Установка для определения кпд секции паровой турбины, установка для расчёта истинного кпд секции среднего давления паровой турбины и установка для управления паровой турбиной

Установка для определения кпд секции паровой турбины, установка для расчёта истинного кпд секции среднего давления паровой турбины и установка для управления паровой турбиной

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0001] Данное изобретение относится в целом к паровым турбинам и, более конкретно, к измерениям КПД и протечки в паровой турбине.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0002] Измерение КПД паровой турбины может использоваться для оценки того, функционирует ли паровая турбина надлежащим образом или нет. Например, для расчета КПД многосекционной паровой турбины могут использоваться измерения на впуске и выпуске. К сожалению, при наличии нескольких секций может иметь место некоторая протечка рабочей текучей среды (например, пара) между секциями. Эта протечка может оказывать влияние на точность непосредственно измеряемых значений КПД нескольких секций паровой турбины. В частности, энтальпия рабочей текучей среды, протекающей между секциями, может вызывать изменение температур в секциях с их выходом за пределы ожидаемых диапазонов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Ниже приведено краткое описание некоторых вариантов выполнения, соответствующих объему первоначально заявленного изобретения. Предполагается, что эти варианты выполнения не ограничивают объем заявленного изобретения, а лишь представляют возможные варианты данного изобретения в кратком изложении. Фактически изобретение может охватывать различные варианты, которые могут быть аналогичны нижеописанным вариантам выполнения или отличаться от них.

[0004] В первом аспекте изобретения предложена установка, которая содержит физическое вычислительное устройство с материальным машиночитаемым носителем информации, содержащим код. Указанный код предназначен для определения КПД секции паровой турбины на основании зависимости между значениями разности энтальпий и значениями расхода протечки между соседними секциями паровой турбины. Указанная зависимость содержит точку, в которой энтальпия протечки сравнивается с энтальпией в том месте, куда направляется протечка.

[0005] Во втором аспекте изобретения предложена установка, которая содержит физическое вычислительное устройство с материальным машиночитаемым носителем информации, содержащим код. Указанный код предназначен для установления первой, второй и третьей рабочих точек паровой турбины путем регулирования температуры на первом впуске в секцию среднего давления турбины. Код также предназначен для расчета первого, второго и третьего значений разности энтальпий между первым впуском в секцию среднего давления и вторым впуском в секцию высокого давления паровой турбины соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Кроме того, код предназначен для расчета первого, второго и третьего кажущихся КПД секции среднего давления соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Помимо этого, код предназначен для определения линейной зависимости между первым, вторым и третьим значениями разности энтальпий и первым, вторым и третьим кажущимися КПД соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Кроме того, код предназначен для расчета истинного КПД секции среднего давления с помощью указанной линейной зависимости и рассчитанной энтальпии протечки из секции высокого давления в секцию среднего давления.

[0006] В третьем аспекте изобретения предложена установка, содержащая управляющее устройство паровой турбины. Указанное управляющее устройство предназначено для (а) установления первой, второй и третьей рабочих точек паровой турбины путем регулирования температуры на первом впуске в секцию среднего давления турбины. Управляющее устройство также предназначено для (b) расчета первого, второго и третьего значений разности энтальпий между первым впуском в секцию среднего давления и вторым впуском в секцию высокого давления паровой турбины соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Кроме того, управляющее устройство предназначено для (с) расчета первого, второго и третьего кажущихся КПД секции среднего давления соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Помимо этого, управляющее устройство предназначено для (d) оценки первой, второй и третьей энтальпий протечки через уплотнение в середине кожуха из секции высокого давления в секцию среднего давления соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Кроме того, управляющее устройство предназначено для (е) расчета первого, второго и третьего процентных значений расхода протечки через указанное уплотнение по меньшей мере частично на основании первой, второй и третьей энтальпий протечки через уплотнение для каждой из первой, второй и третьей рабочих точек и предполагаемого КПД секции среднего давления. Управляющее устройство также предназначено для (f) определения линейной зависимости между первым, вторым и третьим значениями разности энтальпий и первым, вторым и третьим процентными значениями расхода протечки через уплотнение в середине кожуха соответственно для первой, второй и третьей рабочих точек. Кроме того, управляющее устройство предназначено для (д) уменьшения предполагаемого КПД секции среднего давления на заданную шаговую величину. Помимо этого, управляющее устройство паровой турбины предназначено для (П) повторения этапов (е)-(д) до тех пор, пока линейная зависимость не укажет на то, что первое, второе и третье процентные значения расхода протечки через уплотнение в середине кожуха являются по существу постоянными между первой, второй и третьей рабочими точками.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0007] Эти и другие особенности, аспекты и преимущества данного изобретения станут более понятны после прочтения нижеследующего подробного описания, выполненного со ссылкой на сопроводительные чертежи, на всем протяжении которых одинаковые номера позиций обозначают одинаковые элементы и на которых:

[0008] фиг.1 изображает структурную схему варианта выполнения энергетической установки с комбинированным циклом, содержащей газовую турбину, паровую турбину, теплоутилизационную парогенераторную установку, а также противоточную систему контроля и управления высокого давления - среднего давления,

[0009] фиг.2А и 2В изображают продольные разрезы иллюстративного варианта выполнения паровой турбины с противоточными секциями высокого давления и среднего давления, показанной на фиг.1,

[0010] фиг.3 изображает график, построенный на основании данных испытаний и расчетов, используемых в способе температурного вывода, в соответствии с вариантом выполнения противоточной системы контроля и управления высокого давления - среднего давления, показанной на фиг.1,

[0011] фиг.4 изображает блок-схему варианта выполнения способа определения КПД секции среднего давления паровой турбины,

[0012] фиг.5 изображает график, показывающий первую, вторую и третью рабочие точки для паровой турбины, а также четвертую оцененную рабочую точку для паровой турбины, которая соответствует режиму «без охлаждения», в соответствии с вариантом выполнения противопоточной системы контроля и управления высокого давления - среднего давления, показанной на фиг.1,

[0013] фиг.6 изображает блок-схему варианта выполнения способа определения расхода протечки через уплотнение в середине кожуха между секциями высокого давления и среднего давления паровой турбины, и

[0014] фиг.7 изображает график, показывающий первую, вторую и третью рабочие точки для паровой турбины и построенный на основании трех значений «предполагаемого» КПД в соответствии с вариантом выполнения противоточной системы контроля и управления высокого давления - среднего давления, показанной на фиг.1.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0015] Ниже приведено описание одного или более конкретных вариантов выполнения. В попытке создания краткого описания этих вариантов выполнения в описании могут быть приведены не все признаки фактического варианта реализации. Следует понимать, что при разработке любого такого фактического варианта реализации, как и при любом инженерном или опытно-конструкторском проектировании, необходимо принять множество решений, определяемых конкретным вариантом реализации, для достижения конкретных целей разработчика, таких как соблюдение системных и деловых ограничений, которые могут меняться от одного варианта реализации к другому. Кроме того, следует понимать, что такая опытно-конструкторская работа может быть сложной и трудоемкой, но тем не менее является обычным процессом при проектировании, изготовлении и производстве для специалистов в области техники, использующих преимущество данного изобретения.

[0016] При введении элементов различных вариантов выполнения данного изобретения подразумевается, что использование их названий в единственном числе и термина «указанный» означает наличие одного или более определяемых элементов. Подразумевается, что термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» являются включающими и означают, что возможно наличие дополнительных элементов, отличающихся от перечисленных. Любые примеры рабочих параметров и/или условий окружающей среды не исключают других параметров/условий описанных вариантов выполнения. Кроме того, следует понимать, что ссылка на «один вариант выполнения» или «вариант выполнения» данного изобретения не исключает существование дополнительных вариантов выполнения, которые также обладают перечисленными признаками.

[0017] К описанным вариантам выполнения относятся установки и способы для более точного измерения КПД секции среднего давления противоточной паровой турбины. Кроме того, описанные варианты выполнения могут использоваться для расчета внутренней протечки из секции высокого давления (HP) противоточной паровой турбины в секцию среднего давления (IP) указанной турбины. Описанные варианты выполнения особенно хорошо подходят для применения в противоточной паровой турбине высокого давления - среднего давления в энергетических установках с комбинированным циклом. Однако описанные варианты выполнения также могут применяться для противоточных паровых турбин высокого давления - среднего давления в энергетических установках на ископаемом топливе, а также в других системах, в которых используются противоточные паровые турбины.

