Стартовая >> Архив >> Генерация >> Эксплуатация энергетических блоков

Основные операции при пуске блока - Эксплуатация энергетических блоков

Оглавление
Эксплуатация энергетических блоков
Введение
Основные принципы организации режимов пуска блоков
Подготовка блока к пуску
Основные операции при пуске блока
Основные принципы организации режимов останова блоков
Особенности останова турбины
Работа блоков в стационарных режимах
Работа турбин под нагрузкой
Работа блоков в диапазоне допустимых нагрузок
Работа блоков на повышенных нагрузках
Работа блоков на скользящем давлении
Контроль за использованием мощности блоков
Работа блоков на топливах ухудшенного качества
Эксплуатация газомазутных котлов
Особенности работы газомазутных топочных камер со встречным и подовым расположением горелок
Опыт эксплуатации газомазутных котлов под наддувом
Коррозия поверхностей нагрева газомазутных котлов
Поддержание оптимальных температур уходящих газов и предварительного подогрева воздуха газомазутных котлов
Обеспечение взрывобезопасности газомазутных топочных камер
Эксплуатация пылеугольных котлов
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, работающих на слабореакционных топливах
Особенности сжигания углей ухудшенного качества пылеугольных котлов
Организация топочного режима котлов, сжигающих высокореакционные угли при жидком шлакоудалении
Сжигание газа и мазута в сбросных горелках
Высокотемпературная коррозия экранов НРЧ при сжигании сернистых твердых топлив
Особенности эксплуатации топочных устройств котлов, работающих на сильношлакующем подмосковном буром угле
Особенности топочных устройств и оборудования котлов, сжигающих экибастузские каменные угли
Эксплуатация пылеугольных котлов при совместном сжигании твердого топлива с мазутом
Снижение присосов воздуха в топочную камеру и газоходы котлов
Очистка поверхностей нагрева котлов от наружных загрязнений
Эксплуатация подшипников скольжения паровых турбин
Эксплуатация систем гидроподъема роторов паровых турбин
Принудительное расхолаживание паровых турбин
Эксплуатация систем смазывания паровых турбин
Эксплуатация систем автоматического регулирования и защит паровых турбин
Эксплуатация подогревателей высокого давления
Эксплуатация поверхностных подогревателей низкого давления
Эксплуатация смешивающих подогревателей
Эксплуатация термических деаэраторов
Контроль за работой регенеративных подогревателей
Эксплуатация систем технического водоснабжения
Работоспособность металла оборудования
Работа металла оборудования в нестационарных режимах
Контроль состояния металла оборудования
Обследование и наладка паропроводов
Дефекты и отказы в работе металла поверхностей нагрева котлов и трубопроводов
Дефекты и отказы в работе металла паровых турбин
Дефекты и отказы в работе металла энергетической арматуры
Продление срока эксплуатации металла оборудования
Организация водно-химических режимов блока
Эксплуатация блоков на гидразинно-аммиачном водно-химическом режиме
Эксплуатация блоков на нейтрально-кислородном водно-химическом режиме
Организация контроля водно-химических режимов блоков
Состав эксплуатационных отложений пароводяных трактов блоков
Эксплуатационные химические очистки пароводяных трактов блоков
Защита пароводяных трактов блоков от стояночной коррозии

В качестве примера рассмотрены основные операции по пуску блока из холодного состояния по унифицированной технологии, которые подразделяются на следующие этапы (см. рис. 1.3):
вывод котла на предтолчковые параметры пара; прогрев системы промперегрева, ЦВД, перепускных труб и паровпускных частей турбины;толчок и разворот турбины до номинальной частоты вращения; синхронизация и включение в электрическую сеть турбогенератора со взятием начальной нагрузки;
нагружение блока на скользящем давлении; повышение давления пара за котлом до номинального; нагружение блока при номинальном давлении.
При пуске блока из холодного состояния положение арматуры на паропроводах должно обеспечить прогрев тракта вплоть до регулирующих клапанов турбины (открыты ГПЗ, их байпасы, стопорные клапаны ЦВД и ЦСД).
