Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Маневренность ТЭС

1.1 Общие положения

Выше уже отмечалось, что режимы работы электростанций и отдельных энергоблоков определяются суточным графиком нагрузки энергосистемы, в которой они работают. Общая нагрузка энергосистемы распределяется между отдельными ТЭС в соответствии с энергетическими и маневренными характеристиками последних.

Под маневренностью ТЭС следует понимать способность выполнять переменный суточный график электрической нагрузки. На рис. 2-1 приведен суточный график нагрузки энергосистемы N_С. Неравномерность суточного графика электрической нагрузки характеризуется отношением минимальной нагрузки N_мин к максимальной N_макс

.

Чем ниже m₀, тем глубже ночной провал нагрузки и тем больше утренний набор нагрузки.

На рис.2-2 приведен характерный суточный график электрической нагрузки энергоблоков 300 МВт (3300), из которого видно, что в течение дня вплоть до вечернего максимума энергоблоки несут номинальную нагрузку; после вечернего пика нагрузки энергоблок разгружается до минимально возможной нагрузки, называемой техническим минимумом, утром нагрузка быстро возрастает с технического минимума до номинальной нагрузки. Как было отмечено, суточный график нагрузки энергоблока формируется с учетом его маневренных характеристик. Энергоблок 300 МВт не приспособлен к ежесуточной остановке, и поэтому приходится ограничиваться разгрузкой его до технического минимума. На том же рис.2-2 штриховой линией показан суточный график электрической нагрузки маневренного блока 500 МВт, предназначенного для покрытия полупикового графика нагрузки с ежесуточной остановкой на часы ночного провала с последующим пуском и быстрым нагружением до номинальной нагрузки.

Таким образом, понятие маневренности ТЭС складывается из следующих элементов:

1) скорость изменения нагрузки, которая измеряется в процентах номинальной мощности в минуту;

2) диапазон изменения мощности от N_ном до N_мин. Сюда же следует отнести возможность кратковременной перегрузки до N_макс, например за счет отключения подогревателей высокого давления (ПВД);

3) пусковые характеристики энергоблока, включая длительность пусков после простоев в резерве различной длительности; вероятность успешного пуска в соответствии с нормативными графиками пуска; допустимое с точки зрения малоцикловой усталости элементов блока число пусков в год и за время службы; пусковые потери топлива.

Следует иметь в виду, что реализация маневренных возможностей энергоблоков в значительной мере зависит от условий топливоснабжения ТЭС, что необходимо учитывать при выборе суточного графика нагрузок ТЭС и отдельных энергоблоков. Так, ограничения в потреблении жидкого топлива, являющегося растопочным топливом для ТЭС, работающих на твердом топливе, сокращают как возможный диапазон нагрузок, так как приходится отказываться от перехода на мазут, так и частые остановы с последующими пусками.

При создании отечественного оборудования ТЭС требования к повышенной маневренности предъявлялись в малой степени, в результате чего маневренные возможности энергоблоков оказались недостаточными для покрытия переменного графика нагрузки. Между тем происходящее из года в год разуплотнение графиков электрической нагрузки энергосистем заставляет все больше привлекать ТЭС к участию в покрытии переменного графика нагрузки. Для обеспечения таких возможностей проводится большая исследовательская, экспериментальная и наладочная работа рядом организаций Минэнерго СССР (ПО Союзтехэнерго, ВТИ), энергосистем и электростанций, а также заводов-изготовителей оборудования.

Привлечение теплофикационных турбоустановок к покрытию переменной электрической нагрузки возможно при работе их по электрическому графику, т. е. в основном в летнее время. Изменение мощности теплофикационных турбин за счет сокращения теплофикационных отборов носит вынужденный характер, так как связано с энергетическими потерями. Так, возможно передать тепловую нагрузку на редукционно-охладительные установки (РОУ), сохраняя паровую нагрузку энергетических котлов.

При реконструировании конденсационных энергоблоков в теплофикационные маневренность их не снижается, так как возможно снижение мощности путем перевода тепловой нагрузки на пускосбросное устройство (ПСБУ), сохраняя достаточную загрузку котла. Такое снижение тепловой нагрузки, естественно, связано со значительными энергетическими потерями.

В первую очередь к работе в полупиковом режиме используются неблочные КЭС с оборудованием на давление до 9,8 МПа. Так, на КЭС (с поперечными связями) можно останавливать в резерв часть котлов, не останавливая турбины, что исключается для энергоблоков. Поэтому рассмотрение вопросов маневренности начнем с неблочных конденсационных электростанций.

1.2 Маневренность неблочных электростанций

Неблочное оборудование КЭС, как правило, является первыми очередями ТЭС, которые впоследствии расширялись энергоблоками. Так, например, на Приднепровской КЭС (ПДГРЭС) неблочная часть включает шесть турбоагрегатов по 100 МВт на давление пара 9,8 МПа (4ВК-100-5+10ТП-230 и 2ВКТ-100+2ТП-70); станция затем была расширена на четыре энергоблока по 150 МВт (12,75 МПа) и четыре энергоблока по 300 МВт на закритическое давление.

