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

Полиблочный принцип регулирования - 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

Полиблоки с параллельным соединением турбоагрегатов. Значительную часть общей установленной мощности современных энергосистем все еще составляют агрегаты неблочных ТЭС, используемые преимущественно для покрытия полупиковых и пиковых нагрузок. Задача повышения тепловой экономичности таких агрегатов при переменных нагрузках по-прежнему остается актуальной. Один из возможных путей — управление совокупностью взаимосвязанных котлов, турбин и вспомогательного оборудования как единым энергетическим агрегатом [22]. Такой агрегат будем называть полиблоком. Полиблок может включать в себя как все агрегаты электростанции, так и какую-либо их часть. В последнем случае на станции может быть выделено несколько полиблоков. Полиблочный принцип может быть применен не только для работы на частичных нагрузках, но и в пусковых режимах [39].
Среди электростанций неблочного типа наиболее распространены станции с поперечными связями между котлами. Пар, генерируемый всеми котлами такой ТЭС, поступает в общий паропровод, откуда распределяется между турбинами. Традиционно считается, что единственный способ работы такой станции при переменных режимах — поддержание постоянного давления свежего пара и индивидуальное регулирование каждой турбины перемещением ее регулирующих клапанов. При таком подходе не могло быть и речи о повышении тепловой экономичности агрегатов неблочных ТЭС и улучшении их маневренных свойств за счет применения скользящего начального давления пара или комбинированных программ регулирования. Однако полиблочный принцип позволяет пересмотреть эту позицию, так как при этом открывается ранее ускользавшая из поля зрения специалистов возможность совместного регулирования всех турбин полиблока изменением давления в общем паропроводе при неизменном положении регулирующих клапанов турбин.
Турбины ТЭС с поперечными связями имеют, как правило, тепловое парораспределение. При блочной работе таких турбин для них в большинстве случаев, как показано выше, наиболее эффективна комбинированная программа регулирования давления свежего пара. Общее повышение тепловой экономичности блока при ней складывается из уменьшения затрат мощности на привод питательных насосов и термодинамического выигрыша от применения скользящего давления для части режимов. Рассмотрим эти составляющие применительно к полиблокам.
Полиблочный принцип открывает возможность сокращения затрат мощности на привод питательных насосов практически при любой программе регулирования полиблока.


Рис. 3-18. Характеристики сети и группы питательных электронасосов при полиблочном регулировании

