Исследование и улучшение маневренности парогазовых установок
На правах рукописи
РАДИН Юрий Анатольевич ИССЛЕДОВАНИЕ И УЛУЧШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК Специальность: 05.14.14 – «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва 2013
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно исследовательский институт» (ОАО «ВТИ»)
Официальные оппоненты:
Трухний Алексей Данилович доктор технических наук, профессор, профес сор кафедры «Паровых и газовых турбин» Института энергомашиностроения и механики ФГБОУ ВПО НИУ «МЭИ», Лебедев Александр Серафимович доктор технических наук, технический директор ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин», Сектор энергетики Филиппов Сергей Петрович доктор технических наук, член-корреспондент РАН, заместитель директора Института энергетических исследований РАН Ведущая организация Федеральное государственное бюджетное образова тельное учреждение высшего профессионального образования «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.» (СГТУ имени Гагарина Ю.А.)
Защита состоится «05» сентября 2013 года в «14.00» часов на заседании диссертационного совета Д 222.001.01. при ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследо вательский институт» (ОАО «ВТИ») по адресу: 115280, г. Москва, ул. Автоза водская, 14.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотех нический научно-исследовательский институт (ОАО «ВТИ»).
Автореферат диссертации разослан «_» 2013 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук Березинец П. А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы В связи с возникновением в последние десять лет реального рынка электро энергии повышаются требования к маневренности ТЭС: уменьшению продол жительности пусковых операций, расширению регулировочного диапазона нагрузок энергоблоков и скорости изменения их нагрузок в его пределах.
Для выполнения этих требований без дополнительного износа и снижения надежности оборудования необходим анализ условий его работы в пуско остановочных режимах и под нагрузкой, оценка напряжений, возникающих в критических элементах при теплосменах, и их влияния на надежность и сроки службы этих элементов.
В настоящее время на отечественных ТЭС активно внедряются парогазовые установки (ПГУ) с котлами-утилизаторами и высокой долей (2/3) газотурбин ных мощностей, по которым в стране ранее не было опыта проектирования и эксплуатации. Их освоение и организация эксплуатации, в частности, в манев ренных режимах требуют углубленного изучения тепловых процессов и харак теристик таких ПГУ и интегрированного в них оборудования [газотурбинных установок (ГТУ), котлов-утилизаторов (КУ) и паровых турбин (ПТ)] при работе по схеме ПГУ.
С учетом этого целями диссертационной работы являются:
изучение процессов в оборудовании ПГУ, протекающих при пусках-остано вах и работе под нагрузкой, свойственных им закономерностей и ограничений;
математическое моделирование термонапряженного состояния критиче ских элементов паровой части ПГУ, ограничивающих их маневренность, оцен ка надежности и долговечности этих элементов и условий уменьшения повре ждаемости при переменных режимах;
разработка рациональных режимов пуска и технологии эксплуатации ПГУ, обеспечивающих требуемые эксплуатационные качества без снижения надеж ности и долговечности;
исследование динамических характеристик ПГУ при сбросах нагрузки.
Научная новизна 1. Изучены режимы работы и характеристики бинарных ПГУ с высокой до лей газотурбинной мощности, установлены свойственные им закономерности.
2. Исследованы процессы остывания и прогрева элементов оборудования парогазовых установок и их влияние на характеристики маневренности ПГУ.
Разработаны общие подходы к формированию пусковых графиков-заданий для ПГУ.
3. Определены и обоснованы основные критерии надежности элементов обо рудования парогазовой установки, определяющие продолжительность пуско вых операций и пуска ПГУ в целом.
4. Разработана и обоснована обеспечивающая выполнение проектных требо ваний технология пусковых и остановочных режимов бинарных парогазовых установок с высокой долей газотурбинной мощности и различным составом оборудования при разных схемах организации пусковых режимов.
5. Исследованы динамические характеристики энергоблоков ПГУ при сбро сах нагрузки.
6. Впервые полученные в нашей стране и обобщенные в диссертации экспе риментальные данные о статических и динамических характеристиках пере менного режима бинарных ПГУ с высокой долей газотурбинной мощности яв ляются вкладом в теорию нового для России энергетического оборудования.
Они могут использоваться для проектирования и эксплуатации таких ПГУ, а также в процессах обучения студентов и повышения квалификации занятого в электроэнергетике персонала.
Практическая значимость работы заключается в том, что проведенные комплексные экспериментальные и теоретические исследования, представлен ные в диссертации, методики и технологические алгоритмы управления парога зовыми установками различной мощности, расчетные обоснования надежности оборудования ПГУ позволили:
обеспечить ввод в действие, освоение и успешную эксплуатацию нового для энергетики России генерирующего оборудования ТЭС – бинарных парога зовых установок с высокой долей газотурбинной мощности;
разработать и внедрить в эксплуатацию на энергоблоках ПГУ-450Т техно логию пусковых режимов бинарных ПГУ, обоснованную в критериях надежно сти и оптимальных графиках-заданиях;
определить границы регулировочного диапазона, а также технический ми нимум нагрузок бинарных парогазовых установок с высокой долей газотурбин ной мощности и повысить эффективность их использования в режимах регули рования мощности;
проводить наладку, освоение и организовать эксплуатацию таких ПГУ раз личной мощности;
разработать мероприятия, обеспечивающие участие бинарных ПГУ с высо кой долей газотурбинной мощности в первичном регулировании частоты сети и удержание нагрузки собственных нужд после ее сброса;
разработать стандарт «Парогазовые установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» с основными требования ми к режимам эксплуатации бинарных парогазовых установок с высокой долей газотурбинной мощности.
Достоверность и обоснованность научных положений и результатов исследования определяется тем, что все основные выводы диссертационной работы в течение длительного времени прошли экспериментальную проверку на действующем оборудовании ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ, ПГУ-39 и ПГУ-80 Сочинской ТЭС, ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2, ТЭЦ-27 и ТЭЦ- ОАО «Мосэнерго», ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.
Исследования и обосновывающие их расчеты проводились в соответствии с действующими в России стандартами, нормативными документами и методи ками, а также международными стандартами и нормами, с использованием сер тифицированных программных продуктов.
На защиту выносятся:
закономерности режимов и технология пусков и остановов бинарных па рогазовых установок с высокой долей газотурбинной мощности;
расчетное обоснование критериев надежности оборудования паровой ча сти парогазовых установок и построение на их основании графиков-заданий пусков и остановов таких ПГУ из различных тепловых состояний;
закономерности, характеризующие параметры и показатели ПГУ в регули ровочном диапазоне нагрузок;
динамические характеристики ПГУ (использование ПГУ в режимах регу лирования частоты и мощности в энергосистемах;
удержание сбросов нагрузки и обоснование их допустимого количества по критериям циклической прочно сти);
обоснование режимов работы ПГУ при скользящем давлении пара.
Личный вклад автора заключается:
1) в обосновании:
- возможности повышения маневренности тепловых электростанций путем использования бинарных парогазовых установок с высокой долей газотурбин ной мощности;
- расширение регулировочного диапазона нагрузок таких ПГУ и реализации его на конкретных ПГУ различной мощности;
технологии переменных режимов ПГУ;
графиков-заданий пусков из разных тепловых состояний;
2) в обосновании критериев надежности оборудования парового контура бинарных ПГУ на основе моделирования термонапряженного состояния его толстостенных элементов: барабанов высокого и низкого давления котлов утилизаторов, коллекторов высокого давления, паропроводов, корпусов сто порных клапанов высокого давления и ротора высокого давления паровой тур бины при переменных режимах;
3) в разработке методологии проведения экспериментальных исследований ПГУ различных типов и мощности, в частности проведения режимных испы таний ПГУ, обработки и анализа результатов и исследования динамических ха рактеристик ПГУ;
4) в составлении стандарта «Парогазовые установки. Организация эксплуа тации и технического обслуживания. Нормы и требования» с основными требо ваниями к режимам эксплуатации бинарных парогазовых установок.
Публикации и апробация работы Диссертационная работа обобщает исследования автора за период с 1991 по 2012 гг.
Результаты проведенных исследований неоднократно докладывались на научно-технических конференциях и совещаниях РАО ЕЭС России (2006, и 2008 гг.), Международной конференции по проблемам термопрочности энер гетического оборудования, проводившейся на Украине в 2003 г., сессиях Ко миссии по газовым турбинам РАН в 2007, 2008 и 2011 гг., Конференции ЦИАМ в феврале 2006 г., Международной научно-практической конференции «Рус наука», г. Прага, Чехия, 2012 г., Международной конференции Power and Ener gy systems, Hong-Kong, 2012 г., и отражены в 1 монографии, 50 публикациях, 6 и патентах на изобретения и отраслевом стандарте.
Объем и структура работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографи ческого списка из 121 наименования;
изложена на 204 страницах машинопис ного текста, содержит 92 рисунка, 18 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Введение. Повышение маневренности энергетического оборудования тепло вых электростанций стало актуальным около 40 лет назад, когда увеличилась неравномерность сезонных и суточных графиков нагрузки энергосистем. Про веденные с этого времени исследования, в частности дубль-блоков 300 МВт, позволили обосновать ускорение пусковых операций и изменений мощности, увеличение против базового количества пусков за срок службы при сохранении надежности и ресурса работы оборудования.
Ввод в последние годы в эксплуатацию бинарных парогазовых установок с высокой долей газотурбинной мощности и более жесткие рыночные требования к выдерживанию графиков нагрузки потребовали изучения характеристик этого нового оборудования ТЭС, сочетающего в себе как высокоманевренные газо вые турбины, отличающиеся большими скоростями нагружения, так и относи тельно «медленную» паросиловую часть с принципиально разными динамиче скими характеристиками, и обоснования их участия в регулировании графиков нагрузки, частоты и мощности в энергосистемах.
