Установившийся режим работы энергосистемы является квазиустановившемся, так как характеризуется малыми изменениями перетоков активной и реактивной мощности, значений напряжений и частоты. Таким образом, в энергосистеме постоянно один установившийся режим работы переходит к другому установившемуся режиму работы. Малые изменения режима работы энергосистемы возникают вследствие увеличения или снижения потребления электроустановок потребителя. Малые возмущения, вызывают реакцию системы в виде колебаний скорости вращения роторов генераторов, которые могут быть нарастающими или затухающими, колебательными или апериодическими. Характер получаемых колебаний определяет статическую устойчивость данной системы. Статическая устойчивость проверяется при перспективном и рабочем проектировании, разработке специальных устройств автоматического регулирования (расчеты и эксперименты), вводе в эксплуатацию новых элементов системы, изменении условий эксплуатации (объединение систем, ввод новых электростанций, промежуточных подстанций, линий электропередачи).

Под понятием статической устойчивости понимают способность энергосистемы восстанавливать исходный или близкий к исходному режим работы энергосистемы после малого возмущения или медленных изменениях параметров режима.

Статическая устойчивость является необходимым условием существования установившегося режима работы системы, но не предопределяет способность системы продолжать работу при возникновении конечных возмущений, например, коротких замыканий, включения или отключения линий электропередачи.

Различают два вида нарушений статической устойчивости: апериодическое (сползание) и колебательное (самораскачивание).

Статическая апериодическая (сползание) устойчивость связана с изменением баланса активной мощности в энергосистеме (изменение разности между электрической и механической мощностями), что приводит к росту угла δ, в результате может произойти выпадение машины из синхронизма (нарушение устойчивости). Угол δ изменяется без колебаний (апериодически), сначала медленно, а затем всё быстрее, как бы сползая (см. рис. 1,а).

Статическая периодическая (колебательная) устойчивость связана с настройками автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) генераторов. АРВ должны быть настроены таким образом, чтобы исключить возможность самораскачивания системы в широком диапазоне режимов работы. Однако, при некоторых сочетаниях ремонтов (схемно-режимной ситуации) и настройках регуляторов возбуждения могут возникнуть колебания в системе регулирования, вызывающие нарастающие колебания угла δ вплоть до выпадения машины из синхронизма. Это явление и называется самораскачиванием (см. рис. 1,б).

Рис.1. Характер изменения угла δ при нарушении статической устойчивости в виде сползания (а) и самораскачивания (б)

Статическая апериодическая (сползание) устойчивость

Первый этап исследования статической устойчивости – это исследование статической апериодической устойчивости. При исследовании статической апериодической устойчивости предполагается, что вероятность колебательного нарушения устойчивости при увеличении перетока по межсистемным связям очень мала и можно пренебречь самораскачиванием. Для определения области апериодической устойчивости энергосистемы производят утяжеление режима работы энергосистемы. Метод утяжеления заключается в последовательном изменении параметров узлов или ветвей, или их групп заданными шагами с последующим расчетом нового установившегося режима на каждом шаге изменения и выполняется до тех пор, пока обеспечивается возможность расчета.

Рассмотрим простейшую схему сети, которая состоит из генератора, силового трансформатора, линии электропередачи и шин бесконечной мощности (см. рис.2).

Рис.2. Схема замещения расчетной цепи

В рассматриваемом простейшем случае электромагнитная мощность, которую можно передать от генератора к шинам бесконечной мощности, описывается следующим выражением:

В записанном выражении переменная представляет собой модуль линейного напряжения на шинах станции, приведенный к стороне ВН, а переменная - модуль линейного напряжения в точке шин бесконечной мощности.

Рис.3. Векторная диаграмма напряжений

Взаимный угол между вектором напряжения и вектором напряжения обозначается через переменную - , для которого в качестве положительного направления принимается направление против часовой стрелки от вектора напряжения .

Следует отметить, что формула для электромагнитной мощности написана в предположении, что генератор снабжен автоматическим регулятором возбуждения, который контролирует напряжение на стороне генераторного напряжения (), а также для простоты выкладок пренебрегли активным сопротивлением в элементах расчетной схемы.

Анализируя формулу для электромагнитной мощности можно сделать вывод, что величина передаваемой мощности в энергосистему зависит от угла между напряжениями. Данная зависимость получила название угловой характеристикой мощности электропередачи (см. рис.4).

Рис.4. Угловая характеристика мощности

Установившийся (синхронный) режим работы генератора определяется равенством двух моментов, действующих на вал турбогенератора (считаем, что можно пренебречь моментом сопротивления, обусловленным трением в подшипниках и сопротивлением охлаждающей среды): момент турбины Мт , вращающий ротор генератора и стремящийся ускорить его вращение, и синхронный электромагнитный момент Мэм , противодействующий вращению ротора.

Допустим, что в турбину генератора поступает пар, который создает крутящий момент на валу турбины (при некотором приближении он равен внешнему моменту Мвн , передаваемому от первичного двигателя). Установившийся режим работы генератора может быть в двух точках: А и Б, так как в данных точках соблюдается баланс между моментом турбины и электромагнитным моментом с учетом потерь.

точке А увеличение/уменьшение мощности турбины на величину ΔP приведет к увеличению/уменьшению угла d, соответственно. Таким образом, сохраняется равновесие моментов, действующих на вал ротора (равенство момента турбины и электромагнитного момента с учетом потерь), и тем самым нарушение синхронной машины с сетью не происходит.

При работе синхронной машины в точке В увеличение/уменьшение мощности турбины на величину ΔP приведет к уменьшению/ увеличению угла d, соответственно. Таким образом, равновесие моментов, действующих на вал ротора, нарушается. В результате либо генератор выпадает из синхронизма (т. е. ротор начинает вращаться с частотой, отличающейся от частоты вращения магнитного поля статора), либо синхронная машина переходит в точку устойчивой работы (точка А).

Таким образом, из рассмотренного примера видно, что простейшим критерием сохранения статической устойчивости является положительный знак у выражения, которое определяет отношение приращения мощности к приращению угла:

Таким образом, область устойчивой работы определяется диапазоном углов от 0 до 90 градусов, а в области углов от 90 до 180 градусов, устойчивая параллельная работа невозможна.

