Магистратура 1 сем ТЭС / экз / Otvety

Работа металла энергетического оборудования на ТЭС характеризуется цикличностью нагружения, связанной с периодическими пусками и остановами, изменением нагрузки и т.д. Усталостью называется накопление повреждений (пластических деформаций) в материале,

при его циклических нагружениях, которое приводит к разрушению за определенное число циклов. Различают многоцикловую усталость и малоцикловую. Точного разделения между ними нет.

Условно можно считать, что если за расчетный период службы число циклов до разрушения, более

104, то это многоцикловая усталость, если менее, то обычно говорят о малоцикловой усталости.

Вслучае упрощенного одноосного расширения сжатия, деформация материала определяется диаграммой растяжения. Деформация в этом случае равна е=-ln(1-F/Fo).

Где F, Fo - площадь образца и первоначальная площадь образца.

Взависимости от нагрузки. Деформация может быть упругой и пластической.

Для оценки нагрузки использую условный предел упругости, σе - напряжение при котором деформация лежит в пределах 0,001-0,01%.

Если материал совершал циклы разгружения, нагружения в области упругих деформаций, то в соответствии с законом Мазинга Афанасьева Процессы разгружения и нагружения совершались бы по петле гистерезиса представленной на рис.3.11. При этом σ’при растяжении больше чем при сжатии. А ветви разгружения АВС и последующего нагружения СДЕ совпадают с ветьвью первичного нагружения ОЕ в удвоенном масштабе.

Рис.3.11. Диаграмма деформирования при циклическом нагружении.

В процессе появления не упругих знакопеременных деформаций происходит их накопления

(суммирование), которое может привести к разрушению.

Это явление называется малоцикловой усталостью металла. Для обеспечения надѐжности эксплуатации теплоэнергетического оборудования ТЭС важно прогнозировать ресурс его работоспособности.

Циклическое нагружение металла энергооборудования ТЭС сопровождается его разупрочнением за счѐт ползучести. Для прогнозирования ресурса работоспособности металла на ТЭС важно учитывать совместно усталостные явления с его повреждаемостью от ползучести.

Метод совместного учѐта этих видов повреждаемости был предложен д.т.н. Костюком А.Г. и

д.т.н. Трухнием А.Д. в МЭИ на кафедре Паровых и газовых турбин.

Для прогнозирования ресурса работоспособности металла ТЭС важно учитывать совместное усталостные повреждения и от ползучести и от повреждения металла от циклического нагружения.

1/Np=1/No+λ,

Где 1/Np – степень повреждаемости металла за цикл;

1/No-степень повреждаемости металла за счет пластических деформаций за один цикл,

разгружения, нагружения; λ –степень повреждаемости металла от ползучести.

9.Изменение затрат топлива на этапе разгружения , факторы, определяющие затраты топлива на этапе разгружения. Оптимальные скорости разгружения.

10.Изменение затрат топлива на этапе нагружения, факторы, определяющие затраты топлива на этапе нагружения. Оптимальные скорости нагружения

11.Совершенствование пусковых схем турбин с противодавлением (типа -Р). Технологические операции, преимущества и недостатки.

Практическая отработка новой технологии пуска осуществлялась на натурных т урбинах Р- 15-90/10 и Р-50-130/13 Светлогорской ТЭЦ. Выбор объектов исследования продиктован значительным ухудшением пусковых характеристик первой из них после реконструкции ее с У-50-

90. В частности, пуск турбины Р-15-90/10 из холодного состояния затягивался на сутки и более с несколькими промежуточными остановками. Остановки были связаны с превышением пусковых критериев: разницы температур «верх-низ» цилиндра и, особенно, относительного удлинения ротора.

Традиционная заводская технология пуска противодавленческих турбин свежим паром подаваемым в паровпуск турбины с предтолчковым противоточным прогревом ее проточной части обратным потоком пара на валоповотротном устройстве имеет ряд недостатков. Основные из них:

большие термические напряжения в толстостенных элементах турбины; значительный разогрев выхлопной части, включающей последние ступени и выхлопной патрубок; значительная продолжительность пуска из-за низкой интенсивности прогрева проточной части прямоточным потоком пара при малом его расходе; практическая непригодность такой технологии для , пуска реконструированных паровых турбин в противодавленческие для которых перечисленные выше недостатки проявляются в ещѐ большей степени.

