Тепловой расчет конденсатора (стр. 5 )

Нулевые значения времени набора номинальной мощности, приведенные в табл. 9.3, означают, что в рассмотренных условиях при всех временах, напряжения в узле меньше ограничения.

Продолжительность набора номинальной мощности при пусках турбины из холодного состояния (t0=25°С; табл. 9.4) определяется РСД в зоне паровпуска при значении (в этом случае время достижения номинальной нагрузки равно 8,1 ч). Снижение коэффициента концентрации напряжений в этом узле до уровня равного 3 позволяет уменьшить время достижения номинальной нагрузки до 4,97 часа (в этом случае лимитирующим узлом является ФНК ЦВД при значении ). В свою очередь обеспечение во фланцевом соединении позволяет сократить время набора турбиной номинальной нагрузки до 4,4 часа (при значении коэффициента концентрации напряжений в роторе равном 3).

Техническим заданием на проектирование модернизируемых турбин типа К (несущих не только базовые, но и полупиковые нагрузки) предусмотрена следующая продолжительность пусков турбины из различных тепловых состояний (от толчка ротора до набора номинальной нагрузки):

– холодное состояние – 5 часов;

– неостывшее состояние (простой 36 … 48 часов) – 2,5 часа;

– неостывшее состояние (простой 15 … 36 часов) – 1,5 часа;

– горячее состояние (простой 6 … 10 часов) – 1 час.

Сопоставление указанных данных с результатами, приведенными в табл.9.4, показывает, что для обеспечения требований технического задания на маневренные характеристики турбины необходимо, чтобы коэффициенты концентрации напряжений во фланцевых соединениях наружных корпусов ЦВД и ЦСД не превышали уровня 1,5, а в РСД и РВД уровня 3. Если такой уровень коэффициентов концентрации напряжений обеспечить будет невозможно, тогда необходимо будет осуществить мероприятия по усилению тепловой защиты патрубков трубопроводов и опорных лап цилиндров.

В частности, на патрубки внешних корпусов можно поставить электронагревательные элементы (в виде спиралей переменного сопротивления), мощности которых легко подбираются по величине тепловых потоков, отводимых через патрубки в начальные моменты процесса. После завершения пускового режима электрообогрев отключается. Электрообогрев может быть поставлен и на лапах, если на них не удается нанести надежную изоляцию. В этом случае для предохранения корпусов опорных подшипников от недопустимого перегрева на лапах должна быть установлена усиленная экранная защита. Мощности электронагревателей здесь подбираются по такому же принципу, как и для патрубков.

От опорных лап и патрубков ЦВД и ЦСД турбин типа К на первых этапах остывания отводится приблизительно 335 кДж/ч. Поэтому, для их электрообогрева необходима мощность около 95 кВт. Для электрообогрева только патрубков требуется всего лишь 25 кВт. Причем в процессе остывания турбины эти мощности должны уменьшаться, учитывая снижение температурного уровня деталей.

Поскольку при определении продолжительности времени набора турбиной номинальной нагрузки были использованы приближенные одномерные математические модели управления тепловым состоянием лимитирующих узлов, полученные результаты должны проверяться и уточняться последующими исследованиями и разработками на этапах технического и рабочего проектирования.

Тем не менее, и на вышерассмотренной стадии разработок одномерные модели позволяют выявить узлы, оказывающие решающее влияние на маневренные характеристики турбины, и рекомендовать мероприятия, обеспечивающие эти характеристики на должном уровне. Это может быть достигнуто путем уменьшения коэффициентов концентрации напряжений или полное устранение концентраторов напряжений в лимитирующих узлах за счет увеличения радиусов придисковых галтелей и закруглений в термокомпенсационных канавках роторов или полное устранение этих канавок; усиления тепловой защиты цилиндров, интенсификацией фланцевого обогрева и пр.

На завершающих стадиях проектирования целесообразно использовать двухмерные и, по возможности, трехмерные математические модели управления термонапряженным состоянием лимитирующих узлов. Таким узлом, например, в роторе будет диск первой ступени с прилежащими участками концевых и диафрагменных уплотнений, в наружном и внутреннем корпусах – фланец со стенкой (четверть поперечного сечения корпуса) и т. п. Полученные здесь результаты, помимо прочего, могут быть использованы также для коррекции и совершенствования одномерных математических моделей управления термонапряженным состоянием узлов, лимитирующих пуски.

