Маневренность и мобильность оборудования.

 

1.1. Маневренность паротурбинных установок и способы ее повышения.

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 от минимума до максимума, без существенных переключений в технологической схеме, позволяющий выполнять действия изменения нагрузки в автоматическом режиме.

Технологичский (регуировоный) диапазон – как правило применяется для теплофикационных турбин и определяется разностью между номинальной и минимальной нагрузкой оборудования (паровой турбины) при обеспечении заданного 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 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 на частичных нагрузках.

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.

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.

При нештатных ситуациях в энергосистеме, связанных с аварийным отключением либо мощных энергоблоков, либо с отключением линий электропередач, а также при отключении мощных потребителей в энергосистеме возникает или дефицит электроэнергии, или ее избыток. Рассмотрим более подробно условия подхвата нагрузки при возникновении дефицита энергии. При появлении дефицита мощности возникает небаланс между вращающими моментами на валах турбин и моментами сопротивления генераторов, в результате чего снижаются частота вращения турбин и частота в энергосистеме: при появлении избытка мощности процесс протекает в обратном направлении—частота растет. Регуляторы скорости турбин реагируют на изменение частоты вращения и в соответствии со своими статическими характеристиками при снижении частоты дают команду на открытие регулирующих клапанов, что приводит к набросу нагрузки. При повышении частоты клапаны прикрываются и турбины разгружаются от избытка мощности. И в том, и в другом случае при благоприятных условиях изменение частоты в энергосистеме может притормозиться, а затем и прекратиться, после чего возможно восстановление нормальной частоты. Однако при неблагоприятных условиях снижение частоты не удается затормозить, что приводит к срабатыванию защит, отключающих оборудование, к отключению генераторов от сети и к аварийному развалу энергосистемы.

Именно так случилось в ночь на 14 июля 1977 г. с энергосистемой, обеспечивающей электроснабжение Нью-Йорка |[3-1] В результате грозы оказались выведенными из строя две 345-киловольтные линии электропередачи от АЭС Индиан-Пойнт мощностью 900 МВт. Последующие удары молний вывели из строя еще две 345-киловольтные линии, подающие электроэнергию в Нью-Йорк от электростанций, расположенных к северу от Нью-Йорка. В результате энергосистема потеряла 2000 МВт, и дефицит мощности составил около 35% номинальной. После этого сработала защита на понижение в сети напряжения сначала на 5, а затем на 8%. Далее ЭВМ, управляющая энергосистемой, дала команду на отключение ряда малонаселенных районов. Это не спасло положения, так как системная авария разрасталась, поскольку из-за перегрузки перегрелись кабельные линии, подававшие электроэнергию от соседней энергоси­стемы, вследствие чего я они были отключены защитой. В дополнение к этому из-за продолжающейся грозы удар молнии вывел из строя последнюю ЛЭП с севера. После этого из-за перегрузки были отключены защитой и две последние питающие энергосистему линии. Развитие аварии продолжалось более часа, после чего электроснабжение полностью прекратилось, и огромный город погрузился в темноту. Остановились метро, электрический транспорт, лифты — все, приводимое в действие электричеством. Полное восстановление электроснабжения потребовало значительных усилий и происходило в течение 25 ч. Еще более крупная авария произошла в том же районе в 1965 г. Несмотря на то, что после «аварии века» 1965 г. был принят ряд мер к предотвращению подобного в будущем, оказалось, что уязвимость энергосистем осталась еще достаточно велика.

Полный развал объединенной энергосистемы Франции произошел в конце декабря 1978 г. в предрассветный час, когда аварийно отключилась ЛЭП, связывающая Францию с ФРГ. Возникший дефицит мощности был особенно велик из-за, массового использования населением электроотопительных приборов в связи с внезапно наступившим похолоданием.

