Всего на сайте:
248 тыс. 773 статей

Главная | Автоматизация производства

Оптимизация пуско-остановочных режимов  Просмотрен 12

 

1.1. Общая характеристика пуско-остановочных режимов

Классификация остановов блока может быть проведена исходя из целей и задач останова с учетом времени продолжительности простоя.

Останов для вывода энергоблока в резерв:

1) в резерв, на одну ночь (продолжительность простоя 6 — 8 часов);

2) резерв на выходные дни (простой - 40 — 50 часов);

3) ремонт (остановы агрегатов в ремонт могут быть разделены на аварийные и плановые).

Аварийный останов, зачастую проводится, как правило, за счет срабатывания систем защиты в соответствии с условиями эксплуатации энергоблока в аварийной ситуации.

При плановых выводах энергоблоков в резерв, независимо от продолжительности простоя, стремятся обеспечить сохранение температурного состояния на уровне, соответствующем нормальному режиму работы близкому к номинальному, как в процессе разгружения, так и при простое. Сохранение более высокого температурного состояния позволяет сократить продолжительность пусковых операций и тем самым обеспечить более высокий уровень надежности и экономичности.

При останове блока для ремонта, целесообразно наоборот обеспечить расхолаживание энергоблока, для того, чтобы сократить время естественного остывания блока до температур, когда можно приступать к –выполнению ремонтных работ.

В большинстве случаев, на энергоблоках с этой целью производиться разгружение энергоблока на скользящих параметрах, с постепенным понижением температуры острого пара вплоть до температуры насыщения. Такая система останова позволяет за 6¸10 часов снизить температурное состояние наиболее нагретых частей ЦВД до 300 °С (даже самых мощных энергоблоков на закритические параметры, имеющие наиболее толстостенные элементы). Дальнейшее расхолаживание под нагрузкой становится невозможным по условиям работы котлоагрегатов. Поэтому, как правило, для окончательного расхолаживания используют воздушное расхолаживание с использованием штатных или специальных эжекторных установок. Все это позволяет обеспечить расхолаживание даже турбин на закритические параметры в течение 24 — 36 часов, в то время как их естественное остывание продолжается около 100 часов.

1.2. Оптимизация пуско-остановочных режимов

4.2.1Цели и задачи оптимизации пуско-остановочных режимов:

1. Экономичность режимов работы при пусковых операциях (снижение затрат топлива и электроэнергии);

2. Повышение маневренности (сокращение продолжительности пусковых операций);

3. Снижение термических напряжений в процессе выполнения пусковых операций;

4. Снижения износа оборудования в процессе эксплуатации, сохранение ресурса оборудования и его срока службы;

5. Обеспечение снижения относительных расширений ротора и корпуса турбины;

6. Снижение эррозионного износа последних ступеней турбин при пусковых операциях и в процессе эксплуатации.

Первая задача — сокращение затрат топлива на пуск, а также снижение продолжительности этапов пуска и решение задач 3 и 4 взаимосвязаны и в значительной степени определяются конструкцией энергоблока и его пусковой схемой.

Из существующих различных вариантов пусковых схем наибольшее распространение в России и рубежом получили следующие пуковые схемы: однобайпасная, двухбайпасная и комбинированная.

4.2.2. Общая характеристика проблем пуска с однобайпасной пусковой схемой.

Схема применяется на установках без промежуточного перегрева пара, а также с промежуточным перегревом пара, причем в последнем случае ступени промежуточного перегрева размещены в зоне низких температур дымовых газов, рис.

4.1а, 4.1б,. В первоначальный период пуска или при сбросах нагрузок энергоблока промежуточный пароперегреватель не охлаждается. Следовательно, для обеспечения надежности его работы в указанных режимах температура газов на входе в пакеты не должна превышать предельно допустимых значений для стали, из которой изготовлены пароперегреватели.

Рис. 4.1а. Однобайпасная пусковая схема блока без промежуточного перегрева пара

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 7 – БРОУ.

 

Рис. 4.1б. Однобайпасная пусковая схема блока с промежуточным перегревателем пара.

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6-промежуточный пароперегреватель, 7 – БРОУ.

 

Главным преимуществами однобайпасной схемы по сравнению с другими являются ее простота в эксплуатации и меньшее количество арматуры, трубопроводов, отказов. Для оборудования без промперегрева данная схема является оптимальной. Существенные недостатки схемы проявляются для оборудования с промежуточным промперегревом, из-за невозможности прогрева системы промежуточного перегрева собственным паром до толчка ротора турбины и включения генератора в сеть. В результате возникает необходимость длительного выдерживания работы турбины (до 50 мин.) на этапе набора оборотов на частоте вращения турбины около 800 оборотов, для прогрева промперегрева и подачи пара в ЦСД. Работа на такой частоте обусловлена тем, что ЦСД и ЦНД в этом случае находятся без подачи пара. Имеются протечки пара только через уплотнения турбины. Повышение частоты вращения, без подачи пара в проточную часть может привести к разогреву последних ступеней турбины за счет рения и вентиляции выше допустимого предела (для большинства турбин 170оС). Выдерживание турбины на этой частоте, приводит к увеличению продолжительности пуска, дополнительным затратам топлива. В этом случае в котельном агрегате сжигается достаточно большое количество топлива (как правило до 20-25 % от номинального и выше), при этом практически весь генерируемый пар сбрасывается через БРОУ в конденсатор и теряется безвозвратно.