Исследованию и улучшению маневренности парогазовых установок и по священа эта работа.
Первая глава содержит общий обзор состояния проблемы и анализ ограни чений маневренности энергоблоков ТЭС.
Маневренность ПГУ во многом определяется их паровой частью. С учетом этого исследования маневренности ПГУ опираются на опыт работ, ранее про веденных автором в этой области на паросиловых энергоблоках ТЭС мощно стью 100300 МВт.
Из всего спектра переменных режимов паросиловых энергоблоков ТЭС наиболее характерными с точки зрения маневренности являются пуски из неостывшего и горячего состояний после простоев в резерве 4855 ч и 610 ч, соответственно, а также режимы их эксплуатации в пределах регулировочного диапазона нагрузок и сама величина регулировочного диапазона.
Продолжительность пусков паровых энергоблоков из неостывшего состояния определяется термонапряженным состоянием ротора высокого давления (и среднего давления для турбин с промежуточным перегревом пара) паровой турбины, а из горячего – кроме того, обеспечением допустимых условий про грева выходного коллектора пароперегревателя высокого давления.
Хотя продолжительности пусков из холодного состояния, как правило, ока зывались значительно большими, их число было невелико (не более 34 в год).
Для поддержания минимальных нагрузок на дубль-блоках СКД мощностью 300 МВт были реализованы режимы их глубоких разгрузок с отключением одного корпуса котла и поддержанием его в горячем резерве. При этом удалось разгружаться в однокорпусном режиме до 50 МВт.
Пуски с использованием «моноблочной» технологии на скользящем давле нии наиболее эффективны при реализации его во всем водопаровом тракте и использовании насосов с регулируемой производительностью. Вместе с техно логией предварительного прогрева турбины и паропроводов сторонним паром они позволили сократить продолжительность пуска дубль-блоков 300 МВт из холодного состояния на 22,5 ч.
Одна из важных характеристик маневренности режимы эксплуатации энер гоблоков под нагрузкой, в особенности режимы минимальных нагрузок (техно логического и технического минимума), актуальные для анализа маневренно сти энергосистемы.
В этом смысле привлекательной возможностью прохождения минимума нагрузки является разгрузка блоков на скользящем давлении пара во всем паро водяном тракте. Такая технология позволяет повысить экономичность блока при работе на пониженных нагрузках на 3 % благодаря поддержанию номи нальных температур свежего пара в широком диапазоне мощностей.
Не менее важно обеспечение устойчивой работы блоков на минимальных нагрузках. Исследования в этом направлении проводились на газомазутных энергоблоках мощностью 300 МВт с двухкорпусными котлами и на монобло ках 800 МВт.
В целом повышение маневренности паросиловых энергоблоков ТЭС, эксплу атирующихся в базовой части графиков нагрузки энергосистем, оказалось ограниченным допустимыми условиями прогрева толстостенных элементов котла и турбины.
Продолжительность пусков современных ГТУ мощностью 30170 МВт в от крытом цикле не зависит от продолжительности их простоя в резерве, в то вре мя как при пусках ПГУ основными ограничениями являются допустимые усло вия прогрева (расхолаживания) толстостенных элементов паровой части. К ним относятся: барабаны высокого давления котлов-утилизаторов, выходные кол лекторы пароперегревателей высокого давления, входные коллекторы водяных экономайзеров высокого давления, паропроводы высокого давления и детали паровой турбины корпусы стопорных клапанов высокого давления, паропе репускные трубы высокого давления и роторы высокого давления.
Продолжительность пусков ПГУ приведена в табл. 1. Их большая длитель ность связана с ограничениями скоростей прогрева высоконагруженных эле ментов оборудования паросиловой части цикла.
Таблица Продолжительность пуска ПГУ различных типов (мин) Тип Мощность Состав Исходное состояние Тип ГТУ ПГУ ПГУ, МВт ПГУ холодное неостывшее горячее ПГУ-39 1ГТ+1ПТ 39 SGT700 130 80 ПГУ-80 2ГТ+1ПТ 85 SGT700 170 115 ПГУ-230 1ГТ+1ПТ 230 GT13E2 190 125 ПГУ-450 ГТЭ-160 2ГТ+1ПТ 450 260 210 Лучшие, чем на паросиловых энергоблоках, показатели маневренности паро вой части парогазовых установок с котлами-утилизаторами возможны в связи с тем, что их критические высоконагруженные детали имеют меньшие толщи ны стенок и работают при относительно более низких давлениях пара.
При использовании в тепловой схеме ПГУ нескольких газовых турбин воз можен их последовательный запуск: сначала пускается одна ГТУ, один корпус котла и паровая турбина, а на промежуточном этапе нагружения производится пуск и подключение второй ГТУ и второго котла-утилизатора к работающему первому. Преимущество такого пуска пониженные параметры пара и относи тельно небольшие скорости прогрева, предпочтительные при пусках из холод ного состояния;
трудностью является выравнивание параметров пара перед паровой турбиной при подключении пускаемого вторым котла, особенно во время пусков при работающей на номинальных параметрах пара остальной части блока.
При пусках ПГУ по схеме моноблока одновременно запускаются обе ГТУ и появляется возможность подавать пар в паровую турбину сразу от обоих пус каемых котлов-утилизаторов, исключается этап выравнивания температур пара и несколько сокращается продолжительность пуска. Такая технология наиболее эффективна при пусках после кратковременных простоев (до 1416 ч) и сохра нившемся избыточном давлении пара в барабане высокого давления.
При плановых остановах в резерв целесообразно сохранение максимальных температур паровой турбины и паропроводов.
При глубоком разгружении паровой турбины не возникает характерных для паросиловых блоков ограничений, связанных со смещением зоны фазового пе рехода в сторону паровпуска паровой турбины, т. к. в значительном диапазоне нагрузок разгружение производится при постоянной температуре газов после ГТУ (например, для ГТЭ-160 до 60 % номинальной мощности).
При пусках-остановах в деталях котлов-утилизаторов возникают переменные механические и термические напряжения. Быстро и значительно изменяющаяся и достаточно высокая (свыше 500 °С) температура газов на выходе из газовой турбины приводит к перегреву пара на выходе из котла, в особенности пара вы сокого давления, до столь же высоких температур.
Возникающие вследствие этого температурные градиенты и напряжения в критических деталях котла зависят от их начальной температуры.
Скорость остывания такова, что уже через 16 ч после останова температура металла барабанов, выходных коллекторов и паропроводов в непосредственной близости от котла-утилизатора не превышает 100 °С.
В результате чего практически все пуски ПГУ из неостывшего и холодного состояний осуществляются при начальных температурах этих узлов около 100 С, значительных разностях температур пара и металла коллекторов и по вышенных напряжениях в их стенках, которые становятся определяющими продолжительность начальных этапов пусков ПГУ.
Выходной коллектор пароперегревателя высокого давления и начальный участок паропровода ВД на выходе из котлов-утилизаторов ПГУ-450 остывают за 4 ч после остановки КУ на 100200 °С уже в процессе выбега ротора (в тече ние 2030 мин) и последующего его вращения валоповоротным устройством, которое продолжается около двух часов (рис. 1, 2).
Время, ч:мин Рис. 1. Изменение параметров при останове и последующем пуске ПГУ-450:
1 активная мощность генератора ГТ1;
2 скорость вращения ротора генератора ГТ1;
3 расход пара ВД от КУ1;
4 давление пара ВД на выходе из КУ Температура, С Время, ч:мин Рис. 2. Изменение температур металла парового тракта ВД при останове и последующем пуске ПГУ-450:
1 в выходной камере пароперегревателя ВД КУ1;
2, 3, 4, 5 – трубопровода пара ВД КУ1;
6, 7 температура металла паропровода ВД КУ1 (низ);
8 паропровода ВД КУ1 (верх) Условием, характеризующим температурное состояние элементов котла утилизатора, является, в частности, скорость изменения давления пара в бара бане ВД (БВД) при прогреве и остывании (рис. 3, 4).
На рис. 4 приведены опытные данные о нарастании давления пара в БВД и соответствующей температуры насыщения от времени при пуске ПГУ-450.
Время, ч Рис. 3. Снижение давления в БВД котла-утилизатора ПГУ-450 типа П-90 при его остывании после останова Время, ч: мин Рис. 4. Изменение температуры стенки и давления пара в БВД при пуске котла-утилизатора ПГУ-450 из холодного состояния:
1 – активная мощность генератора ГТ2;
2 – расход пара ВД;
3 – температура газа на входе в КУ2;
4 – температура пара ВД на выходе из КУ2;
5 – давление в барабане ВД;
6, 7 – темпе-ратура стенки барабана ВД (верх);
8 – температура стенки барабана ВД (низ) Время, ч: мин Рис. 5. Остывание и прогрев паропроводов ВД при вентиляции и пуске блока ПГУ- из горячего состояния:
1 – активная мощность генератора ГТ;
2 – скорость вращения ротора ГТ;
3 – температура металла в выходной камере перегревателя ВД КУ;
4, 5, 8 – температура металла трубопровода пара ВД КУ;
6 – температура металла паропровода ВД КУ (низ);
7 – температура металла паропровода ВД КУ (верх);
9 – давление пара ВД на выходе из КУ;
10 – температура насыщения пара ВД В диапазоне давлений пара от 0,1 до 0,7 МПа при скорости нарастания дав ления 0,3 МПа/мин соответствующая ей скорость нарастания температуры со ставляет 1517 оС/мин. При больших значениях давления пара скорости нарас тания температуры и давления пара в барабане соответствуют друг другу.
Предпусковая вентиляция газохода после кратковременных простоев значи тельно (рис. 5) снижает температуру металла выходного коллектора паропере гревателя и паропровода непосредственно за котлом-утилизатором ПГУ-450Т.
