Регулирование турбин с промежуточным перегревом пара

Автономность регулирования турбин с промежуточным перегревом пара. Проведем анализ, используя полученные выше условия и пренебрегая в первом приближении влиянием котлоагрегата (<Рз 0). [c.180]

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТУРБИН С ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА [c.246]

Регулирование турбин с промежуточным перегревом пара рассмотрим на примере электро-гидравлической системы регулирования турбины К-800-240-3 ЛМЗ. Следует отметить широкую унификацию систем регулирования выпускаемых заводом турбин сверхкритических параметров пара мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, имеющих одни и те же датчики регулируемых величин, электрические и гидравлические усилители, маслонапорные станции и отличающихся в основном объемами сервомоторов, перемещающих регулирующие и стопорные клапаны. [c.246]

Регулирование турбин с промежуточным перегревом пара 246 [c.486]

Ниже рассмотрены некоторые аспекты проблемы автономности применительно к современным теплофикационным энергетическим агрегатам, базирующиеся на выполненных в ЛПИ исследованиях. Рассмотрим критерии автономности для общего случая регулирования блока котел—теплофикационная турбина с промежуточным перегревом пара. [c.178]

Система регулирования турбины должна допускать возможность плавного изменения нагрузки путем воздействия на механизм управления как по месту, так и дистанционно. При желании изменить нагрузку нужно иметь в виду особенность турбин с промежуточным перегревом пара. В этих турбинах ЦВД обычно вырабатывает около 7з мощности. Поэтому, если нужно, например, прибавить 6 Мет мощности, то следует дать ключом управления такой импульс, чтобы турбина приняла примерно 2 Мет мощности, затем сделать маленькую выдержку времени, чтобы увеличенный расход пара успел пройти через промежуточный пароперегреватель. Только тогда ЦСД и ЦНД получат этот увеличенный расход пара и дадут дополнительный прирост мощности. [c.171]

В целом эти первые турбины высокого давления с промежуточным перегревом пара оказались вполне прогрессивными. Опыт их эксплуатации позволил уверенно применять промежуточный перегрев пара во всех последующих мощных конденсационных турбинах высокого давления и весьма содействовал усовершенствованию конструкций цилиндров, проточных частей высокого давления, клапанов, лабиринтовых уплотнений и систем регулирования. Большое значение имело также создание новой двухъярусной лопатки для ЧНД, возродившей это перспективное направление в проектировании ЦНД. [c.66]

Современные мощные турбоагрегаты блочного типа выполняются с промежуточным перегревом пара. Наличие значительных объемов пара в промежуточном перегревателе и паропроводах промперегрева требует введения дополнительных элементов в систему регулирования и защиты блочных турбин для предохранения их от разгона при срабатывании автомата безопасности и удержания на холостом ходу при отключении генератора от сети. Такими элементами являются отсечные й регулирующие клапаны ЦСД, а также сбросные, установленные на горячих линиях промперегрева. [c.129]

Вместе с тем сосредоточить, как это раньше часто делалось, максимальное число узлов системы регулирования, работающих на масле высокого давления, в одном блоке, например в корпусе подшипника, в турбинах большой мощности с промежуточным перегревом пара и индивидуальными сервомоторами не удается. [c.267]

Экономичный способ регулирования и поддержания в заданных пределах температуры промежуточного перегрева пара — это одна из наиболее важных задач, которые решались при проектировании котлоагрегатов блочных установок, для обеспечения надежной и экономичной работы блока при различных режимах, в том числе связанных с граничными параметрами пара промежуточного перегрева по условиям эксплуатации пром-перегревателя котлоагрегата и ЦСД турбины. [c.3]

На рис. 5-42 показана одна из возможных схем регулирования температуры вторичного перегрева пара при паровом обогреве. Эта схема, помимо простоты, должна обладать благоприятными динамическими свойствами и малой инерцией, позволяющими легко автоматизировать регулирование промежуточного перегрева пара. Вместе с тем при изменении количества тепла, передаваемого в теплообменнике, должен изменяться и расход острого пара в нем, что вызывает колебания расхода пара из котла или через цилиндр высокого давления турбины. Другими словами, вносятся некоторые [c.181]

