Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор состояния вопроса. постановка задач исследования 19
1.1. Температурное и термонапряженное состояние элементов конструкции паровых турбин .19
1.1.1. Температурное и термонапряженное состояние стопорных клапанов паровых турбин 19
1.1.2. Температурное и термонапряженное состояние корпусов паровых турбин 22
1.1.3. Температурное и термонапряженное состояние роторов паровых турбин 25
1.2. Организация контроля за температурным и термонапряженным состоянием элементов конструкции паровых турбин 27
1.3. Основы автоматизации пусковых режимов работы паровых турбин 30
1.4. Объект исследования 38
1.5. Выводы к главе. Постановка задач исследования 46
2. Исследование температурного и термонапряженного состояния рвд теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» для ПГУ-230 .48
2.1. Определение граничных условий теплообмена на различных участках РВД 48
2.1.1. Определение температуры греющего пара на различных участках РВД 48
2.1.2. Определение коэффициентов теплоотдачи на различных участках РВД 51
2.2. Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния РВД в программном комплексе ANSYS 54
2.3. Температурное состояние РВД при пусковых режимах работы паровой турбины .58
2.4. Термонапряженное состояние РВД при пусковых режимах работы паровой турбины 61
2.5. Выводы к главе 65
3. Исследование температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» для ПГУ-230 .66
3.1. Определение граничных условий теплообмена на различных участках корпуса ЦВД .66
3.2. Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД в программном комплексе ANSYS .68
3.3. Температурное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины 72
3.4. Термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины 74
3.5. Выводы к главе 81
4. Организация конторля за термонапряженным состоянием «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» для ПГУ-230 82
4.1. Штатная система контроля за температурным состоянием элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 82
4.2. Методология организации дополнительного контроля за температурным и термонапряженным состоянием корпусов паровых турбин .86
4.3. Определение регрессионных зависимостей между разностями температур и температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД .92
4.4. Выводы к главе .105
5. Разработка алгоритмов автоматизированного управления пуском теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» ДЛЯ ПГУ-230 по термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции .106
5.1. Электрогидравлическая система регулирования и защиты теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 106
5.2. Алгоритмическая структура электрической части системы регулирования и защиты паровой турбины 111
5.3. Разработка модуля вычисления температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины 117
5.4. Разработка средств автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины 121
5.4.1. Модуль формирования темпа нагружения паровой турбины .122
5.4.2. Модуль блокировки регуляторов частоты вращения и положения сервомоторов ВД .127
5.4.3. Предохранительный регулятор недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины 128
5.5. Уточнение технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 132
5.6. Выводы к главе 135
Заключение .136
Библиографический список .139
- Организация контроля за температурным и термонапряженным состоянием элементов конструкции паровых турбин
- Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния РВД в программном комплексе ANSYS
- Температурное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины
- Методология организации дополнительного контроля за температурным и термонапряженным состоянием корпусов паровых турбин
Введение к работе
Актуальность проблемы. В соответствии со стратегией развития энергетики в Российской Федерации приоритетным инновационным направлением в строительстве новых энергетических объектов являются парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа – наиболее эффективная и экономичная технология получения тепловой и электрической энергии на сегодняшний день. В связи с этим все отечественные и зарубежные турбостроительные заводы ведут интенсивную разработку проектов и производство оборудования для ПГУ.
В частности, только на ЗАО «Уральский турбинный завод» (УТЗ) разработано более 50 эскизно-технических проектов теплофикационных паровых турбин, предназначенных для работы в составе парогазовых энергоблоков. В основу конструкции данных паровых турбин, а также в технологию их эксплуатации заложены как стандартные решения, отработанные на теплофикационных паровых турбинах для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), так и новые решения, обусловленные спецификой работы паровых турбин в составе парогазового энергоблока. Поэтому унификация узлов теплофикационных паровых турбин для ПГУ, а также разработка оптимальной технологии их эксплуатации являются важными и актуальными задачами.
Продолжительность пуска мощных ПГУ в зависимости от теплового состояния оборудования может занимать более трех часов и определяется главным образом длительностью пуска паровой турбины. Поэтому одной из основных задач при комплексной оптимизации пусковых режимов ПГУ является разработка оптимальной технологии пуска паровой турбины с учетом сложных технологических связей между газотурбинной установкой (ГТУ), котлом-утилизатором (КУ) и паротурбинной установкой (ПТУ). Решение данной задачи осложняется еще и тем, что ПГУ в нашей стране стали реализовываться сравнительно недавно, количество действующих установок невелико, поэтому пусковые режимы работы паровых турбин, работающих в их составе, недостаточно изучены и технология их пуска неоптимальна.
