скользящие параметры пара это
Работа турбины на скользящих параметрах
Значительно уменьшить потери при работе на малых нагрузках позволяет регулирование мощности турбины способом скользящего давления (при работе турбины на скользящих параметрах) В этом случае регулирующие клапаны турбины все время полностью открыты, пар не дросселируется и его расход изменяется вследствие изменения давления в котле: чем ниже нагрузка турбины тем меньше должно быть давление пара в котле, а его температура при этом остается постоянной. Работа на скользящих параметрах позволяет уменьшить потери от дросселирования пара в регулирующих клапанах и снизить затраты энергии на привод питательного насоса, так как в этом случае он должен развивать давление, значительно меньшее номинального.
Что такое дросселирование?
Если в трубопроводе на пути движения газа или пара встречается местное сужение, то вследствие сопротивлений, возникающих при таком сужении, давление p2 за местом сужения всегда меньше давления p1 перед ним. Процесс уменьшения давления в итоге, которого нет ни увеличения кинетической энергии, ни совершения технической работы и без подвода или отвода теплоты называется адиабатным дросселированием, или мятием
Любой кран, вентиль, задвижка, клапан и прочие местные сопротивления, уменьшающие проходное сечение трубопровода, вызывает дросселирование газа или пара и, следовательно, падение давления. Иногда дросселирование специально вводится в цикл работы той или иной машины: например, путем дросселирования пара перед входом в паровые турбины регулируют мощность. Дросселирование газов и паров используют для понижения их давления в специальных редукционных клапанах, широко применяемых в системах тепло- и парогазоснабжения различных предприятий.
Кроме того, работа при малых нагрузках на скользящих параметрах увеличивает надежность работы котла, паропровода свежего пара турбины. Трубчатые поверхности нагрева котла при этом работают при пониженном давлении, следовательно, при меньших напряжениях. Турбина практически все время работает при постоянной температуре. Таким образом, уменьшение нагрузки не вызывает появление больших температурных напряжении в стенках корпуса турбины и фланцах и опасных температурных перекосов ее корпуса.
Плановый и аварийный остановы турбины
При плановом останове турбины известны время и цель. Время и причины аварийного останова турбины, заранее неизвестны. Останов турбины производят в основном двумя способами: без расхолаживания и с расхолаживанием. «Правила технической эксплуатации» не предписывают единых жестких требований к режимам останова, так как каждая установка, имеет свои особенности.
При останове турбины без расхолаживания важно так подобрать режим, чтобы возможно дольше сохранить ее в горячем состоянии. Например, при останове блока мощностью 300 МВт сначала производят плавную разгрузку до 150 МВт. На этом режиме блок еще работает устойчиво (по условиям работы питательного турбонасоса). Затем котел гасят, в течение 1-2 мин турбину разгружают до 90-100 МВт и отключают. При этом давление в котле сохраняется близким к номинальному и блок находится в состоянии «горячего резерва».
При останове турбины с расхолаживанием следует поддерживать температуру пара не менее чем на 50°С больше, чем температура насыщения при данном давлении. Это условие необходимо, чтобы в турбину не попал влажный пар. Для прекращения подачи пара в турбину закрывают стопорный кран и отключают электрогенератор.
С момента прекращения подачи пара в проточную часть до полной остановки ротора проходит определенное для каждой турбины время. Для разных турбин время выбега, т.е. останова колеблется от 20 до 30 мин.
Конденсатные насосы останавливают после прекращения подачи пара в турбину. Через 1 ч после полного останова турбины можно остановить циркуляционные насосы. Заключительной операцией является закрытие всех запорных органов паропровода. Паропровод, подводящий пар к турбине, отключают от паровой магистрали и соединяют с атмосферой. При останове турбины необходимо следить за разницей температур между верхом и низом ее корпуса, фланцами и шпильками, наружными и внутренними стенками стопорных клапанов и паропроводов.
