4. Влияние вакуума на экономичность паротурбинных установок

4.1. Из всех параметров, определяющих в условиях эксплуатации экономичность паротурбинных установок, наибольшее влияние оказывает давление отработавшего пара. При повышении давления в конденсаторе из-за увеличения температуры охлаждающей воды или неудовлетворительной работы конденсационного устройства уменьшается располагаемый тепловой перепад в турбине, что приводит к снижению термического КПД цикла. Однако снижение КПД цикла становится несколько меньшим вследствие того, что при повышении давления за рабочими лопатками последней ступени уменьшается при заданном массовом расходе отработавшего пара его выходная скорость за последней ступенью, что ведет к некоторому увеличению внутреннего относительного КПД турбины. Противоположно направленное влияние двух указанных факторов учитывается в полной мере при определении экспериментальным путем кривой поправок к мощности турбины на противодавление в конденсаторе. В результате испытаний эта зависимость получается в виде универсальной кривой, которая может быть развернута в обычно используемую в эксплуатации сетку поправок, показывающую изменение электрической мощности турбоустановки в зависимости от противодавления или давления в конденсаторе р₂ при различных расходах отработавшего пара (рис. 4.1).

4.2. В определенном диапазоне изменения давления отработавшего пара зависимость мощности турбины от р₂ при заданном расходе пара D₂ имеет прямолинейный характер; изменение мощности при изменении давления в конденсаторе в указанном диапазоне изменения давления оказывается для данного типа турбины величиной практически постоянной.

Например, изменение р₂ на 1 кПа (0,01 кгс/см²) (~1% вакуума) приводит к изменению мощности турбины ТЭС с начальным давлением пара 13-24 MПa (130-240 кгс/см²) и перегревом пара примерно на 0,8-0,9% номинальной мощности.

Для турбин, работающих на насыщенном паре с начальным давлением 4,4-6,5 МПа (44-65 кгс/см²), располагаемый теплоперепад (работа обратимого расширения 1 кг пара) значительно (почти вдвое) меньше, чем для турбин перегретого пара. Поэтому изменение давления в конденсаторе турбин, работающих на насыщенном паре, сильнее сказывается на термическом КПД цикла, а соответственно и на изменении мощности турбины. Так, для турбин, работающих на насыщенном паре, с частотой вращения 3000 об/мин, на прямолинейном участке зависимости мощности от давления в конденсаторе при изменении последнего на 1 кПа (0,01 кгс/см²) развиваемая турбоагрегатом мощность изменяется примерно на 1,8% номинальной мощности турбоагрегата. Но для турбин с частотой вращения 1500 об/мин в силу особенностей аэродинамической характеристики рабочей лопатки последней ступени (большая длина, значительная веерность) соответствующее изменение мощности значительно меньше и приблизительно уравнивается с его значением для турбин ТЭС на органическом топливе.

Рис. 4.1. Поправки к мощности турбины К-300-240 ПОАТ ХТЗ на изменение давления в конденсаторе

Примечание. Средняя поправка к мощности при изменении р₂ на 1 кПа (~0,01 кгс/см²) 3340 кВт в пределах, ограниченных линиями I-I и II-II.

4.3. Кривые поправок к мощности турбины на изменение противодавления имеют изгиб в нижней части; удельное изменение мощности по мере снижения давления отработавшего пара постепенно уменьшается и становится равным нулю, когда расширение пара в последней ступени происходит уже за пределами выходного сечения рабочей лопатки. При очень высоком противодавлении зависимость также имеет изгиб, объясняющийся снижением влияния режима последней ступени, на которой при высоких противодавлениях срабатывается очень малый тепловой перепад.

Следует отметить, что относительное изменение мощности за счет изменения давления в конденсаторе при заданном расходе пара и теплоты на турбину характеризует изменение экономичности энергоблока в целом, т.е. изменение удельного расхода теплоты для ТЭС.

4.4. В табл. 4.1 приведены данные по изменению мощности турбоагрегата при изменении давления в конденсаторе на 1 кПа (0,01 кгс/см²) в пределах прямолинейных участков поправочных кривых на давление в конденсаторе, а также изменение удельного расхода теплоты при номинальной нагрузке турбоагрегата.

Таблица 4.1

Турбина	Изменение мощности, кВт ()	Изменение удельного расхода теплоты, % ()	Тип электростанции
К-50-90 ПОТ ЛМЗ	450	0 ,90
K-100-90 ПОТ ЛМЗ	900	0,90	КЭС
K-100-90 ПОАТ ХТЗ	1000	1,00
K-160-130 ПОАТ ХТЗ	1170	0,73
K-200-130 ПОТ ЛМЗ	1900	0 ,95
К-300-240 ПОАТ ХТЗ	3340	1,11
К-300-240 ПОТ ЛМЗ	2760	0,92	КЭС
К-500-240 ПОАТ ХТЗ	3880	0,78
К-500-240 ПОТ ЛМЗ	3680	0,74
К-800-240 ПОТ ЛМЗ	4940	0,62
T-50-130 ПО ТМЗ	400	0 ,80*
ПТ-60-130 ПОТ ЛМЗ	450	0,90*
ПТ-80/100-130/13 ПОТ ЛМЗ	450	0,56*	ТЭЦ
T-100-130 ПО ТМЗ	725	0,73*
Т-250-240 ПО ТМЗ	1830	0,70*
К-220-44 ПОАТ ХТЗ (3000 об/мин)	3980	1 ,81
К-500-65/3000 ПОАТ ХТЗ	7960	1,59
К-750-65/3000 ПОАТ ХТЗ	8900	1,19
К-600-60/1500 ПОАТ ХТЗ	4250	0,85	С влажно-паровыми турбинами
К-1000-60/1500-1 ПОАТ ХТЗ (3 ЦНД)	10350	1,04
K-1000-60/1500-2
К-1000-60/1500-3 ПОАТ ХТЗ (2 ЦНД)	8300**	0,83
* При конденсационном режиме. ** По расчету завода