Максимальное значение мощности, которая может быть передана в энергосистему, называется пределом статической устойчивости, и соответствует значению мощности при взаимном угле 90 градусов:

Работа на предельной мощности, соответствующей углу 90 градусов, не производится, так как малые возмущения, всегда имеющиеся в энергосистеме (например, колебания нагрузки), могут вызвать переход в неустойчивую область и нарушение синхронизма. Максимальное допустимое значение передаваемой мощности принимается меньшим предела статической устойчивости на величину коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности.

Запас статической устойчивости для электропередачи в нормальном режиме должен составлять не менее 20%. Значение допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении по данному критерию определяется по формуле:

Запас статической устойчивости для электропередачи в послеаварийном режиме должен составлять не менее 8%. Значение допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении по данному критерию определяется по формуле:

Статическая периодическая (колебательная) устойчивость

Неправильно выбранный закон управления или неправильная настройка параметров автоматического регулятора возбуждения (АРВ) может привести к нарушению колебательной устойчивости. При этом нарушение колебательной устойчивости может происходить в режимах не превышающих предельного режима по апериодической устойчивости, что неоднократно наблюдалось в действующих электроэнергетических системах.

Исследование колебательной статической устойчивости сводится к следующим этапам:

1. Составление системы дифференциальных уравнений, которая описывает рассматриваемую электроэнергетическую систему.

2. Выбор независимых переменных и выполнение линеаризации записанных уравнений с целью формирования системы линейных уравнений.

3. Составление характеристического уравнения и определение области статической устойчивости в пространстве регулируемых (независимых) параметров настройки АРВ.

Об устойчивости нелинейной системы судят по затуханию переходного процесса, который определяется корнями характеристического уравнения системы. Для обеспечения устойчивости необходимо и достаточно, чтобы корни характеристического уравнения имели отрицательные вещественные части.

Для оценки устойчивости применяют различные методы анализа характеристического уравнения:

1. алгебраические методы (метод Рауса, метод Гурвица), основанные на анализе коэффициентов характеристического уравнения.

2. частотные методы (метод Михайлова, Найквиста, D-разбиения), основанные на анализе частотных характеристик.

Мероприятия по повышению предела статической устойчивости

Мероприятия по повышению предела статической устойчивости определяются при анализе формулы для определения электромагнитной мощности (формула записана в предположении, что генератор снабжен автоматическим регулятором возбуждения):

1. Применение АРВ сильного действия на генерирующем оборудовании.

Одним из эффективных средств повышения статической устойчивости является применение АРВ генераторов сильного действия. При использовании устройств АРВ генераторов сильного действия угловая характеристика видоизменяется: максимум характеристики смещается в область значений углов больших 90° (с учетом относительного угла генератора).

2. Поддержание напряжения в точках сети с помощью устройств компенсации реактивной мощности.

Установка устройств компенсации реактивной мощности (СК, УШР, СТК и т.п.) для поддержания напряжения в точках сети (устройства поперечной компенсации). Устройства позволяют поддерживать напряжения в точках сети, что благоприятно сказывается на пределе статической устойчивости.

3. Установка устройств продольной компенсации (УПК).

При увеличении длины линии соответственно возрастает ее реактивное сопротивление и вследствие этого существенно ограничивается предел передаваемой мощности (ухудшается устойчивость параллельной работы). Уменьшение реактивного сопротивления длинной линии электропередачи повышает ее пропускную способность. Для уменьшения индуктивного сопротивления линии электропередачи в рассечку линии устанавливают устройство продольной компенсации (УПК), которое представляет собой батарею статических конденсаторов. Таким образом результирующее сопротивление линии уменьшается, тем самым увеличивается пропускная способность.

ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
ЭНЕРГОСИСТЕМ

Если
статическая
устойчивость
характеризует
установивший режим работы системы, то при
анализе динамической устойчивости выявляется
способность системы сохранять синхронный режим
работы при больших его возмущениях. Большие
возмущения возникают при различных коротких
замыканиях, отключениях линий электропередачи,
генераторов, трансформаторов и т.п. К большим
возмущениям относятся также изменения мощности
крупной нагрузки, потеря возбуждения какого-либо
генератора, включение крупных двигателей. Одним
из следствий возникшего возмущения является
отклонение скоростей вращения роторов генераторов
от синхронной – качания роторов генераторов.

ДИНАМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Если после какого-либо возмущения взаимные углы векторов
примут определённые значения (их колебания затухнут около
каких-либо новых значений), то считается, что динамическая
устойчивость сохраняется. Если хотя бы у одного генератора
ротор начинает проворачиваться относительно поля статора, то
это признак нарушения динамической устойчивости. В общем
случае о динамической устойчивости системы можно судить по
зависимостям f t , полученным в результате совместного
решения системы уравнений движения роторов генераторов. Но
существует более простой и наглядный метод, основанный на
энергетическом подходе к анализу динамической устойчивости,
который называется графическим методом или методом
площадей.

Рассмотрим случай, когда электростанция работает
через двухцепную линию на шины бесконечной
мощности (рис.14.1, а). Условие постоянства
напряжения на шинах системы (U const) исключает
качания роторов генераторов приёмной системы и
значительно
упрощает
анализ
динамической
устойчивости. Схема замещения системы показана
на рис.14.1, б. Генератор входит в схему замещения
переходными сопротивлением X d и ЭДС Eq .

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Мощность, выдаваемая генератором в систему,
равна мощности турбины и обозначена P0
, угол
ротора генератора – 0 . Характеристику мощности,
соответствующая
нормальному
(доаварийному)
режиму, запишем без учёта второй гармоники, что
вполне
допустимо
в
практических расчётах.
Принимая Eq E , получим выражение характеристики
мощности в следующем виде:
E U
P
sin
X d
где
, (14.1)
X d X d X T 1 X L1 // X L 2 X T 2 .
Зависимость для нормального режима приведена на
рис.14.1, г (кривая 1).

