Магистратура 1 сем ТЭС / экз / Otvety

Рис. 4.8. Пусковая схема с первоначальным подводом пара в ЦСД.

1-Дополнительный подвод пара в ЦСД; 2 -спорно-регулирующий клапан; 3 трубопровод сброса пара из дренажей перепусных труб ЦВД и ЦСД в конденсатор. По двод пара от общестанционной магистрали .

В этом случае предлагается дополнить штатную пусковую схему блока дополнительными трубопроводами и арматурой (рис. 4.8), которые необходимы для перевода турбоагрегата в моторный режим [6].

Ниже, в качестве примера, рассматривается технология пуска блока мощностью 200 МВт из горячего состояния (после простоя 6-8 ч) по предлагаемой схеме.

Первоначально, пуск осуществляется с типовой инструкцией [1]. Одновременно с началом прогрева главных паропроводов и тракта промперегрева осуществляется параллельно прог рев дополнительного трубопровода подачи пара в IV отбор ЦСД до защитно-регулирующего клапана (2).

После достижения температуры пара перед стопорными клапанами ЦВД уровня 360-380 0С (это позволяет обеспечить необходимый температурный уровень после РОУ, соответствующий уровню на выхлопе ЦВД и на входе в IV отбор ЦСД при пуске из горячего состояния), начинается разворот турбины, путем подачи части пара из постороннего источника или по паропроводу после растопочного РОУ и IV отбор. Пар, подаваемый в IV отбор ЦСД, совершает работу и разворачивает турбину до номинальной частоты вращения 50 1/сек, после чего производится синхронизация турбогенератора и включение его в сеть. Так как подача пара осуществляется в промежуточную ступень ЦСД, то для вывода турбогенератора на холостой ход необходимо подавать в IV отбор пара значительно больше, чем при работе на холостом ходу с подачей по типовой схеме.

Расход пара, необходимый для обеспечения холостого хода турбоагрегата подачей пара в IV

отбор ЦСД, можно вычислить по выражению:

Nмех.х.х

где: тг — мощность, необходимая для преодоления потерь в подшипниках турбины и генератора на холостом ходу;

Nтх..вх.. — потери мощности на трение и вентиляцию в проточной части турбины на холостом

ходу;

n— число ступеней ЦСД и ЦНД, участвующих в работе пара;

ioi — внутренний относительный КПД i-ой ступени;

hoi — располагаемый перепад i-ой ступени.

При давлении в конденсаторе Рк=0,004...0,006 МПа расход пара подаваемый в IV отбор турбины К-210-130 для обеспечения холостого хода составляет D=8,0...10 кг/с (расход пара на

холостой ход для пуска по типовой схеме и таком же давлении в конденсаторе составляет D=4,0...6,0 кг/с). После выхода на частоту вращения 3000об/мин, и взятия первоначальной нагрузки, для прогрева перепускных труб и защитного клапана ЦСД, а также перепускных труб и регулирующего клапана ЦВД (стопорный клапан закрыт) уровень первых ступеней ЦСД обеспечивается противопоточной прокачкой небольшого количества пара через них от потока пара, подаваемого в IV отбор. При этом защитные клапаны ЦСД закрыты, регулирующие открыты, а часть пара, подаваемая в IV отбор противотоком проходит через головную часть и производит ее прогрев и прогрев перепускных труб, а затем сбрасывается в конденсатор через дренажи перепускных труб. При достижении номинальной частоты вращения температура пара, идущего противотоком через первую ступень ЦСД может повышаться за счет трения и вентиляции до уровня Тпс=460-500 0С, что обеспечивает прогрев головной части ЦСД и перепускных труб. К моменту подачи пара в ЦСД по нормальной схеме температура перепускных труб достигает Тпт=400 0С. В этом случае температурные напряжения, возникающие в головной части ЦСД не превышают предельных значений и число допустимых циклов нагружения превышает N=10000 циклов. Таким образом, ограничений по числу пусков, связанных с малоцикловой усталостью в ЦСД при пуске по предлагаемой технологии не возникает. При использовании усовершенствованной схемы, в первый момент разворота и синхронизации, ЦВД работает изолированно (по пару) от ЦСД и ЦНД. Стопорные клапаны закрыты и пар в голову ЦВД не поступает, однако в связи с отсутствием запорной арматуры на выхлопе ЦВД, пар от растопочного РОУ может попадать на выхлоп ЦВД, и оно находится под давлением тракта промперегрева. Поэтому, для обеспечения допустимого температурного уровня ЦВД в момент разворота предусматривается прокачка небольшого количества пара противотоком через ЦВД со сбросом его через дренажи перепускных труб в конденсатор, при этом регулирующие клапаны ЦВД находятся в открытом положении. Такая схема, наряду с обеспечением допустимого температурного состояния ЦВД позволяет осуществлять прогрев перепускных труб и стопорный клапанов. В результате чего к моменту подачи пара в ЦВД их температура находится на уровне Тпт=430 0С (при типовой технологии Тпт =300...310 0С).