Для сохранения тепла в металле котла-утилизатора целесообразно при сни жении частоты вращения ротора ГТУ до 0,10,2 номинальной закрывать воз душный шибер на входе в дымовую трубу, контролировать и поддерживать максимально возможную плотность этого шибера при эксплуатации и свести к минимуму продолжительность продувки газового тракта перед зажиганием топлива в ГТУ при пуске.
Вторая глава посвящена исследованию термопрочности и расходования ре сурса критическими элементами паровой части ПГУ при пускоостановочных режимах.
В деталях котлов-утилизаторов и трубопроводов при резком наборе или сбросе нагрузки, а также при аварийных остановах могут возникать напряже ния, превышающие предел текучести. Повторное многократное приложение таких напряжений приводит к разрушению от малоцикловой усталости. Разви тие термоусталостных повреждений может усугубляться процессами коррозии.
Расчеты термонапряженного состояния барабанов, паропроводов и коллекто ров для определения допустимых скоростей прогрева (расхолаживания) прово дились методом конечных элементов (совместно с Т.С. Конторович и О.Б. Ге расименко) с использованием программного комплекса Ansys. При этом рас сматривались три основных типа моделей: объемные осесимметричные, трёх мерные, представляющие собой цилиндр, у которого влияние патрубка учиты валось введением коэффициента концентрации напряжений, и трёхмерные модели, представляющие собой участок барабана с патрубками (рис. 6, а) и коллектора со змеевиком (рис. 6, б). На рис. 6, в представлена расчетная мо дель тройника.
а) б) в) Рис. 6. Основные типы трехмерных моделей:
а – барабана;
б – коллектора;
в тройника При обосновании критериев надежности котлов-утилизаторов рассматри вались:
барабан высокого давления;
входной коллектор пароперегревателя высокого давления;
выходной коллектор пароперегревателя высокого давления второй ступени с учетом трубопровода дренажа паропровода высокого давления сразу за КУ;
входной и выходной коллекторы экономайзера высокого давления.
Основным параметром, влияющим на накопление повреждаемости за цикл термического воздействия на деталь, является суммарная пластическая дефор мация, которая и используется для количественной оценки долговечности при многократном приложении этого воздействия.
Оценка повреждаемости и обоснования ресурса эксплуатации за термический цикл пуск – стационарный режим – останов проводится для случаев совместно го действия циклических и статических нагрузок напряжений по известному соотношению:
n Ni / [ N * ]i (1,25 c / / t )m Dc, i где Ni число циклов нагружения данного типа;
[N*]i допускаемое число цик лов данного типа;
с расчетное напряжение при ползучести как максимальное местное главное расчётное нормальное напряжение, определённое с учётом пластичности и ползучести материала при номинальном режиме эксплуатации, МПа;
/t условный предел длительной прочности при растяжении, МПа;
m показатель степени в уравнении длительной прочности;
Dc параметр, характеризующий допускаемое повреждение при совместном действии устало сти и ползучести.
Барабан высокого давления и входной коллектор пароперегревателя ВД Продолжительность начальной части пусков КУ, в особенности при отсут ствии избыточного давления в барабане ВД, определяется уровнем возникаю щих в стенке БВД напряжений, зависящих от скорости нарастания давления в нем и во входном коллекторе пароперегревателя ВД.
Допускаемое число циклов рассчитывается по формуле:
N = 0,575nд Etmin lg[100/(100 )] /a (1 )/2доп2, где nд, Etmin,, доп выбираются в зависимости от свойств материала;
а ам плитуда напряжений;
= 0,83.
Результаты расчетов представлены в табл. 2, 3, 4 и на рис. 7, 8.
Таблица Допустимое число циклов до появления трещины Скорость повышения давления, МПа/мин Объект 0,2 0,3 0,4 0, Сочинская ТЭС 101653 89527 48651 Калининградская ТЭЦ-2 81744 43395 13366 Северо-Западная ТЭЦ 53418 22307 9745 ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» 80000 30000 19000 Таблица Напряжения (МПа), возникающие в барабане диаметром 1600 мм при разных скоростях повышения давления в зависимости от толщины его стенки dр/dt, МПа/мин Толщина стенки, мм 0,2 0,3 0,4 0, 32 123 138 152 36 198 218 242 42 214 236 263 50 229 248 277 Таблица Напряжения (МПа), возникающие в барабане толщиной стенки 50 мм при разных скоростях повышения давления в зависимости от его диаметра dр/dt, МПа/мин Диаметр барабана, мм 0,2 0,3 0,4 0, 1600 229 248 277 1700 231 251 281 2400 241 268 307 Выходные коллекторы пароперегревателя и паропроводы высокого давления Анализ допустимых скоростей прогрева (расхолаживания) коллекторов кот лов и паропроводов проводился для следующих основных режимов:
пуска из холодного состояния, когда температура рассчитываемого узла не превышает 150 °С (для получения наиболее консервативной оценки рассматри вался случай, когда температура рассчитываемого узла составляет 50 °С);
пуска из неостывшего состояния;
пуска из горячего состояния;
расхолаживания.
При рассмотрении каждого из них учитывалось соотношение начальных температур металла и пара.
Рис. 7. Число циклов пуск стационар останов до возникновения трещины в барабане ВД в зависимости от скорости повышения давления (диаметр d = 1600 мм, толщина стенки s, мм) Рис. 8. Напряжения в стенке барабана в зависимости от ее толщины Результаты расчета числа циклов до появления трещины в коллекторах со стенками различной толщины приведены в табл. 5.
Таблица Допускаемое число циклов коллекторов пароперегревателей ВД Быстрый останов газовой Плановый останов при скорости остывания (прогреве), Толщина турбины при скорости °С/мин стенки кол- остывания, °С/мин лектора, мм 28 8 6 (8) 8 (17) 11 (28) 17 (56) 51 100 100 8 700 1 960 590 38 100 130 32 000 8 400 2 800 25 820 1 230 135 000 50 000 20 000 4 17 6 100 8 700 330 000 168 000 87 000 27 При пусках котла-утилизатора из горячего состояния и при сохранившемся давлении пара ВД температура паропроводов перед запуском ГТУ с уровня, показанного в табл. 6, после принятой в настоящее время вентиляции газового тракта снижается до 210250 оС.
Таблица Данные по прогреву выходного коллектора пароперегревателя и паропровода ВД при пусках ПГУ- Температура металла коллектора и паропровода ВД за котлом-утилизатором, С Давление пара ВД, Скорость прогрева, С/мин МПа перед пуском ГТУ холостой ход при мощности ГТУ 4550 МВт 2,0 360 340 480 0,2 150 60 280 360 240250 480 50 60 300 70 70 300 0,2 160 150 440 1,5 300 210 440 100 120 280 При нагружении ГТУ со скоростью 11 МВт/мин до мощности 70100 МВт температура газов перед котлом-утилизатором повышается с 250–280 до 450500 С, паропроводы и выходной коллектор пароперегревателя быстро прогреваются со скоростью повышения температуры металла паропроводов ВД (32532 мм) непосредственно за котлом до 25 С/мин (см. табл. 6).
Теплогидравлические разверки и вызванная ими неравномерность распре деления пара по змеевикам коллектора при его прогреве могут возникать в 1520 % всего количества теплообменных труб. Анализ влияния неравномер ности распределения расхода пара по змеевикам на термонапряженное состоя ние коллектора размером 42634 мм вертикального КУ блока ПГУ-450 с 52 теплообменными трубами размером 383 мм показал, что при расходах пара менее 30 % номинального он поступает в коллектор через часть труб. В даль нейшем при увеличении мощности ГТУ подвод пара в коллектор осуществля ется равномерно через все теплообменные трубы.
Таблица Результаты расчета напряжений в коллекторе и скоростей прогрева с учетом неравномерного распределения расхода пара по змеевикам Эквивалентное напря- Скорость прогрева, С/мин Схема расчета, жение в зоне концен- в зоне наружной [N] рассматриваемое сечение тратора, МПа концентратора поверхности Равномерное распределение пара 127,9 29,7 24,3 по змеевикам коллектора В начале пуска пар поступает в 40 трубок из 52;
сечение в середине 139,7 32,46 26,9 коллектора В начале пуска пар поступает в 40 трубок из 52;
сечение на выхо- 134,8 20,9 16,98 де из коллектора Наибольшее расхождение между напряжениями, полученными при расчетах с учетом и без учета разверок (табл. 7), составляет около 8 %. Отличие напря жений в зоне концентратора в сечении после 20 труб и в выходном сечении коллектора составляет около 3,6 %.
Для расчетных исследований термопрочности металла паропроводов ВД и выходного коллектора пароперегревателя ВД разработана методика, согласно которой последовательно производились:
анализ условий теплообмена и расчет коэффициентов теплоотдачи от пара к стенке коллектора (паропровода) при различных параметрах пара в нем;
расчет температурных напряжений в стенке коллектора (паропровода) при его прогреве от разных исходных температур металла и охлаждении с номи нальной температуры 500 С;
расчет напряжений от внутреннего давления в коллекторе (паропроводе) при значениях давления пара в нем от стартового (3,0 МПа) до номинального (8,0 МПа);
определение суммарных эквивалентных напряжений в стенке коллектора (паропровода);
расчет циклической прочности паропровода при прогреве и охлаждении;
определение допускаемых скоростей прогрева и охлаждения металла кол лектора (паропровода);
проведение расчетов с учетом концентрации напряжений в коллекторе и с учетом ползучести.
Оценка допускаемого числа циклов [N] по амплитуде переменных напряже ний а производилась по формуле N/[N] + (1,25 с//t)m Dc, где с максимальное местное расчетное напряжение, определенное с учетом ползучести, МПа.
