Раздел 2. Гидроэнергетические ресурсы, их использование. Принципиальные схемы, параметры, режимы работы ГЭС и ГАЭС

З позицій використання режимних характеристик ПСУ при їх експлуатації основна увага приділяється постійним і змінним режимам роботи парової турбіни.

Постійний режим роботи парової турбіни. Для сучасних потужних турбоустановок на теплових і атомних електростанціях одиничною потужністю від декількох сотень МВт до 1000–1500 МВт, які, як правило, експлуатуються в постійному режимі максимального навантаження, на перше місце виходять такі показники, як економічність, надійність, довговічність і ремонтопридатність.

Економічність ПТУ характеризується як коефіцієнтом корисної дії (к.к.д.) турбоустановки (ТУ), так і питомою витратою теплоти брутто (тобто без врахування затрат енергії на власні потреби ТУ). Показниками економічності для теплофікаційних турбоустановок з регульованими відборами на опалення і гаряче водопостачання є питома витрата пари на теплофікаційному режимі, питома витрата теплоти на конденсаційному режимі, питома витрата теплоти на виробіток електроенергії та ін. Питома витрата теплоти брутто для конденсаційних турбін великої потужності знаходиться на рівні 7640–7725 кДж/(кВт·год); для ТЕС – 10200 кДж/(кВт·год) і 11500 кДж/(кВт·год) для АЕС. Питома витрата теплоти брутто для теплофікаційних турбоустановок при температурі охолоджуючої води 20°С на конденсаційному режимі складає близько 8145–9080 кДж/(кВт·год), а питома витрата пари на теплофікаційному режимі – не більше 3,6–4,3 кг/(кВт·год).

Надійність і довговічність характеризуються рядом кількісних показників, таких як середній наробіток на відмову, повний призначений термін служби, повний призначений ресурс елементів, середній термін служби між капітальними ремонтами, коефіцієнт технічного використання, коефіцієнт готовності й іншими. Повний призначений термін служби енергоблоку випуску до 1991 року складає не менше 30 років, обладнання випуску після 1991 року – не менше 40 років. Повний призначений ресурс (парковий ресурс) основних елементів, працюючих при температурах вище 450°С, складає 220 тис. годин експлуатації. Для турбін великої потужності встановлений наробіток на відмову не менше 5500 годин і коефіцієнт готовності не менше 97%.

Змінний режим роботи парової турбіни передбачає перш за все зміну витрати пари через проточну частину – в сторону зменшення від номінальної. При цьому мінімальні втрати при змінній, тобто «частковій», витраті пари досягаються при сопловому регулюванні, коли повністю відкриті клапани (клапан), обслуговуючі одну визначену групу сопел. Теплоперепади суттєво змінюються тільки на регулюючому і останньому ступенях проточної частини. Теплоперепади проміжних ступенів залишаються майже постійними при зменшенні витрати пари через турбіну. Умови роботи проміжних ступенів і, відповідно, к.к.д. всіх ступенів високого тиску (крім першого ступеня), середнього тиску і низького тиску (крім останнього ступеня) практично не змінюються.

Чим більший підйом клапана, обслуговуючого будь-яку групу сопел, тим менший приріст витрати припадає на «одиницю» його підйому. При досягненні h/d ≈ 0,28 (де h – лінійне зміщення клапана при його відкритті, а d – діаметр клапана) приріст витрати пари через клапан практично припиняється. Тому для забезпечення плавності процесу навантаження передбачається відкриття клапану, обслуговуючого наступну групу сопел, тобто дещо раніше, ніж повністю відкриється попередній клапан.

Для останнього ступеня циліндра низького тиску зменшення відносної об’ємної витрати пари до величини нижче 0,4 GV2 призводить до утворення вихорів в основному потоці як у корені робочих лопаток наступного ступеня, так і в їх периферії, що небезпечно з точки зору динамічних нерозрахункових напружень в цих лопатках, які і без того навантажені до межі.

