Переход на параллельную работу ОЭС Украины с ЕЭС России со стабильной частотой 50 Гц, уменьшение использования принудительных методов снижения потребления, а также за счет изменения структуры покрытия и увеличения в ней величины базовой мощности АЭС (ввод в эксплуатацию блока №2 Хмельницкой АЭС и блока №4 Ровенской АЭС) привел к тому, что в течение года диапазон регулирования блоков ТЭС увеличивался с 16,5% в январе-феврале до 19,2% в декабре 2005 года и достигал значений 25,2%.
Определяющую роль играют энергоблоки ТЭС и в регулировании суточных графиков нагрузки. Холодные резервы в объемах до МВт для обеспечения устойчивой работы энергосистемы (вторичное регулирование частоты в системе) при отключеньях блоков АЭС или мощной высоковольтной ЛЭП и погрешностях прогнозов электропотребления обеспечиваются только энергоблоками ТЭС.
Известно, что источниками высокоманевренных мощностей являются ГЭС. Но в связи с ежегодно уменьшающимся диапазоном регулирования ГЭС из-за более жестких экологических ограничений, нет возможности использовать ГЭС на полную мощность.
Из-за того, что имеющиеся в наличии мощности ОЭС Украины находятся на границе предельных возможностей регулирования, для обеспечения суточного и недельного регулирования нагрузки объединенной энергосистемы при дальнейшем росте неравномерности графиков потребления следует уже сейчас решать проблему ввода новых пиковых и высокоманевренных мощностей.
Для решения проблемы увеличения маневренных мощностей в ОЭС Украины существует два подхода:
- строительство новых ГАЭС, ПГУ, установка на ТЭС специализированных полупиковых и пиковых энергоблоков, использование возобновляемых источников энергии;
- модернизация существующего основного оборудования ТЭС с применением новых технологий и техники.
Практическая реализация первого подхода требует времени и значительных финансовых средств, особенно в части проектирования и создания специализированных пиковых и полупиковых энергоблоков. И в этой связи представляется целесообразным пойти по пути реализации второго подхода, направленного на повышение характеристик маневренности установленного основного оборудования ТЭС не только за счет его целевой модернизации, но и за счет совершенствования режимов его работы на частичных нагрузках и в процессе пуска после остановок различной продолжительности.
Далее будут рассмотрены возможности достижения высоких маневренных показателей турбоагрегатов путем перевода их для работы в «горячем резерве» и пуска после остановок различной продолжительности (на ночь, в праздничные и выходные дни и т. д.).
Работа в «горячем резерве» представляет собой перевод работы энергоблоков с номинальной на малые нагрузки, вплоть до 25-30% от максимальной. Указанные нагрузки являются предельно достижимыми, обусловленными устойчивостью функционирования парогенератора. При этом, благодаря регулированию скользящим давлением, температура пара после котла (в том числе после вторичного перегрева) выдерживается номинальной (максимальной). Поэтому тепловое состояние всех систем энергоблока практически не изменяется, и обратный переход на номинальную нагрузку происходит за минимальный промежуток времени, обусловленный только возможностями котельного агрегата. Такой способ резкого снижения и, после длительной работы на малых нагрузках, резкого их повышения представляется весьма надежным и достаточно экономичным.
Тем не менее, глубина разгрузки энергосистемы при переходе на малые нагрузки энергоблоков может оказаться недостаточной и их придется на период провалов нагрузки ОЭС останавливать, а затем пускать после остановок различной продолжительности.
В этом случае маневренность энергоблоков будет определяться длительностью их пусков после остановок различной продолжительности. Длительность этих пусков будет зависеть и от продолжительности этапа прогрева-нагружения турбоагрегата, которая, в свою очередь, будет определяться его предпусковым температурным состоянием и, прежде всего наиболее термонапряженных элементов корпусов и роторов, расположенных в зонах паровпуска цилиндров высокого и среднего давления (ЦВД и ЦСД).
В последующих разделах главы будут изложены результаты расчетных исследований процессов остывания турбоагрегатов типа К и рационализации их режимов прогрева-нагружения, продолжительность которых в значительной мере влияет на решение общей проблемы увеличения маневренных мощностей в ОЭС Украины [10,11].
