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

Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд - 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

Энергоблок 300 МВт состоит из турбины К-300-240 ПО ЛМЗ и котла ТГМП-114. На энергоблоке применена однобайпасная схема. Проектом предусмотрена защита, переводящая энергоблоки 300 МВт на холостой ход с нагрузкой собственных нужд при отключении генератора от сети. Основная особенность проектной схемы защиты — необходимость снижения давления пара перед турбиной до 15,7 МПа с сохранением сверхкритического давления среды в испарительном тракте до встроенных задвижек котла. При этом снижение давления пара перед турбиной должно происходить за время не более 1,5 мин. Необходимость снижения давления пара перед турбиной с 23,5 до 15,7 МПа при переводе энергоблока на холостой ход с нагрузкой собственных нужд объясняется следующим. В связи с резким уменьшением расхода пара через турбину давление пара за регулирующими клапанами ЦВД турбины снижается до 3,4 МПа, что, в свою очередь, приводит к резкому снижению температуры пара за регулирующими клапанами турбины с 545 до 445° С. Такое изменение температуры пара на входе в ЦВД может вызвать появление повышенных термических напряжений в металле перепускных труб за регулирующими клапанами паровпуска и ротора ЦВД. При давлении пара перед турбиной 15,7 МПа температура пара за регулирующими клапанами ЦВД равна 490° С. Термические напряжения в указанных элементах при этом несколько снижаются.
Необходимость сохранения с верх критического давления среды до ВЗ при проектной схеме защиты обусловлена стремлением обеспечить надежность гидродинамики испарительных поверхностей котла. При снижении давления среды в испарительных поверхностях нагрева увеличивается разность между удельными объемами воды и пара, что в определенных условиях может вызвать как гидравлическую и температурную разверки в обогреваемых трубах одного и того же потока, так и пульсацию среды между подпотоками.
При выполнении указанных выше требований для проектной схемы защиты при переводе энергоблока в режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд необходимо согласовать время открытия встроенных задвижек, клапанов перед встроенными
сепараторами и клапанов ПСБУ, участвующих в операции. При переводе энергоблока в режим нагрузки собственных нужд возможны сбои в работе защиты из-за отказа хотя бы одного из регуляторов давления до ВЗ или регуляторов ПСБУ, находящихся в стерегущем режиме. Кроме тогда снизить при этих условиях давление пара до 15,7 МПа за 1,5 мин невозможно. Минимальное время снижения нагрузки, определяемое теплоаккумулирующими характеристиками котлов сверхкритического давления и пропускной способностью ПСБ у, составляет 3-4 мин. Таким образом, проектная схема перевода энергоблока на холостой ход с нагрузкой собственных нужд не обеспечивает заданного времени снижения давления и является сложной и недостаточно надежной.
Новые возможности для внедрения режимов перевода энергоблоков на холостой ход с нагрузкой собственных нужд выявлены для котлов при скользящем докритическом давлении среды в испарительном тракте. Достаточная надежность работы котлов ТГМП-114 обеспечивается в диапазоне нагрузок 100—30% номинальной при скользящем давлении среды как в стационарных, так и в аварийных режимах. Следовательно, с точки зрения надежности гидродинамики испарительных поверхностей нагрева при переводе энергоблока на холостой ход с нагрузкой собственных нужд требуется обязательное поддержание сверхкритического давления в тракте до ВЗ и регулирование давления пара перед турбиной клапаном ПСБУ. Такое условие значительно упрощает технологию перевода энергоблока ц режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд, тактика исключаются операции по закрытию ВЗ, включению регуляторов Д-1 и ПСБУ. При срабатывании защиты ВЗ и Д-1 остаются открытыми, а ПСБУ открываются полностью.
Сохранение до ВЗ сверхкритического давления при переводе энергоблока в режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд приводит к повышению аккумулирующей способности котла и увеличивает время снижения давления пара перед турбиной до 15,7 МПа. Поэтому для уменьшения времени снижения давления пара перед турбиной. Открывают (принудительный подрыв) предохранительные клапаны сверхкритического давления с задержкой их закрытия до давления пара перед турбиной 15,7 МПа.
Снижение давления среды в испарительном тракте примерно до 18 МПа при ограниченном диапазоне регулирования давления воды питательным электронасосом приводит к увеличению перепада давлений на РПК до 10 МПа при допустимом перепаде не более 5 МПа. При указанном перепаде давлений регулировочные характеристики РПК ухудшаются. Для уменьшения перепада давлений на РПК, повышения надежности и улучшения их регулировочных характеристик при срабатывании защит, переводящих энергоблок в режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд, выполняется блокировка на закрытие задвижек на линиях питания корпусов котлов водой с одновременным открытием байпасов задвижек с набором дроссельных шайб. И хотя последняя операция не является обязательной, более перспективным решением для уменьшения перепада давлений на РПК является расширение диапазона регулирования давления питательным электронасосом.