Цель работы заключается в проведении исследований, необходимых для оптимизации пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин УТЗ для ПГУ. Объектом исследований является теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0, уже работающая в составе ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3. В качестве пусковых режимов работы данной паровой турбины автором рассматриваются графики пуска турбины из холодного и неостывшего состояний, разработанные УТЗ и ОАО «ВТИ» (ВТИ).
Одним из основных факторов, ограничивающих маневренные характеристики паровой турбины при пусковых режимах работы, являются температур-
ные напряжения, возникающие в высокотемпературных элементах ее конструкции. С учетом этого в рамках данной диссертационной работы поставлены и решены следующие задачи:
анализ возможных мест возникновения и методов вычисления недопустимых температурных напряжений в элементах конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ;
определение граничных условий теплообмена в проточной части теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
моделирование температурного и термонапряженного состояния ротора высокого давления (РВД) теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
моделирование температурного и термонапряженного состояния корпуса цилиндра высокого давления (ЦВД) теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
определение «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, ограничивающих ее маневренные характеристики по условию термопрочности;
разработка средств непрерывного контроля и автоматического ограничения недопустимого термонапряженного состояния «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ;
разработка технологии автоматизированного пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ с учетом текущего термонапряженного состояния «критических» элементов ее конструкции.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:
разработаны модели нестационарной теплопроводности при переменных во времени и пространстве граничных условиях теплообмена и напряженно-деформированного состояния (НДС) высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 с учетом их реальной геометрической конфигурации и изменения механических и теплофизических свойств стали в зависимости от температуры;
выполнено комплексное исследование температурного и термонапряженного состояния высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины для ПГУ;
определено, что «критическим» элементом конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ, ограничивающим ее маневренные характеристики и, как следствие, характеристики парогазового энергоблока в целом, является корпус ЦВД;
установлена нелинейная стохастическая связь (регрессионная модель) между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и
температурами металла в его точках, позволяющая контролировать термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
разработаны алгоритмы непрерывного контроля и автоматического ограничения недопустимого термонапряженного состояния «критических» элементов конструкции паровой турбины с учетом их дальнейшей реализации на основе микропроцессорной техники;
представлена концепция автоматизированной технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции.
Практическая значимость проведенного исследования заключается в разработке комплекса решений по повышению надежности теплофикационных паровых турбин для ПГУ при пусковых режимах работы. Энергоблок ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 является первым энергоблоком с теплофикационной паровой турбиной УТЗ. Поэтому результаты настоящей работы фактически являются базой для разработки и проектирования подобных энергетических объектов и основой для создания проектов паровых турбин УТЗ для ПГУ. С учетом того, что в проектах паровых турбин для ПГУ используется ряд унифицированных решений, полученные результаты могут быть применены при проектировании и модернизации серийных теплофикационных паровых турбин УТЗ для ТЭЦ.
Разработана технология пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ, позволяющая перейти от временных графиков пуска паровой турбины к автоматизированному пуску турбины по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции, что, в свою очередь, обеспечит оптимальный режим эксплуатации оборудования по условию термопрочности.
Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается:
применением современных инструментов построения геометрических моделей при помощи лицензионного, сертифицированного программного комплекса Creo Parametric;
применением современных численных расчетных методов, реализованных в сертифицированном, лицензионном программном комплексе ANSYS;
использованием современных апробированных методов планирования эксперимента и статистических методов обработки экспериментальных результатов при помощи сертифицированного, лицензионного программного комплекса MathCAD, а также лицензионного программного продукта Microsoft Excel.
Результаты диссертационной работы получены на основе общепризнанных отработанных методик с использованием руководящих технических материалов и проектно-конструкторской документации УТЗ и хорошо согласуются
с аналогичными расчетными и экспериментальными данными, полученными другими авторами.
Личный вклад автора заключается в научно-техническом обосновании поставленных целей и задач исследования, разработке моделей прогрева и НДС элементов конструкции теплофикационных паровых турбин для ПГУ, проведении расчетных исследований, анализе и обобщении их результатов, разработке средств контроля и ограничения недопустимых температурных напряжений в элементах конструкции теплофикационных паровых турбин и корректировке существующей технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.
