Стартовая >> Архив >> Генерация >> Режимы мощных паротурбинных установок

Переход к блочной компоновке электростанций - Режимы мощных паротурбинных установок

Оглавление
Режимы мощных паротурбинных установок
Переход к блочной компоновке электростанций
Особенности тепловых схем мощных энергоблоков
Характерные особенности предстоящего этапа энергетики
Особенности АЭС
Режимы работы современных энергосистем
Паротурбинный блок как единый энергетический агрегат
Требования к маневренности паротурбинных установок
Расчеты тепловых схем
Характеристики турбинных отсеков
Дроссельное парораспределение
Идеальное сопловое парораспределение
Реальное сопловое парораспределение
Обводное парораспределение
Турбообводное парораспределение
Компрессорно-обводное парораспределение
Выбор типа парораспределения
Работа системы регенеративного подогрева питательной воды
Отключение ПВД как источник пиковой мощности
Скользящее начальное давление пара
Тепловая экономичность работы энергоблоков при скользящем давлении
Комбинированное регулирование
Полиблочный принцип регулирования
Влияние паро-парового промперегрева на к.п.д. турбоустановки
Программы регулирования влажнопаровых турбоустановок
Скользящее давление
Работа турбоустановок при продлении рабочей кампании энергоблока
Эрозионная надежность лопаточного аппарата последних ступеней при работе турбины в переменных режимах
Графики тепловых нагрузок теплофикационных турбоустановок
Диаграмма режимов теплофикационных турбоустановок
Основные типы характерных режимов теплофикационных турбоустановок
Скользящее начальное давление пара для теплофикационных ПТУ
Теплофикационные полиблоки с параллельным соединением турбоагрегатов
Полиблочный принцип регулирования тепловой нагрузки
Влажнопаровые теплофикационные турбоустановки
Пути повышения маневренности теплофикационных турбоустановок при больших тепловых нагрузках
Уменьшение мощности турбины с частичной передачей тепловой нагрузки на ПВК
Скользящее противодавление
Список литературы

ГЛАВА ПЕРВАЯ
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК РАЗЛИЧНОГО ТИПА В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ БЛОКИ
Переход к блочной компоновке электростанций. Примерно вековая история большой энергетики может быть условно разделена [33, 80, 23 и др.] на несколько этапов протяженностью по 25—30 лет (табл. 1-1). Каждый этап связан с решением своих главных задач. На первых трех этапах (от зарождения большой энергетики до конца 40-х годов) вокруг крупных промышленных центров складывались и постепенно укрупнялись районные энергосистемы. Электрические связи между ними практически отсутствовали. Сравнительно невысокие темпы увеличения установленной мощности каждой из таких энергосистем ограничивали предельную мощность турбоагрегатов, которая в то время обычно принималась не большей 8 % общей мощности энергосистемы. В таких условиях темпы прироста единичной мощности агрегатов (в 4—5 раз за 25 лет) примерно соответствовали темпам развития энергосистем.
В настоящее время завершается четвертый этап энергетики, открывшийся в начале 50-х годов, и энергетика вступает в новый этап. Характерные черты современной энергетики сформировались на завершающемся четвертом этапе. К их числу следует отнести прежде всего широкое строительство межсистемных линий электропередачи и соединение отдельных районных энергосистем в мощные территориальные энергообъединения. В СССР решение поставленной В. И. Лениным задачи сплошной электрификации на этом этапе связано с созданием Единой энергетической системы страны. Пример решения этой задачи в международном плане — создание единой энергосистемы стран социалистического содружества «Мир». Объединение энергосистем дало ряд технико-экономических преимуществ и практически сняло все ограничения, накладывавшиеся ранее энергосистемами на максимальную мощность агрегатов. Теперь возможности повышения единичной мощности энергетических агрегатов стали определяться исключительно техникоэкономической целесообразностью, надежностью, уровнем производства на энергомашиностроительных предприятиях. Отмеченными обстоятельствами обусловлены чрезвычайно высокие темпы увеличения единичной мощности турбоагрегатов в рассматриваемый период, значительно превышающие общие темпы прироста производства электроэнергии.