Начальное тепловыделение в топочной камере должно быть на уровне 12—15% номинального (уточняют для каждого типа котла при первых пусках), что соответствует температуре дымовых газов в поворотной камере 420—500 °С.
С момента розжига форсунок (горелок) необходимо контролировать режим работы топочной камеры, производя подрегулировку тяги и дутья, поддерживая необходимое стабильное тепловыделение в топочной камере, постоянство растопочного расхода и давления питательной воды перед встроенной задвижкой (ВЗ), температуру дымовых газов в поворотной камере (не допуская перекоса по сторонам выше 40—50 °С), температуру мазута, которая перед форсунками должна соответствовать вязкости не выше

3—4 °ВУ (определяется по номограмме ВТИ), уровень и давление в растопочном сепараторе РС-2.
При давлении в растопочном сепараторе РС-2 0,25—0,3 МПа (2,5—3,0 кгс/см2) включают регулятор регулирующего клапана РК-2 и в дальнейшем поддерживают уровень в растопочном сепараторе РС-2. Параллельно пар из растопочного сепаратора РС-2 направляют в деаэратор. После повышения температуры пара перед ПСБУ до значения, превышающего температуру насыщения на 30—40 °С, включают его регулятор давления, а на блоках 500 н 800 МВт дополнительно постепенно открывают ПСБУ СН. Параллельно с открытием ПСБУ СН клапан ПСБУ постепенно закрывается до ≈20 % по указателю положения. При достижении температуры свежего пара за котлом 340—350 °С включают в работу пусковые впрыски и поддерживают температуру пара перед турбиной 280—300 °С. В дальнейшем температура свежего пара поддерживается согласно графику-заданию рис. 1.3.
Прогрев металла главных паропроводов до и после ГПЗ и корпусов блоков клапанов парораспределения ЦВД производят (1.14] до температуры 200—250 °С, прогрев металла паропроводов промперегрева, ЦВД турбины и его перепускных труб до регулирующих клапанов, корпусов стопорных клапанов и перепускных труб ЦСД—до 140-170 °С.
На блоках 300 МВт проводят совмещенный прогрев ЦВД и системы промперегрева. При этом подводят пар в ЦВД, повышают частоту вращения ротора до 800— 1000 об/мин и при закрытых стопорных клапанах ЦСД сбрасывают пар из горячих паропроводов промперегрева (ГПП) в конденсатор Турбины.
После прогрева системы промперегрева и ЦВД турбины первым способом закрывают ПСБУ СН, обеспаривают систему и закрывают сбросы из ГПП. Затем увеличивают тепловыделение в топочной камере и стабилизируют стартовый режим котла при давлении 2,0—4 МПа (20—40 кгс/см2), температуре 300—320 °С (уточняют для каждого типа котла при первых пусках) и вакууме в конденсаторе не менее 0,87 МПа (650 мм рт. ст.). Затем регулирующими клапанами ЦВД производят толчок ротора турбины и повышение частоты вращения до 800—1000 об/мин. При толчке ротора в зависимости от особенностей парораспределения турбины ПСБУ либо прикрывают, поддерживая постоянное давление свежего пара, либо оставляют в открытом положении, что способствует более полному открытию регулирующих клапанов ЦВД.
При втором способе прогрева ЦВД и системы промперегрева после достижения требуемого их теплового состояния повышают вакуум в конденсаторе до 0,87 МПа (650 мм рт. ст.), открывают стопорные клапаны ЦСД и постепенным закрытием арматуры на  линиях из ГПП производят дальнейшее повышение частоты вращения ротора.
В процессе повышения частоты вращения ротора тщательно контролируют все показатели, обеспечивающие безопасный пуск турбины.