Скорости повышения параметров пара в контурах при пусках Допустимая скорость прогрева каждого из ограничивающих пуск элементов с учетом поврежденности, накопленной за один цикл Пвр, может быть пред ставлена в виде dtнар/d = к (dпар/d) – А(dПвр/d), где dtнар/d скорость изменения температуры наружной поверхности стенки;
dпар/d скорость изменения температуры пара;
к и А коэффициенты про порциональности;
dПвр/d производная от поврежденности за один цикл пуск стационар останов.
Поврежденность за пуск определяется напряжениями, возникающими в дета ли при ее прогреве, которые можно представить в виде линейной комбинации температурных напряжений (t) и напряжений от внутреннего давления (р).
На начальных этапах пусков при малых величинах давления рассматриваются напряжения только от температуры.
Поврежденность при прогреве зависит как от температуры греющего пара и его расхода, так и от разности температур греющего пара и наружной поверх ности стенки и толщины стенки элемента (в начале пуска).
Пвр = к ( tнар)ст.
В основу расчетов на малоцикловую усталость положена гипотеза о линей ном накоплении повреждений в виде ni D, Ni где Ni расчетное предельное количество циклов i-го типа, которому соот ветствует допустимая амплитуда напряжений iа при реализованном числе циклов ni.
Допустимые скорости прогрева-расхолаживания выходных коллекторов па роперегревателей котлов-утилизаторов ПГУ представлены на рис. 9 как унифи цированная зависимость допустимого числа циклов пуск стационар останов от скоростей их прогрева.
Рис. 9. Допустимые скорости прогрева-расхолаживания выходных коллекторов пароперегрева телей котлов-утилизаторов ПГУ Рис. 10. Разность температур по толщине стенки от давления пара в БВД Допустимые разности температур по толщине стенки барабанов в зависимо сти от давления пара в барабане представлены на рис. 10.
Анализ пусков ПГУ из холодного и неостывшего состояния, при которых из быточное давление пара в барабане не превышает 0,1 МПа, показал, что в этих случаях допустимы значения разности температур металла верх-низ барабана ВД на уровне 95100 С (скорость повышения температуры металла верха барабана 11,3 С/мин). Разность температур по толщине стенки барабана, рас считанная по указанным значениям, составляет 22 С (при допустимой разно сти температур по толщине стенки БВД 32 С).
При остановах котлов-утилизаторов, когда температура металла барабанов снижается, разности температур верхней и нижней образующих барабанов до стигают после отключения газовой турбины 6080 С из-за быстрого снижения температуры газов, в то время как давление пара в барабане снижается относи тельно медленно.
Скорость остывания нижней образующей БВД при плановом останове может составлять 0,62 С/мин при максимальной разности температур верх-низ БВД до 80 С. Расчетная эквивалентная величина разности температур по толщине стенки БВД, определенная по указанным значениям, снижается значительно медленнее, со скоростью около 0,41 °С/мин, а разность температур по толщине стенки барабана составляет 11 С при допустимой 14 С.
Максимальная разность температур верха и низа барабана высокого давления при останове котла-утилизатора с полной нагрузки составляет 100105 С при скорости изменения температуры нижней образующей – 33,5 С/мин.
Скорость нарастания давления пара в барабане ограничивается повышением напряжений в стенке и скоростями изменения указанных основных разностей температур.
R 2a t ст 0,5R 2 r 2 r 2 ln, dt r d где а – коэффициент температуропроводности, м /с;
tст – перепад температур по толщине стенки;
R – наружный радиус цилиндра, мм;
r – внутренний радиус цилиндра, мм.
При давлениях пара в барабане, меньших 1,03 МПа, максимально допусти мая скорость изменения давления составляет 0,44 МПа/мин, при больших дав лениях эта скорость не должна превышать 1,0 МПа/мин.
Прогрев паропроводов и деталей паровой турбины Несмотря на относительно невысокую начальную температуру газов после ГТУ, глубокого расхолаживания металла коллектора и паропровода за котлом утилизатором при пусках из горячего состояния не наблюдается из-за малых значений коэффициентов теплоотдачи, т. к. генерация пара в контуре высокого давления начинается на холостом ходу ГТУ, а расход пара на начальной нагрузке не превышает 30 % номинального (4050 МВт, что соответствует начальной нагрузке ГТЭ-160 блока ПГУ-450), при этом максимальные скорости прогрева паропроводов могут достигать 25 С/мин.
Из расчетов выходных коллекторов котлов-утилизаторов блоков ПГУ-450Т и паропроводов получено, что при скорости прогрева (охлаждения) наружной поверхности паропровода ВД (размером 32532 мм) 18 С/мин соответствую щая ей скорость прогрева коллектора не превысит 25 С/мин.
При начальных температурах коллекторов и паропроводов непосредственно за котлами-утилизаторами более 300 С и пусках из неостывшего и горячего состояний ограничения на уровень начальной нагрузки пускаемой ГТУ отсут ствуют.
Пароперепускные трубы высокого давления Наиболее опасным по условиям термопрочности является сечение перепуск ной трубы ВД в зоне соединения с выходным патрубком регулирующего кла пана (РК). Допустимую скорость прогрева перепускных труб целесообразно определять по температуре стенки трубы в зоне дренажа. Она составляет 15 С/мин. Расчет напряжений на внутренней стенке при её прогреве с по стоянной скоростью позволил получить связь максимальных напряжений на внутренней поверхности со скоростью прогрева наружной поверхности трубы в виде:
(Vt) = 4,203Vt 9,45.
С учетом того, что при резком открытии регулирующего клапана соотноше ние максимальных напряжений и скорости прогрева зависит от условий тепло обмена внутри трубы в начальный момент ее прогрева, максимальные напря жения в перепускной трубе в сечении за РК, полученные в расчетах, не превы шают допустимых при условии, что в зоне дренажа скорость прогрева 15 С/мин.
В качестве критических сечений ротора высокого давления рассматривались зона придисковой галтели первой ступени, диафрагменное уплотнение второй ступени, промежуточное уплотнение (для цилиндров с петлевой схемой течения пара). В расчетах учитывались коэффициенты концентрации температурных напряжений, которые составляют для роторов высокого давления около 3,0.
Предельно допустимые значения напряжений в роторах высокого давления определены, исходя из предельного количества циклов пуск стационар останов 10 000 циклов за срок службы и экспериментальные кривые усталости стали Р2МА при изотермическом симметричном цикле напряжений. Из полу ченных результатов следует:
1) зона промежуточного уплотнения наиболее опасная по термоусталости;
2) пуск из холодного состояния наиболее неблагоприятный режим. Допу стимое число таких режимов до появления трещин в зоне промежуточного уплотнения не должно превышать Np = 8460. В других рассмотренных зонах ротора ограничений по числу циклов при этом режиме нет.
В тепловых схемах дубль-блоков ПГУ (например ПГУ-80) применяются компоновки паропроводов ВД: две нитки объединяются в одну через равнопро ходный тройник. В этом случае прогрев самого тройника происходит неравно мерно, особенно при последовательной технологии пуска после открытия глав ной паровой задвижки (ГПЗ) ВД пускаемого первым КУ вплоть до подключе ния второго КУ.
Температура металла участка паропровода от закрытой ГПЗ ВД второго КУ до тройника и нижней образующей бывает близка к температуре насыщения при давлении пара в паропроводе, в то время как участок паропровода ВД вблизи от ГПЗ ВД пускаемого котла интенсивно прогревается расходом пара.
Неравномерность прогрева оценивалась по разности температур металла паро проводов непосредственно за ГПЗ ВД от первого и второго КУ;
она достигает 100150 С (рис. 11).
Рис. 11. Прогрев паропроводов ВД при пуске блока ПГУ-80:
1 температура металла паропровода от КУ1 за ГПЗ2;
2 температура металла паропровода от КУ2 за ГПЗ2;
35 температура металла паропровода к ПТ;
6 температура пара за КУ1;
7 температура пара за КУ2;
8 температура пара перед ПТ;
9 электрическая мощность ГТ-1;
10 электрическая мощность ГТ-2;
11 электрическая мощность ПТ Расчет циклической прочности тройника при таких разностях температур позволил определить, что допустимое число циклов для этого тройника состав ляет 2320 при амплитуде эквивалентных напряжений 266,3 МПа (разность тем ператур 4050 С) (рис. 12). При больших разностях температур, например 100 С, допустимое для тройника число циклов может оказаться существенно меньше (1000).
Рис. 12. Поле напряжений в тройнике при его прогреве в момент подключения второго КУ к пер вому при пуске ПГУ- Рис. 13. Допустимые скорости прогрева корпуса СК ВД паровой турбины Т-125/150-7, На рис. 13 приведены допустимые по условиям циклической прочности ско рости прогрева наружной поверхности стопорного клапана (СК) ВД турбины Т-125/150-7,4.
dtск/d = 0,154 tст – 4.
Подключение контуров пара при последовательных пусках ПГУ Подключение контуров пара актуально в схемах ПГУ с двумя газовыми турбинами со своими котлами-утилизаторами и одной паровой турбиной. Для такой конфигурации тепловой схемы (как и для тепловой схемы паросилового дубль-блока) имеется возможность работы блока с неполным составом основ ного оборудования, когда один из двух котлов-утилизаторов остановлен.
Регламентированная заводом-изготовителем паровой турбины разность тем ператур пара высокого давления в паропроводах 20 С может быть выдержа на при непрерывном пуске ПГУ-450 по параллельной технологической схеме.
В тех случаях, когда блок пускается по последовательной технологической схеме или длительное время работает под нагрузкой с неполным составом обо рудования и номинальной температурой газов после газовой турбины при за пуске второго полублока, разность температур пара по ниткам паропроводов, как правило, составляет 3040 С, которая усугубляется отсутствием средств их регулирования.
На практике необходимо либо выполнять длительную по времени выдержку до подключения второго пускаемого КУ, либо снижать нагрузку работающей ГТУ до выравнивания параметров в трактах, либо прикрывать регулирующие клапаны ВД паровой турбины.