Таблица 1-1
Этапы энергетики


Этап

Годы

Максимальная
мощность
турбоагрегата.
МВт

Параметры пара

Кратность
прироста
мощности

1

До 1900

5

1,5 МПа, 543 К

 

2

1900—1925

25

2,9 МПа, 673 К

5

3

1925-1950

100

8,8 МПа, 773 К

4

4

1950—1985

1300

23,5 МПа, 813/813 К

13

В течение четвертого периода наблюдался интенсивный рост применяемых начальных параметров пара. Начальное давление всего за десятилетие возросло с 8,8 до 23,5 МПа, а начальная температура пара — с 753 до 853 К. Правда, в дальнейшем по соображениям надежности котлов начальная температура пара была снижена примерно до 813 К (в отдельных случаях до 833К). К середине 60-х годов в нашей стране установились две ступени начальных параметров пара: 12,7 МПа, 813 — 838 К (турбоагрегаты К-160-130 и К-200-130) и 23,5 МПа, 813 К (турбоагрегаты К-300-240, К-500-240, К-800-240 и К-1200-240). За рубежом нашла применение еще одна ступень начальных параметров: 16,4 МПа, 811 К.
Промышленное освоение параметров пара 12,7 МПа, 838 К. для конденсационных паротурбинных установок (ПТУ) открыло возможность применения их в ряде теплофикационных турбоустановок: ПТ-60-130/13 ЛМЗ, ПТ-50-130/7, Т-50-130 и Т-100/120-130 УТМЗ. В конце 60-х годов УТМЗ была создана первая в мировой практике теплофикационная турбина для сверхкритических параметров пара Т-250/300-240.
Повышение начальных параметров пара существенно увеличило тепловую экономичность как конденсационных, так и теплофикационных турбоустановок.
С повышением мощности турбоагрегатов до 200 МВт, а в ряде случаев и при меньших мощностях оказался рентабельным промежуточный перегрев пара. Его применение существенно усложнило тепловую схему электростанции. Попытка сохранить при этом обычную схему с общим паропроводом, куда поступает пар от всех котлов электростанции, привела бы к необходимости поперечных связей между «холодными» и «горячими» линиями промперегревов отдельных агрегатов, для чего потребовались бы трубы больших диаметров. Возникла бы необходимость в установке запорной арматуры на этих линиях и в системе автоматического распределения пара, идущего на промперегрев, между отдельными котлами пропорционально их нагрузкам.

Рис. 1-1. Принципиальная схема энергоблока
схема энергоблока
1 — котел; 2 — пароперегреватель; 3 — промежуточный пароперегреватель; 4 — ЧВД турбины; 5 — ЧНД турбины; 6 — генератор; 7 — возбудитель; 8 — конденсатор; 9 — конденсатный насос; 10 — регенеративные подогреватели; 11 — деаэратор; 12 — питательный насос

Недостаточная надежность и сложность такого варианта, а также неизбежность больших капитальных затрат обусловили отказ от поперечных связей по пару между отдельными котлами и выделение турбогенератора и обслуживающих его котлов в изолированную ячейку — энергетический блок (рис. 1-1). Следовательно, переход к энергоблокам является не данью моде, а объективной закономерностью, обусловленной всем ходом развития теплоэнергетики.
Переход к блокам котел — турбина — генератор является одной из важнейших особенностей четвертого этапа большой энергетики. Блочная компоновка позволила существенно снизить стоимость и ускорить темпы строительства электростанций. Связанное с блочной компоновкой и объединением энергосистем резкое возрастание темпов повышения единичной мощности агрегатов увеличило производительность труда в энергомашиностроении, а также при строительстве, монтаже и эксплуатации электростанций.
Переход к блочной компоновке вызвал необходимость в изменении организационной структуры электростанции. Традиционное для первых этапов энергетики деление электростанции на котельный, турбинный и электрический цехи естественно заменяется ее делением на отдельные блоки с созданием обще- блочного щита управления. В дальнейшем блочная компоновка стала применяться также для установок без промежуточного перегрева пара, в том числе для агрегатов теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). Это позволяет отказаться от сложной системы паропроводов, а при расширении электростанции — увеличивать ее мощность в случае необходимости за счет блоков на различные параметры пара, что обеспечивает большую гибкость при выборе технических решений.
Четвертый этап связан с зарождением и очень быстрым развитием атомной энергетики. Менее чем за четверть века атомные электростанции (АЭС) стали вполне конкурентоспособными по сравнению с тепловыми электростанциями на органическом топливе (ТЭС), а единичные мощности агрегатов АЭС достигли того же уровня, что и для ТЭС [41, 78].
В нашей стране нашли применение два типа реакторов на тепловых нейтронах: водо-водяные энергетические реакторы корпусного типа и водо-графитовые канальные реакторы. На всех АЭС с водо-водяными реакторами и на большинстве станций с канальными реакторами применяются турбины, работающие на насыщенном паре. Единичные мощности турбин, применяемых в нашей стране на АЭС с канальными реакторами, за рассматриваемый период возросли с 5 МВт на первой АЭС до 500 МВт для станций с реакторами РБМК-Ю00 и до 750 МВт на начавших вводиться несколько позже АЭС с реакторами РБМК-1500. Аналогичные мощности турбин, применяемых на АЭС с водо-водяными реакторами, возросли за тот же период с 70 до 1000 МВт [71]. На атомных электростанциях применяется, как правило, блочная компоновка агрегатов (рис. 1-2).
Параметры насыщенного пара, применяемые в этот период на АЭС, сравнительно невысоки. Повышаясь с ростом единичной мощности, давление пара достигло 6—7 МПа для энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000 [41].
В отдельных случаях в канальных реакторах осуществлялся ядерный перегрев пара (например, на Белоярской АЭС [65]). Это открыло возможность применения в блоке с такими реакторами серийных турбин К-100-90, однотипных с турбинами ТЭС.
схема энергоблока АЭС с водо-водяным энергетическим реактором
Рис. 1-2. Принципиальная схема энергоблока АЭС с водо-водяным энергетическим реактором
1 — реактор; 2 — компенсатор объема; 3 — главная задвижка; 4 — главный циркуляционный насос; 5 — парогенератор; 6 —турбина; 7 — сепаратор; 8 — промежуточный пароперегреватель; 9 — конденсатор; 10 — конденсатный насос; 11 — подогреватели низкого давления; 12 — деаэратор; 13 — питательный насос; 14 — подогреватели высокого давления; 15 — подпиточный насос; 16 — основной теплообменник; 17 — доохладитель; 18 — ионно-обменная установка