Повышение температуры пара за счет подвода к нему потерь трения и вентиляции в направлении от выхлопа к паровпуску совпадает с естественным распределением температуры металла при работе турбины под нагрузкой, а само повышение температуры осуществляется за счѐт использования потерь трения и вентиляции, которые при использовании заводской технологии пуска паром номинальных параметров однозначно ухудшают пусковые режимы машин, что реализуется в новой технологии пуска. Еѐ промышленное внедрение потребовало согласования с ХФ ЦКБ

"Энергоремонт" . Основные этапы пуска противодавленческой турбины по новой технологии поясняются рис. 4.21 и они включают:

Этап I. Турбина прогревается противоточным потоком пара на валоповоротном устройстве до уровня температур выше предела хладоломкости роторной стали (150...170°С):

Этап II. Прекращается противоточный прогрев машины на валоповороте и осуществляется толчек еѐ ротора подачей в паровпуск пара скользяших параметров. На этом паре быстро (за 10...15

минут) повышают обороты ротора до номинальных, синхронизируют генератор и включают его в сеть.

Этап III. Прекращают подачу пара в паровпуск и переводят машину в моторный режим работы. Подают противоточно охлаждающий пар из кллектора противодавления со стороны выхлопа, отводя его через дренажи регулирующей ст упени, перепускных труб и стопорного клапана.

Прогревают машину в моторном режиме до момента выхода температуры в проточной части на

уровень соответствующей еѐ значению здесь на расчѐтной политропе.

Этап IV. Подают свежий пар в паровпуск и нагружают турбину в соответствии с критериями

еѐ надѐжности.

Новая технология пуска позволила решить практически все вопросы возникшие на

реконструированных машинах Р-15-90/10 и серийной Р-50-130/13, а также наметить основные этапы

ее реализации на турбинах типа ПТ-60-130/13.

Рис. 4.21. Новая технология пуска турбин с противодавлением:

1 - трубопровод свежего пара: 2 - главная паровая задвижка; 3 • стопорный клапан; 4 -регулирующие клапаны; 5 - турбина типа "Р":6 - генератор: 7 • предохранительный клапан: 8 - общестанционныи коллектор пара на производственные нужды: 9 • дренажная линия из камеры регулирую щей ступени турбины: 10 - дренажные линии перепускных труб; 11 - линия обесспаривания стопорного клапана; 12 - смеситель.

Этапы: I - предпусковой прогрев турбины: П • толчек и разворот ротора, синхронизация и

включение генератора в сеть: 111 - прогрев турбины в моторном режиме; /У - переход на свежий пар

и взятие нагрузки. — — — — ->• - направление пусковых потоков пара: открытое положение

запорных и регулирующих органов-светлое, затененноезакрытое положение.

12.Совершенствование пусковых схем турбин с промышленным отбором пара (типа -ПТ). Технологические операции, преимущества и недостатки

Пуск турбин на неб лочных э лектростанциях по заво дской техноло гии свежим паром" номинальных параметров отличается низкой надѐж ностью и экономичностью . Низкая надѐжность обусловлена большой разностью температур пара и металла ЦВД турбины и связанными с э тим значительными напряжениями в металле корпуса, фланцах и шпильках, особенно при пусках из хо лодного состояния. Критерии раз ности температур в контрольных точках, как правило, существенно пре вышаются, имеет место неравномерность прогрева цилиндра, перегрев его выхлопа вследствие потребления мощности последними ступенями ЦВД, перегрев выхлопной части турбины вследствие работы еѐ ЧНД на малорасходных режимах, которым, кроме того, присущи значительные температурные напряжения в металле последней ступени и эрозия выхо дных кромок еѐ рабочих лопаток . Подтверждение э тому приводится в таб л. 4.5.