Длительное выдерживание турбоагрегата на частичных оборотах, приводит к расхолаживанию турбины в зоне паровпуска, что также приводит к увеличению продолжительности пуска. Кроме этого, работа промежуточного перегревателя без подачи пара на первых этапах растопки, а также его работа с малыми расходами при работе турбины с частотой 800 об/мин, может привести к перегреву поверхностей нагрева промежуточного пароперегревателя выше 600оС., что является недопустимым. При этой температуре начинается окалинообразование для сталей перлитного класса, из которых изготавливаются промежуточные пароперегреватели.

 

Особенно это проявляется при пусках из неостывшего и горячего состояний, после ночного простоя или при останове на выходные дни. Данная группа пусков характеризуется довольно высоким исходным температурным уровнем отдельных узлов оборудования блока.

Пуски блока из неостывшего и горячего состояния имеют место в относительно широком диапазоне температур металла турбины и других элементов. Отдельные узлы и элементы блока имеют при этом существенно различные температуры. Для турбины довольно медленно остывает верхняя часть ЦВД в зоне камеры регулирующей ступени, а наиболее быстро — перепускные трубы ЦСД. Значительно быстрее турбины остывает котел 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 около суток. Поэтому, одним из существенных и наиболее продолжительных этапов пуска является прогрев элементов блока и получение 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 толчка турбины и повышения частоты 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. Это условие предопределяет довольно высокий начальный уровень температур пара, который может быть достигнут 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 паропроводов, 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 вращения 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

 

При систематическом привлечении блока к регулированию графика нагрузки такое глубокое расхолаживание ротора может привести к раннему исчерпанию его циклического ресурса. Так, по данным [2], для турбины К-210-130 при пусках по типовой схеме число допустимых пусков по условию малоцикловой надежности составит от 600 при пусках из холодного и до 2100 при пусках из неостывшего и горячего состояний за срок службы.

С ротором ЦСД положение еще более сложное, так как при пуске блоков с однобайпасной схемой, расход пара через тракт промперегрева в процессе повышения частоты вращения очень мал и прогрев тракта промперегрева происходит с запаздыванием. Кроме того, существенное влияние на температурное состояние первых ступеней ЦСД оказывает состояние перепускных труб. На рис. 4.4. представлены результаты экспериментальных исследований по изменению температуры пара перед стопорными клапанами и перед второй ступенью ЦСД при различном температурном состоянии перепускных труб.

  
 

Рис. 4.4. Изменение температуры пара в зоне первой ступени ЦСД в зависимости от температуры пара перед защитными клапанами.

При пуске по существующим в практике эксплуатации схемам и технологии избежать расхолаживания практически невозможно вследствие физической сущности расширения небольшого количества пара.

Небольшой расход 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 представлены графики изменения температурного состояния последних ступеней ЦНД турбины К-210-130 в процессе разворота и начала набора нагрузки. Анализ этих результатов показывает, что в процессе повышения частоты вращения ротора до номинальной происходит 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 экспериментальных измерений температура металла в последних ступенях, при работе на холостом ходу, 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, что при малых расходах пара в последних ступенях происходит отрыв потока и образование обратных течений из конденсатора в корневой зоне лопаток последней ступени. Эти обратные течения приводят к забросу крупнодисперсной влаги со стороны выхлопа в проточную часть и способствует возникновению резких температурных колебаний и, как следствие, напряжение в деталях ЦНД, которые могут стать причиной появления трещин. Визуальные наблюдения показывают, что 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 холостом ходу является одной из причин эрозионного износа периферийной части входных кромок, вследствие сепарации этой влаги на рабочих лопатках 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 основные 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 охлаждение промперегрева на этапе растопки и повышения 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 холостом ходу снизить до минимума сбросы пара в конденсатор через РОУ и БРОУ.

4.2.3.Совершенствование пусковых схем и технологии пуска энергоблоков 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 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6-промежуточный пароперегреватель; 7 – БРОУ; 8-РОУ малого расхода.

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.

Дополнительной скорости прогрева удавалось достигнуть за счет совмещения работы РОУ и начала подачи пара в ЦВД. Однако, при этом по прежнему до момента подачи пара в ЦСД, проточная часть ЦСД и ЦНД вращалась в беспаровом режиме. Для повышения эффективности технологии, была предложена технологическая схема совмещения прогрева тракта промперегрева и частичным нагружением, представленная на рис. 4.7.

 

 


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 охлаждающего 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 турбины, 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.

  
 

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. Подвод 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 прогрев 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:

(4.1)

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

— потери мощности на трение и вентиляцию в проточной части турбины на холостом ходу;

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

— внутренний относительный КПД i-ой ступени;

— 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, проведенной 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.

 

1.3. Совершенствование пусковых схем и технологии пуска энергоблоков с промперегревом и двухбайпасной пусковой схемой.

Двухбайпасная схема может быть применена в котлах с промежуточным перегревом пара, причем пакеты промежуточного перегрева пара в котле могут быть размещены в зоне высоких температур дымовых газов. Для обеспечения надежности работы металла промежуточногопароперегревателя в пусковых режимах свежий пар через БРОУ-1 поступает в поверхности промежуточного пароперегревателя, охлаждая их, и после сбрасывания через БРОУ-2 в конденсатор турбины рис.4.11, при этом одновременно обеспечивается прогрев как паропроводов острого пара, так и паропроводов промперегрева параллельно с поднятием параметров. Пропускные способности БРОУ выбирают из условий обеспечения возможности прогрева (охлаждения) поверхностей нагрева пароперегревателя, а также возможности удержания энергоблока в рабочем состоянии при сбросах нагрузки. Как показывает опыт эксплуатации, целесообразно выбирать не менее 50% от номинальной производительности или 100%. Двухбайпасные схемы применены в России на энергоблоках с турбинами К-160-130.

