Магистратура 1 сем ТЭС / экз / Otvety

h, кДж/кг

0

S, кДж/(кг С)

Рис. 6.1. Изменение рабочего процесса расширения пара при отключении ПВД.

___ - Процесс расширения в нормальном режиме; ----- Процесс расширения в режиме с отключенными ПВД.

Как видно из анализа процесса в резу льтате о тключения ПВД давление на выхлопе ЦВД растет и теплоперепад

уменьшается. Процесс в ЦСД -ЦНД смещается влево. Это с одной стороны приводит к увеличению перепада, но с другой стороны из-за увеличения расхода пара в конденсатор , по догрев цирку ляционной во ды в нем возрастает, давление в конденсаторе увеличивается и теплоперепад снижется.

Отключение ПВД приводит к снижению температуры питательной воды на входе в котел и увеличению расхода

пара через промперегрев. Все э то, в конечном счете, приводит к увеличению расхо да топлива на котел при со хранении паропроизводительности ко тла . Увеличение расхода топлива можно оценить по выражению:

(6.3)

где hpwn, hpw-энтальпии питательной во ды в номинальном режиме и в режиме с о тключением ПВД; hn, hpwd-энтальпии острого пара в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

ppn, pp-доли расхо да пара через промперегрев в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД; hppg, hppx, hpg, h x-энтальпии пара горячего и хо лодно го промперегрева в номинальном режиме и в режиме с

отключением ПВД;

kn , k-КПД котла в номинальном режиме и в режиме с о тключенными ПВД.

Снижение температуры питательной во ды приво дит к изменению распределения тепла топлива по повер хностям

нагрева ко тла в сторону увеличения тепловосприятия хвостовых повер хностей, что приводит к некоторому снижению температуры у ходящих газов ( на 5-15 оС), а по ддержание температуры промперегрева на прежнем уровне требует увеличения расхо да возду ха на 5-10%, в результате КПД ко тла остается поч ти на неизменном уровне или немного растет за счет уменьшения потерь с у хо дящими газами.

Произвести оценку изменения КПД можно приближенно по приведенным ниже уравнениям. Для более точного

расчета необхо димо проивести поверочный расч ет котла в полном объеме.

q2/q2nom=(tу х/ tу хno m)* ( у х(1-b)+(a -1))/(у хno m(1-bno m)+(a-1)), (6.6)kn – КПД ко тла в исхо дном номинальном режиме.

где b=t хв/tу х

tхв-температура холо дного возду ха , соответственно в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД . tух-температура у хо дящих газов в соответствующих режимах.

Анализ э тих расчетов показывает, ч то на первом этапе перевода режима удельные расхо ды топлива на выработку электрической энергии по мере открытия диафрагмы начинают возрастать достаточно интенсивно , а потом замедляется и даже может начаться снижение удельного расхо да топлива на о тпуск э/э. Этот процесс продолжается до момента, когда диафрагма будет полностью открыта . После чего дальнейший рост э лектрической мощности и уменьшение отпуска тепла может достигаться за счет уменьшения расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, впло ть до перехо да в чисто конденсационный режим. При э том, как видно из рис. 3.3, у дельные расхо ды топлива на выработку электроэнергии существенно возрастают. Э то объясняется тем, ч то по мере открытия диафрагмы понижаются давления в регулируемых отборах пара и рост мощности происхо дит как за счет увеличения выработки э лектроэнергии всем пото ком пара

(включая по ток пара идущий на сетевые по догреватели для подогрева сетевой воды), вследствие увеличения срабатываемого теплоперепада , так и за счет работы , совершаемой дополнительным потоком пара, идущим в конденсатор.

При этом по мере роста расхода пара в ЦНД КПД его существенно возрастает и мощность ЦНД увеличивается.