В результате такой технологии пуска, у моменту прогрева главных паропроводов до Тгп=480...500 0С, турбогенератор уже оказывается синхронизирован с сетью, а стопорный клапан и перепускные трубы прогретыми и может быть взята небольшаяпервоначальная нагрузка (1 -5 МВт). В этом случае в ЦВД можно сразу подать большое количество пара (как при пуске из моторного режима) и взять первоначальную нагрузку при этом расхолаживания практически не наблюдается [2] и число допустимых циклов пуска и останова превышает N=10000. После подачи пара в ЦВД в растопочное РОУ отключается, а дальнейший прогрев тракта промперегрева и охлаждение ЦСД осуществляется паром выхлопа ЦВД. Скорость прогрева тракта промперегрева в этом случае можно резко увеличить и при достижении соответствующих параметров (Тпп=480 0С), осуществляется подача пара в ЦСД по нормативной схеме, а подача в IV отбор прекращается. Дальнейший набор нагрузки осуществляется в соответствии с графиком заданием.

На рис. 4.9 представлен график-задание пуска моноблока 210 МВт из горячего состояния при пуске по типовой схеме и по усовершенствованной. Из анализа этого графика следует, что применение усовершенствованной пусковой схемы позволяет совместить часть операций прогрева

трубопроводов, набора оборотов и синхронизации турбоагрегата, что позволяет сократить время пуска приблизительно на 30 минут.

Расчет пусковых потерь топлива для двух вариантов схем, пров еденной по методике [7] показывает, что при пуске по предлагаемой схеме приведенные затраты топлива на пуск моноблока мощностью 210 МВт сокращаются на 10...12 т.ус.т.

Кроме того, применение усовершенствованной схемы резко уменьшает сбросы пара в конденсатор через ПСБУ, в результате чего сокращается вынос крупнодисперсной влаги в корневую зону последних ступеней, что обеспечивает более равномерное температурное состояние последних ступеней и уменьшает эрозийный износ выходных кромок лопаток.

Рис.4.9. Пусковая схема с опережающей подачей пара в ЦСД.

Температурное состояние проточной части турбины сохраняется на уровне близком к номинальному, без существенного расхолаживания рис. 4.10.

Рис. 4.10. Температурное состояние проточной части в момент пуска и при номинальной нагрузке.

1- Номинальный режим; 2- температурное состояние в процессе пуска.

14.Прохождение провалов графика нагрузки. Использование режимов разгружения для пр охождения провалов нагрузки. Затраты топлива. Ограничения, преимущества, недостатки, экономичность.

получило самое широкое распространение на ТЭС, благодаря ряду эксплуатационных преимуществ:

-сохранение в энергосистеме горячего вращающегося резерва;

-более высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования по сравнению с другими способами «резервирования»;

-высокими маневренными свойствами (возможность разгружения и нагружения с высокими скоростями);

-высокая (практически полная) автоматизация операций.

Целесообразность использования такого режима для прохождения провалов нагрузки с различной глубиной и продолжительностью обуславливается, в основном, его экономическими преимуществами. При этом, в зависимости от условий (глубины) разгружения могут быть использованы различные способы регулирования нагрузки: работа на номинальном давлении, разгружение и последующая работа на

скользящем давлении, использование комбинированного способа регулирования.