До подачи пара в турбину при вращении ротора ВПУ отклонение стрелки указателя искривления вала не должно превышать 0,05. После толчка ротора производят тщательное прослушивание и осмотр турбины. Если при этом будут обнаружены явно выраженные задевания вращающихся частей о неподвижные, необходимо снизить частоту вращения. Если задевания не прекращаются, необходимо перейти на вращение ротора от ВПУ и проверить отсутствие превышений контролируемых величин, приведенных в табл. 1.2. После выдержки, необходимой для прослушивания и осмотра оборудования, частоту вращения ротора увеличивают за 4—5 мин до 800:1000 об/мин. Дальнейшее ее увеличение до 300об/мин производят в соответствии с графиками-заданиями пуска блока (см. рис. 1.3 и табл. 1.1).
Критические частоты вращения валопроводов (табл. 1.3) проходят быстро (за 2—3 мин). В случае, если какой-либо из контролируемых показателей достигает своего предельного значения, частоту вращения ротора турбины снижают до 800—1000 об/мин и сохраняют ее до нормализации контрольных величин.
Т а б л и ц а 1.3. Значения критической частоты вращения валопроводов турбин, об/мин

В процессе повышения частоты вращения следят за давлением и температурой масла в системе смазки и величиной перепада «масло — водород» в системе уплотнений генератора, обеспечивают повышение вакуума в конденсаторах, контролируют давление пара в коллекторе уплотнений турбины и разрежение в системе отсоса пара, поддерживают температуру масла на выходе из маслоохладителей в пределах 40— 45 С, следят за вибрацией турбины, проверяют вступление в работу системы регулирования, ведут контроль за работой системы обогрева фланцевых соединений ЦВД и ЦСД. Для обеспечения последующего повышения частоты вращения ротора дополнительно увеличивают производительность котла.
При достижении холостого хода пропускают ток через обмотку ротора генератора, проверяя оборудование под рабочим напряжением и замеряют вибрацию подшипников турбины и генератора. После стабилизации прогрева турбины выполняют испытание системы регулирования и автомата безопасности повышением частоты вращения согласно требованиям ПТЭ [1.15]. После синхронизации и включения генератора в электрическую сеть производят полное открытие регулирующих клапанов турбины и закрытие ПСБУ, что обеспечивает набор начальной, электрической нагрузки 5—10% номинальной.
На некоторых типах блоков регулирующие клапаны устанавливают в положение, при котором номинальное давление свежего пара достигается при нагрузке 50—60 % номинальной, соответствующей пропускной способности встроенных сепараторов кот-, ла. Вслед за этим закрывают дренажи цилиндров турбины, перепускных трубопроводов ЦВД и ЦСД, паропроводов свежего пара и промперегрева, оставив приоткрытыми дренажи трубопроводов невключенных отборов. Дальнейший набор нагрузки осуществляют увеличением производительности котла и повышением параметров пара в соответствии с графиком-заданием пуска блока (см. рис. 1.3 и табл. 1.1). При нагрузке 10—15 % номинальной электрическое питание собственных нужд блока переводят на рабочую схему. На блоках 300 МВт при появлении избыточного давления в соответствующем отборе приступают к прогреву и пуску питательного турбонасоса.
Во время повышения нагрузки следят за работой системы регенерации, относительным положением и осевым сдвигом роторов, вибрацией подшипников, температурой масла, вакуумом в конденсаторе и другими показателями надежности работы блока. При повышении давления в отборах турбины до заданных значений пар из них подводят к потребителям (деаэратор, ТПН, турбовоздуходувки и др.). По мере роста температуры среды перед встроенной задвижкой котла дроссельные клапаны Др-2 на сбросе среды из встроенных сепараторов прикрывают. При повышении температуры среды перед встроенной задвижкой до 410—420 °С сбросы из встроенных сепараторов полностью закрывают и котел переводят на работу по прямоточному режиму с дросселированием на клапанах Др-1. При этом РС-2 отключают от конденсатора.
При пуске с полностью открытыми регулирующими клапанами ЦВД после достижения нагрузки 50—60 % номинальной блок переводят на номинальное давление путем постепенного прикрытия регулирующих клапанов и параллельного повышения давления перед турбиной до 22 МПа (220 кгс/см2), полностью открывают встроенную задвижку, устанавливают давление перед турбиной 24 МПа (240 кгс/см2) и включают регулятор давления «до себя». При пуске блока с частично открытыми регулирующими клапанами ЦВД [1.18, 1.19] перевод блока на номинальное давление сводится к открытию встроенной задвижки при росте давления перед турбиной до 22 МПа (220 кгс/см2). При переводе котла на прямоточный режим работы включают штатные впрыски, исходя из поддержания пусковых впрысков в диапазоне регулирования. Последние отключают при достижении номинальных температур пара. Дальнейшее нагружение блока осуществляют увеличением тепловой нагрузки котла и переводом его на основное топливо.
Во время нагружения блока выполняют следующие операции:
при нагрузке 35—40% номинальной включают в работу второй бустерный насос, КЭН-I и КЭН-II;
при достижении 70 %-ного открытия регулирующего клапана на сливе греющего пара нз ПНД № 2 в конденсатор (нагрузка турбины около 15 % номинальной) включают сливные насосы ПНД № 2;
при достаточном давлении в первом по ходу воды ПВД дренаж его греющего пара переводят на деаэратор;
при достижении в деаэраторе номинального давления пара его подводят на уплотнения турбины;
по мере роста нагрева циркуляционной воды в конденсаторах нагружают циркуляционные насосы (нормально нагрев воды должен находиться на уровне 10 °С);
при пуске на питательном электронасосе (блоки 300 МВт) при нагрузке блока 65—70 % номинальной переходят на турбопитательный насос;
при пуске на турбопитательном насосе (блоки 500—800 МВт) при нагрузке 40— 50 % включают второй насос;
при росте давления пара на выхлопе турбовоздуходувки (ТВ) до 0,12—0,15 МПа (1,2—1,5 кгс/см2) переводят подачу пара на калориферы котла от турбовоздуходувки (пар от коллектора собственных нужд блока закрывают).
Отключение системы обогрева фланцевых соединений ЦВД и ЦСД производят после достижения номинальных температур стенок паровпускных частей цилиндров при разности температур по ширине фланцев менее 80 °С.
Для предотвращения выхода относительных перемещений роторов за допустимые пределы применяют следующие способы их стабилизации:
если ротор ЦВД или ЦСД сокращается быстрее цилиндра, то прекращают подачу пара на обогрев фланцев и шпилек, повышают температуру свежего пара или пара промежуточного перегрева и увеличивают нагрузку;
если ротор ЦВД пли ЦСД расширяется быстрее цилиндра, то увеличивают подачу пара на обогрев фланцев и шпилек, прекращают повышение температуры свежего пара или пара промежуточного перегрева или несколько снижают их (если этого окажется недостаточно, следует прекратить повышение нагрузки);
если ротор ЦНД сокращается (расширяется) быстрее цилиндра, то увеличивают (уменьшают) значение вакуума;
если после выполнения всех указанных мероприятий относительные удлинения роторов все же превысят предельные значения, то турбина должна быть остановлена и вращение роторов переведено на ВПУ.
Для контроля за механическим состоянием турбины в период первого пуска после ремонта и набора нагрузки наиболее важное значение имеют измерения расширений, позволяющие предотвратить радиальные и осевые задевания, а также текущее измерение вибрации. Поэтому при первых пусках турбины после ремонта необходимо фиксировать максимальные разности температур по цилиндрам, максимальные удлинения и укорочения роторов, время их появления и связь с режимами, а также смещения корпусов турбины во всех направлениях. Это позволяет выявить дефекты изоляции, уплотнении, работы дренажей и т. д. Например, увеличение разности температур между верхними и нижними образующими ЦВД и ЦСД, продолжающееся в течение определенного времени после синхронизации генератора, говорит о плохом прогреве низа цилиндра, что, как правило, связано с недостатками в дренировании и т. п.
При первом пуске после ремонта и работе турбины под нагрузкой определяют ее вибрационное состояние выполнением замеров вибрации подшипников на холостом ходу без возбуждения и с возбуждением генератора, а также при промежуточных и номинальных нагрузках. Измерение вибрации, как правило, производят при установившемся тепловом состоянии турбины, стабильных параметрах пара, расчетном вакууме и температуре масла, поступающего на подшипники, около 40 °С. Вибрацию измеряют в местах, указанных в формуляре, в трех направлениях (вертикальном, горизонтально- продольном и горизонтально-поперечном). Результаты заносят в формуляр. Вибрация согласно ПТЭ не должна превышать 30 мкм; в противном случае проводят вибрационную наладку турбины [1.15].
Особенности пусков нз неостывшего и горячего состояний вытекают из изложенного в § 1.1. Графики-задания пусков представлены в табл. 1.1, 1.4 и на рис. 1.4, 1.5.

Табл и ц а 1.4. Характеристика режимов пуска дубль-блока 300 МВт по моноблочной схеме

Пуск из состояния горячего резерва в отличие от унифицированной технологии проводится на прямоточном режиме.
Пуск блока из горячего резерва требует проведения большого числа дискретных операций (включение — отключение вспомогательных механизмов, арматуры, форсунок- горелок котла и т. п.) и операций по управлению технологическим процессом. Часть операций должна проводиться параллельно и за минимальное время. В этих условиях требуются четкое распределение обязанностей между оперативным персоналом, контроль за его действиями, высокая оперативная и техническая дисциплина.
Применение технологии пуска на прямоточном режиме позволяет наиболее быстро восстановить исходную нагрузку блока. Номинальная нагрузка может быть достигнута, например, на блоке 300 МВт через 65—70 мин. после включения форсунок (горелок) котла. Пуск блока на прямоточном режиме разрешается, если длительность простоя не превысила 30 мин при сохранившемся сверхкритическом давлении среды в пароводяном тракте и температуре дымовых газов в поворотной камере котла не менее 500 °С.
Основными особенностями пуска из горячего резерва являются: минимальная, с учетом требований [1.15], длительность вентиляции газовоздушного тракта перед пуском; быстрое включение мазутных форсунок (горелок) сразу после установления растопочного расхода питательной воды; установление расхода топлива на предельном уровне, определяемом из условий обеспечения допустимого температурного режима неохлаждаемого промежуточного перегревателя; снижение давления свежего пара перед турбиной перед толчком ротора до 16—18 МПа (160—180 кго/см2).
При растопке котла из горячего резерва обычно расход пара через пароперегреватель устанавливается быстрее, чем растет температура дымовых газов, вследствие чего наблюдается, как правило, некоторое снижение температуры свежего пара. При пусках блоков из горячего резерва термонапряженное состояние оборудования не лимитирует продолжительность пуска, которая определяется технологическими условиями и возможностями оперативного персонала.
Ряд особенностей содержится также в технологии пуска дубль-блока. Пуск проводится на одном из корпусов котла, вплоть до перевода на номинальное давление и нагружение до 45—50 % номинального. Параллельно с нагружением на первом корпусе производится растопка второго корпуса и его подключение к работающей турбине, затем турбина нагружается повышением паропроизводительности второго корпуса при неизменной нагрузке первого.
При отказе от работы дубль-блоков на одном корпусе котла появилась возможность перехода на моноблочную технологию пуска [1.13]. При этом графики-задания пуска дубль-блока (табл. 1.4) из холодного и неостывшего состояний строятся с учетом допустимого смещения во времени розжига мазутных форсунок (горелок) второго корпуса котла на 10—15 мин по сравнению с первым. При такой организации начальной стадии пуска дубль-блока к окончанию прогрева паропроводов свежего пара тепловые состояния корпусов котла практически выравниваются и обеспечиваются расчетные режимы работы сбросных трубопроводов из растопочного сепаратора РС-2.
В случае несинхронного прогрева корпусов котла на сепараторной фазе нагружения дубль-блока (после перевода одного из корпусов на прямоточный режим) нагружение его приостанавливают до перевода на прямоточный режим второго корпуса. После этого нагружение дубль-блока ведется одновременно обоими корпусами котла.
