Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы, задачи исследования .
1.1 Влияние смешивающих подогревателей на экономичность системы регенерации низкого давления (СРНД).
1.2 Схемы включения смешивающих подогревателей.
1.3 Защитные устройства от переполнения смешивающих подогревателей водой.
1.4 Защитные устройства от попадания воды в турбину с обратным потоком пара.
1.5 Переходные процессы в смешивающих подогревателях и вынос влаги с обратным потоком пара в проточную часть турбины.
1.6 Задачи и метод исследования.
2. Исследование тепловой экономичности схем со смешивающими подог ревателями различных турбоустановок .
2.1 Расчетные исследования тепловой экономичности схем со смешивающими подогревателями турбины К-300-23,5.
2.2 Исследование влияния схемы ввода конденсата греющего пара поверхностного подогревателя в аппарат смешивающего типа .
2.3 Экспериментальное исследование тепловой экономичности СРНД со смешивающими подогревателями турбины К-300-23,5 и К-800-23,5.
2.3.1 Методика проведения опытов и особенность измерения параметров при стационарных режимах.
2.3.2 Обработка результатов испытаний при стационарных режимах.
2.3.3 Экспериментальное исследование тепловой экономичности системы регенерации низкого давления турбины К-300-23,5 и К-800-23,5.
2.4 Рекомендации, направленные на повышение тепловой экономичности
и надежности комбинированных схем СРНД со смешивающими ПНД.
3. Математическое моделирование процесса выноса воды с обратным по током пара .
3.1 Переходный процесс в смешивающих ПНД.
3.2 Определение скорости падения давления в паровом пространстве смешивающего ПНД .
3.3 Расход пара из парового отсека смешивающих подогревателей.
3.4 Изменение расхода и энтальпии основного конденсата в переходных режимах для гравитационной схемы включения смешивающих ПНД-1 и ПНД-2.
3.5 Изменение расхода и энтальпии основного конденсата в схеме с одним смешивающим ПНД-2.
3.6 Изменение расхода и энтальпии основного конденсата в схеме с двумя смешивающими подогревателями и перекачивающими насосами.
3.7 Расчет набухания уровня воды над перегородкой.
3.7.1 Расчет уровня воды на перегородке.
3.7.2 Расчет набухания уровня во времени в паровом отсеке.
3.8 Расчет диаметра капель, выносимых с обратным потоком пара из аппарата в проточную часть турбины.
4. Исследование набухания уровня при нестационарных (динамических) режимах .
4.1 Экспериментальная проверка работы смешивающих подогревателей блоков 200 и 800 МВт.
4.1.1 Методика проведения опытов и особенности измерения параметров.
4.1.2 Экспериментальное исследование переходных процессов в схеме регенерации энергоблока 200 МВт.
4.2 Опытное определение набухания уровня воды при сбросе нагрузки.
Заключение
Список использованных источников
- Защитные устройства от переполнения смешивающих подогревателей водой.
- Исследование влияния схемы ввода конденсата греющего пара поверхностного подогревателя в аппарат смешивающего типа
- Определение скорости падения давления в паровом пространстве смешивающего ПНД
- Экспериментальное исследование переходных процессов в схеме регенерации энергоблока 200 МВт.
Введение к работе
Актуальность проблемы
Рост цен на топливо, увеличение неравномерности графика электрической нагрузки, повышение потребляемой мощности народным хозяйством и прочие факторы ставят задачу создания маневренных энергоблоков, работающих с высокой экономичностью в широком диапазоне нагрузок.
С учетом имеющейся структуры установленных мощностей и тенденции создания новых, а также модернизации существующих энергетических блоков ТЭС и АЭС одним из направлений решения этой проблемы является совершенствование системы регенерации низкого давления паровых турбин и ее оборудования.
В значительной мере на экономичность системы регенерации влияет выбранный тип подогревателей, состав оборудования, схемные и компоновочные решения.
В отечественной энергетике получили широкое распространение схемы с поверхностными и смешивающими подогревателями низкого давления (ПНД), подогревателями высокого давления (ПВД) и деаэраторами (Д), работающими как при постоянном, так и переменном (скользящем) давлении пара. Обеспечение надежности при работе на скользящем давлении требует решения вопросов набухания уровня в смешивающих ПНД для борьбы с выносом влаги в проточную часть турбины в динамических режимах.
