Продолжающаяся тенденция разуплотнения графиков электрической нагрузки и роста их неравномерности, недостаточная пропускная способность межсистемных связей, непрерывное снижение относительной доли ГсС, увеличение в общем балансе доли маломаневренных и , задержки в строительстве ГАЭС и в создании высокоманевренного теплосилового энергооборудования побуждают эксплуатационников разрабатывать дополнительные оперативные мероприятия по расширению регулировочного диапазона ТЭЦ с целью хотя бы частичной компенсации неприспособленности их оборудования к частым пускам, глубоким разгрузкам и быстрому регулированию нагрузки (читайте также — ).
К числу таких мероприятий относятся: перевод блоков на нагрузку собственных нужд или на холостой ход при отключениях генератора блока и сбросах нагрузки; перевод блока или турбоагрегата ТЭС с поперечными связями в моторный режим или в режим синхронного компенсатора; отключение регенеративных подогревателей турбоустановки для кратковременного повышения мощности энергоблока; разгрузка ТЭЦ путем перевода тепловой нагрузки с отборов турбины на РОУ или пиковые водогрейные котлы (ПВК); рециркуляция рабочей среды и дымовых газов.
Необходимость перевода энергоблока на нагрузку собственных нужд возникает при ложных действиях защиты генератора блока или отходящих линий, отключение которых вызывает мгновенный сброс нагрузки с текущего значения до значения потребления энергии механизмами собственных нужд, питающимися, как правило, от отпайки генератора через трансформатор собственных нужд. В этих случаях желательно сохранение энергоблока в работе, полностью готовым для обратного включения в сеть и принятия нагрузки после выяснения и устранения причин ложного отключения.
Нагрузка собственных нужд составляет обычно 8—10 % номинальной мощности блока, т. е. много . Поэтому во избежание нарушения гидравлического и температурного режимов поверхностей нагрева топка барабанного котла гасится, а питание турбины паром производится за счет так называемой аккумулирующей емкости котла, т. е. за счет теплоты, запасенной в котле и освобождающейся при понижении давления. Аккумулирующая емкость играет большую роль в переходных процессах при изменениях режимов котлов и турбин, замедляя эти процессы и понижая маневренность ТЭС. С другой стороны, аккумулированная теплота смягчает колебания параметров пара при изменениях режима, облегчая регулирование нагрузки и способствуя устойчивому горению в топке котельного агрегата.
Наибольшей аккумулирующей емкостью на ТЭС обладают (, , объемы воды и пара). Аккумулирующая емкость котлов проявляется по-разному, завися от характера изменения режима и от типа котельного агрегата. При нарушениях теплового баланса котла, сопровождающихся изменениями давления пара, производительность его в течение некоторого времени сохраняется за счет теплоты, запасенной в аккумулирующих емкостях. Такое самовыравнивание режима очень помогает регулированию нагрузки котла и объясняется физическими свойствами пароводяной смеси, находящейся в состоянии насыщения. При увеличении, например, потребления пара тепловой баланс котла становится отрицательным. Это происходит потому, что в первые моменты после наброса нагрузки топочный режим еще не перестроен и тепловыделение топки Qт меньше, чем потребление теплоты турбиной при повышенном расходе пара в новом режиме:
Вследствие этого давление пара в котле понизится, рабочая среда окажется перегретой (так как температура ее будет выше температуры насыщения) и во всем водяном объеме испарится дополнительное количество воды, которое и будет компенсировать увеличенную нагрузку котла. При этом в образовании добавочного пара будет участвовать избыточная теплота металлических элементов котельного агрегата (трубы, коллекторы, барабан), которые при новом режиме окажутся также перегретыми.
Наконец, произойдет вытеснение в турбину добавочного количества пара вследствие уменьшения его плотности и увеличения его удельного объема при понижении давления. Таким образом, дополнительный расход пара на турбину будет покрыт за счет понижения давления и освобождения аккумулированной теплоты.
Переход к новому режиму с пониженными параметрами пара растягивается во времени на несколько десятков секунд и даже несколько минут и, следовательно, облегчает задачу регулирования при перестройке режима горения и питания котла в соответствии с новой нагрузкой.
Таким образом, в паровом котле существует статическая зависимость давления от расхода пара. Эта зависимость нелинейна, но для малых отклонений давления можно принять, что
Аккумулирующая емкость выражается в килограммах на мегапаскаль или (если он относится к единице объема) — в килограммах на мегапаскаль-кубический метр. Обычно выражают аккумулирующую емкость не в джоулях, а в килограммах или тоннах нормального пара на мегапаскаль, потому что при этом непосредственно видна связь между давлением и производительностью котла.
Аккумулирующая емкость также зависит от конструкции котельного агрегата и его параметров.