Таблица 4.5. Основные показатели пуска ТПТУ из холо дного состояния с турбиной П160 -130/13 по штатной техно логии (по дачей

свежего пара в паровпуск ЦВД)

При наборе активной нагрузки возникают дополнительные напряжения в металле из -за изменения температур пара связанных уже с повышением расхо да. Всѐ э то вместе взятое приводит к быстрому исчерпанию ресурса машин пускаемых по заводской техно логии свежим паром, отказам оборудования и значительн ым психологическим перегрузкам эксплуатационно го персонала.

Накопленный по ложительный опыт по применению новой технологии пуска про тиводавленческих турбин с прогревом их противо точным потоком пара в моторном режиме, а так же проведенный большой объем расчѐ тно-

теоретических исследований позволили обосновать возможность распространения новой техно логии пуска на машины более высокого класса. Такой машиной была определена широко распространенная на белорусских ТЭЦ турбина ПОТ ЛМЗ типа ПТ-60-130/13. Новая технология реализована на такой турбине Мозырской и Светлогорской ТЭЦ и монтируется на аналогичной турбине Минской ТЭ Ц-4. Систематизация этапов пуска турбины ПТ -60-130/13 по но вой технологии представлена рис. 4.22.

Предтолчковый прогрев турбины осуществляется паром 1.29МПа подачей его в выхлоп ЦВД и паровпуск ЦНД

(I). То лчок ротора осуществляется увеличением подачи пара из коллектора 1.29 МПа в паровпуск ЦНД с быстрым за 10...

15 минут повышением оборотов гора до номинальной величины и синхронизацией генератора б ез какой-либо задержки

(II). Нагружением ЦНД турбины осуществляется стабилизация температуры его выхлопа, а ЦВД при этом прогревается противоточным потоком пара отводимым через его дренажи спереди (III). Про тивоточный прогрев ЦВД продолжается до достижения температурного состояния в его проточной части соответствующего таковому на номинальной политропе или б лизкого к ней. По окончании прогрева ЦВД дальнейшее нагружение турбины осуществляют по дачей свежего пара в паровпуск ЦВД, то есть обычным образом (IV).

Рис. 4.22. Новая технология пуска теплофикационных турбин с подачей пара в промежуточную ступень:

I - трубопровод свежего пара; 2 - главная паровая задвижка; 3 - стопорный клапан; 4,6 - регулирующте клапаны : 5 - ЦВД; 7 - ЦНД; 8 - генератор: 9 - выхло п в конденсатор: 10,14 - дренажные линии из камеры регулирующей ступени ЦНД и ЦВД: 11,} 5 - дренажные линии перепускных труб ЦНД и ЦВД: 12 -в общестанционный ко ллектор пара на производственные нужды : 13-клапан обратный: 16линия обеспаривания стопорного клапана.

Этапы: 1 - предпусковой прогрев турбины: II - толчек и разворот ротора, синхронизация и включение генератора в сеть,

погружение турбины за счѐт ЦНД: III - прогрев ЦВД турбины моторном режиме: IY - перехо д на свежий пар и взятие

нагрузки. ——-> - направление пусковых потоков пара: о ткрытое положение запорных и регулирующих органов -светлое,

затененноезакрытое положение .

Результаты сравнения пуска по новой технологии с пуском по штатной - свежим паром приводятся на рис. 4.23.

Рис.4.23. Сравнение пусковых графиков -заданий ПОТЛМЗ и новой технологии длятурбины ПТ-60-130/13:

.............. - пуск свежим паром; ___ - пуск с прогревом ЦВД в моторном режиме.

Анализ рисунка подтверждает преимущества новой технологии пуска турбины ПТ-60-130/ 13 с прогревом ЦВД в моторном режиме.

13.Совершенствование пусковых схем и технологии пуска на энергоблоках с промперегревом и однобайпасной пусковой схемой.

На отечественных блоках, в частности на блоках с турбинами К-210-130, для предварительного прогрева системы промперегрева при пусках используют дополнительные РОУ.