При разружении экономичность оборудования снижается. Так при разгружении на 20-30%, происходит снижение экономичности на 10-15%, а при более глубоком снижении нагрузки, до 40-50% от номинальной, снижение тепловой экономичности может достигать 20-30%. Эти величины справедливы для оценки изменения нагрузки по статическим режимам. В процессе изменения нагрузки появляются дополнительные затраты теплоты и топлива, связанные с особенностью протекания динамических процессов. Изменение нагрузки приводит к нарушению стационарного режима работы, при этом меняются оптимальные соотношения «топливо-воздух», причем на этапе разгружения изменение расхода воздуха всегда отстает от изменения расхода топлива, увеличивая избыток воздуха.

Затраты топлива на весь период вывода энергоблока в резерв определяются, как сумма затрат топлива на каждом из этапов (рис. 5.1):

Nmax

Nmin

Рис. 7.1 График прохождения провала нагрузки и его этапы.

τр-время разгружения; τп –продолжительность провала; τн-время нагружения.

Затраты топлива на этапе изменения нагрузки за весь цикл составят:

Вст.р., ∆Bрнс , ∆Bрстаб – расход топлива на этапе разгружения по стационарной характеристике, дополнительный расход топлива на этапе разгружения, связанный с нестационарностью процесса, дополнительные затраты топлива, связанные с режимом стабилизации, после завершения переходного процесса.

15.Прохождение провалов графика нагрузки. Использование режимов останова и последующего пуска для прохождения провалов нагрузки. Ограничения, преимущества, недостатки, экономичность

Эти режимы, наряду с режимами разгружения, являются основными режимами «резервирования». Эти режимы используются в основном при про хождении провалов б олее значительной продолжительности (более продолжительных провалов) или когда разгружение б локов не обеспечивает требуемого уровня снижения нагрузки. Преимуществом данного режима является максимальная глубина разгружения - 100% Nном. Дополнительные затраты топлива на останов-пуск складываются из следующих этапов:

∆Bпуск=∆Bразгр+∆Bрезерв+∆Bподг+∆Bраст+∆Bнаб .об+∆Bнагр+∆Bстаб ( 7.8 )

где :

∆Bразгр - затраты топлива на разгружение блока;

∆Bрезерв - затраты топлива , связанные с по ддержанием блока в резерве, т.е . в остановленном состоянии; ∆Bпо дг - затраты топлива, связанные с подготовительными операциями к пуску б лока;

∆Bраст - затраты топлива, связанные с растопкой ко тла и набором параметров пара до «толчковых» для турбины; ∆Bнаб.об - затраты топлива на набор оборотов и синхронизацию турбоагрегата;

∆Bнагр - дополнительный перерасхо д топлива, связанный с э тапом нагружения;

∆Bстаб - допо лнительные затраты топлива, связанные с э тапом стабилизации теплового состояния (б лока) на окончательной нагрузке.

Операции по пуску б лока являются штатными. ОПР эффективно применять при глубоких и продолжительных провалах, 10 часов и более.

К недостаткам данно го режима надо о тнести:

-ограничение числа пусков на весь срок службы по условиям надежности работы металла (для боль шинства турбин допустимое число пусков из горячего состояния составляет n= 1500 - 2000 пусков и n =600 из хо ло дного состояния);

-снижение надежности из -за дополнительных термических напряжений в процессе пуска, ко торые могут превосхо дить допустимые значения из-за сбоев и нарушений в технологии пуска;

-ограничения скорости набора нагрузки (продолжительность с момента начала пуска до полного нагружения до

Nн составляет для бо льшинства блоков о т 1,5 до 8 часов, в зависимости от продолжительности простоя и ти па б лока);

-сложность автоматизации пусковых операций;

-дополнительные расходы топлива , связанные с остановом пуском блока.

16.Прохождение провала нагрузки с использованием моторного режима. Технология использования, преимущества и недостатки. Технологические схемы перевода турбоагрегата в моторный режим.

Затраты топлива на поддержание турбоагрегата в моторном режиме.

При работе энергоблока в МР его ко тѐл останавливают, по дачу пара в турбоагрегат через паровпускные органы прекращают, а генератор от сети не отключают, и он работает как двигатель, вращая ро тор турбоагрегата с синхронно й частотой. В этом случае генератор потребляет э лектрическую энергию, которая идет на преодоление сил,

препятствующих вращению ротора турбоагрегата. При этом вакуум в конденсаторе не срывается, в работе остается эжекторная установка и продолжает осуществляться по двод к конденсатору цирку ляционной во ды. На уплотнения турбины подается пар для ее герметизации, так как практически вся проточная часть турбины в э том случае оказыва ется под вакуумом.

