Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

для студентов очной и заочной формы обучения

по направлению 13.03.01

«Теплоэнергетика и теплотехника»

Алгоритм пуска в работу энергетического блока после ремонта

Груздев В.Б.

Казань - 2017



Рецензенты:

Доктор технических наук, профессор Казанского государственного энергетического университета, кафедра «Тепловые электрические станции», Тутубалина В. П.

Кандидат технических наук, начальник котлотурбинного цеха Казанской ТЭЦ-1, Безруков Р. Е.

Алгоритм пуска в работу после ремонта энергетического блока тепловой электростанции. Практическое пособие.- Казань: Вестфалика, 2017.

В пособие рассматривается методика подготовки и алгоритм пуска в работу после ремонта энергоблока в составе: паровой котел + паровая турбина, показана последовательность технологических операций при его пуске. В конце составлены перечни контрольных вопросов для самопроверки полученных знаний по пуску энергоблока в работу. В Приложении приведены структурные схемы работы автоматических защит и технологических блокировок на оборудовании энергоблока. Пособие является расширенным вариантом авторского курса лекций по дисциплинам «Режимы работы и эксплуатация ТЭС», «Тепловые электрические станции», и соответствует государственному образовательному стандарту дисциплины направления «Теплоэнергетика и теплотехника», и специальности «Тепловые электрические станции». Пособие предназначено для студентов старших курсов, обучающихся по специальности «Тепловые электрические станции» и может быть полезно как бакалаврам, магистрантам, аспирантам, так и инженерно-техническим работникам электростанций.



Введение

Цель автора -- пробудить у читателя, приступившего к профессиональному изучению инженерной науки - «Теплоэнергетика», желание более глубоко познакомиться с этой отраслью электроэнергетики.

Да, именно электроэнергетики, ибо основное назначение «Теплоэнергетики» на тепловой электростанции - это получение тепловой энергии из органического или ядерного топлива, с минимальными затратами, но с максимальной эффективностью её применения при выработке электрической энергии электрогенератором, а так как он получает вращение от паровой или газовой турбины и жёстко связан с нею, то его называют - турбогенератором, в свою очередь электрогенератор, получающий вращение от водяной (гидро) турбины, называется - гидрогенератором, который намного тихоходнее турбогенераторов, и применяется на гидроэлектрических станциях, - ГЭС.

Мы уже с вами знаем, что «Теплотехника» - это есть научная дисциплина и отрасль техники, которая охватывают методы получения теплоты, преобразования её в другие виды энергии, распределения, транспортирования, использования теплоты с помощью тепловых машин, аппаратов и различных устройств, а вот «Теплоэнергетика» - это есть раздел «Теплотехники», охватывающий преобразование теплоты в другие виды энергии, главным образом в механическую и электрическую.

Предметом изучения «Теплоэнергетики» являются термодинамические циклы и схемы энергоустановок, степень их совершенства, вопросов горения топлива, теплообмена, теплофизических свойств рабочих тел и теплоносителей, и всем этим занимаются - эксплуатационный персонал электростанции, научно-исследовательские и проектные институты.

Но все, кто придумывает, проектирует, исследует и обучает в энергетических ВУЗах студентов, всё это делается для более грамотной, безаварийной и более надежной эксплуатации, как теплоэнергетического оборудования, так и всей тепловой электростанции в целом.

В свою очередь, ты, бывший студент, теперь уже инженер, эксплуатирующий электростанцию, но:

1) всегда интересуйся своим делом, постоянно ищи и добывай новые знания по избранной профессии, повышай и совершенствуй свои профессиональные навыки;

2) не стесняйся задавать, казалось бы, глупые вопросы, знай - нет глупых вопросов, а есть глупые ответы;

3) никогда и нигде не хвастайся своим высшим образованием;

4) чаще расспрашивай людей с практическим опытом работы на электростанции и анализируй услышанное, с применением полученных теоретических знаний в институте, ибо учимся нашему делу только на работе, а не в кабинете;

5) больше слушай, услышанное запоминай, записывай, наматывай на ус;

6) не бойся совершать ошибки, но если это случилось, то найди их причину и обязательно устрани, и больше не допускай их, ибо так ты становишься профессионалом своего дела, у тебя появляется собственный опыт проб и ошибок.

В этой связи в настоящем Пособии предпринята попытка рассказать о последовательности пуска в работу энергоблока, в состав которого входят: паровой котел + паровая турбина + турбогенератор + возбудитель + блочный трансформатор, поэтому поставленная цель определила порядок и стиль изложения.

Но в настоящем Пособии мы будем рассматривать только паросиловой энергоблок, без газовой турбины и котла-утилизатора, т.е. парогазовый энергоблок мы обязательно рассмотрим в следующем Пособии, тем более парогазовые установки (ПГУ), наконец-то, начали широко внедряться в российской теплоэнергетике, хотя ещё в 1950-х гг. преимущества парогазового цикла были доказаны советским академиком С. А. Христиановичемhttps://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%92%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BF%D0%B5%D0%B4%D0%B8%D1%8F:%D0%A1%D1%81%D1%8B%D0%BB%D0%BA%D0%B8_%D0%BD%D0%B0_%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%87%D0%BD%D0%B8%D0%BA%D0%B8, но этот тип энергогенерирующих установок, к сожалению, не получил в СССР широкого применения, и только в настоящее время (данные на 01.01.2014г.) на 16-ти ТЭС России (в основном ТЭЦ), установлено 24 ПГУ мощностью от 110 до 450 МВт каждая.

Также целью настоящего учебного Пособия по курсу «Режимы работы и эксплуатация тепловых электрических станций» является изучение последовательности пуска паросилового энергоблока при его температурном режиме соответствующего «холодному» или «горячему» состоянию, как основного, так и вспомогательного оборудования.

При описании алгоритма пуска в работу энергетического блока использовались: общеизвестная техническая литература [1-15] и более чем 20-ти летний стаж работы автора на тепловых и атомных электростанциях (Заинская ГРЭС, Ленинградская и Чернобыльская АЭС) и 16-ти летний опыт преподавания в Казанском государственном энергетическом университете на кафедре «Тепловые электрические станции».

