Инжиниринговый центр


Новости

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

  • 21.05.2019

Р.Э. Зыков 1, В.Г. Орлик 2, Д.К. Мещеряков 1, 2

1 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого,

2 Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию

энергетического оборудования им. Ползунова

 

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

Современные условия преобладающего бытового энергопотребления характеризуются суточной неравномерностью с дневными пиками и ночными провалами нагрузки.

Удовлетворять этим условиям становится всё сложнее с ростом доли работающих с по- стоянной нагрузкой атомных станций и доли «зелёной» энергетики с непредсказуемой выра- боткой ветровой и солнечной энергии.

На актуальность проблемы покрытия пиков отпуска электроэнергии (ЭЭ) за рубежом указывает широкое использование малоэкономичных, но высокоманевренных чисто газотурбинных установок, а также имевшее место в США включение гальванических аккумуляторов частных электромобилей, заряжаемых при провалах нагрузки. Поэтому повсеместно существенно возросло количество высокоэкономичных и маневренных парогазовых (ПГУ) ТЭС и повысилось внимание к методам аккумулирования энергии. Универсальные накопи- тели – гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) – высокозатратны и, в большинстве случаев, не экологичны. Одно из исключений – приливные ГАЭС в фиордах Норвегии, откуда Германия проложила ~ 623 км подводного электрокабеля для компенсации низкой маневренно- сти своих ветровых и атомных мощностей. Прорабатываются гравитационные аккумуляторы на принципе подъема и опускания грузов [1].

В таких условиях повышаются требования к маневренности паровых турбин ТЭС, которым приходится работать с частыми остановами и не менее частыми глубокими разгружениями. За ру- бежом уже в прошлом столетии изготавливались маневренные конденсационные турбины для

«двухсменной» работы – с ежесуточными остановами на ночь [1].

Структура установленной мощности (УМ) российской энергетики столь же мало удо- влетворяет современным требованиям неравномерности суточного отпуска ЭЭ:

  • Более 12 % УМ сконцентрировано на АЭС, с весьма узким регулировочным диапазоном из-за технологических особенностей атомных реакторов.
  • Около 20 % УМ приходится на ГЭС, большинство из которых расположены в Сибири, т.е. удалены от европейского центра РФ – основного потребления энергии.
  • Остальные ~ 67 % УМ сосредоточено на ТЭС с конденсационными (34 %) и теплофикационными (33 %) паровыми турбинами, с незначительной долей маневренных ПГУ [2].

Конденсационные паровые турбины отечественных энергоблоков, спроектированы для несения базовой нагрузки, подвержены воздействию ряда факторов, снижающих их эксплуатационную надежность и экономичность при переходе на маневренный режим работы с ча- стыми пусками и глубокими разгружениями. В настоящее время, для мощных энергоблоков РФ, допускающих лишь ограниченное количество остановов, практикуются разгружения в регулировочном диапазоне 50-100% от номинала, что компенсирует вводимые в строй энергоблоки АЭС, еще менее маневренные из-за особенностей атомных реакторов [1].

При глубоком снижении нагрузки конденсационной турбины пропорционально уменьшается расход пара, но при объемном расходе пара ниже 0,55 от номинала последняя ступень ЦНД работает в компрессорном режиме, затрачивая энергию на создание перед собой более глубоко- го разряжения, чем в конденсаторе. Это не только снижает КПД ступени, но и вызывает обрат- ное течение пара в периферийном радиальном зазоре ее рабочего колеса [3], в патрубке предшествующего отбора на ПНД, а при отсутствии отбора, в дренажном канале. С обратными токами пара в ступень попадает капельная влага, соответственно, из выхлопного патрубка и из ПНД.

Частые пуски энергоблоков сопровождаются следующими негативными явлениями:

  • Пусковые температурные и динамические радиальные расцентровки, а также тепло- вые осевые относительные расширения ротора (ОРР) и статора турбин, приводят к снижению КПД по причине износа уплотнений проточной части [4] от задеваний. Это в свою очередь вызывает вибрации и аварии с прогибом вала, а при их катастрофическом развитии мо- жет привести к полному разрушению турбины [5] т.е. к снижению надежности.
  • Недопустимый нагрев проточной части и выхлопов ЦНД от трения и вентиляции, при пусковых малорасходных режимах холостого хода [6], вызывает дополнительные расцентровки и вибрации, а также потерю прочности пайки стеллитовых пластин с последующим их массовым обрывом [7].
  • Более глубокое разрежение, чем в конденсаторе (компрессорный эффект), при пуско- вых малорасходных режимах холостого хода (ХХ), вызывает присос в проточную часть ЦНД эрозионно-опасной влаги из конденсатора, из охладительных впрысков выхлопного патрубка и из отборов на ПНД [8]. Это приводит к каплеударной эрозии последних ступеней ЦНД.
  • Возникновение абразивно-эрозионного износа первых ступеней ЦВД и ЦСД турбин, а иногда – заклинивание ротора из-за попадания окалины, отслаивающейся с внутренних сте- нок пароперегревателей котла [9].

Современные условия увеличенного бытового энергопотребления отразились и на экс- плуатационной надежности, работающих на ТЭЦ, турбин с отопительными отборами пара, характеризующимися следующими режимами работы.

  • Летом – работа по электрическому графику с глубокими разгружениями (ПТУ > 100 МВт) или частыми пусками (ПТУ < 100 МВт).
  • Зимой – по тепловому графику в «базовом» для ТЭЦ режиме «полной теплофикации» с минимальным пропуском пара в ЦНД турбины.

При работе теплофикационной турбины по электрическому графику, она подвержена фак- торам свойственным конденсационной турбине. При эксплуатации турбины в режиме «полной теплофикации», для ограничения вентиляционного нагрева ступеней и выхлопов необходим по- стоянный пропуск пара в ЦНД, расход которого регулируется поворотной диафрагмой (РД). Но поскольку «вентиляционный» расход снижает отпуск пара в отопительный отбор, являющийся основной продукцией ТЭЦ, практикуется его минимизация за счет упомянутого выше эрозионно-опасного охладительного впрыска конденсата. Поэтому, длительная эксплуатация в базовом режиме полной теплофикации с минимальным расходом пара в ЦНД, создающем максимальный компрессорный эффект приводит к следующим негативным воздействиям:

  • Длительный вентиляционный нагрев ступеней и выхлопов при малорасходном режи- ме ЦНД, требующий дополнительных эрозионно-опасных охладительных впрысков.
  • Каплеударная эрозия последних ступеней ЦНД при базовых малорасходных режимах ХХ.
  • Каплеударная эрозия первых ступеней ЦНД внепроцессной влагой, конденсирующей- ся на входной стороне РД.

Таким образом, основной задачей прикладной науки РФ является разработка методов повышения маневренности ТЭС с конденсационными и теплофикационными паровыми тур- бинами путем решения вышеописанных проблем их эксплуатационной надежности, а также за счёт имеющихся резервов аккумулирования энергии.

 

ЛИТЕРАТУРА:

1.Богданов А.Б., Проблемы энергосбережения в России. – Энергорынок, июнь 2005. – с.52-56.

2.Теплофикационные паровые турбины. Повышение экономичности и надежности / Л. Л.  Симою     [и др.]. – СПб: Энерготех, 2001. – 208 с.

3.Малорасходные режимы ЦНД турбины Т-250/300-240 / Под ред. В.А. Хаимова. – СПб: БХВ – Пе- тербург, 2007. – 240 с.

4.Орлик В.Г. Совершенствование лабиринтовых уплотнений в процессе развития паротурбостроения.

  • Электрические станции, 2007, № 10. – с.15-27.

5.Шатохин В.Ф. Возбуждающие обкат силы при колебаниях ротора с задеваниями о статор. – Тепло- энергетика, 2017, № 7. – с.22-32.

6.Неуймин В.М. Вентиляционные потери в обеспаренном цилиндре и предложения по их снижению.

  • Энергетика. Известия вузов и энергетических объединений СНГ, 1996, № 1-2. – с. 68-72. 7.Модернизация пусковой схемы для снижения эрозии рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин и предотвращения массовых обрывов стеллитовых пластин / В.В. Божко [и др.]. – Теплоэнер- гетика, 2017, № 3. – с. 22-30.
  1. К вопросу об образовании торового вихря у периферии турбинной ступени с малым DСР/1 / В.Б. Сандовский [и др.]. – Тр. ЦКТИ, 1981, вып.184. – с.102-105.

Снижение абразивной эрозии турбинных ступеней перегретого пара./ В.Г. Орлик [и др.] – Элек- трические станции, 2008, № 12. – с.33-41.