Режимы мощных паротурбинных установок - Особенности тепловых схем мощных энергоблоков

Повышение начальных параметров пара для энергоблоков ТЭС сопровождается увеличением температуры подогрева питательной воды. Это вызывало необходимость применения все более развитых схем регенерации. Если довоенные ПТУ на параметры пара 2,9 МПа, 673 К имели 3—4 ступени подогрева до температуры 423—438 К, то современные агрегаты сверхкритического давления имеют 8—9 ступеней регенеративного подогрева, обеспечивающие нагрев питательной воды до 533— 543 К и выше. На первой половине рассматриваемого этапа практически повсеместно использовались поверхностные подогреватели низкого давления (ПНД). В дальнейшем наметилась тенденция перехода к смешивающим ПНД, позволяющим ликвидировать недогрев конденсата в подогревателях и устранить обусловленные этим термодинамические потери [60].
Влажнопаровые турбины АЭС также имеют развитую систему регенерации [71]. Регенеративные схемы турбоустановок К-220-44, К-500-60/1500 и К-1000-60/1500, работающих в блоке с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000, включают в себя по 3—4 подогревателя низкого давления, 1 деаэратору и 3 подогревателя высокого давления (ПВД) и обеспечивают подогрев питательной воды до 496 К. Регенеративные схемы турбоустановок К-500-65/3000 и К-750-65/3000, работающих в блоке с реакторами РБМК-1000 и РБМК-1500, имеют большее число ПНД (до пяти), но в них отсутствуют ПВД: температура подогрева питательной воды при этом равна 438 К. Это вызвано технологическими особенностями реакторов [41]. Составными элементами тепловых схем турбоустановок АЭС являются сепараторы— промежуточные пароперегреватели (СПП), в которых производится сепарация пара, вышедшего из ЦВД, и паровой перегрев отсепарированного пара. Для большинства ПТУ применен двухступенчатый промперегрев. Греющим агентом первой ступени является пар, отобранный из промежуточной точки ЦВД, а второй ступени — свежий пар. В последнее время наметилась тенденция перехода к одноступенчатому промперегреву только свежим паром [3]. Конденсат греющего пара из СПП сливается в систему регенерации, где его теплота используется для подогрева питательной воды.
В рассматриваемый период существенные изменения претерпели тепловые схемы теплофикационных ПТУ. Исследованиями И. В. Васильева в ЦКТИ, Б. П. Таранова в КПИ, А. М. Леонкова в БПИ, Е. И. Бененсона и Д. П. Бузина на УТМЗ и других ученых [6, 10, 69] было показано, что для повышения экономической эффективности теплофикационных турбин целесообразен ступенчатый подогрев сетевой воды. Он предусмотрен во всех серийно выпускаемых с 50-х годов теплофикационных турбоустановках УТМЗ, а позднее и ЛМЗ. В конденсаторе организован специальный трубный пучок (так называемый встроенный пучок), охлаждаемый, как правило, подпиточной водой. На время отопительного сезона предусмотрено отключение циркуляционной воды и использование конденсатора в качестве подогревателя подпиточной воды, компенсирующей потери сетевой воды, с переводом его на ухудшенный вакуум. При этом за счет полного устранения потерь энергии в холодном источнике повышается тепловая экономичность турбоустановки.
В связи с тем что прямоточные котлы не могут работать при малых расходах пара, в тепловые схемы энергоблоков с прямоточными котлами были включены быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ), предназначенные для перепуска пара в конденсатор в обвод главной турбины при пусках блока, а также при сбросах нагрузки. В последнем случае БРОУ выполняют также функции защиты от чрезмерного повышения давления. При размещении промежуточного перегревателя в зоне умеренных температур конвективного газохода котла, когда надежная работа перегревателя могла быть обеспечена без его охлаждения паром, применялись однобайпасные схемы с направлением свежего пара через БРОУ прямо в конденсатор. Для некоторых типов котлов, где требовалось охлаждение промежуточного перегревателя, применялись двухбайпасные схемы, в которых предусматривалась установка дополнительных БРОУ для пропуска свежего пара в промежуточный перегреватель и из него в конденсатор. В отечественной энергетике наибольшее применение нашли однобайпасные схемы. В последнее время исследованиями ЦКТИ и ЛМЗ [62] выявлены серьезные преимущества двухбайпасных схем в сочетании с беспаровыми режимами в ЦВД для ускорения процесса пуска турбины. Вследствие этого можно ожидать расширения области применения двухбайпасных схем.
Быстродействующие редукционные установки с перепуском пара в обвод главной турбины в конденсатор (БРУ-К) или деаэратор (БРУ-Д) стали обязательными элементами тепловых схем энергоблоков АЭС, выполняя функции защиты парогенерирующей установки при сбросах нагрузки и в пусковых режимах [41].
С повышением параметров пара и единичной мощности турбоагрегатов сильно возросла мощность, затрачиваемая на привод питательных насосов. Так, суммарная мощность двух питательных насосов энергоблока 200 МВт составляет 4800 кВт, мощность питательного насоса энергоблока 300 МВт— 12000 кВт. Суммарная мощность двух питательных насосов блока 800 МВт достигает 36 МВт, а блока 1200 МВт — почти 50 МВт. Большое значение для мощных ПТУ приобрел вопрос о типе привода питательных насосов. Для установок ТЭС до 200 МВт применяется электропривод питательных насосов. Для более крупных блоков мощности и габариты насосов и электродвигателей становятся значительными. Начиная с некоторой мощности насоса привод его специальной турбиной обладает более высоким к. п. д., чем электродвигатель, с учетом как его собственного к. п. д., так и к. п. д. производства используемой в нем электрической энергии. В этих условиях экономически целесообразно использование турбопривода питательного насоса. Он применяется практически для всех блоков ТЭС мощностью выше 200 МВт.