На защиту выносятся следующие положения:
двухмерная осесимметричная конечно-элементная модель прогрева и НДС РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, учитывающая охлаждение пара в переднем концевом уплотнении (ПКУ) и реальную геометрическую конфигурацию в зоне лабиринтовых уплотнений (без использования эмпирических коэффициентов концентрации напряжений);
трехмерная конечно-элементная модель прогрева и НДС верхней половины корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 с учетом билинейного упругопластического поведения материала;
результаты расчетного исследования температурного и термонапряженного состояния РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
результаты расчетного исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;
результаты исследований по определению «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, ограничивающих ее маневренные характеристики по условию термопрочности;
результаты регрессионного анализа, устанавливающие стохастическую связь между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и температурами металла в его точках;
алгоритмы непрерывного вычисления температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД;
алгоритмы автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД;
автоматизированная технология пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции.
Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на следующих семинарах, симпозиумах и конференциях: XVI Уральская международная конференция молодых ученых по приори-
тетным направлениям развития науки и технологии (Екатеринбург, 2009); научно-технические семинары кафедры «Турбины и двигатели» ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, 2010-2012); научно-технические семинары ЗАО «Уральский турбинный завод» (Екатеринбург, 2010-2012); VI Международный симпозиум по фундаментальным и прикладным проблемам науки (Миасс, 2011); VI Международная научно-практическая конференция «Повышение эффективности энергетического оборудования» (Иваново, 2011); II Международная научно-практическая конференция «Современная наука: теория и практика» (Ставрополь, 2011); II Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Современная российская наука глазами молодых исследователей» (Красноярск, 2012); Всероссийская молодежная научно-практическая конференция с международным участием «Инженерная мысль машиностроения будущего» (Екатеринбург, 2012); VIII Международная научная конференция «Проблемы энергосбережения Украины и пути их решения» (Харьков, 2012); X Международная научно-практическая интернет-конференция «Энерго- и ресурсосбережение – XXI век» (Орел, 2012); Всероссийская молодежная конференция «Пути совершенствования работы теплотехнических устройств» (Владивосток, 2012).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе 5 по списку Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.
Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка (162 наименования). Общий объем диссертации 155 страниц, включая 52 рисунка и 14 таблиц.
Организация контроля за температурным и термонапряженным состоянием элементов конструкции паровых турбин
По результатам анализа температурного и термонапряженного состояния элементов конструкции паровой турбины выбираются объем и позиции эксплуатационного температурного контроля.
Температурные напряжения в «критических» зонах корпусов цилиндров паровых турбин, как показывают расчетные исследования [67-70], определяются, как правило, действием нескольких разностей температур, характеризующих сложное температурное поле металла рассматриваемого элемента. Поэтому в качестве оперативного показателя термонапряженного состояния детали предложено использовать упрощенные зависимости вида где kj - коэффициенты влияния отдельных составляющих температурного поля, определяемые в ходе регрессионного анализа; ti- разности температур, характеризующие неравномерность температурного поля корпуса, определяемые по комплексу измерений штатными термопарами в реальном масштабе времени.
Подобные зависимости также получены для корпусов стопорных клапанов мощных конденсационных турбин ЛМЗ [15].
На основе данного принципа ЛМЗ совместно с ВЭИ разработано устройство контроля за прогревом корпуса ЦВД турбины К-200-130, прошедшее испытания на Бурштынской ГРЭС [71]. Функционально данное устройство состоит из размещенных в статорных элементах турбины датчиков температуры, решающей части вычислительного блока и выносных показывающих приборов, позволяющих контролировать запасы по напряжениям в корпусе ЦВД при его перегреве и охлаждении. Уровень напряженного состояния корпуса ЦВД контролировался по измерению температур внутренней и внешней поверхностей стенки верхней половины корпуса в сечении регулирующей ступени. В качестве оперативного показателя использовались температурные напряжения, рассчитываемые в вычислительном блоке.
Подобное устройство также предложено МЭИ [72]. Счетчик усталостного ресурса высокотемпературных корпусов паровых турбин, интегрированный в состав АСУТП энергоблока, позволяет выполнять расчетную оценку накопления усталостной поврежденности и осуществлять диагностику температурного и термонапряженного состояния корпусов паровых турбин. Структурно данное устройство делится на оперативный блок «Корпус» и постоперативный блок «Ресурс». В качестве входных данных в блок «Корпус» используются частота вращения ротора, электрическая нагрузка, давление и температура пара, температура металла в характерных точках корпуса. На основании этих данных и корреляционных зависимостей [68,69] в блоке непрерывно вычисляются температурные напряжения в «критических» сечениях корпуса. Значения полученных напряжений поступают в блок «Ресурс», где на основе методики [73-75] производится оценка накопленной поврежденности и выработки ресурса корпуса паровой турбины.