Подавляющее большинство неблочных ТЭС оснащено питательными электронасосами, приводимыми нерегулируемыми асинхронными электродвигателями, обычно по два насоса на турбоустановку. Характеристики сети соответственно при постоянном и скользящем давлении определяются кривыми 1 и 2 на рис. 3-18.
При разделении станции на отдельные технологические блоки в каждом из них оказывается одна турбоустановка, обслуживаемая обычно двумя питательными электронасосами. При этом режимы работы питательных электронасосов при постоянном и скользящем давлении ничем не отличаются от рассмотренных в § 3-2 применительно к энергоблокам с электроприводом питательных насосов. Сокращение затрат мощности на привод питательных насосов может быть достигнуто лишь в узком диапазоне расходов питательной воды ∆G = G2—G1 (см. рис. 3-13).
Более полный выигрыш может быть достигнут при большем числе параллельно работающих питательных электронасосов. Кривой 3 на рис. 3-18 представлена характеристика одного питательного электронасоса, а кривыми 4, 5, 6 — характеристики соответственно двух, трех и четырех параллельно работающих насосов той же производительности. В рассматриваемом случае поочередным отключением насосов при постоянном давлении может быть реализована режимная характеристика ABCDEFK, а при скользящем — характеристика AB1C1D1E1F1M1K. Так как обе эти характеристики существенно ближе к характеристикам сети 1 и 2, в обоих случаях требуется значительно меньшее дросселирование в РПК. Сравнивая характеристики насосов при постоянном и скользящем давлении, легко убедиться, что за счет рассматриваемого ступенчатого регулирования производительности питательных насосов их поочередным отключением можно обеспечить уменьшение затрат мощности при скользящем давлении в широком диапазоне режимов. Лишь в узких диапазонах режимов АВ1, CD1, EF1, а также при расходах, где при постоянном давлении остается в работе один насос, отсутствует выигрыш в затратах мощности на привод питательных насосов от применения скользящего давления. Приближение характеристики насосов к характеристике сети 2, а следовательно, и уменьшение затрат мощности оказывается тем большим, чем большее число насосов работает параллельно.
Из сказанного следует, что совместное регулирование группы турбоагрегатов изменением давления пара в главном паропроводе, позволяя сократить затраты мощности на привод питательных насосов, открывает пути к повышению тепловой экономичности неблочных ТЭС. Для большего приближения характеристики фактической работы питательных насосов к характеристике сети 2 и большего выигрыша от ступенчатого регулирования насосов может оказаться целесообразной установка на электростанции одного насоса меньшей производительности с характеристикой 7. Его совместная работа с насосами полной производительности (кривые 8, 9, 10) позволяет реализовать характеристику AabcC1defE1ghmM1kl, получив за счет этого дополнительный выигрыш в затратах на собственные нужды. Еще больший эффект может дать регулирование угловой скорости одного из насосов в сочетании с поочередным отключением остальных нерегулируемых насосов. При этом может быть обеспечено минимальное дросселирование в РПК во всех режимах работы ТЭС. При комбинированном регулировании выигрыш в мощности питательных насосов за счет отмеченных факторов достигается не только в том диапазоне режимов, где турбоустановки работают при скользящем давлении, но и при более низких расходах пара вследствие работы с пониженным (по сравнению с номинальным) давлением свежего пара.
Отмеченные выше возможности сокращения затрат мощности на привод питательных насосов могут быть реализованы не только на неблочных электростанциях, но и на электростанциях с энергоблоками как перегретого, так и насыщенного пара, оснащенными питательными электронасосами. Это достигается соединением питательных магистралей отдельных энергоблоков, что позволяет осуществить ступенчатое регулирование питательных электронасосов их поочередным отключением при работе блоков как при постоянном, так и при скользящем давлении. Заметим, что при этом принцип блочности в главном не нарушается, так как поперечные связи по пару между блоками отсутствуют. Разгрузку блоков на скользящем давлении при таких полублочных схемах рационально проводить, одинаково изменяя давление свежего пара для всех энергоблоков, т. е. используя групповое регулирование энергоблоков.

Рис. 3-19. Уменьшение удельного расхода теплоты технологическим блоком δq при переводе его на комбинированное регулирование
1 - К-50-90-2; 2 — К-50-90-3; 3 —К-100-90-6; 4 — К-100-90-6 с регулируемыми питательными насосами; сплошные линии — работа при скользящем давлении с двумя открытыми регулирующими клапанами; штриховые — работа при скользящем давлении с одним открытым клапаном

Рис. 3-20. Зависимость к.п.д. группы турбоустановок с дроссельным парораспределением от суммарного расхода пара
Термодинамический выигрыш от применения комбинированной программы регулирования может быть получен при разделении станции на не связанные между собой технологические блоки. Природа получаемого при этом выигрыша вскрыта в § 3-2 и 3-3. Снижение удельных расходов теплоты для ряда отечественных турбоагрегатов мощностью 50—100 МВт, широко используемых на неблочных ТЭС, согласно выполненным в ЛПИ расчетам, приведено на рис. 3-19. Заметим, однако, что применительно к электростанции с несколькими одинаковыми технологическими блоками приведенный на графике выигрыш может достигаться лишь в предположении, что в обоих противопоставляемых случаях (постоянное давление и комбинированное регулирование) все агрегаты разгружаются в одинаковой мере. Однако по мере разгрузки станции при определенных режимах имеется возможность вывода части технологических блоков на режим холостого хода или на режим нагрузки собственных нужд. При этом оставшиеся блоки возвращаются к режимам больших нагрузок, где при комбинированной программе они работают с постоянным давлением. Поскольку такая возможность имеется и при работе станции на постоянном давлении без разделения на технологические блоки, в определенных, довольно широких диапазонах режимов вообще не достигается никакого выигрыша от такого разделения, при большинстве же других режимов выигрыш оказывается существенно меньше значений, приведенных на рис. 3-19, а эти значения могут достигаться лишь в очень узких диапазонах режимов. Выполним далее анализ работы полиблока.