В ходе изучения настоящего Пособия студенты получат первые, пусть пока виртуальные, но уже навыки по реальному пуску в работу энергетического блока после ремонта, который всегда сложен и трудоёмок, где должна соблюдаться строгая последовательность выполнения пусковых операций и взаимодействия всех цехов электростанции.

Итак, из учебного курса «Режимы работы и эксплуатация тепловых электрических станций» известно, что тепловые состояния основного оборудования энергоблока условно подразделяются на три вида температуры металла паровпуска турбины: «холодное», «неостывшее» (промежуточное) и «горячее» состояние.

Пуск энергоблока из длительного ремонта считается пуском из «холодного» состояния и должен соответствовать всем требованиям этого теплового режима оборудования.

Но если пуск энергоблока из «холодного» состояния можно считать более спокойным и размеренным, то пуск энергоблока из «горячего» состояния является самым сложным и скоростным пуском, требующим от оперативного персонала энергоблока максимальной собранности и внимания.

Именно пуск энергоблока из «горячего» состояния можно считать высшим пилотажем и зрелостью инженера - теплоэнергетика как профессионала своего нелёгкого, но так нужного и всегда востребованного дела. Но такой пуск мы рассмотрим в другом Пособии.

Предложенный алгоритм пуска энергоблока из «холодного» состояния является типовым и может быть применён при пуске любого энергоблока за исключением некоторых изменений и дополнений для барабанных и прямоточных котлов, а также для паровых турбин.

Но в любом случае методика пуска одинакова и последовательность пусковых операций на вспомогательном и основном оборудовании постоянна, т.е. его алгоритм неизменен.

Кстати, слово «алгоритм» происходит от латинизированного имени хорезмского учёного-математика IX века, Абу Абдуллах Мухаммеда ибн Муса аль-Хорезми, который также впервые сформулировал правила вычислений в новой десятичной системе счисления, взятой из Индии.

Отсюда и пошло, что - алгоритм (раньше писали - алгорифм) - это есть правило выполнения каких-либо операций, действий. Именно аль-Хорезми впервые в математике применил цифру «0», которая в Индии называлась ас-сифр, или сифр, т.е. цифра, шифр.

Знание правильного пуска в работу энергоблока, и вообще любого оборудования на электростанции, правил его технической и безопасной эксплуатации, позволит обеспечить надёжное, экономичное и безопасное снабжение потребителей электроэнергией, паром и теплом.



1. Типовые пусковые схемы энергоблоков

До 1950-х гг. в СССР, так и по сей день, на многих тепловых электростанциях (ТЭС) типа ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) паротурбинные установки работают с общими коллекторами, в которые перегретый пар поступает от всех котлов электростанции. Подача в котлы питательной воды также осуществляется из общей магистрали от питательных насосов.

Таким образом, все котлы и турбинные установки электростанции связаны по пару и питательной воде, т. е. имеют так называемые поперечные связи по рабочему телу.

Но промышленным предприятиям страны из года в год требовалось все больше и больше электроэнергии, что вело к неизбежной необходимости увеличения единичной мощности электрических турбогенераторов, соответственно паровых котлов и турбин, а, следовательно, электростанции в целом, все это требовало упрощения схем общестанционных коммуникаций.

Одновременно ставился вопрос об увеличении экономичности электростанций за счет повышения основных параметров вырабатываемого пара - давления и температуры.

Увеличение же начальных параметров пара требовало новой металлургической технологии изготовления высококачественных сталей, которая, в свою очередь, нуждалась в больших энергетических затратах. К сожалению, электростанции не успевали отслеживать эту потребность.

Уже после Октябрьской революции, в 1918г., советское правительство поставило перед энергетиками молодой республики сложную задачу: в кратчайшие сроки (10-15 лет) построить в стране не менее 30-ти электростанций (20 тепловых и 10 гидроэлектростанций) общей мощностью 1750 МВт (эта мощность почти в 1,3 раза меньше мощности только одной Заинской ГРЭС - 2200 МВт). В связи с этим был разработан и принят 22-го декабря 1920г. на VIII-м съезде Советов в Москве план ГОЭЛРО (Государственная электрификация России), во главе которого был инженер-электрик (окончил Петербургский технологический институт), будущий академик, Кржижановский Глеб Максимилианович, один из разработчиков и его вдохновителей.

Планом предусматривалось опережающее развитие электроэнергетики, привязанное к планам развития территорий советской страны. Это 8 основных экономических районов: Северный, Центрально-промышленный, Южный, Приволжский, Уральский, Западно-Сибирский, Кавказский и Туркестанский. План был выполнен досрочно и с высоким качеством энергетического оборудования.

Например, на современных электростанциях до недавнего времени еще продолжали работать паровые котлы и турбины 1930-х годов изготовления.

Именно в эти годы был разработан и внедрен паровой котел прямоточного действия - котел Рамзина, который уже имел промежуточный перегрев пара, что позволило повысить термодинамическую эффективность турбоустановки и тем самым увеличить ее электрическую мощность до 100 и более МВт.

Интересно отметить и тот факт, что когда советскому правительству Энергетическим институтом (ЭНИН им. Г.М. Кржижановского) был предложен вариант увеличения установленной мощности электростанций от 500 и более МВт, что давало удешевление самой электростанции и снижение себестоимости вырабатываемого кВт-часа электроэнергии, то в правительстве, в частности Георгий Максимилианович Маленков (он четыре года проучился в МВТУ им. Баумана на инженера-электрика), были против этого варианта. Они объясняли это тем, что в случае войны противник, разрушив столь мощные энергетические центры, оставит крупные промышленные районы страны без электроэнергии, поэтому нужно строить пусть много, но мелкие электростанции, что, к сожалению, мы имеем и по сей день - много мелких, но уже старых электростанций.

Вообще-то, биография Маленкова Г.М. весьма интересна: он был министром электростанций СССР, затем председателем правительства страны, выдал гражданские паспорта сельскому населению, а его жена - Валерия Алексеевна Голубцова, была ректором Московского энергетического института в 1942--1952 гг.