Устойчивость работы топки при резком сбросе нагрузки до 30% номинальной обеспечивается как на мазутных, так и на пылеугольных котлах [78, 133, 145, 146], в том числе при условии значительной подсветки и при сжигании антрацитового штыба [20].  При этом имеется возможность отключения части топливоподающих устройств по логической, а не жесткой программе с учетом находящейся в работе комбинации горелочных устройств. Соблюдение этого условия особенно важно для обеспечения грубой синхронизации при подаче воды и топлива в начальной фазе переходного процесса энергоблоков с широким эксплуатационным диапазоном нагрузок при ограниченном диапазоне регулирования производительности мазутных форсунок или пылепитателей. В частности, при переводе в режим холостого хода энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-114, оснащенных двухконтурными мазутными форсунками, защитой предусмотрено отключение внутренних каналов форсунок. На тех же котлах, оснащенных одноконтурными мазутными форсунками, защитой отключаются три мазутные форсунки из шести, установленные на каждом корпусе котла, и закрываются шиберы периферийного воздуха к отключаемым горелкам. Форсунки отключаются таким образом, что в работе остаются с одной стороны две крайние горелки, а с противоположной одна центральная горелка. Такая комбинация обеспечивает более равномерное заполнение факелом топочной камеры и уменьшает неравномерность тепловых потоков по сечению топочной камеры.
При срабатывании защиты, переводящей энергоблок в режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд, отключаются основные регуляторы питания и топлива и включаются растопочные, отключается регулятор температуры вторичного пара и закрывается направляющий аппарат ДРГ до 15% по УП, конденсат греющего пара ПВД переводится на сброс в конденсатор.
Таким образом, в режиме автоматического перевода на нагрузку собственных нужд энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-114 при отключении генератора от сети конечная нагрузка энергоблока составляет 18—20 МВт [5]. При исходной нагрузке 280 МВт система регулирования турбины удерживает при сбросах нагрузки скорость вращения ротора в пределах степени неравномерности, повышение частоты вращения при этом составляет 3,01 с-1 Закрытие регулирующих клапанов ЦВД турбины под действием электроприставки происходит за 0,28 с и клапанов ЦСД — через 0,4 с после отключения генератора от сети. Последующее открытие регулирующих клапанов ЦВД и ЦСД начинается через 40 и 8 с соответственно, считая от момента сброса. Сразу же после закрытия регулирующих клапанов турбины начинается снижение давления питательной воды за ПТН со средней скоростью 3,2 МПа/c. Максимальная скорость снижения давления 4,9 МПа/c. Давление питательной воды за ПТН начинает повышаться через 2 с, достигнув 29,5 МПа через 18 с после сброса нагрузки. Давление пара после закрытия регулирующих клапанов ЦВД начинает увеличиваться через 0,22 с. За 0,1 с давление пара увеличивается на 2 МПа и за 3 с достигает максимальной 27 МПа.
По сигналу выключателя генератора подается команда на открытие всех предохранительных клапанов котла. Снижение давления пара начинается через 3 с после сброса со скоростью 0,14 МПа/с и прекращается с закрытием предохранительных клапанов через 75 с после начала, достигнув 16,8 МПа. Это время снижения давления пара нельзя считать предельным, так как при этом открылись не все предохранительные клапаны. Полное открытие ПСБУ через 15 с после отключения генератора от сети не вызывает заметного увеличения скорости снижения давления пара.
Сопоставление данных, полученных по динамике снижения давления пара и времени закрытия регулирующих клапанов ЦВД в начальной фазе переходного процесса, показывает, что к моменту их открытия давление пара достигает заданного значения. Давление пара за регулирующими клапанами ЦВД после сброса нагрузки снижается до 3,4 в регулирующей ступени— до 2, а в холодных нитках промперегрева — до 1,2 МПа. Через 2 мин после отключения генератора от сети давление стабилизируется на уровне 0,3 МПа (рис. 4.29) При уменьшении срабатываемого теплоперепада в ЦВД в первый момент сброса нагрузки температура пара за ЦВД возрастает на 45° С, а затем по мере стабилизации давления в нитках холодного промперегрева быстро снижается практически до исходного значения. Температура наружной поверхности ЦВД при этом увеличивается на 6—12° С. Осевой сдвиг роторов при сбросе составляет 0,25 мм в сторону генератора. Относительные расширения роторов турбины при работе энергоблока с нагрузкой собственных нужд в течение 24 мин не превышают 0,7 мм и далеки от предельных значений. Температура пара в регулирующей ступени в течение мин после открытия регулирующих клапанов резко снижается на 40° С, а затем в течение 8—10 мин плавно снижается до 425° С. Общее снижение температуры пара в камере регулирующей ступени 65° С (рис. 4.29).