В общем случае в состав полиблока входит z разнотипных турбин с сопловым парораспределением. Предположим, что номинальный режим работы i-й турбины обеспечивается полным открытием k ее независимых регулирующих клапанов. При этом первые два регулирующих клапана турбины, если они перемещаются одновременно, будем считать за один обобщенный. Суммарное число независимых обобщенных регулирующих клапанов всех турбин полиблокаВ частном случае, когда все турбины имеют одинаковое число регулирующих клапанов, k = kiz.
Изменение к.п.д. турбоустановки с сопловым парораспределением в зависимости от расхода пара G в качестве примера приведено на рис. 2-15 (кривая 3). Для сравнения рассмотрим гипотетическую совокупность k, турбоустановок с дроссельным парораспределением. Пусть номинальные расходы пара этими турбоустановками равны расходам пара соответствующими клапанами турбины с сопловым парораспределением, а к.п.д. каждой из турбоустановок при ее номинальном режиме равен к.п.д. турбоустановки с сопловым парораспределением при номинальном режиме последней ηном. Характеристики каждой из турбоустановок с дроссельным парораспределением примем соответствующими линиями 1,2,3 на рис. 3-20.
На практике наиболее широко применяется одновременное пропорциональное изменение мощности турбин с дроссельным парораспределением. Характеристика совокупности турбоустановок при этом изображена линией 4. Принципиально возможно последовательное изменение мощности турбин, когда начиная от номинального режима всей группы сначала разгружается последняя турбина, а остальные продолжают работать в номинальном режиме. Когда эта турбина достигнет холостого хода или нагрузки собственных нужд, ее оставляют в таком режиме, а производят разгрузку следующей и т. д. Характеристика совокупности турбоустановок при последовательном изменении их мощности изображена ломаной линией Ofabcd. Представленное отрезками bb' и ff' снижение к.п.д. совокупности агрегатов при расходах G2 и G1 по сравнению с теми значениями, которые имели бы на этих режимах изолированные турбины, обусловлено потерями холостого хода в разгруженных турбинах. Соответствующее участкам fa и bс снижение к.п.д. при начале нагружения следующей машины определяется тем, что ее мощность вырабатывается с весьма низким к. п. д.
Характеристика Ofabcd совокупности турбоустановок с дроссельным парораспределением и по форме, и по существу протекающих в турбинах рабочих процессов идентична приведенной на рис. 2-15 (кривая 3) характеристике турбоустановки с сопловым парораспределением. Это дает право сделать заключение, что турбоустановку с сопловым парораспределением можно приближенно считать эквивалентной совокупности турбоустановок с дроссельным парораспределением, поток пара через каждую из которых соответствует потоку пара через тот или иной регулирующий клапан исходной турбоустановки с сопловым парораспределением. Приближенность такого эквивалентирования определяется некоторым отличием условий работы турбин. В турбине с сопловым парораспределением имеется взаимное влияние потоков пара, прошедших разные клапаны, обусловленное тем, что при перемещении какого-либо из регулирующих клапанов изменяется давление в камере за регулирующей ступенью. С одной стороны, это изменяет перепад энтальпии и к. п. д. регулирующей ступени для потоков пара, прошедших остальные клапаны, положение которых не изменялось. С другой стороны, вследствие отмеченного изменения давления при докритическом течении в регулирующей ступени принципиально возможно определенное изменение расхода пара неперемещавшимися клапанами. В турбинах же с дроссельным парораспределением потоки пара не влияют друг на друга. Отмеченная нестрогость эквивалентирования обычно не имеет принципиального значения, по крайней мере для качественных оценок.
На основании изложенного рассматриваемый полиблок, включающий в себя г произвольных турбин, i-я из которых имеет ki независимых регулирующих клапанов, можно считать эквивалентным либо одной турбине с сопловым парораспределением, имеющей число регулирующих клапанов, либо совокупности k параллельно работающих турбин с дроссельным парораспределением. Обоснованные выше эквивалентные преобразования структуры полиблока могут упростить оптимизацию его режимов и выработку рациональной программы управления.
Используя применительно к совокупности параллельно работающих эквивалентных турбоустановок с дроссельным парораспределением, к которым может быть сведен полиблок, существующие методы оптимального распределения нагрузок, например метод относительных приростов, несложно показать, что при поддержании постоянным начального давления пара наименьшее снижение общей тепловой экономичности полиблока при его разгрузке в окрестности номинального режима всех входящих в полиблок агрегатов дает одновременное прикрытие всех регулирующих клапанов, производимое так, чтобы при каждом равновесном режиме все эквивалентные турбоустановки имели одинаковый относительный прирост расхода теплоты или топлива. Однако параллельное прикрытие всех регулирующих клапанов целесообразно проводить лишь до значения мощности (или расхода пара), соответствующего точке b на рис. 3-20. Эта мощность может быть обеспечена двумя способами: либо одновременным частичным прикрытием всех регулирующих
клапанов полиблока, либо полным закрытием одного из них при полностью открытых остальных клапанах. Как следует из рис. 3-20, устранение дросселирования в частично открытых клапанах в последнем случае повышает суммарную экономичность совокупности агрегатов.
Поэтому при мощности, соответствующей точке b (более точно — точке пересечения кривой 4 с линией Ofabcd), следует прикрыть один из регулирующих клапанов, полностью открыв все остальные. Дальнейшее снижение мощности предлагается производить одновременным прикрытием всех оставшихся клапанов турбин до того значения мощности, при котором можно полностью закрыть регулирующий клапан следующей турбины. Закрыв этот клапан, следует полностью открыть все остальные клапаны, после чего снова снижать мощность их параллельным прикрытием. Такую последовательность следует повторять вплоть до режима, которому соответствует граница перехода всеми входящими в полиблок турбинами от соплового парораспределения к дроссельному (по два полностью открытых регулирующих клапана при их параллельном приводе или по одному при последовательном и полностью закрытых остальных регулирующих клапанах). Дальнейшую разгрузку полиблока, начиная от этого режима, при постоянном давлении рационально проводить одновременным прикрытием регулирующих клапанов всех турбин до суммарного расхода пара, при котором можно перевести одну из турбин в режим холостого хода или в режим нагрузки собственных нужд (а в случае ограничения длительности таких режимов — на нагрузку технического минимума), вернув частично прикрытые регулирующие клапаны остальных турбин к исходному положению. Затем такая последовательность действий повторяется для каждой турбины.
Однако получаемая при такой последовательности разгрузки тепловая экономичность не является максимальной достижимой для полиблока. Как показано выше, вся совокупность турбин, имеющих реальное сопловое парораспределение, эквивалентными структурными преобразованиями сводится к совокупности параллельно включенных турбин с дроссельным парораспределением, каждая из которых соответствует потоку пара, прошедшему через тот или иной регулирующий клапан. Для турбоустановки же с дроссельным парораспределением наивысшую тепловую экономичность обеспечивает работа при скользящем давлении. Поэтому на том или ином этапе приведенной выше последовательности действий целесообразно разгружать полиблок не прикрытием регулирующих клапанов турбин при неизменном начальном давлении пара, а понижением давления перед всеми турбинами в общем паропроводе, сохраняя неизменным положение регулирующих клапанов. При этом повышается экономичность каждой из эквивалентных турбоустановок с дроссельным парораспределением.