Именно в эти горячие годы индустриализации нашей страны профессор МЭИ Рамзин Леонид Константинович разработал, а затем был изготовлен полностью из отечественных материалов Невским машиностроительным заводом им. Ленина (г. Ленинград, ныне - г. Санкт-Петербург) промышленный прямоточный паровой котел высоких параметров водяного пара: 140 ат, 500^оС, паропроизводительностью 150/200 т/ч при температуре питательной воды 200-210^оС.

В мае 1932 г. Наркомат тяжёлой промышленности издал приказ о создании первого в России прямоточного котла. Он должен быть установлен на ТЭЦ Всесоюзного теплотехнического института (ВТИ).

Разработка проекта проходила в специально созданном конструкторском бюро под руководством профессора Л. К. Рамзина.

Стройка осуществлялась организацией «ВТИстрой» и была объявлена ударной. Именно этой организацией впервые в СССР и был произведён прямоточный котёл, установленный на электростанции. Для изготовления этого котла были применены новые марки легированной стали с повышенной прочностью, так как обычные не держали нагрузки при столь высоких температуре и давлении пара.

Запуск котла произошёл в День энергетика, 22 декабря 1933 года. Паропроизводительность при запуске составила 200 т/час, давление пара -- 130 атмосфер, температура -- 500 °C. Этот день считается началом работы Московской ТЭЦ-9 (ТЭЦ ВТИ). К 13 сентября 1935 года мощность станции достигла 60 МВт.

Оригинальная компоновка котла и его парогенерирующей поверхности выгодно отличались от уже известных в теплоэнергетике зарубежных прямоточных котлов системы Бенсона, Зульцера, Вестингаузена и др.

Например, при расширении Казанской ТЭЦ-2, мощность которой на 01.01.1941г. составляла 25 МВт (в годы войны она была блок - станцией Казанского авиационного завода №124, затем - №22, а ныне Казанское авиационное производственное объединение им. Горбунова), были установлены новая паровая турбина английской фирмы «Парсонс» с турбогенератором мощностью 25 МВт, полученные нами по ленд-лизу, корпус которого был изготовлен из наборного дерева, как паркет, и паровой прямоточный котел Рамзина. Это позволило увеличить производство боевых самолетов для фронта и обеспечить электроэнергией и теплом эвакуированные в Казань предприятия и прибывшее в город население (в Татарстан было эвакуировано 70 промышленных предприятий союзного значения). Котёл и турбина с генератором успешно продолжали работать на Казанской ТЭЦ-2 до 1980-х гг.

В 1970-х гг. мне довелось работать на заводе «Татэнергоремонт» и был удивлен, когда во время пожара на Казанской ТЭЦ-2, на турбогенераторе №2 английской фирмы «Парсонс», металл сгорел, а корпус турбогенератора остался невредимым. К сожалению, этот турбогенератор был демонтирован, когда начали строить новую очередь на Казанской ТЭЦ-2 для парогенераторной установки.

Уже давно инженеры-электрики были обеспокоены повышением электронадежного питания потребителей и в 1920-е гг. было принято решение о создании закольцовки всех электростанций страны в единую энергетическую систему.

В настоящее же время Единая энергетическая система (ЕЭС) России состоит 69-ти региональных энергосистем (РЭС), которые образуют 7-мь объединённых энергосистем (ОЭС): Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада, в состав которых входит около 350 тепловых электростанций, из них более 30 ГРЭС, с установленной мощностью от 500 и более МВт, и самой крупной является Сургутская ГРЭС-2, что в Ханты-Мансийском округе, с установленной мощностью 5600 МВт (6х800 МВт + 2хПГУ-400), которая работает на природном (30%) и попутном (70%) нефтяном газе.

Но самой крупной ТЭС в мире и самым крупным производителем атмосферного диоксида углерода (СО₂ - углекислый газ) все же считается китайская Тайчжунская ТЭС на Тайване. Ее установленная электрическая мощность составляет 5780 МВт (10х550 + 4х70 МВт), которая более 12 млн. тонн битуминозного угля и более 2,5 млн. тонн суббитуминозного (тощего) угля потребляет в год. Уголь в основном импортируется из Австралии, хотя Китай обладает огромными запасами собственного каменного угля.

Попутный нефтяной газ -- это есть смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти, которые выделяются в процессе добычи и перегонки (так называемые попутные газы, в основном состоящие из пропана и изомеров бутана). К нефтяным газам также относят газы крекинга нефти, состоящие из предельных и непредельных (метана, этилена) углеводородов. Нефтяные газы применяют как энергетическое топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Битуминозный уголь - такое название принято в западной классификации. Это наиболее распространенный вид угля: черного цвета, мягкий, плотный с часто встречающимися блестящими и матовыми полосками. Влажность его менее 20%. Имеет теплоту сгорания около 7-9 кВт/кг. В большинстве высокоразвитых стран он используется в промышленности в больших количествах, чем уголь других категорий, так как у него не снижается качество при транспортировке, и он имеет высокую теплотворную способность. Кроме того, некоторые разновидности битуминозного угля используются для получения металлургического кокса.

В России же Сургутская ГРЭС-2 является одной из высоко-эффект-ивных тепловых электростанций (данные на 2015 год):

· удельный расход условного топлива на блоках № 1-6 (паросиловые установки) -- 306 грамм на кВт.ч;

· удельный расход условного топлива на блоках № 7-8 (парогазовые установки) -- 225 грамм на кВт.ч;

· расход электроэнергии на собственные нужды -- менее 2,5 %

В таблице №1 приведены только те ГРЭС, где мощность единичного энергоблока более 100 МВт (по данным на 2015 год).

Перечень действующих ГРЭС России

(по данным на 2015 г.)