Опыт ПДГРЭС в деле перевода неблочной части в полупиковый, а в отдельные периоды в пиковый режим, широко известен [2-1] и заслуживает распространения.

Обычно при необходимости глубокой разгрузки в ночное время неблочной КЭС, работающей на твердом топливе, возникает необходимость вывода в резерв части котлов с тем, чтобы оставшиеся в работе несли нагрузку, превышающую технический минимум при сжигании пыли.

Для разгрузки турбоагрегатов имеются три возможности:

1) снижение нагрузки турбин до минимальной (например, до 10…14 МВт);

2) остановка турбин на часы ночного провала нагрузки с последующим пуском их при утреннем наборе нагрузки;

3) перевод турбоагрегатов в моторный режим. Следует отметить, что аналогичные проблемы возникали и в странах Западной Европы, причем рассматривались все три перечисленных направления [2-2]. Рассматривался также режим отключения генератора от сети и вращения турбины на малых оборотах. Этот режим встречался также и в отечественной практике, но распространения не получил.

Рассмотрим последовательно перечисленные выше режимы.

Глубокая разгрузка до нагрузки турбины 10…15МВт в эксплуатационном отношении является наиболее простым и надежным режимом, однако он проигрывает по расходу топлива по сравнению с двумя другими методами разгрузки.

При нагрузке 20 МВт удельный расход условного топлива на 1 кВтч отпущенной электроэнергии возрастает на 154 г по сравнению с номинальной нагрузкой (560 г против 406 г при N_Э=100 МВт). В то же время надо отметить, что разгрузка оборудования на 9,8 МПа дает значительный положительный эффект за счет снижения в суммарной выработке электроэнергии доли менее экономичных установок.

Особенность пуска котла и турбин на неблочной КЭС состоит в том, что они, в отличие от блочного пуска, могут протекать независимо.

При растопке барабанного котла скорость повышения давления определяется требованиями обеспечения надежности барабана. Допускается скорость повышения температуры насыщения 1,5 °С/мин.

Контроль осуществляется посредством термопары, установленной внутри барабана или пароперепускной трубы.

Проводившиеся исследования температурных напряжений в барабанах показали, что имеется возможность повышения скорости роста температуры насыщения до - 2,5…3,0 °С/мин [2-3, 2-4].

В процессе растопки необходим контроль за температурным режимом барабана. Согласно ПТЭ разность между температурами верха и низа барабана не должна превышать 40°С. Для снижения температурной неравномерности по окружности барабана рекомендуется проводить его обогрев, в частности, питательной водой, которая подается к побудительным соплам, установленным в барабане на расстоянии 60…100 мм от нижней образующей [2-5]. Тщательный контроль за температурным режимом барабана необходим в начальный период растопки котла до достижения давления в барабане p_б=1 МПа, так как именно на этот период приходятся наибольшие температурные напряжения. При растопке котла из горячего состояния при сохранившемся давлении пара 5…6 МПа указанные операции по контролю за температурным режимом барабана и скоростью повышения температуры практически отпадают.

Для надежного охлаждения труб пароперегревателя рекомендуется стремиться к увеличению выработки пара с тем, чтобы расход пара уже на начальной стадии растопки при p_б1,0 МПа составлял не менее 0,05Dном и возрастал бы постепенно до 0,2Dном при р_б=8 МПа [2-4]. Поэтому растопочная РОУ должна выбираться на пропуск указанного расхода пара.

В начальный период растопки рекомендуется режим с большими избытками воздуха в топке (_т6), что позволяет снизить температуру газов на выходе из топки и тем самым снизить тепловую нагрузку пароперегревателя.

Режим растопки завершается включением котла в переключательную паровую магистраль при давлении в барабане, близком к давлению пара в магистрали. После включения котла в паровую магистраль нагрузка его поднимается до номинальной в соответствии с потребностью в паре.

Растопка котлов ведется на растопочном топливе (мазут, природный газ), переход на подачу пыли допускается при нагрузке не ниже 30% от номинальной и более высокой в зависимости от воспламеняемости пыли.

На рис. 2-3 приведен примерный сетевой график пуска котла ТП-230 из горячего состояния для случая, когда растопочным топливом является природный газ.

На сетевом графике показана последовательность операций при пуске котла ТП-230 из горячего состояния после вывода в резерв на ночь и участие персонала в их осуществлении (время подготовительных операций к пуску котла не включается в время пуска).

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 и шифр

Начальник смены - 01

Старший машинист котла - 02

Машинист котлов 1--2 - 03

Помощник машиниста котлов 1--10 - 09

Слесарь - 11

Дежурный по дымососам -

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 t_цвд=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 t_цвд 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.

1.3 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. 1).

Таблица 1 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.

1.4 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

Допустимая скорость нагружения котла зависит от множества факторов и в каждом конкретном случае определяется экспериментально. Существенную роль при этом играет тип котла. Так, проведенные исследования показали, что наибольшая возможная скорость нагружения барабанного котла определяется температурным режимом пароперегревателя. Вследствие большой аккумулирующей способности барабанного котла рост его паропроизводительности заметно отстает от повышения тепловыделения в топке при нагружении. В результате этого при строго фиксируемой границе между испарительными и перегревательными поверхностями нагрева тепловосприятие пароперегревателя начинает превышать необходимое для данного расхода пара, что и приводит к росту температуры пара и металла пароперегревателя. Поэтому допустимый уровень температур металла пароперегревателя и оказывается фактором, ограничивающим наибольшую скорость нагружения котла. Некоторые другие факторы, как, например, надежность циркуляции или «набухание» уровня воды в барабане, допускают значительно большие скорости нагружения и в этих условиях, следовательно, не являются определяющими.

Специальные мероприятия конструктивного и режимного характера (соответствующая, компоновка пароперегревателя, повышение запаса по впрыскам и их рассредоточение, перераспределение расхода топлива по ярусам горелок и др.) могут способствовать повышению надежности температурного режима пароперегревателя при допустимых турбиной скоростях нагружения блока. В этой связи заслуживает внимание использование так называемого опережающего (по отношению к скорости нагружения котла) открытия регулирующих клапанов турбины. При этом процесс нагружения блока сопровождается некоторым падением давления в котле, вследствие чего за счет аккумулированного в нем тепла генерируется дополнительное количество пара, что способствует улучшению условий охлаждения пароперегревателя. Большая аккумулирующая способность барабанного котла даже при ограниченном падении давления может обеспечить ощутимую дополнительную выработку пара, что позволяет существенно увеличить скорости роста тепловыделения в топке и нагружения блока. Специально проведенные опыты, которые будут рассмотрены далее, подтвердили эффективность этого метода.

Однако возможность применения данного метода существенно ограничивается либо вовсе исключается в процессе нагружения блока при скользящем давлении свежего пара. В этом случае температурные условия пароперегревателя барабанного котла могут оказаться особенно тяжелыми, поскольку значительная доля тепла аккумулируется вследствие существенного повышения давления и несоответствие между тепловосприятием перегревателя и расходом пара становится еще большим, чем в рассмотренном выше варианте. Поэтому и скорость нагружения блока будет меньше, чем при постоянном давлении и прочих одинаковых возможностях.

Скорость нагружения прямоточного котла условиями надежной гидродинамики не ограничивается и при достаточно совершенной системе регулирования температуры пара определяется лишь его динамическими свойствами и инерционностью топочного устройства. При быстром нагружении котла для поддержания заданной температуры пара и с учетом характера ее изменения в переходном процессе рекомендуется осуществлять опережающее изменение расхода топлива или воды [2-11]. При скользящем давлении пара можно получить большие скорости нагружения блока, так как аккумулирующая способность прямоточных котлов значительно меньше, чем барабанных. Так, данные по некоторым зарубежным блокам [2-11] показывают, что при скользящем давлении может быть достигнута скорость нагружения по крайней мере вдвое большая, чем при постоянном.

Эксплуатация прямоточных котлов при скользящем давлении заводами-изготовителями не предусматривается. Поэтому производственным объединением Союзтехэнерго и отдельными электростанциями были проведены комплексные исследования, одной из задач которых являлась проверка возможности надежной работы котлов блоков 300 МВт в широком диапазоне нагрузок при докритических давлениях во всем водопаровом тракте.

При проведении опытов обнаружены опасные нарушения теплогидравлического режима работы экранов котлов некоторых марок (ТПП-110, ТПП-210, ТПП-312) при докритических давлениях. Поэтому для данных котлов без соответствующей реконструкции режимы скользящего давления исключаются. В то же время опыты подтвердили достаточно высокую надежность работы котлов других марок (ТГМП-1-4, ТГМП-324, П-50 и др.) при скользящем давлении в широком диапазоне нагрузок как в стационарных и переходных режимах, так и в аварийных ситуациях [2-12]. Для блоков с этими котлами разработаны руководящие указания по эксплуатации при скользящем давлении, в которых, в частности, указано, что при докритических давлениях мощность блока можно повышать со скоростью до 10 МВт/мин.

Допустимые скорости нагружения блока определяются на основании экспериментальных исследований. Однако влияние отдельных факторов можно предварительно оценить, пользуясь аналитическими зависимостями, описывающими переходный процесс по паровой стороне. С учетом этих результатов разрабатывается программа организации и проведения экспериментальных исследований.

В целом на основе экспериментальных и аналитических данных строятся расчетные графики нагружения блока при постоянном начальном давлении пара (рис.2-4) и при скользящем давлении (рис.2-5). Такие графики могут строится для различных скоростей нагружения котла (по теплу) (рис.2-4, 2-5), а так же для различных скоростей открытия регулирующих клапанов '.

1.5 Основные критерии надежности пусков

Пуски котлов и паровых турбин относятся к числу наиболее сложных нестационарных режимов. На протяжении всего пуска параметры пара, нагрузка агрегатов и другие важные показатели постепенно возрастают вплоть до своих номинальных значений, следствием чего являются непрерывные и существенные изменения механического и теплового состояния оборудования. Нестационарность теплового состояния обусловливает значительные теомические напряжения в отдельных деталях и узлах агрегатов и в трубопроводах.

Термические напряжения в толстостенных высокотемпературных элементах паровых турбин, котлов, а также в паропроводах являются основным фактором, определяющим скорость пуска этого оборудования. Кроме того, во избежание задеваний в проточной части и уплотнениях, а также вибрации, пуск турбины должен осуществляться при отсутствии деформации (выгиба) корпуса, теплового прогиба ротора и при относительных перемещениях последнего, не превышающих допустимые. При пуске котла необходимо также обеспечить надежное охлаждение всех поверхностей нагрева, как радиационных, так и конвективных. Отсюда следует, что температурный режим оборудования в процессе пуска является фактором первостепенного значения. Поэтому одно из важнейших условий обеспечения надежного пуска заключается в том, что повышение температуры металла всех узлов и элементов котла, паропроводов и турбины, называемое прогревом, должно осуществляться достаточно равномерно, плавно и с безопасной для оборудования скоростью.

Односторонний подвод тепла при прогреве обусловливает возникновение разности температур по толщине стенки деталей и связанных с ней термических напряжений в металле. Максимальному перепаду температур соответствуют и наибольшие термические напряжения по обе стороны стенки. Так при прогреве корпуса турбины на внутренней поверхности стенки возникает максимальное термическое напряжение сжатия, вдвое превышающее максимальное напряжение растяжения на наружной поверхности. Соответствующими расчетами определено, что для сталей перлитного класса, используемых в турбостроении, каждый градус разности температур в стенке корпуса соответствует термическому напряжению около 2 МПа. Поэтому большие разности температур могут обусловить термические напряжения, превышающие предел текучести металла, что приведет к возникновению остаточной деформации деталей и появлению в них трещин.

Особенно большие термические напряжения могут возникать в массивных и неправильной геометрической формы деталях и узлах (барабан котла, фасонные детали паропроводов, стопорные клапаны и фланцевые соединения турбины и др.). Следовательно, толстостенные элементы необходимо прогревать медленнее, строго соблюдая при этом надлежащее соответствие температуры греющего пара температуре металла. Сокращению температурной разности по толщине способствует также высокое качество материалов тепловой изоляции и ее выполнения.

Значительные термические напряжения в процессе пуска возникают в роторах ЧВД и ЧСД (РВД и РСД) турбины [2-19]. Наличие концентраторов напряжений на поверхности ротора может привести к появлению трещин вследствие малоцикловой усталости металла. В особенно тяжелых условиях оказывается весьма массивный РСД, омываемый паром с высокой температурой после промежуточного перегрева. Вследствие большой массы этот ротор не может быть прогрет должным образом до пуска турбины. Перечисленные обстоятельства, а также специфические свойства металла РСД в диапазоне пониженных температур обусловливают в ряде случаев необходимость специального его прогрева при малой частоте вращения. По указанным причинам термонапряженное состояние РВД и РСД также является одним из факторов, определяющих скорость пуска турбины.

Неравномерный и недостаточный прогрев элементов ротора и корпуса турбины может, кроме того, привести к недопустимой вибрации и задеваниям вращающихся частей о неподвижные и, следовательно, к прекращению пуска турбины и блока.

Вследствие различия масс и интенсивности теплоотдачи от пара к вращающимся и неподвижным частям элементы ротора при прогреве могут расширяться быстрее, чем корпус. Это приводит к росту относительного удлинения ротора и сокращению осевых зазоров в проточной части. Следствием чрезмерной скорости прогрева ротора может стать его недопустимое относительное удлинение, вызывающее задевание вращающихся частей о неподвижные. Опыт пусков показывает, что при поддержании термических напряжений в допустимых пределах относительные удлинения ротора, как правило, изменяются в безопасных пределах. Не допускается также большая разность температур верхней и нижней частей цилиндра, обусловливающая его выгиб. Значительный выгиб цилиндра может стать причиной задеваний и даже искривлений вала и вибрации.

Необходимо отметить, что существенные относительные перемещения роторов, а также разности температур по толщине стенки и между верхом и низом цилиндров могут иметь место и перед пуском турбины. Они являются следствием неравномерного остывания турбины после се останова и зависят от многих факторов. В инструкциях указываются предельные значения разности температур «верх-низ» цилиндров и относительного укорочения роторов, при которых пуск турбины разрешается. Высокое качество тепловой изоляции цилиндров, выполняемой, в частности, методом напыления, а также подача в передние уплотнения ЦВД и ЦСД пара от посторонних источников, температура которого соответствует тепловому состоянию вала и уплотнений, способствуют повышению надежности пуска неостывшей турбины после простоя любой длительности.

Контроль за состоянием турбины при пуске осуществляется по приборам, фиксирующим относительное удлинение и осевой сдвиг ротора; разность температур между верхом и низом цилиндра, по ширине фланцев, между фланцами и шпильками; искривление вала и вибрацию; тепловое расширение паропроводов и корпуса турбины и т. п. Предельные значения этих величин на отдельных этапах пуска указываются в инструкциях заводов-изготовителей и могут уточняться в процессе освоения оборудования и отработки его пусков.

Так, например, максимальная допустимая разность температур по ширине фланцев ЦВД и ЦСД, которые также могут оказаться в тяжелых условиях при пуске мощных паровых турбин, не должна превышать 100…120 °С. Применение специального внешнего обогрева фланцев паром улучшает их температурный режим и позволяет существенно снизить или даже получить отрицательную разность температур по ширине (внешняя сторона фланцев горячее внутренней). При осуществлении внешнего обогрева фланцев необходимо учитывать условия прогрева ротора, чтобы обеспечить допустимое его относительное перемещение. Здесь следует иметь в виду соотношение масс цилиндров и роторов. Поэтому внешний обогрев фланцев ЦСД ввиду отмеченных выше особенностей роторов ЧСД применяется не для всех типов турбин. Обогрев шпилек позволяет сократить разность температур между ними и фланцами и уменьшить напряжения в них, а также может способствовать. снижению температурных разностей по ширине фланца.

В инструкциях указываются, кроме того, допустимые скорости прогрева паропроводов, клапанов и цилиндров турбины. По мере повышения температурного уровня металла при пуске скорости прогрева обычно снижаются.

Из перечисленных выше факторов, определяющих термические напряжения при прогреве, управляемыми в процессе пуска являются температура пара, скорость прогрева и коэффициент теплоотдачи от пара к стенке. Последние два фактора в свою очередь зависят от расхода, температуры и давления пара. Поэтому управление прогревом при пуске турбины осуществляется соответствующим регулированием расхода пара, его температуры и давления, причем главным является регулирование температуры пара в соответствии с температурой металла.

Температура пара перед ЦВД и ЦСД при пуске турбины должна превышать температуру металла паровпуска. Это превышение определяется в зависимости от типа и конструктивных особенностей турбины и котла, их исходного теплового состояния и перед пуском с учетом дросселирования может достигать 100 °С. При пуске полностью остывшей турбины температура поступающего в нее пара должна примерно на 40 °С превышать температуру насыщения, соответствующую давлению, которое будет иметь место в турбине при трогании и повышении частоты вращения роторов.

Все это позволяет исключить охлаждение неостывших деталей в начале пуска, а также обеспечить наиболее благоприятные условия для прогрева турбины при пуске ее из любого теплового состояния.

С повышением исходного уровня теплового состояния турбины перед пуском требуется и более высокая температура свежего и вторично перегретого пара, не превышающая, однако, номинального значения. При прочих равных условиях меньшее различие указанных температур перед пуском турбины из любого теплового состояния требуется при более низком давлении пара вследствие уменьшения дросселирования. Отсюда следует, что надлежащее соответствие температур пара и металла проще достигается при пуске паром скользящих параметров. Скользящие параметры пара могут быть получены при блочном пуске котла и турбины. При этом температура и давление пара перед турбиной в процессе пуска повышаются с заданной скоростью;

Пуски барабанных котлов высокого давления проводятся с соблюдением следующих условий:

1) скорость повышения температуры насыщения в барабане - не более 2 °С/мин при разности температур верхней и нижней образующих до 40 °С [2-21];

2) расход пара (продувка) для надежного охлаждения труб пароперегревателя (включая его радиационные и ширмовые поверхности нагрева), равномерного прогрева контуров циркуляции и необходимого прогрева главных паропроводов должен составлять не менее 5% номинальной паропроизводительности в начале растопки и не менее 20% при давлении в барабане 8 МПа [2-22].

Для прямоточных котлов растопочный расход воды должен составлять 30% номинального [2-23], что обеспечивает минимальную по условиям надежности массовую скорость среды, в экранах 450…500 кг/(м²с) [2-24]. При этом минимальное давление среды в топочных экранах должно поддерживаться на уровне 12…13 МПа для котлов с рабочим давлением 14 МПа и 24…25 МПа при сверхкритическом рабочем давлении. При выполнении этих условий обеспечивается необходимая устойчивость гидравлических характеристик экранов в режиме растопки. Растопка котла при пониженном или скользящем давлении среды в экранах допускается только по согласованию с заводом-изготовителем после проведения специальных испытаний [2-23].

1.6 Организация пусков блока и общие требования к пусковым схемам

Пуск блока имеет свои особенности, и для его осуществления требуется специальная пусковая схема.

Одной из особенностей является совместный пуск котла и турбины, т. е. пусковые операции на турбине, паропроводах и котле оказываются взаимосвязанными и должны выполняться согласованно. Обязательным условием является полное соблюдение всех перечисленных выше критериев надежности пуска оборудования.

Пуск блока можно представить рядом последовательных этапов, которые именуются соответственно их целевому назначению:

1) подготовка к пуску;

2) растопка котла и повышение параметров пара до значений, необходимых для пуска турбины;

3) трогание роторов турбоагрегата впуском пара, повышение частоты их вращения до номинальной, синхронизация и включение генератора в электрическую сеть;

4) нагружение - повышение мощности блока до номинального или заданного значения.

Содержание и приемы выполнения всех пусковых операций на каждом из этапов, а также длительность последних в существенной мере зависят от типа и теплового состояния оборудования, характеристик пусковой схемы и регламентируются соответствующим образом инструкциями, графиками-заданиями и сетевыми графиками пуска блока. В инструкции имеются, кроме того, указания по объему контроля теплового и механического состояния оборудования, по использованию и порядку включения авторегуляторов, а также о разбивке технологических защит по группам и о порядке их включения при пуске блока.

Отметим здесь, что под растопкой котла подразумевают лишь начальную стадию его пуска, обеспечивающую получение необходимых «стартовых» для турбины параметров пара. При этом режим пуска котла зависит не только от его свойств и теплового состояния, но в существенной мере определяется и соответствующими условиями прогрева паропроводов и турбины. На последующих этапах эта зависимость сказывается еще более ощутимо.

В зависимости от исходного теплового состояния оборудования согласно ПТЭ условно различаются следующие режимы пуска блока:

1) из горячего состояния - при длительности предшествующего простоя (ориентировочно) менее 6…10 ч;

2) из неостывшего - при простое от 6…10 до 70… 90 ч;

3) из холодного и близких к нему состояний - при простое более 70…90 ч.

Для блоков с прямоточными котлами дополнительно выделяют еще режим пуска из состояния горячего резерва после простоя блока не более 1 ч; этот режим может быть осуществлен при особых исходных условиях, оговоренных ПТЭ и инструкциями.

Каждой из перечисленных трех групп соответствует определенный исходный уровень температур металла паровпускных частей турбины, определяющий технологические особенности пуска блока. При этом учитывается также то обстоятельство, что оборудование блока остывает неодинаково: быстрее остывают котлы (особенно прямоточные), медленнее -паропроводы, значительно медленнее - отдельные части турбины. Такая картина является следствием различий как в металлоемкости оборудования, так и в условиях отвода тепла.

В соответствии с требованиями ПТЭ пуски блока из любого теплового состояния (кроме состояния горячего резерва) должны осуществляться при скользящих параметрах пара, благодаря чему обеспечиваются:

1) оптимальные параметры пара, необходимые для пуска турбины и исключающие тепловые удары и прогрев металла с недопустимыми скоростями;

2) сокращение длительности растопки котла, поскольку в большинстве случаев отпадает необходимость предварительного повышения параметров пара до номинальных значений перед пуском турбины;

3) сокращение общей длительности пуска блока за счет полного или частичного совмещения прогрева элементов котла, паропроводов и турбины;

4) возможность работы турбины в широком диапазоне нагрузок с полностью открытыми регулирующими клапанами, благодаря чему исключается дросселирование и вызываемое им снижение температуры пара, а прогрев осуществляется равномерно и более быстро без превышения допустимых термических напряжений в металле;

5) возможность осуществления начального прогрева оборудования при пуске блока из холодного и близких к нему состояний при пониженном тепловыделении в топке котла, что способствует сокращению пусковых потерь тепла на данном этапе пуска;

6) существенное сокращение потерь тепла и электроэнергии при пуске блока, обусловленное предыдущими преимуществами.

Наличие промежуточного перегрева пара также является причиной некоторых особенностей блочного пуска, вытекающих из условий работы промежуточного перегревателя, прогрева системы промежуточного перегрева и пуска турбины.

При пуске турбины требуется довольно тонкое регулирование температуры подаваемого в нее свежего и вторично перегретого пара. Для этого наряду со штатными средствами регулирования необходимы и пусковые (впрыски, байпасы и т. п.).

Возможности и условия осуществления различных режимов пуска в значительной мере определяются пусковой схемой блока. Пусковая схема - это совокупность установок, устройств, арматуры и трубопроводов, необходимых при пуске и останове блока, а также при мгновенных сбросах нагрузки. К пусковым схемам блоков предъявляются следующие требования [2-24]:

1) возможность осуществления надежных пусков блока при любом исходном тепловом состоянии котла, паропроводов и турбины;

2) минимальные продолжительность пуска, потери топлива, электроэнергии и конденсата при оптимальных условиях прогрева оборудования блока;

3) возможность выполнения установленных норм водного режима при пуске блока;

4) предельное упрощение пусковых операций и возможность унификации программ автоматического управления пусками;

5) возможность удержания блока в работе при глубоком сбросе нагрузки вплоть до холостого хода.

Пусковая схема дубль-блока должна также обеспечивать возможность ремонта корпуса котла при работе турбины и второго корпуса.

Принципиальные отличия возможных вариантов пусковых схем обусловлены, главным образом, типом котла. Поэтому далее будут отдельно рассмотрены пусковые схемы и режимы пуска блоков с барабанными и прямоточными котлами.

На все виды пусков составляются соответствующие графики-задание и сетевые графики, примеры которых показаны на рис.2-9…2-11, 2-14, 2-15.

Сетевой график пуска из горячего состояния блока мощностью 150 МВт, применяемый на одной ГРЭС, представлен (с незначительными упрощениями) на рис. 2-11. На этом графике кружками обозначены так называемые события, показывающие, во-первых, окончание данной операции, и, во-вторых, наличие необходимых и достаточных условий для начала выполнения следующих операций. Цифры в кружках обозначают содержание (код) событий.

По вертикали расположены операции (события), выполняемые одновременно (параллельно), по горизонтали - последовательно. Каждое последующее событие располагается правее предыдущего, а стрелки между кружками являются графическим изображением данной операции. Цифры над стрелками обозначают шифр каждого работника вахты, выполняющего ту или иную операцию, длительность которой в минутах указана в скобках под стрелкой. Штриховые стрелки обозначают так называемые фиктивные работы, показывающие только последовательность событий и не требующие, естественно, времени для выполнения. Ниже приводятся шифры персонала и перечень основных операций пуска:

Старший машинист блока - 01

Машинист блока (турбины) - 02

Машинист блока (котла) - 03

Машинист-обходчик турбины - 04

Машинист-обходчик котла - 05

Машинист-обходчик вспомогательного оборудования - 06

Дежурный по мельницам - 07

Дежурный слесарь - 08

Дежурный электромонтер - 09

Дежурный приборист - 10

Золыцик - 11

Дежурный лаборант химической лаборатории - 12

Перечень основных пусковых операций:

Наличие необходимого уровня воды в барабане, деаэраторе, конденсаторе; подготовлен газовоздушный тракт; опробованы КДУ предохранительных клапанов системы промперегрева и установлены вставки; подготовлен для продувки газопровод; подготовлен конденсатный тракт турбины; проверены и включены защиты по осевому сдвигу и давлению масла на смазку подшипников турбины; включены резервный маслонасос, маслоочистка и валоповоротное устройство турбины; подана охлаждающая вода в конденсатор, на газомаслоохладители, на охлаждение леток, на мокрые золоуловители, шлаковые ванны; подготовлены к работе электрические схемы - 1,2

Вентиляция топки и продувка газопроводов - 1-4

Включен конденсатный насос, подан пар на эжекторы и уплотнения - 2-3

Набор вакуума 550 мм рт. ст. в конденсаторе - 3-5

Включены газовые горелки - 4-6

Включение ПЭН - 5-7

Открыта продувка пароперегревателя; закрыта БРОУ-1 и полностью открыта БРОУ-2 - 6-8

Переведен сброс пара через БРОУ-1 в конденсатор - 8-9

Подготовлена схема регенерации высокого давления - 7-10

Включен пусковой масляный электронасос и взведены АСК - 10-11

Прогреты АСК и перепускные трубы ЦВД - 11-13

Включен мотор-генератор - 12-14

Трогание роторов паром, набор номинальной частоты вращения, синхронизация и включение генератора в сеть - 15-18

Включен бустерный насос - 16-19

Повышение параметров пара до номинальных - 17-39

Harp ужение блока до 80 МВт - 18-35

Включена защита отпадения вакуума в конденсаторе - 19-28

Сняты вставки предохранительных клапанов на «горячих» паропроводах промперегрева .- 20-27

Взведены обратные клапаны на паропроводах отборов турбины - 21-34

Закрыты БРОУ - 22-33

Снято ограничение предохранительных клапанов на «холодных» паропроводах промперегрева - 23-32

Включены вентиляторы первичного воздуха и пылепитатели - 24-31

Включен сливной насос ПНД - 25-30

Включены механизмы шлакоудаления - 26-29

Включена пылесистема - 33-36

Тягодутьевые машины переключены на вторую скорость - 36-37

Включение защит и автоматики - 28-38

Нагружение блока до 150 МВт - 35-40

Так, например, цифры 1 и 2 означают, что завершены все предшествующие технологические операции (заполнение котла водой до растопочного уровня в барабане, сборка схем электрических соединений, опробование защит и блокировок, подготовка вспомогательного оборудования и т. д.), необходимые для того, чтобы начать выполнение операций по вентиляции топки, продувке газопроводов и включению конденсационной установки турбины. Совокупность последовательных работ, требующих в сумме наибольшего времени для их выполнения, составляет так называемый критический путь.

Применительно к блокам критический путь представляет собой общую продолжительность пуска от начала вентиляции топки до достижения номинальной мощности блока и определяется графиком-заданием пуска. Однако операции, не входящие в критический путь, могут увеличивать продолжительность пуска, поскольку они являются необходимыми для своевременного выполнения тех работ, которые лежат на критическом пути. Сетевой график дает возможность выявить те «узкие» места, которые обусловливают удлинение пуска блока, с тем, чтобы принять необходимые меры по их устранению.