Особенности крупных паровых турбин.

Большие объемные расходы пара, характерные для мощных турбин ТЭС и особенно АЭС, а также промежуточный перегрев пара обусловили применение турбин с большим числом цилиндров, причем это число возрастало с увеличением единичной мощности. Так, турбина К-160-130 ХТЗ была выполнена двухцилиндровой, турбины К-200-130 ЛМЗ, К-300-240 ЛМЗ и ХТЗ — трехцилиндровыми, турбина К-500-240 ХТЗ — четырехцилиндровой, а одновальные турбины К-800-240-3 и К-1200-240 ЛМЗ — пятицилиндровыми.
Возрастание объемных расходов пара, обусловленное ростом единичной мощности, с одной стороны, повышает экономичность первых ступеней турбины вследствие увеличения высоты лопаток в цилиндре высокого давления (ЦВД), хотя по мере роста мощности это повышение становится все менее существенным, а с другой стороны, усложняет проектирование последних ступеней. Стремление повысить термический КПД цикла приводит к уменьшению абсолютного давления в конденсаторе до 0,003—0,0035 МПа, что в значительной мере увеличивает объемный расход пара последней ступенью. Для получения минимальных выходных потерь энергии необходима возможно большая ометаемая лопатками площадь. Она достигается, во-первых, увеличением длины лопатки и диаметра последней ступени, а во-вторых, увеличением числа параллельных потоков пара в части низкого давления (ЧНД). С этой целью возможно также применение двухъярусных лопаток. Число выходов пара для очень мощных турбин (прежде всего агрегатов АЭС) уже сейчас достигает восьми, и целесообразность дальнейшего увеличения их числа представляется сомнительной.
Максимальная длина лопатки последней ступени во многом определяется соображениями прочности. Вместе с тем проблема создания длинных лопаток не только прочностная, но и аэродинамическая. С увеличением относительной длины лопаток растет опасность отрыва потока в корневой области. Это серьезное препятствие на пути дальнейшего увеличения относительной длины лопаток. Современные методы проектирования позволяют избежать отрывов потока при расчетных режимах. При частичных же нагрузках в таких ступенях имеют место отрывы потока, охватывающие широкую область в корневой части рабочего колеса. Эти явления снижают экономичность последних ступеней, а также оказывают неблагоприятное влияние на вибрационную надежность колеса. Созданные отечественными заводами лопатки длиной 960— 1050 мм из нержавеющей стали и 1200 мм из титановых сплавов по своим прочностным и аэродинамическим характеристикам близки к предельным достижимым для быстроходных турбин.
С повышением окружной скорости рабочего колеса, обусловленным увеличением его диаметра и длины лопаток, возрастает опасность повышенной эрозии рабочих лопаток последней ступени. Особенно остро эта проблема стоит для влажнопаровых турбин АЭС [71]. В связи с отмеченным вновь стал предметом дискуссии вопрос о выборе угловой скорости. Этот вопрос применительно к агрегатам ТЭС уже был предметом дискуссии в 30-е годы. Зарубежные и некоторые отечественные специалисты того времени считали, что создание турбин мощностью 50 МВт и выше возможно только в тихоходном варианте (25 с-1). Успешный опыт создания на ЛΜЗ в предвоенные годы быстроходной (с угловой скоростью 50 с-1) турбины К-100-29 оказал решающее влияние на развитие отечественного и мирового турбостроения: с тех пор на несколько десятилетий угловая скорость 50 с-1 (3000 об/мин) стала преобладающей даже для самых мощных паровых турбин, вплоть до агрегатов мощностью 1200 МВт. Исключение составляли лишь страны, в которых принята частота электрического тока 60 Гц (США, Япония и др.).
В связи со сложностью проектирования длинных рабочих лопаток последних ступеней для угловой скорости 60 С-1 (3600 об/мин) в этих странах широкое распространение получили двухвальные турбины с быстроходным валом высокого давления и тихоходным (30 с-1) валом низкого давления, на котором располагают все цилиндры низкого давления (ЦНД).
