Меню сайта

загрузка...

Предыдущая     |         Содержание     |    следующая

Паровые турбины. Часть 2

Регулирование мощности турбины способом скользящего давления

Поскольку энергетические блоки (котел и турбоустановка) электростанций на органическом топливе не только работают при номинальной мощности, но часто меняют свою нагрузку, то очевидно, что при проектировании и эксплуатации их должны быть обеспечены следующие условия:

изменение нагрузки не должно приводить к снижению надежности блока;

изменение нагрузки должно проходить с возможно меньшим по сравнению с номинальным режимом ухудшением показателей экономичности.

При регулировании мощности агрегата с помощью органов парораспределения турбины, как это было рассмотрено выше в § 8.1—8.4, котел и паропроводы свежего пара постоянно находятся под действием номинального начального давления.

При регулировании мощности котлом, когда нагрузке агрегата соответствует примерно пропорционально изменяющееся начальное давление, длительная работа при пониженном давлении повышает долговечность металла поверхностей нагрева котла и паропроводов, идущих к турбине.

Одновременно повышается надежность работы турбины. Поскольку при этом давление пара перед турбиной меняется (скользит) соответственно нагрузке, а температура пара поддерживается постоянной, то неизменной оказывается температура в большинстве ответственных элементов турбины. Благодаря этому при изменении нагрузки не появляются дополнительные тепловые расширения, нет неравномерного прогрева по окружности, специфического для частичной нагрузки турбин с сопловым парораспределением, уменьшаются напряжения, особенно динамические, в лопатках первой ступени (см. § 8.3), т. е. повышается надежность работы турбины, улучшается ее способность к маневрированию.

Поскольку регулирование скользящим давлением не требует выделенной первой (регулирующей) ступени, парциального подвода и сопловых коробок для отдельных групп сопл, то, с одной стороны, несколько упрощается конструкция турбины, с другой стороны, повышается экономичность турбины при номинальном режиме.

. Такой переход возможен как для действующих установок, имеющих дроссельное или сопловое парораспределение, так и для вновь проектируемых агрегатов.

:

(сплошные линии);

(пунктирные линии).

  процесс расширения пара после промежуточного перегрева, а следовательно, и мощность этой части турбины не будут зависеть от способа регулирования свежего пара, т. е. будут одинаковыми как для постоянного, так и для скользящего давления:

При уменьшении пропуска пара давление перед первой ступенью будет определяться расходом пара, причем при

Сравнивая при частичной нагрузке процесс расширения пара в ЧВД турбины, легко обнаружить, что как начальная, так и конечная энтальпии будут больше при регулировании скользящим давлением. Однако поскольку параметры на входе в проточную часть ЧВД при скользящем давлении будут выше, то и немного больше будет располагаемый теплоперепад проточной части, хотя даже при значительном уменьшении

  и,

следовательно, внутренняя мощность ЧВД оказываются большими при регулировании скользящим давлением:

Предполагая для простоты, что расход пара после промежуточного перегрева равен расходу свежего пара, запишем выражение для абсолютного внутреннего КПД турбинной установки при частичном пропуске пара:

для постоянного давления

—использованный теплоперепад турбины после промежуточного перегрева с учетом отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды (см. § 1.5).

  т. е. при всех режимах частичного пропуска пара экономичность турбинной установки при работе со скользящим давлением пара всегда выше, чем при работе с постоянным давлением, и дроссельным парораспределением.

Для тех же условий, что были приняты при построении рис. 8.20, на рис. 8.21 изображен процесс расширения пара в ЧВД для соплового парораспределения в случае постоянного и скользящего давления. В этом примере используемый теплоперепад регулирующей ступени при номинальном режиме

  число клапанов — 4 с одинаковым числом сопл в каждой группе.

с уменьшением расхода

  возрастает, а использованный теплоперепад ее меняется согласно примеру, приведенному на рис. 8.10. При этом КПД регулирующей ступени понижается, так как отношение скоростей отклоняется от расчетного (предполагаем, что при номинальном режиме оно принято оптимальным), уменьшается степень парциальности и добавляются потери дросселирования при режимах частичного открытия одного из клапанов. Соответственно изменению состояния пара на выходе из регулирующей ступени (см. рис. 8.11) меняется и конец прогресса расширения пара во всем ЧВД, как это показано на рис. 8.21. Если предположить так называемое идеальное сопловое парораспределение, т. е. отсутствие потерь от дросселирования, то кривая, характеризующая состояние пара в конце ЧВД, будет иной, совпадающей с действительной кривой лишь в точках полностью открытых клапанов.

состояние пара как за первой (регулирующей) ступенью, так и за всем ЧВД будет таким же, как и при дроссельном парораспределении и скользящем давлении: температуры пара за всеми ступенями ЧВД почти не меняются с уменьшением расхода пара. Не меняется также и КПД первой (регулирующей) ступени.

  Очевидно, что используемый теплоперепад ЧВД при скользящем давлении может быть как больше, так и меньше использованного теплоперепада при постоянном давлении:

Таким образом, согласно выражениям для абсолютного внутреннего КПД турбинной установки (8.13) и (8.14) экономичность установки для случая соплового парораспределения может быть при скользящем давлении как выше, так и ниже, чем при. постоянном давлении.

Очевидно, что изменение экономичности при переходе от соплового парораспределения к регулированию скользящим давлением будет зависеть не только от режима, т. е. от расхода пара С, но и от параметров свежего пара, давления промперегрева, характеристик регулирующей ступени - - числа клапанов, теплоперепада ее, КПД.

На рис. 8.22 показано расчетное сравнение различных видов парораспределения для турбоустановки 500 МВт на

  при

  составит 0,15% — кривая 2.

При выполнении турбины с дроссельным парораспределением и регулировании скользящим давлением изменение КПД турбоустановки представлено штриховой линией 3.

оказывается целесообразным в довольном широком диапазоне изменения режимов, хотя, подчеркнем, по надежности, по характеристикам маневренности целесообразнее дроссельное и скользящее.

  (кривая 4).

и напора насоса, который меньше при скользящем давлении, чему соответствует меньшая мощность насосного агрегата.

Выигрыш в этом случае должен учитываться при сравнении экономических показателей турбоустановок при постоянном и скользящем давлении. Этот выигрыш меняет зависимость КПД от расхода пара и показан на рис. 8.22 кривыми 5 (скользящее давление) и 6 (комбинированное регулирование).

В некоторых странах значительное число энергоблоков проектируется с дроссельным парораспределением и работой при скользящем давлении. Так спроектирована турбина К-1200-23,5 (см. § 10.2), в то же время при проектировании других типоразмеров паровых турбин, а также их модернизации обязательным является требование возможности работы при скользящем давлении. При переводе турбин, имеющих сопловое парораспределение, на режим скользящего давления, в частности турбин СКД, экономическое сравнение двух видов регулирования мощности может оказаться и качественно и количественно иным, чем показано на рис. 8.22.

  (рис. 8.23). Во-вторых, при снижении нагрузки температура влажного пара, зависящая только от давления, меняется так же, как и при постоянном давлении перед турбиной, в связи с чем по надежности и маневренности скользящее давление не имеет тех преимуществ, которые характерны для турбин ТЭС. Хотя турбины насыщенного пара, как правило, выполняются с дроссельным парораспределением, заметного выигрыша в экономичности при переходе на скользящее давление нет. Имеющиеся преимущества связаны главным образом с работой СПП, так как после ЦВД перед СПП при скользящем давлении влажность пара будет несколько меньше [48].

Основные достоинства перевода энергоблоков АЭС на скользящее давление определяются изменением режима работы реактора, причем эти изменения сказываются по-разному для одно- и двухконтурных АЭС. Подробно вопросы работы энергоблоков ТЭС и АЭС рассмотрены в [18].