Минимизация затрат топлива обеспечивается за счѐт снижения расхо да пара на поддержание турбоагрегата в МР, и сокращения мощности, потребляемой генератором из сети, а также сокращением затрат электроэнергии на собственные нужды, при обеспечении температурного состояния турбины в допустимых пределах.

В итоге МР имеет следующие достоинства и недостатки.

Достоинства моторного режима:

-турбина вращается с синхронной частотой, ее не надо разворачивать, можно сразу подавать пар и брать начальную нагрузку;

-турбина со храняет температурное состояние б лизкое к температурному состоянию при работе под нагрузкой;

-отсу тствие э тапа разворота ротора турбины уменьшает расхо лаживание паровпуска турбины, что снижает термические напряжения. Число возможны х переводов б лока в МР оценивается в 9000 10000, что в 5-6 раз бо льше, ч ем для ОПР;

-обеспечивается глубокая разгрузка б лока, диапазон изменения нагрузки которого составляет 100 %;

-более быстрый набор нагрузки по сравнению с ОПР, хо тя и более медленный , чем при разгружении б лока.

Недостатки:

-дополнительные затраты топлива и энергии на по ддержание моторного режима;

-со хранение затрат топлива, связанных с остановом и пуском котла при блочных установках.

Считается, ч то применение МР экономически целесо образно при продолжительности провала нагрузки в

энергосистеме не более 6 часов.

17.Прохождение провала нагрузки, с использованием режима горячего вращающегося резерва, технология перевода, преимущества и недостатки. Затраты топлива на поддержание ГВР.

К недостаткам МР можно отнести увеличение затрат на по ддержание турбоагрегата в МР, ко торое сводится к потреблению э лектроэнергии из сети на вращение турбогенератора и механизмов СН, а также подачу о хлаждающего пара в проточную часть турбины для еѐ о хлаждения и на уплотнения турбины.

Суммарные расходы пара для по ддержания МР на блочном оборудовании складываются из следующих затрат топлива:

1.На произво дство пара, по даваемого на упло тнения и эжекторы турбины, Bп.пост ;

2.На произво дство пара, по даваемого в проточную часть для еѐ о хлаждения, Bп.пер ;

3.На выработку электрической энергии, необ хо димой для вращения турбогенератора, Bэ.пер ;

4.На выработку электроэнергии, необ хо димой для привода циркуляционного и конденсатно го насосов и других

На суммарный расход топлива о казывает влияние принятая схема использования конденсата о хлаждающего пара. Для выбора оптимальной схемы слива конденсата из конденсатора целесообразно рассмотреть два возможных варианта :

1. Сброс конденсата в бак запасного конденсата с последующей подачей его в деаэратор соседнего рабо тающего

блока;

2. Сброс конденсата (после о хладителей уплотнений и эжекторов) в деаэратор соседнего работающего блока;

В качестве исхо дного уравнения для расчѐта расхода топлива может быть использовано уравнение:

ВпрМР BпарМР bср NснМР BМР bср W bср NМР BМР bср NМР W , (7,10)

где W – мощность, вырабатываемая паром на соседнем блоке, используемом для получения пара, идущего на

охлаждение;

N МР – затраты мощности на поддержание энергоблока в моторном режиме.

Минимизация затрат топлива обеспечивается за счѐт снижения расхо да пара на поддержание турбоагрегата в МР, и сокращения мощности, потребляемой генератором из сети, а также сокращением затрат электроэнергии на собственные нужды, при обеспечении температурного состояния турбины в допустимых пределах.

18.Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем частичного обвода сетевых подогревателей с сохранением тепловой нагрузки отборов. Преимущества и

недостатки, основные ограничения, технологические схемы. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Режим горячего вращающегося резерва (Г ВР) который еще также называют режимом частичных оборотов

(РЧО), сво дится к следующему.

Энергоблок разгружается на ско льзящих параметрах, генератор отключается о т сети. Закрывается ГПЗ турбины и при достижении часто ты вращения ротора турбины 800 - 1100 об/мин через байпас ГПЗ по дается пар с таким расчетом,

чтобы эта часто та вращения ротора со хранялась.