№	ГРЭС	100	150	200	300	500	800	1200	Установл мощность МВт	Место установки
1	Беловская			6					1200	Кемеровская область
2	Березовская						2		1600	Красноярскаяобласть
3	Гусиноозерская			6					1200	Бурятия
4	Заинская			11					2200	Татарстан
5	Ириклинская				8				2400	Оренбургскаяобласть
6	Кармановская				6				1800	Башкирия
7	Каширская				6				1800	Московская область
8	Киришская				6				1800	Ленинградская область
9	Конаковская				7				2100	Тверская обл.
10	Костромская				8			1	3600	Костромская область
11	ТЭЦ-21				3				900	Мосэнерго
12	Невинномыская		6						900	Ставрополье	ПГУ-170 + ГТУ- 25
13	Назаровская		6х135			1х400			1210	Красноярский край
14	Нижневартовская						2		1600	Ханты-Манси
15	Новочеркасская			8					1600	Ростовская область
16	Пермская						3		2400	Пермский край
17	Печорская			5					1000	Республика Коми
17	Приморская			5					1000	Дальний Восток
18	Псковская			2х215					450	Псковская область
19	Рефтинская				6	4			3800	Свердловск. область
20	Рязанская				3		2		3070	Рязанская область
21	Смоленская			3					600	Смоленская область
22	Ставропольская				8				2400	Ставрополье
23	Сургутская-1			16					3200	Ханты-Манси
24	Сургутская-2						6		5600	Ханты-Манси	2хПГУ-400
25	Томь-Усинская	3		4					1100	Кемеровская область
26	Троицкая				3	2			1900	Челябинская область
27	Харанорская			3х215					645	Забайкальский. край
28	Череповецкая			3х210					630	Вологодская область
29	Шатурская			5					1000	Московская область
30	Яйвинская		4		1х425				1025	Пермский край
	Итого:	3	10	83	65	6	15	1	55730

Из табл. 1 следует, что в энергобалансе паровых турбин российских ГРЭС количество турбин К-200-130 и К-300-240 составляет 83 и 65 или 45,35 % и 35,5 % соответственно, и также следует, что более 81% всей установленной электрической мощности ГРЭС России составляют паровые турбины 200 и 300 МВт производства 1960-70 гг., и если учесть, что технический ресурс их работы составляет 50 лет, то он практически выработан.

Мне пришлось быть на Костромской ГРЭС, где с 1980 г. эксплуатируется самая мощная паровая турбина Ленинградского металлического завода -1200-240-3 МВт. К сожалению, теперь ее пускают в работу очень редко, два-три раза в течение года. Это связано с тем, что пуск в работу такой мощной турбины ведет к значительному снижению стоимости отпускаемой электроэнергии, к нарушению рыночных отношений в потреблении электроэнергии, да и подготовка ее к пуску занимает более 10 суток по времени, и установлена она в отдельном здании. Для решения задачи повышения термического к.п.д. тепловой электростанции, Л.К. Рамзиным был применен промежуточный перегрев пара: из цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины увлажненный пар направлялся на дополнительный огневой перегрев в промежуточном пароперегревателе в корпусе котла, откуда уже подогретый и осушенный до температуры острого пара опять поступал в цилиндр среднего давления (ЦСД), а затем в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины. Тем самым решалась проблема снижения влажности пара перед последними ступенями ЦНД.

К сожалению, промежуточный перегрев пара сделал невозможным применение поперечных связей, так как наряду с общими паропроводами свежего пара и магистралями питательной воды появляются нитки паропроводов «холодного» и «горячего» промежуточного пара, что чрезвычайно усложняет тепловую схему, затрудняет регулирование работы котлов и турбин. В результате были предложены блочные энергоустановки, в которых паровой котел, турбина, турбогенератор и трансформатор технологически связаны между собой в единый и неделимый энергоблок.

Необходимость тесной и взаимосвязанной работы элементов блочной энергоустановки выдвинула проблему разработки режимов ее эксплуатации в различных условиях, особенно при пуске, останове, сбросе нагрузки и переменных нагрузках. В свою очередь, промышленное развитие и разночасовые зоны территории нашей страны, увеличило неравномерность загрузки электростанций в течение суток. Так, графики электрической нагрузки имеют характерные суточные провалы мощности в ночные часы и интенсивный рост в утреннее время, что вынуждает повышать нагрузку энергоблоков с высокой скоростью - до 0,5--0,65% в минуту от номинальной его мощности. Еще с большей скоростью приходится снижать мощность энергоблока в условиях его разгрузки, особенно при аварийных режимах. Это маневрирование электрической мощностью, конечно, наиболее удобно выполнять на блочных энергоустановках, нежели на электростанциях с поперечными связями. Необходимость обеспечения маневренности и мобильности энергоблоков, сохранение их высокой надежности и экономичности при различных режимах работы, требуют большого внимания к разработке тепловых и пусковых схем.

Структурную схему пароводяного тракта энергоблока, предназначенного для производства теплоты и выработки электроэнергии, называют принципиальной тепловой схемой (ПТС), которая приведена на рис.1.

Рис.1 Принципиальная тепловая схема (ПТС) энергоблока

1 - паровой котел (парогенератор); 2 - пароперегреватель парового котла; 3 - паровая турбина; 4 - электрический турбогенератор (ТГ); 5 - паровой конденсатор низкого давления (КНД); 6 - конденсатный насос (КН); 7 - блочная обессоливающая установка (БОУ); 8 - подогреватели низкого давления системы регенерации тепла (ПНД); 9 - деаэратор (Д); 10 - питательный насос (ПН); 11 - подогреватель высокого давления (ПВД); В - электрический возбудитель турбогенератора (электрогенератор постоянного тока малой мощности).

ПТС является классической схемой любой тепловой электростанции, пусть это будет электростанция на органическом или ядерном топливе в России или за рубежом.

Схему оборудования, обеспечивающего проведение пусковых и остановочных операций, поддержание режима холостого хода и защиту при переменных режимах называют пусковой.

Специфическими элементами пусковых схем являются пусковые сепараторы, редукционно-охладительные установки (РОУ), быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ) или пуско-сбросные быстродействующие установки (ПСБУ), соединительные трубопроводы с арматурой.

На пусковых схемах обычно показывают эти элементы, а также значительную часть основного и вспомогательного оборудования блока и связи между ними.

Пусковые схемы должны обеспечивать надежный пуск энергоблоков из любого теплового состояния при минимальных продолжительности, затратах теплоты и электроэнергии, а также удерживать их в работе при сбросе нагрузки турбогенератором до холостого хода или до нагрузки собственных нужд.

В связи с проведением при этих режимах множества операций в относительно короткие сроки необходимо стремиться к унификации и упрощению пусковых схем и программ автоматического регулирования и управления процессом.

Разнообразие пусковых схем объясняется применением различных типов паровых котлов и турбин, растопочных и пуско - сбросных устройств, методов регулирования температуры основного и промежуточного пара, а также конструкций и способов охлаждения промежуточного пароперегревателя.

В зависимости от типа парового котла различают пусковые схемы моноблоков и дубль - блоков с прямоточными и барабанными котлами, одно- и многопоточные схемы и т. д.

Пример схемы главных паропроводов применительно к турбоустановке К-210-130 ЛМЗ с указанием расположения регулирующих (РК) и автоматических стопорных (АСК) клапанов представлен на рис. 2.

Рис. 2. Схема основных паропроводов турбоустановки К-210-130 ЛМЗ

1 - свежий пар, поступающий из котла по главным паропроводам ; 2 - пар из цилиндра высокого давления (ЦВД) на промежуточный огневой перегрев в котле -холодная нитка; 3 - пар после промежуточного огневого перегрева из котла - горячая нитка; 4 - главная паровая задвижка перед турбиной с байпасом (ГПЗ-2); 5 - автоматические стопорные клапаны ЦВД (АСК ЦВД); 6 - ЦВД; 7 - регулирующие клапаны (РК) паровпуска ЦВД; 8 - автоматические стопорные клапаны цилиндра среднего давления (АСК ЦСД); 9 - сбросные клапаны; 10 - задвижки для испытаний АСК ЦСД; 11 - сброс пара в ПСБУ конденсатора; 12 - регулирующие клапаны (РК) ЦСД; 13 - ЦСД; 14 - водяной пар в цилиндр низкого давления (ЦНД); 15-предохранительные клапаны.

Водяной пар от котла по двум главным паропроводам (1) (d_у=325 мм) через главные паровые задвижки турбины (4) (ГПЗ-2) и автоматические стопорные клапаны (5) направляется к регулирующим клапанам (7) ЦВД турбины. Линии (2) представляют «холодные» нитки промежуточного перегрева, а линии (3) - его «горячие» нитки. Паропроводы имеют перемычки, предназначенные для выравнивания давления пара, а также для организации его сброса через БРОУ или предохранительные клапаны в аварийных ситуациях, а также в режимах пуска и останова турбоагрегата. Перед ЦСД также установлены стопорные (8) и регулирующие (12) клапаны. Действие стопорных клапанов ЦСД связано с работой сбросных клапанов (9). Так, при закрытых стопорных клапанах пар сбрасывается через сбросные клапаны в ПСБУ (паросбросное устройство) конденсатора. Следует отметить, что регулирующие клапаны ЦСД в отличие от РК ЦВД регулируют расход водяного пара до нагрузки, составляющей примерно 30% номинального ее значения. При больших нагрузках РК ЦСД полностью открыты и в регулировании мощности турбоагрегата не участвуют.

По способу подачи пара в турбины различают пусковые схемы с дроссельным и с сопловым регулированием парораспределения.

При дроссельном парораспределении турбины весь расход водяного пара при частичных нагрузках подвергается процессу дросселирования.

При сопловом парораспределении впуск пара в турбину управляется несколькими регулирующими клапанами. От каждого клапана пар направляется к самостоятельному сопловому сегменту.

Открытие клапанов производится последовательно, но с таким расчетом, чтобы открывались диаметрально расположенные сопловые сегменты, тем самым создавая пару сил вращающего механического момента, создаваемого на роторе турбины.

Таким образом, при сопловом парораспределении потери от дросселирования пара, при уменьшенном пропуске через турбину, относятся не ко всему количеству пара, а только к той его части, которая протекает через частично открытый клапан.

Поэтому экономичность турбины с сопловым парораспределением при изменении пропуска пара сохраняется более устойчиво, чем турбины с дроссельным парораспределением.

Как видно, применение соплового парораспределения более выгодно, нежели с дроссельным.

Но более подробно с работой системы паровпуска турбин вы можете ознакомиться в курсе «Паровые турбины», а далее мы продолжим пускать энергоблок и рассмотрим его растопочно-пусковые схемы.

В свою очередь, по месту установки растопочных устройств пусковые схемы бывают со встроенными и выносными сепараторами, а по типу пуско-сбросных устройств и способу охлаждения промежуточного пароперегревателя - одно - и двухбайпасные.

Весьма важно при разработке пусковой схемы таких энергоблоков особое внимание уделять надежности работы поверхностей нагрева котла, паропроводов и турбин.

В основном надежность энергоблока в пусковых режимах сводится к следующим условиям:

· к поддержанию работы испарительных поверхностей парового котла при отсутствии значительных выбегов температур и расходов по отдельным змеевикам;

· к плавному прогреву перегревательных поверхностей котла, паропроводов и турбин паром, постепенно повышающихся (скользящих) параметров давления и температуры за котлом;

· к обеспечению сопоставимых (по условиям возникновения температурных напряжений) начальных температур греющего пара и стенок прогреваемого оборудования;

· к прогреву или охлаждению оборудования с допустимыми скоростями при исключении резких бросков температуры;

· к поддержанию температуры наиболее напряженной поверхности в допустимых пределах, разрешенных заводом-изготовителем.

Наиболее полно условия надежного пуска энергоблока удовлетворяются при режиме скользящего изменения параметров свежего и промежуточного пара.

Для обеспечения температурной и гидравлической устойчивости потоков в испарительных поверхностях прямоточного котла целесообразно стремиться к повышению давления.

В тоже время прогрев пароперегревателя, паропроводов и турбин желательно вести паром невысоких начальных параметров, в пределах насыщения, ибо при конденсации насыщенного водяного пара происходит максимальная отдача тепла.

Удовлетворение этих двух условий возможно, если в тракте котла имеются встроенная задвижка (ВЗ).

Тогда перед задвижкой давление поддерживается близким к рабочему, а за ней снижается до требуемого уровня, в зависимости от условий прогрева последующих поверхностей парового котла и турбины.

Чтобы обеспечить режим работы на скользящих параметрах, наряду с встроенными задвижками, предусматривают растопочные сепараторы, которые могут располагаться за паровым котлом или у задвижки.

В соответствии с этим схемы получили названия: с выносными или встроенными сепараторами.



Рис. 3. Пусковая схема энергоблока со встроенной задвижкой (ВЗ)

1 - регулирующий клапан питания котла (РКПК); 2, 8 - парообразующая и пароперегревательная поверхности котла; 3, 4, 6 - дроссельные клапаны - Др.1, Др.2, Др.3; 5 - встроенный сепаратор (ВС); 7, 11 - встроенная (ВЗ) и главная паровая задвижки (ГПЗ-2); 9 - редукционно-охладительная установка (РОУ); 10 - пуско-сбросное устройство (ПСУ); 12 - паровая турбина; 13 - паровой конденсатор турбины; 14 - растопочный расширитель (РР); 15 - общеблочный станционный коллектор пара.

Наиболее часто используют схему с встроенным сепаратором (ВС) 5 (рис. 3), которые через трубопроводы с дроссельными клапанами 3,4 (Др.1, Др.2) присоединяют к тракту котла перед встроенной задвижкой 7 (ВЗ).

Сепараторы устанавливают на каждый поток рабочего тела. Отсепарированная вода через систему трубопроводов и дроссельный клапан 6 (Др.3) сбрасывается в конденсатор 13 турбины, а пар поступает в перегревательный тракт 8 за встроенной задвижкой.

Расход пара регулируется открытием редукционно-охладительной установки 9 (РОУ) или пуско-сбросного устройства 10 (ПСУ).

При расчете пусковых схем большое значение имеет выбор начальных расходов топлива и рабочего тела, особенно в зоне максимального тепловыделения - в топочных экранах парового котла.

Поэтому по условиям охлаждения топочных экранов при пуске котла необходимо поддерживать расход рабочего тела около 30% от номинального расхода.

Максимальный расход топлива при пуске котла определяется температурными условиями работы первого пакета пароперегревателя за встроенной задвижкой (ВЗ).

По результатам исследований температуры стенки этого пакета при обеспаренном режиме стартовый расход топлива при пуске из холодного состояния должен быть не более 10-12% (иногда до 20%) номинального.

Контрольным параметром является температура газов перед этой поверхностью или за ней, которая зависит от расхода топлива.

Кроме того, особое значение придается обеспечению равномерности обогрева участков и деталей главных паропроводов и паровых турбин. Наибольшая разность температур может возникать в толстостенных деталях, т.е. в районе паровпуска ЦВД турбины.

В связи с этим предусматривается обогрев по всему периметру паровпускных клапанов, фланцев и шпилек ЦВД турбины. В начальные моменты пуска для обогрева используют пар от постороннего источника (общестанционной магистрали) или из растопочного узла котла.

При сбросе нагрузки, особенно в аварийных режимах, необходимо быстро перевести котел на растопочную нагрузку, а турбину -- на холостой ход или нагрузку собственных нужд энергоблока.

Появившиеся значительные избытки пара необходимо также быстро сбросить в конденсатор (или деаэратор), для чего используют пускосбросные устройства (ПСБУ, БРОУ), имеющие электрический или электрогидравлический привод.

При сбросе нагрузки, несмотря на прекращение поступления основного пара из ВС 5 (рис.5), необходимо обеспечить охлаждение промежуточного пароперегревателя, для чего используют пар от постороннего источника или сбрасываемый из паропровода свежего пара.

В зависимости от схемы сброса пара и охлаждения в этот момент промежуточного пароперегревателя различают одно - и двухбайпасные пусковые схемы энергоблоков.

При однобайпасной схеме (рис.5, а) избыток свежего пара из паропровода через пускосбросное устройство 6 сбрасывается в конденсатор 7.

Рис.4 Пусковые схемы энергоблока:

а) - однобайпасная пусковая схема; б) - двухбайпасная пусковая схема.

1 - промежуточный пароперегреватель котла; 2 - паровой котел;3 - главная паровая задвижка (ГПЗ); 4, 5 - цилиндры высокого и среднего давления пара (ЦВД, ЦСД); 6-пуско - сбросное устройство быстродействующей редукционной установки конденсатора (ПСУ БРУ-К); 7 - конденсатор паровой турбины; 8,9-быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ- 1 и БРОУ-2); 10 - быстродействующий клапан (БДК).

Промежуточный пароперегреватель котла (1) либо не охлаждается, либо охлаждается паром из коллектора собственных нужд или растопочного узла котла.

В двухбайпасной схеме (рис.4,б) предусмотрен сброс пара из паропровода свежего пара в «холодный» паропровод промперегрева, а затем после прохождения промежуточного пароперегревателя из «горячего» паропровода промперегрева в конденсатор турбины (7).

Для этой цели устанавливают два пуско-сбросных устройства (8) и (9) (БРОУ-1 и БРОУ-2), которые должны работать синхронно.

Двухбайпасную схему применяют, когда промежуточный пароперегреватель располагается в зоне высоких температур газа (около 1000 °С) и его необходимо обязательно охлаждать.

По сравнению с однобайпасной схемой двухбайпасная более сложна в эксплуатации и требует больших затрат.

Кроме того, синхронное регулирование работы двух БРОУ затруднено, что обусловливает появление значительных выбегов температур.

В двухбайпасной схеме при пуске на прямоточном режиме температуры свежего и промежуточного пара близки.

Это, с одной стороны, ведет к появлению значительной разности температур пара и стенок труб в высокотемпературной части промежуточного пароперегревателя, а с другой - требует дополнительного снижения температуры промежуточного пара с использованием пусковых впрысков, что повышает расход теплоты и увеличивает время пуска блока.

Для работы промежуточного пароперегревателя в зоне высоких температур вместо труб из перлитных сталей необходимо применять аустенитные, что снижает экономичность и целесообразность применения двухбайпасных схем.

Исходя из этого в качестве типового решения для энергоблоков 300 - 800 МВт, рассчитанных на длительное удержание нагрузки холостого хода (до 10-15 мин), рекомендуются однобайпасные схемы с встроенными задвижками и сепараторами и сбросом пара от ПСУ в пароприемное устройство конденсатора турбины, а также из горячих паропроводов промежуточного перегрева в верхнюю часть конденсатора через быстродействующий клапан (БДК) с гидравлическим приводом, связанный с системой регулирования турбины. В свою очередь промежуточный пароперегреватель размещают в зоне умеренных температур (700-800 °С) для уменьшения ванадиевой коррозии.