В связи с этим совершенствование схемы регенерации низкого давления со смешивающими ПНД, исследование процессов набухания и разработка устройств, предотвращающих вынос влаги из подогревателя в проточную часть турбины, являются актуальными и важными задачами, направленными на повышение экономичности и надежности паротурбинных установок.
Цель работы:
Выявление варианта наиболее эффективной схемы регенерации низкого давления т/у К-300-23,5;
Разработка методики расчета набухания уровня в смешивающем ПНД при сбросах нагрузки;
Совершенствование конструкции защитных устройств в смешивающих ПНД блоков 200-Н000 МВт, исключающих заброс парокапельной влаги в проточную часть турбины.
\
Научная новизна
В диссертации получен ряд новых результатов:
на основании расчетных данных и результатов обследований действующих энергоблоков различной мощности определено оптимальное количество смешивающих ПНД, устанавливаемых в схеме на стадии проектирования и при реконструкции СРНД;
разработана и подтверждена экспериментально методика расчета набухания уровня конденсата в смешивающем ПНД в предельных условиях;
обосновано, проведенными на энергоблоках исследованиями, положение о том, что смешивающие подогреватели при наличии перегородки, разделяющей отсеки нагрева и сбора конденсата, обеспечивают надежную работу турбины при сбросах нагрузки. Предложен ряд различных конструкций разделительных перегородок.
Практическая ценность работы
Использование методики расчета набухания слоя воды на перегородке при сбросе нагрузки позволяет на стадии проектирования определять оптимальную высоту отсека нагрева смешивающего ПНД.
В диссертации приведены различные типы конструкции перегородки в смешивающих ПНД. Они обеспечивают эффективную и надежную работу аппаратов, что подтверждено многолетним опытом эксплуатации на отечественных и зарубежных объектах.
Определены рекомендуемые типы комбинированной схемы СРНД т/у К-300-23,5 для реконструкции существующих либо проектирования новых энергоблоков.
Реализация работы в промышленности
Результаты работы нашли применение при разработке в НПО ЦКТИ (руководитель В.Ф.Ермолов) смешивающих подогревателей и схем их включения для блоков 200, 300, 500 и 800 МВт ТЭС и 1000МВт АЭС. Данные подогреватели изготавливаются на таких производствах как ОАО ТКЗ «Красный котельщик», ОАО «Силовые машины» Филиал ОАО «ЛМЗ» и ОАО «НПО ЦКТИ». В последние годы смешивающие ПНД нового поколения установлены и эксплуатируются на Каширской ГРЭС и Тяньваньской АЭС в Китае (два блока). В настоящее время закончено проектирование и готовятся к изготовлению смешивающие подогреватели для третьего блока Харанорской ГРЭС (225 МВт), восьмого и девятого блоков Черепетской ГРЭС (225 МВт), четвертого блока Белоярской АЭС (800 МВт), четвертого блока Калининской АЭС (1000 МВт), АЭС Куданкулам в Индии.
Личное участие автора в получении результатов, изложенных в диссертации Личный вклад Сухорукова Ю.Г. в получении указанных результатов состоит в том, что:
- он принимал непосредственное участие в проведении многочисленных опы
тов, связанных с исследованием режимов работы ПНД;
-им разработана методика расчета набухания уровня конденсата в смешивающем ПНД при разгружении турбоустановки, подтвержденная экспериментальными данными;
он провел большой объем расчетных и исследовательских работ по определению экономичности и эффективности различных схем регенерации низкого давления блоков 200-КЗОО МВт;
он является соавтором разработок различных типов конструкций перегородок, которые защищены авторскими свидетелствами.
Публикации
Основные результаты работы изложены в девяти публикациях, включая три авторских свидетельства на изобретения.
Структура и объем работы
Защитные устройства от переполнения смешивающих подогревателей водой.
В отечественной и зарубежной энергетике применяются различные схемы включения смешивающих подогревателей.