[0018] Измерение КПД секции среднего давления противоточной паровой турбины высокого давления - среднего давления в целом представляет собой проблему. Это происходит по меньшей мере частично вследствие того, что расход и энтальпия внутренней протечки из секции высокого давления в секцию среднего указанной турбины, как правило, не измеряются. По существу, истинный КПД секции среднего давления, точно учитывающий охлаждающий эффект внутренней протечки, обычно не может быть непосредственно измерен с помощью проверенного и откалиброванного способа.

[0019] Описанные варианты выполнения обеспечивают процедуры испытаний и способы расчета, дающие возможность оценки истинного КПД секции среднего давления паровой турбины при точном учете охлаждающего эффекта внутренней протечки. Кроме того, на основании измеренного истинного КПД секции среднего давления также может быть определена внутренняя протечка. Повышенная точность измерения КПД секции среднего давления и внутренней протечки также могут улучшить расчет КПД секции низкого давления (LP) паровой турбины. В частности, КПД секции низкого давления может быть оценен с помощью уравнения энергетического равновесия паровой турбины и значений КПД ее секций высокого давления и среднего давления.

[0020] Фиг.1 изображает структурную схему варианта выполнения энергетической установки 10 с комбинированным циклом, которая содержит газовую турбину, паровую турбину и теплоутилизационную парогенераторную установку. Как описано ниже более подробно, установка 10 также может содержать систему контроля и управления, предназначенную для расчета, среди прочего, КПД секции среднего давления паровой турбины, а также для расчета расхода внутренней протечки из секции высокого давления в секцию среднего давления паровой турбины. Однако следует отметить, что описанные варианты выполнения также могут использоваться для расчета КПД и расходов протечки для турбин других типов, в которых имеет место протечка между соседними секциями турбины.

[0021] Установка 10 может содержать газовую турбину 12 для приведения в действие первой нагрузки 14. Первая нагрузка 14 может, например, представлять собой электрический генератор для производства электрической энергии. Газовая турбина 12 может содержать турбину 16, топку или камеру 18 сгорания и компрессор 20. Установка 10 также может содержать паровую турбину 22 для приведения в действие второй нагрузки 24. Вторая нагрузка 24 также может представлять собой электрический генератор для производства электрической энергии. Однако как первая, так и вторая нагрузки 14, 24 могут представлять собой нагрузки других типов, которые могут приводиться в действие газовой турбиной 12 и паровой турбиной 22. Кроме того, несмотря на то что газовая турбина 12 и паровая турбина 22 могут приводить в действие отдельные нагрузки 14 и 24, как показано в изображенном варианте выполнения, указанные турбины 12 и 22 также могут использоваться совместно для приведения в действие одной нагрузки через один вал. В изображенном варианте выполнения паровая турбина 22 может содержать одну секцию 26 низкого давления (LP ST), одну секцию 28 среднего давления (IP ST) и одну секцию 30 высокого давления (HP ST). Однако конкретная конфигурация паровой турбины 22, так же как и газовой турбины 12, может зависеть от конкретного варианта реализации и содержать любую комбинацию секций.

[0022] Установка 10 также может содержать многоступенчатый теплоутилизационный парогенератор 32 (HRSG). Компоненты указанного парогенератора 32 в изображенном варианте выполнения отображают парогенератор 32 упрощенно и не являются ограничивающими. Скорее, изображенный парогенератор 32 показан для предоставления общего понятия о работе таких теплоутилизационных парогенераторных установок. Нагретый выхлопной газ 34 из газовой турбины 12 может подаваться в парогенератор 32 и использоваться для нагрева пара, используемого для приведения в действие паровой турбины 22. Выхлоп из секции 26 низкого давления турбины 22 может быть направлен в конденсатор 36. Конденсат из конденсатора 36 может, в свою очередь, быть направлен в секцию низкого давления парогенератора 32 с помощью конденсатного насоса 38.

