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

Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами - 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

ПОДГОТОВКА ЭНЕРГОБЛОКА К ПУСКУ И ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПУСКА
К моменту начала пуска энергоблока все дефекты должны быть устранены, ремонтные работы закончены, при этом оборудование должно быть полностью осмотрено, арматура проверена и установлена в предпусковое положение, после чего производится ее опробование дистанционным управлением. Включают все контрольно-измерительные приборы, проверяют технологические защиты, блокировки, а также сигнализацию.
Параллельно выполняют работы по электрической части: собирают схемы электродвигателей собственных нужд, подготавливают силовые и вторичные схемы энергоблока генератор — трансформатор, подготавливают систему возбуждения, собирают схему маслоснабжения и охлаждения генератора.
До момента пуска энергоблока необходимо [57, 66, 70, 80, 153, 164] в баке запаса конденсата проверить наличие обессоленной воды, а в случае необходимости создать ее запас, для очистки грязного конденсата подготовить автономную обессоливающую установку, подготовить к работе аммиачно-гидразинную установку для химической обработки воды и пробоотборники, проверить давление газа в станционных газопроводах или наличие запаса мазута в баках, его подогрев и готовность оборудования мазутонасосной к подаче мазута в котельную, проверить наличие запаса топлива в бункерах сырого угля, подготовить конденсационную регенеративную установку, подготовить схемы подачи циркуляционной воды к насосам водяных эжекторов турбины и к маслоохладителям, включить циркнасосы и создать проток через конденсатор, подготовить систему регулирования турбины, маслосистему смазки, а также масло- систему уплотнения вала генератора, собрать схему пароводяного тракта блока для заполнения и прокачки воды по контуру деаэратор, питательные насосы, ПВД, пароводяной тракт котла до ВЗ, ВС, РР, сбросной циркводовод.
Подготовить схему и подать пар давлением 1,3 МПа и температурой 250—300° С в коллектор собственных нужд пускаемого энергоблока. Собрать схему подачи обессоленной воды в конденсатор турбины и заполнить его до нормального уровня. Включить конденсатные насосы 1 и II ступени, блочную обессоливающую установку и подать воду в деаэратор.
Собрать схему газовоздушного тракта котла, мазутопроводов (газопроводов), технического водоснабжения, отмывки РВП, пожаротушения. Одновременно включают валоповоротное устройство турбины, открывают дренажи турбины и ее отборов, паропроводов свежего пара, промперегрева, перепускных труб ЦВД и ЦСД, обеспечивают подачу пара от коллектора 1,3 МПа на концевые уплотнения турбины.
Включают в работу эжекторную установку и поднимают вакуум в конденсаторе до необходимого значения.
Подготавливают к работе вспомогательное оборудование котла: дутьевые вентиляторы, дымососы, вентиляторы рециркуляции дымовых газов, калориферную установку, систему пылеприготовления, электрофильтры, системы шлакозолоудаления, пароводяной обдувки и дробеструйной очистки поверхностей нагрева котла.
Включают питательный электронасос и производят деаэрацию питательной воды, после чего подключают ПВД по питательной воде и начинают заполнение тракта котла до ВЗ, поочередно закрывая воздушники при появлении из них сплошной струи воды, при этом в деаэраторе должен поддерживаться необходимый уровень воды. Подпитку деаэратора следует производить из бака запаса конденсата через конденсатор турбины. В работе должны находиться регуляторы уровня в деаэраторе и в конденсаторе.
Расход воды по пароводяному тракту котла в процессе его заполнения регулируется питательными насосами с подрегулировкой клапанами Д-1 и регулирующими питательными клапанами котла.
При пусках энергоблока из горячего и неостывшего состояний и наличии избыточного давления в тракте котла заполнять его водой целесообразно до 15% номинального расхода питательной воды, что обеспечивает более медленное и равномерное охлаждение толстостенных элементов котла.
После заполнения тракта котла водой продувают эксплуатационные точки контрольно-измерительных приборов, защит и химического контроля, автоматики.
После включения калориферной установки, тягодутьевых машин и вентиляции топки в течение 10 мин устанавливают минимальный расход воздуха в топке и включают регулятор разрежения в верху топки.
При растопке котла на мазуте подготавливают мазутопроводы и устанавливают в кольце котла необходимое давление мазута с требуемой температурой. В случае растопки котла на газе продувают газопроводы и заполняют их газом.
По завершении прокачки воды по пароводяному тракту котла, вытеснения воздуха из тракта, при поддержании необходимого вакуума в конденсаторе турбины и давлении воды перед ВЗ на уровне 24— 25 МПа производят горячую отмывку поверхностей нагрева при температуре среды 190—210° С, причем при пуске из холодного состояния ее выделяют в отдельную операцию, а при пусках из неостывшего и горячего состояний совмещают с другими операциями.