Совместное действие снижения давления в регу лируемых отборах и роста КПД проточной части и приво дит к некоторому снижению удельных расходов на дополнительную мощность на данном этапе. При полностью о ткрытой диафрагме, дальнейшее увеличение расхода пара в ЦНД и в конденсатор возможно лишь за счет уменьшения расхо да сетевой во ды через СП и повышения давления в камере регулируемого отбора. В этом случае прирост э лектрической мощности происходит то лько за счет работы пара в ЦНД, при э том теплоперепад основного потока пара, идущего на сетевые по догреватели, уменьшается вследствие роста давления в отборе, ч то и приво дит к резкому последующему росту удельного расхо да топлива на выработку э лектрической энергии.

Положение оптимальной точки зависит о т исхо дного режима работы (да вление в отборах, тепловая нагрузка и т.д.). За счет такой передачи нагрузки можно получить прирост мощности на турбинах типа Т в объеме до 20%.

27.Изменение температурного состояния паровпуска проточной части турбины при пусках из горячего состояния. Причины изменений. Способы снижения.

Маневренность – это комплексное понятие, включающее в себя:

-допустимый диапазон изменения нагрузки;

-допустимую скорость изменения нагрузки;

-возможность длительное время работать на различных нагрузках и режимах, без ограничения надежности эксплуатации;

-продолжительность пуска оборудования из различных состояний.

Вначале, вспомним несколько терминов, определяющих дипазон работы оборудования. Регулировочный диапазон оборудования, это диапазон изменения нагрузки о т минимума до максимума, без

существенных переключений в техно логической схеме, позволяющий выполнять действия изменения нагрузки в автоматическом режиме.

Технологичский (регуировоный) д иапазон –как правило применяется для теплофикационных турбин и определяется разностью между номинальной и минимальной нагрузкой оборудования (паровой турбины) при обеспечении заданно го отпуска тепла с заданными параметрами.

Технический минимум оборудования - определяется возможностью длительной работы оборудования, без существенного снижения надежности и долговечности оборудования

Основными факторами, определяющими маневренные характеристики паровых турбин, являются:

1)Температурные напряжения в то лстостенных э лементах, характеризую щие опасность возникновения термоусталостных трещин;

2)Перемещения роторов ЧВД, ЧСД и ЧНД по о тношению к соответствующему корпусу турбины

(относительные перемещения), характеризующие опасность задевания вращающихся частей за неподвижные; 3) Усиление вибрации на частичных нагрузках.

Считается, ч то наибольшие температурные напряжения при изменении нагрузки возникают в ро торах турбин ввиду наибольшей скорости изменения их температур. Здесь наиболее опасными элементами являются паровпуск турбины, зона регу лирующей ступени, выточки на валу турбины-галтели, тепловые канавки, где возникает местная концентрация напряжений.

Другим опасным элементом считается корпус ЦВД, наибо лее толстостенная деталь турбины.

Температурные напряжения в корпусах турбин контролируются по разностям температур: 1) между вер хом и низом корпуса;

2)по длине корпуса;

3)по то лщине стенки корпуса;

4)по ширине ф ланцев горизонтального разъема;

5)между фланцами и шпильками;

6)между фланцами и корпусом.

Важным ограничивающим фактором маневренности турбин является о тносительное смещение ро торов. Его причина заключается в следующем: со стороны вхо да пара в цилиндр обычно имеется упорный подшипник,

фиксирующий положение ротора о тносительно корпуса в этом месте. При изменении нагрузки или при пус ках температура ротора изменяется быстрее корпуса. Поэ тому свободный конец ротора начинает смещаться относительно корпуса, в результате возникает опасность задевания неподвижных частей.

Одной из причин усиления вибрации турбин является неравномерный прогре в корпуса. Например, появление разности температур между вер хним и нижним ф ланцами горизонтального разъема, а также между корпусом и фланцем приводит к усилению вибрации. Причиной э того является температурное коробление корпуса.

Причиной ограничения про должительности работы турбины на малых нагрузках и на холостом ходу является чрезмерный нагрев выхлопного патрубка, что приво дит к опасности разрушения лопаточного аппарата ротора ЧНД. Для расширения маневренности паровых турбин проводят различные мероприятия. Эти мероприятия по дразделяются на конструктивные и эксплуатационные

28.Изменение температурного состояния паровпуска проточной части турбины при пусках из горячего состояния. Причины изменений. Способы снижения.