В связи с отмеченным можно в качестве оптимальной peкомендовать следующую программу управления полиблоком. Начиная от номинального режима, разгрузку полиблока следует проводить, понижая давление пара в общем паропроводе при номинальном открытии регулирующих клапанов всех турбин вплоть до давления, при котором расход пара полиблоком будет равен расходу при номинальном давлении в случае одного полностью закрытого регулирующего клапана. При этом режиме целесообразно закрыть один регулирующий клапан какой-либо из турбин полиблока, восстановив номинальное давление свежего пара. Дальнейшую разгрузку полиблока следует проводить понижением давления до уровня, при котором можно закрыть регулирующий клапан следующей турбины. Эту последовательность действий следует повторять, в итоге переводя полиблок к режиму, соответствующему границе перехода всех турбин от соплового парораспределения к дроссельному. Следует заметить, что выигрыш от применения скользящего давления на предшествующем этому режиму этапе разгрузки сравнительно невелик, поскольку невелика пропускная способность соответствующих регулирующих клапанов и потери энергии, обусловленные дросселированием в них при постоянном давлении. Поэтому в указанном диапазоне режимов (от номинального до границы перехода к дроссельному парораспределению) может быть допущена работа при постоянном давлении.
Положение существенно меняется на более низких нагрузках, где парораспределение турбин становится чисто дроссельным. В этом диапазоне режимов (от границы перехода к дроссельному парораспределению до нагрузки, определяемой минимальным допустимым давлением по условиям надежности работы котлов с учетом возможности отключения части из них) целесообразно ступенчатое управление полиблоком: разгрузка понижением давления в общем паропроводе до режима, при котором на холостой ход или нагрузку собственных нужд может быть переведена одна из турбин; при этой нагрузке давление пара повышают до номинального; далее — следующий цикл снижения давления и т. д.
Сочетание термодинамического выигрыша от применения скользящего давления с уменьшением затрат мощности на привод питательных насосов за счет их ступенчатого регулирования позволяет оптимизацией программы управления обеспечить существенное повышение тепловой экономичности конденсационных ПТУ в результате применения полиблочного принципа работы. На рис. 3-21 в качестве примера приведены результаты выполненных в ЛПИ расчетов удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии станцией, состоящей из пяти турбин К-100-90, при полиблочном принципе работы и оптимальной программе управления по сравнению с раздельной работой агрегатов.
Рис. 3-21. Относительное уменьшение удельного расхода теплоты δq при полиблочном регулировании