Основи експлуатації парових турбін. Вимоги до маневреності й надійності сучасних парових турбін в процесі їх експлуатації пов’язані із загальними умовами роботи енергосистем, добовими, річними графіками енергоспоживання, структурою генерованих потужностей в енергосистемах, їх станом і технічними можливостями. У даний час графіки електричних навантажень енергосистем характеризуються великою нерівномірністю: різкі піки навантажень в ранкові й вечірні години, провали в нічні години і вихідні дні при необхідності забезпечення швидкого підвищення і зниження навантажень. Під маневреністю розуміють здатність енергоблоку змінювати потужність впродовж доби для покриття графіка навантажень енергосистеми. Важливими в цьому зв’язку є періоди навантаження і розвантаження турбоагрегату, а також пуску із різних теплових станів (гарячого – після попереднього простою менше 6–10 год, неостиглого – після попереднього простою від 10 до 70–90 год, холодного – після попереднього простою більше 70–90 год). Також враховують кількість зупинок-пусків за весь термін служби, нижню границю регулювального діапазону, тобто нижню границю інтервалу навантаження, коли потужність змінюється автоматично без зміни складу допоміжного обладнання, і можливість роботи на навантаженні власних потреб після скидання навантаження.

Надійність роботи енергоблоку значною мірою залежить від того, наскільки власне турбіна і її допоміжне обладнання захищені від небезпечного впливу нестаціонарних процесів. Статистика пошкодження обладнання показує, що переважна більшість відмов відбувається саме в момент здійснення перехідних режимів експлуатації, коли змінюється та чи інша сукупність параметрів. Для того, щоб уникнути розвитку аварійної ситуації, застосовують аварійну зупинку турбіни: зі зривом вакууму або без зриву вакууму.

Зі зривом вакууму турбіну (для турбін з частотою обертання ротора 3000 об/хв) слід негайно зупинити в таких випадках: при збільшенні числа обертів понад 3360 об/хв; при раптовому підвищенні вібрації на величину 20 мкм (віброшвидкість 1 мм/с) і більше на кожному із підшипників; при раптовому підвищенні температури масла на зливі будь-якого підшипника вище 70°С; при падінні тиску масла на підшипниках нижче 0,15 МПа; при підвищенні температури бабіту будь-якого із підшипників вище 100°С.

Раптова примусова зупинка необхідна також при будь-яких ударах в проточній частині турбіни, при розриві паропроводів, будь-якому загорянні на турбіні або генераторі.

Зупинка без зриву вакууму передбачена при таких відхиленнях від нормального режиму експлуатації: при відхиленні параметрів свіжої пари або пари проміжного перегріву на величину: до ±20°С – по температурі й до +0,5 МПа – щодо тиску свіжої пари; при різкій, зі швидкістю більше 2°С на хвилину зміні температури свіжої пари або пари проміжного перегріву; після 2 хвилин роботи генератора в моторному режимі; при пошкодженні атмосферних мембран в вихлопному патрубку циліндра низького тиску; при виявленні витоків масла.

Системи захисту турбіни для потужних парових турбін передбачають зупинку при досягненні наступних величин: при досягненні осьового зсуву ротора на – 1,5 мм в сторону регулятора або +1,0 мм в сторону генератора (захист спрацьовує зі зривом вакууму в конденсаторах); при досягненні відносного розширення РНТ-2 (ротора низького тиску) – 3,0 мм (ротор коротший корпуса) або +13,0 мм (ротор довший корпуса); при підвищенні температур вихлопних патрубків ЦНТ до 90°С і вище; при падінні рівня масла в масляному баку на величину 50 мм (необхідна негайна зупинка турбіни).

Робота турбін при повному або частковому постійному навантаженні передбачена у відповідності із заводською інструкцією по експлуатації. Пуск турбіни також регламентується докладною заводською інструкцією і не допускає відхилень від заданих графіків пуску.