wody zasilającej zamiast dwoma przynosi spadek potrzeb własnych na blokach 220 MW o ok. 150–300 kW, co prowadzi do obniżenia wskaźnika potrzeb własnych o 0,1–0,34 p.p. Praca z dwoma zespołami młynowymi zamiast trzema przynosi natomiast oszczędność na poziomie ok. 440 kW, co prowadzi do obniżenia wskaźnika potrzeb własnych o 0,49 p.p. Stąd dla pomiarów, w których przy 40% obciążenia znamionowego pracowały dwa zespoły młynowe zamiast trzech i jedna pompa kondensatu, uzyskiwano wzrost wskaźnika potrzeb własnych o:

  • 2,24 p.p. w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 1,78 p.p. w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Gdyby dodatkowo pracować jedną pompą wody zasilającej zamiast dwoma, uzyskano by wzrost wskaźnika potrzeb własnych o ok.:

  • 2,0 p.p. w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 1,5 p.p. w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Podany wzrost wskaźnika potrzeb własnych mógłby być jeszcze mniejszy przy zmienno- obrotowej regulacji wentylatorów spalin i powietrza. W skrajnym przypadku, gdyby wszystkie wentylatory spalin i powietrza miały regulację zmienno-obrotową, wzrost wskaźnika potrzeb własny przy obciążeniu 40% obciążenia znamionowego mógłby być o ok. 1 p.p. mniejszy, przy czym ze względu na wysoki koszt falownika działanie takie nie musiałoby być optymalne ze względów ekonomicznych.

Biorąc pod uwagę powyższe informacje wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa netto przy obciążeniu 40% obciążenia znamionowego i pracy trzech zespołów młynowych oraz dwóch pomp kondensatu i dwóch pomp wody zasilającej wynosi ok.:

  • 12,5–13,8% w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 8,5–10,6% w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego,

oraz przy pracy dwóch zespołów młynowych, jednej pompy kondensatu i jednej pompy wody zasilającej,

  • 11,6–12,9% w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 7,6–9,7% w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego,

z możliwością zmniejszenia tego pogorszenia o 1% w przypadku regulacji zmienno- obrotowej na wentylatorach spalin i powietrza.

Należy podkreślić, że w okresie zimowym wskaźnik potrzeb własnych i jednostkowe zużycie energii chemicznej paliwa mogą być dodatkowo zmniejszane poprzez regulację strumienia wody chłodzącej – szczególnie opłacalną przy bardzo niskich obciążeniach.

Podsumowanie

W pracy dokonano analizy pracy bloku z niskimi obciążeniami. Zarówno w pracy kotła, jak i turbozespołu nie stwierdzono ograniczeń przy obciążeniu 40% obciążenia nominalnego. Natknięto się jedynie na ograniczenie pracy instalacji katalitycznego odazotowania spalin SCR, gdyż temperatura spalin przed katalizatorem była zbyt niska – we wszystkich wykonanych testach. Praca z obciążeniem 40% obciążenia znamionowego wiąże się jednak ze wzrostem jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa netto o:

  • 12,5–13,8% w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 8,5–10,6% w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Ograniczenie powyższych wartości może się odbywać poprzez pracę dwóch zespołów młynowych, jednej pompy kondensatu i jednej pompy wody zasilającej. W takiej konfiguracji pracy urządzeń potrzeb własnych można ograniczyć wzrost jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa netto do:

  • 11,6–12,9 % w stosunku do obciążenia nominalnego,
  • 7,6–9,7 % w stosunku do obciążenia 60% obciążenia nominalnego.

Dalsze obniżenie wzrostu jednostkowego zużycia energii chemicznej paliwa netto – o ok. 1% – można osiągnąć poprzez regulację zmienno-obrotową wentylatorów spalin i powietrza. Ponadto, jak wykazały pomiary [5], przy pracy poniżej 150 MW dla bloków 220 MW korzystna jest praca na parametrach poślizgowych. Dla 40% obciążenia znamionowego korzyści z tego tytułu mogą osiągać dla wskaźnika netto o ok. 0,5%. Należy podkreślić, że powyższa wartość została otrzymana poprzez ekstrapolację wyników pomiarów, gdyż badania korzyści płynących z pracy na modyfikowanym ciśnieniu pary do turbiny ograniczono do przedziału mocy 135–225 MW.

Przedstawiona w artykule analiza została oparta na blokach 220 MW. Podobne wyniki uzyskiwano jednak również na innych typach bloków.

Literatura

  1. Ochęduszko S.: Termodynamika stosowana, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 1964.
  2. Laudyn P., Pawlik M., Strzelczyk F.: Elektrownie, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2006.
  3. Zamorowski K.: Potrzeby kontroli eksploatacji zmieniających się parametrów pracy kotłów i urządzeń pomocniczych w następstwie zmian obciążenia bloków energetycznych regulowanych centralnie, VI Konferencja Szkoleniowa Zakładu Techniki Cieplnej pn. „Zarządzanie produkcją – identyfikacja, optymalizacja, planowanie”, Jelenia Góra 23–25.05.2016.
  4. Sprawozdania z pomiarów cieplnych turbozespołu, kotła i bloku w zakresie minimalnych obciążeń (…). Sprawozdanie z pomiarów jednostkowego zużycia ciepła przez turbinę 13UK125 (…). Badania eksploatacyjne bloków 220MW, opracowanie „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Zakład techniki Cieplnej, Gliwice 2015-2016 (niepubl.).
  5. Sprawozdanie z cieplnych pomiarów (…). Sprawdzenie zasadności pracy turbozespołu z modyfikowaną charakterystyką poślizgową dla zaworów części WP turbiny. Badania eksploatacyjne bloków 220MW, opracowanie „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Zakład techniki Cieplnej, Gliwice 2014 (niepubl.).

Autor: dr inż. Robert Cholewa, „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., Zakład Techniki Cieplnej

Rys.: „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o.

Artykuł został także opublikowany w magazynie „Energetyka” nr 7/2016.

Inne ciekawe artykuły „Energopomiaru” (kliknij w wybrany link poniżej, aby czytać):