Поэтому здесь мы рассмотрим пуск энергоблока, например, типа К-210-130 ЛМЗ с прямоточным двухкорпусным котлом Подольского котельного завода ПК-47 базовой комплектации, на которых автору пришлось работать машинистом, старшим машинистом и начальником смены энергоблоков на Заинской ГРЭС.

2. Принципиальная блок-схема энергетического блока

Рассмотрим блок-схему, составленную из трех основных частей - А, Б, В. (рис. 5), которая является универсальной для пуска в работу тепловых электростанций как блочного исполнения, так и с поперечными связями.



Рис.5 Принципиальная блок-схема энергетического блока

А - котельное отделение энергоблока; Б - турбинное отделение энергоблока; В - электрическое отделение энергоблока; ТД - тягодутьевые механизмы (дымосос, дутьевой вентилятор); ТП - топливоподача; К - котельный агрегат (парогенератор с вспомогательным оборудованием); ГПЗ-2 - главная паровая задвижка №2 перед паровой турбиной - Т; Т - турбинная установка (паровая турбина с вспомогательным оборудованием); КНД - конденсатор низкого давления, паро-водяной трубчатый теплообменник; ЦН - циркуляционный насос (обычно центробежного или осевого типа);

БНС - береговая насосная станция (установка циркуляционных насосов); КЭН - конденсатный электронасос (обычно центробежного типа); БОУ - блочная обессоливающая установка; ПНД - подогреватель низкого давления системы регенерации тепла; Д - деаэратор, теплообменник смешивающего типа, для удаления агрессивно-коррозионных газов - кислорода, углекислого газа, из питательной воды; ПН - питательный насос (может иметь как электрический, так и паротурбинный привод, а также регулируемую гидромуфту, для энергоблоков от 300 и более МВт, для возможного управления его производительностью в зависимости от режима работы энергоблока); ПВД - подогреватель высокого давления системы регенерации тепла; ОРУ - открытое распределительное электрическое устройство высокого напряжения для связи с энергосистемой; Г - турбогенератор (электрический синхронный генератор) с приводом от паровой турбины; В - электрический возбудитель генератора для подачи напряжения в обмотку вращающегося ротора генератора через неподвижный щеточный аппарат и создания в обмотке ротора генератора вращающегося электромагнитного поля.

На старых электростанциях, где еще продолжают работать турбогенераторы 1950-60-х гг. производства, для создания электромагнитного поля в возбудителе широко применяются подвозбудители, где в качестве ротора применяется вращающийся постоянный магнит, который индуцирует в обмотке своего статора эдс, подаваемую в обмотку статора возбудителя.

Технология пуска энергоблока в значительной степени зависит от исходного теплового состояния основных элементов парового котла, паропроводов и турбины.

В результате различных скоростей охлаждения основные элементы энергоблока в процессе остывания приобретают разную температуру.

Все это и определяет технологию пуска энергоблока при характерных исходных его тепловых состояниях.

Принятая классификация режимов пуска по исходному тепловому состоянию оборудования, общая для всех типов энергоблоков, как в России, так и за рубежом, является условной и может быть несколько модифицирована с учетом конкретных особенностей парового котла и турбины, а также пусковой схемы энергоблока.

В зависимости от теплового состояния оборудования режимы пуска энергоблока условно подразделяются на следующие:

а) пуск из горячего состояния;

б) пуск из неостывшего (промежуточного) состояния;

в) пуск из холодного и близких к нему состояний.

Также эти режимы разграничиваются и по длительности простоя энергоблока.

Если простой энергоблока составлял менее 6-10 часов после останова, то пуск ведем из горячего состояния;

- если от 6-10 - до 70-90 часов (3-4 суток) - пуск из неостывшего состояния;

- если более 90 часов (более трех суток), то пуск энергоблока ведется как из холодного состояния.

Наиболее быстро остывающим оборудованием энергоблока является паровой котел, медленнее остывают его пароперепускные трубы, защитные клапаны турбины и горячие паропроводы промежуточного перегрева.

Еще более длительно остывают паропроводы свежего пара и стопорные клапаны турбины в связи мощной теплоизоляцией.

Наибольшее время естественного остывания имеют цилиндры турбины, особенно ЦВД - 5-6 суток после прекращения подачи пара в турбину.

Столь долгое остывание ЦВД связано с его большой металлоемкостью: толщина металла паровпуска ЦВД может достигать почти полуметровой толщины, особенно у турбин на закритические параметры пара, и слоем тепловой изоляции, наносимой способом торкретирования.

Это нанесение жидкой теплоизоляции из специального лафетного гидромонитора под давлением более 100 атм. Высохший слой теплоизоляции, толщиной от 50 до 120 мм, хорошо повторяет профиль верхней крышки ЦВД, словно скорлупа, тем самым, исключая пустоты между корпусом цилиндра и теплоизоляцией.

В основу классификации режимов пуска энергоблоков положены следующие наиболее существенные особенности технологии пуска энергоблока:

- к группе пусков из горячего состояния относятся пуски, при которых не требуется проведение предварительных прогревов элементов турбины (особенно район паровпуска ЦВД) и системы промежуточного перегрева, «толчковые» температуры свежего и вторично перегретого пара устанавливаются на уровне, близким к номинальному, а длительность нагружения энергоблока практически определяется лишь проведением технологических операций по повышению паровой нагрузки котла;

- к группе пусков из холодного или близкого к нему состояния (турбина считается холодной, если температура самой горячей ее части - паровпуск ЦВД, не превышает 150 ^оС) относятся пуски, при которых минимально достижимые температуры свежего и вторично перегретого пара более, чем на 150 ^оС превышают температуры соответствующих паровпускных частей паровой турбины. Вследствие такого несоответствия при таких пусках необходимо проведение предтолчкового прогрева «холодных» элементов энергоблока, и повышение температуры пара может быть начато лишь после прогрева цилиндров паровой турбины, для чего требуется выдержка энергоблока на начальной нагрузке после включения турбогенератора в сеть;

- неостывшее тепловое состояние является промежуточным состоянием энергоблока и отличается от пуска из горячего состояния более низким требуемым уровнем «толчковых» температур пара и длительностью нагружения энергоблока, определяемое прочностными свойствами турбины.

От пусков из холодного состояния отличается более высоким уровнем «толчковых» температур пара и отсутствием прогрева цилиндров турбины на начальной электрической нагрузке турбогенератора в сети.

Анализ изменения температуры при остывании элементов различных энергоблоков показывает, что после 1-3 часового начального периода остывание довольно строго подчиняется законам регулярного теплового режима.

Поэтому температура в любой точке тела задолго до достижения им температуры окружающей среды будет определяться, по существу, первым членом ряда, то есть следовать простому экспоненциальному закону. Момент, когда изменение температуры всех точек тела можно считать следующим этому простому закону, называют началом регулярного, то есть упорядоченного режима. В зависимости от характера изменения температуры окружающей среды во времени различают регулярные режимы трёх родов.

В свою очередь, температурный график остывания отдельного узла турбины или котла может быть определен по формуле:

?t=?t_ое--^mф , (1)

где:

?t - разность между текущей температурой тела и температурой охлаждающей среды (в нашем случае - окружающий воздух машзала электростанции);

?t _о - та же разность температур в начальный период времени;

ф - время, час;

m - константа остывания.

В свою очередь:



m = F / gc, (2)

где - коэффициент теплоотдачи тела к среде, ккал/м² ч град;

F, g, с - соответственно поверхность охлаждения (м²); вес остывающего тела, кг; теплоемкость тела, ккал/кг град.

В связи с тем, что определение этой константы затруднено из-за сложности поверхности остывания паровой турбины, составом и толщиной тепловой изоляции, нанесенной на цилиндры турбины, коэффициент m определяется эмпирическим путем, методом обработки кривых остывания различных турбин.

Обычно для старых турбин m колеблется от 0,02 до 0,036, а для новых турбин, обладающих современной и качественной теплоизоляцией, эта константа равна 0,01 - 0,012.

Все, что говорилось в разделе 1, можно рассматривать как справочный материал по тепловым энергетическим блокам, а теперь рассмотрим алгоритм пуска энергоблока, формула которого выглядит так: 1хК-200-130 + 2хПК-47 + 1хТГВ-200, которую можно представить более подробно - одна паровая турбина типа К-200-130 Ленинградского металлического завода (ЛМЗ), двухкорпусный прямоточный паровой котел типа ПК-47 Подольского котельного завода и один электрический синхронный турбогенератор типа ТГВ-200 Ленинградского завода «Электросила» на водородном охлаждении статора и ротора. Пускать будем в работу после ремонта или долгого простоя - более 90 часов, т.е. из «холодного» состояния.

Здесь мы рассмотрим последовательность работ, которая строго выполняется оперативным персоналом службы эксплуатации котлотурбинного цеха электростанции и является основной частью «Инструкции по эксплуатации энергетического блока» на любой тепловой электростанции России и за рубежом, и знание которой ежегодно проверяется в цеховой (для старшего и машиниста энергоблока) и в станционной комиссиях (для начальника смены КТЦ, начальника смены электростанции), которые возглавляют начальник КТЦ или главный инженер электростанции соответственно.

Пуск энергоблока осуще-ствляется согласно «Инструкции по эксплуатации энергоблока», разработанной заво-дом - изготовителем. Режим пуска зависит от типа турбоагрегата, парового котла, генератора, их мощности, начальных параметров, конструктивных особенностей, осо-бенностей тепловой схемы станции, а также местных условий.

С ростом единичной мощности и переходом на пар высоких и сверхкритических па-раметров процессы пуска и эксплуа-тации энергоблоков существенно усложнились. Определенными осо-бенностями отличается пуск блоч-ных установок, при котором блок котел -- турбина -- генератор пус-кается как единый агрегат.

Все это показывает, что единой методики пуска турбин вне зависи-мости от их мощности и конструк-ции дать нельзя.

Ниже рассматриваются лишь основные операции по пуску энергоблока с прямоточным котлом и конденсационной турбиной.

Операции по пуску энергоблока мож-но разделить на девять пусковых этапов: энергоблок тепловая схема ремонт

Первый этап -- подготовка к пуску парового котла и турбины (персоналом смены делается одновременно);

Второй этап-- растопка парового котла до пусковых параметров пара без подачи на турбину;

Третий этап - прогрев паровой турбины до предтолчковых параметров;

Четвёртый этап - паровой толчок турбины;

Пятый этап - проверка работы паровой турбины и вспомогательного оборудования на разрешенных инструкцией промежуточных оборотах;

Шестой этап - повыше-ние частоты вращения ротора турбины до оборотов холостого хода (но-минальная скорость);

Седьмой этап - проверка работы паровой турбины и вспомогательного оборудования на холостом ходу;

Восьмой этап -- включение гене-ратора в сеть, взятие 10-15% от номинальной электрической мощности;

Девятый этап - нагружение тур-бины до номинального значения, генератор загружается одновременно с турбиной.

Все подготовительные и пусковые работы на энергоблоке выполняет оперативный персонал котлотурбинного цеха во главе с начальникам смены котлотурбинного цеха (НСКТЦ) и со старшим машинистом цеха (энергоблока) (СМЦ), который работает только по прямому распоряжению начальника смены котлотурбинного цеха. В свою очередь НСКТЦ получает письменное распоряжение в своем оперативном журнале от начальника смены станции (НСС) и начальника котлотурбинного цеха (НКТЦ) о готовности к пуску энергоблока после ремонта.

Пуск энергоблока из ремонта (капитального, промежуточного или текущего) выполняется при личном присутствии и руководстве НКТЦ или по его письменному распоряжению заместителя по эксплуатации - (ЗЭНКТЦ).

В оперативном отношении НСКТЦ не подчинен НКТЦ (ЗЭНКТЦ), но может принять к сведению его рекомендации по работе, как более опытного и старшего товарища, ибо на 8 часов работы НСКТЦ становится хозяином энергоблока и несет уголовную ответственность за все нарушения, как техники безопасности, так и технологической дисциплины им самим и его подчиненным персоналом.

...