Схемы регенерации низкого давления со смешивающими подогревателями должны обеспечивать: - надежность работы турбины в статических и динамических режимах путем исключения попадания воды в проточную часть; - стабильный проектный нагрев основного конденсата во всем диапазоне нагрузки энергоблока; - исключение гидравлических ударов в подогревателях во всех режимах, включая аварийные; - устойчивую работу насосов при всех эксплуатационных режимах блока; - минимальное гидравлическое сопротивление трассы от камеры отбора до первого струйного пучка в аппарате по ходу пара; - минимальные капитальные затраты на аппараты и другое оборудование системы; - простоту обслуживания; - деаэрацию воды согласно нормам принятого на блоке водно-химического режима. Наиболее широко смешивающие подогреватели были применены в Англии на блоках 500+600 МВт [9,10]. Опыт эксплуатации и проведенные исследования потребовали дополнительную установку защитных быстрозапорных клапанов на паропроводах.
В целом, опыт Англии в применении схем регенерации в которых все подогреватели от конденсатора до деаэратора - смешивающие не оправдал ожидаемого экономического эффекта вследствие значительных длин трубопроводов (особенно вакуумной части), сложности систем защиты и сниженной эксплуатационной надежности при переменных режимах. В отечественной энергетике пошли по пути создания комбинированных схем регенерации низкого давления, в которых в качестве смешивающих подогревателей применены аппараты вакуумной части схемы и части с давлением пара не более 0,15 МПа.
В [10,12] представлены различные перспективные схемы регенерации со смешивающими подогревателями для ряда отечественных конденсационных турбоустановок. Опыт проектирования, модернизации и эксплуатации выявил целесообразность ограничения количества вариантов схем включения смешивающих подогревателей и их конструкций.
На Рис. 1.2 представлены различные схемы регенерации низкого давления конденсационных и теплофикационных турбоустановок.
Для энергоблоков с турбинами К-200-12,8(5,6) ЛМЗ применяется схема с одним смешивающим П-2 (Рис. 1.2, вариант 6), разработанная при непосредственном участии автора [48], причем с целью обеспечения максимального нагрева основного конденсата, поверхностный П-1 расположен под ЦНД над конденсатором (Красноводская, Марыйская, Печерская, Харанорская, Псковская ГРЭС).
Такая же схема применена для турбоустановок К-1000-6,0/3000(2,3) АЭС Тяньвань (Китай) и Куданкулам (Индия). В данных схемах регулирующий клапан уровня конденсата в ПНД-2 расположен на напоре конденсатных насосов 1-й ступени после конденсатора уплотнений. Разрыв потока основного конденсата в смешивающем ПНД-2 и применение КЭН-П ст. позволяет снизить давление на входе в ПНД-1 до 0,1 МПа. Это существенно упрощает конструкцию П-1 и обеспечивает практически абсолютную надежность трубного пучка, вследствие незначительной разности давлений на стенке трубок (0,06 МПа).
Аналогичная схема применена в турбоустановках К-300-23,5(2,3) ЛМЗ (Среднеуральская, Костромская, Ириклинская, Лукомльская ГРЭС). Основным отличием этой схемы является расположение поверхностного П-1 на Тип турбины: Основные схемы регенерации низкого давления отечественных паротурбинных установок различной мощности. КН-1, КН-2, КН-3 - конденсатные насосы, соответственно 1,Ии III ступеней; ДН— дренажный насос; П-1, П-2, П-3, П-4, П-5 — подогреватели низкого давления; КУ- конденсатор уплотнений; БОУ- блочная обессоливающая установка. некотором расстоянии от ЦНД, что увеличивает гидравлическое сопротивление паропровода и снижает эффективность схемы.
При модернизации на ряде действующих энергоблоках с турбинами К-300-23,5 ЛМЗ применена гравитационная схема включения смешивающих П-1 и П-2 (Рис. 1.2, вариант 4), при этом верхняя образующая корпуса П-1 совпадает с верхней отметкой кожуха турбины, что не препятствует ремонтным работам в машинном зале ГРЭС.