При переводе блока на нагрузку собственных нужд с работой барабанного котла при погашенной топке и непрерывно понижающемся давлении важно выяснить допустимую длительность такого режима, так как общее понижение давления не должно превосходить 15— 20 %. Обычно считают, что для выяснения самых сложных неполадок в защите, вызвавших ложное отключение генератора и сброс нагрузки, достаточно 15 мин.
В одном из опытов блок работал на нагрузке собственных нужд в течение целого часа, причем первые 11 минут — за счет аккумулированной теплоты, а затем — с включенными мазутными горелками. После розжига котла его форсировка постепенно увеличивалась и открывалось БРОУ. При этом температура свежего вторичного пара перед турбиной возросла соответственно с 504 до 530 °С и с 470 до 500 °С. Максимальное укорочение ротора высокого давления составило 2,2 мм. Скорости циркуляции воды в контурах котла сохранялись на уровне 0,5—1,0 м/с. Недопустимые отклонения температуры металла поверхностей нагрева не возникали. Нагружение блока до 45 МВт за счет закрытия БРОУ было проведено в течение двух минут, а до 80 МВт — за 20 мин. Скорость нагружения блока, а следовательно, форсировка котла ограничивается температурой металла пароперегревателя котла и должна быть не выше 4—5 МВт/мин. Чем меньше длительность работы блока за счет аккумулированной теплоты, тем меньше расхолаживание котла и тем больше допустимая скорость восстановления исходной нагрузки. Работа блока в режиме полного сброса нагрузки до нуля без сохранения нагрузки собственных нужд допускается лишь в течение 60 с.
Большую роль в повышении надежности эксплуатации энергосистем играют режимы сброса нагрузки на блоках 300 МВт, в настоящее время наиболее распространенных на ТЭС. За последнее время ведущими исследовательскими учреждениями страны проведены многочисленные эксперименты, которые подтверждают возможность удержания энергоблоков этой мощности на нагрузке собственных нужд при внезапных отключениях их генераторов от сети. Приведем в обобщенном виде результаты этих исследований для энергоблоков 300 МВт различных типов.
Устойчивость горения при сбросе нагрузки до уровня собственных нужд обеспечивается в топках прямоточных котлов всех типов, причем у газомазутных котлов остаются в работе до 50 % горелок, а пылеугольные котлы должны быть переведены на растопочные мазутные горелки. Котлы, сжигающие малореакционные угли АШ и Т, должны продолжать работать в режиме совместного сжигания пыли и мазута с сухим шлакоудалением.
Все котлы блоков 300 МВт имеют конвективный выходной пакет пароперегревателя, тепловосприятие которого падает при снижении нагрузки. Поэтому у большей части котлов для поддержания номинальной температуры перегрева пара приходится повышать избытки воздуха: у газомазутных — до 1,2 — 1,3, а у пылеугольных — даже до 2,5—3,0. Кроме этого, необходимо сохранять в работе все горелки верхнего яруса. Лишь у газоплотных котлов ТГМП-314 температура свежего пара удерживается на номинальном уровне путем увеличения доли рециркулирующей среды до 1,0—1,2. Сохранение номинального уровня оказалось возможным потому, что в таких -котлах при работе с пониженной производительностью организуется многократная принудительная циркуляция воды специальными насосами рециркуляции, которые забирают воду в СРЧ или даже в ВРЧ и возвращают ее поток в НРЧ, поддерживая устойчивость гидравлического режима на экранах и температуру свежего пара при снижении нагрузки до уровня собственных нужд. Испытания показали также достаточную надежность температурного режима поверхностей нагрева при сбросах нагрузки. Температура экранов даже несколько понижалась вследствие уменьшения теплового потока.
В более сложные условия при сбросах нагрузки страдает : в этом режиме он охлаждается малым количеством пара, близким к расходу на холостом ходу, и температура металла его труб приближается к температуре топочных газов. Однако испытания показали, что и в этих, экстремальных, условиях она не превышает 605 °С. Сокращение срока службы из-за повышения температуры металла против расчетной 585 °С для стали 12Х2МФСР, из которой изготовлен промежуточный перегреватель, не должно составить больше 1,5%, и поэтому такой режим можно считать вполне допустимым. В этом случае особенно важно использовать качественную трубную продукцию, такую как у компании «Строймарк-С».
Большие трудности практически на всех блоках представляет регулирование расхода питательной воды (как во время сброса нагрузки, так и после перехода на растопочную нагрузку) из-за повышенной крутизны характеристики регулировочных питательных клапанов при малых нагрузках. На многих энергоблоках по этой причине пришлось установить специальный растопочный регулятор питания с линейной характеристикой, который должен включаться при сбросах нагрузкой.