При проведении указанных исследований было учтено, что ротора цилиндров изготовлены из стали ЭИ-415, их внутренние корпуса – из стали 15Х1М1ФЛ, а наружные – из стали 20ХМФЛ. Теплофизические и механические свойства указанных сталей соответствовали состоянию материалов на момент ввода турбин в эксплуатацию.
9.2 Исследование процессов естественного остывания турбоагрегата К
Как уже отмечалось ранее, общее время пуска энергоблока в значительной мере определяется предпусковым температурным состоянием турбоагрегата.
Для определения предпускового температурного состояния турбины после остановок различной продолжительности использованы разработанная в Институте проблем машиностроения НАН Украины объемная (трехмерная) математическая модель остывания паровых турбин и реализующий ее программно-вычислительный комплекс (ПВК). Здесь следует подчеркнуть тот факт, что если штатное термометрирование позволяет измерять температуру только корпусных элементов, то использование указанного ПВК при проведении исследований позволяют расчетным путем получить температурное состояние не только этих элементов, но и недоступных прямому термометрированию участков роторов, расположенных в пределах проточных частей цилиндров. С применением указанного ПВК были проведены широкомасштабные исследования процессов естественного остывания наиболее термонапряженных отсеков (ЦВД и ЦСД) турбины типа К.
В качестве начальных условий процесса остывания принимались стационарные температурные поля деталей цилиндров, соответствующие номинальному режиму работы турбины. При проведении исследований учитывалось, что в процессе остывания ротор вращается валоповоротным устройством, а в опорные и упорный подшипники постоянно подается смазочное масло с температурой 60 оС.
При проведении исследований первоначально были рассмотрены штатные варианты режимов остывания:
I - режим остывания со срывом вакуума и проектной тепловой изоляцией наружных корпусов цилиндров и пароподводящих и пароотводящих трубопроводов;
II - тот же режим, но с сохранением вакуума в течение 24 час путем подачи пара различных параметров в концевые уплотнения цилиндров;
Анализ полученных результатов показал, что на интенсивность остывания цилиндров (в обоих рассмотренных вариантах) существенное влияние оказывают условия теплообмена на открытых участках, соприкасающихся с окружающим воздухом (опорные лапы) и в местах присоединения паровпускных и выхлопных паропроводов, а также паропроводов отбора пара.
С целью выявления возможностей, направленных на снижения интенсивности отвода тепла в указанных зонах в частности и повышения предпускового температурного состояния цилиндров в целом были рассмотрены следующие варианты режимов остывания:
III - режим остывания со срывом вакуума, открытыми опорными лапами и с усиленной тепловой защитой в зоне присоединения к цилиндру патрубков трубопроводов;
IV - предыдущий вариант, но с нанесением тепловой изоляции на поверхность опорных лап цилиндров.
Следует отметить, что при проведении исследований процессов остывания по вариантам III и IV под усилением тепловой защиты в зоне присоединения патрубков паропроводов подразумевалось полное «отсечение» тепловых потоков.
На рис. 9.1 приведены кривые изменения температуры участков ротора (рис. 9.1а) и фланца наружного корпуса (ФНК, рис. 9.1б), расположенных в зоне паровпуска ЦВД в процессе остывания для всех рассмотренных вариантов.
Анализ представленных результатов показывает, что наименьшее значение интенсивности остывания элементов, расположенных в зоне паровпуска ЦВД достигается при практической реализации варианта IV. Так, по сравнению с вариантом I, после остывания в течение 24, 48 и 72 часов температура участка ротора выше соответственно на 27, 51 и 59 оС. Для участка ФНК это повышение в указанные времена составляет соответственно 25, 63 и 60 оС.
На рис. 9.2 приведены кривые изменения температуры участков ротора (рис. 9.1а) и фланца наружного корпуса (ФНК, рис. 9.1б), расположенных в зоне паровпуска ЦСД в процессе остывания для всех рассмотренных вариантов.
Анализ приведенных результатов показывает, что наименьшее значение интенсивности остывания элементов, расположенных в зоне паровпуска ЦСД достигается при практической реализации варианта IV. Так, по сравнению с вариантом I, после остывания в течение 24, 48 и 72 часов температура участка ротора выше соответственно на 60, 87 и 107 оС. Для участка ФНК это повышение в указанные времена составляет соответственно 64, 92 и 104 оС.