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Предположим, что линия L2 внезапно отключается.
Рассмотрим работу генератора после её отключения.
Схема замещения системы после её отключения
показана на рис.14,1, в. Суммарное сопротивление
послеаварийного режима X d (п.а) X d X T 1 X L1 X T 2
увеличится
по
сравнению
с X d (суммарное
сопротивление нормального режима). Это вызовет
уменьшение максимума характеристики мощности
послеаварийного режима (кривая 2, рис.14.1, г).
После внезапного отключения линии происходит
переход
с
характеристики
мощности
1
на
характеристику 2. Из-за инерции ротора угол не
может измениться мгновенно, поэтому рабочая точка
перемещается из точки а в точку b.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

На валу, соединяющем турбину и генератор,
возникает избыточный момент, равный разности
мощности турбины, которая не изменилась после
отключения линии, и новой мощности генератора
Р Р0 Р(0) . Под влиянием этой разности ротор
машины начинает ускоряться, перемещаясь в
сторону больших углов
. Это движение
накладывается на вращение ротора с синхронной
скоростью, и результирующая скорость вращения
ротора будет равна 0 , где 0 – синхронная
скорость вращения; – относительная скорость.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

В результате ускорения ротора рабочая точка
перемещается по характеристике 2. Мощность
генератора возрастает, а избыточный (ускоряющий)
момент (пропорциональный разности Р Р0 Р(0)) –
убывает. Относительная скорость возрастает до
точки с. В точке с избыточный момент становится
равным нулю, а скорость – максимальной.
Вращение ротора со скоростью не прекращается в
точке с, ротор по инерции проходит эту точку и
продолжает движение. Но избыточный момент при
этом меняет знак и начинает тормозить ротор.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Относительная скорость уменьшается и в точке d
становится равной нулю.
Угол в этой точке достигает своего максимального
значения. Но в точке d относительное движение
ротора не прекращается, так как на валу ротора
генератора действует тормозной избыточный момент,
поэтому
ротор
начинает
движение
в
противоположную сторону, т.е. в сторону точки с.
Точку с ротор проходит по инерции, около точки b
угол становится минимальным, и начинается новый
цикл относительного движения ротор. Затухание
колебаний ротора обусловлено потерями энергии при
относительном движении ротора.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Избыточный момент связан с избытком мощности
выражением
М
где
Р
,
– результирующая скорость вращения ротора.
Изменение скорости при качаниях пренебрежимо
мало по сравнению со скоростью 0 , поэтому с
достаточной для практики погрешностью можно
принять 0 , и тогда получаем (выражая М, Р и 0
в относительных единицах) М * Р
0
0 1 .
, поскольку

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Рассматривая
только
относительное
движение ротора и работу, совершаемую при
этом движении, при перемещении ротора на
бесконечно малый угол d избыточный
момент выполняет элементарную работу
М d . При отсутствии потерь вся работа
идёт на изменение кинетической энергии
ротора в его относительном движении.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

В тот период движения, когда избыточный
момент
ускоряет
вращение
ротора,
кинетическая энергия, запасённая ротором в
период его ускорения, будет определяться по
формуле
0
Fуск Рd f abc
0
,
где f abc – заштрихованная площадь abc на
рис.11.1, г.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

Изменение кинетической энергии
торможения вычисляется как
ротора
в
его
m
Fторм Рd f cde
0
.
Площади f abc
и
f cde , пропорциональные
кинетической энергии ускорения и торможения,
называются площадями ускорения и торможения.
В период торможения кинетическая энергия
ротора переходит в потенциальную энергию, которая
возрастает с уменьшением скорости.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

В точке d кинетическая энергия равна нулю, и для
определения максимального угла отклонения ротора
достаточно выполнить условие
max
Fуск Fторм
,
таким образом, при максимальном угле отклонения
площадь ускорения равна площади торможения.
Максимальная возможная площадь торможения
определяется углом кр. Если максимальный угол
превысит значение кр, то на валу ротора генератора
появится ускоряющий избыточный момент (P0 PG) и
генератор выпадет из синхронизма.

Анализ динамической устойчивости простейшей системы графическим методом

На рис.14.1, г площадь cdm – максимальная
возможная площадь ускорения. Определив
её, можно оценить запас динамической
устойчивости.
Коэффициент
запаса
определяется по формуле
Fcdm Fabc
Кз
100%
Fabc
.

Наиболее распространённым видом возмущений, при которых
необходим анализ динамической устойчивости в системе,
является короткое замыкание. Рассмотрим общий случай
несимметричного короткого замыкания в начале линии на
рис.14.2, а. Схема замещения системы для режима КЗ показана
(n)
на рис.14.2, б. Дополнительный реактанс X , включаемый в
точку КЗ, зависит от вида короткого замыкания, и определяется
так же, как и п.2.: Х (2) Х 2 , Х (1) Х 2 Х,0 Х (1,1) Х 2 // Х 0 , где Х 2
и Х 0 – суммарные сопротивления обратной и нулевой
последовательности соответственно. После возникновения КЗ
мощность, передаваемая от генератора в систему, изменится,
как и суммарное сопротивление прямой последовательности,
связывающее генератор с системой.

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

В момент КЗ из-за изменения параметров схемы
происходит переход с одной характеристики
мощности на другую (рис.14.3). Так как ротор
обладает
механической
инерцией,
то
угол
мгновенно измениться не может и отдаваемая
генератором мощность уменьшается до значения Р(0) .
Мощность турбины при этом не изменяется в виду
запаздывания её регуляторов. На роторе генератора
появляется
некоторый
избыточный
момент,
определяемый избытком мощности (Р Р0 Р(0)). Под
действием этого момента ротор генератора начинает
ускоряться, угол увеличивается.

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

Качественно процесс протекает так же, как и в
предыдущем случае внезапного отключения линии.
Поскольку линия L2 , как и любой другой элемент
энергосистемы, имеет защиту, через определённое
время она отключится выключателями В1 и В2. Это
время рассчитывается как
tоткл tсз tвыкл
,
где tсз
– собственно время срабатывания защиты;
tвыкл – время срабатывания выключателей В1 и В2.

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

Времени tоткл соответствует угол отключения КЗ откл.
Отключение КЗ вызывает переход с характеристики
мощности аварийного режима 2 на характеристику
послеаварийного режима 3. При этом меняется знак
избыточного
момента;
он
превращается
из
ускоряющего в тормозящий. Ротор, затормаживаясь,
продолжает движение в сторону увеличения угла изза накопленной в процессе ускорения кинетической
энергии. Это движение будет продолжаться до тех
пор, пока площадь торможения f dcfg не сравняется с
площадью ускорения f abcd .

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

Но движение ротора не прекращается, так как на него
действует
тормозной
избыточный
момент,
определяемый избытком мощности Рторм Р f Р0. Ротор,
ускоряясь, начинает движение в обратную сторону.
Его скорость максимальна в точке n. После точки n
относительная скорость начинает уменьшаться и
становится равной нулю в точке z. Эта точка
определяется из равенства площадок f nefgd и f xnz .
Вследствие потерь энергии колебания ротора будут
затухать около нового положения равновесия
послеаварийного режима – точки n.

Динамическая устойчивость при коротких замыканиях в системе

При трёхфазном коротком замыкании в начале линии
взаимное
сопротивление
схемы
становится
бесконечно большим, так как сопротивление
реактанса Х (3) 0 . При этом характеристика мощности
аварийного режима совпадает с осью абсцисс
(рис.14.4).
Ротор
генератора
начинает
своё
относительное движение под действием избыточного
момента, равного механическому моменту турбины.
Дифференциальное уравнение движения ротора при
этом имеет вид
Tj
d 2
dt
2
Р0
.
(14.4)

Анализ трёхфазного КЗ графическим методом

Это уравнение является линейным
аналитическое решение. Перепишем
(14.4) в следующем виде
d Р0
2
dt T j
dt
и имеет
уравнение
d 2
,
откуда взяв интеграл от левой и правой частей,
получим
Р0
t c1
Tj
.
(14.5)

Анализ трёхфазного КЗ графическим методом

При t 0 относительная скорость ротора 0 и,
следовательно, c1 0 . Проинтегрировав ещё раз
(14.5), получим
Р0 t 2
c2
Tj 2
.
Постоянная интегрирования c2 определяется из
условий: 0, c2 0при t 0. Окончательно зависимость
угла от времени имеет вид
2
Р0 t
0
Tj 2
.(14.6)

Анализ трёхфазного КЗ графическим методом

Предельный угол отключения трёхфазного КЗ может
быть определён из выражения (14.3), упрощённого
условием Рmax 2 0:
cos откл.пр
Р0 кр 0 Рmax 3 cos кр
Рmax 3
.

Анализ трёхфазного КЗ графическим методом

Предельное время отключения при трёхфазном КЗ
определится из выражения (14.7):
tоткл.пр
2T j откл.пр 0
Р0
.

Уравнение движения ротора нелинейно и не может
быть решено аналитически. Исключением является
полный сброс мощности в аварийном режиме, т.е.
Рав. max 0 , рассмотренный выше. Уравнение
(14.4)
решается
методами
численного
интегрирования. Одним из них является метод
последовательных интервалов, иллюстрирующий
физическую картину протекания процесса.
В соответствии с этим методом весь процесс качания
ротора генератора разбивается на ряд интервалов
времени t и для каждого из них последовательно
вычисляются приращение угла.

Решение уравнения движения ротора методом последовательных интервалов

В момент КЗ, отдаваемая генератором мощность
падает и возникает некоторый избыток мощности Р(0) .
Для малого интервала времени t можно допустить,
что избыток мощности в течение этого интервала
остаётся неизменным. Интегрируя выражение (14.4),
в конце получим в конце первого интервала
d
t 2
V(1) (0) t c1 , (1) (0)
c2 .
dt
2

Решение уравнения движения ротора методом последовательных интервалов

Относительная скорость ротора в момент КЗ равна
нулю (c1 0), и поэтому относительная скорость
ротора в конце первого интервала равна V(1) . При
t 0 угол 0 , поэтому c2 0 . Ускорение 0 может
быть вычислено из (9.1):
0
Р(0)
Тj
,
отсюда следует
(1)
Р(0) t 2
Тj 2
.

Решение уравнения движения ротора методом последовательных интервалов

Здесь угол и время выражены в радианах. В
практических расчётах угол выражается в градусах, а
время – в секундах:
(град)
t(c)
360 f
0
t(рад)
(0)
(рад)
, (14.8)
. (14.9)

Решение уравнения движения ротора методом последовательных интервалов

Используя (14.8) и (14.9) и учитывая, что
Т j (c)
Т j (рад)
0
,
получаем
(1)
P(0)
360 f t P(0)
0
0 K
Tj
2
2
2
,
где
360 f t 2
K
Tj
.
(14.10)

Решение уравнения движения ротора методом последовательных интервалов

Ускорение, создаваемое во втором интервале,
пропорционально избытку мощности в конце первого
интервала Р(1) . При вычислении приращения угла в
течение второго интервала необходимо учесть то,
что кроме действующего в этом интервале ускорения
(1) ротор уже имеет в начале интервала скорость V(1) :
(2) V(1) t
где
(1) t 2
2
V(1) t K
P(1)
, (14.11)
2
Р(1) P0 Pmax sin 1
.

Ускорение (0)
изменяется в течение первого
интервала
времени,
поэтому
для
снижения
погрешности вычисления значения скорости V1
необходимо предположить, что на первом интервале
действует среднее ускорение
(0)ср
(0) (1)
2
.

Тогда относительная
формулой
скорость
V(1) (0)ср t
(0) (1)
2
будет
выражена
t .
Подставляя это выражение в (14.11), получаем
(2)
или
(0) (1)
2
t
2 (1) t 2
2
(0) t 2
2
(2) (1) К Р(1)
(1) t 2 ,
.

Приращение угла на последующих
рассчитываются аналогично:
интервалах
(n) (n 1) К Р(n 1) .
Если в начале некоторого К – интервала происходит
отключение КЗ, то избыток мощности внезапно
изменяется от некоторой величины Р(К 1) (рис.14.6)
Р(К 1)
до
, что соответствует переходу с
характеристики 1 на 2.

К определению избытка мощности при переходе от одного режима (1)
к другому (2)

Приращение угла на первом
отключения КЗ определится как
(К) (К 1) К
интервале
после
Р(К 1) Р(К 1)
2
. (14.12)
Расчёт методом последовательных интервалов
ведётся до тех пор, пока угол
не начнёт
уменьшаться, либо станет видно, что угол
неограниченно растёт, т.е. устойчивость машины
нарушается.

Расчёт
динамической
устойчивости
сложных
выполняется в следующей последовательности.
систем
1. Расчёт нормального режима работы электрической системы
до возникновения КЗ. Результатом расчёта являются значения
ЭДС электростанций (Еi) и углы между ними.
2. Составление схем замещения обратной и нулевой
последовательностей и определение их результирующих
сопротивлений относительно точки КЗ и точки нулевого
потенциала схемы. Вычисление дополнительных реактансов
X (n) , соответствующих рассматриваемым КЗ.
3. Расчёт собственных и взаимных проводимостей для всех
электростанций системы в аварийном и послеаварийном
режимах.