При возникновении аварийных ситуаций, если не сработала одна из защит, персонал обязан прекратить доступ пара в турбину командой с дистанционного щита управления или нажатием кнопки автомата безопасности на корпусе переднего подшипника. При этом необходимо убедиться, что стопорный и регулирующий клапаны закрылись, и подать на главный щит управления сигнал «Машина в опасности». «Правилами технической эксплуатации» предусмотрены следующие основные причины останова:
— частота вращения ротора выше уровня, при котором срабатывает автомат безопасности;
— недопустимо большие осевой сдвиг или относительное перемещение ротора турбины;
— резкие отклонения температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева от установленных верхних и нижних предельных значений;
— слышимые металлические звуки и необычные шумы внутри турбины;
— появление искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
— внезапная сильная вибрация турбоагрегата;
— появление признаков гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или турбине;
— разрыв или трещины в паропроводах свежего пара, пара промежуточного перегрева или отбора, трубопроводах основного конденсата и питательной воды, маслопроводах, коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в корпусах клапанов и распределительных коробках;
— воспламенение масла на турбине и невозможность немедленной ликвидации пожара имеющимися средствами;
— недопустимое снижение давления масла в системе смазки турбины или его уровня в масляном баке, а также недопустимое повышение температуры масла на сливе из любого подшипника или на любой из колодок упорного подшипника;
— снижение вакуума в конденсаторе до аварийного.
После закрытия стопорного клапана отключают от сети генератор и перекрывают доступ пара к стопорному клапану и отборам турбины.
Для этого закрывают главные паровые задвижки на паропроводах регулируемых отборов. Время работы на беспаровом режиме ограничено.
В ряде случаев немедленный останов турбины не требуется. Решение о времени останова принимает главный инженер электростанции.
Обводное парораспределение. Регулирование мощности способом скользящего начального давления
Главная > Лекция >Промышленность, производство
Лекция №17.. Обводное парораспределение. Регулирование мощности способом скользящего начального давления
17.1. Обводное (байпасное) парораспределение
Рис. 17.1. Схема паровой турбины с обводным парораспределением
1 – основные РК; 2 – РК обводной системы; 3 – камера смешения (перегрузочная камера)
По мере открытия клапана 2 давление р х в перегрузочной камере будет повышаться, что приведет к сокращению пропуска пара G 1 через первый регулирующий клапан. Долю расхода пара, протекающего через группу ступеней первого отсека, можно найти по формуле:
На рис. 17.2 показано распределение расходов водяного пара при обводном парораспределении конденсационной турбины. Иногда для уменьшения потерь при дросселировании водяного пара выполняется двукратный обвод. Из диаграммы обводного парораспределения видно, что расход пара через первый отсек достигнет максимального значения G 1мах при отношении р 1 /р 0 =1, т.е. когда давление р 1 перед первой ступенью турбины равно давлению р 0 свежего пара. Дуга эллипса ab (рис. 17.2), разделяющая суммарный пропуск пара на два потока, нанесена на диаграмму после расчета относительного расхода G 1 / G 0 через первую группу ступеней при различных суммарных расходах через турбину. При однократном обводе перегрузка турбины начинается с G / G 0 =0,5 и сразу же вызывает интенсивное снижение КПД из-за потерь от дросселирования в обводном клапане. Рассматриваемое снижение КПД при G / G 0 =0,7 достигает около 2% в относительном измерении.
Рис. 17.2. Распределение расходов пара в отсеках турбины с обводным парораспределением
В турбинах с обводным парораспределением при высокой начальной температуре водяного пара вместо наружного применяют внутренний обвод, осуществляемый обычно из камеры регулирующей ступени в одну из промежуточных ступеней (рис. 17.3).
Рис. 17.3. Схема парораспределения с внутренним обводом
Здесь после достижения экономической нагрузки и допустимых параметров пара в камере регулирующей ступени дальнейшее повышение мощности турбины производится одновременным открытием обводного и регулирующего клапанов. Регулирующий клапан управляет расходом пара через дополнительный сопловой сегмент регулирующей ступени. Это позволяет сохранить давление в камере регулирующей ступени ( р рс =const), а температура пара при этом не превышает допустимый уровень.
Характер изменения давления за регулирующими клапанами, в ступенях турбины с сопловым парораспределением, а также расходов через регулирующие и обводной клапаны при переменной нагрузке, показан на рис. 17.4. При изменении расхода пара от нуля до 0,8G 0 работает обычное сопловое парораспределение с тремя сопловыми группами, которые открываются последовательно. Давление в камере регулирующей ступени при этом изменяется пропорционально расходу. При дальнейшем повышении нагрузки одновременно открывается клапан дополнительной сопловой группы и клапан внутреннего обвода.