Режимы пуска блока значительно сложнее и ответственнее стационарных режимов не только из-за экстремальных значений напряжений, возникающих в различных элементах, но и из-за вероятных ошибок оперативного персонала. Поэтому наряду с четкой организацией, высокой дисциплинированностью и квалификацией оперативного персонала особое значение приобретает документальная фиксация основных параметров оборудования при пуске блока.

В последние годы для совершенствования пуска блоков СКД на многих электростанциях применяются режимные карты, пусковые ведомости и сетевые графики. Кроме того, для осуществления возможности последующего анализа реализованного режима и объективной оценки работы эксплуатационного персонала на некоторых электростанциях внедрены системы оценки качества пусков.
Режимная карта пуска блока из любого теплового состояния представляет собой номограмму, состоящую из четырех квадрантов: в левом верхнем квадранте расположены кривые для определения толчковых параметров свежего пара, в левом нижнем — кривая для определения длительности разворота турбины до частоты вращения 3000 об/мин, в правом верхнем — кривая подъема температуры пара и в правом нижнем— кривая нагружения блока.
Пусковая ведомость включает в себя режимную карту и специальную таблицу, где в технологическом порядке указываются все пусковые операции и их нормативная длительность, причины и время задержек при выполнении отдельных технологических операций и принятые меры по устранению причин задержек. В таблицу вносятся данные об исходном состоянии блока: температура металла паровпусков ЦВД и ЦСД, паропроводов, блоков парораспределения, толчковые параметры пара, время начала пуска и т. д.
Оперативный персонал перед пуском блока намечает иа режимной карте программу пуска в зависимости от теплового состояния турбины, и в дальнейшем весь процесс пуска ведется в строгом соответствии с номограммой. О всех параметрах и отклонениях режима пуска ведется запись в пусковой ведомости. Достоинствами режимной карты и пусковой ведомости являются возможность быстрого определения оптимальной программы пуска блока нз любого теплового состояния, а также возможность контроля правильности ведения пускового режима в любой момент времени.
Сетевой график пуска разрабатывается с учетом оптимальной организации пусковых режимов, возможностей оперативного персонала, соблюдения требований инструкций по обслуживанию оборудования. Сетевой график позволяет уменьшить расходы энергоресурсов на пуски, сократить непроизводительные потери времени, особенно иа подготовительные операции, и уменьшить общую продолжительность пуска.
Оценка работы оперативного персонала, обеспечивающего пуск блока, определяется наличием или отсутствием отклонений режима от номограммы пуска, а также критериев надежности от их предельных значений.
Для уменьшения затрат времени на фиксирование основных пусковых операций и параметров, обеспечения возможности контроля и анализа режимов пусков на основе типовых эксплуатационных инструкций разрабатывают пусковые ведомости, представляющие собой перечень операций, приведенных в технологической последовательности их выполнения и являющихся программой действия персонала при пуске. Для составления полной картины пуска и останова в пусковой ведомости предусматривается запись теплового состояния блока, предшествующего пуску, а также регистрация отказов в работе арматуры, электроприводов, насосов, защит, КИП, препятствующих нормальному пуску блока.
Параллельно с заполнением пусковой ведомости ведутся записи в оперативном журнале в соответствии с показаниями эксплуатационных приборов. Анализ качества пуска осуществляется персоналом цеха наладки и испытаний. Для ознакомления оперативного персонала с результатами этого анализа разрабатывают специальную ведомость, которая заполняется персоналом цеха наладки и испытаний. В этой ведомости фиксируются нарушения критериев надежности, выявленные в результате анализа, определяются пережог топлива и соответствие режима пуска типовому графику-заданию. В графе «замечания по пуску» приводится краткий анализ отклонений от нормального режима пуска, оцениваются действия оперативного персонала и готовность оборудования к пуску, оценивается качество работы ремонтных подразделений и определяется оценка качества пуска блока в целом.
Заполненная ведомость анализа и оценки качества пуска блока совместно с пусковой ведомостью возвращается па щит управления дли проработки их с оперативным персоналом.



 
« Эксплуатация электростанций, работающих при сверхкритических параметрах   Электрогидравлический динамический генератор »
электрические сети