Принципиальная схема системы регулирования и защиты турбины показана на рис. 9.15. Ее отличия от рассмотренной выше схемы регулирования турбины Т-100-12,8 связаны с использованием промежуточного перегрева пара. Исполнительными орга- [c.275]

Сравнение выигрышей в удельных расходах теплоты при различных способах регулирования мощности в качестве примера показано на рис. 6.26 для турбины К-500-240 (ХТЗ) с начальными параметрами пара Pq = 23,5 МПа, iq = 540°С, промежуточным перегревом при р = 3,84 МПа до = = 540°С и /7 = 4,4 кПа. Из графика видно, что при относительных расходах пара G/Gq < 0,65 выигрыш в удельных расходах теплоты от регулирования скользящим давлением по сравнению с дроссельным регулированием при постоянном давлении составляет Aq /q = 2. .. 2,5 %. [c.192]

Для предотвращения разгона турбину снабжают системами регулирования и защиты. При наиболее опасном режиме полного сброса нагрузки с отключением генератора от сети система регулирования турбины переводит ее в режим холостого хода или нагрузки собственных нужд. При этом заброс частоты вращения не должен превышать частоты настройки автомата безопасности, составляющей 111—112 % номинальной. При превышении ротором этой частоты вращения срабатывает система защиты, прекращающая в течение 0,4—0,5 с подачу пара в цилиндры турбины из паропроводов свежего пара и промежуточного перегрева, из сепаратора пароперегревателя (для турбин АЭС), из коллекторов отборов (для теплофикационных турбин), а также из регенеративных подогревателей. [c.424]

Подъем частоты вращения ротора до номинальной производится с соблюдением точно таких же требований, как и при разгоне ротора неблочной турбины. Отличие состоит в том, что в процессе разгона изменяются параметры пара — давление и температура. Следует подчеркнуть, что выдерживание пускового графика по температуре является достаточно трудной операцией и возможно лишь при исправной автоматике пусковых впрысков конденсата в паропровод свежего пара и точном регулировании температуры промежуточного перегрева. Обычно требуется, чтобы отличие температуры задания от реальной температуры было не более чем на 20 °С. [c.389]

Впрыск конденсата в поток пара промежуточного перегрева экономически не оправдан, так как образующееся дополнительное количество пара поступает в турбину, минуя ее ЦВД. Газовое регулирование преимущественно осуществляется путем рециркуляции части охлажденных до 300—350 °С продуктов сгорания в топку или пропуском части продуктов сгорания помимо конвективного пароперегревателя (рис. 20.16). В связи с инерционностью этих способов и ограниченным диапазоном регулирования предусматривается дополнительно аварийный впрыск в промежуточную точку парового тракта, который осуществляется при повышении температуры пара выше определенного предела. [c.401]

Регулирование температур перегретого пара. Для обеспечения графика изменения температур свежего пара и пара промежуточного перегрева, требуемых по условиям пуска и нагружения турбины, применяют как штатные, так и пусковые средства регулирования. Часто для этой цели применяют пусковые впрыски в паропроводы. При испытаниях необходимо определить условия включения этих впрысков, при которых отсутствует выпадение влаги на внутреннюю поверхность паропроводов. Особенно неблагоприятны (с учетом низкого давления пара) условия испарения влаги пусковых впрысков в паропроводы пара промежуточного перегрева. На отдельных установках мокрое пятно отмечается на гибе паропровода, удаленном от пускового впрыска на 12— 15 м. С тех же позиций, а также с учетом динамических свойств объекта должна быть определена паропроизводительность котла, при которой допускается включение в работу штатных средств регулирования температуры пара. Перечисленные задачи определяют и объем необходимых измерений. [c.94]