Термонапряженное состояние корпусов стопорных клапанов высокого дав ления не ограничивает режимы подключения второго пускаемого котла утилизатора к работающему первому при разностях температур пара по ниткам паропроводов ВД 50 С.
При заполнении питательной водой с температурой 160170 С перед пуском второго котла-утилизатора в тепловых схемах дубль-блоков следует обосновать надежность входного коллектора экономайзера высокого давления. Сразу после подачи воды в коллектор, имеющий низкую начальную температуру (в расче тах 20 С), происходит резкое возрастание температурных напряжений тем бо лее значительное, чем больше расход поступающей воды. Максимальная ин тенсивность температурных напряжений на внутренней поверхности коллекто ра составляет ~380 МПа.
Расчетами показано, что допустимое число режимов подачи холодной пита тельной воды в горячий коллектор, нагретый до температуры 300 °С, при пус ках из горячего состояния с сохраненным давлением в барабане высокого дав ления составляет ~1200.
В третьей главе приведены результаты исследования технологии пуска ПГУ.
Требования к режимам пусков оказались существенно отличающимися от ба зовых энергоустановок и соответствуют полупиковым.
Из-за быстрого остывания высокотемпературных узлов котлов-утилизаторов количество пусков из холодного и близких к нему состояний ПГУ оказывается значительно большим, чем регламентировано требованиями к маневренности, и может превышать 1000 за срок службы.
Подготовительные операции к пуску ПГУ При пусках из холодного состояния этап подготовки тепловой схемы ПГУ не оказывает влияния на продолжительность последующих пусковых операций, в то время как при пусках из горячего состояния этот этап существенно изменя ет исходное тепловое состояние паропроводов таким образом, что паровая тур бина к моменту пуска ГТУ имеет большую температуру, чем температура выходного коллектора пароперегревателя котла и паропроводов за ним. Темпе ратурное состояние этих элементов тракта высокого давления определяется давлением в БВД, которое для вертикальных двухконтурных барабанных кот лов-утилизаторов снижается до атмосферного за 1416 ч и после этого соответ ствует холодному состоянию.
Например, подготовка к запуску систем смазки, температура масла в которых перед пуском должна составлять не менее 35 С, при отсутствии в схемах мас лоснабжения специальных средств для его нагрева может продолжаться до 120 мин (при наличии нагревателя 3040 мин).
При пусках ПГУ наиболее существенным, определяющим продолжитель ность подготовительного к пуску этапом являются заполнение котла-утилиза тора и предпусковая деаэрация воды с разогревом ее до 100104 С, необходи мая для защиты от коррозионных явлений.
Наличие в схемах деаэраторов позволяет удалять кислород из воды до пода чи ее в КУ. Продолжительность этого этапа может составлять более 23 ч глав ным образом из-за того, что расход пара для нагрева воды невелик. Применение деаэраторов, размещенных непосредственно на барабанах низкого давления, приводит к тому, что контур и барабан котла-утилизатора должны быть запол нены недеаэрированной холодной водой, нагрев которой производится непо средственно в барабане НД.
На рис. 14 показана зависимость концентрации кислорода в воде от давления пара (1) над поверхностью воды и от температуры воды (2). При давлении пара около 27 кПа концентрация кислорода не превышает 50 мкг/кг.
Рис. 14. Зависимость содержания растворенного кислорода в конденсате после конденсатора Из рис. 14 видно, что уже при температурах конденсата около 4050 °С и давлении в конденсаторе на уровне 15 кПа содержание кислорода в конденсате не превысит 30 мкг/кг. Конденсат можно деаэрировать при его движении через газовый подогреватель конденсата (ГПК) мимо заполненных контуров КУ.
В этом случае конденсат нагревается горячими газами после ГТУ и продолжи тельность его нагрева до температуры около 50 °С при работе ГТУ на холостом ходе не превышает 1520 мин. При наличии в схеме водо-водяных теплобмен ников (ВВТО) нагрев конденсата можно выполнять в них благодаря теплу об ратной сетевой воды.
Если в тепловой схеме ПГУ имеется рециркуляция конденсата после ГПК в конденсатор паровой турбины, появляется дополнительная возможность от носительно быстрого нагрева конденсата до необходимой для его деаэрации температуры.
После окончания операций по нагреву воды производится заполнение конту ров КУ в течение 6080 мин (для тепловой схемы ПГУ с отдельным деаэрато ром).
Продолжительность подготовительных этапов к пускам из холодного состоя ния пока не нормируется, однако для их выполнения до включения автоматиче ской программы пуска ГТУ требуется около 3 ч.
При пусках ПГУ из горячего состояния после коротких по времени простоев (в пределах 1416 ч) часть из указанных выше подготовительных этапов не выполняется, т. к. котел-утилизатор, как правило, остается заполненным водой, системы смазки и регулирования ГТУ и ПТ находятся в работе, зачастую сохраняется вакуум в конденсаторе паровой турбины.
Повышение скорости вращения ГТУ при пуске связано с вентиляцией газо вого тракта котла-утилизатора. Ее продолжительность и интенсивность опреде ляются необходимостью удаления из этого тракта взрывоопасных топливовоз душных смесей и должны минимизироваться для сохранения тепла в металле котла.
Для горизонтального КУ из-за расположения теплого ящика над верхней об разующей газохода требуется более продолжительная вентиляция. Для верти кальных КУ, как показано испытаниями, проведенными на блоке ПГУ-450Т, продолжительность вентиляции может быть уменьшена. При этом отключаю щая (дождевая) заслонка КУ открывается непосредственно перед включением пускового устройства ГТУ.
Начальная нагрузка ГТУ Корректный выбор стартового расхода топлива в ГТУ во многом определяет продолжительность операций по прогреву элементов котла и паропроводов пе ред подачей пара в турбину, надежность толстостенных элементов котла при их предварительном прогреве и пусковые затраты топлива.
Под стартовым (начальным) расходом топлива в энергетической установке р понимается количество тепла с топливом Вт Qн, которое позволяет нагреть теплоноситель в котле-утилизаторе, начать в нем генерацию пара, выполнить предварительный прогрев системы паропроводов между котлом и турбиной и самой турбины, повысить параметры пара до толчковых, подать пар в турби ну, увеличить частоту вращения ее ротора до холостого хода и включить гене ратор ПТ в сеть.
Рис. 15. Номограмма выбора начальной нагрузки ГТЭ-160 для пусков ПГУ- Рис. 16. Номограмма выбора начальной нагрузки ГТУ блоков ПГУ-39 и ПГУ- Номограммы для определения соответствующей ему нагрузки по темпера турному состоянию ЦВД паровой турбины для ПГУ-450 и ПГУ-39 приведены на рис. 15 и 16. Различие этих номограмм связано с особенностями кинемати ческих схем собственно ГТУ: в ПГУ-450 они одновальные, в ПГУ-80 со сво бодной силовой турбиной, а также с характеристиками компрессоров ГТУ при пусках и повышении частоты вращения ротора.
Чтобы при пуске не допускать охлаждения паровой части ПГУ, начальная температура пара должна превышать температуру металла паропровода в его контрольном сечении на выходе из котла-утилизатора. Расчетами на математи ческой модели паропроводов ВД блоков ПГУ-450 показано, что их предвари тельный прогрев со скоростями повышения температуры металла около 20 С/мин производится при пусках из холодного состояния за 3035 мин, неостывшего 25 мин, горячего 1416 мин (рис. 17).
Начальная температура металла, С Рис. 17. Время прогрева паропровода ВД до температуры 350 °С при различных видах пуска:
1 горячий при Тпара = 450 °С;
2 неостывший при Тпара = 450 °С;
3 неостывший при Тпара = 400 °С;
4 холодный при Тпара = 400 °С Рис. 18. Номограмма выбора начальной нагрузки газовой турбины в зависимости от температуры коллектора пароперегревателя ВД ПГУ-450Т С учетом этого номограмма (см. рис. 15) преобразуется в приведенную на рис. 18. В ней вместо температуры корпуса ЦВД в сечении паровпуска исполь зуется температура металла выходного коллектора пароперегревателя ВД кот ла-утилизатора, которая определяется по температуре паропровода ВД на вы ходе из КУ.
В общем случае начальная нагрузка ГТУ представляется в виде зависимости мощности ГТУ от исходной температуры ЦВД (tЦВД), температур барабана ВД (tБВД), выходного коллектора пароперегревателя высокого давления (tКППВД) и наружного воздуха (tнв) в виде:
NГТУ0 = f(tЦВД, tБВД, tКППВД, tнв), а для первого этапа пуска при прогреве КУ и паропроводов до подачи пара в паровую турбину в виде:
NГТУ0 = f(tБВД, tКППВД, tнв).
Другим важным для выбора стартовой мощности ГТУ параметром является температура пара ВД перед подачей его в паровую турбину. Расчетный анализ термонапряженного состояния ротора высокого давления паровых турбин Т-125/150-7,4 показывает, что стартовая температура пара ВД должна быть на 120150 С выше температуры корпуса ЦВД при пусках из неостывшего и го рячего состояний и не менее 350 С при пусках из холодного.
При пусках ПГУ-450 по последовательной технологии подключение второго пускаемого КУ к работающему происходит, как правило, при нагрузке обеих ГТУ блока ПГУ-450 8590 МВт, соответствующей началу открытия ВНА, когда достигается близкая к номинальной температура газов перед котлом утилизатором, и дальнейшее нагружение газовых турбин производится при поддержании постоянной температуры газов за ГТУ открытием ВНА при уве личении расхода топлива в камеры сгорания ГТУ. Для ГТУ типа ГТЭ-160 тем пература пара высокого давления в паропроводах за котлами-утилизаторами может достигать 500 С.
На рис. 19, а и б представлены графики-задания пусков из холодного состоя ния по последовательной и параллельной технологическим схемам.