Аналогичная схема применена для турбины К-1000-6,0/3000 (1) Ровен-ской, Хмельницкой, Южно-Украинской и Калининской АЭС. Конструкция турбины по схеме «2 ЦНД - ЦВД - 2 ЦНД» потребовала применения двух корпусов П-1, причем каждый корпус расположен около своего ЦНД.
Оригинальная гравитационная схема применена для турбины К-800-12,8 с реактором БН-800. Поверхностный ГГНД-1, расположен под ЦНД, а смешивающие ПНД-2 и ПНД-3 включены по гравитационной схеме.
На блоках К-800-23,5(5) Пермской ГРЭС при модернизации, разработанной ВТИ, была применена гравитационная схема включения смешивающих П-1 и П-2 (Рис. 1.2, вариант 6). В следствие значительной разности давления пара между 7-м и 8-м отборами (0,12 МПа), П-1 расположен в «тени» колонн ряда «А» машзала на отметке подкрановых путей (+30,0 м), что привело к значительному удлинению паропровода от камеры 8-го отбора до подогревателя ( 65 м).
В схемах с одним или двумя смешивающими подогревателями включенными по гравитационной схеме установлены две группы конденсатных насосов и два регулирующих клапана по основному конденсату.
В турбоустановках К-500-23,5(4) Экибастузской ГРЭС-2 и К-800-23,5(5) Сургутской, Нижневартовской и Березовской ГРЭС применены схемы со смешивающими П-1 и П-2 с перекачивающими насосами между ними.
Исследование влияния схемы ввода конденсата греющего пара поверхностного подогревателя в аппарат смешивающего типа
Экспериментальная проверка работы системы регенерации низкого давления и обработка эксплуатационных данных проводилась на Костромской, Ириклинской, Кармановской, Киришской, Сургутской и Пермской ГРЭС.
Организация испытаний, измерение и обработка результатов осуществлялась в соответствии с рекомендациями [40, 41, 42, 43, 44, 45].
Испытания на стационарных режимах проводились с использованием образцовых манометров класса 0,4, индивидуально градуированных термопар термометров сопротивления с регистрацией в системе СКУ с классом точности канала 1,0, лабораторных термометров с ценой деления 0,1 С.
Мощность турбогенератора измерялась методом двух ваттметров класса 0,2 и по штатному прибору, расход конденсата и питательной воды - по штатным приборам, установленным на блочном и местном щитах.
Продолжительность опыта на каждой нагрузке составляла 60 минут, стабилизация режима перед опытом - 60- 90 минут (стабилизация контролировалась по температурному состоянию металла турбины по штатным приборам).
Показания приборов по замеряемым параметрам записывались с интервалом в 5 минут или непрерывно.
Среднеквадратичная погрешность измерения давления а составляла не более 0,4%, температуры - 0,06%, расхода воды - 0,16%. Расчет погрешности измерений выполнен в соответствии с [40,41].
В качестве исходных данных для расчета погрешности использовались метрологические характеристики средств измерения по НТД заводов-изготовителей, ГОСТ и др. При расчете учитывалось снижение погрешности за счет дублирования измерений параметров независимыми приборами и схемами измерений.
При доверительной вероятности 0,95 относительная ошибка равна 2 3 и составляет не более 2,3%, ширина доверительного интервала не превышала 8-Н0% статистического отклонения.
Обработка результатов выполнялась в соответствии с «Методическими указаниями по тепловым испытаниям паровых турбин» (МУ-34-70-093-64) [41]. Во всех опытах имеющиеся отличия от номинальных эксплуатационных данных сведены к минимуму.
Во время испытаний температура охлаждающей воды равнялась 11,5-42,5С, при расчетной величине 12 С. Мощность турбогенератора составляла 298-К302 МВт. При этом начальные параметры пара после промежуточного перегрева, такие как температура питательной воды после ПВД, а также давление пара в конденсаторе, поддерживались близкими к проектным данным, и измерялись по штатным приборам.
При обработке результатов использовались заводские поправки и поправки полученные при последних испытаниях для каждой турбины.