Из изложенного видно, что наиболее благоприятно усиление тепловой изоляции паропроводов и нанесение ее на опорные лапы наружных корпусов цилиндров влияет на температурном состоянии ЦСД. Это объясняется тем, что ЦСД по сравнению с ЦВД имеет более развитую систему паропроводов,
а)
б)
Рис. 9.1 Температурное состояние элементов, расположенных в зоне
паровпуска ЦВД, ротора (а) и фланца наружного корпуса (б)
в процессе остывания турбины К
более массивные опорные лапы, а, следовательно, и большую площадь их поверхности, контактирующей с окружающим воздухом.
В целом улучшение тепловой защиты цилиндров обеспечивает наилучшую предстартовую готовность всей турбины к достижению минимально возможной продолжительности этапа ее прогрева-нагружения во время пуска после остановок различной продолжительности.
Процесс остывания во времени протекания, как нестационарный, характеризуется тремя различными стадиями, расположенными последовательно друг за другом.
а)
б)
Рис.9.2 Температурное состояние элементов, расположенных в зоне
паровпуска ЦСД, ротора (а) и фланца наружного корпуса (б)
в процессе остывания турбины К
Первая стадия (неупорядоченного) режима характеризуется большим влиянием начального распределения температур в элементе.
Вторая стадия остывания называется регулярным режимом, когда начальное состояние уже не играет основную роль, и процесс остывания полностью определяется граничными условиями, обусловленными окружающей средой, физическими свойствами деталей цилиндра и их размерами.
Третья стадия соответствует стационарному режиму, когда температурное состояние элемента определяется только температурой окружающей среды (имеет место тепловое равновесие).
В процессе остывания турбоагрегата о времени окончания первой стадии, началу и окончанию второй стадии для любого элемента его цилиндров можно судить по величине темпа остывания, который определяется следующим расчетным соотношением
(9.1)
где 
, 
– температура элемента в момент времени 
и 
, соответственно; 
– температура окружающей среды (при проведении расчетов принималась равной 30 оС.).
Анализ расчетных исследований показывает, что для различных элементов и вариантов остывания значения темпов остывания различны. Наступление регулярного режима остывания этих элементов происходит в разные моменты времени и при различных постоянных значениях темпа остывания.
В зоне паровпуска ЦВД темп остывания элемента ротора стабилизируется через 48 часов для вариантов I и II, а для вариантов III и IY через 30 часов. Темп остывания элемента ФНК стабилизируется через 42 часа (вариант I) и 48 часов (вариант II), а для вариантов III и IV – через 18 часов.
В зоне паровпуска ЦСД темп остывания элемента ротора стабилизируется через 48 часов для вариантов I и II, а для вариантов III и IV
через 30 часов. Темп остывания элемента ФНК стабилизируется через 48 часов (варианты I и II), а для вариантов III и IV – через 12 часов.
Регулярный режим остывания характеризуется не только постоянным значением темпа остывания, но представляет и сугубо практический интерес. Дело в том, что после его наступления для определения температуры элемента в любой последующий момент времени остывания уже не нужно производить расчеты с применением использованного здесь программного комплекса, а достаточно воспользоваться простым соотношением
,
где 
– основание натурального логарифма; и – время наступления регулярного режима и температура элемента в этот момент; 
– значения темпа остывания в зоне регулярного режима; – время остывания, для которого определяется температура элемента; – температура омывающий элемент среды.
9.3 Исследование возможностей совершенствования характеристик маневренности турбоагрегата К
Одним из основных показателей маневренности мощных энергоблоков является продолжительность пусковых режимов турбоагрегатов после остановок различной продолжительности.
Важной составляющей общего времени пуска турбоагрегата является продолжительность этапа прогрева-нагружения турбины (от толчка ротора до набора номинальной нагрузки).
Продолжительность указанного этапа в решающей мере зависит от термонапряженного состояния лимитирующих узлов. В данной работе в качестве таковых были рассмотрены участки роторов, фланцев наружного и внутреннего корпусов в зонах паровпуска ЦВД и ЦСД. Выбор указанных узлов, в качестве лимитирующих обусловлен их геометрическими характеристиками (толщина стенок, наличие концентраторов напряжений и т. д.), а также их взаимодействием с рабочей средой максимальных параметров.