Рис. 17.4. Диаграмма распределений относительных давлений и расходов водяного пара для турбины с внутренним обводным парораспределением
17.2. Выбор способа парораспределения паровых турбин
При выборе системы парораспределения исходят из особенностей эксплуатации и назначения турбоустановки в энергосистеме. Если она предназначена для покрытия ее базовой нагрузки, то паровую турбину следует проектировать с максимальным КПД. Для таких условий более эффективным является применение дроссельного парораспределения, которое обычно используется в мощных паровых турбинах АЭС. Но большинство паротурбинных установок ТЭС, включая для энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт, вынуждены работать длительное время с частичными нагрузками (до 50% по мощности турбоагрегатов). Поэтому для паровых турбин таких энергоблоков выбирается сопловое парораспределение. При этом в турбинах, работающих длительное время с полной нагрузкой, предпочтительно выбирать меньший теплоперепад для регулирующей ступени, а в турбинах, работающих с резко изменяющейся нагрузкой, – больший теплоперепад.
Рис. 17.5. Изменение мощности турбины от расхода
при различных системах парораспределения
17.3. Регулирование мощности энергоблоков способом скользящего давления
Скользящим называют плавное изменение параметров рабочей среды энергоблока (давления и температуры). Различают: 1. скользящие параметры водяного пара ( р, t ) в период растопки котла, когда при полностью открытых регулирующих клапанах турбины осуществляется постепенный рост давления и температуры свежего пара одновременно с ростом частоты вращения турбоагрегата и, далее, с повышением его нагрузки; 2. скользящее начальное давление ( р 0 =var) в период изменения мощности турбоагрегата как способ регулирования мощности энергоблока. При скользящем начальном давлении (СНД) водяного пара в турбине его температура остается неизменной ( t 0 = const ). Благодаря этому повышается маневренность турбоустановки при изменении нагрузки и отсутствует неравномерность температурных полей в поперечных сечениях корпуса турбины.
Рис. 17.6. Процесс расширения в ЦВД конденсационной турбины с дроссельным
парораспределением при постоянном и скользящем начальных давлениях
Регулирование мощности способом скользящего начального давления применяется в крупных энергоблоках в сочетании с сопловым парораспределением турбины. Для блоков мощностью N э 1000 МВт скользящее начальное давление совмещают и с дроссельным парораспределением турбин. При этом термодинамический выигрыш, определяемый параметрами водяного пара перед турбиной и в конденсаторе, не зависит от того, каким путем достигается скользящее давление перед турбиной: изменением частоты вращения питательного насоса, или дросселированием рабочей среды в питательных клапанах котла, либо дросселированием в специальных задвижках.
Преимущества от использования СНД в энергоблоках:
увеличивается маневренность блока, т.к. температура водяного пара перед первой ступенью турбины всегда постоянна и, следовательно, температура наиболее горячих элементов ЦВД. Температурное состояние турбины в целом позволяет производить изменение нагрузки с любой скоростью;
возрастает срок службы главного паропровода, котла, клапанов и задвижек (до 30%), т.к. они при СНД работают длительное время при меньших давлениях и постоянной температуре;
при использовании СНД растает располагаемый теплоперепад турбины во всем диапазоне частичных нагрузок, что экономически выгодно;
уменьшение изменений в тепловом состоянии турбины при частичных нагрузках дает возможность использовать следующие скорости набора нагрузки для энергоблоков: с газомазутными котлами 4%/мин от номинального значения; с пылеугольными котлами 2%/мин; в аварийных режимах до 7%/мин;
возможен перевод деаэратора на режим скользящего давления, что дает около 0,3-0,4% прироста экономичности энергоблока;
минимально допустимая нагрузка турбины при использовании СНД не ограничивается.
Использование СНД, например, для энергоблока мощностью N э =300 МВт дает экономию 2750 т твердого и 5200 т жидкого топлива в год.
Недостатки, связанные с применением СНД в энергоблоках:
ухудшается в 1,5…2 раза приемистость блока при наборе нагрузки, т.к. она определяется приемистостью котла, которая при переводе на СНД снижается. Этот недостаток компенсируется перефорсировкой топочной камеры котла, которая дает скорость изменения нагрузки 10-15 %/мин от номинального значения;
для турбин с сопловым парораспределением наличие СНД в области высоких нагрузок <(0,75…1,0) N э,ном >не дает преимуществ. Поэтому до уровня 0,75 N э,ном используется регулирование мощности турбины посредством обычного соплового парораспределения, а далее до уровня 0,3 N э,ном при двух закрытых сопловых коробках применяется регулирование способом скользящего начального давления. Ниже нагрузки 0,3 N э,ном работа котла становится неустойчивой.
