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

Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН - 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

Энергоблоки 200 МВт с котлами ТП-101
Энергоблок состоит из барабанного котла ТП-101 ТКЗ, рассчитанного на сжигание эстонских сланцев, и турбины К-200-130-2. На блоке применена двухбайпасная пусковая схема, включающая БРОУ-1, БРОУ-2 и БРОУ-3. БРОУ-1 рассчитана на пропуск 30% номинального расхода свежего пара в паропроводы холодного промежуточного перегрева, БРОУ-2 на пропуск этого пара с давлением 0,55 МПа из горячих паропроводов промежуточного перегрева в конденсатор турбины, БРОУ-3 — на пропуск 10% номинального расхода пара в конденсатор.
Назначение БРОУ-1 и БРОУ-2 известно; БРОУ-3 предусмотрено  для уменьшения расхода пара через промежуточный пароперегреватель (если это возможно по условиям его охлаждения) в целях снижения давления пара промежуточного перегрева при пусках и на холостом ходу турбины. Система регулирования и паросбросные устройства турбины К-200-130-2 спроектированы для работы по двухбайпасной пусковой схеме. Мгновенные сбросы нагрузки производились с учетом особенностей работы турбины и другого оборудования при двухбайпасной схеме энергоблока. Установлено, что при работе турбины на холостом ходу происходит интенсивный разогрев проточной части ЦВД.
Как видно из рис. 4.21, а, температура направляющей лопатки 12-й ступени за 40 мин повышается с 330 до 520° С, при этом максимальная скорость нагрева составляет 12° С/мин. Разогрев продолжался также при начальном нагружении турбины. При дальнейшем нагружении турбины до 15—20 МВт происходит резкое снижение температуры лопатки, и за 1—2 мин температура падает на 210° С, а разность температур между лопаткой и телом диафрагмы вырастает до 130° С. Перепад давлений между камерой регулирующей ступени и выхлопом ЦВД на холостом ходу и малых нагрузках равен нулю, что свидетельствует об отсутствии расхода пара через ЦВД,
В этой связи первоначальной задачей явилось выявление закономерностей нагрева элементов проточной части на холостом ходу турбины с разным противодавлением при беспаровом режиме ЦВД и затем при расходе пара, равном расходу холостого хода при закрытых БРОУ-1, БРОУ-2, т. е. при сквозном потоке пара через ЦВД и ЦСД. Установлено, что при беспаровом режиме и давлении в ЦВД 0,005 МПа нагрева проточной части не происходит (рис. 4.21,6); при давлении за ЦВД 0,4 МПа температура лопатки 12-й ступени повышается от 310 до 480° С за 40 мин (рис. 4.21, а), при 0,75 МПа (рис. 4.21, г) от 330 до 490° С за 40 мин (при одновременном понижении температуры пара), при 1,15 МПа — от 320 до 515° С за 35 мин (рис. 4.21, d) и при 1,6 МПа — от 330 до 510° С за 25 мин (рис. 4.21, е), допустимая температура пара за ЦВД 450° С. Такой же характер изменения температуры наблюдался по всей проточной части ЦВД.
При расходе пара через ЦВД нагрев проточной части менее интенсивный. Так, при давлении за ЦВД 0,8 МПа температура направляющей лопатки 12-й ступени повышается только до 430° С, а при 2 МПа — до 467° С и стабилизируется (рис. 4.21, ж, е) В диапазоне давлений за ЦВД 0,8—2 МПа температура лопатки в среднем повышается на 3° С на 0,1 МПа изменения давления за ЦВД. Таким образом, можно заключить |78|, что при холостом ходе и малых нагрузках турбины ЦВД работает в беспаровом режиме, для избежания которого необходима корректировка открытия первого клапана ЦВД.

Изменение температур элементов проточной части ЦВД на холостом ходу турбины К-200

Рис. 4.21 Изменение температур элементов проточной части ЦВД на холостом ходу турбины К-200-130-2 энергоблока 200 МВт при беспаровом режиме (а—е) и сквозном расходе пара через ЦВД, ЦСД и ЦНД (ж. л):
1 — температура корпуса ЦВД в зоне регулирующем ступени; 2 — то же в зоне выхлопа; 3 — температура направляющей лопатки 12-й ступени; 4 — температура пара перед 5-и ступенью, 5 — то же веред 12-й ступенью; 6 температура диафрагмы 12-й ступени; 7 температура свежего пара; 8 — давление пара за ЦВД, 9 — электрическая нагрузка энергоблока

Включением в работу БРОУ-3 на холостом ходу турбины можно снизить давление пара на выхлопе ЦВД на 0,2 МПа (рис. 4.22), что позволит уменьшить нагрев ЦВД не больше чем на 7—8° С. Наличие же на энергоблоке трех ступеней байпасирования усложняет схемы трубопроводов, управления и защит энергоблока. Поэтому на ГРЭС было принято решение об отказе от БРОУ-3. Была выполнена наладка паросбросных устройств и системы парораспределения [78|.
После выполненной наладки давление пара за 11.ВД при работе турбины на холостом ходу при номинальных параметрах свежего пара и расчетном расходе пара через промежуточный перегреватель котла установилось равным 0,8 МПа, перед ЦСД 0,45 МПа, температура направляющей лопатки 12-й ступени 435° С, перепад давления между камерой регулирующей ступени и выхлопом ЦВД 0,11—0,12 МПа. Эти параметры могут быть приняты за контрольные при работе турбины К200-130-2 на холостом ходу. Перепад давления на ЦВД (0,11—0,12 МПа) сохраняется также при скользящем давлении пара перед турбиной |78|.
Таким образом, данный параметр можно принять за критерий правильности работы системы парораспределения ЦВД и ЦСД, поскольку контроль расхода по температурному состоянию проточной части затруднен из-за сложности установки измерений, а также возможных отклонении температуры свежего пара, которые при пусках обусловлены температурным состоянием энергоблока.

