5 Показатели тепловой экономичности паротурбинной установки

Удельный расход пара на эффективный киловатт-час:

Удельный расход тепла на киловатт-час:

где - энтальпия конденсата при давлении пара за турбинами.

;

Термический КПД:

Абсолютный эффективный КПД турбины:

или

Экономический КПД паротурбинной установки

где =0,86…0,88- КПД парогенератора; = 0,98 - КПД паропроводов (КПД транспорта тепла).

;

Часовой расход условного топлива:

,

;

Удельный расход условного топлива:

6 Статическая и динамическая характеристики сарт. Что такое степень неравномерности и нечувствительнос- ти сарт

В подавляющем большинстве случаев паровые турбины в энергетике используются в качестве первичных двигателей для привода синхронных электрических генераторов. Так как вырабатывае­мая электрическая энергия нигде в энергосистеме не аккумулируется, то ее производство в любой момент времени должно соответствовать потреб­лению. Критерием этого соответствия является постоянство частоты сети — параметра, значение которого в установившемся режиме одинаково для любой точки энергосистемы. Номинальное значение частоты сети в России равно 50 Гц и должно поддерживаться с высокой точностью.

Частота переменного тока определяется часто­той вращения n приводимого турбиной синхрон­ного генератора и связана с ней соотношением

f=pn, (6.1)

где р — число пар полюсов генератора.

При р = 1 частоте f = 50 Гц соответствует n =50 с^-1 (3000 об/мин). Генераторы, приводимые во вращение тихоходными турбинами АЭС с n= 25 с^-1, имеют две пары полюсов, для них р = 2.

Требование постоянства частоты определяет одну из основных задач регулирования турбины: сохране­ние частоты вращения ротора турбогенератора и, сле­довательно, турбины постоянной и близкой к номи­нальной, несмотря на изменения нагрузки.

Если турбина предназначена для комбинирован­ной выработки электрической и тепловой энергии (так называемые теплофикационные турбины), то наряду с поддержанием постоянной частоты враще­ния ротора турбины ставятся дополнительные условия сохранения неизменными давлений в каме­рах регулируемых отборов или за турбиной при изменениях тепловой нагрузки.

Для выполнения этих и ряда других задач, кото­рые будут рассмотрены в дальнейшем, паровые турбины снабжаются системами автоматического регулирования.

Рассмотрим некоторые свойства турбины как объекта регулирования. На рис. 6.1 представлены кривые изменения крутящего момента М_т, развивае­мого паром, расширяющимся в турбине (кривая 1), и тормозящего момента сопротивления на валу генератора М_Г (кривая 2). Моментная характеристи ка турбины построена для постоянного расхода пара, что при неизменных параметрах пара соответствует определенному открытию регулируемых клапанов.

Рисунок 6.1. Моментные характеристики турбины (1 и 4) и генератора (2 и 3), статическая характеристика турбоагрегата (5)

Установившемуся режиму работы, при котором М_т = М_Г, соответствует пересечение моментных характеристик в точке а при частоте вращения n_a. При изменении нагрузки электрической, например при отключении некоторых потребителей, характеристика генератора сместится в положение, определяемое кривой 3. Если параметры пара и положение регулирующих клапанов турбины останутся неизменными, то новый стационарный режим работы турбоагрегата будет достигнут в точке b. Таким образом, турбина и генератор могут переходить от одного устойчивого режима работы к другому без какого-либо воздействия на них за счет одного лишь саморегулирования. Саморегулирование определяется тем, что в точке сечения моментных характеристик дМ_Т / дп < 0, а дМ_Г /дп>0.

При отсутствии автоматического регулирования все возможные установившиеся режимы работы турбоагрегата соответствуют линии 1, которая является в этом случае его статической характеристикой. Следует, однако, заметить, возникающие в процессе саморегулирования частоты вращения недопустимо велики в отношении как качества отпускаемой электрической энергии, так и надежности турбины и генера­тора. Возникает, следовательно, необходимость управлять турбиной таким образом, чтобы частота вращения ротора оставалась постоянной или изме­нялась в заданных узких пределах.

При нарушении установившегося режима работы угловое движение валопровода турбоагре­гата описывается уравнением:

Јdω/dτ= М_Т-М_Г, (6.2)

где J — суммарный момент инерции валопровода, кг·м²; dω/dτ - угловое ускорение валопровода, с^-2 .

