Маневренность ТЭС (стр. 2 )

Подготовка перед пуском сводится к следующему:

1)  в барабане котла устанавливается растопочный уровень;

2)  подготавливается схема для растопки котла;

3)  подготавливается схема продувки газопровода;

4)  основные горелки должны быть расшлакованы и подготовлены к работе на газе;

5)  мазутные форсунки должны быть готовы к работе;

6)  сверяются верхние указатели уровней с нижними;

7)  открывается рециркуляция «барабан – водяной экономайзер».

Персонал, участвующий в пуске котла, и его шифры перечисляются ниже:

Наименование должности Шифр

Начальник смены ……………………………………….. 01

Старший машинист котла ……………………………… 02

Машинист котлов 1—2 ………………………………… 03

Помощник машиниста котлов 1—10 …………………. 09

Слесарь ………………………………………………….. 11

Дежурный по дымососам..…………………………….. 12

Дежурный по мельничным и дутье­вым вентиляторам.. 13

Зольник ………………………………………………….. 15

Обдувщик ………………………………………………… 16

Приборист ………………………………………………... 17

При пуске котла из горячего состояния отпадает начальный период растопки и ряд подготовительных операций, время пуска сокращается.

На графике (рис.2-3) растопка котла до включения его в паровую магистраль занимает 65 мин, до полного нагружения 95 мин, весь пуск с переводом на пыль 2 ч.

Для одновременной растопки нескольких котлов необходимо иметь достаточное число растопочных РОУ. Опыт показывает, что возможна одновременная растопка двух котлов на одну РОУ.

Для успешного проведения ежесуточных групповых пусков котлов решающую роль может играть автоматизация пусковых операций.

Пуск турбины на неблочной КЭС осуществляется паром номинальных параметров, подаваемым от переключательной магистрали.

Подача пара для толчка и набора оборотов ротора турбины возможна двумя путями:

1)  подача пара посредством первого регулирующего клапана к соответствующему сопловому сегменту;

2)  подача пара через байпас главной паровой задвижки турбины ко всем сопловым сегментам при открытых регулирующих клапанах.

Обычно для турбин К-100-90 применяется второй метод, обеспечивающий равномерный прогрев цилиндра и отсутствие температурного перекоса.

Исследованием режимов пуска турбин высокого давления (К-25-90, К-50-90-1, К-50-90-3, К-100-90-2, К-100-90-5, К-100-90-6, ВКТ-100) занимался ряд организаций в 1957—1960 гг. (ЛМЗ, ВТИ, ЮжОРГРЭС).

ВТИ были отработаны быстрые пуски турбин высокого давления из различных температурных состояний [2-6].

Определяющим параметром по рекомендациям ВТИ является температура низа ЦВД перед пуском. Так, при tцвд=350°С режимная карта ВТИ рекомендует после синхронизации нагружать турбину с максимально возможной скоростью до 70 МВт и дальнейшее нагружение с 70 до 100 МВт осуществлять за 14 мин. Для того чтобы после ночной остановки сохранить более высокую tцвд ПДГРЭС отработала режимы быстрой разгрузки перед остановом со скоростью 5 МВт/мин до нагрузки 30 МВт, а затем 10 МВт/мин. Такая ускоренная разгрузка также сокращает малоэкономичную выработку электроэнергии, что дает экономию топлива в энергосистеме.

После набора частоты вращения до намеченного режима вступает в работу регулятор скорости турбины, который дает команду на закрытие регулирующих клапанов 2, 3, 4 и оставляет приоткрытым лишь клапан 1, при этом происходит переход на парциальный подвод, пара к соплам регулирующей ступени и расширение его до более низкой температуры. Последнее обстоятельство является причиной захолаживания металла в камере регулирующей ступени. Поэтому важно осуществить синхронизацию в кратчайший срок и дать сразу нагрузку на турбину. Опыт ПДГРЭС показывает, что тренированный персонал выполняет эту операцию для генератора 100 МВт меньше чем за 5 мин. После синхронизации турбину нагружают в течение 2 мин до 30 МВт, так как большая нагрузка практически неосуществима по возможностям котлов.

Диапазон нагрузок энергоблоков

Регулировочный диапазон нагрузок определяется минимально допустимой нагрузкой, которая называется техническим минимумом нагрузки блока.

Технический минимум нагрузки определяется котлом, который лимитирует предел снижения нагрузки. При работе котла на твердом топливе снижение нагрузки лимитируется топочным режимом, устойчивое протекание которого возможно в довольно узком диапазоне. Этот диапазон нагрузок тем уже, чем меньший выход летучих имеет сжигаемое топливо; применение жидкого шлакоудаления усугубляет трудности разгрузки.

Перевод котлов с жидким шлакоудалением в режим сухого шлакоудаления допускается кратковременно, до 2 ч, и лишь как исключение.

Технически допустимый диапазон разгрузки пылеугольных блоков составляет от 20 до 50%. На основе проведенных детальных исследований и экспериментальной проверки были разработаны временные нормы минимально допустимых нагрузок для энергоблоков мощностью 160, 200 и 300 МВт (табл. 2-3).

