Фрагин М.С. Регулирование и маслоснабжение паровых турбин: настоящее и ближайшая перспектива

Подождите немного. Документ загружается.

Приложение IV 201

Первая конструкция представляется предпочтительней

по надёжности как любое средство защиты пассивного типа.

Но в обоих случаях необходим соответствующий выбор

пропускной площади f , т.е. сопротивления этих элементов с

тем, чтобы, во-первых, при прямом токе пара в подогреватель

исключить подтопление трубной системы подогревателя

конденсатом и вызванное этим изменение условий теплообмена

на трубках, что сразу отражается на величине термических

напряжений в трубках, и, во-вторых, обеспечить малый расход

образующегося из конденсата пара при возникновении условий

для обратного тока пара из подогревателя в турбину.

На рис. П.14 воронки схематично показаны в виде

шайбы с суммарной площадью f .

Количество конденсата D

в конденсатосборнике

(КС) и регулирование его уровня выбираются, исходя из условий

работы системы откачки конденсата из КС. При этом важно,

что уровень конденсата по высоте находится ниже воронок.

Рис. П.14. Бойлер с конденсатосборником

202 Приложение IV

Тогда при падении давления в камере отбора турбины д ив

паровом пространстве конденсатора (а оно, как правило, близко

к р

) и начале вскипания конденсата в КС массовый расход

пара из КС в паровое пространство G

будет ограничен

площадью f , а давление p

в КС будет падать значительно

медленнее, чем давление р

. Таким образом, процесс

выделения аккумулированной в конденсате энергии растя-

гивается во времени, и с учётом потерь энергии в турбине

величина заброса оборотов при сбросе нагрузки может быть

значительно уменьшена.

Скорость w

воды (конденсата) при прямом токе будет

при этом напор

В теплофикационных турбинах с регулируемым отбором

пара обычно максимальный возможный расход пара в отбор

при закрытой поворотной диафрагме равен расходу пара в

послеотборную ступень при номинальной нагрузке G

, поэтому

максимальная скорость

а максимальный напор

Конструктивная высота воронки должна быть больше

, чтобы при прямом токе конденсат не растекался по днищу

парового пространства, и количество накопленной в нём воды

было бы минимальным.

Количество пара D

, образующегося в КС из воды,

находившейся в нём при температуре насыщения, при падении

давления от начального давления p

до текущего давления

Приложение IV 203

в КС приближенно можно оценить из уравнения теплового

баланса:

или при

где D

- количество воды в подогревателе, i

-энтальпия

воды на линии насыщения в начале (давление p

) и в процессе

вскипания (давление p

), r - скрытая теплота парообра-

зования.

При давлении ниже 20 кг/см

с достаточной точностью

, т.е.приближенно

Давление p

можно определить из уравнения мате-

риального баланса в КС:

Так как , получим диффе-

ренциальное уравнение для давления p

давление и удельный объём насыщенного пара в КС.

Опытные данные показывают, что можно принимать

произведение при этом в "запас"

расчёта примем Поэтому в большом диапазоне

отношения давлений p

можно считать

и тогда дифференциальное уравнение для давления p

примет

вид

204 Приложение IV

После интегрирования получим

и окончательно:

Давление p

в паровом пространстве, как уже ука-

зывалось, принимается равным давлению в турбине и

определяется при обратном токе пара и открытой поворотной

диафрагме по формуле Флюгеля для послеотборного отсека

турбины. Приближенно

Мощность N , вырабатываемая послеотборным

отсеком турбины при попадании в него пара после дроссели-

рования от давления на линии насыщения p

(энтальпия i

) до

давления p

(энтальпия i

) и последующего расширении до

давления в конденсаторе р

(энтальпия i

где

Максимальный заброс оборотов Δφ

из-за вскипания

воды в КС определится графическим интегрированием

пpи N - N

> 0.

Влияние объёма пара в паровом пространстве сетевого

подогревателя на заброс оборотов можно оценить в соот-

ветствии с предыдущим расчётом.

Выбор максимальной скорости слива конденсата w

таким образом, определят площадь воронки f и макси-

мальный напор Н

, а также заброс оборотов при сбросе

Приложение IV 205

нагрузки. На рис. П.15 показана расчётная оценка влияния

конденсата на заброс оборотов сетевого подогревателя одной

из теплофикационных турбин при отказе в закрытии поворотной

диафрагмы. Можно рекомендовать w

порядка 0,8... 1,2 м/с.

Ниже 0,8 м/с увеличивается влияние воды, содержащейся в

КС. При больших значениях w

в зависимости от конструкции

дополнительно возрастает влияние воды, находящейся в

паровом пространстве (дополнительно к пленочной влаге,

находящейся на теплооменных поверхностях, количество

которой оценивается очень приближенно).

Рис. П.15. Влияние конденсата сетевого подогревателя

на заброс оборотов

В заключение, подчеркнём ещё раз, что приведенная

методика расчёта, несмотря на свою приближенность,

позволяет оценить достоинства установки защитных устройств

на сливе конденсата в КС и выбрать конструктивные размеры.

Это позволило предложить конструкцию, подобную сепарато-

рам-пароперегревателям турбин АЭС [П27], для других

аппаратов.

IV.5. Плотность клапанов паровпуска турбины

Как видно из предыдущего, важную роль в поведении

турбины после сброса нагрузки играет величина

206 Приложение IV

ΔN(t) = N-N

. Действительно, только после того, как ΔN(t)

станет меньше нуля, прекратиться повышение оборотов

турбины после сброса нагрузки и начнётся их уменьшение,

причём в темпе, определяемом величиной [Ν

- Ν). Мини-

мальная величина паровой мощности N определяется протеч-

ками пара через регулирующий клапан при закрытом клапане,

которые соответствуют паровой мощности N

Норма плотности клапанов, принятая на ЛМЗ с точки

зрения противоразгонной защиты, [С21 ] исходит

из того, что в турбине может быть несколько мест впуска пара

в турбину, через неплотности которых пар может попадать в

турбину: паровпуск ЦВД, паровпуск ЦСД, подводы постороннего

пара к деаэратору, к турбопитательным насосам, тепло-

обменным аппаратам, включённым в схему турбоустановки и

т.п. Для обеспечения надёжности турбины эта норма должна

действовать для каждой из этих групп с тем, чтобы при любых

обстоятельствах обеспечить

Методы проверки плотности каждой группы паро-

впуска могут быть разными, например, путём контроля за

темпом снижения оборотов при закрытии клапанов на холостом

ходу турбины. Однако, наиболее удобен в эксплуатации метод

контроля величины оборотов, которые развивает турбина при

подводе к проверяемым клапанам пара с давлением p при

вращении турбины на валоповоротном устройстве [С21, С22].

При этом можно исходить из следующих соотношений:

где - соответственно протечки через закрытый клапан

при подведенном давлении пара p перед ним и номинальном

давлении р

Приложение IV 207

где G,G

соответственно расход, необходимый для вращения

турбины при оборотах n и п

= 3000 об/мин и подаче пара через

регулирующие клапаны ЦВД.

Если заменить условие N

<0,1·N

для регулирующих

клапанов ЦВД условием G

1eh

< 0,1 · G

, то при подводе пара к

клапанам ЦВД с давлением p

условия плотности обеспечены,

если установившиеся обороты турбины n<n

teh

, где n

teh

допускаемые для данных условий испытаний обороты:

т.е. об/мин.

С учётом того, что испытания проводятся при

(p/p

) = 0,3...0,5, в инструкциях закрепилась более простая и

удобная для быстрого расчёта норма: n

teh

=700·(p/ p

) об/мин.

При этом имеется ввиду, что при абсолютно плотных клапанах

турбина может вращаться со скоростью вращения до

50 об/мин в зависимости от условий сброса пара от БРОУ в

конденсатор. По этим же причинам не рекомендуется делать

испытания при р/р

< 0,4.

Для регулирующих клапанов ЦСД условие N

< 0,1 · N

можно заменить условием G

1em

< (0,1/k

)·G

, где к

vт

= 0,7.

Тогда те же рассуждения приведут к n

tem

= 900·(p

Итак может быть получено допустимое условие плотности для

любых клапанов, через которые может подводиться пар в

турбину.