Динамическая устойчивость сложных систем

4. Расчёт угловых перемещений роторов машин с помощью
метода последовательных интервалов. Определение значений
отдаваемых машинами мощностей в начале первого интервала:
Р1 Е12Y11 sin 11 E1E2Y12 sin 12 12 ...
Р2 E2 E1Y21 sin 21 21 Е22Y22 sin 22 ...
…………………………………………………..
5. Определение
интервала:
избытков
P1(0) Р10 Р1
P2(0) Р20 Р2
мощности
в
начале
первого
,
,
………………….
где Р, Р
и т.д. – мощности, вырабатываемые машинами в
20
10
момент, предшествующий КЗ.

Динамическая устойчивость сложных систем

6. Вычисление угловых перемещений роторов генераторов в
течение первого интервала t:
1(1) К1
2(1) К 2
Р1(0)
2
Р2(0)
,
,
2
……………………
Во втором и последующих интервалах выражения для угловых
перемещений имеют вид:
1(n) 1(n 1) К1 Р1(n 1)
,
2(n) 2(n 1) К 2 Р2(n 1)
,
………………………………..
Коэффициенты К рассчитываются в соответствии с выражением
(14.10).

Динамическая устойчивость сложных систем

7. Определение значений углов в конце первого –
начале второго интервалов
1(n) 1(n 1) 1(n)
,
2(n) 2(n 1) 2(n)
,
…………………………
где 1(n 1) , 2(n 1) и т.д. – значения углов в конце
предшествующего интервала.

Динамическая устойчивость сложных систем

8. Нахождение новых значений взаимных углов
расхождения роторов:
12 1 2
,
13 1 3
,
…………….
Определив эти значения, переходят к расчёту
следующего интервала, т.е. вычисляется мощность в
начале этого интервала, а затем повторяется расчёт,
начиная с п.5.

Динамическая устойчивость сложных систем

В момент отключения повреждения все собственные
и взаимные проводимости ветвей меняются. Угловые
перемещения роторов в первом интервале времени
после отключения подсчитываются для каждой
машины по выражению (14.12).
Расчёт динамической устойчивости сложных систем
выполняется
для
определённого
времени
отключения КЗ и продолжается не только до момента
отключения КЗ, а до тех пор, пока не будет
установлен факт нарушения устойчивости или её
сохранения. Об этом судят по характеру изменения
относительных углов.

Динамическая устойчивость сложных систем

Если хотя бы один угол неограниченно растёт
(например, угол 12 на рис.14.7), то система считается
динамически неустойчивой. Если все взаимные углы
имеют тенденцию к затуханию около каких-либо
новых значений, то система устойчива.
Если по характеру изменения относительных углов
установлено нарушение устойчивости системы при
принятом в начале расчёта времени отключения КЗ,
то для определения предельного времени КЗ следует
повторить расчёт, уменьшая время отключения КЗ до
тех пор, пока не будет обеспечена устойчивая работа
энергосистемы.

Водогрейный отопительный котел ПТВМ-30 (КВГМ-30-150М) - пиковый теплофикационный водогрейный газомазутный котел тепловой мощностью 35 МВт (30 Гкал/ч), имеющий П-образную компоновку, состоит из топочной камеры 5, конвективной шахты 2 и соединяющей их поворотной камеры 6.

1-дробеочистительное устройство; 2-конвективная шахта; 3-конвективная поверхность нагрева; 4-газомазутная горелка; 5-топочная камера;

6-поворотная камера.

Все стены топочной камеры котла , а также задняя стена и потолок конвективной шахты экранированы трубами 060 х 3 мм с шагом S = 64 мм. Боковые стены конвективной шахты котла закрыты трубами Ø84 х 4 мм с шагом S = 128 мм. Конвективная поверхность 3 нагрева отопительного котла, выполненная из труб Ø28 х 3 мм, состоит из двух пакетов. Змеевики конвективной части котла собраны в ленты по шесть-семь штук, которые присоединены к вертикальным стойкам.

Котел оборудован шестью газомазутными горелками 4, установленными по три встречно на каждой боковой стенке топочной камеры котла. Диапазон регулирования нагрузки отопительных котлов - 30... 100% номинальной производительности. Регулирование производительности осуществляется путем изменения числа работающих горелок. Для очистки внешних поверхностей нагрева отопительного котла от загрязнений предусмотрено дробеочистительное устройство 1. Дробь поднимается в верхний бункер пневмотранспортом от специальной воздуходувки котла. Тяга в котле обеспечивается дымососом, а подача воздуха - двумя вентиляторами.
Трубная система котла опирается на рамку каркаса. Облегченная обмуровка котла общей толщиной 110 мм крепится непосредственно к экранным трубам. При работе на газе КПД отопительного котла 91 %, а при работе на мазуте - 88 %. Схема циркуляции водогрейного котла ПТВМ-30 приведена на схеме.

Водогрейные котлы ПТВМ-50

Водогрейные котлы ПТВМ-50 имеют башенную компоновку и выполнены в виде прямоугольной шахты, в нижней части которой находится полностью экранированная камерная топка 3. Экранная поверхность отопительного котла изготовлена из труб Ø60 х 3 мм и состоит из двух боковых, фронтального и заднего экранов. Сверху над топкой размещается конвективная поверхность нагрева 2, выполненная в виде змеевиковых пакетов из труб Ø28 х 3 мм. Трубы змеевиков приварены к вертикальным коллекторам.

Описание, характеристики, вспомогательное оборудование на поставку водогрейных водотрубных котлов КВ-ГМ-35-150 (ПТВМ-30М) и КВ-ГМ-35-150C (ПТВМ-30МC)

1. Назначение

Водогрейные газомазутные котлы типов КВ-ГМ-35-150(ПТВМ-З0М) и КВ-ГМ-35-150С (ПТВМ-З0МС) предназначены для установки в отопительных котельных в качестве основного источника теплоснабжения для подогрева воды с 70 до 150°С.
Котлы - прямоточные с П-образной сомкнутой компоновкой поверхностей нагрева. Котлы выпускаются в трех модификациях:

ПТВМ-З0М-2 (топливо-природный газ):

ПТВМ-З0М-4 (топливо-природный газ и мазут марки 100, ГОСТ);

ПТВМ-З0МC (топливо-природный газ и мазут марки 100, ГОСТ для районов с сейсмичностью 9 баллов включительно);

2. Состав котла.