В отечественной практике также имели место случаи прекращения электроснабжения отдельных районов. Самая известная из них произошла летом 2005 года в г. Москве. Когда вследствии выхода из строя трансформатора на подстанции Чагино, были обесточены часть линий электроснабжения. Все это привело к перегрузке имевшихся в работе линий из-за чего они начали перегреваться (кроме этого был очень жаркий день, что само по себе накладывало ограничения на пропускную способность линий. В результате началось нарастающее срабатывание защит и отключение практически всего города. Через 2-3 часа удалось наладить энергоснабжение отдельных частей Москвы. К вечеру (через 6-8 часов, энергоснабжение основных потребителей города было восстановлен. Но полное восстановление потребовало более суток. Все сказанное говорит о большом значении мобильности и маневренности  оборудования ТЭС для надежности электроснабжения.

1.2.  Мобильность основного оборудования.

Под мобильностью понимают способность ТЭС быстро изменять мощность при отклонении частоты в энергосистеме.

 Быстрый подхват нагрузки оказывается возможным  благодаря значительной аккумулирующей способности котлов и паропроводов для паротурбинного оборудования, которые выдают дополнительный пар при открытии клапанов и соответствующем снижении давления.

В отечественной практике при резких понижениях частоты из-за системных аварий используется автомати­ческая разгрузка по частоте (АРЧ), которая при снижении частоты больше чем на одну перемену автоматически отключает определенных потребителей. Для расчета настройки АРЧ нужно знать влияние различных факторов на процесс изменения частоты во времени при возникновении начального дефицита.

Для эффективного участия паротурбинных энергоблоков в регулировании графика нагрузок энергосистем необходима высокая скорость увеличения их мощности. В частности, при нормальной эксплуатации электрических систем скорость изменения мощности в регулировочном диапазоне нагрузок должна быть не менее 2—3%/мин. В ряде случаев выдвигаются еще более жесткие требования, особенно при дефиците мощности в энергосистемах. При таких условиях участие энергоблоков в покрытии небаланса активной мощности достаточно эффективно, если соответствующий дефициту набор мощности происходит за несколько секунд.

В большинстве случаев для ликвидации аварийной ситуации в энергосистемах достаточно кратковременного повышения мощности энергоблоков на период одной или нескольких минут [5, 12, 13, 142). За этот период можно повысить мощность агрегатов, ввести в эксплуатацию остановленные пиковые установки (ГЭС, ГАЭС, ГТУ) и распределить нагрузки между ними. В дальнейшем можно снизить мощности энергоблоков после ликвидации первых опасных для энергосистем колебаний. За такой короткий период времени температурный режим турбины изменяется незначительно и не приводит к опасным тепловым расширениям и вибрации. В частности, как показывают расчеты и опыты ПОАТ ХТЗ, за несколько минут не происходит значительного изменения в температурном поле фланцевых соединений.

Кратковременный набор электрической мощности энергоблока можно осуществить несколькими способами: форсировкой котла, открытием регулирующих клапанов ЦВД турбины, отключением регенеративных подогревателей высокого давления и др. [5, 13, 14, 15, 115, 142]. В режиме номинальной нагрузки энергоблока или близкой к ней, а также при перегрузках наиболее приемлемым способом набора дополнительной электрической мощности для мощных энергоблоков является отключение регенеративных подогревателей высокого давления. На частичных нагрузках наиболее приемлемым способом является способ набора нагрузки открытием регулирующих клапанов турбины.

Для оценки эффективности участия энергоблоков в кратковременном повышении мощности можно использовать коэффициент приемистости энергоблока Ппр [143], который характери­зует качественную его сторону — способность энергоблока повышать свою мощность за определенный период времени Dt до определенного максимального значения, т. е.

(2.1)

где DNт и DNф—теоретическое и фактическое изменение мощности энергоблока; DЭт и DЭф — теоретическая и фактическая выработка электроэнергии энергоблоком.

Для возможности сравнения коэффициента приемистости энергоблоков при различных вариантах повышения их мощности необходимо выбрать показатель заданного

Рис. 2.1.Изменение мощности энергоблока в переходном процессе

 

изменения мощности равноценный для всех вариантов. Таким критерием может быть мгновенное увеличение мощности (теоретическое) до определенного значения. Тогда отношение площади (рис. 2.1) АС D, которая характеризует фактическую выработку электроэнергии (DЭф) энергоблоком за время Dt, к площади АВС D теоретической выработки электроэнергии (DЭт) за указанный промежуток времени характеризует коэффициент приемистости энергоблока, который всегда меньше единицы (Ппр<1), так как

 (2.2)

Для повышения приемистости энергоблока необходимо, чтобы теоретическая выработка стремилась к практической.