В целом по результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы.

1. В настоящее время, в связи с отсутствием специализированных блоков, для покрытия полупиковых и даже пиковых нагрузок энергосистем регулярно стали использовать блоки СКД мощностью 300 МВт, созданные для несения только базовых нагрузок. Это, естественно, снижает экономичность и надежность их работы.

2. Поскольку на Украине в обозримой перспективе не предусматривается создание специализированных пиковых и полупиковых блоков, целесообразно в модернизируемых блоках с турбоустановками типа К осуществить конструктивные и режимные изменения, позволяющие: наряду с несением регулярных базовых нагрузок, использовать их также в качестве пиковых и полупиковых блоков; работать с предельно малыми нагрузками, а также с остановками на ночь, на выходные и праздничные дни.

3. Для покрытия пиковых нагрузок наиболее надежным и экономичным представляется быстрый переход блока от работы при малых нагрузках (25-30%) на номинальную нагрузку (100%), осуществляемый благодаря регулированию скользящим давлением в котле, при котором на всем диапазоне нагрузок (от 25-30% до 100%) температура пара после первичного и вторичного перегрева выдерживается практически одинаковой (номинальной, максимальной).

4. При остановках, последующее время прогрева-нагружения энергоблоков в значительной мере будет зависеть от уровня предпускового температурного состояния всех систем энергоблока (трубопроводов, клапанов, отсеков турбин и др.), обусловленного процессами их остывания.

5. Результаты проведенных исследований процессов остывания цилиндров высокого и среднего давления турбины типа К показали, что температурные поля деталей и узлов, возникающие в них при остановках различной продолжительности, в основном обусловлены отводом тепла в подшипниках роторов, с открытых участков наружных корпусов (опорные лапы, поверхность изоляции) и через патрубки к трубопроводам подвода и отвода пара.

6. Усиление тепловой защиты в указанных зонах (электрообогрев, экранирование и пр.) позволяет повысить температурный уровень деталей и существенно уменьшить неравномерности предпусковых температурных полей цилиндров, что, в конечном счете, приведет к созданию более благоприятных предпосылок для организации быстрых пусков турбины после остановок различной продолжительности.

7. Основным узлом, определяющим продолжительность пускового режима турбины, является участок ротора среднего давления в зоне паровпуска (диск 1-й ступени с прилежащими участками концевых и диафрагменных уплотнений, где в термокомпенсационных канавках и придисковых галтелях происходит значительная концентрация напряжений).

8. При выдерживании коэффициентов концентрации напряжений в термокомпенсационных канавках и придисковых галтелях на уровне, равном 3, время набора номинальной нагрузки при пуске турбины из горячего состояния можно довести до 0,4 ч, а из неостывшего (после 48-часового простоя) – до 1,8 ч; это на 0,6-0,7 ч меньше, чем предусмотрено у создаваемых в настоящее время базово-полупиковых блоков типа К.

9. Усиление тепловой защиты лап и патрубков при остывании турбины (экранирование, электрообогрев и пр.) позволит исключить фланцевые соединения наружных корпусов из числа узлов, лимитирующих пуски, и дополнительно сократить времена нагружения турбины (при в роторах) из горячего и неостывшего состояния, соответственно, на 0,15 ч и 0,6 ч.

10. Полученные результаты исследований в значительной мере зависят от достоверности теплофизических и механико-прочностных характеристик материалов, из которых выполнены детали и узлы турбины. Пока все работы в этом направлении базируются на результатах исследований материалов более чем 50-летней давности, которые были использованы еще при создании турбин, уже давно отработавших свой запланированный ресурс. В этой связи, представляется целесообразным выполнение полномасштабных исследований по определению действительных прочностных характеристик материалов в условиях высоких температур на образцах взятых из деталей, которые в настоящее время находятся в эксплуатации.

9.4 Тепловое состояние турбин АЭС

при работе на частичных нагрузках

В настоящее время атомная энергетика постепенно превращается в крупную отрасль энергетического производства. Характерной особенностью АЭС является меньшая по сравнению со станциями на физическом топливе состоящая в себестоимости производимой электроэнергии.

