Диапазоны нагрузки конденсационных блоков

При определении коэффициентов регулирования и допустимого рабочего диапазона нагрузки энергоблоков максимальная мощность блока, как правило, должна приниматься равной его номинальной мощности. Лишь в отдельных случаях, как, например, для блоков 300 МВт, разрешается кратковременная перегрузка на 5—8 %. Но в каждом таком случае допустимость перегрузочного режима и его длительность проверяются экспериментально. Такой режим не должен отражаться на надежности работы энергооборудования, нарушать гидравлику котла, приводить к шлакованию поверхностей его нагрева и недопустимым температурам металла труб и среды по всему пароводяному тракту. Также должны соблюдаться требования к температурным режимам турбины и электрического генератора, а также к давлению пара в турбине.

Таким образом, основным показателем, характеризующим диапазон допустимых нагрузок блока, является глубина (или уровень) разгрузки, называемая также его техническим минимумом.

Необходимость все большего привлечения конденсационных блоков к регулированию резкопеременного графика нагрузки энергосистемы и максимального использования при этом индивидуальных возможностей энергоблоков различных типов потребовала детального дифференцированного анализа ограничивающих разгрузку факторов и разработки эксплуатационных и реконструктивных мероприятий, расширяющих эти возможности. Такой анализ результатов многочисленных экспериментальных исследований на действующих электростанциях страны и данных эксплуатации крупных блочных ТЭС был проведен ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского и Союзтехэнерго, которые на основании результатов анализа составили «Нормы минимальных допустимых нагрузок энергоблоков 160—800 МВт».

Типы котлов и основное топливо.

Марка котла

Тип котла

Топливо

ТП-67

Еп-320/140

Каменные угли

ТП-90

Еп-500/140

АШ

ТП-92

Еп-500/140

Каменные угли

ТП-100, ТП-100-А-2

Еп-640/140ж

АШ, газ

ТП-101-2

Еп-640/140

Эстонские сланцы

ТП-109

Еп-670/140

АШ, газ

ТГМ-94

Еп-500/140

Газ, мазут

ТГМ-104

Еп-640/140

Газ, мазут

ТГ-104

Еп-640/140

Газ

ТПП-110-2

Пп-950/255

АШ, Т

ТПП-210, ТПП-210А-2

Пп-950/255ж

АШ, Т

ТГМП-204

Пп-2650/255

Газ, мазут

ТПП 312, ТПП-312А

Пп-950/255ж

Донецкие газовые угли

ТГМП-314, ТГМП-324

Пп-950/255

Газ, мазут

ПК-24

Пп-270/140

Каменные угли

ПК-33

Пп-640/140

Бурые угли

ПК-38

Пп-270/140

Бурые и тощие угли

ПК-39, ПК-39-11

Пп-950/255

Экибастузские угли

ПК-40

Пп-640/140

Каменные угли

ПК-41, ПК-41-2

Пп-950/255

Газ, мазут

ПК-47-3

Пп-640/140

Газ, мазут

П-50

Пп-950/255ж

Тощие угли

П-57, П-59

Пп-1650/255

Экибастузские угли

Испытания охватили практически все типы блочных турбин Ленинградского и Харьковского турбинных заводов, а также паровые котлы Таганрогского (Т) завода. В таблице приведены марки блочных котлов и виды топлива, сжигаемого в них. Буквы «Пп» обозначают прямоточный котел с вторичным перегревом пара, «Еп» — барабанный, также со вторичным перегревом. Числитель дроби обозначает производительность котла, т/ч, знаменатель — номинальное давление в атмосферах. Буква «ж» показывает, что котел оснащен устройством для жидкого шлакоудаления. Отдельные цифры 2 и 3 в марке котла обозначают двухкорпусную и трехкорпусную конструкцию, римская II — двухкорпусную. При составлении норм учитывались все основные факторы, ограничивающие разгрузку: устойчивость гидравлики и топочных процессов, температурный режим поверхностей нагрева, шлакование. Было установлено, что уровень разгрузки блока определяется в основном котлом, турбина в рассматриваемом диапазоне нагрузок ограничений не вносит. Котлы были разделены на две группы — газомазутные и пылеугольные, учтены их конструктивные особенности, характеристики сжигаемого топлива, способы шлакоудаления.

Для смягчения влияния отдельных ограничивающих факторов рекомендуются проверенные на практике эксплуатационные и реконструктивные мероприятия, такие, например, как подсветка факела мазутом до 8—10 % по теплоте; разгружение блока на скользящих параметрах пара, облегчающее температурные режимы турбины и паропроводов; замена неподвижных горелок на поворотные плоскофакельные; рециркуляция топочных газов и рабочей среды; дополнительный подогрев первичного воздуха и др. Некоторые режимы глубокой разгрузки потребовали ограничений длительности (не выше 2 часов). Была проверена допустимость (в отношении эрозии лопаток турбины) понижения температуры перегрева вторичного пара до 510°С.

Общие рекомендации и указания по разгрузке блоков сводятся к следующему.