На рис. 50 и 51 представлены разрезы по питательному насосу высокого давления и по его приводной турбине турбина питательного насоса получает пар из линии первого холодного промежуточного перегрева и выдает отработавший пар в холодную линию второго промежуточного перегрева, т. е. по пару включена параллельно с цилиндром среднего давления главной турбины. Давление пара на входе и выходе приводной турбины изменяется вместе с изменением нагрузки главной турбины. Регулирование скорости вращения приводной турбины ведется в соответствии с расчетными графиками, приведенными на рис. 52. Схема уплотнений валов питательных насосов с указанием путей движения уплотняющей воды показана на рис. 53. [c.45]

Благодаря эластичной подвеске обойм направляющих лопаток во внешнем корпусе во всех трех цилиндрах турбоагрегата при изменениях температуры обеспечивается хорошая подвижность всех элементов без нарушения взаимной симметрии. Парораспределение и конденсаторы этих турбоагрегатов рассчитаны так, что допускается длительная работа блока на холостом ходу с конденсацией избыточного пара, вырабатываемого котлоагрегатом, в конденсаторе. На рис. 104 показана схема работы перепускных и запорных клапанов, включенных между горячими линиями промежуточного перегрева и конденсатором турбины и управляемых системой регулирования турбины. [c.96]

Снижение расхода пара особенно важно для крупных турбин, у которых трудности конструирования связаны с выпуском большого объема отработавшего пара в конденсатор, а также с впуском свежего пара в турбину. Для малых турбин с малой высотой лопаток первых ступеней высокого давления применение промежуточного перегрева не целесообразно. Промежуточный перегрев пара усложняет систему трубопроводов и схему регулирования установки. В настоящее время промежуточный перегрев пара применяют на всех мощных блочных электростанциях. Обычно применяют газовый промежуточный перегрев пара в котлоагрегате (рис. 3-3). В связи с уменьшением расхода пара и топлива стоимость котлоагрегата и всей электростанции, несмотря па ее усложнение, возрастает незначительно. [c.35]

Добавочная вода приготовляется в установке глубокого обессоливания и подается в конденсатосборник конденсатора. В блоке с турбиной установлены два прямоточных котлоагрегата типа Бенсон с жидким шлакоудалением паропроизводительностью по 232 t 4. На каждый котлоагрегат устанавливается по четыре мельницы ударного типа. Котлоагрегаты имеют три хода по газовой стороне, причем в первом ходе размещены радиационные поверхности нагрева, во втором ходе— радиационный промежуточный и ширмовый первичный пароперегреватели третий ход для возможности регулирования перегрева пара перепуском газов разделен на две половины, в одной из которых размещены конвективный промежуточный пароперегреватель, чугунный воздухоподогреватель и часть экономайзера, а в другой — переходная зона и другая часть экономайзера. [c.556]

Для того чтобы оценить изменение экономичности турбинной установки при переходе с клапанного регулирования мощности на регулирование способом скользящего давления, рассмотрим в качестве примера процесс расширении пара в /г, 5-диаграмме (рис. 6.25) в ЦВД конденсационной турбины с высокими начальными параметрами пара и промежуточным перегревом, имеющей дроссельное парораспределение, при расчетном (Gq ) и половинном (G/ Gq = 0,5) расходах пара для двух случаев [c.191]

При отклонении частоты в энергосистеме система регулирования турбины изменит положение регулирующих клапанов в соответствии с ее статической характеристикой. При полностью открытых клапанах ЦСД расход пара, а значит, и мощность быстро изменятся только в ЦВД. Суммарная мощность ЦСД и ЦНД, составляющая до 70 % мощности турбины, будет меняться медленно — в темпе изменения давления пара в тракте промежуточного перегрева, постоянная времени которого составляет 5—7 с. Начальная неравномерность регулирования будет велика. Для ее уменьшения блок НКН выдает сигнал на динамическое дополнительное открытие или закрытие клапанов ЦВД, чтобы кратковременным дополнительным изменением мощности ЦВД компенсировать отставание мощности ЦСД и ЦНД. [c.247]