В общем случае, когда не удается установить корреляционную зависимость между значениями температурных напряжений и одной из разностей температур, в качестве контролируемого показателя в [70] рекомендуется принять разность температур, в наибольшей степени оказывающую влияние на термонапряженное состояние детали, задавая предельно допустимое отклонение этой разности на влияние остальных составляющих температурного поля с запасом.
Как уже было сказано ранее, в силу трудности определения температурного и термонапряженного состояния ротора физическими средствами, основным методом осуществления контроля за его состоянием остается математическое моделирование.
Для осуществления задачи получения оперативных данных о термонапряженном состоянии ротора были предложены различные динамические модели его прогрева с помощью приближенных передаточных функций при различных способах задания граничных условий [70]. Данные модели позволяют реализовать переход от уравнения нестационарной теплопроводности в частных производных к конечной системе обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка. Вопросы создания динамических моделей прогрева роторов подробно представлены в литературе [76-78].
На основе подобных моделей ВТИ предложены аналоговые УКПР для ЦВД турбин влажного пара [79] и для цилиндров перегретого пара [80,81]. По результатам проведенных стендовых и промышленных испытаний данного устройства два комплекта УКПР ЦВД и ЦСД турбин К-300-240 ЛМЗ были установлены и приняты в постоянную эксплуатацию на Каширской и Литовской ГРЭС.
Аналогичный принцип реализован и с помощью функциональных блоков серийных средств автоматического регулирования: АКЭСР, АКСЭР-2, «Каскад» – для контроля за прогревом роторов ЦВД и ЦСД турбин К-500-240 и К-1200-240 [82,83]. Однако такое решение оказалось более громоздким, дорогим и менее надежным.
Недостатком подобных аналоговых УКПР является сложность учета разнообразных дополнительных факторов: двухмерность температурного поля, отличие температуры греющего пара от измеряемой, изменение теплофизиче-ских свойств металла с температурой и др. Учет этих факторов, в той или иной мере, реализован с помощью ЭВМ [84-88].
В частности, МЭИ разработана программа, реализующая имитационную модель ротора [86]. Ее основное назначение состоит в расчете в реальном времени температурного и напряженного состояния ротора при переходных режимах эксплуатации, а также в определении на основании этого расчета степени исчерпания термоусталостного ресурса металла в «критических» сечениях ротора.
Также ЦКТИ разработана и внедрена на блоках мощностью 300 МВт информационно-диагностическая система турбоустановки ИДС «Ментор» [87,88]. Система обеспечивает автоматический контроль параметров и сопоставление их с допустимыми значениями и критериями надежности. Кроме этого, в даной системе можно провести расчет фактических температурных напряжений по реальным параметрам турбоустановки в клапанах, корпусах и роторах высокого и среднего давления, что позволяет определить выработанный ресурс элементов конструкции и оптимальные условия пуска паровой турбины из любого конкретного температурного состояния.
Современный уровень ЭВМ позволил разрабатывать наиболее полные математические модели, достаточно точно описывающие процессы прогрева ротора паровой турбины.
Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния РВД в программном комплексе ANSYS
Пар контура ВД от КУ подводится от выносного БК ВД, состоящего из СК и двух РК, к корпусу ЦВД четырьмя трубопроводами, симметрично по два снизу и по два сверху. Пар контура НД от КУ подводится в промежуточный отсек ЦНД (в рассечку между 15-й и 16-й ступенями) через два СРК НД. Тепловая схема турбоустановки имеет упрощенную систему регенерации низкого давления, состоящую из охладителей основного эжектора, охладителей эжектора уплотнений и сальникового подогревателя. Система регенерации высокого давления отсутствует. В турбоустановке используется, уже ставшей для большинства теплофикационных турбин УТЗ типовой, схема двухступенчатого подогрева сетевой воды в горизонтальных подогревателях сетевой воды ПСГ-1300, расположенных в габаритах фундамента турбоагрегата. Учитывая работу турбоустановки с КУ, в конденсаторе организован прием пара, сбрасываемого из КУ как в период пусковых операций, так и при возникновении ряда других ситуаций, например, сброса электрической нагрузки с турбины. В этом случае конденсационная установка готова принять полный расход пара на турбину, что позволяет исключить значительные потери пара при выхлопе его в атмосферу, снизить уровень шума на территории ТЭЦ и в окружающих ее зонах, сохранить экологическую ситуацию в районе ТЭЦ в норме [6].