Рис. 4.11. Двухбайпасная пусковая схема энергоблока.

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6 – промежуточный пароперегреватель;7 – БРОУ-1и БРОУ-2

При использовании данной схемы, острый пар, генерируемый в котельном агрегате, через БРОУ-1 сбрасывается в паропровод холодного промежуточного пароперегревателя и снова направляется в котел, в поверхности нагрева промежуточного паропрегревателя. Для обеспечения байпассирования турбины, для предотвращения попадания пара из паропровода холодного промперегрева в турбину противоходом, на трубопроводе перед турбиной устанавливается задвижка, которая на данном этапе пуска находится в закрытом состоянии. После прохождения промежуточного пароперегревателя и прогрева паропровода горячего промперегрева, пар через БРОУ-2 сбрасывается в пароприёмные устройства конденсатора. В этом случае на всех этапах пуска, с момента появления пара, поверхности нагрева как острого пара, так и пара промперегрева все время охлаждаются паром.

Использование двухбайпасной схемы имеет огромное значение именно для режима работы «пуск-останов». Это обусловлено необходимостью одновременного совместного регулирования парогенератора и турбогенератора, чтобы не только достигнуть такого режима работы, но и гарантировать, что срок службы основного оборудования не уменьшится в результате недопустимых напряжений. Двухбайпасная схема создается для достижения нескольких основных целей:

1) обеспечить сброс пара в конденсатор во время пуска до тех пор, пока температура пара не достигнет величины, достаточной для толчка ротора;

2) при аварийном отключении турбины сбрасывать пар в конденсатор, поддерживая таким образом непрерывную работу парогенератора для быстрого пуска турбины из горячего состояния;

3) в случае срабатывания автоматического выключателя главной электрической цепи, перевод блока на режим потребителей собственных нужд;

4) частичный сброс нагрузки, осуществляемый с помощью установки байпасирования уменьшает негативное воздействие на парогенератор.

Выше говорилось, что подача пара осуществляется в турбину, только после достижения температуры пара превышающей температуру металла. Для электростанций, в процессе пуска необходимо как можно быстрее достигнуть необходимой температуры пара для подачи в турбину, и в то же время соблюдать допустимые напряжения металла и свести к минимуму тепловые потери.

Введение двухбайпасной схемы позволяет достигнуть максимального эффекта, при использовании 100% производительности БРОУ 1 и БРОУ-2. В этом случае БРОУ выполняют следующие функции:

1) паровой байпас высокого давления (БРОУ-1) служит также предохранительным клапаном;

2) возможность быстрого пуска из горячего состояния может быть достигнута только при 100%-ной производительности установок байпасирования;

3) повышение надежности за счет обеспечения охлаждения промежуточного пароперегревателя на всех этапах пуска;

4) сокращение потерь тепла при пусках на все время эксплуатации блока, экономия рабочей среды.

В процессе пуска, после розжига котла давление свежего пара автоматически поднимается от давления существующего в системе до заданного уровня, который может соответствовать минимальному рабочему давлению блока. В течение этого периода давление свежего пара регулируется регуляторами, управляющими клапанами БРОУ, что позволяет обеспечить пуск турбины на скользящих параметрах. При этом за счет скорости изменения давления можно быстрее повысить температуру пара и привести ее к требуемому уровню.

Как только параметры свежего пара достигнут заданного уровня можно прогревать, пускать, синхронизировать и нагружать турбогенератор. Пока электрическая мощность увеличивается, система БРОУ все еще регулирует давление свежего пара. Как только в турбину пойдет весь пар, производимый котлом, БРОУ автоматически закрываются и одновременно функция регулирования давления передается системе регулирования котла.

При использовании двухбайпасной схемы, паропроводы промперегрева и параметры пара в промперегевателе благодаря меньшей металлоемкости могут скорее достигнуть параметров для подачи пара в ЦСД, чем параметры острого пара. В этом случае имеется возможность обеспечить пуск за счет первоначальной подачи пара в ЦСД, синхронизации и взятия первоначальной нагрузки.

Эффективность использования двухбайпасной схемы можно оценить по продолжительности пуска энергоблока из различных состояний, по сравнению с однобайпасной. Результаты сравнения пусков блока 300 МВт представлены в табл. 4.1.

Таблица 4.1.

№п/п Тип пуска Время пуска блока с однобайпасной схемой,час Время пуска блока с двухбайпасной схемой,час
1. Пуск из холодного состояния 6-8 3-3,5
2. Пуск из неостывшего состояния (Простой 48 часов) 3-4 1,5-2
3. Пуск из горячего состояния (простой 6-8 часов) 1,5-2 0,5-0,65

 

К недостаткам двухбайпасной схемы можно отнести увеличение оборудования (БРОУ-1 и БРОУ-2), что усложняет схему, удорожает ее. Кроме этого, использование двухбайпасной схемы не решает проблемы прогрева перепускных труб и клапанов. Наибольшего эффекта можно достичь, если дополнить двухбайпасную схему элементами в соответствии со схемой представленной на рис.4.8.

1.4. Комбинированная пусковая схема.