Ежесуточные пуски-остановки мощных энергоблоков, предназначенных для базовой нагрузки, не всегда могут быть допущены по ряду причин, из которых основными являются неблагоприятные пусковые характеристики, возможные повреждения оборудования блоков из-за малоцикловой усталости металла, большая вероятность ошибок персонала при частых пусках блоков, лишение энергосистемы горячего резерва мощности.

Разгрузка блоков всегда предпочтительней их остановки, так как она связана с меньшей потерей надежности, а при длительности разгрузки до 8 часов она еще и экономичней остановки блока на это же время.

Гидравлический и температурный режимы поверхностей нагрева котлов не ограничивают снижения их нагрузки — вплоть до 0,4 номинальной. Исключение составляют пылеугольные котлы, работающие на сильношлакующих углях, так как глубокая разгрузка их может нарушить устойчивость гидравлического режима. Температура промежуточного перегрева не лимитирует глубокой разгрузки до 0,4 номинальной, если находится на допустимом по условиям эрозии лопаток турбины уровне (510 °С).

Основным ограничением допустимого уровня разгрузки пылеугольных котлов является устойчивость топочного режима.

Глубокая разгрузка блоков на скользящих параметрах пара допускается пока не на всех типах котлов до проведения специальных испытаний или необходимой их реконструкции.

Минимальные нагрузки, указанные в «Нормах», для дубль-блоков при их работе в однокорпусном режиме допускаются по условиям надежности лишь в исключительных случаях. При этом для дубль-блоков, разгружаемых на номинальном давлении, при работе в однокорпусном режиме устанавливается нагрузка, равная 50 % указанной в «Нормах», но не менее 30 % номинальной мощности блока. Для дубль-блоков 300 МВт при работе на скользящем давлении устанавливаются следующие минимальные нагрузки: с котлами П-50, ТПП-210А—120 МВт; с котлами ПК-39, ПК-39-1, ПК-39-II—140, МВт. На дубль-блоках с котлами ПК-41, ПК-41-1, ТГМП-14, П-50, разгружаемых при скользящих параметрах пара до 0,4 номинальной мощности, однокорпусный режим по условиям надежности не допускается вообще, если котлы работают на газе.

Блоки работают на разнообразном топливе, и это во многом определяет их маневренность. Краткий обзор расчетных характеристик отдельных сортов топлива показывает, что большое значение для маневренности блоков имеют такие характеристики, как температура воспламенения и выход летучих, а для маневренности котельных агрегатов — также плавкостные характеристики золы топлива. (Приведены расчетные характеристики — фактические часто и значительно отклоняются в худшую сторону, что сильно снижает маневренность ТЭС.)

В «Нормах» указана предельная допустимая разгрузка газомазутного блока 800 МВт 50 %. Учитывая большое значение всемерного расширения рабочего диапазона этих блоков в последнее время, ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского и Донтехэнерго провели обширные испытания моноблока Углегорской ГРЭС для выявления факторов, ограничивающих диапазон нагрузки.

Выяснилось, что ограничения глубокой разгрузки обусловливаются неудачно выполненной тепловой схемой собственных нужд блока и легко исправимы. При уменьшении нагрузки блока ниже 400 МВт происходит недопустимое снижение вакуума в конденсаторах приводных турбин питательных насосов (их две по 18 МВт), питающихся из отбора IV главной турбины, так как при этой нагрузке. давление пара в нем становится ниже рабочего давления пара (0,6 МПа) на эжекторы приводных турбин. Эта причина устранена путем переключения отсоса паровоздушной смеси из конденсаторов приводных турбин на эжекторы главной турбины. Другая причина заключалась в падении ниже 0,55 МПа (при нагрузках меньших 400 МВт) давления пара в коллекторе собственных нужд, также питающемся из отбора IV. При этом наблюдалось недопустимое уменьшение расхода пара на уплотнения главной турбины. Здесь ограничение было устранено переключением питания уплотнений на общестандионный коллектор собственных нужд 13 МПа через редукционно-охладительную установку (РОУ 13/7). Наконец, третья причина — ограничение расхода пара на приводные турбины питательных насосов и воздуходувок (две турбины по 12 МВт) из-за прикрытия обратных клапанов отборов III и IV — была устранена переводом управления сервомоторами этих клапанов на линию управления сервомоторами главной турбины.

Таким образом, схемными мероприятиями удалось понизить допустимый уровень разгрузки моноблока 800 МВт до 240 МВт, т. е. до 30 %. Кроме этого, испытаниями была подтверждена возможность устойчивого несения блоком нагрузки 835—840 МВт (105 % Pном) при проектной тепловой схеме, номинальных параметрах пара и вакууме в конденсаторе главной турбины около 95 %. Давление пара в контрольных ступенях турбины при этом не превышало допустимых значений. Турбопитательные насосы и турбовоздуходувки обеспечивают работу блока в этом режиме достаточно надежно. Таким образом, оказалось возможным повысить коэффициент регулирования Углегорского блока 800 МВт до 1 — 240/840=0,72.

 

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Adblock detector