Как уже указывалось, в настоящее время для Украины характерна большая неравномерность графиков нагрузок. Это связано с режимами работы потребителей и со структурой потребления электроэнергии. Наиболее разуплотнёнными являются графики нагрузок, где в промышленности преобладают нагрузки машиностроительных предприятий. Коэффициент неравномерности – отношение минимальной нагрузки и максимальной, достигает величины 60%. Неравномерность графиков нагрузки энергосистем усиливается опережающим ростом коммунально-бытового энергопотребления, имеющего наибольшую суточную неравномерность. Разуплотнение графиков нагрузки за счет этого достигает величины 3%.

Анализ работы энергосистем позволяет сделать вывод, что основной проблемой сегодня и в будущем является прохождение ночного минимума нагрузок и утреннего пика. В связи с этим происходит процесс перемещения турбоагрегатов из базовой в полупиковую, а затем и в пиковую зону графика электрических нагрузок. Одним из эффективных способов улучшения маневренных характеристик агрегатов АЭС может оказаться регулирование их нагрузки скользящим давлением пара. Этот метод получил широкое распространение на конденсационных станциях. В последнее время результаты работы по внедрению его на ТЭС практически закончены. Вполне естественно возникает вопрос о возможности применения этого способа для регулирования мощности агрегатов АЭС различного типа. Существующие и формируемые в соответствие с основными направлениями развития энергетики схемно-режимные условия эксплуатации АЭС предопределяют необходимость участия их энергоблоков в противоаварийном управлении энергосистемами. В настоящее время энергоблоки АЭС работают преимущественно в базовом режиме. Коэффициент использования установленной мощности колеблется в пределах от 0,74 до 0,87, годовое число часов использования установленной мощности при этом составляет ч/год.

Например, на Запорожской АЭС в последние годы число остановов турбин находится на уровне 2-4. Несмотря на базовый режим работы, довольно часто возникают случаи снижения нагрузки энергоблоков, которые вызваны рядом технологических и системных причин. В таблице 9.5 представлены данные по недовыработке электроэнергии энергоблоами Запорожской АЭС из-за диспетчерских ограничений за период с 2001 года по июль 2006 года.

Основными причинами разгрузки и остановов энергоблоков АЭС являлись:

-  плановые ремонты;

-  неплановые ремонты;

-  снижение нагрузки из-за ограничения по пропускной способности ЛЭП;

-  снижение нагрузки из-за диспетчерских ограничений по отсутствию спроса на электроэнергию;

-  снижение нагрузки из-за повышения температуры охлаждающей воды;

-  снижение нагрузки из-за отклонения давления пара в конденсаторе от номинального значения;

-  снижение нагрузки из-за перегрева пара в СПП;

-  снижение нагрузки из-за отбора пара на собственные нужды;

-  снижение нагрузки из-за отбора пара на теплофикацию.

2005 году зарегистрировано более 170 переходных режимов, связанных со снижениями, сбросами нагрузки, остановами и пусками. Нагрузка энергоблоков снижалась на величину более 10% номинальной мощности 82 раза. В том числе снижение нагрузок на 30% и полных остановок (планово–предупредительных и внезапных, с последующим пуском из горячего и холодного состояния – 40 раз). Анализ обнаруженных за это время дефектов на основном тепломеханическом оборудовании не выявил корреляции между качеством дефектов и количеством разгрузок блоков. Отсутствие снижения герметичности твэлов свидетельствует об их устойчивости к переходным процессам и позволяет предполагать возможность эксплуатации реакторов ВВЭР-1000 в переменных режимах нагрузки.

Таблица 9.5

Наименование	2001	2002	2003	2004	2005	январь - июль 2006
Диспетчерское ограничение из-за отсутствия спроса на электроэнергию в т. ч.: (млн. кВтч.)	183,8	828,6	0,0	1265,7	3155,6	1099,7
- разгрузка энергоблоков	183,0	527,0	0,0	642,7	1824,1	234,6
- останов энергоблоков	0	301,6	0,0	623,0	1331,5	865,1