Когда блок несет нагрузку N ниже номинальной, он располагает вращающимся резервом.Этот резерв может быть использован для подхвата нагрузки в энергосистеме при резком нарушении равенства между генерируемыми мощностями и нагрузкой потребителя (об этом уже говорилось выше), а сейчас более подробно рассмотрим процесс развития подхвата нагрузки при использовании аккумулирующей способности котла.

На первом этапе падение частоты задерживается за счет механической инерции вращающихся масс, саморегулирования потребителя и подхвата нагрузки турбогенераторами. Но тем не менее основную роль в похвате нагрузки играет генерирующее паротурбинное оборудование. В результате подхвата нагрузки падение частоты прекращается, а затем частота восстанавливается до нормальной.  Подхват нагрузки растянут во времени. На рис.2.2. показан переходный процесс наброса нагрузки для блока 200 МВт с барабанным котлом.

При снижении частоты регулятор скорости турбины дает команду на открытие клапанов, в результате чего происходит наброс паровой нагрузки. На рис. 2.2  паровой наброс показан как, мгновенный и отложен по оси ординат. Этому начальному набросу DN_нач соответствует начальный подхват нагрузки за счет срабатывания начального и прироста расхода пара DD_нач в ЦВД. Подхват мощности за счет ЦСД и ЦНД растягивается во времени из-за паровой емкости промежуточного перегрева пара, в результате чего максимальный подхват достигается через t_м. Увеличение расхода пара через, турбину осуществляется за счет аккумулирующей способности котла, способного выдавать дополнительное количество пара при снижении давления. При открытии регулирующих клапанов турбины пропуск пара возрастает, что вызывает падение давления пара. Падение давления приводит к реализации аккумулирующей способности котла, накопленной в металле и рабочей среде котла. Следует отметить, что эти процессы взаимно обусловливают друг друга и протекают одновременно.

-

Рис. 2.2. Процесс наброса нагрузки:

1—DN/Nnom; 2 — D/Dnom; 3 — АP/P₀нач; 4 — рост паропро-изводительности котла

 

При увеличении расхода пара возрастает гидравлическое сопротивление в пароперегревателе и паропроводах, что дает дополнительное падение давления пара перед турбиной.

Пропуск пара через открытые клапаны турбины пропорционален давлению пара перед клапанами и снижается c увеличением падения давления. Поэтому пропуск пара через турбину после начального наброса снижается в соответствии с падением давления пара, что сказывается на изменении DNт. Подхват нагрузки достигает своего максимуме через t_м, после чего снижается. Форсировка котла начинается через t_з — время запаздывания котла.

Падение давления при увеличении расхода пара DD за счет аккумулирующей способности котла DDак равно

dp=(DD/DD_ак)dt.           (2.3)

Аккумулирующая способность котла выражается величиной дополнительного пара, образующегося за счет высвобождения тепла, которое аккумулируют поверхности нагрева, обмуровка и рабочая среда при снижении давления на 1 МПа, и определяется:

. (2.4)

Здесь r — теплота парообразования;

G м — масса металла испарительных поверхностей нагрева;

cм, c в — теплоемкости металла и воды;

Dtн — изменение температуры насыщения при изменении давления на 1 МПа;

V в, V _П — водяной и паровой объемы котла. В водяной объем входят: водяной объем барабана к водяной объем испарительных поверхностей нагрева. В паровой объем входят: паровой объем барабана и пароперегревателя, а также объем пара в испарительных трубах;

r_В, r_П — плотности воды и насыщенного пара.

По истечении времени запаздывания котла (около 30 с)наброс паровой нагрузки начинает покрываться за счет роста паропроизводительности котельного агрегата. Давление пара перед турбиной восстанавливается, что стабилизирует подхват электрической нагрузки, а тем самым восстанавливает баланс мощности в энергосистеме.

 

 

1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: