Стартовая >> Архив >> Генерация >> Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД - Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Оглавление
Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС
Общие показатели эксплуатации ТЭС
Графики электрических нагрузок
Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков
Режимы работы энергоблоков ТЭС
Условия работы оборудования ТЭС
Частичные нагрузки оборудования ТЭС
Пути повышения надежности котлов при частичных нагрузках
Выбор типа парораспределения турбин при работе в маневренном режиме
Работа турбин при переводе в режим скользящего давления среды
Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление
Работа барабанных и прямоточных котлов на частичных нагрузках
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТГМ-94
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТП-92
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТП-100
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТПП-312
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТГМП-3I4A
Минимальные нагрузки энергоблоков 250/300 МВт с котлами ТГМП-344А
Режимы энергоблоков 300 МВт с комбинированным давлением среды
Применение скользящего давлении на энергоблоках 800 МВт
Работа энергоблоков 1200 МВт на скользящем давлении среды
Рекомендации по совершенствованию гидравлических схем и работы котлов на частичных нагрузках
Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок
Режимы перегрузок энергоблоков с включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-М4 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-314 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТПП-312 и включенными ПВД
Увеличение перегрузочных возможностей энергоблоков после модернизации оборудования
Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД
Перегрузочные возможности ТЭС
Кратковременные набросы нагрузок энергоблоков
Приемистость энергоблоков 300 МВт в режиме скользящего и номинального давлений среды
Приемистость энергоблоков 300 и 800 МВт при отключении ПВД
Способы быстрой разгрузки ТЭС
Сбросы нагрузок энергоблоков 160 МВт с котлами ТГМ-94 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-100 с переводом их в режим нагрузки СН
Перевод энергоблоков 160 -200 МВт на нагрузку собственных нужд
Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд
Работа энергоблоков в моторном режиме
Режимы пуска и останова оборудования ТЭС
Требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков
Варианты принципиальных пусковых схем энергоблоков
Типовые пусковые схемы энергоблоков 300 и 800 МВт
Организация пускоостановочных режимов энергоблоков с примоточными котлами
Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами
Операции пусковых режимов энергоблоков с примоточными котлами
Режимы пуска энергоблоков с пониженным расходом питательной воды
Влияние режимов частых пусков и остановов на надежность и экономичность работы
Допустимые скорости прогрева и расхолаживания толстостенных элементов энергоблоков
Расходы теплоты и потери топлива при пусках оборудования
Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков
Оптимизация режимов работы ТЭС
Оптимизация режимов работы ГРЭС с однотипным оборудованием
Оптимизация режимов работы ГРЭС энергоблоками 160 и 300 МВт
Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков
Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС
Список литературы

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА ПЕРЕГРУЗОЧНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЭНЕРГОБЛОКОВ ЗА СЧЕТ ОТКЛЮЧЕНИЯ ПВД
Для получения пиковой мощности путем отключения ПВД практически не требуется подготовки основного и вспомогательного оборудования, поскольку все элементы энергоблока находятся в рабочем состоянии. Не требуется также дополнительных пусков, а следовательно, и увеличения расхода топлива и численности эксплуатационного персонала на пуски. Переходный процесс при увеличении мощности энергоблоков за счет отключения ПВД определяется минутами. Поэтому с этой точки зрения использование мощных энергоблоков в пиковых режимах предпочтительнее по сравнению с использованием энергоблоков даже с пиковыми газотурбинными установками или со специальными пиковыми паросиловыми установками.
В настоящее время выявлены дополнительные мощности на энергоблоках 200—300 МВт, теоретически обоснована целесообразность привлечения паротурбинных установок мощностью до 1000 МВт в режимы перегрузок. Одновременно ведутся дальнейшие разработки по оптимизации проектируемых энергоустановок с учетом работы их в указанных режимах 5, 127,134,136, 137.
Следует также отметить, что по использованию режимов перегрузок с отключенными ПВД существуют диаметрально противоположные мнения. Основной причиной отказа от использования перегрузок за счет отключения ПВД является снижение надежности работы ПВД в режимах частых их отключений, а также экономичности энергоблоков. Так, например, при перегрузке энергоблоков 300 МВт на 50 МВт за счет отключения всей группы ПВД удельный расход теплоты увеличивается на 350— 370 кДж на 1 кВт-ч.
В качестве примера рассмотрим получение пиковой мощности на энергоблоках 300 МВт с котлом ТГМП-314 и турбиной К-300-200 ПО ЛМЗ. Изменение режима работы энергоблока проводилось за счет последовательного отключения ПВД-8,7 и 6 с выдержкой времени после каждого отключенного ПВД. Одновременно с отключением ПВД осуществлялась форсировка топки, т. е. увеличивалась тепловая нагрузка котла выше номинального значения, при этом поддерживались на выходе из котла расчетные параметры пара и промежуточного перегрева пара. Согласно рекомендациям заводов-изготовителей при определении максимально длительной нагрузки необходимо учитывать следующие условия обеспечения критериев надежности, в том числе и для энергоблоков 300 МВт: надежная работа поверхностей нагрева котлов должна обеспечиваться за счет поддержания соответствующих температур металла и среды по пароводяному тракту; для турбин максимальное давление в камере регулирующей ступени, которое не должно превышать для турбины К-300-200 ПО ЛМЗ 18,5 МПа, за ЦВД — 5,3 МПа, за ЦСД — 0,303 МПа.
Установлено [125, 128, 135], что максимальная нагрузка энергоблока 300 МВт при включенных ПВД составляет 315 МВт, т. е. располагаемую мощность энергоблока можно увеличить в среднем на 5%. Поэтому за исходные нагрузки в режимах перегрузок энергоблока приняты номинальная и нагрузка 315 МВт, что соответствует теплопроизводительности котла 710 и 755 МВт. При отключении ПВД-8 при исходной номинальной нагрузке электрическая мощность энергоблока увеличивается в среднем на 12—14 МВт, при этом температура питательной воды понижается с 274 до 245° С. Расход мазута на котел возрастает на 0,85 кг/с. При исходной нагрузке энергоблока 315 МВт с включенной схемой регенерации отключение ПВД-8 вызывает повышение электрической мощности энергоблока до 330 МВт. Температура питательной воды снижается на 26° С (с 276 до 250° С). Расход топлива (мазута) на котел по сравнению с его расходом при номинальной нагрузке энергоблока увеличивается примерно на 2,1 кг/с.
Режим работы турбины К-300-200 ПО ЛМЗ при нагрузке 330 МВт с отключенным подогревателем характеризуется устойчивостью основных показателей надежности. Температура рабочих колодок упорного подшипника, температура баббита упорных подшипников, вибрация их, осевой сдвиг ротора турбины не превышают при этом допустимых значений и практически остаются постоянными во всех режимах. Температура отработавшего пара на выхлопах в конденсатор при нагрузке 330 МВт с отключенным подогревателем несколько возросла по сравнению с нагрузкой 300 МВт вследствие увеличения расхода пара в конденсатор при неизменном расходе охлаждающей воды. Замечаний по работе основного и вспомогательного оборудования энергоблока в процессе длительной его эксплуатации при таком режиме не было. Уровни дренажа греющего пара в регенеративных подогревателях не превышают допустимых. Давление пара в камере регулирующей ступени турбины 18,45 МПа, а давление промежуточного перегрева пара возросло на 0,64 МПа по сравнению с давлением того же пара при номинальной нагрузке энергоблока с включенной схемой регенерации и составляет 4,56 МПа.
Поэтому отключение ПВД-8 при исходной нагрузке энергоблока 315 МВт, что соответствует теплопроизводительности котла 755 МВт, наиболее эффективно для максимального подъема мощности энергоблока.
Отключение ПВД-7 проводилось при отключенном ПВД-8 и электрической нагрузке блока 330 МВт. Температура питательной воды при этом снизилась на 46° С (с 250 до 204° С). Для поддержания расчетной температуры среды за ВРЧ (в контролируемой точке) и соответственно температуры пара за котлом расход мазута по сравнению с расходом при отключении ПВД-8 увеличился на 0,73 кг/с и составил 21,8 кг/с. Однако из-за возникших ограничений по максимальной производительности тягодутьевой установки (дымососов) необходимо было разгрузить котел по расходу питательной воды на 10 кг/с (с 270 до 260 кг/с). Электрическая нагрузка энергоблока при этом составила примерно 337 МВт. Давление промежуточного перегрева пара на входе в котел увеличилось до 5 МПа и находилось ниже предельно допустимого значения (5,3 МПа).
Параметры, характеризующие надежность турбоустановки К-300-240 в режиме с двумя отключенными ПВД, соответствуют допустимым. Абсолютное давление пара в шестом отборе составляет 0,22 МПа (допустимое 0,265 МПа). В связи с возросшим расходом пара через ЦСД и ЦНД турбины увеличиваются осевые усилия, воспринимаемые рабочими колодками упорного подшипника турбины. Вследствие этого температура рабочих колодок упорного подшипника также увеличивается на 2—3° С по сравнению с нагрузкой 300 МВт при полностью включенной регенерации. Изменения вибрации опорных подшипников турбины К-300-240 и температуры баббита при нагрузке 337 МВт с двумя отключенными ПВД по сравнению с номинальным режимом не наблюдается. Уровни в подогревателях низкого давления не превышают допустимых. В связи с большим расходом дренажа греющего пара из ПНД-2 необходимо включать в работу второй сливной насос ПНД-2. Поскольку возникают ограничения по максимальной производительности тягодутьевой установки, дальнейшее отключение ПВД-6 проводилось, в первую очередь, для выявления надежности работы котла и энергоблока в целом.
При отключении ПВД-6 температура питательной воды снизилась с 204 до 167° С, что привело к некоторому снижению температуры газов за экономайзером, а следовательно, и к появлению резерва по производительности дымососов. Расход мазута увеличился до 21,95 кг/с, однако из-за недостаточного увеличения расхода топлива котел был разгружен но расходу питательной воды с 260 до 250 кг/с. Электрическая нагрузка энергоблока при этом составила 339—340 МВт.
Давление промежуточного перегрева пара на входе в котел уменьшается по сравнению с давлением того же пара при отключении ПВД-8 и 7 на 0,98 МПа из-за снижения расхода питательной воды.
Зависимость основных параметров энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-314 при последовательном отключении ПВД-8,7 и 6 показана на рис. 4.7 За исходную нагрузку энергоблока принята номинальная, однако при отключении ПВД-8 проводилась форсировка топки с одновременным увеличением расхода питательной воды на котел, пока давление пара в камере регулирующей ступени турбины достигнет 18,5 МПа. Это позволило получить электрическую нагрузку 330 МВт без предварительного увеличения мощности энергоблока до 315 МВт и теплопроизводительности котельной установки до 755 МВт при включенной схеме регенерации.
Для сравнения полученных экспериментальных данных с расчетными в табл. 4.2 приведены основные расчетные данные энергоблока 300 МВт при нагрузке 300 МВт с включенными ПВД (режим I) и при последовательном отключении ПВД-8, 8 и 7, 8,7 и 6 (соответственно режимы II, III и IV)
В режимах II, III и IV энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-314 относительное увеличение расхода топлива на выработку дополнительной мощности без учета ограничений по максимальной производительности дымососов соответственно равно 4, 14 и 21%.

Рис. 4.7 Изменение основных параметров котла ТГМП-314 (а) и ТГМП-324 (б) энергоблоков 300 МВт при перегрузках за счет отключения Г1ВД;
1  — электрическая мощность энергоблока; 2- температура питательной воды; 3  — давление топлива (мазута) в магистрали; 4 — то же перед котлом; 5 — расход мазута на котел; /- отключение ПВД-8; //- отключение ПВД-7; III — отключение ПВД-6

При продолжительном использовании дополнительной мощности, например 500 ч/год, расход топлива на котел соответственно увеличивается на 0,3; 1 и 1,5%. Из указанного следует, что столь малые увеличения расхода топлива не требуют дополнительных капиталовложений на реконструкцию схем топливоподачи. С увеличением расхода топлива в топку котла увеличивается теплонапряжение сечения топки, топочного объема и температуры газов по тракту.

Таблица 4.2. Основные расчетные параметры энергоблока 300 МВт в режимах перегрузок

Теплонапряжение сечения топки и топочного объема при отключении трех ПВД для котла ТГМП-314 энергоблока 300 МВт повышается примерно на 15—16%, а температура газов за шпп и за КПП НД I ступени — соответственно на 40 и 30° С. При этом отношение расхода теплоты (брутто) к полной электрической мощности энергоблока QK/N составляет примерно 2,4,    а к дополнительной 2,9.
Испытания энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-324 показали, что при отключении ПВД-8 и ПВД-7 с исходной номинальной нагрузкой перегрузка энергоблока составила 30 МВт, т. е. мощность энергоблока была повышена до 330 МВт. Дальнейшее увеличение мощности энергоблока ограничилось недостаточной производительностью ДВ, в связи с чем мощность энергоблока была снижена до 320 МВт (рис. 4.7). При этой нагрузке режим был стабилизирован и обеспечена перегрузка энергоблока [134, 139—141].
Для сопоставления полученных данных на различном оборудовании на рис. 4.8 показано изменение основных параметров работы энергоблоков 300-800 МВт при отключении ПВД, а на рис. 4.9 — изменение их экономичности. Как следует из графиков, характер, а также относительное изменение приведенных параметров котлов энергоблоков при отключении ПВД отличаются незначительно. Теплонапряжение топочного объема для котлов ТПП-200 и ТПП-210 при отключении трех ПВД повышается примерно на 20%, температура на выходе из топки увеличивается на 60° С, расход теплоты (брутто) к полной электрической мощности энергоблока составляет 2,38, к дополнительной 3,15, т. е. несколько выше, чем для энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314. Несмотря на тепловую перегрузку котлов, радиационные поверхности нагрева, особенно экраны НРЧ, работают в более благоприятных условиях, чем при номинальной нагрузке или в режимах перегрузки с включенными ПВД, так как снижение температуры питательной воды, а следовательно, и среды по тракту котла сказывается в большей степени, чем снижение его тепловой перегрузки.
Снижение температуры среды по пароводяному тракту котла при прочих равных условиях увеличивает коэффициенты температуропроводности и теплопроводности металла поверхностей нагрева, а значит, повышает надежность работы последних.
В то же время работа котлов в режиме тепловых перегрузок приводит к изменению температуры газов по их тракту. Увеличение температуры газов в конвективных поверхностях нагрева, а также их скорости вследствие подачи в топку дополнительного количества топлива и воздуха способствует повышению тепловосприятия в конвективных поверхностях нагрева. Поэтому при тепловых перегрузках котлов для поддержания расчетных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличивать расход воды на впрыски.