Растопка котла начинается с розжига форсунок (горелок) и установления стартового расхода топлива. Стартовый расход топлива выбирается таким, чтобы обеспечить интенсивный прогрев толстостенных элементов котла и экранной системы, причем нельзя допускать превышения скоростей прогрева металла элементов котла и паропроводов, регламентированных заво- дами-изготовителями. С учетом обеспечения надежности работы ширм и конвективных поверхностей нагрева минимальный стартовый расход топлива обеспечивается при пусках из холодного состояния— 13—15% номинального значения.
При пусках из неостывшего и горячего состояний стартовый расход топлива несколько увеличивается, но не превышает 25% номинального значения.
Уровень температур дымовых газов в поворотной камере поддерживается в зависимости от расхода топлива (температуры пара на выходе из котла) и, как правило, не должен превышать 140° С.
Основными критериями, по которым ведется режим растопки прямоточного котла, является температура среды перед ВЗ и газов в поворотной камере. Первая характеризует тепловое состояние котла, вторая нагрев, а следовательно, и температуру среды перед ЦВД и ЦСД турбины.
Если учесть, что в первоначальный период пуска энергоблока пароперегреватель свежего пара отключен, то для обеспечения надежности его работы температура газов в поворотной камере не должна превышать 550° С. При подключении пароперегревателя следует иметь в виду, что эффективная работа ВС начинается при степени сухости среды, поступающей в него, не менее 10%. Управление работой ВС ведется по температуре среды перед ВЗ.