В э том случае котел не гасится и продолжает работать на о дном дымососе и на одно м вентиляторе, а

поддержание выработки небольшого количества пара обеспечивается работой на о дной растопочной форсунке или газовой горелке. Вакуум в конденсаторе со храняется и на уплотнения турбины подается пар по пусковой схеме энергоблока. Схема перевода блока в режим ГВР представлена на рис. 7.4.

Рис.7.4 Схема работы энергоблока 200 М Вт в режиме горячего вращающегося резерва: Dпв - по дача питательной во ды с соседнего блока; Dпу, Dку - подача пара на передние и задние концевые уплотнения турбины;

DБРОУ-сброс «лишнего» пара в конденсатор; Dэж – подача пара на эжекторную установку.

Преимущества Г ВР:

-ко тел остается в работе, трубопроводы острого пара и пара промперегрева прогреты;

-отсу тствует этап пуска с « толчком» турбины, и при пуске б лока требуется только «добор» оборотов до номинальных и синхронизация генератора.

Недостатки:

-разогрев последних ступеней ЦСД и ЦНД турбины из -за потерь на трение и вентиляцию и ввиду высокой температуры пара, вследствие его низкого расхо да через пароперегреватель котла, рост расхода пара через промперегреватель с другой стороны приво дит к недопустимому увеличению частоты вращения турбины;

-довольно большой расход тепла на поддержание режима ГВР.

Поэтому режим ГВР не нашел широкого применения в энергетике.

19.Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем отключения или частичного обвода ПВД при сохранении отпуска тепла из отборов. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Для разгружения турбоагрегата , когда в регу лируемом отборе достигается минимально -допустимое давление,

предлагаются следующие возможные варианты решения задачи, кроме перехо да на частично конденсационный режим :

1.Поддержание давления в камере отбора на миним ально-допустимом уровне при дальнейшем снижении тепловой, а значит и электрической нагрузки, пу тем обвода части сетевой во ды помимо сетевых подогревателей.

2.Поддержание тепловой нагрузки на заданном уровне в процессе разгружения путем частичного обвода г руппы сетевых подо гревателей и увеличения нагрева сетевой воды , про ходящей через ПСГ, до более высоких параметров так,

чтобы после смешения обводимого и основного потоков параметры прямой сетевой во ды оставались на заданном уровне и отпуск тепла со хранялся :

где :Cр - изобарная теплоемкость воды (кДж/кг оК);

tпр, tобр- соответственно температура прямой заданной и обратной сетевой во ды ( оС ); ∆ - доля обвода сетевой воды помимо ПСГ;

tпр псг - температура прямой сетевой воды на выхо де из ПСГ, при обво де части сетевой воды помимо ПСГ.

В э том случае снижение мощности турбины происхо дит за счет дву х факторов:

-уменьшения расхо да пара в голову турбины ввиду его уменьшения на регенеративные подогреватели и и з-за роста параметров на выхлопе в конденсатор и ввиду повышения параметров конденсата;

-уменьшения срабатываемого теплоперепада , за счет роста параметров в камерах регу лируемых отборов.

Таким образом можно повышать параметры пара в камерах о тборов до дос тижения вер хних допустимых пределов Ротб = 2 кг/см2 (0,2 МПа ) и Ротб = 1,5 кг/см2 (0,15 МПа ) уменьшением расхода сетевой воды через ПСГ до минимально допустимого уровня. При реализации предлагаемого режима тепловая экономичность турбины практически не меняется, если расхо д пара в конденсатор не изменяется. Однако с ростом параметров пара в камере последнего отбора, для со хранения допустимого температурного уровня ЦНД, необ ходимо увеличивать вентиляционный расход пара в конденсатор. В результате снижаются э кономичность работы и диапазон разгружения. На рис. 7.6 представлены диапазоны возможного снижения э лектрической нагрузки для турбины Т -250-240, при различных расходах пара в ЦНД.

Рис.7.6. Изменение мощности турбины Т -250-240 при частичном обводе сетевых подо гревателей по сетевой воде

при различных температурах наружного возду ха.

––––расход пара в конденсатор постоянный (48 т/ч) в работе система о хлаждения;

–– – расхо д пара в конденсатор варьируется в зависимости о т температурного состояния ЦНД, система охлаждения отключена.