17.4. Особенности перевода энергоблока на скользящее начальное давление
Общая последовательность перехода на режим СНД приводится на примере энергоблока мощностью 800 МВт:
изменяют нагрузку блока до 720 МВт закрытием регулирующего клапана турбины при неизменном давлении свежего пара ( р 0 = const ) со скоростью 10-15 МВт/мин;
дальнейшее снижение нагрузки осуществляют при скользящем начальном давлении со скоростью до 20 МВт/мин;
при исчерпании диапазона регулирования турбопитательным насосом (ТПН) система регулирования котла переводится на управление регулирующими питательными клапанами (РПК) котла;
при перепаде давления на РПК около 5 МПа дальнейшее снижение нагрузки осуществляется прикрытием регулирующих клапанов турбины.
Надежность работы энергоблоков СКД на скользящем давлении в диапазоне давления р 0 =10-25 МПа определяется устойчивостью движения двухфазной среды в экранных поверхностях нагрева котла. При понижении давления до 10-14 МПа возникают пульсации давления и неравномерная раздача рабочей среды в коллекторах. Поэтому требуются мероприятия для уменьшения теплогидравлических разверок. Например, установка перемычек в низкорадиационной части котла и дроссельных шайб в подводящих трубах позволяют разгружать котел до 40%.
Особенности в использовании питательных насосов при регулировании мощности энергоблока способом СНД :
для турбопривода питательного насоса также осуществляется режим скользящего давления, что позволяет уменьшить затраты энергии на его привод;
выгоднее использовать конденсационную турбину для привода питательного насоса в сравнении с турбиной типа Р (турбиной с противодавлением);
для блоков 300 МВт переход энергоблока на СНД требует помимо ТПН установки питательных электронасосов (ПЭН);
для блоков мощностью более 300 МВт применяется переключение приводной турбины питательного насоса на отбор пара с более высокими параметрами;
для энергоблоков, где используются только питательные электронасосы, при регулировании способом СНД сначала отключают один ПЭН, а далее для изменения давления используется РПК котла. Расширение регулировочного диапазона асинхронных двигателей ПЭН возможно на основе применения резисторных установок.
§ 77. Работа турбины на скользящих параметрах
Энергоблоки почти всех электростанций, использующих органическое топливо, работают не только на номинальной мощности, но и изменяют свою нагрузку. При снижении нагрузки энергоблока кпд турбины и котла заметно уменьшаются. Как при дроссельном, так и при сопловом парораспределении кпд турбины резко падает с уменьшением нагрузки в результате снижения расхода пара прикрытием регулирующих клапанов. Уменьшение расхода пара сопровождается падением температуры и давления за регулирующими клапанами (пар дросселируется). При этом питательный насос работает на полную мощность, поднимая давление питательной воды до номинального.
Кроме того, работа при малых нагрузках на скользящих параметрах увеличивает надежность работы котла, паропровода свежего пара турбины. Трубчатые поверхности нагрева котла при этом работают при пониженном давлении, следовательно, при меньших напряжениях. Турбина практически все время работает при постоянной температуре. Таким образом, уменьшение нагрузки не вызывает появление больших температурных напряжении в стенках корпуса турбины и фланцах и опасных температурных перекосов ее корпуса.
Недостатком регулирования мощности скользящим давлением является уменьшение скорости изменения нагрузки, а следовательно снижение приемистости. Так как регулирующие клапаны турбины открыты полностью, увеличение мощности увеличением расхода пара при открытии регулирующих клапанов невозможно. Расход пара будет увеличиваться только при повышении его давления что, в свою очередь определяется особенностями работы котла Котел не может быстро изменять давление и, следовательно, возможность изменения нагрузки при работе на скользящем давлении полностью зависит от инерционности котла.
Предупреждение аварий и неполадок энергоблоков
§ 79. Аварии и неполадки паровых котлов
Нарушение работоспособности оборудования электростанция называют отказом. Различают отказы I и II степеней. Внезапное возникновение режима работы, создающего условия, опасные для обслуживающего персонала, либо приводящего к полному или частичному разрушению оборудования, называют аварией. Тяжесть последствий аварии определяется вызвавшей ее причиной. В подавляющем большинстве случаев ликвидация аварии зависит от четкости и слаженности действий обслуживающего персонала. Аварийная ситуация возникает внезапно, при этом резко изменяются ритм, работы и порядок выполнения операций. Решения необходимо принимать быстро и правильно, так как под угрозой находятся огромные материальные ценности, возникает опасность для жизни персонала. В связи с тем, что аварийные ситуации очень редки, а готовность к ним должна быть постоянной, необходимо регулярно изучать действующие инструкции и периодически закреплять практические навыки обращения с оборудованием.