2.1 Топка котлов полностью экранирована трубами Ø60x3 мм, расположенными с шагом S=64 мм, и оборудована шестью газомазутными горелками, установленными встречно на боковых стенках.

Диапазон регулирования нагрузки котлов 20-100% от номинальной теплопроизводительности. Изменение теплопроизводительности котлов осуществляется изменением числа работающих горелок. Расход воды через котел должен поддерживаться постоянным, при изменении тепловой нагрузки изменяется разность температур воды на входе и выходе из котла.

Конвективные поверхности нагрева расположены в конвективном газоходе с боковыми стенками, экранированными трубами Ø83x3,5 мм, расположенными с шагом S=128 мм, которые являются коллекторами для U-образных ширм, выполненных из труб Ø28x3 мм. Ширмы установлены таким образом, что трубы образуют конвективный шахматный пучок с шагами S1= 64 мм и S2=40 мм. Задняя стенка конвективного газохода экранирована трубами Ø60x3 мм, расположенными с шагом S=64 мм.

2.Мощность, кВт

3.Частота вращения, об/мин.

Для комплектации водогрейных котлов ОАО "Дорогобужкотломаш" подобраны современные тягодутьевые устройства, имеющие соответствующие технические характеристики, разрешение на применение Ростехнадзора РФ и сертификат соответствия ГОСТ РФ.

При отсутствии на складе срок поставки не более 20 дней.

Условия оплаты оговариваются при заключении.

Примечание: При заключении договора на поставку продукции, просим Вас сообщать в письме-заявке:

Наименование котла, количество и комплектность поставки

(на энергозапчасти - указывать заводской номер и год выпуска котла)

Форма и сроки оплаты

Отгрузочные реквизиты (либо самовывоз)

Срок изготовления и отгрузки продукции

8.3. Устройство и работа котла КВ-ГМ-10-150

Котлы водогрейные газомазутные КВ-ГМ-10-150, КВ-ГМ-20-150, КВ-ГМ-30-150 предназначены для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 °С, выполнены в горизонтальной компоновке и имеют топочную камеру с горизонтальным потоком топочных газов и конвективную шахту, по которым топочные газы идут снизу вверх. Котлы поставляются двумя транспортабельными блоками, имеют одинаковую конструкцию и отличаются лишь глубиной топочной камеры и конвективной шахты. Ширина между осями труб боковых экранов составляет 2580 мм. В табл. 8.1 приведены технические характеристики, а на рис. 8.2 – профиль котлов КВ-ГМ-10 (-20, -30).

Рис. 8.2. Продольный разрез водогрейных котлов КВ-ГМ-10 (-20, -30)

Таблица 8.1

	Характеристика котла
	Теплопроизводительность, Гкал/ч, МВт
	КПД, %: на газе / на мазуте
	Расход топлива: газ, м 3 /ч / мазут, кг/ч
	Расход воды, т/ч
	Радиационная поверхность,
	Конвективная поверхность,
	Температура уходящих газов: газ/мазут
	Гидравлическое сопротивле- ние, кгс/см 2
	Глубина топки L 1 , мм
	Глубина конвективной шах-
	Длина котла L 3 , мм
	Общая длина котла L 4 , мм

Топочная камера (топочный блок) полностью экранирована трубами диаметром 60 × 3 мм с шагом 64 мм, которые образуют:

Левый и правый боковые экраны топки – вертикальные трубы, приваренные к нижним и верхним коллекторам;

Передний (фронтовой) экран – изогнутые трубы, которые экранируют фронт и под (низ) топки; трубы приварены к переднему (фронтовому) и дальнему (подовому) коллекторам; передний (фронтовой) коллектор расположен ближе к поду, а над ним установлена горелка;

Промежуточный (поворотный) экран – вертикально-изогнутые трубы, установленные в два ряда, которые приварены к верхнему и нижнему коллекторам и выполнены в виде газоплотного экрана; поворотный экран не доходит до потолка топки, оставляя окно для прохода топочных газов из топки в камеру догорания.

Конвективный блок (шахта) имеет:

Фестонный экран – вертикально-изогнутые трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, причем в верхней части трубы выполнены в виде газоплотного цельносварного экрана, а в нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон; фестонный экран является одновременно задним экраном топки;

Заднюю стенку – вертикальные трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам;

Левую и правую боковые стенки шахты – вертикальные стояки (трубы диметром 83 × 3,5 мм, установленные с шагом 128 мм), приваренные к верхним и нижним коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 × 3 мм.

На фронтовой стенке топки устанавливается одна газомазутная горелка РГМГ. Между промежуточным (поворотным) экраном топки и фестонным экраном расположена камера догорания. В соответствующих местах верхних и нижних коллекторов экранов топки и стенок конвективной шахты установлены заглушки (перегородки) для обеспечения многоходового движения воды по трубам – вверх, вниз и так далее. Для поддержания скоростей движения в пределах 0,9…1,9 м/с каждый тип котла имеет раз- личное число ходов воды.

Трубы задней стенки шахты имеют диаметр 60 × 3 мм и установлены с шагом 64 мм, а трубы фестонного экрана – диаметр 60 × 3 мм и установлены с шагом s 1 = 256 мм и s 2 = 180 мм. Все коллекторы и перепускные трубы котла имеют диаметр 219 × 10 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха (при заполнении котла водой), а нижние – спускные вентили.

Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелку, а в топке образуется факел горения.

Теплота от топочных газов в топке передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), а от труб теплота передается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный (поворотный) газоплотный экран, топочные газы входят в камеру догорания, затем внизу проходят четырехрядный фестон, попадают в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм) и, пройдя шахту снизу вверх, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу и в атмосферу.

Для удаления загрязнений и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются дробеочисткой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту.

Движение воды в котле КВ-ГМ-10-150 показано на рис. 8.3.

Обратная сетевая вода с температурой 70 °С сетевым насосом подается в дальнюю (от фронта) часть нижнего коллектора левого бокового топочного экрана и распределяется по нему до заглушки.

После ряда подъемно-опускных движений по левому боковому экрану вода из нижнего коллектора по перепускной трубе переходит в фронтовой верхний коллектор переднего (фронтового) экрана.