 

Рис.4.12. Комбинированная схема

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6 – промежуточный пароперегреватель;7 – БРОУ-1и БРОУ-2, БРОУ-3

 

Комбинированная схема (рис.4.12) имеет в своем составе, в отличие от классической двухбайпасной схемы, еще одну БРОУ-3. С помощью данной схемы часть вырабатываемого котлом свежего пара через БРОУ-1 поступает в промежуточный пароперегреватель и далее через БРОУ-2 сбрасывается в конденсатор. БРОУ-3 обеспечивает сброс части острого пара непосредственно в конденсатор. По этой схеме промежуточный пароперегреватель в котле можно размещать в зоне средних или высоких температур дымовых газов. Она обеспечивает надежность его работы в пусковых режимах, а также при сбросах нагрузки. Основным достоинством комбинированной схемы по сравнению с другими является возможность эффективного регулирования расхода пара через промежуточный пароперегреватель, что позволяет быстро повысить температуру пара промежуточного перегрева в пусковых режимах, за счет уменьшения расхода пара через промперегрев на начальных этапах пуска и обеспечить подачу пара в ЦСД на более ранних этапах. При этом время пуска сокращается, при обеспечении необходимого уровня надежности.

К недостаткам комбинированной схемы можно отнести увеличение оборудования (БРОУ-1, БРОУ-2, БРОУ-3), что усложняет схему, удорожает ее. Кроме этого, использование комбинированной схемы не решает проблемы прогрева перепускных труб и клапанов. Наибольшего эффекта можно достичь, если дополнить комбинированную схему элементами в соответствии со схемой представленной на рис.4.8. В связи с тем, что по сравнению с двухбайпасной схемой эффект от применения не слишком велик, то данная схема применяется не часто.

 

1.5. Температурное и напряженное состояние элементов турбины при пусковых режимах.

Температурное поле, в первую очередь, роторов турбин в пусковых режимах характеризуется большой неравномерностью и зависит от исходного температурного состояния ротора турбины в момент пуска от разности температур пара, омывающего ротор, и металла в районе паровпуска, а также масла в подшипниках.

Предпусковое состояние роторов по данным [1] определяется в основном следующими факторами:

n изменением температурного состояния в процессе останова турбины;

n изменением температурного состояния в процессе естественного остывания в часы простоя турбины;

n изменением температурного состояния в результате подачи пара на уплотнения турбины на первом этапе пуска;

n конструкцией цилиндров турбины и местом подвода пара в цилиндр.

Экспериментальные исследования, проведенные [21] показали, однопоточных цилиндров, сильное влияние на температурное состояние ротора оказывает температура пара, подаваемого на уплотнения, продолжительность поддержания вакуума после останова турбины и перед пуском, особенно в зоне концевых уплотнений.

Наибольшие значения перепадов температур в радиальном направлении роторов турбин возникают при пусковых режимах, как правило, в зонах паровпуска, регулирующей ступени и передних концевых уплотнений [1, 3, 4]. При этом на разных этапах пуска разности температур могут менять знак на противоположный. Так для пусков из горячего и неостывшего состояния, как правило, происходит некоторое охлаждение ротора на начальном этапе пуска из-за снижения температуры пара в подводящих трубопроводах, дросселирования в регулирующих клапанах и срабатывания теплоперепада в регулирующей ступени (см выше).

Наибольшее термонапряженное состояние возникает на поверхности роторов в зонах концентраторов напряжений, к которым относятся тепловые канавки уплотнений и галтели в местах перехода от полотна диска к цилиндрической поверхности вала. Экспериментальные исследования с оценкой термических напряжений и расчетом малоцикловой термоусталостной повреждаемости металла в районе регулирующей ступени проведены в работах [17,19]. На рис. 4.13 представлены графики изменения температурного состояния пара и металла ротора ЦВД и ЦНД в районе регулирующей ступени турбины К-300-240 при пусках из неостывшего состояния , после простоя в течение двух суток.

 

  
 

Рис. 4.13. Изменение температурного состояния пара и металла в зоне регулирующей ступени при пуске турбины К-300-240

Анализ изменения температурного состояния металла ротора и пара в процессе пуска, представленный на рис. 4.13, показывает, что наибольшие разности температур наблюдаются в моменты толчка ротора и выхода на частоту 800 об/мин, а также в моменты взятия первоначальной нагрузки. Существенное захолаживание РВД при частоте 800 об/мин, наблюдаемое на рис. 4.13, по данным [17] , обусловлено недостаточным прогревом стопорного клапана и перепускных труб. Еще большие разности температур до ∆Т=100оС возникают в роторе cреднего давления при взятии нагрузки из-за запаздывания с открытием байпаса промперегрева.

По значениям температур и разности температур между металлом и паром была решена задача теплопроводности с использованием методики [16], с учетом данных ВТИ по концентрации термоупругих напряжений в роторах турбин К-300-240 [1, 22], вычислялись интенсивности напряжений si и деформации ei в корне тепловой канавки.

В таб. 4.2 представлены результаты расчетов по определению характеристик малоцикловой повреждаемости роторов ЦВД турбины К-300-240 ПО ЛМЗ при пусках из неостывшего состояния после простоя в течение двух суток, полученные [17].

На рис. 4.14 представлены зависимости вероятной безотказной работы роторов турбин, полученные [17] на основании обработки экспериментальных данных, представленных на рис. 4.13 и других испытаний. Анализ результатов представленный в табл. 4.2 и на рис. 4.14 показывает, что при пусках из неостывшего состояния повреждаемость ротора существенно зависит от качества проведенного процесса.