При запуске второй ГТУ и котла-утилизатора в тех случаях, когда полублок длительное время работает под нагрузкой с неполным составом оборудования (1ГТУ+1КУ+ПТ) при номинальной температуре газов после газовой турбины, температура пара высокого давления за котлом-утилизатором и в паропроводах ВД близка к номинальной. Из-за отдачи тепла менее нагретым деталям пускае мого котла и паропроводов температура его пара перед паровой турбиной ока зывается несколько ниже и составляет 460470 С (рис. 20), а разность темпе ратур пара по ниткам паропроводов может достигать 3040 С (рис. 21).
а) б) Рис. 19. График-задание пуска блока ПГУ-450 из неостывшего состояния при параллельном (а) и последовательном (б) нагружении обеих ГТУ Рис. 20. Соотношение температуры газов после ГТУ и температуры пара ВД после КУ Время, ч, мин Рис. 21. Соотношение температур пара ВД до и после смешения:
1 – температура газа на входе в КУ-1;
2 – температура газа на входе в КУ-2;
3 – температура пара ВД от КУ-1 к ПТ;
4 – температура пара ВД от КУ-2 к ПТ Подключение пара контура низкого давления к паровой турбине определено поставщиками при нагрузках паровой турбины около 30 %.
Дополнительным условием для паровых турбин типа Т-125/150-7,4 является разность температур пара в контуре и камере паровпуска низкого давления и составляет не более 35 С, что приводит к некоторой задержке нагружения ПТ и блока. Как видно из приведенной на рис. 22 зависимости, такое условие вы полняется при нагрузках ПТ этого типа 4550 МВт, где разность температур пара (С) в контуре НД и за 16-й ступенью ЦВД паровой турбины уменьшается до 35 С t tп t16 ст.
НД Размерность температур пара, С Рис. 22. Разности температур пара в контуре и камере паровпуска НД при различных нагрузках паровой турбины Т-125/150-7, Для паровой турбины Т-10/11-5,3 КТЗ ПГУ-39 аналогичная зависимость по казана на рис. 23. Подключение пара контура НД к паровой турбине и в этом случае производится при нагрузке около 30 % номинальной.
В основу исследований характеристик маневренности ПГУ была положена методология проведения режимных испытаний, включающая все необходимые мероприятия для получения исходных данных о температурном состоянии и скоростях изменения температуры металла и пара паросиловой части ПГУ для последующего расчетного анализа надежности толстостенных элементов котла-утилизатора паропроводов и деталей паровой турбины.
Разность температур пара, С Мощность ПТ, МВт Рис. 23. Температуры пара в контуре и камере паровпуска НД при различных нагрузках паровой турбины Т-10/11-5,3:
1 – температура пара за 8-й ступенью;
2 – температура пара НД;
3 – разность температур пара в контуре и камере подвода Рис. 24. Пуск из горячего состояния блока ПГУ-450 при параллельной схеме пуска ГТУ В результате режимных испытаний действующих ПГУ разработаны пути со кращения продолжительности пусков из горячего состояния до 30 мин, выра зившиеся в соответствующих графиках-заданиях (рис. 24).
В четвертой главе представлены результаты исследования режимов эксплуатации ПГУ мощностью 450 и 80 МВт под нагрузкой.
Блок ПГУ-450 на номинальном режиме развивает мощность 460 МВт (ГТУ около 155 МВт, NГТУ = 310 МВт;
ПТ более 150 МВт). КПД ПГУ составляет 50,3 %, расходы отработавших в каждой ГТУ газов на входе в котел-утилизатор 510 кг/с, их температура 530 С. При охлаждении газов в двух КУ генерируется и перегревается 450 т/ч пара высокого давления с температурой 510 С и 50 т/ч пара низкого давления с температурой 215 С.
Зависимости основных параметров и показателей от нагрузки ПГУ приведе ны на рис. 25.
На номинальном режиме при температуре наружного воздуха 15 °С блок ПГУ-80 с два ГТУ развивает мощность 80 МВт (ГТУ 28,5 МВт, NГТУ = 57 МВт;
ПТ – более 23 МВт). Зависимости основных параметров и показателей от нагрузки ПГУ на рис. 26.
Рис. 25. Зависимость основных параметров и показателей от нагрузки ПГУ- КПД ПГУ составляет 47,5 %;
расход отработавших в каждой ГТУ газов на входе в канал-утилизатор 90 кг/ c;
их температура 515 °С. При охлаждении газов генерируется и перегревается до 470 °С в двух КУ 75 т/ч пара высокого и 15 т/ч низкого давления с температурой 220 °С.
Характеристикой маневренности ПГУ является регулировочный диапазон нагрузок Nрд = Nном – Nмин и связанные с этим понятием технологический мак симум и минимум нагрузки, технический минимум нагрузки и ограничения мощности.
Рис. 26. Зависимость основных параметров и показателей от нагрузки ПГУ- Для ПГУ вследствие существенного влияния на мощность ГТУ температуры наружного воздуха номинальное и максимальное значения мощности и верхняя граница регулировочного диапазона нагрузок будут возрастать с понижением температуры (рис. 27).
Ограничениями при низких зимних температурах является рост механиче ских напряжений в лопатках газовой турбины и перегрузка электрогенератора.
При температурах 5 °С tнар +5 °С и высокой влажности (более 80 %) наружного воздуха возникает опасность образования льда на деталях всасыва ющего тракта и лопатках первой ступени компрессора. Предотвращение ее пу тем перепуска сжатого воздуха с выхода на вход в компрессор вызывает сни жение мощности и КПД ГТУ и ПГУ.
Рис. 27. Зависимость мощности и КПД ПГУ-450 от температуры наружного воздуха При снижении температуры наружного воздуха до 5 °С мощность ГТЭ- повышается до 170 МВт вследствие увеличения расхода воздуха и относитель ного снижения работы сжатия в компрессоре. При более низких наружных тем пературах мощность ГТУ ограничивается по прочностным соображениям пу тем прикрытия ВНА компрессора и сохранения примерно постоянного расхода воздуха.
Диапазон частичных нагрузок, которые реализуются при постоянной темпе ратуре газов перед котлом, при этом уменьшается, а технологический минимум нагрузки растет.
Ограничения технологического минимума связаны, прежде всего, с экологи ческими обстоятельствами. Для снижения выбросов оксидов азота на рабочих режимах ГТУ в их камерах сгорания осуществляется кинетическое сжигание топливовоздушной смеси, приготовленной с высокими избытками воздуха. При увеличении избытков воздуха, которое происходит при снижении нагрузки, устойчивость такого горения может нарушаться. Поэтому чего при нагрузках 80–90 МВт производится переключение потоков топлива в камеры сгорания так, чтобы оно смешивалось с воздухом в объеме горения, а процесс горения носил диффузионный характер. Выбросы оксидов азота при этом резко возрас тают (рис. 28).
Техническими условиями на поставку паровой турбины для ПГУ-450 не ограниченная по времени работа блока в пределах регулировочного диапазона нагрузок не должна приводить к снижению температуры пара высокого давле ния до 420 °С. С учетом допускаемых в паросиловых энергоблоках на квази стационарных режимах колебаний температуры пара в ±20 °С и разницы тем ператур газов перед котлом-утилизатором и пара на выходе из него, равной при пониженных нагрузках 20–25 °С, температура отработавших в ГТУ газов на нижней границе регулировочного диапазона не должна быть ниже 460–465 С.
Рис. 28. Условия работы камеры сгорания ГТЭ-160 и концентрация NOx и СО в продуктах сгора ния при различных режимах:
1 – диффузионный;
2 – кинетический;
3 – переходный В действительности, снижение температуры отработавших в ГТУ газов при снижении мощности газовой турбины после полного прикрытия ВНА, приво дящее к соответствующему снижению температуры пара высокого давления, не создает при работе парового контура на скользящем давлении опасности эрози онного износа рабочих лопаток последней ступени паровой турбины, т. к.
влажность пара там не растет, а уменьшается (рис. 29).
Рис. 29. Зависимость относительной влажности за последней ступенью от мощности ПТ Т-125/150-7,4 при работе на скользящем давлении пара ВД Предельными оказываются температуры газов, при которых генерация пара приемлемых параметров в котле-утилизаторе становится просто невозможной.
По экономическим соображениям ПГУ-450 целесообразно эксплуатировать на режимах с КПД 40 %, более высокими, чем например на газомазутных паровых энергоблоках СКД, и соответствующими нагрузками ПГУ NПГУ 0,4NПГУном, или 200 МВт при полной схеме и 100 МВт в режиме полублока (см. рис. 25). КПД ПГУ выше 35 % сохраняется до нагрузок и 70 МВт соответственно. Принципиальных технических препятствий для сни жения нагрузок до такого уровня нет.
Выполненные при проведении работы испытания показали, что скорости из менения нагрузки ГТУ и паровой турбины не одинаковы. Например, в ПГУ- при скорости изменения нагрузки ГТЭ-160, равной 11 МВт/мин, в ПТ она со ставляет 57 МВт/мин из-за влияния тепловой инерции парового тракта КУ.
Суммарная скорость изменения мощности блока ПГУ-450 составляет 2729 МВт/мин.
Усреднение допустимой скорости изменения нагрузки уменьшает маневрен ные возможности ПГУ, т. к. в начале переходного процесса допустимы зна чительно большие скорости до достижения предельно допустимых напряжений в критических деталях. После этого повышение нагрузки должно произ водиться со скоростью, при которой эти напряжения остаются на допустимом уровне.