[0023] Затем конденсат может течь через экономайзер 40 низкого давления (LP ECON) - устройство, предназначенное для нагрева питающей воды газами, которые могут использоваться для нагрева конденсата. Из экономайзера 40 часть конденсата может быть направлена в испаритель 42 низкого давления (LP EVAP), в то время как остальная часть может быть перекачана в экономайзер 44 среднего давления (IP ECON), в один из двух экономайзеров 46 высокого давления (HP ECON) или один из двух промежуточных пароохладителей 48, 50. Пар из испарителя 42 может быть направлен через перегреватель 52, где он перегревается и возвращается в секцию 26 низкого давления турбины 22. Конденсат из экономайзера 44 может быть направлен в испаритель 54 среднего давления (IP EVAP). Пар из испарителя 54 может быть направлен через перегреватель 56 среднего давления, где он перегревается и отправляется к первичному подогревателю 58 (RH SH).

[0024] Конденсат из экономайзеров 46 высокого давления может быть направлен в испаритель 60 высокого давления (HP EVAP). Пар, выходящий из испарителя 60, может быть направлен в первичный перегреватель 62 высокого давления (HP SH) и конечный перегреватель 64 высокого давления (HP SH), где пар перегревается и в итоге посылается к секции 30 высокого давления турбины 22. Выхлоп из секции 30 высокого давления турбины 22 может быть направлен в первичный подогреватель 58 (RH SH) и вторичный подогреватель 66 (RH SH), где он может быть повторно перегрет перед направлением в секцию 28 среднего давления турбины 22. Поток перегретого пара из конечного перегревателя 64 высокого давления в секцию 30 высокого давления турбины 22 и поток перегретого пара из вторичного подогревателя 66 в секцию 28 среднего давления турбины 22 могут регулироваться соответственно с помощью регулирующего клапана 68 высокого давления и регулирующего клапана 70 среднего давления. Кроме того, выхлоп из секции 28 среднего давления турбины 22 может быть направлен в секцию 26 низкого давления турбины 22. Опять же, соединения между экономайзерами, испарителями, перегревателями и паровой турбиной 22 могут изменяться для различных вариантов реализации, так как представленный вариант выполнения является лишь иллюстрацией принципа работы теплоутилизационного парогенератора, в котором могут использоваться уникальные аспекты данных вариантов выполнения.

[0025] Между первичным перегревателем 62 высокого давления и конечным перегревателем 64 высокого давления может быть расположен первый промежуточный пароохладитель 48. Указанный пароохладитель 48 может обеспечить возможность более строгого контроля температуры выхлопного пара перегревателя 64. В частности, пароохладитель 48 может быть выполнен с возможностью управления температурой пара, выходящего из конечного перегревателя 64, путем впрыскивания более холодной питающей воды в перегретый пар до его прохождения через указанный перегреватель 64 всякий раз, когда температура выхлопного пара, выходящего из перегревателя 64, превышает заранее заданное значение.

[0026] Первичный подогреватель 58 и вторичный подогреватель 66 также могут быть соединены со вторым промежуточным пароохладителем 62 для управления температурой пара, выходящего из указанных подогревателей. В частности, пароохладитель 50 может быть выполнен с возможностью управления температурой пара, выходящего из вторичного подогревателя 66, путем впрыскивания холодной питающей воды в перегретый пар до его прохождения через указанный подогреватель 66 всякий раз, когда температура выхлопного пара, выходящего из подогревателя 66, превышает заранее заданное значение.

[0027] В установках с комбинированным циклом, таких как установка 10, горячий выхлопной газ 34 может течь из газовой турбины 12 и проходить через теплоутилизационный парогенератор 32 и может использоваться для получения пара высокого давления и высокой температуры. Пар, полученный с помощью парогенератора 32, затем может быть пропущен через паровую турбину 22 для генерации электроэнергии. Кроме того, полученный пар также может подаваться к любым другим процессам, где может использоваться перегретый пар. Цикл газовой турбины 12 часто называют «верхним циклом», в то время как генерационный цикл паровой турбины 22 часто называют «нижним циклом». Путем комбинирования этих двух циклов, как проиллюстрировано на фиг.1, энергетическая установка 10 с комбинированным циклом может привести к более высокой эффективности в обоих циклах. В частности, тепло выхлопных газов верхнего цикла может поглощаться и использоваться с получением пара для использования в нижнем цикле.