Таким образом, намечающееся использование турбин АЭС в режимах регулирования мощности энергосистем приведет к тому, что часть турбин АЭС будет разгружаться в периоды ночных провалов нагрузки. Одним из способов экономичного регулирования мощности энергосистем вместо параллельной частичной нагрузки большего числа агрегатов может стать последовательная нагрузка отдельных турбоагрегатов в зоне регулировочного диапазона вплоть до остановки их в период суточных и еженедельных провалов энергопотребления. При этом на остающихся в работе турбинах нагрузка сохраняется близкой к номинальной. Каждая из последовательно нагружаемых турбин с дроссельным парораспределением, а именно такие турбины составляют основной парк АЭС, соответствует как бы очередной отключаемой группе сопл многовального турбоагрегата с сопловым парораспределением, а на время останова разгруженных турбин удается избежать механических и других потерь, неизбежных при глубокой частичной разгрузке. Если процесс разгрузки осуществляется при неизменном давлении свежего пара, температура пара на входе в цилиндр, расположенные за СПП, остается практически неизменной. Тогда температура металла этих цилиндров также меняется незначительно. Пар, поступающий в ЦВД, дросселируется на регулирующих клапанах. В регулировочном диапазоне (100 – 30%) снижение температуры свежего пара составляет ~ 70°С для турбин с начальным давлением 6,0 МПа. Поэтому частичные разгрузки следует проводить с соблюдением тех же критериев тепломеханического состояния, что и при пусках. Отметим лишь, что допустимая разность температур по ширине фланцев ЦВД при разгрузках должна приниматься меньшей, чем при нагружениях, поскольку при разгрузках на внутренних волокнах возникают напряжения растяжения. Превышение допустимых приделов здесь может привести к пропариванию фланцев соединений.

Как отмечалось, повышение экономичности на частичных нагрузках при использовании дроссельного парораспределения может быть достигнуто применением скользящего давления свежего пара [12]. В турбоустановках АЭС, имеющих паро-паровой промежуточный перегрев, температура вторичного перегретого пара неизбежно снижается при уменьшении давления (и температуры насыщения) свежего пара. Снижение температуры промперегрева приводит к уменьшению изоэнтропического теплоперепада ступеней турбины, расположенных после промперегрева, и к падению КПД последних ступеней турбины, попадающих в зону повышенной влажности.

Однако, как отмечалось, паровой перегрев с термодинамической точки зрения является неэффективным, поскольку идет передача теплоты от пара, обладающего более высоким энергетическим потенциалом, к пару, имеющим более низкий потенциал. Паропаровой перегрев оправдан и получил широкое распространение в турбинах АЭС лишь потому, что позволяет несколько повысить внутренний КПД и использованный теплоперепад турбины, и ограничить уровень конечной влажности, что делает возможным использование последних ступеней, обеспечивающих большую площадь единичного выхлопа.

При скользящем давлении свежего пара и соответственно скользящей температуре пара после промперегрева конечная влажность и КПД ЦНД при снижении нагрузки практически не изменяются по сравнению с режимом номинальной мощности, а затраты теплоты на промперегрев и потери его в конденсаторе уменьшаются по сравнению с частичными режимами при постоянной температуре промперегрева.

Для ЧВД использование скользящего давления характеризуется следующими особенностями:

- повышается в зоне начальных давлений свыше 3,0 МПа начальное теплосодержание и, следовательно, изоэнторпический тепловой перепад; уменьшается влажность пара (благодаря повышению начального и конечного теплосодержаний), что обеспечивает рост КПД ЧВД;

- снижаются затраты теплоты в промперегреве благодаря увеличению теплосодержания пара после ЧВД.

Поэтому целесообразно, чтобы скользящее давление было в диапазоне от номинального до 3,0 МПа, т. е. до тех пор, пока снижение давления свежего пара сопровождается ростом начального теплосодержания. С учетом экономии энергии на питательном насосе, возможно, оправдано и более глубокое снижение начального давления. В упомянутом диапазоне изменение теплового состояния металла ЦВД будет таким же, как и при разгрузках при постоянном давлении свежего пара. При более глубоких разгрузках в случае постоянного начального давления диапазон изменения температуры пара перед первой ступенью ЦВД несколько меньше.

На рис. 9.3 представлены кривые относительного изменения мощности и удельного расхода теплоты в зависимости от полного расхода свежего пар при номинальном и скользящем давлении, полученные на базе расчетов турбоустановки АЭС мощностью 1000 МВт с сепарацией и двухступенчатым перегревом.