Рассмотренные выше способы разгрузки теплофикационных турбин в режимах ТР и ТПР связаны с уменьшением количества теплоты, вырабатываемой сетевыми подогревателями ПТУ, и с передачей выработки недостающего количества теплоты постороннему источнику — ПВК или ДСП. Обусловленного этим увеличения доли тепловой энергии, вырабатываемой не по комбинированной, а по раздельной схеме, в определенных диапазонах нагрузок ПТУ можно избежать, применив предложенный ЛПИ метод скользящего противодавления [56].
Значительная часть агрегатов с одноступенчатым подогревом сетевой воды в отопительный период работает с ухудшенным вакуумом в конденсаторе, используемом при этом для подогрева сетевой воды. Регулирующая диафрагма 3 части низкого давления 4 (рис. 5-22, а) при этом полностью открыта, что обеспечивает максимальный подогрев сетевой воды в конденсаторе и наивысшую удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении [10]. Суммарная тепловая нагрузка ПТУ и электрическая мощность турбины при этом будут
(5-U)
где Gа и Gz — соответственно расходы пара, поступающего в сетевой подогреватель и в конденсатор; Gi — расход пара, поступающего в i-й регенеративный подогреватель; ia и iz— энтальпия пара, поступающего соответственно в сетевой подогреватель и конденсатор; i'a и i'z—энтальпия конденсата греющего пара в сетевом подогревателе и в конденсаторе; i0 — энтальпия свежего пара; Hi — перепад энтальпии от паровпускной части до камеры i'-гo отбора.
Рис. 5-22. Схемы включения обводных линий: a—ПТУ с одним сетевым подогревателем; б — ПТУ с двумя сетевыми подогревателями
1— регулирующие клапаны ЧВД; 2 — ЧВД; 3 — поворотная диафрагма ЧНД; 4 — ЧНД; 5 — регулирующий клапан; 6 — обводные клапаны; 7 — конденсатор; 8, 10, 11 — обводные линии; 9, 12 — сетевые подогреватели; 13 — ЧСД
Если направить часть сетевой воды по обводной линии 8 мимо конденсатора, то вследствие уменьшения отвода теплоты от поступающего в конденсатор пара повысится давление рz в нем. Легко убедиться, что в широком диапазоне давлений ра и рz разности ia—ia и iz—iz остаются практически неизменными. В таком случае из первого уравнения (5-11) следует, что с повышением противодавления рz происходит при неизменной тепловой нагрузке Qот перераспределение нагрузок между конденсатором 7 и сетевым подогревателем 9, но при этом сохраняется практически неизменной сумма расходов пара Ga+Gz. При поддержании постоянного давления ра в камере отбора это перераспределение нагрузок не сказывается на системе РППВ. Вторая из формул (5-11) может быть переписана в виде: N = (Ga + Gz)(i0—ia) + Gz(ia—iz) + ΣGiHi. Здесь первое и третье слагаемые не зависят от противодавления рz. Второе же слагаемое с повышением рz уменьшается, поскольку уменьшается и расход Gz, и перепад энтальпии ЧНД ta—iz. Таким образом, скользящее противодавление позволяет изменять мощность турбины N, сохраняя неизменной тепловую нагрузку Qот· Попутно отметим, что этот вывод открывает принципиальную возможность создания теплофикационной турбины, предназначенной для работы в режимах ТПР и регулируемой одновременным изменением начального и конечного давлений пара без дросселирования при всех режимах по тракту от котла до конденсатора. При специальном проектировании, безусловно, может быть решена задача создания конденсатора и ЦНД для работы при большом изменении давления.
Для существующих турбоустановок глубина разгрузки турбин ограничивается предельным повышением давления pz, допустимым по условиям надежности работы лопаток последних ступеней. Поэтому предпочтительным для турбоустановок рассматриваемого типа (рис. 5-22, а) при работе их в режимах ТПР представляется снижение мощности турбины путем прикрытия регулирующей диафрагмы 3. При этом давление р в конденсаторе понижается с уменьшением мощности, вследствие чего не возникает затруднений, связанных с обеспечением надежности ЦНД. При этом возможна разгрузка турбины на величину мощности ЧНД.