В целом полученный на различных ПГУ опыт позволяет рекомендовать сле дующие количественные показатели маневренности парогазовых установок:
нижний предел регулировочного диапазона (технологический минимум) 50 % номинальной мощности ПГУ;
технический минимум нагрузки, в % номинальной мощности ПГУ, при схемах: 1ГТУ + 1ПТ – 50 %;
2ГТУ +1ПТ – 25 %;
3ГТУ + 1ПТ – 17 %;
скорость изменения нагрузки в пределах регулировочного диапазона – 68 % номинальной мощности ПГУ в минуту;
расчетное количество циклов изменения нагрузки за срок службы – не ме нее 20000. Причем, при изменениях нагрузки в пределах регулирования ВНА ГТУ, т. е. при неизменной температуре выхлопных газов, количество циклов вообще не ограничено.
Для парогазовых установок определение скорости изменения мощности в пределах регулировочного диапазона должно пониматься иначе, чем для паро силовых энергоблоков ТЭС. В ПГУ паровая турбина, работающая обычно со скользящим давлением пара в паровом тракте и выполненная с дроссельным парораспределением, разгружается параллельно с газовыми турбинами, но с меньшей скоростью из-за тепловой инерции пароводяного тракта и аккумули рующей способности котлов-утилизаторов.
Схемы ПГУ с использованием двух (трех) ГТУ и котлов-утилизаторов с од ной паровой турбиной позволяют значительно расширить регулировочный диапазон нагрузок путем перехода на режим с остановом одной (или двух) ГТУ, в то же время паровая турбина должна нормально работать с минималь ными мощностями.
Рис. 30. Зависимости КПД ПГУ-450 от нагрузки при работе по полной схеме и с остановом одной ГТУ Возникающие при этом режимы работы ПГУ можно классифицировать как технический минимум нагрузки с отключением части оборудования (одной или двух ГТУ) и снижением мощности оставшегося в работе по схеме 1ГТУ+1ПТ.
Такой подход позволяет существенно повысить КПД ПГУ при небольших нагрузках (рис. 30) и рационально использовать то, что в тепловую схему ПГУ включено оборудование, которому свойственны различные ограничения мини мально допустимых нагрузок:
ГТУ по экологическим и технико-экономическим показателям;
котлов-утилизаторов по надежности гидравлического режима;
паровых турбин по надежности и экономичности.
Влияющим фактором при эксплуатации ПГУ в регулировочном диапазоне является система антиобледенения. На блоках типа ПГУ-450 она выполнена с отбором воздуха за последней ступенью компрессора ГТУ и рециркуляцией его на вход в комплексную воздухоочистительную установку (КВОУ) перед ком прессором для подогрева воздуха перед фильтрами и первыми ступенями ком прессора. Включение в работу производится открытием регулирующего клапа на на трубопроводе рециркуляции в диапазоне температур наружного воздуха от 5 до 5 С при относительной влажности более 80 %.
Влияние антиобледенительных устройств может отличаться в зависимости от их конструкции и принципа действия. Использование воздуха из компрессора ГТЭ-160 при включении в работу антиобледенительного устройства в диапа зоне температур наружного воздуха –5 …+5 С вызывает снижение мощности двух ГТУ на 1518 МВт и соответствующее снижение мощности ПГУ, пока занное на рис. 31.
В ГТУ других типов, например GT13E2, используется промежуточный кон тур нагрева, в котором греющей средой является обратная сетевая вода с тем пературой 5070 С. В этом случае наружный воздух подогревается без вмеша тельства в работу ГТУ, потери при работе таких антиобледенительных систем снижаются.
Температура наружного воздуха, С Рис. 31. Регулировочный диапазон нагрузок энергоблока ПГУ-450Т в конденсационном режиме с учетом влияния антиобледенительного устройства Скорости изменения нагрузки ПГУ в пределах регулировочного диапазона нагрузок определяются скоростями изменения мощности газовых турбин, при которых ограничения скорости изменения нагрузки оборудованием КУ и ПТ отсутствуют.
На теплофикационных режимах верхняя граница регулировочного диапазона нагрузок понижается из-за уменьшения мощности паровой турбины соответ ственно количеству пара отобранного для нагрева сетевой воды.
Для ПГУ-450 зависимость мощности паровой турбины Т-125/150-7,4 от дав ления пара в отборе на ПСГ-2 представляется в виде NПТ = NПТ К 21,26 ротб, а мощности блока в виде NПГУ = NГТУ + NПТ К (1 0,141ротб).
Значения максимальной мощности блока представлены на рис. 32.
Паровая часть бинарных ПГУ эксплуатируется, как правило, со скользящим давлением пара ВД, а паровые турбины таких ПГУ выполняются без регулиру ющей ступени, с дроссельным парораспределением.
Режимы переменного (скользящего) давления в паровом контуре ПГУ харак теризуются постоянным положением регулирующих клапанов паровой турбины и изменением давления пара в контурах КУ при изменениях расхода топлива в камеры сгорания газовых турбин.
Рис. 32. Изменение мощности паровой турбины ПГУ-450Т в конденсационном и теплофикацион ном режимах в зависимости от температуры наружного воздуха Как сопловое, так и дроссельное парораспределение паровой турбины позво ляют обеспечить достаточно высокие экономические показатели во всем диапа зоне изменения нагрузки паровой турбины и энергоблока в целом.
Выигрыш от использования дроссельного парораспределения при работе паровой турбины ПГУ на сниженных нагрузках и скользящем давлении в кон туре ВД определяется меньшими потерями в регулирующих клапанах и первой ступени, что делает его предпочтительным.
При использовании скользящего давления в контуре низкого давления и ра боте с полным открытием регулирующих клапанов НД минимальная нагрузка паровой турбины ПГУ может быть ниже, чем при использовании скользящего давления только в контуре ВД.
Динамические характеристики ПГУ Устойчивость ПГУ при нанесении тех или иных возмущений зависит от:
скорости изменения нагрузки в эксплуатационном режиме (в пределах регу лировочного диапазона нагрузок);
способности ПГУ и ее отдельных электрогенераторов удерживать нагрузку собственных нужд или холостой ход после сбросов нагрузки;
способности быстро изменять мощность при отклонениях частоты сети от номинальной в ту или иную сторону.
Динамические свойства ПГУ характеризуются главным образом изменением мощности ГТУ в качестве ее реакции на возмущение по топливу, которая быст ра и практически безынерционна. В то же время паровая турбина воспринимает возмущения через котел-утилизатор с некоторым запаздыванием, связанным с его тепловой инерцией, вследствие которой возмущение по топливу приводит сначала к изменению мощности ГТУ и лишь через некоторое время к измене нию мощности генератора ПТ.
Эксплуатация ПГУ в режиме постоянной готовности к компенсации измене ний частоты сети в энергосистеме требует соответствующего снижения мощно сти энергоблока для создания ее резерва. Паровая турбина при этом должна иметь некоторый запас на открытие регулирующих клапанов (РК) для измене ния мощности при изменении частоты сети.
При сопловом парораспределении такой запас на открытие РК не вызывает заметного снижения экономичности ПТ из-за парциального подвода пара, а при дроссельном – наоборот, потребует некоторого дополнительного прикрытия РК. При этом, например, характеристика парораспределения ВД турбины Т-125/150-7,4, используемой в ПГУ-450Т такова, что прикрытие РК ВД со до 85 % практически не влияет на ее мощность и температуру пара в проточной части и позволяет эксплуатировать турбину с не полностью открытыми регули рующими клапанами также без заметных потерь экономичности.
При испытаниях на сброс нагрузки оборудования ПГУ с одновальными ГТУ эти ГТУ и паровая турбина во всех случаях сохраняли номинальную частоту вращения и готовность к включению их генераторов в сеть и последующей работе под нагрузкой (повышение частоты вращения ГТУ и ПТ не превышало 4,5 % номинальной).
При сбросах нагрузки двухвальных ГТУ (в составе ПГУ-39 или ПГУ-80) с отключением их генераторов от сети и удержанием ГТУ на холостом ходу ха рактерные для этих ГТУ температуры отработавших газов позволяют сохранять паровую турбину под нагрузкой около 30 % и удерживать собственные нужды блока и станции благодаря паровой турбине (рис. 33).
Рис. 33. Сброс нагрузки двух ГТУ блока ПГУ-80 с удержанием нагрузки собственных нужд гене ратором паровой турбины:
1 – частота вращения ГТУ1;
2 – частота вращения ГТУ2;
3 – частота вращения ПТ;
4 – мощность ГТУ1;
5 – мощность ГТУ2;
6 – мощность ПТ При сбросах полной нагрузки в некоторых элементах пароводяного тракта возникают большие градиенты температур и температурные напряжения, вы зывающие значительное накопление повреждаемости и исчерпание их ресурса.
В табл. 8 приведены результаты расчета циклической прочности выходного коллектора пароперегревателя ВД блока ПГУ-450Т при сбросах нагрузки.
Таблица Результаты расчета малоцикловой усталости выходного коллектора пароперегревателя ВД КУ ПГУ-450 при сбросах нагрузки Сброс нагрузки и пуск из различных состояний Режим холодного неостывшего горячего а, МПа 260,55 252,46 208, tр, С 502,9 505,90 502, [N] 1280 1348 141 213 N 3 5 Число сбросов нагрузки за год Переходный процесс при сбросе нагрузки блока ПГУ-450Т без отключения одной ГТУ от сети с сохранением на ней нагрузки собственных нужд и рабо тающим остальным оборудованием блока иллюстрируется рис. 34. Возмуще ние, вызванное резким изменением количества тепла, поступающего от этой ГТУ в котел-утилизатор после сброса нагрузки, хотя и привело к снижению давления пара в БВД на 33,5 МПа, однако не вызвало аварийной ситуации.
Рис. 34. Сброс нагрузки одной ГТУ блока ПГУ-450Т Как видно из рис. 34 через 4 мин после сброса нагрузки генератор ГТУ был успешно включен в сеть и ГТУ нагружена до базовой нагрузки.
Расхолаживание паровой турбины и паропроводов ПГУ Продолжительность естественного остывания паровых турбин энергоблоков 200300 МВт до температуры горячих цилиндров 150–170 °С, при которой возможна разборка тепловой изоляции и ремонт турбины, может достигать 150200 ч.