Наибольшие значения перепадов температур в радиальном направлении роторов турбин возникают при пусковых режимах, как правило, в зонах паровпуска, регулирующей ступени и передних концевых уплотнений. При э том на разных э тапах пуска разности температур могут менять знак на противоположный. Так для пусков из горячего и неостывшего состояния, как правило, происхо дит некоторое о хлаждение ро тора на начальном этапе пуска из -за снижения температуры пара в подводящих трубопроводах, дросселирования в регулирующих клапанах и срабатыва ния теплоперепада в регулирующей ступени .

Пуски блока из неостывшего и горячего состояния имеют место в о тносительно широком диапазоне температур металла турбины и других элементов. Отдельные узлы и элементы блока имеют при этом существенно различные температуры. Для турбины довольно медленно остывает вер хняя часть ЦВД в зоне камеры регулирующей ступени, а

наиболее быстро — перепускные трубы ЦСД. Значительно быстрее турбины остывает ко тел и трубопроводы,

подводящие пар к турбине. Так, например, ЦВД турбины К-210-130 остывает до температуры 150 0С за пять суток, а для барабанного котла это время составляет око ло суток. Поэтому, одним из существенных и наиболее продолжительных этапов пуска является прогрев элементов б лока и по лучение соответствующих температур пара перед пуском. При этом можно отметить несколько особенностей, присущих данным пускам.

В соответствии с типовой инструкцией по пуску, во избежание расхолаживания турбины, в момент то лчка турбины и повышения часто ты вращения, температура пара пред главной паровой задвижкой (ГПЗ) и защитными клапанами (ЗК) должна превышать температуру наиболее нагретых частей ЦВД и ЦСД на 100 и 50...70 0С

соответственно. Э то условие предопределяет довольно высокий начальный уровень температур пара, который может быть достигну т только при повышенных значениях тепловыделения в топках (до 20% от номинального выше) и высоком давлении в котле. Однако, при пуске блока из горячего состояния, приведенное выше условие не может быть выполнено,

поскольку температура пара, во всех случаях, не должна быть выше номинальной. Поэтому для исключения глубокого дросселирования задерживают повышение давление пара путем полного открытия паро -сбросных устройств (ПСБУ).

Кроме того, полное открытие ПСБУ способствует ускорению прогрева главных п аропроводов, но с другой стороны способствует увеличению потерь топлива при пуске.

Однако, при пуске по типовой схеме, несмотря на принятые упреждающие меры, перечисленные выше, из -за неблагоприятного расхода пара через ЦВД в процессе повышения частоты вра щения происходит его глубокое охлаждение (на

70 0С и более), и как следствие, соответствующее снижение температуры металла. На рис. 4.3 приведены результаты экспериментальных измерений изменения температуры пара в регулирующей ступени ЦВД в процессе пуска по данным [2].

Рис.4.3. Изменение температуры металла в зоне регулирующей ступени в процессе набора оборотов при пуске

из горячего состояния

29.Изменение температурного состояния ЦНД (ЧНД) проточной части турбины при пусках из различных состояний. Причины изменений. Способы снижения.

Небольшой расхо д пара через ЦСД и ЦНД в процессе разворота турбины и синхронизации сказывается также на работе последних ступеней ЦНД, особенно при пусках из горячего состояния. На рис . 4.5 пред ставлены графики изменения температурного состояния последних ступеней ЦНД турбины К-210-130 в процессе разворота и начала наб ора нагрузки. Анализ этих результатов показывает, ч то в процессе повышения частоты вращения ро тора до номинальной происхо дит резкое повышение температур пара и металла направляющих лопаток последней ступени, особенно в периферийной зоне. Уровень этих температур определяется давлением в конденсаторе и температурой пара поступающего в ЦНД. В приведенных результатах э кспериментальных измерений температура металла в последних ступенях, при работе на холостом хо ду, повышалась до 200 0С. После первоначального нагружения турбины температура пара и металла в последних ступенях резко снижаются на 120 -140 0С до уровня соответствующего процессу расширения пара в ступенях.