Применение минерального (нефтяного) масла в системах регулирования и защиты, а также для смазывания подшипников турбины и генератора таит в себе значительную потенциальную опасность возникновения пожара в турбоустановке. Это обусловлено тем, что температура самовоспламенения минерального масла (около 370 °С) значительно ниже температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева (540 °С). Полностью исключить возможность прорыва масла из трубопроводов и узлов систем регулирования и смазки практически невозможно. Попав на достаточно горячие детали турбоустановки, оно воспламенится. Такие пожары быстротечны и наносят значительный материальный ущерб, связанный с расходами на восстановление или ремонт поврежденного основного и вспомогательного оборудования, щитов управления и кабельных связей, строительных конструкций машинного зала, а также с недовыработкой электрической энергии и возможным ограничением ее для потребителей. [c.267]

Подставив в полученные соотношения s = О, получим, что критерии статической автономности регулирования теплофикационной турбины с промежуточным перегревом пара не отличаются от приведенных выше критериев И. Н. Вознесенского (Х.17), если вместо величины Тц подставить в них Ти + т тп. Условие динамической автономности тепловой нагрузки от электрической получим, предполагая аналогично формуле (Х.19) равными времена главных сервомоторов. При этом из условия (Х.22) имеем ит = a2iT22, или, после подстановки значений = I JPna Pn = TnS+l, [c.181]

За последние 10 лет на электростанциях всего мира построены многочисленные энергетические блоки с промежуточным перегревом пара. При повышении давления пара промежуточный (вторичный) перегрев становится необходимым элементом паротурбинных установок, увеличивающим надежность турбин и одновременно способствующим росту экономичности электростанций. В связи с этим назрела иеобходимостъ в книге, обобщающей материалы исследований, проектов, опыта эксплуатации и т. п., относящиеся к устройствам для промежуточного перегрева пара и его регулирования. [c.3]

Строгое выполнение критериев автономности встречает ряд трудностей. Выполнение условий динамической автономности, например, приводит к повышенному расходу масла на регулирование. Некоторые весьма простые конструктивные схемы, хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации (например, схема регулирования двухотборной турбины с дифференциальными поршнями), вообще не могут быть выполнены динамически автономными. Определенные отклонения от критериев динамической автономности обусловлены влиянием котлоаг-регата, особенно при скользящем начальном давлении пара, промежуточным перегревом пара, косвен- [c.182]

Как видно из рис. 7-8, некоторая экономия расчетных затрат при отказе от регулирования промежуточного перегрева пара получается при стоимости топлива ниже 5 руб1т у. т. Эта экономия в диапазоне стоимости топлива 2,5—5 руб т у. т. весьма незначительна — не более 6 ООО руб/год для блока 300 Мет. При этом следует иметь в виду, что стоимость топлива включает, кроме расходов на добычу и транспорт, также затраты, связанные с хранением, сушкой, размолом и т. д. Необходимо также учитывать, что в блоках, устанавливаемых в районах весьма дешевого топлива, принимается температура промежуточного перегрева 540° С. Как показано в настоящей главе, необходимо считаться с возможностью отклонения этой температуры на —25° С, что создает неблагоприятные условия для лопаток последних ступеней турбины. Компенсировать указанное отклонение температуры пара за промежуточным перегревателем путем повышения избытка воздуха в котле можно было бы лишь создавая дополнительный запас (более 10"/o по производительности и соответственно 20% по напору) в мощности тяго-дутье-вых устройств, что неблагоприятно отразится на экономических показателях варианта с отказом от регулирования перегрева. Таким образом, применение специальных средств для регулирования промел<уточного перегрева пара следует считать целесообразным для всех реально используемых в энергетике СССР видов топлива. [c.299]

Проведение испытаний на котлах энергоблоков при сжигании топочного мазута накладывает дополнительные условия обеспечения гжта-ния приводных турбин питательных насосов и воздуходувок от отборов основной турбины без перевода их на посторонний источник питания в зоне низких нагрузок. При подготовке к опыту должны быть проверены возможность регулирования тяги на малых нагрузках (с установкой в отдельных случаях для расширения диапазона регулирования тяги двухскоростных электродвигателей дымососов), представительность измерений расходов питательной воды при нагрузках ниже 0,4D om существующими СИ, достаточность дымососов рециркуляции для поддержания необходимой температуры промежуточного перегрева пара в области низких нагрузок (возможно, потребуется наращивание лопаток рабочего колеса дымососа), состояние мазутных форсунок, их идентичность по производительности и качеству распыливания (стендовыми испытаниями). Допустимые отклонения основных параметров форсунок [43, 44] по расходу — не более 2%, по корневому углу распыла факела — не более 6 %, по неравномерности ороп]ения — не более 10 %. Диапазон регулирования производительности и давления топлива перед форсункой предварительно с достаточной степенью точности может быть оценен по формуле [c.61]