Для оценки времени достижения турбиной номинальной нагрузки в данной работе использованы приближенные закономерности изменения температуры среды во времени. Они получены на основе решения задач рационального управления нестационарным тепловым состоянием лимитирующих узлов при ограничении на уровень, возникающих в них термических напряжений на предельно допустимом уровне в течение всего переходного процесса. Такая постановка задачи позволяет получить значение минимальной продолжительности этапа прогрева-нагружения.
Предпусковое тепловое состояние лимитирующих узлов ЦВД и ЦСД после остановки различной продолжительности, их геометрические характеристики и максимальные значения температур сред и коэффициентов теплоотдачи представлены в табл.9.1 и 9.2. Римскими цифрами здесь обозначены различные варианты режимов остывания, исследованные в предыдущем разделе.
Учитывая, что в лимитирующих узлах имеются концентраторы напряжений (в виде термокомпенсационных канавок, придисковых галтелей, вырезов и выточек для крепления диафрагм и обойм и пр.), допустимые термические напряжения принимались с запасом по отношению к пределу текучести материалов. Были рассмотрены варианты, когда коэффициенты концентрации напряжений 
(своего рода условные коэффициенты запаса) равнялись: для участков роторов 3 и 5; для участков фланцев 1,5 и 2. Окончательные результаты исследований приведены в табл. 9.3. Их анализ показывает, что во всех рассмотренных случаях узлом, определяющим продолжительность нагружения турбины, является участок ротора среднего давления в зоне паровпуска при значении 
. Если на участках РВД и РСД (в зоне их паровпусков) коэффициенты концентрации напряжений не будут превышать 3, то продолжительность нагружения турбины после остановок длительностью до 48 часов будет по-прежнему определять РСД, а при остановках свыше 48 часов лимитирующим узлом будет служить участок ФНК ЦВД в зоне паровпуска при 
.В свою очередь, если во фланцевых соединениях горизонтальных разъемов ЦВД и ЦСД коэффициенты концентрации напряжений не будут превышать 1,5, то лимитирующим узлом для всех рассмотренных вариантах будет по-прежнему оставаться РСД в зоне паровпуска.
При в роторе ЦСД продолжительность нагружения турбины после остановки турбины на 12, 24, 48 и 72 часа соответственно равна 1,57; 2,54; 3,78 и 4,47. Снижение коэффициента концентрации до уровня 3 позволит сократить
Геометрические характеристики, температуры и к. т.о. сред, предпусковое тепловое состояние лимитирующих узлов ЦВД Таблица 9.1
Узлы конструкции и | Время | Предпусковая температура узлов t0, °С | |||
I | II | III | IV | ||
Ротор R1 = 0,07; R2 = 0,305; | 12 | 405 | 405 | 406 | 410 |
24 | 360 | 365 | 380 | 385 | |
48 | 300 | 310 | 345 | 350 | |
72 | 260 | 270 | 310 | 315 | |
ФНК R = 0,375; | 12 | 350 | 350 | 375 | 385 |
24 | 305 | 315 | 360 | 365 | |
48 | 250 | 255 | 330 | 340 | |
72 | 205 | 215 | 300 | 305 |
Геометрические характеристики, температуры и к. т.о. сред, предпусковое тепловое состояние лимитирующих узлов ЦСД
Таблица 9.2
Узлы конструкции и | Время | Предпусковая температура узлов, °С | |||
I | II | III | IV | ||
Ротор R1 = 0,07; R2 = 0,41; | 12 | 400 | 405 | 405 | 410 |
24 | 355 | 360 | 375 | 380 | |
48 | 290 | 305 | 340 | 345 | |
72 | 255 | 267 | 308 | 312 | |
ФНК R = 0,275; | 12 | 345 | 350 | 370 | 375 |
24 | 300 | 315 | 355 | 360 | |
48 | 240 | 250 | 320 | 335 | |
72 | 195 | 210 | 290 | 300 |
Результаты оценки продолжительности пусковых режимов турбины
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 |