[0028] Как показано на фиг.1, секция 30 высокого давления и секция 28 среднего давления паровой турбины 22 выполнены в противоточной конфигурации высокого давления - среднего давления. Другими словами, впуски в секцию 30 высокого давления и секцию 28 среднего давления находятся в непосредственной близости друг от друга вдоль общего вала ротора. Как описано более подробно ниже, в случае такого типа противоточной конфигурации может иметь место некоторая внутренняя протечка из секции 30 высокого давления в секцию 28 среднего давления. В некоторых вариантах выполнения паровая турбина 22 может содержать противоточную систему 72 контроля и управления высокого давления - среднего давления. Как описано более подробно ниже, указанная система 72, среди прочего, может быть выполнена с возможностью измерения КПД секции 28 среднего давления паровой турбины 22, а также расчета расхода внутренней протечки из секции 30 высокого давления в секцию 28 среднего давления паровой турбины 22.

[0029] Фиг.2А и 2В изображают продольные разрезы иллюстративного варианта выполнения паровой турбины 22 с противоточными секциями 30, 28 высокого давления и среднего давления, показанной на фиг.1. Паровая турбина 22 может содержать наружный кожух 74, который в некоторых вариантах выполнения может быть разделен на верхнюю половину 76 и нижнюю половину 78, при этом как верхняя, так и нижняя половины 76, 78 охватывают как секцию 30 высокого давления, так и секцию 28 среднего давления турбины 22. Центральная секция 80 наружного кожуха 74 может иметь впуск 82 для пара высокого давления, через который пар высокого давления из конечного перегревателя 64 парогенератора 32 может поступать в секцию 30 турбины 22. Аналогичным образом, центральная секция 80 наружного кожуха 74 также может иметь впуск 84 для пара среднего давления, через который пар среднего давления из вторичного подогревателя 66 парогенератора 32 может поступать в секцию 28 турбины 22.

[0030] Во время работы пар высокого давления из конечного перегревателя 64 парогенератора 32 поступает на впуск 82, который направляет указанный пар через ступени 86 высокого давления с приведением в действие лопаток, что вызывает вращение общего вала ротора паровой турбины 22. Пар высокого давления выходит из секции 30 турбины 22 через выпуск 88 для пара высокого давления. Как описано выше, в некоторых вариантах выполнения пар высокого давления может быть направлен обратно к первичному подогревателю 58 парогенератора 32 для дальнейшего нагрева и окончательного использования в секции 28 среднего давления турбины 22.

[0031] Аналогичным образом, пар среднего давления из вторичного подогревателя 66 парогенератора 32 поступает на впуск 84, который направляет указанный пар через ступени 90 среднего давления с приведением в действие лопаток, что вызывает вращение общего вала ротора паровой турбины 22. Пар среднего давления выходит из секции 28 турбины 22 через выпуск 92 для пара среднего давления. Как описано выше, в некоторых вариантах выполнения пар среднего давления может быть направлен в секцию 26 низкого давления турбины 22.

[0032] Рабочее давление пара высокого давления, поступающего через впуск 82, может превышать рабочее давление пара среднего давления, поступающего через впуск 84. Таким образом, как показано стрелкой 94, пар высокого давления, поступающий на впуск 82, может стремиться течь по направлению к впуску 84 для пара среднего давления по каналам протечки, которые могут образоваться между секциями 30, 28 высокого давления и среднего давлений паровой турбины 22. Эта протечка может быть названа протечкой 94 через уплотнение в середине кожуха.

[0033] В паровой турбине 22 может иметься несколько участков уплотнений вала, которые в целом используются для минимизации такой протечки пара высокого давления и среднего давления из секций паровой турбины 22. Например, как показано на фиг.2А и 2В, к трем таким участкам могут относиться участок 96 уплотнения высокого давления, участок 98 уплотнения в середине кожуха и участок 100 уплотнения среднего давления. В целом участок 96 расположен вблизи выпуска 88 для пара высокого давления секции 30 турбины 22 и может уменьшать величину протечки пара высокого давления из указанной секции 30. Аналогичным образом, участок 100 расположен вблизи выпуска 92 для пара среднего давления секции 28 турбины 22 и может уменьшать величину протечки пара среднего давления из указанной секции 28. Однако участок 98 представляет особый интерес в отношении протечки пара высокого давления из секции 30 в секцию 28 турбины 22.