Для повышения надежности в крупных блоках устанавливают два котла на турбину. В блоках мощностью 300 Мвт и выше котельный агрегат из-за больших его размеров в F выполняют с двумя корпусами, что технически проще, хотя и несколько дороже по сравнению с однокорпусным котлом. Если эти два корпуса котлоагрегата в отдельности не отключаемы и должны работать совместно, то фактически, несмотря на наличие двух корпусов, получается моноблок. Такое решение применяется иногда для удобства регулирования температуры пара, когда в одном из корпусов размещают первичный, во втором — промежуточный перегреватель пара. Оба таких корпуса должны работать одновременно. В настоящее время для регулирования промежуточного перегрева пара применяют паровые или газовые байпасы, газо-паро-паро-вые теплообменники и др. корпусы котла выполняют одинаковыми и отключаемыми, т. е. применяют дубль-блоки. [c.191]

Регулирование. Система регулирования — элек-трогидравлическая, унифицированная с аналогичными системами турбин ЛМЗ (К-800-240-3 К-500-166 и др.) (см. гл. IX). Имеются механический и электрический датчики скорости, электрические датчики активной мощности генератора, давления пара в линии промежуточного перегрева и давления свежего пара. [c.88]

Паровое регулирование получило наиболее широкое применение для парогенераторов отечественного производства и осуществляется главным образом в двух вариантах охлаждение пара в поверхностных пароохладителях— теплообменниках и впрыскивание в поток перегретого пара чистого конденсата — впрыскивающие пароохлад и-т е л и. При этом поверхность пароперегревателя выбирают с запасом, а излишний перегрев пара при нагрузке в интервале (0,7— 1,0)Dhom снимают в пароохладителе. Впрыскивающие и поверхностные пароохладители применяют для регулирования температуры первичного пара. Для промежуточного перегрева паровое регулирование осуществляют в пар о паровых и парогазовых теплообменниках и байпасированием (пропуском) пара мимо части поверхности нагрева пароперегревателя. Впрыск конденсата в поток пара промежуточного перегрева экономически не оправдан, так как образующееся дополнительное количество перегретого пара вместе с основным потоком пара поступает в турбину, минуя ее ЦВД. [c.137]

Роторы высокого и среднего давления цельнокованые, роторы низкого давления имеют насадные диски. Все роторы гибкие. Каждый ротор турбины и генератора лежит на двух опорах-подшипниках. Общая длина турбины без генератора около 39,5 м, а с генератаром — около 59,5 м. Масса турбины без генератора и вспомогательного оборудования около 1300 т. Турбина снабжена системой автоматического регулирования с безрычажными связями, позволяющими осуществлять воздействия на подвод овежего пара как от бесшарнирного всережим-ного датчика скорости, расположенного на валу турбины, так и от датчиков мощности генератора и давления пара в линии промежуточного перегрева. В системе применяется огнестойкая рабочая жидкость. [c.145]

Ниже излагаются особенности работы турбины при дроссельном регулировании. Обычно различают экономическую и номинальную нагрузки турбин. Если дроссельное парораспределение сочетается с обводным, то повышение нагрузки от экономической до номинальной осуществляется подводом части свежего пара в камеру одной из промежуточных ступеней. Максимальные теп-лопадения на ступенях до перегрузочной камеры будут при экономической нагрузке. Максимальные теплопаде-ния на ступенях за перегрузочной ка.мерой будут при номинальной нагрузке и расчетных параметрах пара. При наличии обводного регулирования необходимо следить за тем, чтобы количество пара, протекающее через ступени до перегрузочной камеры, во избежание перегрева лопаток не было очень малым. [c.10]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...