В отечественных ПТУ для привода питательных насосов используются приводные турбины, получающие пар из нерегулируемых отборов главной турбины. Питательные насосы энергоблоков 300 МВт в нашей стране приводятся турбинами с противодавлением, пар из которых направляется в ПНД главной турбины. Для привода питательных насосов блоков 500, 800 (кроме двухвальной турбоустановки K-800-240-I) и 1200 МВт применяются конденсационные приводные турбины с отдельными конденсаторами. Такие приводные турбины уменьшают расход пара, проходящего через ЧНД главных турбин, и тем снижают выходные потери в главных турбинах. Для привода питательных насосов теплофикационных блоков применение конденсационного турбопривода нерационально, так как при этом возрастают конденсационный поток пара и связанные с ним потери в холодном источнике. Поэтому используют приводные турбины с противодавлением, пар после которых направляют в линии отборов из главной турбины к регенеративным или сетевым подогревателям.
Питательные насосы энергоблоков АЭС мощностью до 440 МВт имеют электропривод. Для блоков ВВЭР-1000 применен турбопривод питательных насосов с конденсационными приводными турбинами. Для блоков с реакторами типа РБМК, где недопустим даже кратковременный перерыв подачи питательной воды, сохранен электропривод питательных насосов [41].
Приводная турбина, получающая пар из регенеративных отборов главной турбины, становится составной частью тепловой схемы всей турбоустановки. Параметры пара перед приводной турбиной определяются режимом работы главной турбины. Эти обстоятельства необходимо учитывать при расчете тепловой схемы ПТУ и определении требований к точности расчета.
Следует четко представлять, что турбопривод питательного насоса благодаря своей особой роли в организации режимов работы блока во многом является его узким местом, элементом, ограничивающим технико-экономические показатели блока при том или ином режиме и даже саму осуществимость этого режима. Дело в том, что для нормальной работы питательного насоса при любом режиме потребляемая им мощность должна быть равна мощности, развиваемой его приводом. Между тем обе эти величины, знание которых необходимо конструктору, проектирующему привод питательного насоса, до начала проектирования, становятся известными ему более или менее достоверно лишь на заключительном этапе проектирования блока в целом.
Заданными величинами при проектировании нового блока являются мощность главной турбины и параметры пара перед нею и в конденсаторе. Точное значение расхода пара, определяющее расход питательной воды, становится известным лишь на заключительном этапе проектирования главной турбины и ее тепловой схемы. Тогда же становятся известными и истинные значения параметров пара, отбираемого для приводной турбины. Любое изменение, вносимое в процессе проектирования или эксплуатации по конструктивным или иным соображениям в проточную часть главной турбины или ее тепловую схему, неизбежно изменит в какой-то мере расход пара главной турбиной и параметры в точке отбора для приводной турбины. Мощность, потребляемая питательным насосом, определяется расходом питательной воды и давлением при выходе из насоса. Последнее же отличается от заданного давления пара перед турбиной на величину гидравлических сопротивлений ПВД, регулирующих питательных клапанов и пароводяного тракта котла. Точные значения этих гидравлических сопротивлений становятся известными в конце проектирования подогревателей, котла и системы трубопроводов. При обычно применяемой практике параллельного проектирования котла, турбины, питательного насоса и его привода различными конструкторскими бюро к началу проектирования приводной турбины лишь в первом приближении известны требуемая от нее мощность и параметры пара перед нею. Положение осложняется тем, что, как правило, одни и те же главная и приводная турбины предназначены для работы в блоках с разнотипными котлами, гидравлические характеристики которых могут существенно различаться, причем характеристики некоторых котлов к моменту проектирования приводной турбины вообще неизвестны.
Вследствие отмеченного одной и той же мощности главной турбины для разных блоков в общем случае соответствуют неодинаковые мощности питательных насосов. Это обстоятельство не имеет существенного значения, если для привода питательного насоса используется электродвигатель или вал главной турбины. Наличие в обоих случаях постороннего источника энергии с мощностью, значительно превосходящей мощность насоса, позволяет сравнительно просто компенсировать отклонения фактической мощности, потребляемой насосом, от ее расчетного значения.
Положение существенно изменяется, если для привода насоса используется специальная турбина, в которую направляется пар из нерегулируемого отбора главной турбины. Обычно допускаемые погрешности в определении параметров пара по проточной части главной турбины, не оказывающие заметного влияния на мощность самой главной турбины и ее технико-экономические показатели, могут существенно изменять мощность приводной турбины. Если фактические параметры пара в месте отбора при определенном режиме по каким-либо причинам окажутся ниже расчетных, а гидравлическое сопротивление пароводяного тракта больше расчетного и если при этом не предусмотрено достаточного запаса открытия регулирующих клапанов приводной турбины, то может оказаться, что питательный насос не в состоянии развить необходимое давление. В таком случае параметры перед приводной турбиной окажутся ниже расчетных, что снизит тепловую экономичность блока, а при больших отклонениях сделает тот или иной режим работы блока невозможным. Такая ситуация может возникнуть не только при максимальной нагрузке блока, но и при частичных нагрузках вследствие снижения параметров пара в месте отбора и изменения к. п. д. питательного насоса и приводной турбины. Поэтому необходимо производить с высокой точностью расчет оборудования блока в целом при различных режимах.
В последнее время для самых мощных энергоблоков начинает применяться также турбопривод дутьевых вентиляторов. В частности, такой привод применен для прямоточного котла блока 1200 МВт. Приводные турбины вентиляторов также становятся составной частью тепловой схемы блока. При их проектировании должны учитываться те же требования, что и при проектировании турбонасосов.