[0034] КПД процесса расширения в секции паровой турбины в сухой (перегретой) области можно быть легко измерен. Однако в противоточной конфигурации высокого давления - среднего давления, изображенной на фиг.2А и 2В, измерение КПД среднего давления паровой турбины осложнено наличием протечки 94 через уплотнение в середине кожуха, которая возникает около впуска 82 секции 30 высокого давления турбины 22 и протекает непосредственно в область впуска 84 секции 28 среднего давления турбины 22 вдоль общего вала ротора. Эта протечка 94 в целом может быть намного более холодной, чем нагретый пар среднего давления, поступающий из вторичного подогревателя 66 парогенератора 32. Таким образом, в результате смешивания протечки 94 с нагретым паром среднего давления, пар на впуске и выпуске секции 28 турбины 22 становится более холодным, чем можно было бы ожидать в противном случае. Поскольку непосредственное измерение энтальпии и расхода протечки 94 невозможно, то этот охлаждающий эффект не может быть непосредственно учтен и не могут быть выполнены непосредственно измерение и расчет истинного КПД секции среднего давления паровой турбины.

[0035] В основе одного способа расчета КПД секции среднего давления паровой турбины лежат параметры пара среднего давления на впуске 84 (например, на впуске регулирующего клапана 70 среднего давления, показанного на фиг.1) и на выпуске 92 (например, на переходном трубопроводе низкого давления, ведущем от секции 28 среднего давления к секции 26 низкого давления паровой турбины 22). Эти параметры на впуске и выпуске могут быть измерены при отводе потока пара низкого давления к конденсатору 36, показанному на фиг.1. Расход протечки 94 через уплотнение в середине кожуха может быть оценен с помощью «способа температурного вывода», который основан на охлаждающем эффекте, оказываемом протечкой 94 через уплотнение в середине кожуха на кажущийся КПД секции среднего давления паровой турбины. Более конкретно, как подробно описано ниже, расход протечки 94 может быть измерен косвенным образом путем изменения начальной температуры и температуры подогрева и путем расчета расхода, который наилучшим образом согласуется с данными испытаний.

[0036] Как описано выше, пар высокого давления, протекающий из секции 30 высокого давления в секцию 28 среднего давления, охлаждает пар среднего давления в секции 28, что при отсутствии надлежащей компенсации может дать ошибочно высокое значение измеренного КПД секции среднего давления. В целом степень этой ошибки может изменяться пропорционально разности между энтальпией протечки 94 и энтальпией пара среднего давления, поступающего из вторичного подогревателя 66 парогенератора 32 на впуск 84. Таким образом, отсюда следует, что при росте температуры пара высокого давления, поступающего на впуск 82 и обычно называемого «основным паром» (MS) и/или при снижении температуры пара среднего давления, поступающего на впуск 84 и обычно называемого «паром горячего подогрева» (HRH), эта ошибка уменьшается. Напротив, при уменьшении температуры основного пара и/или при повышении температуры пара горячего подогрева, эта ошибка увеличивается. В способе температурного вывода эту взаимосвязь между основным паром и паром горячего подогрева используют для определения расхода протечки 94 через уплотнение в середине кожуха.