Для определения наиболее эффективного варианта схемы регенерации низкого давления со смешивающими подогревателями на ряде ГРЭС с блоками 300 и 800 МВт ЦКТИ, ВТИ и ОРГРЭС были проведены специальные исследования. Опыты ЦКТИ проводились с участием автора. Исследовались следующие варианты схем регенерации низкого давления блока 300 МВт [49]: 1. Схема с поверхностными подогревателями поставки ТКЗ; 2. Схема со смешивающим П-2 и типовым поверхностными П-1 поставки ТКЗ; 3. Схема со смешивающим П-2 и модернизированным по проекту ЦКТИ поверхностным П-1; 4. Схема со смешивающими П-1 и П-2, установленными по гравитационной схеме; 5. Схема со смешивающими П-1 и П-2 с перекачивающими насосами. Модернизация П-1 в схеме по варианту 3 заключалась в установке в днище аппарата смешивающего охладителя конденсата греющего пара и в изменении места отвода паровоздушной смеси из корпуса аппарата в конденсатор. При этом площадь проходного сечения отводящего трубопровода уменьшили в два раза.
Испытания выявили, что в схеме по варианту 2 с типовым П-1 поставки ТКЗ с трубным пучком из нержавеющей стали, температура основного конденсата на выходе из аппарата составляет 46С. Это ниже расчетной температуры на 5,3С. Давление пара на входе в аппарат 0,13 ата. Расход пара, определенный по тепловому балансу составил -14 т/ч. Величина недогрева составляла 8,3С. При этом выявлена зависимость недогрева в П-1 от вакуума и температуры охлаждающей воды в конденсаторе (Рис. 2.8). .
Модернизация П-1 по варианту 3 позволила повысить температуру на выходе до 48,5С и увеличить расход пара до 16 т/ч при величине давления пара в аппарате 0,13 ата. Недогрев составил 5,8С.
В схеме по варианту 4 со смешивающими П-1 и П-2, включенными по гравитационной схеме, недогрев отсутствует, температура конденсата на выходе составила 48С, расход пара 17,5 т/ч при давлении пара в аппарате 0,11 ата (Рис. 2.9, 2.10).
В схеме 5 с перекачивающим насосом, разработанной ВТИ, недогрев в смешивающем Ш отсутствует, температура на выходе из аппарата 46С, рас-ход пара 13,5 т/ч при давлении в аппарате 0,1 кгс/см [22].
Определение скорости падения давления в паровом пространстве смешивающего ПНД
Работа смешивающих подогревателей при скользящем давлении требует решения задач, связанных с обеспечением эксплуатационной надежности собственно аппарата и турбины. Основными из них являются: - предотвращение гидроударов в аппарате; - унос капель влаги в проточную часть турбины; - заброс оборотов турбины.
При постоянной нагрузке скорость пара в аппарате соответствует расчетной, что исключает захват влаги и гидроудары в нем.
При наборе нагрузки давление пара увеличивается, а его удельный объем и средняя скорость уменьшаются, что препятствует захвату влаги и исключает гидроудары. При снижении нагрузки давление пара в отборах турбины уменьшается пропорционально изменению мощности. При этом возможны следующие ситуации: - скорость снижения нагрузки турбины меньше скорости снижения давления пара в аппарате и пар из турбины продолжает поступает в подогреватель. Это соответствует режиму работы в регулировочном диапазоне и никаких затруднений при эксплуатации не вызывает; - скорость снижения нагрузки турбины больше скорости падения давления пара в отсеке нагрева подогревателя. Согласно [27,31] наиболее тяжелым режимом является сброс нагрузки турбины со 100% N до холостого хода со скоростью, определяемой быстродействием регулирующих органов.
При этом пар из паропровода и отсека нагрева ПНД, в случае отказа обратного клапана, поступает в проточную часть турбины. Давление пара в отсеке нагрева снижается по определенному закону. В подогреватель продолжает поступать холодный конденсат, вызывая снижение давления и вскипание воды на перегородке и под ней в конденсатосборнике.
Расход пара вскипания и связанное с ним набухание уровня воды зависит от скорости падения давления, причем, чем больше скорость падения давления, тем больше высота набухания уровня и больше количество пара вскипания. Со снижением давления увеличивается удельный объем пара и его скорость в струйной части, что может привести к захвату капель влаги и попаданию их в проточную часть турбины. Кроме того, возможно переполнение струйных тарелок и, как следствие, возникновение гидроударов, приводящих к поломке внутренних устройств в аппарате.
