ГЛАВА ВТОРАЯ
ПЕРЕМЕННЫЕ РЕЖИМЫ ТУРБИНЫ
1. РАСЧЕТЫ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ
Для выбора оптимальной тепловой схемы турбоустановки в процессе ее проектирования, рациональной программы регулирования ПТУ в целом и подпрограмм регулирования ее элементов (приводной турбины питательного насоса, деаэратора и пр.), оптимального распределения нагрузок между агрегатами и выбора оптимального режима каждого агрегата на электростанции, для обоснованного выбора структуры установленного оборудования энергосистем и рациональных путей его использования, для оценки допустимости и целесообразности тех или иных изменений в тепловых схемах ПТУ при их эксплуатации и решения других вопросов необходимо знать характеристики находящихся в эксплуатации, проектируемых и перспективных турбоустановок. Особенно важно знать энергетические характеристики, представляющее собой зависимости абсолютных или удельных расходов теплоты на производство электроэнергии от мощности турбины. Эти характеристики могут быть получены либо расчетным путем, либо экспериментально.
Тепловые схемы современных ПТУ весьма сложны. Они включают в себя проточную часть главной турбины, конденсационную установку, систему регенеративного подогрева питательной воды, содержащую до 9—10 подогревателей, приводные турбины питательных насосов, а в ряде случаев — также приводные турбины дутьевых вентиляторов, подогреватели воздуха, направляемого в котел, работающие на паре, отобранном из турбин. Как для теплофикационных, так и (в последнее время все в большей мере) для конденсационных ПТУ составными элементами тепловых схем являются подогреватели направляемой для теплофикации сетевой воды. Закономерности, определяющие физические процессы, протекающие в различных элементах этой тепловой схемы, сложны и многообразны. Многие из них с трудом поддаются строгому теоретическому обоснованию и аналитическому описанию. Эти трудности становятся еще большими при комплексном рассмотрении всей схемы даже в стационарных режимах.
Наиболее достоверная информация может быть получена в результате натурных испытаний ПТУ на действующей электростанции. Получаемые при этом, а также при испытаниях иа лабораторных стендах, представляющих собой физические модели элементов ПТУ, данные являются основой для построения теории рабочего процесса, определения тех или иных закономерностей и количественных характеристик, а также критериями истины для оценки достоверности расчетных методов. Однако такие натурные и модельные испытания сложны и трудоемки. Для лабораторных исследований на физических моделях необходимо создание специальных стендов, как правило, весьма дорогих. К тому же такие стенды в состоянии моделировать рабочие процессы лишь в отдельных элементах ПТУ, но представляется маловероятным создание физической модели для комплексного исследования энергоблока (или даже только турбоустановки) в целом. Натурные испытания на действующем энергоблоке связаны, как правило, с нарушением нормального режима эксплуатации и недоотпуском электроэнергии потребителю. Наконец, и это главное, натурные испытания могут быть проведены лишь на уже находящихся в эксплуатации ПТУ. На практике же часто возникает необходимость знания характеристик проектируемых или намеченных к проектированию установок. Такие данные могут быть получены лишь расчетным путем. Это делает расчетные методы основным средством получения характеристик ПТУ.
Основу этих методов составляют расчеты тепловых балансов ПТУ при различных режимах их работы, тех или иных изменениях в тепловой схеме, способах регулирования и т. д. Большой объем вариантных расчетов тепловых схем ПТУ для решения задач оптимизации структуры тепловых схем и выбора рациональной программы регулирования энергоблока при различных способах парораспределения определяет широкое применение современной вычислительной техники. В связи с этим различными отечественными и зарубежными организациями было уделено большое внимание обоснованию и разработке алгоритмов расчета иа ЭВМ тепловых схем ПТУ различного типа (4, 6, 12 и др.). Общие принципы алгоритмов при их известных отличиях сводятся к следующему.
Рациональный универсальный алгоритм расчетов для ЭВМ во многом не совпадает с общепринятыми алгоритмами для ручных расчетов. Главное при этом — возможно меньший объем подготовительной работы при составлении исходных числовых и логических данных и передача как можно более широких функций самой машине, а также более искусное использование оперативной памяти, запас которой небеспределен даже у достаточно крупных ЭВМ. Определенное же увеличение объема собственно счета для современной быстродействующей ЭВМ не имеет решающего значения.
Сложная тепловая схема расчленяется на элементы, расчет которых состоит из однотипных операций. Это позволяет, во-первых, свести алгоритм к комбинации отдельных блоков (подпрограмм) с внешним (управляющим) блоком, и, во-вторых, широко использовать наиболее рациональные для ЭВМ итерационные методы. К числу основных составляющих общего алгоритма относятся блок определения параметров состояния воды и водяного пара; блок расчета питательных насосов; блок расчета проточной части главной турбины и турбопривода; блок расчета системы регенеративного подогрева питательной воды; блок расчета сетевых подогревателей (для теплофикационных ПТУ); блок определения экономических показателей ПТУ.
Общими логическими данными для расчета являются тип турбоустановки (конденсационная или теплофикационная), тип парораспределения и программа регулирования. При выполнении расчетов предполагается, что предварительно выполнен проект проточной части турбины, из которого известны ее геометрия, расходы пара различными ступенями и параметры пара в различных точках проточной части при номинальном (расчетном) режиме. Эти данные вводятся в разрабатываемую программу расчета переменных режимов в качестве исходных.
Алгоритм расчета, разработанный в Л ПИ, представлен на рис. 2-1, сводится к следующему. По заданному расходу пара определяются параметры пара перед проточной частью турбины, потери давления в стопорных и регулирующих клапанах и протечки пара через штоки клапанов, а также переднее уплотнение турбины. Затем проводится расчет процесса расширения пара в проточной части турбины, определяются для заданного нового режима расходы пара различными отсеками турбины и параметры пара перед отсеками и за ними. Следующий этап — определение затрат мощности на привод питательного насоса по его известным характеристикам и расчет приводной турбины. Далее проводится расчет системы регенеративного подогрева питательной воды, сводящийся к нахождению тепловых балансов каждого из регенеративных подогревателей. Если расходы пара отсеками турбины, определенные из последних расчетов, с заданной точностью совпадают с теми же расходами из расчета проточной части, по найденным значениям находятся показатели тепловой экономичности и результаты расчетов выдаются на печать. Если же погрешность оказывается больше заданной, цикл расчетов повторяется методом последовательных приближений до достижения требуемой точности. Вместо расхода пара в качестве исходной величины может быть задана мощность, при этом последовательность расчетов принципиально не отличается от описанной.
Рис. 2-1. Универсальный алгоритм расчета ПТУ Gк и Gк — соответственно расходы пара, определенные из расчета проточной частя и сетевых подогревателей; Gp и Gp — то же для регенеративных подогревателей
Алгоритм предназначен для расчета как конденсационных, так и теплофикационных турбин. В последнем случае добавляется еще один внешний итерационный цикл, повторяемый до тех пор, пока погрешность определения расхода пара конденсатором не окажется меньшей заданного значения ε. Для нахождения параметров состояния воды и водяного пара используются рекомендованные международной энергетической комиссией уравнения, приближенные аппроксимирующие зависимости, разрабатываемые различными организациями, или вводимые в память ЭВМ табличные значения [12].
Для расчетов необходимо знание характеристик турбинных ступеней и отсеков, представляющих собой зависимости, связывающие расходы пара с его параметрами перед отсеком или ступенью и за ними, а также зависимости к. п. д. ступени или отсека от режимных параметров.