[0037] Фиг.3 изображает график, построенный на основании данных испытаний и расчетов, используемых в способе температурного вывода, в соответствии с вариантом выполнения противоточной системы 72 контроля и управления, показанной на фиг.1. Для указанного способа устанавливают три режима испытаний. Другими словами, рабочие параметры секций 30, 28 высокого давления и среднего давления турбины 22 регулируют с обеспечением получения трех отдельных режимов испытания. Для каждого из указанных трех режимов собирают ряд точек отсчета, которые коррелируют предполагаемую протечку 94 через уплотнение в середине кожуха с КПД секции 28 среднего давления паровой турбины 22, как проиллюстрировано на фиг.3. Например, как проиллюстрировано линией 102, первый режим испытания соответствует режиму, при котором температура основного пара (MS) приблизительно равна температуре пара горячего подогрева (HRH). Далее, как проиллюстрировано линией 104, второй режим испытания соответствует режиму, в котором температура основного пара (MS) меньше температуры пара горячего подогрева (HRH) на заданную величину (например, на 30°F (17°C)). Наконец, как проиллюстрировано линией 106, третий режим испытания соответствует режиму, в котором температура основного пара (MS) больше температуры пара горячего подогрева (HRH) на заданную величину (например, на 30°F (17°C)). Значение заданной разности температур, равное 30°F (17°C), является исключительно иллюстративным и не должно считаться ограничивающим. Например, это значение может зависеть от конкретного варианта реализации и может изменяться между приблизительно 10°F, 20°F, 30°F, 40°F, 50°F, 60°F, 70°F, 80°F, 90°F, 100°F (6°C 11°C, 17°C, 22°C, 28°C, 33°C, 39°C, 44°C, 50°C, 56°C) или любым иным дискретным значением разности температур, при котором могут быть получены приемлемые результаты.

[0038] Для каждого режима испытания измеряют параметры основного пара, пара горячего подогрева и выхлопа турбины высокого давления на выпуске 88 для пара высокого давления. На основании этих измеренных параметров пара с помощью уравнения теплового равновесия или расчета кривой расширения может быть оценена энтальпия протечки 94 через уплотнение в середине кожуха для каждого режима испытаний. Далее, в каждом режиме испытаний для расчета энтальпии пара среднего давления на впуске 84, обычно называемом «резервуаром среднего давления», может использоваться предполагаемый расход протечки 94. Кроме того, для каждого предполагаемого расхода протечки 94 также может быть рассчитан КПД секции 28 среднего давления паровой турбины 22.

[0039] В частности, предполагаемый расход протечки 94 может пошагово увеличиваться в виде процентной доли от расхода через резервуар среднего давления. Например, для каждого режима испытаний процентная доля предполагаемого расхода протечки 94 от расхода через резервуар среднего давления может увеличиваться от 0,0% до 5,0% с шагом 0,1%. Однако эти значения могут изменяться в зависимости от конкретной испытываемой паровой турбины 22. Для каждого шагового увеличения предполагаемого расхода протечки 94 энтальпия (Enthalpyipbowl) пара в резервуаре среднего давления может быть рассчитана с помощью формулы:

Enthalpy_IPbowl=Enthalpy_HRH-%FlowRate_Leakage(Enthalpy_HRH-Enthalpy_Leakage),

[0040] где Enthalpy_HRH - энтальпия пара горячего подогрева, Enthalpy_Leakage - оцененная энтальпия протечки 94 через уплотнение в середине кожуха, a %FlowRate_Leakage - предполагаемый расход пара указанной протечки 94, выраженный в виде процентной доли от расхода пара через резервуар среднего давления. Далее, для каждого шагового увеличения предполагаемого расхода протечки 94 и соответствующего расчета энтальпии пара в резервуаре среднего давления КПД (Efficiency_IP) для секции 28 среднего давления паровой турбины 22 может быть рассчитан с помощью формулы:

E f f i c i e n c y I P = ( E n t h a l p y I P b o w l − E n t h a l p y I P e x h a u s t ) ( E n t h a l p y I P b o w l − E n t h a l p y I P e x h a u s t @Isentropic ) .

[0041] где Enthalpy_IPexhaust - энтальпия на выпуске 92 для пара среднего давления, a Enthalpy_{IPexhaust@isentropic} - энтальпия на указанном выпуске 92 в предположении, что имеет место изоэнтропическое расширение. С использованием этих рассчитанных значений КПД секции 28 среднего давления турбины 22 для каждого шагового увеличения предполагаемого расхода протечки 94 для каждого режима испытаний могут быть построены линии 102, 104, 106, как проиллюстрировано на фиг.3. Теоретически та точка, в которой пересекаются все три построенные линии 102, 104, 106, дает истинное значение КПД секции 28 среднего давления турбины 22, а также значение расхода протечки 94, выраженное в виде процентной доли от расхода через резервуар среднего давления. Например, в изображенном на фиг.3 графике истинный КПД секции 28 турбины 22 составляет приблизительно 93,1%, а расход протечки 94, выраженный в виде процентной доли от расхода через резервуар среднего давления, составляет приблизительно 2,3%.