Рис. 8.3. Схема циркуляции воды в котле КВ-ГМ-10-150 (КВ-ГМ-11,6-150):

По левой стороне фронтового и подового экрана вода поступает в нижний, дальний коллектор, откуда после ряда подъемно-опускных движений по правой стороне экрана вновь возвращается в фронтовой верхний коллектор. По перепускной трубе вода поступает в нижний коллектор правого бокового топочного экрана и после ряда подъемно-опускных движений по нему, из нижнего коллектора, по перепускной трубе, переходит в нижний коллектор поворотного (промежуточного) экрана. После ряда подъемно-опускных движений по промежуточному экрану вода из нижнего коллектора, по перепускной трубе переходит в нижний коллектор фестонного экрана, проходит его, поднимаясь и опускаясь, и из верхнего коллектора фестонного экрана поступает в верхний коллектор правой боковой стены конвективной шахты.

По стоякам и U-образным пакетам секций вода проходит сверху вниз правую боковую стенку шахты и из нижнего коллектора переходит в нижний коллектор задней стены конвективной шахты. После ряда подъемно-опускных движений из верхнего коллектора заднего экрана вода переходит в верхний коллектор левой боковой стены конвективной шахты и, проходя по стоякам и U-образным ширмам сверху вниз, вода из нижнего коллектора с температурой 150°С идет в теплосеть.

Движение воды в водогрейном газомазутном котле КВ-ГМ-20-150 показано на рис. 8.4.

Рис. 8.4. Схема циркуляции воды в котле КВ-ГМ-20-150 (КВ-ГМ-23,3-150):

– нижние коллекторы; – верхние коллекторы

Рис. 8.5. Схема циркуляции воды в котле КВ-ГМ-30-150 (КВ-ГМ-35-150):

– нижние коллекторы; – верхние коллекторы

Движение воды в водогрейном газомазутном котле КВ-ГМ-30-150 показано на рис. 8.5.

Обмуровка всех котлов облегченная, закрепляемая на трубах. Кирпичная кладка имеется лишь под трубами подового экрана и на фронтовой стене, в которой выкладывается амбразура для горелки.

8.4. Устройство и работа котла КВ-ГМ-50-150

Котел водогрейный газомазутный КВ-ГМ-50-150, теплопроизводительностью 50 Гкал/ч (58 МВт), предназначен для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 °С и может быть использован как в отопительном основном режиме – 70…150, так и в пиковом – 100…150 °С. Теплогенератор имеет П-образную компоновку, включающую топочный и конвективный блоки. Котел КВ-ГМ-100-150 имеет аналогичную конструкцию и отличаются лишь глубиной топочной и конвективной шахты, а ширина обоих котлов по осям колонн – 5700 мм.

Котлы рассчитаны на рабочее давление воды 2,5 МПа (25 кгс/см 2).

В табл. 8.30, 8.33 приведены технические характеристики и комплектация котлов КВ-ГМ-50, КВ-ГМ-100, а на рис. 8.6 представлен профиль котла КВ-ГМ-100.

Топочная камера экранирована трубами диаметром 60 × 3 мм с шагом 64 мм, которые соответственно образуют:

Передний (фронтовой) экран – вертикальные трубы, приваренные к верхнему, нижнему, а также двум (верхнему и нижнему) промежуточным коллекторам; промежуточные коллекторы по краям соединены между собой перепускными трубами, а между коллекторами установлены горелки;

Левый боковой экран – вертикально-изогнутые трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, которые экранируют левую боковую стенку и потолок топки до середины, причем верхний коллектор длиннее нижнего на 1/3 и эта удлиненная часть коллектора находится в конвективной шахте, являясь одновременно верхним коллектором бокового экрана конвективной поверхности нагрева;

Правый боковой экран – выполнен аналогично левому;

Промежуточный экран – вертикальные (укороченные) трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, которые выполнены в виде газоплотного экрана, разделяющего топку от конвективной шахты; причем промежуточный экран не доходит до потолка топки, оставляя окно для прохода топочных газов из топки в конвективную шахту.

В соответствующих местах верхнего и нижнего коллекторов боковых топочных экранов установлены заглушки для обеспечения многоходового движения воды по экранным трубам – вниз и вверх.

Конвективный блок (конвективная шахта) имеет:

Правую боковую стенку шахты – вертикальные стояки-трубы диметром 83 × 3,5 мм, установленные с шагом 128 мм, приваренные к верхним и промежуточным коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 × 3 мм; кроме того, все стояки сдвинуты относительно друг друга поперек продольной оси экрана на 64 мм, что обеспечивает размещение U-образных пакетов ширм в виде гребенок – в шахматном порядке с ша- гом s 1 = 64 и s 2 = 40 мм;

Правый потолочный экран конвективной шахты – изогнутые трубы, которые экранируют правую стенку и потолок до середины конвективной шахты, и приварены соответственно к промежуточному и верхнему коллекторам конвективной шахты;

Левую боковую стенку и левый потолочный экран конвективной шахты – выполнены аналогично правой стенки;

Заднюю стенку – вертикальные трубы диаметром 60 × 3 мм, установленные с шагом 64 мм, которые приварены к верхнему и нижнему коллекторам задней стенки шахты.

Все экранные трубы топки и стояки конвективной шахты приварены непосредственно к коллекторам-камерам диаметром 273 × 11 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха, а нижние – спускные вентили.

Котлы не имеют каркаса. Обмуровка котла облегченная, натрубная, толщиной 110 мм, состоит из трех слоев: шамотобетона, совелитовых плит, минераловатных матрацев и магнезиальной обмазки.

Взрывные предохранительные клапаны установлены на потолке топочной камеры. Нижние коллекторы фронтового, промежуточного и заднего экранов, а также боковых стен конвективной шахты опираются на портал. Опора, расположенная в середине нижнего коллектора промежуточного экрана, является неподвижной, а остальные опоры – скользящие. На фронтовой стенке котлов КВ-ГМ-50 установлены две газомазутные горелки с ротационными форсунками, на котлах КВ-ГМ-100 – три такие же горелки, причем третья горелка размещается во втором ряду сверху – на верхнем ярусе.

Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелки, а в топке образуется факел горения.

Теплота от топочных газов в топке, за счет радиационного и конвективного теплообмена, передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), и от труб теплота передается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный газоплотный экран, топочные газы входят в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм), и, пройдя шахту сверху вниз, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу, а затем в атмосферу.

Для удаления загрязнений, летучей сажи и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются очистительной установкой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту сверху – дробеочистка.