Некоторые затруднения возникают также при кратковременных перерывах питания котла при переходе с Турбонасоса на электронасос, что является обязательным при сбросах нагрузки на блоках 300 МВт. Хотя этот перерыв длится всего 15—20 с, за это время регулятор питания успевает полностью открыть впускной клапан, что приводит к излишнему увеличению расхода воды после включения и разворота ПЭН.
Как и при сбросе нагрузки на блоках с барабанными котлами, в таких режимах на блоках с прямоточными котлами также невозможно избежать срабатывания предохранительных клапанов даже при очень большом быстродействии БРОУ. Учитывая относительно нечастое возникновение таких режимов, признано ненужным убыстрять действие БРОУ.
При внезапных сбросах нагрузки температурное и напряженное состояние элементов турбины изменяется вследствие изменения температуры пара в ней. Возникает также относительное укорочение роторов ВД и СД.
Сразу после сброса нагрузки до уровня холостого хода турбина попадает в беспаровой режим, так как регулирующие клапаны под действием защит полностью закрываются за 0,1— 0,5 с. Длительность беспарового режима определяется исходной нагрузкой блока: при сбросе 300 МВт она равна 165 с, а при сбросе 100 МВт—30 с. Только спустя эти промежутки времени вновь открываются клапаны — сначала ЦСД, а затем ЦВД, поддерживая холостой ход блока. При этом вследствие дросселирования пара его температура за клапанами значительно понижается (на 95—105 °С), что вызывает захолаживание корпусов клапанов и перепускных труб ЦВД и появление температурных напряжений, которые могут достигать 350— 450 МПа, а в зонах концентраторов — даже 750—950 МПа. Одновременно в зоне выхлопа ЦВД наблюдается повышение температуры пара на 50—80 °С. Во всех многочисленных опытах по сбросу нагрузки повышение частоты вращения ротора ни на одной машине не превышало 6 %.
Таким образом, результаты испытаний показали, что режимы сброса нагрузки блока до нагрузки собственных нужд или холостого хода вполне допустимы для всех блоков с турбинами К-300-240 ХТЗ и ЛМЗ как с газомазутными, так и с пылеугольными котлами. Для блоков с однобайпасной пусковой схемой нет ограничений в продолжительности работы на холостом ходу или на нагрузке собственных нужд. При двухбайпасной схеме длительность работы на холостом ходу должна быть ограничена пятнадцатью минутами из-за недопустимого ловышения температуры выхлопной части ЦВД.
Температурные напряжения в элементах турбин при этих режимах находятся в допустимых пределах и не приводят к существенной повреждаемости этих элементов. Расчеты малоцикловой долговечности показали, что допустимое число режимов сброса нагрузки с сохранением режима холостого хода и последующим быстрым нагружением, по оценке различных авторов, может составить 1700—3000.
Другим способом, облегчающим прохождение провалов графика нагрузки энергосистем без повышения частоты, является перевод блока или отдельных турбоагрегатов электростанций с поперечными связями в моторный режим. В этом режиме нагрузка турбины равна нулю, в нее не подается свежий пар вообще, а генератор блока (турбоагрегата) не отключен от сети и работает в качестве двигателя, вращая ротор турбины с синхронной частотой и потребляя из сети активную мощность.
При этом для охлаждения выхлопной части турбины в нее подается через РОУ небольшое количество пара от посторонних источников (общестанционный коллектор собственных нужд — отборы работающих турбин), а в ее конденсаторе поддерживается нормальный вакуум, обеспечивающий конденсацию охлаждающего пара. Почти таких же результатов можно достигнуть, и при полной остановке блока (турбоагрегата), однако моторный режим обладает значительными преимуществами по сравнению с остановочно-пусковым режимом, основные из которых сводятся к следующему:
- Операции перевода агрегата в моторный режим гораздо проще операций, выполняемых при его остановке, и занимают намного меньше времени.
- Энергосистема не лишается горячего резерва мощности, так как агрегат, работающий в моторном режиме, легко переводится в генераторный режим и, как показали испытания, может быть быстрее нагружен до полной мощности.
- Пуск блока из неостывшего и даже из горячего состояния после его остановки на ночь значительно труднее, длится дольше, чем перевод из моторного в генераторный режим, и часто сопровождается неполадками и авариями. Статистический анализ повреждений запорно-регулирующей арматуры на одной из электростанций, привлекавшейся длительное время к регулированию графика нагрузки энергосистемы (т. е. к работе в остановочно-пусковых режимах), показал, что число повреждений арматуры почти линейно зависит от числа пусков и остановок. Так, при 544 и 456 пусках двух турбоагрегатов 160 МВт возникло соответственно 515 и 411 повреждений арматуры, а при 315 и 123 пусках двух других турбоагрегатов по 275 МВт — соответственно 262 и 183 повреждения.