[0042] Однако способ температурного вывода не является единственным возможным способом расчета КПД секции 28 турбины 22 и расхода протечки 94. Например, на фиг.4 изображена блок-схема варианта выполнения способа 108 определения КПД секции 28 среднего давления паровой турбины 22. Перед подробным рассмотрением способа 108 необходимо описать основные принципы проведения испытаний.

[0043] Как и в случае способа температурного вывода, проиллюстрированный на фиг.4 способ 108 также подразумевает использование трех отдельных режимов испытаний. В целом все измерения и расчеты, относящиеся к трем отдельным режимам испытания, следует проводить по прошествии некоторого периода времени стабилизации параметров пара в паровой турбине 22. Например, в некоторых вариантах выполнения может использоваться период времени стабилизации, составляющий приблизительно 30 минут. Однако в других вариантах выполнения могут использоваться другие периоды времени стабилизации. В целом рекомендуемое время стабилизации может зависеть от условий конкретного варианта выполнения и может изменяться между, например, приблизительно 30 мин, 40 мин, 50 мин, 1 ч или любым иным периодом времени, при котором получают приемлемые результаты. Основной причиной выжидания в течение времени стабилизации является обеспечение поддержания относительной стабильности и постоянства температур, давлений и расходов турбины 22 на протяжении испытаний. Все клапаны должны находиться в фиксированном, полностью открытом положении, что может быть в целом наиболее распространенным рабочим состоянием установки 10. Несмотря на то что при проведении данных испытаний может отсутствовать необходимость в изоляции циклов, поток пара низкого давления может быть отведен в конденсатор 36 через перепускную линию низкого давления во избежание дополнительного смешивания выхлопного потока среднего давления и впускного потока низкого давления, что может дополнительно усложнить расчет КПД секции среднего давления паровой турбины. Кроме того, газовая турбина 12 в целом может эксплуатироваться при постоянной нагрузке в течение времени проведения испытаний, что придает еще большую стабильность энергетической установке 10.

[0044] Аналогично случаю способа температурного вывода, паровая турбина 22 работает в трех отдельных режимах испытаний, что в некоторых вариантах выполнения может осуществляться на месте эксплуатации. В целом паровую турбину 22 эксплуатируют при базисных или близких к базисным нагрузках, при различных комбинациях температур на впуске в секции 30, 28 высокого давления и среднего давления турбины 22. Другими словами, температуры основного пара и пара горячего подогрева изменяют относительно друг друга. Более конкретно, в Испытании 1 основной пар и пар горячего подогрева поддерживают при по существу одинаковых температурах, например, соответствующих их номинальным условиям. Например, в некоторых вариантах выполнения основной пар и пар горячего подогрева могут поддерживаться при температуре приблизительно 1050°F (566°С). Однако для различных систем эта температура может изменяться и может охватывать значения приблизительно 900°F, 950°F, 1000°F, 1050°F, 1100°F (482°C, 510°C, 538°C, 566°C, 593°C) или любую иную дискретную температуру, при которой получают приемлемые результаты. Далее, в Испытании 2 температура пара горячего подогрева может быть уменьшена на заданную величину, в то время как температуру основного пара поддерживают относительно постоянной. Например, в некоторых вариантах выполнения температура пара горячего подогрева может быть уменьшена приблизительно на 30°F (17°C). Однако это уменьшение температуры может варьироваться и может охватывать значения приблизительно 10°F, 20°F, 30°F, 40°F, 50°F, 60°F, 70°F, 80°F, 90°F, 100°F (6°C 11°C, 17°C, 22°C, 28°C, 33°C, 39°C, 44°C, 50°C, 56°C) или любое иное дискретное уменьшение температуры, при котором получают приемлемые результаты. Наконец, в Испытании 3 температуру основного пара снова поддерживают постоянной, в то время как температуру пара горячего подогрева дополнительно уменьшают и стабилизируют в точ