Рис. 4.22. Характеристика изменения давления пара перед и после пускосбросных устройств энергоблока 200 МВт с турбиной К-200-130-2 и котлом ТП-101:
I' — давление пара за ЦВД при отключенной и включенной РОУ-3; 2—давление пара перед ЦСД, 3 — то же за БРОУ 2

Мгновенный сброс электрической нагрузки на 100, 150 и 200 МВт осуществлялся отключением генератора от сети при питании собственных нужд энергоблока от стороннего источника, полностью включенной регенерации и параметрах пара, близких к номинальным.

Рис. 4.23. Осциллограмма сбросов нагрузки энергоблока 200 МВт с турбиной К-200-130-2 и котлом ТП-101:
1 - частота вращения ротора и ход сервомотора ЦВД и ЦСД при сбросе нагрузки 100 МВт с включенным дифференциатором; 2, 2' — то же при сбросе нагрузки 150 МВт с отключенным дифференциатором; 3, 3' -то же при сбросе нагрузки 200 МВт с включенным дифференциатором; 4, 4'- то же при сбросе нагрузки 200 МВт с отключенным дифференциатором

В первоначальный период при сбросе нагрузки заранее были переведены на питание от стороннего источника эжекторы, уплотнения турбины, деаэраторы и калориферы котла; на каждом котле зажжены две мазутные форсунки и за 2—3 с до сброса отключены мельницы. В дальнейшем при сбросе нагрузки перевод эжекторов, уплотнений и деаэраторов на питание от стороннего источника осуществлялся автоматически и имитировался перевод котла на 30%-ную нагрузку, для чего после сброса в работе были оставлены две мазутные форсунки и одна мельница на каждом котле; БРОУ-1 и БРОУ-2 включались автоматически по импульсу на отключение генератора, и дроссельные клапаны открывались полностью. Результаты приведены на рис. 4.23 и 4.24.
При всех сбросах нагрузки система регулирования работает четко и переводит турбину на холостой ход плавно, без качаний. Максимальный прирост частоты вращения после сброса 200 МВт составляет при включенном дифференциаторе 7,6, при отключенном 7,8%, что свидетельствует о достаточно высоком быстродействии системы регулирования и малой эффективности дифференциатора. Система регулирования поддерживает нагрузку на всех режимах и осуществляет переход с одного режима на другой устойчиво, без колебаний.

Рис. 4.24. Изменение температуры элементов проточной части ЦВД при сбросах нагрузки 150 МВт (а) и 200 МВт (б) энергоблока 200 МВт с турбиной К-200-130- 2 и котлом ТП-101
1 — электрическая нагрузка энергоблока; 2  —  температура свежего пара; 3 —температура корпуса ЦВД в зоне регулирующей ступени; 4- то же в зоне выхлопа, 5- температура направляющей лопатки 12-й ступени

Открытие БРОУ-1 и БРОУ-2 происходит одновременно, с запаздыванием 0,3—0,5 с после отключения генератора и с постоянной скоростью. Время открытия БРОУ-1 составило II с, БРОУ-2 28 с. Столь значительное отставание открытия БРОУ-2 способствует повышению давления в горячих нитках промежуточного перегрева и приводит к срабатыванию предохранительных клапанов. Перед сбросом нагрузки уровень в барабане поддерживался в пределах нулевой отметки шкалы. После сброса нагрузки уровень колебался от —100 до +100 мм.
При сбросах нагрузки 150 МВт температура направляющей лопатки 12-й ступени на холостом ходу повышается до 428° С и при последующем нагружении турбины снижается до 282е С (см. рис. 4.20). Такому охлаждению ее способствует сопутствовавшее нагружению снижение температуры свежего пара (на 35— 40° С). При сбросе нагрузки 200 МВт температура лопатки 12-й ступени повышается за 3—4 мин холостого хода до 448° С, что обусловлено относительно большим давлением пара за ЦВД в первый момент после сброса. Следует отметить, что и при одно- байпасной схеме в первые 1,5—2 мин после сброса нагрузки клапаны ЦВД остаются полностью закрытыми, пока давление в промежуточном пароперегревателе не снизится от 2,6 до 0.1 МПа. В это время проточная часть ЦВД работает в беспаровом режиме, и нагрев ее может быть также значительным.
При всех сбросах нагрузки кавитация в питательных насосах отсутствовала. Падение давления в деаэраторе при автоматическом переводе его на питание от стороннего источника происходит несколько быстрее, чем при дистанционном.
Из вышеизложенного следует, что оборудование энергоблока 200 МВт с котлом ТП-101 и турбиной К-200-130-2 позволяет осуществлять полный сброс нагрузки, а также перевод его на холостой ход.



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