Минимальная и максимальная нагрузка паровых турбин

Пределы изменения нагрузки паровой турбины определяются коэффициентом регулирования

Крег=1-Рmin/Рmax.

Технический минимум нагрузки конденсационной турбины определяется суммой вентиляционного расхода пара, обеспечивающего необходимое охлаждение выхлопной части турбины (надежность), и минимального расхода пара на нерегулируемые отборы, при котором еще возможна работа регенеративных подогревателей питательной воды (экономичность) (читайте также — Эксплуатационные меры по расширению регулировочного диапазона блоков).

Повышение температуры хвостовых частей турбины при малых нагрузках объясняется возрастанием турбулентности парового потока при сокращении расхода пара через проточную часть и отклонением струи пара от безударного входа к лопаткам. Чем ближе находится рабочая ступень к выхлопной части турбины, тем большая доля теплопадения в этой ступени превращается в теплоту, нагревая лопатки и диски. Наименьший вентиляционный расход пара, при котором температура выхлопной ступени еще не достигает 110—120 °С (предельной допустимой для современных турбин), совместно с минимальным расходом пара через регенеративные отборы определяет длительно допустимую минимальную мощность турбины (технический минимум турбины):

Dmin=Dвент+Dотб.

Для большинства типов конденсационных турбин этот минимум составляет от 15 до 20 % номинальной мощности. В последнее время разработаны и проходят эксплуатационную проверку несколько оперативных мероприятий, позволяющих уменьшить нагрузку турбины до нуля, повышая тем самым коэффициент регулирования до единицы (беспаровой моторный режим, охлаждение выхлопной части турбины сторонним паром или впрыском конденсата и др.). Эти способы расширения регулировочного диапазона турбин рассмотрены ниже.

Максимальная нагрузка паровой турбины может быть определена при анализе выражения ее мощности

Р=(Dh/Qэкв)noi.

Здесь h — располагаемое теплопадение, МДж/т; Qэкв — тепловой эквивалент 1 кВт*ч электроэнергии, Qэкв=3,6 МДж/(кВт*ч); noi — внутренний относительный КПД турбины.

Увеличение мощности турбины сверх номинальной было бы возможно за счет повышения расхода пара, или путем увеличения располагаемого теплопадения, или за счет увеличения обоих этих показателей. Однако пропуск пара через турбину не может быть увеличен сверх расчетного (при нормальных параметрах пара), так как ограничивается проходным сечением проточной части турбины. Увеличение располагаемого теплопадения за счет повышения температуры свежего пара вызывает возражения, поскольку каждые 40 °С повышения отражаются на долговечности и надежности турбины, приводя к уменьшению длительной прочности металла цилиндров среднего и высокого давлет ния на порядок.

Углубление, даже небольшое, вакуума в конденсаторе турбины потребовало бы увеличения расхода электроэнергии на привод циркуляционных насосов, превосходящего дополнительную выработку энергии, получаемую при этом углублении вакуума.

Остается единственная возможность увеличения располагаемого теплопадения путем повышения давления свежего пара. Эта мера одновременно позволяет увеличить расход пара через турбину, так как при повышении давления пара уменьшается его удельный объем. Каждый процент повышения давления перед турбиной увеличивает ее мощность на полтора процента. Однако и этот способ не может быть рекомендован для длительного использования, поскольку постоянная работа турбины при повышенном против расчетного давлении приведет к ускорению ползучести и недопустимому прогибу диафрагм. Этот способ можно применять лишь кратковременно в часы пик или в аварийной обстановке при отсутствии резерва в системе.

Теплопадение в отдельных группах (I—V) ступеней турбины в переменном режиме

Таким образом, коэффициент регулирования паровой турбины, характеризующий допустимый рабочий диапазон изменения ее нагрузок:

Допустимый рабочий диапазон изменения ее нагрузок

Этот довольно значительный диапазон может быть использован только на ТЭС с поперечными связями, где число котлов, как правило, больше числа турбин и технический минимум единичного котла может быть ниже минимума турбины или равен ему. К таким электростанциям относится, например, Приднепровская ГРЭС, неблочная первая очередь которой состоит из шести турбоагрегатов (100 МВт, 10 МПа), десяти котлов ТП-230 (230 т/ч, 10 МПа) и двух котлов ТП-70 (420 т/ч, 10 МПа). Технический минимум турбины ВК-100 равен 14 МВт, а пылеугольного котла ТП-230 — 30 МВт. При работе двух турбин ВК-100 и одного котла ТП-230 первая очередь ТЭС может быть разгружена до 30 МВт, т. е.

ep_2

при условии, что 4 турбины из 6 и 11 котлов из 12 будут остановлены или переведены в горячий резерв.

В то же время для второй очереди из четырех турбоагрегатов (150 МВт, 12,5 МПа), работающих каждый в блоке с котлом ТП-92 (500 т/ч, 14 МПа), имеющим технический минимум нагрузки 300 т/ч (90 МВт),

ep_3

а третья очередь, на которой установлено четыре энергоблока по 300 МВт с котлами сверхкритического давления ТПП-312 (технический минимум каждого 665 т/ч, или 210 МВт) будет иметь

ep_4

В целом Приднепровская ГРЭС имеет коэффициент регулирования от (30+360+840) до 2400 МВт, т. е.

ep_5

при условии вывода части неблочного оборудования в резерв.

По материалам p-magnit.ru.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Adblock detector