При возникновении аварийных ситуаций необходимы быстрые, решительные действия, порядок выполнения которых строго регламентирован. Большое значение имеют противоаварийные тренировки, во время которых отрабатываются практические навыки работы с оборудованием в аварийных ситуациях.
При обнаружении неполадок в работе оборудования прежде всего следует восстановить в памяти порядок действий. Выполнять операции необходимо, соблюдая правила техники безопасности, пожарной безопасности, технической эксплуатации, а также инструкции по эксплуатации и должностные инструкции. Действовать по намеченному плану следует быстро, решительно, но без спешки и суеты.
Категорически запрещается нарушение в любых ситуациях «Правил технической эксплуатации». Ответственность за каждое допущенное нарушение в первую очередь несут работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания и сооружения электростанций и сетей.
Электрические системы и станции могут и должны работать без аварий и неполадок. При повышении единичных мощностей энергоблоков возникновение аварий и неполадок влечет за собой большие тепловые и электрические потери (в частности, на пуск и останов) и значительный недоотпуск энергии потребителям. Аварии и отказы в работе происходят в результате поломок оборудования, вызванных физическими и химическими процессами, а также неправильных действий обслуживающего персонала электростанции, низкого качества изготовления оборудования, его монтажа или ремонта. Воздействие физико-химических процессов на оборудование может быть своевременно зарегистрировано персоналом с помощью средств контроля.
Аварии и отказы по вине обслуживающего персонала происходят из-за неправильных действий, невыполнения производственных инструкций и указаний, «Правил технической эксплуатации», несоблюдения требований техники безопасности и др. Нарушения Чаще всего вызываются недостаточными знаниями, невнимательностью и недисциплинированностью персонала, отсутствием или некачественным выполнением текущего контроля работы оборудования.
При несвоевременном принятии мер по устранению аварийных очагов и дефектов оборудования, невыполнении приказов и директивных указаний вышестоящих организаций, неполном объеме ремонтов, профилактических осмотров и испытаний виновником аварий может быть руководящий персонал. Вина персонала других организаций может состоять в недоброкачественности изготовления, недостатках проектирования, создании несовершенного оборудования, некачественных испытаниях и др.
Большую помощь в выявлении, изучении и предотвращении аварий оперативному персоналу оказывают службы Минэнерго, выпускающие обзоры аварий по станциям, в которых отражаются причины их возникновения, обращается внимание на необходимость дополнительных контрольных проверок и предлагаются мероприятия по исключению аварийных положений.
В зависимости от степени охвата оборудования аварии делят на системные, тепло- и электросетевые и внутрлстанционные. Системные аварии охватывают всю энергосистему с полным отключением оборудования входящих в нее электростанций. В большинстве случаев такие аварии вызываются стихийными бедствиями. Тепло- и электросетевые аварии происходят в сетях тепло- и электроснабжения. Внутристанционные аварии происходят как из-за неполадок электрооборудования, так и вследствие отказа котлов и турбин и могут быть с полным сбросом нагрузки, с отключением или без отключения собственных нужд, с остановом энергоблока, котла или турбины.
В котельных цехах аварийные остановы вызываются разрывами труб поверхностей нагрева, а также трубопроводов пара и воды; пожарами, хлопками взрывами в топке, газоходах, системах топливоподачи и пылеприготовления; повреждениями арматуры; разрушением обмуровки и элементов каркаса; шлакованием топочных экранов и поверхностей нагрева; выходом из строя отдельных видов оборудования, вызывающим останов котла или блока.
Кроме того, причиной останова может быть повреждение или неисправность контрольно-измерительных приборов, системы управления, автоматики и защиты. На крупных блочных установках особенно значительна роль систем защиты, автоматики, управления и контрольно-измерительных приборов, определяющих степень серьезности последствий при создании аварийных ситуаций. Поэтому запрещается пуск энергоблока при неисправности любой из технологических защит, воздействующих на останов оборудования, дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматуры, используемой для ликвидации аварийных ситуаций.
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.
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].