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 °C. 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.