  
 

Рис.4.14.Изменение числа циклов до появления трещины

 

Причем наибольшее влияние оказывают качество предпускового прогрева паропроводов свежего пара и промперегрева, а также качество регулирования температуры свежего пара. При наличии эффективного предпускового прогрева трубопроводов и обеспечении качества регулирования температуры пара обеспечивается необходимая долговечность роторов при использовании вывода энергоблоков в резерв на выходные дни. В реальных условиях эксплуатации полное соблюдение технологии пуска практически никогда не удается соблюдать. Так анализ произвольной выборки пусков блока 300 МВт ГРЭС-24 Мосэнерго в 1993-94 годах, когда блоки станции останавливались практически на каждые выходные дни в течение всего года показал, что в каждом втором или третьем пуске имеются отклонения от нормативных скоростей прогрева и обеспечения допустимых разностей температур, табл. 4.3. Отсюда, следует отметить, что при регулярном использовании останова энергоблока в резерв на выходные дни, для оценки долговечности ротора необходимо вести непрерывный мониторинг термонапряженного состояния роторов турбин. Вторым фактором обеспечения надежности следует считать автоматизацию таких пусков, и их осуществление в первую очередь по термонапряженному состоянию, а не по диспетчерскому графику, что позволит избежать дополнительных циклических изменений.

Подробные исследования термонапряженного состояния ротора ЦСД, при пуске турбины К-300-240 из неостывшего состояния после останова на выходные, были проведены на основании расчетных исследований [1, 3, 23]. Они показали, что такие пуски являются самыми сложными.


Таблица 4.2.

Результаты расчетов малоцикловой долговечности РВД и РСД турбины К-300-240 ЛМЗ при пусках из неостывшего состояния

Параметр Каширская ГРЭС Литовская ГРЭС       
  РВД РСД РВД РСД РВД РСД РВД РСД
Дата 20.08.79 г. 6.08.79 г. 25.06.79 г. 13.08.79 г.     
Начальная температура ротора, оС         
Максимальная разность температур, оС         
- положительная         
- отрицательная         
Максимальные напряжения, Мпа         
- при растяжении         
- при сжатии         
- на стационарном режиме -58      
Максимальная деформация, %         
- при растяжении 0,66 0,69 0,110 0,370 0,030 0,088 0,190
- при сжатии -0,17 0,38 -0,036 -0,460 -0,60 -0,51 -0,87 -0,795
Размах полных деформаций, % 0,236 0,380 0,726 0,57 0,97 0,54 0,958 0,605
Эквивалентная пластическая деформация за цикл, % -- -- 0,35 0,21 ).575 0,19 0,56 0,18
Расчетная долговечность         

 

Таблица4.3.

Скорость подъема температуры среды и металла при пусках

Место контроля Нормативны данные Темп роста температур при пусках, о С      
    10.10.94 11.10.94 27.03.93 26.09.94 24.01.94 20.12.93
Острый пар в СК ЦВД 4,5 6,9
Промперегрев перед ЦСД 5,0 2,8     
Среда до ВЗ 3,5 2,5 2,5 2,5   
Металл верха ШПП III 4,4 3,5 6,0
Металл верха камеры КПП 2,5 3,0 1,5 5,8
Металл перепускных труб 7,5 3,7 12,0 1,0  
СК ЦВД 3,2 - -
СК ЦСД 3,0 2,8 - -

 


Максимальная температура ротора ЦСД после простоя около 50 часов снижается до 300 оС, причем высокотемпературная область смещается в зону 3-4 ступени, а температура в зоне левого торца разгрузочного поршня опускается до 190 оС [3]. При последующих пусках радиальные перепады температур по разгрузочному поршню довольно велики и достигают соответственно 170 и 120 оС при продолжительности пусковых операций 4 и 6 часов [3]. Для увеличения скорости пуска было предложено предварительно прогревать ротор за счет подвода горячего пара на переднее уплотнение [1, 23]. Это позволило сократить время пуска до 3-х часов, но суммарные напряжения в зонах концентраторов напряжений остались на уровне близком к пределу текучести, что сохраняет ограничения по количеству пусков из неостывшего состояния, особенно если учесть возможные нарушения технологии пуска.

Тщательный анализ теплового состояния роторов турбины К-300-240 ПО ЛМЗ, после останова на ночь был проведен [1, 3, 17, 19, 23] на основании как экспериментальных, так и расчетных наблюдений. Проведенные исследования показали, что наибольшим термическим напряжением в этом случае подвергается ротор ЦСД. Результаты экспериментальных исследований, полученные [ 17 ], представлены на рис. 4.8. анализ этих результатов показывает, что разность температур по ротору среднего давления достигла 85 оС. Результаты расчетных исследований, проведенные [3], показывают, что с повышением скорости набора нагрузки в течение 1 часа или выше, эти разности превышают 100 оС и могут превышать 160 оС при быстром (почти мгновенном) набросе нагрузки. Оценка термонапряженного состояния ротора ЦСД, выполненная по полученным полям температур, показала, что в этом случае температурные напряжения ниже предела текучести и допустимое число циклов достаточно велики. По данным [17,19], при условии вероятности появления трещины Р=0,5 можно обеспечить около 8000 циклов, что позволит эксплуатировать турбину в течение 40 лет с 200 пусками из горячего состояния ежегодно. Отсюда можно сделать вывод, что в этом случае ограничений практически нет.