Сплошные линии: все питательные насосы нерегулируемые. штриховые — один из насосов регулируемый
Как следует из графика, полиблочный принцип в сочетании со скользящим давлением позволяет снизить удельный расход теплоты по электростанции в целом практически при всех значениях суммарной электрической мощности, меньших 350 МВт, на 0,5—1,5%. Ступеньки на графике соответствуют либо режимам вывода одной из турбин на холостой ход, либо режимам отключения одного из питательных насосов. Применение хотя бы одного на всю станцию регулируемого питательного насоса дает возможность еще большего (до 2,5 %) повышения тепловой экономичности при низких нагрузках.
Полиблоки с последовательным соединением турбоагрегатов. Полиблок этого типа (рис. 3-22) представляет собой совокупность головной (предвключенной) турбины с хвостовой, получающей пар, отработавший в головной турбине. Головная турбина всегда выполняется с противодавлением; в качестве хвостовых могут быть применены турбины типов К, Т, ПТ и др. Такого рода сочетания агрегатов чаще всего получаются при модернизации ТЭС низких параметров (среднего давления) с целью повышения их экономичности путем надстройки ТЭС предвключенными турбинами более высоких параметров с частичным или полным демонтажом котлов среднего давления. При надстройке система регенерации чаще всего остается такой же, как у хвостовой турбины. В некоторых случаях устанавливается дополнительный подогреватель высокого давления, питаемый паром из выхлопного патрубка предвключенной турбины. Хвостовые турбины имеют чаще сопловое парораспределение, однако довольно широко распространены также турбины с дроссельным парораспределением. Хвостовая часть ТЭС может быть представлена как одной турбиной, так и совокупностью параллельно работающих турбин, получающих пар из общего паропровода.
Надстройка предвключенными турбинами осуществляет продольную связь между очередями ТЭС, имеющими различные параметры пара; внутри каждой из этих очередей могут иметься свои поперечные связи. Для таких ТЭС чаще всего применяют изолированное управление каждой из турбин, осуществляемое перемещением регулирующих клапанов головных и хвостовых турбин при сохранении постоянных давлений пара перед головной турбиной и за нею.