Таким образом при проектировании смешивающего подогревателя, работающего на скользящем давлении, необходимо знать скорость падения давления пара в нем при сбросе нагрузки.
Ниже представлены математические модели определения скорости падения давления пара в отсеке нагрева, величина набухания уровня и размера капель, выносимых с обратным потоком пара. 3.2. Определение скорости падения давления в паровом пространстве смешивающего подогревателя.
Выяснить, как изменяется давление пара в паровом пространстве подогревателя, можно решая дифференциальные уравнения динамики аппарата.
При составлении дифференциальных уравнений принята модель с сосредоточенными параметрами, т.е. все параметры системы не зависят от пространственных координат и являются функциями времени, а масса и энергия сосредоточены в определенной точке. Так же предполагалось что: - пар и вода на перегородке находятся на линии насыщения при текущем давлении и теплообмен между ними бесконечно велик. Это положение справедливо при скорости снижения давления, меньше 0,36 МПа/с [71]; - обратный клапан на паропроводе подачи пара от отбора турбины отсутствует или находится в открытом положении; - движение фаз квазистационарно; - параметры сухого насыщенного пара и кипящей воды целиком определяются давлением, что позволяет уравнение состояния записать в виде зависимостей [74,81] : р=р\Р)\ Р=р\Р)\ h =h\P); ti =h"(P); t = t(P) (3.1) - теплота, запасенная в металле узлов парового отсека не учитывается, ввиду большой скорости падения давления в паровом отсеке и малого значения коэффициента теплоотдачи от металла к пару; - процесс падения давления пара в камере отбора турбины протекает независимо от процесса падения давления в паровом отсеке подогревателя; - в проточную часть турбины из паропровода и аппарата истекает сухой насыщенный пар; - пар в слое воды на перегородке в первоначальный момент отсутствует. При принятых допущениях для любого аппарата справедливы уравнения материального и энергетического баланса, которые для парового отсека можно записать в следующем виде: ±G = j-(VP+V"p) (3.2) G ti =A(yph- +V"p"h" +сиМм) (3.3), ! ат где: п - количество потоков, вводимых в аппарат и выводимых из него. Кроме того: V + V = const Дифференцируя (3.2) и решая совместно с (3.1) и (3.3) получим следующее выражение для скорости падения давления в паровом отсеке подогревателя [24]: гр \ с№=_ Т \ Pj-P) dv v ЕФ"- ,- . dh rp dp (3-4), + V 8P ЄР p -p dP dh rp dp P + j K dP p-p dP j где: Gj — расход пара или воды, входящего или выходящего из отсека аппарата, кг/с; hj - энтальпия потока, кДж/кг; г - скрытая теплота парообразования, кДж/кг; V, V - объемы воды и пара в отсеке, м ; р\ р" - плотности воды и пара, кг/м ; См — теплоемкость металла, кДж/кг град; М— масса металла, кг; dh dh dp dp dt —;—;-- ;-—; частные производные, определяемые как дР дР дР дР dP F функции давления [53,54].
Расчеты по выражению (3.4) проводятся численным методом. Изменение составляющих во времени определим из следующих соображений: - расход основного конденсата после КЭН 1-й ступени остается постоянным в течение 5-НЗ с вследствие инерционности протекания процесса обеспари-вания проточной части турбины и тракта промперегрева, люфтов в средствах регулирования и автоматики для всех схем включения смешивающих подогревателей [10,52]. - энтальпия воды на входе в первый подогреватель остается также неизменной в течение переходного процесса [52].
Экспериментальное исследование переходных процессов в схеме регенерации энергоблока 200 МВт.
Экспериментальная проверка предложенной методики расчета набухания уровня в смешивающих подогревателях проводилась при участии автора на блоках мощностью 20(Н1000 МВт на Костромской и Киришской ГРЭС, Ровен-ской АЭС, Красноводской ТЭЦ и др.