Критический путь может быть сокращен или удлинен только при соответствующих изменениях технологии пуска. Продолжительность этапа подготовки блока к пуску сокращается путем сжатия этого участка сетевого графика по горизонтали и растягивания его по вертикали, что может быть достигнуто за счет рационализации распределения и организации работ, выполняемых каждым работником вахты, механизации и автоматизации технологических операций, повышения готовности оборудования.

1.7 Остановка блока (общие положения)

В соответствии с ПТЭ остановы блока в зависимости от их причин и применяемой технологии подразделяются на следующие группы:

1) без расхолаживания оборудования - при выводе блока в резерв или для производства ремонтных работ, не зависящих от теплового состояния котла, паропроводов и турбины;

2) с расхолаживанием турбины - при выводе блока в капитальный ремонт или для производства ремонтных работ, требующих предварительного остывания турбины;

3) с расхолаживанием котла и паропроводов, если останов не вызван разрывом труб поверхностей нагрева - для производства ремонтных работ на котле и паропроводах;

4) с расхолаживанием тракта прямоточного котла до встроенной задвижки - для производства ремонтных работ по этому тракту;

5) аварийные остановы.

Технология остановов разрабатывается с учетом особенностей оборудования блока и подробно излагается в местных инструкциях.

Во всех случаях (кроме аварийных) при останове следует стремиться по возможности использовать тепло, аккумулированное в оборудовании, для выработки электроэнергии. Это достигается при постепенном снижении мощности турбины и давления в котле. Некоторое количество электроэнергии вырабатывается также при быстром разгружении турбины после отключения всех горелок котла.

При останове блока в резерв отключение генератора и турбины производится при мощности, составляющей 20--30% номинальной. После этого обеспаривают систему промежуточного перегрева, а также пароперегреватель и паропроводы свежего пара. Все отключающие шиберы на газоходах, направляющие аппараты тягодутьевой установки, лазы и лючки после вентиляции газового тракта плотно закрываются. При останове блока с барабанным котлом на время, не превышающее 10 ч, пар из пароперегревателя не выпускается.

Останов блока производится действием защит, а при их отказах -обслуживающим персоналом. Скорости снижения мощности блока и давления пара в барабане котла должны находиться в пределах, исключающих возникновение недопустимых относительных укорочений ротора и термических напряжений в металле. Аварийные случаи, при которых блок должен быть остановлен немедленно или по указанию главного инженера электростанции, оговорены ПТЭ.

2. Мобильность ТЭС

2.1 Подхват вращающимся резервом

При системных авариях в результате отключения линии электропередачи происходит разделение энергосистем на две части: на часть с дефицитом мощности и на часть с избытком мощности. При появлении дефицита мощности возникает небаланс между вращающими моментами на валах турбин и моментами сопротивления генераторов, в результате чего снижаются частота вращения турбин и частота в энергосистеме; при появлении избытка мощности процесс протекает в обратном направлении -- частота растет. Регуляторы скорости турбин реагируют на изменение частоты вращения и в соответствии со своими статическими характеристиками при снижении частоты дают команду на открытие регулирующих клапанов, что приводит к набросу нагрузки. При повышении частоты клапаны прикрываются и турбины разгружаются от избытка мощности. И в том, и в другом случае при благоприятных условиях изменение частоты в энергосистеме может притормозиться, а затем и прекратиться, после чего возможно восстановление нормальной частоты. Однако при неблагоприятных условиях снижение частоты не удается затормозить, что приводит к срабатыванию защит, отключающих оборудование, к отключению генераторов от сети и к аварийному развалу энергосистемы. электростанция тепловой энергоблок

Именно так случилось в ночь на 14 июля 1977 г. с энергосистемой, обеспечивающей электроснабжение Нью-Йорка [3-1] В результате грозы оказались выведенными из строя две 345-киловольтные линии электропередачи от АЭС Индиан-Пойнт мощностью 900 МВт. Последующие удары молний вывели из строя еще две 345-киловольтные линии, подающие электроэнергию в Нью-Йорк от электростанций, расположенных к северу от Нью-Йорка. В результате энергосистема потеряла 2000 МВт, и дефицит мощности составил около 35% номинальной. После этого сработала защита на понижение в сети напряжения сначала на 5, а затем на 8%. Далее ЭВМ, управляющая энергосистемой, дала команду на отключение ряда малонаселенных районов. Это не спасло положения, так как системная авария разрасталась, поскольку из-за перегрузки перегрелись кабельные линии, подававшие электроэнергию от соседней энергосистемы, вследствие чего и они были отключены защитой. В дополнение к этому из-за продолжающейся грозы удар молнии вывел из строя последнюю ЛЭП с севера. После этого из-за перегрузки были отключены защитой и две последние питающие энергосистему линии. Развитие аварии продолжалось более часа, после чего электроснабжение полностью прекратилось, и огромный город погрузился в темноту. Остановились метро, электрический транспорт, лифты -- все, приводимое в действие электричеством. Полное восстановление электроснабжения потребовало значительных усилий и происходило в течение 25 ч.

...