Рис. 4.29. Изменение давления и температуры пара, а также металла ЦВД при переводе энергоблока 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд, давление пара: 1 — перед стопорными клапанами, 2  —  за ЦВД; 3 — за регулирующими клапанами; 4 — в камере регулирующей ступени; температура пара; 5 — перед стопорными клапанами; 6 — в регулирующей ступени; 7- в межцилиндровом пространстве за VI ступенью; 8 — на выхлопе ЦВД, 9 — 12 — температура металла регулирующего клапана соответственно вблизи наружной поверхности, внутренней поверхности, перед седлом, за седлом

Температура пара за VI ступенью в межцилиндровом пространстве снижается при этом на 40° С, а температурный перепад на стенке внутреннего корпуса уменьшается с 90 до 70° С. Учитывая небольшое изменение теплоперепада на стенках внутреннего и внешнего корпусов ЦВД, считаем, что напряжения, возникающие в паровпускных частях корпуса ЦВД, не представляют опасности с точки зрения термоусталостного разрушения металла.
При установившемся тепловом состоянии клапана наибольшая разность температур по толщине стенки составляет 10, а полный перепад температур в осевом направлении 25—30 °С. При отключении генератора от сети и при последующей работе энергоблока с нагрузкой собственных нужд указанная температура достигает соответственно 49 и 70° С. Максимальные скорости охлаждения в зоне клапана в перепускной трубе достигают 18° С/мин, при этом максимальные разности температур по стенке клапана и максимальные напряжения, достигающие 142 МПа без учета концентрации напряжений, возникают примерно через 2 мин в нижней части клапана за диффузором. Эти напряжения не являются опасными с точки зрения термоусталостного разрушения. Однако для снижения максимальных напряжений в клапане важно уменьшить концентрацию напряжений в указанной зоне путем увеличения радиуса галтелей.
При аварийном переходе с основного ПТН на резервный ПЭН прекращается питание котла водой на 18 с. Это на 12 с меньше уставки по времени, принятой в схеме защиты от прекращения питания. Расход воды после разворота ПЭН кратковременно увеличивается до исходного значения, что объясняется особенностью работы регулятора питания при прекращении расхода воды на котел, и затем перед выходом на заданное значение наблюдается динамическое уменьшение расхода до 11 кг/с на одну нитку котла. Растопочное значение расхода питательной воды устанавливается примерно через 80 с. Максимальное динамическое отклонение температуры пара в контрольной точке за ВРЧ-11 в начальной фазе переходного процесса не превышает 50° С. Температура свежего пара поддерживается впрысками стабильно при сохранении на них нормального запаса на регулирование. Температура пара на ПСБУ при сбросах нагрузки составляет 140° С.

