Паротурбинных установках

С созданием крупных энергосистем обеспечивается достижение целого ряда технико-экономических преимуществ, особенно при объединении различных электростанций и потребителей их энергии. Так, объединение разнородных потребителей приводит к уплотнению графика электрических нагрузок. Объединение гидравлических станций с тепловыми позволяет выравнивать суточный график загрузки паротурбинных энергоблоков и осуществлять ремонт тепломеханического оборудования в период большой приточности воды. Укрупнение энергосистем способствует повышению надежности энергоснабжения, снижению общих затрат на резервирование и увеличению единичных мощностей энергоблоков и в результате обеспечивает снижение удельных затрат на производство энергии.

Наиболее перспективными с точки зрения покрытия полупиковых и пиковых электрических нагрузок являются установки с подогревом уходящими газами ГТУ 1 питательной воды паротурбинного энергоблока. Такое комбинирование газовых и паровых турбин позволяет эффективно сочетать утилизацию теплоты отработавших газов ГТУ с форсировочными возможностями паротурбинных энергоблоков (путем отключения подогревателей высокого давления). Принципиальная схема такого комбинирования приведена на 1.14. Паротурбинный энергоблок, состоящий из цилиндров высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений имеет развитую схему регенерации, включающую подогреватели низкого давления (ПНД), деаэратор (Д), подогреватели высокого давления (ПВД). Предусматривается подача питательной воды в газоводяной подогреватель 2. Здесь ГТУ включается в работу только в часы максимума электрической нагрузки, одновременно отключаются ПВД с переводом подогрева питательной воды в газоводяной подогреватель.

Приемистость энергоблоков. В условиях нашей страны при наличии многочисленных районных энергосистем и межсистемных связей важное значение приобретают вопросы регулирования обменной мощности (т. е. мощности, передаваемой от одной системы к другой). Особые требования к приемистости турбогенераторов связаны с надежностью работы энергосистем. Из-за плохой приемистости возможны крупные аварии в энергосистемах. Участие паротурбинных энергоблоков в покрытии аварийных дефицитов ^требует от турбин высоких темпов набора мощности. При аварийной ситуации участие энергоблока в покрытии небаланса достаточно эффективно, если набор мощности происходит в кратчайший срок —за

Основные способы кратковременной перегрузки паротурбинных энергоблоков. Возможность кратковременного получения пиковой мощности на крупных энергоблоках — это использование принятых при проектировании коэффициентов запаса. Как правило, для этого требуются относительно небольшие дополнительные капиталовложения. Эту дополнительную мощность можно эффективно использовать и в качестве аварийного резерва, поэтому ее называют встроенным вращающимся резервом.

Рассмотрим наиболее распространенные способы перегрузки паротурбинных энергоблоков, каждый из которых может применяться только в экономически оправданных и в технически допустимых пределах. Повышение начального давления пара позволяет наиболее полно использовать коэффициенты запаса основного оборудования. Наибольшие возможности для применения этого способа имеют установки на докритическое начальное давление пара,

Выполнение турбины с байпасным подводом пара к одной из промежуточных ступеней ограничивается допустимым ухудшением температурного режима ее проточной части. Ввод пара более высокой температуры к ступени всегда приводит к образованию дополнительных напряжений в соответствующих элементах турбины. Это требует обязательного усиления проточной части и тщательного изучения температурных полей металла турбины в режимах форсировки. Значительно меньшему влиянию температурных напряжений подвергается проточная часть турбины при осуществлении впрыска свежего пара в линию его промежуточного перегрева, что также является одним из способов перегрузки паротурбинных энергоблоков.

При решении вопроса об остановах энергоблоков следует также учитывать обусловленное этим снижение их надежности работы. Зарубежный опыт эксплуатации паротурбинных энергоблоков с ежесуточными остановами показывает, что имеется примерно линейная зависимость числа повреждений арматуры от числа пусков. Так, при 544 и 456 пусках двух энергоблоков мощностью по 160 МВт имелось соответственно 515 и 411 повреждений арматуры, а при 315 и 123 пусках двух турбоагрегатов мощностью по 275 МВт — соответственно 262 и 183 повреждений.