Рис. 4.8. Изменение температуры газов в поворотной камере и за КПП ВД (а), теплонапряжения топочного объема (б), теплонапряжения сечения топки (в), температуры питательной воды (г) при отключении ПВД:
Ном режим номинальной нагрузкой; / -/// — последовательные отключении соответственно ПВД № 8, 7 и 6; Нам исходное состояние
Рис. 4.9. Приращение мощности энергоблоков 300 МВт и относительных расходов теплоты при последовательном отключении ПВД № 8, 7 и 6:
I -относительный расход теплоты (брутто) по полной мощности энергоблока; 2- то же по дополнительной мощности; 3- дополнительная мощность; Ном, /— /// — см. рис. 4.8

При трех отключенных ПВД расход воды на аварийные впрыски по сравнению с расходом воды в номинальном режиме работы котла ТГМП-314 с включенными ПВД увеличивается примерно на 3,3 кг/с. Однако регулирование температуры пара и промежуточного перегрева пара во всех режимах не вызывает затруднений и осуществляется впрысками. Некоторое увеличение температуры газов в зоне экономайзера и снижение температуры питательной воды в режимах перегрузки энергоблоков при отключении ПВД увеличивают коэффициент теплопроводности металла труб экономайзера и тепловосприятия последнего.

Рис. 4.10. Изменение энтальпии питательной воды в экономайзере котлов энергоблоков 300 -800 МВт:

1  — котел ТПП-200; 2- ТПП-210; 3-ТГМП314. Ном,       см. рис 4 8

Для различных типов котлов изменение тепловосприятия экономайзеров и последующих поверхностей нагрева при тепловой перегрузке котла не одинаковое (рис. 4.10) Например, для котлов ТГМП-314 увеличение тепловосприятия экономайзера при отключении трех ПВД по сравнению с тепловосприятием экономайзера в номинальном режиме работы котла с включенными ПВД составляет 100 кДж/кг, для котлов ТПП-210 и ТПП-200 — соответственно 150 и 235 кДж/кг Увеличение тепловосприятия экономайзера благоприятно влияет на работу последующих поверхностей нагрева.
В наиболее тяжелых условиях при отключении ПВД и снижении при этом температуры питательной воды находятся питательные трубопроводы и экономайзер. Однако при последовательном отключении ПВД быстродействие приводов задвижек на отборах турбины равно 8 мин, следовательно, скорость изменения температуры питательной воды составляет 13е С/мин. Благодаря аккумулирующей теплоте в металле трубопроводов и экономайзере скорость изменения температуры уменьшается. Расчет возникающих дополнительных напряжений на внутренних поверхностях трубы свидетельствует о достаточной надежности трубопроводов питательной воды в указанных режимах работы котла. Расчеты для котлов ТПП-210, ТПП-200 и других, выполненные в НПО ЦКТИ им. И. И. Ползунова, также свидетельствуют о достаточной надежности работы питательных трубопроводов при умеренном изменении температуры питательной воды в связи с отключением ПВД.
Снижение температуры уходящих газов в режиме перегрузки энергоблока повышает КПД котла (брутто) в основном за счет уменьшения потерь теплоты с уходящими газами q2. Для котлов энергоблоков 300 МВт = 0,3 4-0,6%.
Таким образом, по условиям надежности работы котла, турбины и вспомогательного оборудования действующие энергоблоки можно привлекать для покрытия пиков электрических нагрузок энергосистем, при этом наиболее экономичным вариантом получения дополнительной мощности является вариант при отключении (верхнего) ПВД-8 (с максимальной перегрузкой котла по питательной воде). В случае необходимости получения более высокой дополнительной мощности целесообразны варианты отключения всех ПВД по пару или их байпас по обводной линии.



 
« Статическая система регулирования оперативным током на ТЭЦ-25   Строительство, реконструкция и ремонт дымовых труб »
электрические сети