Корпус ЦВД турбины выполнен на базе отливки ЦВД турбины Тп-115/125-130-1 [123]. В нем расположено 10 ступеней давления с диаметром корня рабочих лопаток 800 мм. Диски ступеней откованы заодно с валом. Работа паровой турбины осуществляется на скользящих параметрах пара, поэтому в ЦВД применено дроссельное парораспределение. Следовательно, в ЦВД отсутствует регулирующая ступень и, соответственно, массивный диск регулирующей ступени. Ступени 1-10 снабжены высокоэкономичными надбандажными уплотнениями.
ЦНД турбины сварнолитой и максимально унифицирован с ЦНД турбины Тп-115/125-130-1 [123]. В корпусе расположено 15 ступеней, в том числе регулирующая ступень ЧНД. Ступени 11-17 имеют диаметр корня рабочих лопаток 1000 мм и снабжены осерадиальными надбандажными уплотнениями, их диски откованы заодно с валом. Диски ступеней 18-25 насадные. Для передачи крутящего момента к валу в случае исчезновения натяга, применены торцевые шпонки. В камеру после 15-й ступени осуществлен подвод пара контура НД. Отбор пара на ПСГ-2 осуществлен после 21-й ступени, а на ПСГ-1 - после 23-й ступени. В турбине применяется плотная регулирующая диафрагма ЧНД, благодаря чему расход пара на режимах работы по тепловому графику не превышает 4 т/ч.
Турбина снабжена электрогидравлической системой регулирования и защиты, состоящей из трех основных частей: гидравлической, электрической части и блока управления и защиты, реализующего в основном функции преобразования электрических сигналов управления ЭЧСРиЗ в гидравлические входные сигналы ГЧСРиЗ [6]. ЭЧСРиЗ выполнена на базе микропроцессорных промышленных контроллеров и исполнительных механизмов. В системе регулирования реализован набор стандартных решений для турбин блочного типа, поэтому, ввиду работы турбины на скользящих параметрах, исключен регулятор мощности и частотный корректор. Ведущим типовым регулятором является регулятор положения сервомотора ВД. Более подробное описание ЭГСРиЗ паровой турбины Т-53 приведено в 5.1.
При разработке технологии пуска паровых турбин, работающих в составе парогазового энергоблока, необходимо учитывать особенности технологических связей между ГТУ, КУ и ПТУ. Данное обстоятельство, как правило, вынуждает завод-изготовитель закладывать в графики пуска паровых турбин некоторые запасы по времени. В дальнейшем, при уточнении режимов работы ПГУ в процессе ее опытно-промышленной эксплуатации графики пуска паровой турбины оптимизируются.
В качестве пусковых режимов работы в рамках данного исследования рассматриваются пуски турбины Т-53 из холодного состояния, по графикам УТЗ и ВТИ, а также пуск турбины из неостывшего состояния по номограммам, полученным на Минской ТЭЦ-3.
Технологическая последовательность пуска энергоблока ПГУ-230 осуществляется по схеме: ГТУ—»КУ—»ПТУ. При этом предполагается наличие следующих основных этапов: I этап – последовательное заполнение конденсатно-питательного тракта и подготовка котла-утилизатора; II этап – пуск, синхронизация и нагружение ГТУ до нагрузки, необходимой для прогрева паропроводов контура высокого давления в зависимости от теплового состояния паропроводов и металла паровпуска ЦВД паровой турбины; III этап – разворот, синхронизация и нагружение паровой турбины.
В соответствии с руководством по эксплуатации [124] подача пара в турбину происходит воздействием на регулятор частоты вращения при полностью открытых ГПЗ и СК ВД. Система регулирования настроена так, что при введении начального задания регулятору частоты вращения сначала открываются оба регулирующих клапана, а на частоте вращения ротора 200-300 об/мин – один из клапанов автоматически закрывается. Дальнейший набор частоты вращения до холостого хода и работа турбины на холостом ходу производится на одном РК, что позволяет стабильно поддерживать частоту вращения валопро-вода паровой турбины и облегчить синхронизацию генератора.