Сюда включены только те зависимости, которые используются ниже при определении наивыгоднейших значений искомых параметров теплофикационных паротурбинных энергоблоков.

Приведенная выше методика позволяет учитывать различные условия использования и эксплуатации паротурбинных энергоблоков при определении наивыгоднейших их параметров. Так как серийно выпускаемые агрегаты работают в самых различных условиях, то многообразие получаемых решений по оптимальным параметрам не всегда можно реализовать из-за необходимости изготовления большого числа типоразмеров и модификаций оборудования. Это обусловлено дополнительными затратами на проектирование, изготовление оснастки машиностроительных предприятий, освоение новых образцов и вызывает снижение серийности производства. Соответственно возрастает стоимость изготовления оборудования. С другой стороны, нельзя ограничиваться только одним типом энергоблоков, которые будут работать в различных режимах и кли-

В настоящее время развитие паротурбинных энергоблоков, в том числе и маневренных, ориентируется преимущественно на использование твердых видов топлив. Это выдвигает целый ряд проблем при конструировании котельных агрегатов и разработке систем пылеприготовления. Сжигание твердых топлив усложняет и удорожает стоимость оборудования ТЭС, увеличивает расход энергии на собственные нужды, снижает возможности электростанции в регулировании нагрузки. Ряд таких топлив для их сжигания требует значительных дополнительных затрат и новых инженерных решений. Важным моментом при проектировании таких энергоблоков является учет свойств сжигаемого топлива, а также проведение анализа влияния его качественного состава на конструктивные, компоновочные и схемные решения.

Эффективность паротурбинных энергоблоков в режимах их перегрузки при кратковременном отключении подогревателей высокого давления можно повысить путем их комбинирования С Г&30-выми турбинами. Возможные схемы такого комбинирования приведены на 6.14. Общим для всех этих схем является подогрев питательной воды отработавшими газами ГТУ в часы покрытия пиковых нагрузок. Таким образом, практически без форсировки

В повышении КПД немаловажную роль играло то обстоятельство, что за последние 20 лет максимальная единичная мощность паротурбинных энергоблоков возросла с 200 до более чем 1000 МВт. Это, однако, сопровождалось концентрацией значительных количеств сбросной теплоты на ограниченном пространстве. Следовательно, воздействие этой теплоты на окружающую среду стало гораздо более ощутимым, чем несколько лет назад.

Рабочие процессы пара в турбинах с противодавлением или регулируемыми отборами качественно не отличаются от приведенных на 1.3, однако на паротурбинных установках с противодавлением он может заканчиваться на h, s-диаграмме до пограничной кривой (в области слабоперегретого пара). Начальные параметры пара при таких установках принимаются обычно такими же, что и на конденсационных, но если на КЭС при начальном давлении 12,7 МПа всегда применяется цикл с промежуточным перегревом пара, то на ТЭЦ такой цикл при этом значении р0 применен только на установках мощностью

На двухконтурных атомных паротурбинных установках можно генерировать также слабоперегретый пар (с перегревом на 20—25 °С). Такие небольшие перегревы не приводят к существенным изменениям экономичности электростанций, однако эрозийный износ входных и регулирующих устройств турбины при этом заметно понижается.

Надстройка является одним из методов модернизации "электростанций с морально устаревшим оборудованием, при которых тепловая и общая экономичность ее существенно повышается. Однако если основное оборудование электростанции после капитального ремонта можно еще длительно эксплуатировать, но показатели этой ТЭС значительно ниже, чем на современных паротурбинных установках, так как оборудование морально устарело, ее можно модернизировать и другими методами. Так, например, КЭС может быть реконструирована и переведена на комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. При такой модификации паровые турбины реконструируются, а паровые котлы могут остаться без с;оцественньгх изменений. Турбины при этом могут быть оборудованы промышленными и теплофикационными регулируемыми отборами или реконструированы в турбины с противодавлением. Конечно, дня такой реконструкции потребуются и новое оборудование (сетевые подогревательные установки, деаэраторы подпиточной сетевой воды, редукиионно-охладительные установки, паровые и водяные коммуникации в трепелах электростан-

Регенеративный подогрев питательной воды (см. 1.1) применяется в настоящее время на всех паротурбинных установках. Это объясняется тем, что такой подогрев существенно повышает тепловую и общую экономичность установок. В схемах с регенеративным подогревом потоки пара, отводимые из турбины в регенеративные подогреватели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденсаторе). При этом для одной и той же электрической мощности турбогенератора N3 расход пара в конденсатор уменьшается и КПД установки увеличивается.