Такая пусковая схема представлена на рис.4.6.

Рис. 4.6. Однобайпасная пусковая схема с дополнительным РОУ.

1 – ко тѐл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6-промежуточный

пароперегреватель; 7 – БРОУ; 8-РОУ малого расхо да.

Часть острого пара в этом случае через РОУ малого расхода сбрасывается в промежуточный пароперегреватель, для обеспечения его охлаждения и предварительного (до подачи пара на турбину) прогрева трубопроводов пара промперегрева. Первоначально для этих целей применялись РОУ 14/2,5 МПа с производительностью 5,6 кг/с и 16,7 кг/с. Однако РОУ, с такой производительностью, не обеспечивали необходимого темпа прогрева трубопроводов промперегрева. В результате при достижении перед ГПЗ температуры необходимой для точка ротора турбины, температура перед защитными клапанами ЦСД оставалась ниже на 100-150оС и требовался дополнительный прогрев трубопроводов промперегрева. Только с РОУ производительностью 39 кг/с

удавалось поднимать температуру промперегрева с отставанием от температуры острого пара на 30 - 40 оС [M]. Однако даже при РОУ такой большой производительности, не обеспечивался прогрев защитных клапанов и перепускных труб, что по прежнему приводило к захолаживанию первых степеней ЦСД. Кроме этого, существенное значение на температуру пара перед ЦСД даже при наличии РОУ играло принятые в процессе проекта технологические решения, в частности количество ниток промперегрева. При увеличении их числа до 4, темп роста температуры промперегрева перед защитными клапанами, продолжал существенно отставать от темпа прогрева трубопроводов острого пара.

Рис. 2.7.Пусковая схема при совмещении промперегрева и нагружения.

1-котел; 2-тракт промежуточного перегрева;3,6,11,18,20-запорная и регулирующая арматура; 4,7-

пароохладители; 5-сбросной трубопровод из паропровода свежего пара; 8-ЦНД; 9-конденсатор; 10-ЦСД; 12-сбросной трубопровод из паропровода промперегрева; 13,15,19-стопорные клапаны; 14,17-трубопроводы подвода о хлаждающего

пара от выхлопа ЦВД на ЦСД и ЦНД. 16-ЦВД.

В соответствии с этой схемой, свежий пар с котла подается в ЦВД турбины. Часть отработавшего в ЦВД пара поступает на прогрев системы промперегрева, а затем сбрасывается в конденсатор по сбросному трубопроводу в конденсатор, при закрытых стопорных клапанах ЦСД [ М]. Другая часть по дополнительному трубопроводу направляется в ЦСД и через пароохладитель в ЦНД. Такая схема позволяет начать разворот т урбины, не дожидаясь окончания прогрева паропроводов промперегрева. Подача пара в один из регенеративных отборов ЦСД и ЦНД, позволяет обеспечить охлаждение последних ступеней и существенно снизить ее повышение в последних ступенях. В этом случае ускоряется прогрев прмперегрева, отсутствует необходимость выдерживать турбину на частоте 800 об/мин. Благодаря подаче охлаждающего пара в ЦСД и ЦНД,

имеется возможность начать набирать нагрузку до окончания прогрева промперегрева.

Недостатком использования такой схемы является наличие большого числа дополнительных трубопроводов, охладителей пара и усложнение операций. Возможность при неправильных действиях персонала при работе с нормальной нагрузкой поставить ЦСД и ЦНД под высокое давление холодного промперегрева. Кроме этого, стопорные клапаны ЦСД, регулирующие клапаны ЦВД и перепускные трубы ЦВД и ЦСД остаются не прогретыми до подачи пара и в момент подачи пара приводят к существенному его захолаживанию, более того, в них могут возникать значительные термические напряжения, приводящие к преждевременному исчерпанию ресурса.

Для решения перечисленных выше проблем была предложена пусковая схема, с опережающей подачей пара в ЦСД от РОУ или от стороннего источника (общестанционного паропровода) представленная на рис. 4.8.