В 70-е годы вновь возникла дискуссия по вопросу выбора угловой скорости применительно к турбинам для АЭС. Применяемым для них невысоким параметрам и низкому промежуточному перегреву соответствует большой удельный расход пара.
В быстроходных турбинах АЭС мощностью 500 МВт (турбина К-500-65 ХТЗ) при одном ЦВД число двухпоточных ЦНД достигает четырех. Еще совсем недавно эта мощность представлялась многим специалистам предельной для быстроходных влажнопаровых турбин. Стремлением открыть путь для дальнейшего повышения единичной мощности турбин, а также снизить их эрозионную опасность было обусловлено мнение ряда зарубежных и отечественных специалистов о необходимости перехода к тихоходным влажнопаровым турбинам с угловой скоростью 25 с-1 (1500 об/мин). В таком исполнении выпускается большинство мощных зарубежных турбин для АЭС, а также отечественные турбины К-500-60/1500 и К-1000-60/1500 ХТЗ [51]. Однако отмеченная позиция не была единственной. Параллельно с работами по созданию тихоходных турбин отечественными заводами велись интенсивные работы по проектированию быстроходных влажнопаровых турбин большой мощности, итогом которых явилось создание турбин К-750-65/3000 ХТЗ и К-1000-60/3000 ЛМЗ.
Параллельный выпуск двух вариантов (тихоходного и быстроходного) турбин примерно одной мощности можно считать оправданным как с точки зрения сегодняшней энергетики, так и особенно с позиций будущего [42, 33]. Каждый из вариантов имеет свои достоинства и недостатки. Тихоходные турбины при одном и том же уровне напряжений в последнем рабочем колесе и равном числе выходов пара теоретически могут развивать мощность в четыре раза большую, чем быстроходные. Тем самым открывается путь к дальнейшему повышению единичной мощности, что в перспективе может иметь важное значение для агрегатов не только АЭС, но и ТЭС. При том же уровне мощности, что и для быстроходных турбин, тихоходные турбины могут быть выполнены с меньшим числом ЦНД, меньшими напряжениями в последнем рабочем колесе, повышенной эрозионной стойкостью рабочих лопаток и меньшими выходными потерями кинетической энергии. Однако это достигается ценой увеличения металлоемкости и габаритов турбин, что создает трудности при их изготовлении и транспортировке. Отмеченными обстоятельствами определяется стремление применять быстроходные машины до предельной мощности, при которой можно гарантировать их безусловную надежность и конкурентоспособность по технико-экономическим показателям. По мнению автора, опыт и искусство конструкторов и использование ими новейших достижений науки и техники могут еще не раз отодвинуть в сторону повышения (кажущиеся сегодня предельными) мощности быстроходных турбин так же, как это неоднократно бывало в прошлом. Однако следует четко представлять, что каждый следующий шаг на этом пути будет достигаться все большим трудом и для сверхмощных турбин будущего может оказаться рациональным переход к тихоходным турбинам. Ведущееся сейчас соревнование между двумя направлениями в создании влажнопаровых турбин является серьезным стимулом для повышения качества как быстроходных, так и тихоходных турбин, побуждая конструкторов, отстаивающих свою точку зрения, изыскивать решения, наивыгоднейшие именно для этого класса машин и зачастую вовсе не очевидные с первого взгляда. Опыт и знания, накопленные сегодня в результате такого соревнования, помимо своего большого значения для современной энергетики, окажутся научным и техническим заделом для будущих этапов энергетики.



 
« Режим системы охлаждения генераторов на теплофикационных энергоблоках 250 МВт   Результаты внедрения разработок по повышению эффективности золоулавливания »
электрические сети