Нагружение турбины осуществляется в соответствии с принятыми графиками пуска. Продолжительность пуска турбины из холодного состояния по графику УТЗ составляет около трех часов. По результатам проведения пробных пусков ПГУ-230 с турбиной Т-53 на Минской ТЭЦ-3 графики пуска энергоблока скорректированы ВТИ. В результате продолжительность пуска турбины из холодного состояния, согласно графику ВТИ, уменьшилась примерно в два раза, при этом скорости прогрева элементов ее конструкции и разности температур в контролируемых сечениях не превышают допустимых значений, установленных УТЗ.
Температурное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины
Использованный для расчетов метод конечных элементов позволил получить полное и подробное температурное поле корпуса. Анализ полученных температурных полей показал, что наиболее быстро прогревается участок паро-впуска и узкий бурт перед диафрагмой первой и второй ступени. Кроме того, в корпусе наблюдается значительная неравномерность температурного поля, как в осевом, так и в радиальном направлении. На рис. 3.3 представлено температурное поле корпуса ЦВД турбины Т-53 через 40 минут после подачи пара в турбину при пуске из холодного состояния (Nпт=19,5 МВт, РК ВД полностью открыты, подключение контура НД).
Исследования [24,137,138] показывают, что на НДС корпусов паровых турбин наибольшее влияние оказывает перепад температуры по толщине стенки корпуса в зоне паровпуска. На рис. 3.4 представлены расчетные зависимости изменения разности температур по толщине стенки корпуса ЦВД в зоне паро-впуска для пуска турбины Т-53 из холодного состояния по графикам УТЗ и ВТИ, а также для пуска турбины из неостывшего состояния на Минской ТЭЦ-3.
Из рис. 3.4. видно, что при пуске турбины по графику УТЗ максимальная разность температур по толщине стенки корпуса ЦВД составляет tУТЗ=35 C и возникает к 18-й минуте пуска (выход турбины на холостой ход). В процессе пуска данная разность температур заметно снижается до значения 5 С (108-я минута), однако, при последующем нагружении турбины до номинальной мощности возрастает до 27 С (162-я минута).
При пуске турбины по графику ВТИ разности температур по толщине стенки корпуса ЦВД превышают аналогичные разности, полученные при пуске турбины по графику УТЗ (начиная с 23-й минуты), что объясняется более высокими темпами нагружения паровой турбины, заложенными в графике ВТИ. В этом случае максимальная разность температур по толщине стенки корпуса со ВТИ ставляет t =58 C и возникает в процессе нагружения турбины до номинальной мощности (62-я минута). Пуск турбины из неостывшего состояния на Минской ТЭЦ-3 характерен более низким уровнем разности температур на начальных этапах нагружения, что объясняется более высокой предпусковой температурой корпуса ЦВД (tn(Tj —220 С), однако, при последующем нагружении турбины до номинальной мощности разность температур по толщине стеки корпуса достигает значения t =36 C (51-я минута). 3.4. Термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины На основе полученных температурных полей рассчитаны температурные напряжения в корпусе ЦВД для исследуемых графиков пуска турбины. На рис. 3.5 представлены расчетные зависимости изменения эквивалентных напряжений в корпусе ЦВД при пуске турбины Т-53 из холодного состояния по графику УТЗ для зон возникновения максимальных температурных напряжений: - зона уплотняющего пояска горизонтального разъема корпуса (1); - область паровпуска в зоне радиусного перехода стенки корпуса (2); - зона приварки Г-образного полукольца к корпусу (3); - изгиб полукольца в камере отсоса пара после первого отсека ПКУ (4). Наиболее «термонапряженным» сечением корпуса ЦВД является зона приварки Г-образного полукольца к корпусу турбины. К 18-й минуте разворота турбины в данной зоне возникают максимальные температурные напряжения 3=эквХ=457 МПа. Высокие температурные напряжения объясняются тем, что стенки полукольца омываются паром как изнутри, так и снаружи, и достаточно быстро прогреваются в отличие от стенки и фланцев корпуса, к которым оно приварено. В результате в сварном шве возникают значительные температурные напряжения, обусловленные невозможностью свободного теплового расширения полукольца. В дальнейшем при прогреве стенки и фланцев корпуса температурные напряжения в этой зоне снижаются до значения 3=161 МПа (108-я минута), однако, при последующем нагружении турбины методом скользящего давления и повышении температуры свежего пара возрастают до значения 3=367 МПа (162-я минута).