Неравномерность прогрева, сопровождаемая в тому же частыми резкими изменениями температур обусловлена,

очевидно тем, ч то при малых расходах пара в последних ступенях происхо дит отрыв потока и образование обратных течений из конденсатора в корневой зоне лопаток последней ступени. Э ти обратные течения приводят к забр осу крупнодисперсной влаги со стороны выхлопа в проточную часть и способствует возникновению резких температурных колебаний и, как следствие , напряжение в деталях ЦНД, ко торые могут стать причиной появления трещин. Визуальные наблюдения показывают, ч то интенсивность выноса крупнодисперсной влаги возрастает по мере открытия БРОУ и РОУ.

Рис.4.5. Изменение температуры пара в последних ступенях турбины К-210-130 на этапе разворота.

Наличие избыточной влаги в зоне рабочих лопаток последних ступеней при развороте турбины и работе на хо лостом хо ду является о дной из причин эрозионного износа периферийной части входных кромок, вследствие сепарации этой влаги на рабочих лопатка х последних ступеней и выноса ее прямыми потоками. Все это вынуждает, во избежании аварии, производить замену лопаток последних ступеней зачастую до полной выработки ресурса.

Таким образом, исходя из особенностей перечисленных выше , можно сформулировать ос новные проблемы,

решение которых позволит улучшить технологию пуска энергоблока :

увеличить расход пара через регулирующую ступень ЦВД и головную часть ЦСД с момент повышения частоты вращения;

обеспечить о хлаждение промперегрева на этапе растопки и повышени я параметров;

обеспечить предварительных прогрев перепускных труб ЦВД и ЦСД;

увеличить расход пара через последние ступени ЦНД в процессе разворота турбины;

с целью уменьшения выноса крупнодисперсной влаги в корневую зону последних ступеней в периоды повышения частоты вращения, синхронизации, работы на хо лостом ходу снизить до минимума сбросы пара в конденсатор через РОУ и БРОУ.

Причиной ограничения продо лжительности работы турбины на малых нагрузках и на хо лостом хо ду является чрезмерный нагрев выхлопного патрубка, ч то приводит к опасности разрушения лопаточного аппарата ротора ЧНД. Для расширения маневренности паровых турбин проводят различные мероприятия.

Эти мероприятия подразделяются на конструктивные и эксплуатационные. К конструктивным относятся

следующие мероприятия:

-применение системы парового обогрева шпилек и фланцев горизонтальных разъемов турбин при пуске турбин;

-уменьшение ширины ф ланцев;

-ло кализация областей высоких температур путем экранирования ротора и области паровпуска;

-применение двустенной конструкции цилиндров (прежде всего - ЦВД);

-конструирование маневренных турбин с повышенными осевыми и радиальными зазорами;

-улучшение качества тепловой изоляции цилиндров путем испо льзования метода напыления;

-применение системы о хлаждения выхлопного патрубка ЦНД при малых нагрузках.

В процессе эксплуатации для повышения маневренности турбин используют следующие мероприятия:

- предтолч ковый прогрев перепускных труб при пусках энергоблоков;

- подача пара повышенной температуры на концевые уплотнения турбины при пусках б лока из горячего

состояния.

30.Создание специального пикового оборудования. Типы. Перспективы использования данного оборудования. Эффективность.