Подключение пароперегревателя производится путем открытия дроссельных клапанов Д-3. При пусках из холодного состояния дроссельные клапаны Д-3 открываются в один заход, а из других состояний — ступенчато. Степень открытия Д-3 определяется температурным состоянием толсто стенных элементов пароперегревателя.
Для обеспечения допустимых значений скоростей прогрева элементов пароперегревателя при пусках из неостывшего состояния клапаны Д-3 в интервале до 50% по шкале открываются равномерно со скоростью около 3% в минуту. При пусках из горячего состояния необходимо предотвратить заброс влаги из ВС в ширмовый пароперегреватель, поэтому темп и степень открытия Д-3 не лимитируются.
Длительность подключения пароперегревателя зависит от его температурного состояния, т е. от продолжительности простоя оборудования, а также от установленной мощности энергоблока. С ростом этих параметров длительность подключения пароперегревателя увеличивается, для мощных энергоблоков она составляет от 10 до 40 мин. При пусках энергоблоков из горячего состояния дополнительным критерием, определяющим момент подключения пароперегревателя, является температура газов в поворотной камере, которая не должна превышать 500° С.
Известно, что скорость остывания толстостенных элементов энергоблока из-за конструктивных особенностей и состояния изоляции неравномерна. Это накладывает определенные трудности в процессе пусков энергоблоков, особенно из неостывшего и горячего состояний. В целях выравнивания температур металла производят предварительный прогрев наиболее остывших узлов.
Так, при пусках из неостывшего и горячего состояний предварительный прогрев всей трассы главных паропроводов считается законченным, когда температура стопорных клапанов отличается от температуры металла верха ЦВД в зоне паровпуска не более чем на 50° С, а при пусках из холодного состояния температура пара в стопорных клапанах турбины должна быть не ниже 250° С. Это позволяет исключить попадание в турбину влажного пара.
Температура свежего пара (начальная) перед толчком ротора турбины определяется тепловым состоянием паровпуска ЦВД турбины. По принятым критериям надежности начальная температура свежего пара должна быть выше температуры металла ЦВД турбины в зоне паровпуска не менее чем на 100° С, но не выше номинального значения. При пусках энергоблоков из холодного состояния температура свежего пара перед толчком ротора турбины поддерживается на уровне 280° С.
В режимах без предварительного прогрева системы промперегрева пуск энергоблока возможен при разнице температур металла ЦСД турбины в зоне паровпуска и металла паропроводов не более 80° С, а также при поддержании температур металла перед ЦСД турбины не менее 100° С.
В целях исключения возможной конденсации пара на стенках паропроводов промперегрева осуществляют их предварительный прогрев (при пусках из холодного состояния) При пусках энергоблоков из неостывшего состояния в целях ускорения пуска прогрев горячих паропроводов промежуточного перегрева производится до уровня температур паровпуска ЦСД.
В настоящее время в тепловых схемах энергоблоков используются в основном три способа прогрева паропроводов промежуточного перегрева, а именно подача свежего пара через ПСБУ СН в паропроводы промперегрева, подача пара от PC в паропроводы промперегрева, подача пара непосредственно в ЦВД турбины при частоте вращения ротора 13—16 с_| со сбросом его в конденсатор [21, 70, 80].
При пусках из любого теплового состояния пар из системы промежуточного перегрева сбрасывается через дренажную систему паропроводов горячего и холодного промежуточного перегрева. Для прогрева перепускных труб ЦСД на 10—20 мин открывают стопорные клапаны ЦСД и дренажи перепускных труб.
В целях выравнивания исходного температурного состояния металла элементов турбины (фланцев и шпилек) используют системы их обогрева.
При достижении толчковых параметров пара температура газов в поворотной камере не должна превышать предельных значений для неохлаждаемых пакетов пароперегревателей (600° С для стали 12Х1МФ и 680° С для аустенитной стали).
Толчок ротора и разворот турбины производят двумя способами: регулирующими клапанами ЦВД турбины и байпасами ГПЗ. Согласно унифицированной технологии пусков энергоблоков толчок ротора и разворот турбины всех типоразмеров из различного теплового состояния рекомендуют производить регулирующими клапанами ЦВД. Требуемая температура свежего пара перед толчком ротора турбины при пуске из холодного состояния должна находиться на уровне 280° С, а при пуске энергоблока из неостывшего состояния она должна быть выше температуры металла труб паровпуска ЦВД на 100° С. Из-за низких температур ЦСД турбины при пуске из холодного состояния (50—60° С) на частоте вращения ротора 13—16 с-1 делают выдержку во времени, продолжительность которой определяется необходимым прогревом металла ротора среднего давления в зоне паровпуска. При пусках энергоблока после простоя 48 ч и менее выдержка на частоте 13—16 с-1 обычно не производится. В режимах пуска из неостывшего состояния длительность выдержки на частоте 13—16 с определяется временем достижения к моменту синхронизации турбогенератора температуры металла корпуса ЦВД, равной температуре металла стопорных клапанов.
Для обеспечения надежности турбины в первоначальный период пуска время ее работы на холостом ходу не должно быть более 5—10 мин, а первоначальная нагрузка должна быть не менее 10% номинального значения.
По условию обеспечения регулирования при пусках из холодного состояния температура пара перед ЦСД в момент выхода энергоблока на холостой ход не должна быть ниже 270—280° С.
После взятия первоначальной нагрузки температура пара перед ЦСД (при пусках из холодного, неостывшего и горячего состояний) должна быть выше температуры металла верха ЦСД в зоне паровпуска на 100° С (но не более номинального значения) Включение системы обогрева фланцевого соединения корпуса ЦВД турбин производится при температуре фланцев не выше 360° С, а именно: при пусках из неостывшего состояния примерно через 15 мин после синхронизации генератора, при пусках из холодного состояния перед повышением частоты вращения ротора турбины до номинального значения.
Включение системы обогрева фланцевого соединения корпуса ЦСД турбин производится при температуре металла фланцев не более 420° С, т е. после включения генератора в сеть. Система обогрева фланцевых соединений ЦВД и ЦСД отключается после достижения номинальных температур свежего пара и пара промежуточного перегрева.
Нагружение энергоблока производится путем одновременного поднятия давления и температуры свежего пара, причем по условиям прогрева стопорных клапанов высокого давления скорость подъема температуры свежего пара выбирается в зависимости от их термического напряжения. Согласно унифицированной технологии пуска энергоблоков нагружение последних производится при фиксированном положении регулирующих клапанов турбины. Количество полностью открытых регулирующих клапанов турбины выбирается таким образом, чтобы при нагрузке примерно 60% номинального значения (что соответствует максимальной производительности встроенного узла) давление пара за ВЗ было равным скользящему. Это позволяет открыть ВЗ без предварительного повышения давления свежего пара перед турбиной, что упрощает технологию нагружения, повышает маневренность.
Исключением являются энергоблоки 800 МВт. При пуске из холодного состояния для снижения температуры пара промпе- регрева начальный этап нагружения проводится при полностью открытых регулирующих клапанах. Пуски из других состояний производятся по унифицированной технологии. Применение унифицированной технологии нагружения энергоблоков упрощает работу оперативного персонала, повышает надежность, маневренность оборудования и способствует организации автоматического управления пусковыми режимами.
Пуск энергоблока запрещается в случаях [21, 24, 55, 70, 80, 153 и др.] неисправности любой из защит, действующих на останов оборудования энергоблока, а также дистанционного управления оперативными регулирующими органами и арматурой, используемой при ликвидации аварийных положений, неготовности любого из масляных насосов турбины или устройств для их автоматического включения, а также аварийного насоса масляной системы уплотнений генератора, неготовности к включению блочной обессоливающей установки, наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разгону ротора турбины, превышения допустимых значений контрольных показателей, характеризующих работу турбины и генератора, неудовлетворительного качества масла (несоответствия его нормам на эксплуатационные масла), наличия свищей и неплотностей в  поверхностях нагрева котла, сварных соединениях паропроводов и питательных трубопроводов, течей и парений в арматуре, повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов, наличия отложений сажи на поверхностях нагрева и РВП котла.



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