При разгружении ПГУ-450Т температуры поступающих в котел-утилизатор газов и соответственно пара высокого давления снижаются до 250 °С. Это поз воляет значительно быстрее, чем на паровых установках, расхолаживать обору дование.
Температура, С Мощность, МВт Время, ч:мин Рис. 35. Расхолаживание паром под нагрузкой паропроводов и паровой турбины при останове блока № 4 ПГУ-450 ТЭЦ-22 Южная ТГК-1:
1 температура свежего пара от КУ-2 перед ГПЗ2;
2 температура свежего пара перед ГПЗ КУ-1;
3 температура металла внутреннего корпуса ЦВД;
4 температура металла низа ЦВД в зоне паровпуска ВД;
5 температура металла верха ЦВД в зоне паровпуска ВД;
6 относительное расши рение ротора ЦВД;
7 активная мощность генератора ПТ;
8 активная мощность генератора ГТУ1;
9 активная мощность генератора ГТУ Эффективность принудительного расхолаживания паропроводов и паровой турбины паром под нагрузкой при останове блока ПГУ-450Т иллюстрируется рис. 35. Для снижения температуры ЦВД до 170 С требуется 79 ч.
Выводы Экспериментальное и расчетное исследование работы головных бинарных ПГУ разных типов и их оборудования на пускоостановочных режимах под нагрузкой, проведение на этой основе пусконаладочных работ и разработка эксплуатационной документации обеспечили все требования поставщиков и надежную регулярную эксплуатацию новых для отечественных электростан ций электроустановок.
Для достижения этих результатов, кроме исследований на промышленных объектах, были разработаны физические модели и проведено компьютерное моделирование прочности и долговечности (расходования ресурса) критиче ских узлов паровой части ПГУ, испытывающих наибольшие теплосмены при изменениях режимов. К числу их относятся: барабаны ВД, выходные высоко температурные коллекторы ВД и СД, коллекторы экономайзера котлов-утили заторов, корпуса стопорных клапанов, перепускные трубы, цилиндр и ротор ВД паровой турбины, высокотемпературные паропроводы и тройники на них.
Дли идентификации моделей и результатов расчета использовались получен ные на объектах экспериментальные данные и характеристики.
Использование при моделировании современных вычислительных методов и программ позволило получить существенно менее консервативные, чем ранее для паровых энергоблоков результаты.
При выполнении диссертации впервые получены закономерности, характе ризующие связь параметров и показателей бинарных ПГУ с преобладающей долей мощности высокотемпературных газовых турбин на пускоостановочных и рабочих режимах, обогатившие теоретические знания в области схем, режи мов эксплуатации, алгоритмов управления и ресурса критических деталей обо рудования ПГУ.
На их основе разработаны режимные, конструктивные и схемные мероприя тия, устраняющие обнаруженные при освоении бинарных ПГУ трудности и позволяющие оптимизировать их схемы, оборудование и технологию эксплуа тации с существенным повышением маневренности без уменьшения ресурса и готовности ПГУ:
1. На отечественных электростанциях освоены и нормально эксплуатируются бинарные ПГУ с преобладающей долей мощности высокотемпературных газо вых турбин. Они выполнены по разным схемам, с различным составом и мощ ностью оборудования. В широком диапазоне режимов удельные расходы тепла этих ПГУ на 2025 % ниже, чем на паровых блоках СКД. Они обладают хоро шей маневренностью, пускаются и изменяют нагрузки намного быстрее тради ционных паровых энергоблоков. Экономические преимущества ПГУ сохраня ются и при работе с теплофикацией. При таких же, как и на паровых ТЭС, об щих коэффициентах использования тепла топлива (8590 %), выработка элек троэнергии на тепловом потреблении в ПГУ вдвое выше. Отборы пара на подо грев сетевой воды снижают мощность ПГУ на 510 %, ее отношение к полному расходу тепла топлива сохраняется на уровне 4547 %.
2. Для освоения и обеспечения регулярной эксплуатации этих ПГУ:
разработаны и обоснованы технологии и графики-задания пусков из различ ных тепловых состояний и остановов ПГУ;
разработаны методики исследования режимов ПГУ и их оборудования, тем пературного и напряженного состояния и прочности его критических узлов и деталей при прогреве и остывании;
проведено математическое моделирование и определено расходование ре сурса этих узлов при переменных режимах;
исследована работа ПГУ в регулировочном диапазоне нагрузок, определены ограничивающие этот диапазон сверху и снизу факторы и пути его расширения;
установлены и реализованы в алгоритмах управления режимами ПГУ и нормативных документах ограничения, вытекающие из результатов исследо ваний.
3. Впервые исследованные в диссертации режимные закономерности и их связь с термонапряженным состоянием и долговечностью деталей парового контура представляют научную ценность.
4. Разработанные при освоении головных отечественных бинарных ПГУ ори гинальные технические решения создали основу для совершенствования их схем и оборудования с существенным повышением маневренности.
5. Результаты проведенных исследований прошли опытную проверку на дей ствующем оборудовании блоков ПГУ-450, ПГУ-230, ПГУ-39 и ПГУ-80, внед рены на станциях и вошли в эксплуатационную документацию в виде инструк ции по эксплуатации с графиками-заданиями пусков из различных тепловых состояний. Они использованы при разработке тепловых и пусковых схем, тех нологии эксплуатации и технологических алгоритмов управления при проекти ровании и вводе в эксплуатацию аналогичных и перспективных парогазовых установок и служат основой для составления отраслевых стандартов.
По теме диссертации опубликованы следующие работы в разных изданиях.
Ведущие рецензируемые научные журналы из перечня ВАК 1. Радин, Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок / Ю.А. Радин // Теплоэнергетика. 2006. № 7. С. 413.
2. Радин, Ю.А. Технология пуска дубль-блока СКД мощностью 300 МВт из холодного состояния с использованием стороннего пара / Ю.А. Радин, В.И. Гомболевский, Ф.Е. Рыжков [и др.] // Электрические станции. 2001.
№ 9. С. 2227.
3. Дядиченко, А.А. Пуски и глубокие разгрузки на скользящем давлении во всем тракте на котлах ТПП-804 блоков 800 МВт Пермской ГРЭС / А.А. Дяди ченко, Л.Д. Соколов [и др.] // Электрические станции. 1995. № 10. С. 2630.
4. Шварц, А.Л. Промышленные испытания при освоении пусков на сколь зящем давлении во всём пароводяном тракте котла сверхкритического давления энергоблока Т-250 / А.Л. Шварц, В.И. Гомболевский, Ю.А. Радин [и др.] // Теп лоэнергетика. 2000. № 8. С. 913.
5. Радин, Ю.А. Анализ особенностей режимов пуска теплофикационного блока мощностью 250 МВт с подачей стороннего пара на ПТН / Ю.А. Радин, В.И. Гомболевский, Б.Н. Носов [и др.] // Электрические станции. 2000.
№ 6. С. 1215.
6. Радин, Ю.А. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т / Ю.А. Радин, И.Н. Писковацков, А.В. Чугин [и др.] // Теплоэнергетика. 2002. № 9. С. 611.
7. Радин, Ю.А. О подключении второго котла-утилизатора к работающему первому в условиях тепловых схем ПГУ с двумя ГТУ и одной паровой турби ной / Ю.А. Радин, И.А. Гришин, Т.С. Конторович [и др.] // Электрические стан ции. 2006. № 2. С. 1117.
8. Невзгодин, В.С. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазо вых установок большой мощности / В.С. Невзгодин, Ю.А. Радин, М.А. Панько // Теплоэнергетика. 2007. № 10. С. 4651.
9. Давыдов, А.В. Проект ПГУ-230 для ТЭС Геллер / А.В. Давыдов, Ю.А. Ра дин, М.Н. Ильин [и др.] // Электрические станции. 2010. № 4. С. 1422.
10. Радин, Ю.А. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме / Ю.А. Радин, А.В. Давыдов, А.В. Чугин, И.Н. Писковацков // Теплоэнергетика.
2004. № 5. С. 4752.
11. Давыдов, Н.И. Модельные исследования возможности участия ПГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России / А.В. Давыдов, Н.В. Зорченко, Ю.А. Радин // Теплоэнергетика. 2009. № 10. С. 1116.
12. Радин, Ю.А. Особенности эксплуатационных режимов парогазовой уста новки ПГУ-230Т Минской ТЭЦ-3 / Ю.А. Радин, В.И. Гомболевский, А.И. Черт ков [и др.] // Электрические станции. 2010. № 3. С. 2028.
13. Лисянский, А.С. Опыт эксплуатации паровой турбины Т-150-7,7 ЛМЗ в условиях тепловой схемы ПГУ-450 / А.С. Лисянский, Ю.А. Радин // Электри ческие станции. 2005. № 10. С. 5661.
14. Радин, Ю.А. Особенности создания и эксплуатации паровых турбин для парогазовых установок / Ю.А. Радин, Л.Л. Симою // Теплоэнергетика. 2010.
№ 9. С. 711.
15. Радин, Ю.А. Опыт освоения парогазовых энергоблоков ПГУ-450Т / Ю.А. Радин, А.В. Давыдов // Электрические станции. 2009. № 9. С. 2226.
16. Плоткин, Е.Р. Интенсификация предварительного прогрева тракта све жего пара дубль-блока 300 МВт / Е.Р. Плоткин, Ю.А. Радин, В.И. Гомболев ский // Энергетик. 1991. № 5. С. 1213.
17. Радин, Ю.А. Повышение маневренности паротурбинных энергоблоков / Ю.А. Радин, А.Л. Шварц, В.И. Гомболевский, А.В. Колбасников // Теплоэнер гетика. 2001. № 6. С. 2126.