Необходимого снижения давления пара перед сопловым аппаратом турбины при снижении мощности по зависимости (4.12) можно достичь и иным способом.
pс / pсном» Gт / Gтном; | (4.12) |
Для этого регулирующий клапан турбины удерживают в полностью открытом положении на всех уровнях мощности. Снижения мощности турбины достигают снижением мощности ЯР (при соответствующем уменьшении подачи питательной воды на парогенератор). При этом уменьшается количество генерируемого пара и поэтому уменьшается расход пара на турбину. Давление пара перед соплами турбины (а также в паропроводе) устанавливается самопроизвольно в соответствии с принципом действия турбины. Это означает, что при снижении мощности энергоустановки давление пара в паропроводе и перед сопловым аппаратом первой ступени снижается ("скользит" вниз) в соответствии с законом, определяемым проточной частью турбины, т.е. в соответствии с зависимостью (4.12). Такой метод регулирования турбоагрегата называют регулированием при скользящем давлении пара в паропроводе. На рисунке 4.9 сопоставлены процессы расширения пара в турбине на сниженной мощности при скользящем и постоянном давлении пара в паропроводе.
|
|
Рисунок 4.9 – Процесс расширения пара в турбине при постоянном и скользящем давлении пара в паропроводе |
При работе паротурбинной установки насыщенного пара на полной мощности расширение пара в турбине начинается в точке А (сухой насыщенный пар). На сниженной мощности процесс расширения пара сдвигается вправо. Точка начала расширения пара в турбине в соответствии с зависимостью (4.12) определяется сниженным давлением перед соплами первой ступени рс, величина которого зависит только от заданного расхода пара на турбину, т.е. от заданного уровня мощности. Если в паропроводе поддерживается постоянное давление пара, то к начальному давлению расширения пара в турбине рс приходят за счет дросселирования пара на регулирующем клапане (процесс А-Б). Процесс расширения пара в турбине на сниженной мощности начинается в точке Б (влажный пар). Если же в паропроводе давление "скользит" в соответствии с потребностями турбины, то начальная точка расширения пара в турбине - точка В (сухой насыщенный пар). Замена точки Б на точку В несколько увеличивает теплоперепад, срабатываемый в турбине. Это объясняется тем, что в области влажного пара кривые постоянного давления (изобары) представляют собой несколько расходящийся пучок. В результате КПД цикла возрастает.
Исследования показывают, что для энергоустановок с более высоким номинальным давлением свежего пара применение скользящего давления на частичных нагрузках дает более заметный экономический эффект.
|
|
Этим объясняется тот факт, что на ТЭС, где давление свежего пара значительно выше (порядка 15…25 МПа), регулирование ПТУ при скользящем давлении пара нашло достаточно широкое распространение. В то же время на АЭС, где давление пара сравнительно небольшое, скользящее давление пара не применяется. Хотя и в этом случае переход на скользящее давление может дать выигрыш в экономичности частичных режимов, правда менее значительный.
Из рассмотрения рисунка 4.9 следует, что применение скользящего давления экономически целесообразно до уровня точки Г, в которой параметры пара перед сопловым аппаратом в режиме скользящего давления и в режиме постоянного давления в паропроводе одинаковы. Для влажнопаровых турбин АЭС с номинальным давлением свежего пара 4…7 МПа давление пара методом скольжения может быть доведено до величины порядка 3 МПа. С увеличением номинального давления пара растет диапазон целесообразного снижения давления за счет его скольжения, т.е. отрезок А-Г увеличивается. Снижение давления пара в паропроводе ниже давления в точке Г с точки зрения экономичности ПТУ нецелесообразно. Начиная с этой точки, следует переходить на дроссельное регулирование ПТУ.
Так как снижение напора питательного насоса вносит дополнительный вклад в экономичность установки, то снижение давления пара методом скольжения можно доводить до значения несколько ниже давления в точке Г (см. рисунок 4.9).
Отметим также некоторые недостатки режима скользящего давления пара.
В отличие от ТЭС, работающих на перегретом паре, снижение давления на турбинах АЭС сопровождается снижением температуры пара. Поэтому для влажнопаровых турбин АЭС переход на скользящее давление пара не приводит к улучшению маневренных свойств энергоустановки. В режимах скользящего давления пара невозможно форсирование энергоблока в режиме "подхвата" мощности при аварийном снижении частоты тока в энергосистеме.
В процессе регулирования мощности энергоустановки при скользящем давлении пара меняется также температурный режим активной зоны ядерного реактора. Так как ЯР водо-водяного типа обладает весьма большим отрицательным температурным коэффициентом реактивности, то с изменением мощности энергоустановки значительно изменяется реактивность реактора. Это усложняет работу системы управления и защиты реактора (СУЗ), ухудшает маневренные свойства ППУ и ЯЭУ в целом.
В этой связи некоторые исследователи предлагают компромиссное решение вопросов. Его суть сводится к тому, что при незначительном снижении мощности используют дроссельное регулирование турбоагрегата с поддержанием постоянного давления пара в паропроводе. При необходимости значительного снижения мощности и при длительной работе в этом режиме снижают уставку давления пара, обеспечивая при этом все требования к переходному режиму. В дальнейшем продолжают работать в режиме дроссельного регулирования турбоагрегата с поддержанием постоянного, но сниженного давления пара, при котором можно использовать некоторые из отмеченных выше достоинств режима скользящего изменения давления пара, нейтрализуя в известной степени его недостатки по колебанию реактивности ЯР.
Вопрос внедрения скользящего давления пара в практику управления ЯЭУ весьма актуален.
По мере расширения атомной энергетики, когда АЭС должны будут шире привлекаться к регулированию нагрузки сети, важность его возрастает. Интерес к нему достаточно высок как в отечественной, так и в зарубежной атомной энергетике.