Пуск из холодного состояния приводит к появлению наиболее опасных разностей температур как по толщине стенки, ширине фланцев корпусов ЦВД и ЦСД, так и по радиусу роторов. Большие размеры роторов турбиныК-300-240 ПО ЛМЗ и особенности конструкции корпуса ЦСД способствуют тому, что именно в этом цилиндре возникают наиболее опасные перепады температур и температурные напряжения и в первую очередь при пусках из холодного состояния. Особенно большие перепады температур возникают в первые моменты пуска. При подаче пара на концевые уплотнения большие перепады температуры по радиусу наблюдаются в районе разгрузочного поршня [1, 3]. Еще большие напряжения возникают по радиусу ротора при толчке турбины, даже если температура пара, подаваемого в ЦСД не превышает 300 оС, причем эти напряжения тем выше, чем выше первоначальная частота вращения, так как напряжения от центробежных сил и от разности температур суммируются.

Высокие термические напряжения, возникающие в элементах конструкции турбины при пусках из холодного состояния, не являются определяющими при эксплуатации турбины. Так как число таких пусков за время эксплуатации невелико, связано в основном с выводом оборудования в ремонты и за время службы редко превосходит n=200, что является вполне допустимым.

Существенное влияние на конечное температурное состояние перед пуском оказывает способ разгружения блока, при выводе его в резерв.

В зависимости от того, выводится блок в ремонт, останавливается в резерв на одну ночь (6-10 часов), или на выходные дни (48 часов) меняется технология разгружения блока и его остановка.

При выводе в ремонт производят расхолаживание энергоблока под нагрузкой. С этой целью блок медленно разгружают до минимально возможной нагрузки котла (20-30% от D0) с постепенным понижением параметров на входе в турбину до 300 ... 320 0С. После чего производят останов.

При выводе блока в резерв, наоборот необходимо сохранить температурное состояние блока и уменьшить захолаживание. С этой целью целесообразно разгружать блок на скользящем давлении до технического минимума котла, при этом температура пара на входе в турбину поддерживается на номинальном уровне. По достижении технического минимума прекращают подачу топлива в котел, но подача пара в турбину может продолжаться еще в течение приблизительно 10 минут. Этот пар образуется за счет тепла аккумулированного в обмуровке котла и металле.

Выработка дополнительной энергии за счет аккумулированного тепла, казалось бы экономически выгодна. Однако работа в таком режиме в течение 7-10 минут приводит к быстрому расхолаживанию котла и турбины в зоне паровпуска более чем на 50... 70 0С. В результате возникают дополнительные напряжения в металле трубопроводов и турбины, что снижает надежность и долговечность работы турбины. При пуске, блок находится в более холодном состоянии, что приводит к увеличению продолжительности пуска и дополнительным затратам топлива. Поэтому для обеспечения более высокого температурного состояния обычно прекращают подачу пара в турбину после погашения факела через 2-3 минуты.

1.6. Оптимизация технологии пуска турбин, с точки зрения уменьшения термических напряжений.

 

Основными факторами, определяющими маневренные характеристики паровых турбин при пусках, являются:

1) Температурные напряжения в толстостенных элементах, характеризующие опасность возникновения термоусталостных трещин;

2) Перемещения роторов ЧВД, ЧСД и ЧНД по отношению к соответствующему корпусу турбины (относительные перемещения), характеризующие опасность задевания вращающихся частей за неподвижные;

3) Усиление вибрации во время пуска и при наборе нагрузки.

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

Другим опасным элементом считается корпус ЦВД, наиболее толстостенная деталь турбины.

Температурные напряжения в корпусах турбин контролируются по разностям температур:

1) между верхом и низом корпуса;

2) по длине корпуса;

3) по толщине стенки корпуса;

4) по ширине фланцев горизонтального разъема;

5) между фланцами и шпильками;

6) между фланцами и корпусом.

Важным ограничивающим фактором маневренности турбин является относительное смещение роторов. Его причина заключается в следующем: со стороны входа пара в цилиндр обычно имеется упорный подшипник, фиксирующий положение ротора относительно корпуса в этом месте. При изменении нагрузки или при пусках температура ротора изменяется быстрее корпуса. Поэтому свободный конец ротора начинает смещаться относительно корпуса, в результате возникает опасность задевания неподвижных частей.

Одной из причин усиления вибрации турбин является неравномерный прогрев корпуса. Например, появление разности температур между верхним и нижним фланцами горизонтального разъема, а также между корпусом и фланцем приводит к усилению вибрации. Причиной этого является температурное коробление корпуса.

Причиной ограничения продолжительности работы турбины на малых нагрузках и на холостом ходу является чрезмерный нагрев выхлопного патрубка, что 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 фланцев;

- локализация 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 использования метода напыления;

- применение системы охлаждения выхлопного патрубка ЦНД при малых нагрузках.

В процессе эксплуатации для повышения маневренности турбин используют следующие мероприятия:

- предтолчковый прогрев перепускных труб при пусках энергоблоков;

- подача пара повышенной температуры на концевые уплотнения турбины при пусках блока из горячего состояния (часть мероприятий уже перечислена выше).

Применение, специальных, маневренных паровых турбин, в настоящее время не нашло широкого применения. В начале восьмидесятых годов прошлого века, широко дискутировался вопрос о создании маневренных турбин, приспособленных к быстрому пуску и останову. Для создания таких турбин предполагались следующие меры:

1) уменьшение количества цилиндров и числа ступеней в них;

2) уменьшение количества регенеративных отборов, патрубки которых располагались в нижних частях корпусов, что приводило к увеличению разностей температур между верхней и нижней частями корпусов;

3) уменьшение начальных параметров пара;

4) увеличение зазоров между ступенями и гребнями лабиринтовых уплотнений;

5) увеличение давления отработавшего пара турбины, которое способствовало снижению высоты лопаток последних ступеней.

Все эти меры приводили к снижению экономичности турбин и поэтому эти проработки не нашли применения. После появления высокоманевренных и экономичных газотурбинных установок необходимость применения таких турбин отпала.

Для ускоренного пуска, при соблюдении допустимых скоростей прогрева были проведены мероприятия по совершенствованию технологии пуска. Одной из основных задач в этом случае рассматривалось равномерное обеспечение прогрева всех элементов. Наиболее массивными элементами турбины являются фланцы горизонтального разъема. На этапе освоения мощных блоков на закритические параметры 300 МВт установлено, что именно более медленный прогрев фланцев приводит к увеличению сроков пуска. Поэтому для обеспечения более быстрого прогрева фланцев была предложена технология обогрева фланцев острым паром в процессе пуска. Эта технология применяется при пусках из холодного и неостывшего состояния (при пусках из горячего состояния эта операция как правило не требуется). На рис.4.15 и 4.16, 4.17 представлены схемы обогрева фланцев и шпилек турбоагрегатов, соответственно для станций с поперечными связями и для блока.

 

Рис. 4.15. Схема обогрева фланцев и шпилек на станции с поперечными связями.

На турбоустановке с поперечными связями обогрев фланцев и шпилек ЦВД производится свежим паром, подаваемым через коллектор в короба на фланцах и во внутреннее сверление шпилек. Пар из одной половины коллектора поступает по линии 2 на обогрев фланцев, а от другой, по линии 3 на обогрев шпилек. К каждой половине коллектора пар подается чкрез свой регулирующий клапан. Сброс производится в атмосферу. Обогрев шпилек и фланцев производится при невысоком давлении, приблизительно 0,5 МПа, на это давление производится настройка регулирующих клапанов. Обогрев шпилек включается позже начала обогрева фланцев и превышении температуры фланцев выше температуры шпилек приблизительно на 20 оС. Это связано с тем, что более ранний обогрев шпилек. Ввиду их меньшей металлоемкости приведет к более быстрому их прогреву и возможности нарушения герметичности цилиндра.

На блочных станциях пар подается в обнизку в полость между фланцами, либо от коллектора острого пара, либо из межкорпусного пространства ЦВД. Сброс производится в систему дренажей или на сетевые подогреватели.

Рис. 4.16. схема обогрева фланцев и шпилек на блоке.

 

Рис. 4.17. Система обогрева фланцев и шпилек горизонтальных разъёмов турбин с раздельной регулировкой подачи пара в обнизку и в боковые короба.

На основании экспериментальных данных установлена эффективность использования фланцев и шпилек. Обогрев фланцев и шпилек обеспечивает уменьшение разности температур между стенками и фланцами ЦВД, уменьшает относительные удлинения ротора высоко давления и цилиндра, все это в конечном счете приводит к сокращению температурных напряжений и сокращению времени пуска. На рис. 4,18 показаны графики изменения температур по сечению фланца в процессе пуска без использования обогрева и с использованием обогрева.

 

Рис.4.18. Изменение температуры металла и пара в процессе пуска.

Анализ графиков показывает высокую эффективность использования обогрева фланцев и шпилек.

1.7. Оптимизация пуска котлов с точки зрения уменьшения термических напряжений.

Как и у турбин важным ограничивающим маневренность котлов фактором (по скорости растопки и набора нагрузки) являются температурные напряжения в толстостенных элементах: в барабанах, коллекторах (камерах), в паропроводах.

Значительное влияние на скорость остывания оказывают режимно-технологические факторы, связанные с остановом. В частности, необходимым условием является вентиляция тракта котла и топочной камеры, после останова. В этом случае, на расхолаживание оказывает существенное влияние продолжительность вентиляции и температура воздуха, идущая на вентиляцию. Увеличение вентиляции может привести к существенному расхолаживанию

Для элементов котлов регламентируются допустимые разности температур по толщине стенки, между верхом и низом, по длине (только для барабанов). Температурные напряжения ограничивают скорость растопки котла и изменение его паровой нагрузки в процессе эксплуатации.

Допустимые скорости прогрева в соответствии с ПТЭ приведены в табл. 4.4.

Таблица 4. 4.

Допустимые скорости изменения температур и допустимые разности температур в барабанах.

Показатели Рбар, кгс/см2 Барабан  
Скорость роста t насыщения при растопке, оС/мин <20 >20 2,0 2,5
Скорость понижения t насыщения при останове, оС/мин >100 <100 1,5 2,0
Перепад температур между верхом и низом, оС Независимо от давления  
Разница температур стенки и воды при заполнении, оС ±40

 

Поддержание заданной скорости прогрева осуществляется изменением тепловыделения в топке (изменением расхода топлива в котел) с одной стороны и поддержанием определенного уровня давления в прогреваемом тракте. Уровень давления обеспечивается степенью открытия дренажных магистралей (для понижения давления дренажи открываются, для повышения их прикрывают). Скорость роста давления в барабане определяется интенсивностью парообразования в поверхностях нагрева сопротивлением тракта или растопочных сбросных трубопроводов котла, расположенных за барабаном. Это сопротивление может меняться путём прикрытия арматуры на растопочной линии. При полном закрытии растопочной линии скорость роста давления в барабане, а значит и температуры насыщения, будет определяться интенсивностью парообразования в поверхностях нагрева. При прогреве барабана следует учитывать, что верхняя часть прогревается более интенсивно, так как её прогрев происходит за счёт конденсации паров, при этом коэффициент теплоотдачи намного выше, чем таковой от воды к стенке.