Таблица 2-3

Минимально допустимые нагрузки блоков мощностью

160, 200 и 300 МВт

Тип блока	Топливо	Шлакоудаление	Минимальная нагрузка блока, % DНОМ
Моноблок с котлом ТП-90 и турбиной К-160-130	АШ	Жидкое	70
То же	газ		40
Моноблок 200 МВт с котлом ПК-33 и турбиной К-200-130	Челябинский бурый уголь	Сухое	50
Моноблок 200 МВт с котлом ПК-33 и турбиной К-200-130	АШ	Жидкое	70
То же	Донецкий тощий уголь	Жидкое	60
Моноблок 300 МВт с котлом ТПП-100 и турбиной К-300-2400	АШ, Кузнецкий каменный уголь	Жидкое	70
То же	газ		50
То же с котлом ТГМП-314	Газ, мазут		30

Экспериментальные исследования на блоках 200 МВт с барабанными котлами показали, что циркуляция в котлах достаточно устойчива до нагрузки, составляющей 25% номинальной. Поэтому действовавшие ранее ограничения разгрузки по устойчивости циркуляции были затем сняты [2-8] и для указанных блоков были отработаны и внедрены режимы разгрузки до 25% с переходом при этом на работу на мазуте. Такая разгрузка производится при полностью открытых клапанах на скользящем давлении в режиме, когда блок разгружается до 50 МВт уменьшением тепловой нагрузки топки в течение 60…70 мин. со скоростью снижения температуры насыщения в барабане 1,2…1,3 °С/мин (до 10,0 – 0,2 МПа в минуту, а в интервале от 10 до 0,4 МПа – 0,15 МПа в минуту) при разности температур верх– низ барабана не более 40 °С.

Такой режим глубокой разгрузки для эксплуатационного персонала предпочтительнее, но он связан со значительным расходом мазута.

Для прямоточных котлов по условиям надежной гидродинамики минимально допустимая нагрузка состав­ляет 30%, однако по условиям температурного режима поверхностей нагрева она повышается до 50…60%. Нагружение турбины после разгрузки производится со скоростью 3,7 МВт/мин, скорость подъема давления 0,17 МПа в минуту. В результате нагружение турбины с 50 до 200 МВт производится по времени за 40…45 мин [2-9]. Более детально вопросы нагружения блока рассмотрены ниже.

Скорость нагружения блока

Общие положения. Наибольшая допустимая скорость повышения мощности блока в значительной мере зависит от исходного теплового состояния оборудования, заданного значения и способа изменения нагрузки. Поэтому следует различать процессы нагружения блока после достаточно длительной его работы при частичной нагрузке и при пуске. Этим двум режимам, имеющим много общего, в большинстве случаев присущи существенно различные скорости нагружения. Пусковые режимы и их особенности будут рассмотрены далее. Здесь же мы рассмотрим главным образом процесс нагружения блока после достаточно длительной его работы на частичной нагрузке.

По условиям регулирования нагрузки в энергосистемах могут потребоваться скорости нагружения блоков (в пределах их регулировочного диапазона) до 5% номинальной мощности в минуту. Скорость же нагружения блока определяется как турбиной, так и котлом.

Скорость нагружения турбины вообще зависит от способа регулирования ее мощности. Рассмотрим вкратце некоторые особенности процессов нагружения турбины с помощью ее регулирующих клапанов и при скользящем давлении свежего пара. Предварительно отметим, что и в первом случае возможно изменение давления пара перед турбиной, присущее любому переходному процессу, однако значение его, как правило, является довольно ограниченным и пока не будет приниматься нами во внимание.

Нагружение турбины открытием регулирующих клапанов сопровождается повышением температуры пара в паровпускных элементах, в проточной части ЦВД, причем тем большим, чем шире диапазон изменения мощности (при постоянной температуре свежего пара). Это обусловливает, в частности, возникновение дополнительных температурных разностей и соответствующих тер­мических напряжений в отдельных деталях и увеличение относительного удлинения ротора, которые, однако, ни в коем случае не должны быть больше допустимых (предельных) безопасных для турбины значений. Таким образом, предельные допустимые значения разности температур по толщине стенки отдельных деталей тур­бины, а также относительного удлинения ротора, опре­деляемые заводом-изготовителем, являются факторами, ограничивающими скорость нагружения. Понятно, что в диапазоне мощностей, характеризующемся изменени­ем температуры пара меньшим, чем предельные темпе­ратурные разности по толщине стенки, скорость нагру­жения турбины может быть весьма большой (вплоть до мгновенного наброса нагрузки).

Температурное состояние турбины в процессе ее на­гружения при скользящем давлении свежего пара и не­изменной его температуре практически не меняется. По­этому скорость нагружения блока в данном случае тур­биной не ограничивается и целиком определяется возможностями котла.

Скорость нагружения котла представляет собой из­менение его паропроизводительности в единицу времени и выражается либо в т/ч в минуту, либо в кг/с2. Таким образом, между этими единицами измерения существует следующая взаимосвязь: 1 кг/c2=216 т/ч в минуту