Увеличение числа пусков турбоагрегатов сопровождается также ростом повреждаемости электрических генераторов, при этом отмечается распушение и выкрашивание зубцов крайних пакетов с обеих сторон сердечника статора, отвинчивание и ослабление затяжки гаек на шпильках стяжных призм, изломы дистанционных распорок в лобовых частях обмотки статора, обрыв отдельных шпилек и т. д.
Особенностью теплового состояния турбины в моторном режиме является повышение температуры рабочих и направляющих лопаток из-за потерь на трение и вентиляцию и в то же время естественное остывание наиболее нагретых элементов турбины. В ступенях турбины, в которых естественные потери теплоты выше тепловых потерь при вращении происходит остывание металла лопаток и диафрагм. В тех же ступенях, где естественные потери теплоты ниже тепловых потерь, происходит повышение температуры лопаток и диафрагм. Когда естественные потери теплоты равны тепловым потерям рабочая температура элементов турбины остается постоянной. Первое условие соблюдается во всей проточной части турбины малой мощности и в ЦВД турбин большой мощности. Второе условие характерно для лопаток значительной длины — последних лопаток ЦСД и ЦНД турбин мощностью 100 МВт и больше. Для поддержания температуры лопаток и диафрагм в допустимых пределах в этом случае их охлаждают путем подачи в проточную часть турбины низкопотенциального пара или впрыска конденсата в выхлопную часть турбины.
В настоящее время на основании довольно значительного опыта использования моторного режима на ТЭС и ТЭЦ приходят к выводу, что этот режим более надежен, чем остановочно-пусковой и может широко применяться для регулирования графиков электрической нагрузки энергосистем. Однако при этом подчеркивается, что тепловое состояние турбины большой мощности (выше 100 МВт) в моторном режиме должно тщательно исследоваться, прежде чем будет допущено применение такого режима. В особенности важно изучение теплового состояния роторов турбины в зонах концевых уплотнений, температура которых подвержена наибольшим изменениям.
Турбины малой мощности, а также ЦВД турбин большой мощности, имеющие сравнительно небольшие диаметры дисков и диафрагм и небольшую высоту лопаток, могут длительное время работать в моторном режиме при нормальном вакууме, сохраняя достаточную надежность и без охлаждения проточной части.
Учитывая большое влияние тепловой изоляции турбины на ее тепловое состояние, следует также обратить внимание на качество этой изоляции. Улучшение качества тепловой изоляции например, ЦВД турбины позволяет существенно уменьшить темп расхолаживания корпуса турбины при работе в моторном режиме. Этот вывод сделан на основании испытаний двух турбин Т-100-130, ЦВД одной из которых был изолирован способом напыления, а второй — совелитовыми плитами. Разность температур «верх—низ» ЦВД, изолированного напылением, при длительной работе в моторном режиме не превышала 20—25 °С, в то время как эта разность у ЦВД, изолированного совелитовыми плитами, достигла 70—80 °С, что не обеспечивало необходимой надежности работы турбины вследствие повышенного теплового прогиба ЦВД и радиальных задеваний в проточной части турбины.
Недостатком моторного режима блочных турбоагрегатов является неблагоприятный температурный режим пароперегревателей котла блока, переводимого при этом в резерв. Из-за значительного охлаждения топки и понижения температуры топочных газов снижается перегрев свежего и вторичного пара, вследствие чего задерживается последующий пуск блока из-за захолаживания проточной части ЦСД и возможного недопустимого укорочения ротора СД. Поэтому в тех случаях, когда не предполагается использование генератора блока в режиме синхронного компенсатора, рекомендуется переводить блок в режим горячего вращающегося резерва. Суть такого режима заключается в том, что турбогенератор, отключенный от сети, продолжает вращаться с пониженной частотой в пределах 800—1000 об/мин за счет пропуска небольшого количества пара, вырабатываемого котлом. Работа котла обеспечивается сжиганием мазута в двух растопочных горелках, которые включаются в работу до погашения котла и снимаются с автомата подхвата факела. Давление пара в барабане котла поддерживается в пределах 9—11 МПа, вторичного пара — в пределах 0—0,3 МПа.
Из графика изменения температуры свежего и вторичного пара и металла пароперегревателя можно видеть, что эти температуры при работе блока в режиме горячего резерва с остановкой котла намного ниже, чем в режиме горячего вращающегося резерва. Последний способствует повышению маневренности (ускорению пуска) и надежности работы блока на протяжении всего процесса пуска, поэтому в период провала графика нагрузки энергосистемы при отсутствии дефектов, требующих остановки блока для их устранения, следует предпочесть перевод блока в режим горячего вращающегося резерва. По-видимому, этот режим надежнее и предпочтительнее и моторного режима — в тех случаях, когда нет необходимости в выработке блоком реактивной мощности.