Принудительная циркуляция воды в котле возможна в основном (70…150 °С) и пиковом (100…150 °С) режимах работы, которые представлены на рис. 6.5.

Контуры принудительной циркуляции воды. Основной режим движения воды представлен на рис. 8.4, а .

Рис. 8.6. Схема движения воды в котле КВ-ГМ-50-150:

а – основной режим; б – пиковый режим;

1 , 2 , 3 – фронтовой, боковые и промежуточный экраны топки; 4 – потолочный экран конвективной шахты; 5 – боковые стенки, стояки и пакеты U-образных ширм конвективной шахты; 6 – задняя стенка шахты;

– верхние; – промежуточные; – нижние коллекторы

Обратная сетевая вода с температурой 70 °С сетевым насосом подается в нижний коллектор фронтового (переднего) экрана, затем поднимается по трубам до нижнего промежуточного коллектора, по перепускным трубам переходит в верхний промежуточный коллектор, откуда по экранным трубам вода поступает в верхний коллектор фронтового экрана. Двумя потоками по перепускным трубам вода переходит в верхние коллекторы левого и правого боковых экранов, распределяется по коллекторам до заглушек, откуда по ближней (относительно фронта котла) части экранных труб опускается в нижние коллекторы боковых экранов и проходит по ним до заглушек.

После многоходового движения воды по экранным трубам боковых экранов, из верхних коллекторов боковых экранов, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в верхние коллекторы промежуточного экрана, проходит через экран сверху вниз. Из нижнего коллектора промежуточного экрана, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в нижние коллекторы боковых стен конвективной шахты. Далее пройдя стояки и три конвективных U -образных пакета секций (ширм) снизу вверх, вода поступает вначале в промежуточный коллектор, а затем по экранным изогнутым трубам переходит в верхние коллекторы конвективной шахты.

Из верхних коллекторов конвективной шахты, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в верхние коллекторы задней стенки шахты, проходит по трубам сверху вниз до нижнего коллектора задней стенки, откуда нагретая до 150 °С вода идет в теплосеть.

Пиковый режим (рис. 8.4, б ). Обратная сетевая вода с температурой 100…105 °С сетевым насосом подается в котел двумя потоками: один в нижний коллектор фронтового топочного экрана, а другой в нижний коллектор задней стенки конвективной шахты. Первый поток проходит фронтовой экран (через промежуточные коллекторы) и из верхнего коллектора по перепускным трубам переходит в верхние коллекторы боковых экранов топки. Выполняя многоходовое движение воды по экранным трубам, вода из верхних коллекторов боковых экранов переходит в промежуточный экран, опускается по трубам вниз и из нижнего коллектора идет в теплосеть с температурой 150 °С.

Второй поток воды поднимается по трубам задней стенки конвективной шахты и из верхнего коллектора двумя потоками переходит в верхние коллекторы боковых экранов конвективной шахты. Опускаясь, вода проходит боковые экраны конвективной шахты, промежуточные коллекторы, а затем по стоякам вода проходит три пакета конвективных U-образных пакета секций (ширм), и из нижних коллекторов боковых стен шахты вода идет в теплосеть с температурой 150 °С.

Лекция 7

9. Хвостовые поверхности нагрева

9.1. Коррозия поверхностей нагрева

Внутри труб происходит нагрев воды, парообразование, в связи с этим возможна коррозия от газов, растворенных в воде, а также отложение накипи на стенках труб. С наружной стороны поверхностей нагрева проходит процесс горения топлива, а также износ, загрязнение летучей золой и сажей. Очистку внешних поверхностей нагрева производят паром или сжатым воздухом с помощью обдувочных устройств.

Обдувочный аппарат представляет собой трубопровод с отверстиями или соплами, который подводится в газоходы котла, вращается вокруг оси, а пар или сжатый воздух, выходя с высокой скоростью, очищает внешние поверхности. Обдувку поверхностей нагрева котлов и экономайзеров необходимо начинать с обдувочного устройства, расположенного ближе к топке, и дальнейшую обдувку проводить по ходу газов и при полностью открытых лопатках направляющего аппарата дымососа, строго следя за тягой. Давление пара в обдувочном аппарате должно быть не менее 0,75 МПа (7,5 кг/см 2), а время обдувки не более 2 мин.

Высокотемпературная коррозия образуется при сжигании топлива, когда в продуктах сгорания имеются продукты (окислы) ванадия, отрицательно действующие на металл экранных труб и пароперегревателя. Для снижения этой коррозии необходимо сжигать топливо (обычно мазут) с меньшим коэффициентом избытка воздуха. Эту коррозию называют ванадиевой и ей подвержены экранные трубы топки.

Низкотемпературная коррозия образуется в результате конденсации капелек влаги (водяных паров) из продуктов сгорания (дымовых газов), т.е. образуется эффект точки «росы». Обычно эта температура зависит от вида сжигаемого топлива, состава продуктов сгорания и составляет + 65 °С при работе котлов на природном газе или малосернистом мазуте и + 90...110 °С – при работе на сернистом или высокосернистом мазуте. В продуктах сгорания имеются сернистые соединения, которые соединяются с каплями влаги и образуют сернокислые кислоты, отрицательно действующие на металлическую стенку. Поэтому для исключения низкотемпературной коррозии (т.е. конденсации водяных паров из топочных газов на внешней поверхности труб) необходимо, чтобы температура стенки была на 5…10 °С выше температуры точки «росы». Этому виду коррозии подвержены водогрейные котлы, воздухоподогреватели, водяные экономайзеры и др.

котельные установки , парогенераторы Котельные установки и парогенераторы котельных установок, их...

1 общая характеристика направления подготовки дипломир ованного специалиста по направлению « тепло энергетика»

Перечень образовательных программ

И эксплуатация энергетических установок: котлы, котельные установки , парогенераторы , испарители, турбины, вспомогательное тепломеханическое... 240 СД.02 Котельные установки и парогенераторы : общая характеристика современных котельных установок, их...

Составители учебно-тематического плана программы повышения квалификации

Программа

Модуль 1 «Водоподготовка»; модуль 2 «Котельные установки и парогенераторы» ; модуль 3 «Паротурбинные установки ТЭС и АЭС»; модуль 4 « ... . ун-т, 2007. 65 с. Модуль 2. «Котельные установки и парогенераторы» Лабораторные работы 1. Раздел 2. Темы 2.1, 2.2, ...