Рис. 3-22. Принципиальная схема полиблока с последовательным соединением турбин
КСД — котел среднего давления; КВД — котел высокого давления; ГТ — головная турбина; XT - хвостовая турбина; Кн —конденсатор; ПНД — подогреватель низкого давления; ПВД — подогреватель высокого давления; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос; Д — деаэратор


Рис. 3-23. Процессы расширения пара в головной и хвостовой турбинах
Ро и p1 — давления перед регулирующими клапанами головной турбины и за ними; рх и р'χ—давления перед регулирующими клапанами хвостовой турбины и за ними; рz -давление после хвостовой турбины

Это объясняется тем, что в качестве предвключенных используются серийные турбины с противодавлением, выпускаемые главным образом для снабжения тепловых потребителей (чаще всего производственных) паром заданных параметров. Поэтому системы регулирования таких турбин поддерживают противодавление постоянным.
На рис. 3-23 линией 12345 представлен на is-диаграмме процесс расширения пара в проточной части головной и хвостовой турбин с дроссельным парораспределением у последней при частичной нагрузке. При этом хвостовая турбина, давление перед которой поддерживается постоянным, работает со значительным дросселированием в регулирующих клапанах (линия 34), в результате чего существенно уменьшаются располагаемый и использованный перепады энтальпии, а следовательно, и тепловая экономичность всего комплекса.
Если же рассматривать весь комплекс как единый энергетический агрегат и применить для него полиблочный принцип регулирования, отказавшись от поддержания постоянного противодавления за головной турбиной и перейдя к регулированию хвостовой турбины скользящим давлением пара перед нею при полностью открытых ее регулирующих клапанах (или, что то же самое, скользящим противодавлением за головной турбиной), то вследствие устранения дросселирования пара в клапанах хвостовой турбины процесс расширения 23'4'5' сместится по is-диаграмме влево, а использованный перепад энтальпии всего комплекса возрастет на величину ∆Н. Вследствие отмеченного полиблочное регулирование повышает тепловую экономичность комплекса при частичных нагрузках.
Для головных турбин, обычно имеющих сопловое парораспределение, целесообразна комбинированная программа регулирования. За счет этого может быть достигнуто дополнительное снижение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии, примерно такое же, как для обычных турбоустановок тех же начальных параметров пара (обычно равных 8,8 МПа) (см. рис. 3-19).
Заметим, что экономичность в ряде случаев может быть повышена не только при частичных нагрузках, но и при максимальной мощности всего комплекса. Это обусловлено тем, что при надстройке электростанций не всегда точно согласовываются между собой максимальные расходы пара головными и хвостовыми турбинами. Если максимальный расход пара головной турбиной меньше, чем хвостовой, и нет дополнительных источников пара, то при максимальном режиме головной турбины хвостовая при изолированном регулировании турбин работает с частично прикрытыми клапанами и неизбежным дросселированием в них. Полное открытие клапанов хвостовой турбины с одновременным понижением давления перед нею повышает экономичность комплекса. Чтобы при этом не перегрузить головную турбину из-за увеличения перепада давлений в ней, одновременно со снижением противодавления может оказаться необходимым определенное снижение давления перед этой турбиной.
Если же в рассматриваемом случае имеется дополнительный источник пара в виде котла среднего давления, то за счет вырабатываемого им пара можно обеспечить номинальный режим хвостовой турбины и благодаря этому при номинальном режиме комплекса избежать потерь от дросселирования пара в регулирующих клапанах хвостовой турбины. Однако значительная часть мощности при этом вырабатывается по низкопотенциальному циклу, что снижает тепловую экономичность всего комплекса. Для разгрузки такого комплекса рационально уменьшать выработку электроэнергии паром низкого потенциала, уменьшая в первую очередь паропроизводительность котлов среднего давления и одновременно понижая давление пара перед хвостовой турбиной. При этом тепловая экономичность полиблока может заметно возрастать по сравнению с его номинальным режимом. После остановки котлов среднего давления дальнейшую разгрузку следует вести одновременным уменьшением мощности головной и хвостовой турбин, избирая оптимальную для каждой из них программу регулирования.

Если хвостовая турбина выполнена с сопловым парораспределением, то давление перед нею наиболее рационально изменять, используя комбинированное регулирование (поддержание постоянного давления при разгрузке до режима, соответствующего точке перехода от соплового парораспределения к дроссельному, и регулирование скользящим давлением при более низких нагрузках).
Таким образом, полиблочное регулирование как с параллельным, так и с последовательным соединением турбоагрегатов является эффективным средством повышения тепловой экономичности и улучшения маневренных характеристик тепловых электростанций. Полученные выше теоретические выводы подтверждены экспериментами, проведенными ЛПИ на ряде электростанций, и опытно-промышленной эксплуатацией их в течение нескольких лет.



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