* М.Н.Манькин, опыты на Конаковской ГРЭС

208 Приложение IV

Важное достоинство указанного метода испытаний -

малые обороты, ниже критических оборотов роторов, и малое

давление, поэтому испытания могут проводиться при любых

пусках и безвредны для турбины.

IV.6. Защита от попадания стороннего пара в турбину

Многие регенеративные отборы турбины сейчас

используются также для отбора пара на разные технологи-

ческие нужды (блока, электростанции, местных производств).

Чтобы эти потребители не испытывали перебоя в снабжении

паром при остановке какой-либо турбины, они запитываются

от нескольких турбин и (или) резервируются от РОУ. Так

возникает возможность разгона отключаемой от сети турбины

паром от другой турбины.

Общий подход к допустимому расходу пара в сторону

турбины по каждой линии, при котором можно не заботиться

об установке запорной арматуры (только с точки зрения защиты

от разгона!) - тот же: выработка не более 10% мощности

холостого хода турбины.

Если же мощность, которая может быть выработана

этим паром, превышает мощность холостого хода или близка к

ней - на линии дополнительного отбора требуется установка

двух быстродействующих защитных органа (два КОС, КОС и

стопорный клапан и т.п.). В промежуточных случаях количество

запорных органов должно определяться с учётом конкретной

тепловой схемы.

Часто эффективным средством ограничения обратного

расхода оказывается установка ограничительных диафрагм.

Например, в схеме (рис. П.16) отбора пара [С6] из трубо-

провода 1 в трубопровод 2, если площадь f диафрагмы 3

рассчитана для пропуска при прямом токе заданного расхода

Приложение IV 209

пара G

при давлении р

и р

/р

<0,8 (перепад от р

до

срабатывается в клапане 4), то обратный расход при отказе

обратных клапанов 5 и падении давления p

до нуля составит

Рис. П. 16. Схема отбора пара

. Эффект тем больший, чем p

больше

Иногда требуется повышать р

(менять точку отбора

на дополнительные нужды), даже вопреки экономичности.

Кстати, чтобы избежать возможного размыва диафраг-

мы паром, конструктивно диафрагму следует выполнять в виде

трубы с площадью f и длиной l = 0,5 м.

IV.7. Отключение генератора от сети

Система регулирования проектируется так, чтобы в

любом случае предотвратить чрезмерное повышение оборотов

турбины при сбросе нагрузки отключением выключателя

генератора от сети с помощью только регулирующих клапанов

турбины. И опыт эксплуатации показывает, что это в целом

обеспечивается.

Однако, такой сброс нагрузки - событие редкое, по

статистике - в среднем не более 1 раза в год, а то и реже, если

210 Приложение IV

не применяется противоаварийная автоматика энергосистем,

воздействующая на отключение выключателя генератора.

Значительно более часто (до 20...50 раз в год) может

происходить плановая или аварийная остановка турбины с

последующим отключением генератора от сети. Часто в этом

случае для повышения надежности применяют контроль

величины обратной мощности генератора в качестве разре-

шающего сигнала.

При выборе уставки реле обратной мощности (РОМ) в

турбинах с промперегревом надо учитывать не только

уменьшение потерь в стали и меди генератора после

отключения, но и увеличение работоспособности пара,

попадающего в ЦВД турбины по мере падения давления в

промперегреве.

Так например, весьма большой расход пара в ЦВД в

10% от номинального расхода пара, вырабатывающий при

низком давлении в промперегреве недопустимую мощность

2,5...3,5%, сразу после отключения при номинальном давлении

в промперегреве вырабатывает мощность только около 0,15%,

т.е. требуется производить контроль обратной мощности после

падения давления в промперегреве до величины, после которой

дальнейшее падение давления не может привести к недопусти-

мому росту вырабатываеиой мощности.

Расчёты показывают [С6], что при однобайпасной

пусковой схеме блока котёл-турбина при выборе уставки РОМ

1,4% (с учётом уменьшения потерь генератора после

отключения на 0,4% ) достаточно контролировать обратную

мощность после падения давления в промперегреве ниже 35%

от номинальной величины.