У барабанных котлов с естественной циркуляцией одним из факторов ограничивающим скорость растопки является неравномерность обогрева экранных контуров топки. Причиной этого является различие тепловосприятий отдельных контуров циркуляции, обусловленных с компоновкой поверхностей нагрева топочной камеры (например, между серединой и углами топки). В процессе растопки эти явления усиливаются. Как следствие возникают дополнительные напряжения в экранных трубах и в коллекторах, а также опасность опрокидывания циркуляции.

Для решения этих вопросов современные котлоагрегаты выполнятся с принудительной циркуляцией в парогененирующих контурах. Кроме этого в котлах с естественной циркуляцией температурный режим поверхностей нагрева зависит от степени их обогрева и их гидравлических характеристик. Отсюда необходимо разжигать такие горелки, которые обеспечивают максимум равномерного тепловыделения в топке.

Для ускорения на этапах пуска, применяют предварительный прогрев барабанов сторонним паром. Наряду с этим применяют мероприятия, направленные на повышение маневренности работы котельного оборудования сводятся к:

- обеспечению надежного температурного режима толстостенных элементов;

- тепловая консервация котлов на время простоя;

- работа котельного агрегата на пониженных нагрузках ( );

- совершенствование пусковых схем энергоблоков.

Вопросы совершенствования пусковых схем были разобраны ранее, там же было рассмотрено влияние различных вариантов совершенствования пусковых схем на режимы работы котлов. Наиболее часто и проще всего обеспечивается более высокое температурное состояние котла за счёт тепловой консервации котла. Ниже приводятся различные способы консервации и их влияние на температурное состояние котла.

1. Горячая консервация котла способом, предложенным ЮжВТИ, сущность которого заключается в том, что в часы резервирования мощности производится временная ликвидация самотяги дымовой трубы путём сообщения с атмосферой газового тракта на участке между дымососом и дымовой трубой с помощью специально устроенного люка. Люк в период работы котла закрыт, а при останове его открывают после закрытия направляющего аппарата дымососа. С целью исключения присосов холодного воздуха через люк авторами предложено также бесприсосное устройство горячей консервации котла. Предлагаемый способ горячей консервации котла исключает вентиляционные потери теплоты на котле, которые составляют 70 % общих тепловых потерь. За счёт этого температурное состояние котла после ночного простоя значительно выше по сравнению с обычным остановом (см. рис. 4.19). Как видно из приведенных графиков, температура перегрева пара при этом за 8 часов простоя снижается до 290 °C вместо 150 °C при обычном останове, а давление падает на 4,2 вместо 9,0 МПа. Таким образом, этот способ консервации позволяет поддержать температурный уровень котла на высоком состоянии и создаёт благоприятные условия для ускоренного пуска котла. Помимо этого, снижаются тепловые потери при пуске на количество сэкономленной аккумулированной теплоты и за счёт уменьшения продолжительности растопки котла.

 

 

       
   
 
 
Рис. 4.19. Изменение параметров котла ТП-230 на время провала графика нагрузки. а – температуры перегретого пара; б – давления пара в барабане котла; в – температуры дымовых газов; 1- без консервации; 2 - с консервацией.

 

 


2. Тепловая консервация котла способом, преложенным «Уралтехэнерго» для ба

рабанных котлов на 9,0 МПа, сущность которого заключается в том, что погашение котла

производится без отключения его от магистрального паропровода. Открытием задвижки на линии сброса из выходных коллекторов потолочного пароперегревателя создают обратный поток перегретого пара из магистрального паропровода в котёл в количестве примерно 1,1 кг/с, что обеспечивает достаточно высокие температуры в паропроводах, змеевиках и коллекторах пароперегревателя. Открытием задвижки на линии подвода насыщенного пара к нижним коллекторам экранов создается поток насыщенного пара с примерным расходом 1,4 кг/с за счёт перепада давлений между барабаном работающего котла и магистральным паропроводом. Часть этого пара конденсируется в котле, что обеспечивает сохранение температуры трубной системы котла близкой к номинальному уровню, а остальная часть пара проходит через барабан и сбрасывается вместе с потоком перегретого пара из магистрали через линию сброса (примерно 1,7 кг/с). Для поддержания уровня в барабане открывается линия непрерывной продувки. Указанный способ по мнению авторов значительно уменьшает диапазон изменения температур и температурных напряжений в основных элементах котла, паропровода и паровой арматуре; продолжительность растопки и нагружения котла до минимальной нагрузки сокращается до 5 – 10 минут, а пуск котла производится без использования растопочного РОУ непосредственно на магистральный паропровод, что упрощает пусковые операции и позволяет производить одновременный пуск нескольких котлов. Основным недостатком предложенного способа является наличие больших тепловых потерь (примерно 20 000 кДж/ч) и потерь конденсата (примерно 1,7 кг/с).

На рис. 4.20 для вышеприведенных способов резервирования приведены графики потерь условного топлива в зависимости от продолжительности простоя котла ТП–230, показывающие целесообразные пределы применения каждого из рассматриваемых альтернативных вариантов. Там же приведён график потерь топлива для обычного пуска.

  
 

 

 


Рис. 4.20. Потери топлива на котле ТП-230 при различных способах резервирования.

Предыдущая статья:НЕСООТВЕТСТВИЯ В НАЗВАНИЯХ ПИОНОВ Следующая статья:остановочно–пусковой режим; 2 – режим горячего консервирования; 3 – режим теплового консервирования по методу «Уралтехэнерго»; 4 – режим работы на предельно допустимой нагрузке.
page speed (0.0159 sec, direct)