Периодические включения и о тключения ТЭ С не по зволяют решить задачу регулирования мощности из-за большой продолжительности э тих процессов. На запуск тепловой станции в лучшем случае требуются часы. Кро ме того, работа крупных ТЭ С в резко переменном режиме нежелательна, так как приводит к повышенному расхо ду топлива , повышенному износу теплосилового оборудования и, следовательно, снижению его надежности. Следует учесть также , что ТЭС с высокими параметрами пара имеют некоторые минимальные технически возможные рабочие мощности, составляющие 50—70% о т, номиналь ной мощности оборудования. Все это о тносится не то лько к ТЭ С, но и к АЭС. Поэтому в настоящее время и в бли жайшем будущем дефицит в маневренных мощностях («пик» нагрузки) покрывается ГЭС, у которых набор полной мощности с ну ля можно произвести за 1 —2 мин. Однако в европейской части СССР

степень испо льзова ния экономически эффективных гидроэнергоресурсов уже превысила 40%. Оставшаяся неиспользованной часть ресурсов относится к периферийным районам и неболь шим водотокам.

Регулирование мощности ГЭС производится следу ющим образом. В периоды времени, когда в системе имеются провалы

нагрузки, ГЭ С работают с незначительной мощностью и во да заполняет водо хранилище. При этом запасается энергия. С наступлением пиков включаются агрегаты станции и вырабатывается энергия.

Накопление энергии в во до хранилищах на равнинных реках приво дит к затоплению обширных территорий, что во многих случаях крайне нежелательно. Небольшие реки малоприго дны для регу лирования мощности в систе ме, так как они не успевают заполнить во дой во до храни лище.

Задачу снятия пиков решают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), работающие следующим образом (В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальна, ГАЭС перекачивает во ду из нижнего водо хранилища в вер хнее и по требляет при э том электроэнергию из системы. В режиме непродолжительных «пиков» —

максимальных значений на грузки— ГАЭС работает в генераторном режиме и расхо дует запасенную в вер хнем водо хранилище воду.

В европейской части СССР возможно сооружение до 200 ГАЭС. В энергосистемах, расположенных в центральной, Северо-западной и южной Частях, где имеется наи больший дефицит манев ренной мощности, естественные перепады рельефа позволяют сооружать станции с небольшим напором (80—110 м).

ГАЭС стали особенно эффективными после появления обратимых гидротурбин, выполняющих функции и тур бин, и насосов Число машин при этом све дено к двум. Однако станции с дву хмашинной компоновкой имеют более низкое значение КПД из-за необ ходи мости создавать в насосном режиме примерно в 1,3—1,4 раза больший напор на преодоление трения в во доводах. В генераторном режиме напор из-за трения в во доводах меньше. Для того чтобы агрегат одинаково эффективно работал как в генераторном, так и в насос ном режимах, можно в насосном режиме увеличить его частоту вращения.

Применение разных частот вращения в обратимых ге нераторах привело к усложнению и у дорожанию их кон струкции. КПД агрегата можно повысить также, устанавливая в насосном режиме более крутой угол наклона лопастей турбины.

При реверсивной работе агрега тов возникает ряд технических и эксплуатационных трудностей, например, свя занных с охлаждением. Предназначенные для о хлаждения вентиляторы успешно работают только в о дном направлении вращения.

Перспективы применения ГАЭС во многом зависят о т КПД, по д которым применительно к э тим станциям понимается отношение энергии, выработанной станцией в генераторном режиме, к энергии, израсхо дованной в насосном режиме. У современных ГАЭС КПД составляет 70—75%. К преимуществам ГАЭС кроме относительно высокого значения КПД относится также и низкая стоимость строительных работ. В отличие о т обычных ГЭ С здесь нет необ ходимости перекрывать реки, возводить высокие пло тины с длинными туннелями и т. п. Ориентировочно на 1 кВт установленной

мощности на крупных речных ГЭ С требуется 10 м3 бетона, а на крупных ГАЭ С - всего лишь неско лько десятых кубометров бетона.

ГАЭС и ветровые электростанции, отличающиеся не постоянством вырабатываемой мощности, у дачно сочетаются между собой При этом трудно рассчитывать на мощность ветровых станций в часы «пик» в энергосисте ме. Если же вырабатываемую на этих станциях э лектроэнергию запасать на ГАЭС в виде во ды, перекачиваемой в вер хний бассейн, то выработанная на ветровых "электростанциях за какой-либо промежуток времени энергия может быть использована в соответствии с по требностями системы