Организация измерений, испытаний и обработки результатов осуществлялась согласно [42,45,46]. Испытания проводились с использованием образцовых манометров класса 0,4, специально градуированных малоинерционных термопар класса 0,5, потенциометров системы АСУТП и лабораторных термометров с ценой деления 0,1 С.
Расход основного конденсата и питательной воды измерялся штатными приборами класса 1,5. Запись показаний приборов производилась непрерывно либо дискретно, с интервалом в 5 минут. Расходы греющего пара, дренажей и отсасываемой паровоздушной смеси определялись расчетом.
При стационарных режимах перед опытом проводилась стабилизация приборов, которая контролировалась по температурному состоянию металла турбины штатными приборами.
Запись параметров при динамических режимах требовала быстродействующей записывающей аппаратуры и малоинерционных датчиков, которые устанавливались в контролируемых точках системы и аппаратов.
Измерения давления проводились индуктивными датчиками типа ДД-10 с преобразующей приставкой типа ИД-2И с выходом на многошлейфовый осциллограф типа Н-105 с непрерывной записью параметров при скорости про тяжки фотобумаги 0,5- -20 мм/с в зависимости от опыта, класс точности не ниже 2,0.
Во время проведения опытов в контролируемых точках велась запись давления по показаниям образцовых манометров с интервалом в 30 сек.
Одновременное измерение давления дублировалось по шлейфным приборам, у которых при проведении опытов была включена скорость протяжки ленты не ниже 1,3 мм/с. Контроль за показаниями приборов измерения давления в ГШД и отборах производился с учетом температуры насыщения по таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара [53].
Запись показаний температуры осуществлялась с помощью термопар на одиночный потенциометр типа ЭПП-09, дающий непрерывную запись на ленте. Скорость протяжки ленты была от 1,3 до 2,6 мм/с. Дублирование и контроль показаний потенцтометра производились с помощью лабораторных термометров, имеющих цену деления 0,1 С.
Измерение уровня проводилось непрерывно с помощью дифманометров и самопишущих приборов штатным комплексом со скоростью протяжки ленты 1,3мм/с и с классом точности 1,0.
Измерение мощности турбогенератора осуществлялось с помощью двух ваттметров и штатным прибором со скоростью протяжки ленты 1,55 мм/с и с классом точности прибора 1,0.
Для обеспечения одномоментного начала отсчета времени все приборы были снабжены единым выключателем пуска и останова движения ленты и фотобумаги.
При доверительной вероятности 0,95 относительная ошибка составляла 3,0%, ширина доверительного интервала при стационарных режимах равнялась 9% , а при динамических - 9-40% статического отклонения. 4.1.2. Экспериментальное исследование динамических режимов в схеме регенерации низкого давления со смешивающими подогревателями.
Целью указанных опытов являлось экспериментальное определение динамических характеристик комбинированной схемы СРНД, проверка надежности ее работы при сбросах нагрузки турбины, а также подтверждение правильности методики расчета набухания уровня воды в смешивающем ПНД. Ниже рассмотрены результаты испытаний, которые проводились на турбоустановках со следующими комбинированными схемами СРНД: - с двумя горизонтальными смешивающими подогревателями (ПНД-1 и ПНД-2), установленными по гравитационному принципу на блоке 300 МВт Ки-ришской ГРЭС (Рис. 1.2(4), 3.1); - с одним вертикальным смешивающим ПНД-2 на блоке 300 МВт Костромской ГРЭС (Рис. 1.2(6)). При участии автора были проведены на блоке 300 МВт динамические испытания гравитационной схемы включения смешивающих ПНД [50] в режиме: 1) мгновенного сброса нагрузки с 305 МВт до нуля отключением генератора от сети; 2) мгновенного сброса нагрузки с 305 МВт до нуля отключением блока с помощью автомата безопасности.
Отключения энергоблока являются одной из наиболее частых аварийных ситуаций. При мгновенном сбросе нагрузки с 305 МВт до нуля скорость снижения давления в ПНД-2, а следовательно, и интенсивность вскипания находящейся в аппарате воды максимальны. Помимо угрозы нормальной эксплуатации турбины это, в свою очередь, может явиться причиной срыва КЭН-2.