Рис. 4.30. Изменение основных пара метров энергоблока 300 МВт со смешивающим ПНД-2 при сбросе нагрузки: 1  — мощность на клеммах генератора; 2- уровень конденсата в конденсатосборнике ПНД-2; 3 —то же в деаэраторе; 4 — то же над перегородкой ПНД, 5- то же в конденсаторе; 6- давление среды за КЭН II ступени; 7—то же в деаэраторе

Питание деаэратора при сбросах нагрузки переводится от общестанционной магистрали 1,3 МПа, при этом давление в деаэраторе снижается до 0,12 МПа со скоростью, не превышающей 0,04 МПа/мин. Режим работы деаэратора при такой схеме опасений нe вызывает.
Особый интерес представляют данные по работе энергоблока в режиме сброса нагрузки при замене поверхностного подогревателя низкого давления смешивающим [5].  В этом случае выбор высоты установки смешивающего подогревателя и схемы защиты должен проводиться с учетом обеспечения надежной работы конденсатных насосов (КЭН II ступени) и предотвращения попадания влажного пара в проточную часть турбины.
На блоке 300 МВт с турбиной К-300-240 ПО ЛМЗ и смешивающим ПНД-2 конструкции ЦКТИ им. И. И. Ползунова обеспечение подпора воды на всасе конденсатного насоса на уровне 70 кПа не вызывает ухудшения режима и снижения надежности оборудования, а также не приводит к усложнению эксплуатации при сбросе нагрузки от номинального значения до нагрузки собственных нужд. При сбросе нагрузки с 300 до 20 МВт и работе энергоблока в течение 10 мин с нагрузкой собственных нужд уровень воды над разделительной перегородкой подогревателя изменяется от 200 до 600 мм при уровне перелива воды через гидрозатвор ПНД-2 в конденсатор, равном 350 мм (рис. 4.30). Уровень воды в конденсатосборнике под разделительной перегородкой подогревателя изменяется от минимального до максимального значения. При снижении уровня в конденсатосборнике до минимального контролируемого значения через 5 мин после сброса нагрузки избыточное давление воды на напоре перекачивающих насосов за 2 мин снижается с 1,6 до 0,85 МПа, а затем в течение I мин одновременно с ростом уровня в конденсатосборнике увеличивается до 2 МПа. При таких колебаниях уровня в смешивающем подогревателе изменения уровней в конденсаторе и деаэраторе поддерживаются в допустимых пределах.
Таким образом, анализ изменений контрольных параметров по турбине и котлу при испытаниях в режиме холостого хода энергоблоков 300 МВт с нагрузкой собственных нужд, а также опыт эксплуатации в таких режимах свидетельствуют о достаточной их надежности. Длительность работы энергоблока в режиме холостого хода с нагрузкой собственных нужд может составлять 30—50 мин, что достаточно для необходимых переключений по электрическим схемам.
Последние данные по термонапряженному состоянию элементов турбины показали возможность сохранения номинального давления пара перед турбиной при переводе энергоблока на нагрузку собственных нужд. В этом случае процесс перевода энергоблока в режим холостого хода с нагрузкой собственных нужд существенно упрощается и повышается надежность испарительных поверхностей котла.



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