При работе турбоустановки, изображенной на рис. 5-22, а, в режимах ТР с охлаждением конденсатора циркуляционной водой поворотная диафрагма 3 полностью закрыта. При этом ЧНД работает с незначительным вентиляционным расходом пара. Весь подогрев сетевой воды производится в сетевом подогревателе 9; при этом количество отпущенной теплоты Qот =Gа(iа—i'а). Если пренебречь пропуском пара в конденсатор, то ЧВД 2 турбины можно рассматривать как работающую в режиме ТПР конденсационную турбину, конденсатором для которой является сетевой подогреватель 9. Как и в рассмотренном выше случае, возможно регулирование ЧВД методом скользящего противодавления в сетевом подогревателе (скользящего давления в камере регулируемого отбора). Направляя часть сетевой воды помимо подогревателя 9 по обводной линии 10, можно регулировать противодавление ра. Так как разность ia—i'a в первом приближении можно считать не зависящей от давления ра, то при неизменном расходе греющего пара Ga не будет изменяться количество теплоты Qот, передаваемое греющим паром сетевой воде. Поскольку подогреватель 9 работает с уменьшенным расходом сетевой воды, повысится ее температура при выходе из подогревателя. Поскольку Qот не изменяется, после смешения этого потока сетевой воды с потоком, прошедшим по обводной линии 10, восстановится исходная температура сетевой воды Тс, направляемой потребителю. По мере увеличения противодавления ра уменьшается перепад энтальпии ЧВД, вследствие чего уменьшается мощность, вырабатываемая этим потоком. Одновременно повышаются также давление и энтальпия пара в камерах регенеративных отборов, вследствие чего уменьшается расход пара Gi регенеративными подогревателями. На эту величину прикрытием регулирующих клапанов ЧВД следует сократить общий расход пара турбиной. Уменьшение расходов пара регенеративными подогревателями Gi и использованных этим паром перепадов энтальпии Hi дает дополнительное снижение мощности турбины.
Рис. 5-23. Сравнение суммарных расходов топлива при разных способах разгрузки теплофикационных турбин:
1 — схема с ДСП; 2 — схема с ПВК; 3 — работа со скользящим противодавлением
Заметим, что в рассматриваемом случае обвод сетевых подогревателей используется для достижения цели, противоположной той, для которой он применялся при способе ЕПД, рассмотренном в предыдущем
параграфе. Направление части сетевой воды в обвод сетевого подогревателя может быть использовано и для уменьшения электрической мощности турбин с противодавлением, если пар после них используется для теплофикации (кривая 3 на рис. 5-23).
Прикрытие поворотной диафрагмы турбины, работающей в режимах ТПР, также целесообразно сочетать с направлением части сетевой воды в обвод сетевого подогревателя.
Условия работы ЧВД турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды (рис. 5-22, б) в режимах ТР и ТПР не имеют принципиальных отличий от аналогичных условий работы турбин с одноступенчатым подогревом. Для этого класса турбоустановок также оказывается эффективной работа при скользящем противодавлении в камере верхнего отопительного отбора рав за счет обвода сетевых подогревателей. При этом может быть достигнута большая гибкость в распределении тепловых нагрузок между сетевыми подогревателями 9 и 12: либо одновременным обводом обоих подогревателей по обводной линии 8, либо индивидуальным обводом каждого из подогревателей по обводным линиям 10 и 11, либо сочетанием общего обвода по линии 8 с обводом одного из подогревателей. В отдельных случаях можно ограничиться обводом какого-либо одного подогревателя.
Метод скользящего давления в теплофикационных отборах за счет обвода сетевых подогревателей может быть применен также в режимах ТК, например для регулирования тепловой нагрузки влажнопаровых турбоустановок, в которых для подогрева сетевой воды используется пар из отборов конденсационных турбин (турбин типа КТ) без применения за этими отборами специальных регулирующих органов [9].
Кривыми 2 и 3 на рис. 5-19 представлены расчетные значения глубины относительного снижения мощности δN турбин Т-250-240 и Т-100-130, той предельной для каждого исходного давления в камере верхнего отбора рав, которая может быть достигнута при одновременном обводе обоих подогревателей. Сочетанием его с дополнительным обводом верхнего подогревателя за счет перераспределения потоков греющего пара между подогревателями может быть достигнуто еще некоторое увеличение глубины разгрузки. При расчетах предполагалось, что турбины работают с подогревом подпиточной воды во встроенных пучках конденсаторов. Глубина снижения мощности ограничивалась предельными максимальными давлениями в верхнем отборе (0,245 МПа для турбины Т-100-130 и 0,196 МПа для турбины Т-250-240), определенными заводом-изготовителем. Поскольку, как показано в работе [10], даже при самых низких температурах наружного воздуха расчетное давление в верхнем отборе при обычно принимаемом коэффициенте теплофикации превышает 0,12—0,15 МПа, то практически на протяжении всего отопительного периода электрическая мощность теплофикационных ПТУ, работающих по тепловому графику, может быть снижена на 18—25% без уменьшения количества отпускаемой теплоты (см. рис. 5-19). Полученные выше результаты подтверждены проведенными в ЛПИ испытаниями турбин Т-25-90 и Т-100-130.
Дополнительное повышение маневренности теплофикационных ПТУ в режимах ТР и ТПР может быть связано с сочетанием метода скользящего противодавления с работой при переменной степени регенерации. Обоснование применимости последнего способа для разгрузки турбин выполнено исследованиями В. П. Безлепкина в ЛПИ. Отключив частично или полностью регенеративные подогреватели высокого давления, можно за счет устранения потоков направляемого к ним пара соответственно сократить расход свежего пара и уменьшить мощность турбины. Заметим, что при режимах ТР и ТПР отключение ПВД не снижает тепловой экономичности турбоустановки, так как к.п.д. выработки электроэнергии теплофикационным потоком пара независимо от того, включена регенерация или нет, равен единице. Выполненными в ЛПИ расчетными и экспериментальными исследованиями показано, что за счет отключения ПВД глубина разгрузки турбины может быть увеличена в зависимости от исходного режима на 5—12 %.
Сравнение разных методов разгрузки. При выборе того или иного метода снижения электрической мощности теплофикационных турбин, работающих по тепловому графику, определяющими критериями являются простота реализации в условиях конкретной ТЭЦ, достигаемый регулировочный диапазон и показатели тепловой экономичности. Последние играют существенную роль при оценке каждого из этих методов, так как при выбранном методе турбина будет работать в ночные часы и выходные дни в течение значительной части отопительного периода.
Рассматриваемые специфические условия работы теплофикационных ПТУ выходят за пределы применимости нормативных показателей тепловой экономичности (q и Э). Эти показатели ориентированы на выполнение паротурбинной установкой требований теплового потребителя при выработке недостающей части электрической энергии на замещающих конденсационных электростанциях. В рассматриваемом же случае речь идет о заданной электрической мощности, которая не должна быть превышена при возможной недовыработке тепловой энергии с компенсацией за счет замещающих источников теплоты. В этих условиях некритическое использование показателя Э может приводить к принципиально неверным выводам. Так, при уменьшении выработки теплоты Qот сетевыми подогревателями значение Э оказывается выше, чем в том случае, когда снижение мощности происходит без сокращения Qот. Однако неверным было бы утверждение, что увеличение доли раздельной выработки тепловой энергии повышает тепловую экономичность ТЭЦ.
Поэтому для рассматриваемых специфических режимов, по мнению автора, в качестве показателя тепловой экономичности следует выбрать суммарный расход теплоты на турбоустановку и замещающий источник теплоты, а в тех случаях, когда для них используются различные виды топлива, — суммарную стоимость топлива.
Несомненным достоинством метода разгрузки с включением ДСП (см. рис. 5-21) по сравнению со всеми другими рассмотренными методами является большая глубина разгрузки. Этот метод может быть эффективно реализован при проектировании и сооружении новых ТЭЦ. Его применение на действующих ТЭЦ связано с необходимостью серьезной модернизации, обусловленной созданием и установкой дополнительных подогревателей и РОУ, рассчитанных на номинальный расход пара турбины, а также с организацией системы пропуска пара через ЦВД для его охлаждения в режимах с малыми расходами. В связи с отмеченным создание за счет этого способа требуемых для энергосистем маневренных мощностей в результате как строительства новых ТЭЦ, так и модернизации ранее сооруженных потребует значительного времени и дополнительных капитальных затрат. Поэтому, добиваясь скорейшего применения этого способа, следует наряду с ним применять и другие, позволяющие более быстро продвинуть решение задачи маневрирования электрической мощностью ТЭЦ хотя бы в ограниченной мере.
Без модернизации оборудования он может быть использован на ТЭЦ, где вместо ПВК применены пиковые бойлеры, но это даст меньшую глубину разгрузки.
Использование ПВК для компенсации недовыработки тепловой энергии основными сетевыми подогревателями не требует никакой модернизации ТЭЦ. При этом способе разгрузки производство части отпускаемой потребителю тепловой энергии с основного котла передается ПВК. Расчетные значения к.п.д. брутто пиковых водогрейных котлов составляют 90—91 % для котлов, работающих на газе, 86—89 % — на мазуте, 79—82 %— на твердом топливе. Так как эти значения существенно ниже, чем у основных котлов, рассматриваемый способ приводит к перерасходу топлива по сравнению с остальными двумя способами, при которых вся исходная выработка отпускаемой теплоты при разгрузке турбины сохраняется за основными котлами (рис. 5-23). Следует также иметь в виду, что большинство ПВК предназначено для работы на жидком или газообразном топливе. Если основные котлы ТЭЦ работают на твердом топливе, то при этом передача части выработки тепловой энергии с основных котлов на ПВК сопровождается заменой части расхода твердого топлива на дефицитное жидкое или газообразное. В течение той части отопительного периода, когда без разгрузки ПТУ работают с отключенными ПВК (время, соответствующее разности абсцисс точек с и d на рис. 5-17), при использовании рассматриваемого способа необходим пуск ПВК на каждую ночь с остановкой утром. Это сопровождается дополнительными пусковыми затратами топлива.
Рис. 5-24. Зависимость глубины снижения мощности ΔN турбины Т-250/300-240 при комбинированном способе изменения мощности
Для реализации способа скользящего противодавления (скользящего давления в камере регулируемого отбора) также не требуется модернизации ТЭЦ, поскольку основные сетевые подогреватели оборудованы обводными линиями. Поэтому способ может быть быстро применен на большом числе электростанций. Обводные линии находятся в постоянной готовности к немедленному включению, что существенно облегчает работу эксплуатационного персонала по сравнению с двумя предыдущими способами, для реализации которых необходим пуск ПВК или прогрев ДСП и паропровода, подводящего к нему пар. При работе турбины в режимах ТПР способ скользящего противодавления является наиболее экономичным из всех сравниваемых (см. рис. 5-23). В режимах ТР при уменьшении мощности повышается давление перед поворотной диафрагмой, что при полностью закрытой диафрагме увеличивает пропуск пара в конденсатор и связанные с ним потери энергии. В схеме же с ДСП при уменьшении мощности понижается давление в нижнем отборе из-за принудительной разгрузки сетевых подогревателей. При этом пропуск пара в конденсатор уменьшается. С помощью специальных уплотнений поворотных диафрагм [6, 73], характеристики которых приведены на рис. 5-7, можно существенно сократить протечки пара в конденсатор. В этом случае способ скользящего противодавления при режимах ТР, по меньшей мере, окажется равноценным по тепловой экономичности способу с ДСП. Конечно, диапазон регулирования мощности за счет скользящего противодавления ограничен. При проектировании новых турбин его можно существенно расширить, увеличив диапазон изменения давления в верхнем отборе.
Для широкой практической реализации способов с использованием ДСП и скользящего противодавления, безусловно, потребуется разработка автоматических систем управления клапанами РОУ или клапанами обводных линий, входящих составной частью в общую систему регулирования турбины.
Оценивая перспективы рассмотренных способов, следует подчеркнуть, что в условиях общей нехватки маневренных мощностей, по мнению автора, речь должна идти не о противопоставлении, а о рациональном сочетании всех способов разгрузки ТЭЦ.
Свое место в числе этих способов, помимо рассмотренных выше, могут найти также схемы с тепловыми аккумуляторами, позволяющие обойтись хотя бы в ограниченном диапазоне без интегрального уменьшения выработки электроэнергии на тепловом потреблении, и схемы с электробойлерами или с электрическими водогрейными котлами.
Комбинированный способ уменьшения электрической мощности теплофикационных турбин. Как отмечалось выше, одним из факторов, серьезно ограничивающих маневренные возможности ПТУ при передаче тепловой нагрузки на ПВК, является минимальное допустимое давление р в камере регулируемого отбора. Одновременно уменьшая расход пара турбиной и направляя сетевую воду в обвод сетевых подогревателей, можно при всех режимах поддерживать давление в регулируемом отборе на уровне не ниже минимального допустимого. Глубина снижения мощности при таких условиях будет ограничиваться либо условиями загрузки ПВК, либо минимальной паропроизводительностью основного котла. Снятие ограничений по минимальному допустимому давлению существенно расширяет диапазон регулирования мощности с сохранением двухступенчатого подогрева сетевой воды. Кроме того, повышение давления в камере регулируемого отбора до максимального допустимого позволяет расширить возможности снижения мощности еще на 10—20 % (см. кривые 4 и 4' на рис. 5-18). Суммарный диапазон регулирования мощности при Tнв=258 К и выше составляет более 50 % номинальной мощности для блоков с газомазутными котлами (кривая 4) и 30—40 % для блоков с пылеугольными котлами (кривая 4'), а при понижении температуры наружного воздуха снижается. Таким образом, глубина разгрузки ТЭЦ, превышающая 35 % ее мощности, может быть достигнута в течение 95—97 % отопительного периода на действующих ТЭЦ без их реконструкции.
Экспериментальная проверка рассмотренного комбинированного способа снижения электрической мощности была проведена ЛПИ и Мосэнерго на блоке с турбиной Т-250/300-240 УТМЗ, прямоточным котлом ТГМП-344Ц и пиковым водогрейным котлом ΠΤΒΜ-Ι80 [56]. Испытания проводились в условиях нормальной эксплуатации блока и подтвердили основные результаты расчетно-теоретического анализа. При тех же условиях, когда за счет передачи тепловой нагрузки на ПВК без обвода сетевых подогревателей удалось снизить электрическую мощность с 260 лишь до 236 МВт, достигнутая при комбинированном способе глубина разгрузки составила 130—140 МВт. Поддержание давления в верхнем отборе путем обвода сетевых подогревателей по воде при разгрузке обеспечило работу во всем диапазоне нагрузок с двухступенчатым подогревом сетевой воды и включенным охлаждающим устройством ЦНД, что на частичных нагрузках дало снижение удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии на 250—330 кДж/(кВт-ч) (см. сплошные линии на рис. 5-20).
В нескольких режимах при различных расходах пара турбиной и расходах сетевой воды отключались ПВД прекращением подачи пара одновременно ко всем ПВД. Отключение производилось при постоянном расходе топлива. Температуры острого пара и промперегрева поддерживались постоянными. Расход свежего пара при этом уменьшался, электрическая мощность снижалась, а тепловая нагрузка возрастала. Отключение ПВД при постоянном расходе топлива повышает тепловую нагрузку на 8—10 %, что дает возможность на эту величину снизить тепловую нагрузку ПВК- Заметим, что система регенерации при работе в режимах с противодавлением не повышает экономичности турбоустановки. Поэтому ее отключение не снижает к. п. д. турбоустановки. Вместе с тем при испытаниях было выявлено снижение температуры уходящих из котла газов на 3—6 К, что свидетельствует о повышении к.п.д. основного котла на 0,3— 0,6 %. Кроме того, отключение ПВД снижает затраты на привод питательного насоса. В результате совокупного влияния отмеченных факторов отключение ПВД сопровождается уменьшением удельного расхода топлива на 4—8 г/(кВт-ч). Однако полное отключение ПВД по пару вызывает значительные колебания температур металла подогревателей и экономайзерных поверхностей нагрева котла. Поэтому необходимы исследования малоцикловой усталости этих элементов блока. Для смягчения условий работы ПВД и котла может быть целесообразен полный или частичный обвод ПВД по питательной воде, а не отключение подачей пара в них.
Способ скользящего давления в регулируемом отборе был реализован путем одновременного обвода сетевых подогревателей по воде открытием задвижки на обводной линии. Расход сетевой воды поддерживался постоянным за счет воздействия на задвижку, установленную перед нижним сетевым подогревателем. На рис. 5-24 представлена экспериментальная зависимость диапазона изменения мощности от давления в верхнем отборе для двух значений исходного расхода пара турбиной G0: максимального и близкого к минимальному по условиям работы турбопривода питательного насоса. Больший диапазон при меньшем расходе пара объясняется тем, что при повышении давления в отборе на частичных нагрузках более резко возрастают давление и температура пара в нижнем отборе, что приводит к значительному снижению к.п.д. промежуточного отсека и срабатываемого им перепада энтальпии. Повышение давления в регулируемом отборе до максимального допустимого при минимальной паропроизводительности котла позволяет снизить электрическую мощность еще на 25—30 МВт и тем самым расширяет суммарный диапазон изменения нагрузки.
На рис. 5-20 приведена экспериментальная зависимость удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии от электрической мощности при комбинированном способе разгрузки (сплошные линии) и при разгрузке уменьшением расхода пара турбиной. Во всем диапазоне нагрузок экономичность при комбинированном способе выше или равна экономичности второго способа. Во время испытаний все оборудование работало нормально, все параметры не выходили за пределы норм, установленных инструкциями по эксплуатации.
Подводя итог содержанию предлагаемой книги, можно заключить, что в распоряжении конструкторов турбин различного типа и эксплуатационного персонала тепловых и атомных электростанций имеется достаточно обширный арсенал конструктивных и режимных мер, принятие которых позволит обеспечить эффективное участие турбоустановок как вновь проектируемых, так и находящихся в эксплуатации электростанций в покрытии переменной области графиков электрических нагрузок и тем способствовать решению одной из труднейших и важнейших проблем предстоящего этапа энергетики.