На паротурбинных установках электростанций, работающих на органическом топливе, применяется перегретый пар; в атомной энергетике широко используется также насыщенный пар. Поэтому рассмотрим паровой цикл с регенеративным подогревом питатегьной воды для обоих случаев.

Как уже отмечалось, в настоящее время наибольшее распространение имеют крупные промышленные АЭС, работающие на шсыщенном паре. Однако уже имеется несколько электростанций, на <оторых используется перегретый пар. В России на перегретом паре, генерируемом в уран-графитовом реакторе канального типа, работают установки первой и второй очередей Белоярской АЭС им. И. В. Курчатова. Перегрев создается в том же реакторе, где образуется насыщенный пар. Поэтому рабочие каналы реактора подразделяются на две группы. В одной группе теплота передается воде и пароводяной смеси, з другой — пару. Перегретый пар из этих каналов направляется непэсредственно на турбину. При такой схеме АЭС на электростанции могут применяться серийные турбины, не отличающиеся от тех, которые работают на обычных паротурбинных установках (на органическом топливе).

На паротурбинных установках с теплофикационными и промышленными отборами часть подведенной к турбине с паром тепловой энергии бт п отдается потребителю теплоты, поэтому

Следует обратить внимание на то, что для установск с противодавлением и регенеративным подогревом питательной воды удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении определяется по теплоте, отдаваемой лишь тепловому потребителю. При тгком методе определения э применение регенеративного подогрева приводит к повышению значения этой величины. Если отнести выработанную электрическую энергию при мощности N3 ко всей теплоте, отведенной к потребителю и в отборы, то значение э уменьшится. Так как регенерация в условиях, в которых потребитель теплоты обеспечивается ею полностью, приводит к дальнейшему увеличению выработки электроэнергии, то очевидно, что при таком методе расчета этот показатель нг отразит положительного влияния регенеративного подогрева и не будет стимулировать развитие регенеративного подогрева на паротурбинных установках с противодавлением.

В настоящее время применяются в основном блочные и секционные схемы главных трубопроводов. Блочная схема применяется на всех крупных конденсационных установках ТЭС с начальным давлением пара 12,7 МПа и выше, секционная — на крупных ТЭЦ с давлением пара до 12,7 МПа и на конденсационных установках <; начальным давлением пара 8,8 МПа. На теплофикационных паротурбинных установках, работающих с начальным давлением пара 23,5 МПа, применяется блочная схема1.

В последние годы конденсационные электрические станции с блоками мощностью 150 и 200 МВт широко используются для подхвата пиковой части графика электрических нагрузок. На таких КЭС при применении МР блоки реконструируются для того, чтобы любой из них легко можно было бы перевести в этот режим, а на одной или двух паротурбинных установках создаются регулируемые отборы. Можно также установить на такой ТЭС новые турбоагрегаты с регулируемыми отборами. Пар из регулируемых отборов подаете! в общестанционные коллекторы, а оттуда на концевые уплотнения и в проточную часть турбин, переводимых в МР. Таким образом, турбоагрегаты с регулируемыми отборами работают в основном в базовом режиме, а остальные используются в качестве пиковых. При необходимости от регулируемых отборов можно также отбирать пар на промышленные нужды и для теплофикации. Теплоэлектростанцию, турбоагрегаты которой реконструированы и объединены по такой схеме для покрытия пиковой части графика электрических нагрузок, принято называть электростанцией с пиковым полиблоком [30].

Особенно важное значение регенерация имеет в газотурбинных (и паротурбинных) установках. Для открытого газотурбинного цикла