Из уравнения (6.2) следует, что восстановление установившегося режима возможно только при изменении одного из моментов М_т или М_Г. Воз­действие на удаленных и рассредоточенных потре­бителей электрической энергии с целью изменения их мощности, конечно, невозможно, если не счи­тать частотную разгрузку в энергосистеме. Поэтому для паровых турбин остается единствен­ный способ регулирования - воздействие на момент, развиваемый паром на рабочих лопатках. Иными словами, при изменении нагрузки сети и смещении моментной характеристики генератора следует также сместить и моментную характери­стику турбины (рис. 6.1, кривая 4) изменением рас­хода пара. Новый равновесный режим работы будет достигнут в точке с при частоте вращения п_с, лишь незначительно превышающей п_а.

Все возможные установившиеся режимы работы турбоагрегата при совместном изменении характеристик турбины и генератора определяются линией 5, которая является статической характе­ристикой управляемого турбоагрегата.

Допуская некоторое небольшое отклонение частоты вращения от заданного значения, можно использовать его в качестве командного импульса для автоматического управления турбиной. На этом фундаментальном принципе управления по отклоне­нию построены все без исключения системы регули­рования частоты вращения турбин. Для повышения быстродействия в них могут быть использованы дополнительные импульсы по угловому ускорению dω/dτ или по нагрузке (возмущению).

Наклон статической характеристики регулиро­вания определяется отношением статической ошибки (неравномерности) к номинальной частоте вращения п₀ , т.е. величиной

(6.3)

называемой степенью неравномерности (статизом) регулирования частоты вращения турбины. В соответствии с ГОСТ 24278-89 при нормальных параметрах пара δ=0,04…0,05. При меньших значениях степени неравномерности трудно обеспечить достаточную устойчивость регулирования, а при больших ее значениях ухудшается точность регулирования и возрастает динамическое повышение частоты вращения при сбросах нагрузки. Тем не менее в совре менных электрогидравлических системах регулирования мощных паровых турбин имеется возможность оперативно изменять степень неравномерности регулирования в пределах δ=0,02…0,08.

Под рациональной статической характеристикой в настоящее время часто понимают характеристику имеющую участки с разной крутизной, которая характеризуется местной степенью неравномерности

. (6.4)

Повышенная местная неравномерность обычно выбирается при малых нагрузках в области холостого хода и при больших нагрузках, близких к номинальной (рис. 6.2). Но если при N_э ≤ 0,15 N_э.ном местная степень неравномерности не регламентируется, то при N_э ≥0,9 N_э.ном она не должна превы- шать среднего значения более чем в 3 раза. Кроме того, при работе на всех нагрузках должно быть обеспечено δ_* ≥ 0,02, что продиктовано необходимостью исключить очень пологие участки статической характеристики, на которых может быть потеряна устойчивость.

Рисунок 6.2. Статическая характеристика регулирования с повышенной местной неравномерностью при малых и больших нагрузках.

При построении развернутой статической характеристики принималось, что все ее зависимости являются однозначными. В реальных системах это не выполняется. Статические характеристики некоторых элементов и системы в целом, полученные при нагружении и разгружении турбины, не совпадают (рис. 6.3), что свидетельствует о нечувствительности регулирования, характеризуемой степенью нечувсвительности по частоте вращения

Рисунок 6.3. Статическая характеристика регулирования при наличии нечувствительности.

Основной вклад в появление нечувствительности вносят силы трения в регуляторах старых конструкций, передаточных механизмах, золотниках, сервомоторах, регулирующих клапанах, люфты в шарнирных соединениях, перекрыши на окнах отсечных золотников.

С ростом нечувствительности процесс регулирования ухудшается, снижается его точность, возможно возникновение автоколебаний. Поскольку степень чувствительности в значительной мере характеризует совершенство системы регулирования, она регламентируется ГОСТ 24278—89. Для турбин ТЭС мощностью свыше 150 МВт с гидравлическими системами регулирования степень нечувствительности не должна превышать 0,1%. В электрогидравлической системе регулирования с регулятором мощности должно быть обеспечено ε_п ≥0,06 %.