Методология организации дополнительного контроля за температурным и термонапряженным состоянием корпусов паровых турбин
Это объясняется тем, что благодаря пластичности материала перегруженные сечения выключаются из работы с образованием в них «пластических шарниров». Пластические деформации в этом случае являются «своеобразными амортизаторами» [140]. При этом зоны возникновения максимальных температурных напряжений остались прежними.
Результаты численного исследования термонапряженного состояния корпуса ЦВД как в условно-упругой, так и в упругопластической постановке задачи показали, что наиболее «критическими» зонами с точки зрения возникновения максимальных недопустимых температурных напряжений являются зона приварки Г-образных полуколец к стенке корпуса турбины и область паровпус-ка в зоне радиусного перехода стенки корпуса.
Анализ литературы по вопросам термопрочности и надежности элементов конструкции паровых турбин показал, что столь высокие пусковые температурные напряжения могут стать причиной появления и развития трещин, а также снижения ресурса корпуса ЦВД [22,24,44,141,142].
В [44] отмечено, что появление трещин в области паровпуска цилиндров теплофикационных паровых турбин типа Т-110/120-130 и Т-50/60-130 может быть объяснено возникновением недопустимых температурных напряжений в корпусах данных паровых турбин при пусковых режимах. Также, согласно исследованиям [22], температурные напряжения, превышающие предел текучести стали, возникают во внутреннем корпусе ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-250/300-240.
Испытания надрезанных образцов металла 15Х1М1ФЛ в условиях сложного неизотермического цикла, воспроизводящего условия работы металла корпусов оборудования с ежесуточными пусками-остановами, показали, что целесообразно рекомендовать эксплуатацию новых корпусных деталей в щадящих режимах, исключающих слишком высокий уровень напряжений, и избегать высоких скоростей прогрева [141]. Поэтому термонапряженное состояние «критических» зон корпуса ЦВД должно определять темп и продолжительность пусковых операций паровой турбины.
В данной главе представлены основные результаты исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0. Выявлены зоны возникновения максимальных температурных напряжений в корпусе ЦВД при пусках турбины из различных тепловых состояний.
На основе сформулированной трехмерной конечно-элементной модели прогрева и НДС корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 выполнено расчетное исследование его температурного и термонапряженного состояния.
Установлено, что наиболее «критическими» зонами с точки зрения возникновения недопустимых температурных напряжений в корпусе ЦВД являются зона приварки Г-образных полуколец и область паровпуска в зоне радиусного перехода. В данных зонах практически на протяжении всего времени пуска турбины возникают температурные напряжения, превышающие предел текучести стали корпуса. Термонапряженное состояние «критических» зон корпуса ЦВД должно определять темп и продолжительность пусковых операций паровой турбины. Проведенные исследования позволяют сформулировать рекомендации для оптимизации переходных режимов работы ПГУ: - организовать непрерывный контроль за термонапряженным состоянием корпуса ЦВД паровой турбины на основе динамических моделей прогрева; - реализовывать программы управления пуском паровой турбины с учетом текущего термонапряженного состояния корпуса ЦВД паровой турбины. Организация контроля за температурным и, как следствие, за термонапряженным состоянием элементов конструкции паровой турбины является залогом повышения ее маневренных характеристик и надежности работы. УТЗ имеет ряд типовых решений по организации контроля за температурным состоянием элементов конструкции паровых турбин, реализованных на турбине Т-53. Основными элементами, температурное состояние которых контролируется в процессе эксплуатации, являются корпус СК ВД, РВД и корпус ЦВД. Для контроля за температурным состоянием СК ВД в его корпус устанавливаются хромель-алюмелевые термопары (датчики): - датчик измерения температуры металла корпуса СК ВД (поверхностный верхний); - датчик измерения температуры металла корпуса СК ВД (поверхностный нижний); - датчик измерения температуры металла корпуса СК ВД (глубинный). Измерительным узлом термопары является термоэлектрический чувствительный элемент, выполненный на основе термопарного кабеля с минеральной изоляцией электродов типа хромель-алюмель. Свободные концы термопарного кабеля подключены к армированным контактам в корпусе соединительной головки термопары. Установка термопары осуществляется в трубку, приваренную к месту измерения температуры так, чтобы концы термопарного кабеля плотно прилегали к поверхности металла (рис. 4.1).
Похожие диссертации на Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков
