Для упрощения пусковых операций, повышения надежности оборудования и сокращения продолжительности пусков была создана новая технология нагружения моноблока, при которой нагружение турбины на начальном этапе и уменьшение перепада давления на ВЗ (до допустимого) для открытия РК происходит одновременно. Это достигается простым способом: после включения генератора в сеть открываются не все РК турбины, как предусматривалось типовыми решениями, а только часть, что обеспечивает более высокое давление перед турбиной и за ВЗ при тех же нагрузках. Количество открытых РК выбирается таким образом, чтобы к моменту исчерпания пусковой способности пускового узла перепад давления на ВЗ перед их открытием не превышал допустимого. После открытия ВЗ нагружение блока проводится на скользящем давлении во всем тракте котла при неизменном положении РК турбины. Затем, после подъема давления перед турбиной до номинального нагружение блока до полной нагрузки производится путем последовательного открытия остальных РК турбины. Основными задачами при практическом освоении такой технологии были:
- выбор меры открытия РК турбины на начальном этапе нагружения;
- оценка снижения давления в испарительном тракте котла при открытии ВЗ;
- анализ термонапряженного состояния корпусов РК, закрытых на начальном этапе нагружения, и перепускных труб, расположенных за ними.
Опыт пусков моноблока с турбиной К-300-240 ЛМ и типовым исполнением пусковых узлов показал, что открытие четырех регулирующих клапанов (из семи) на начальном этапе нагружения позволяет к моменту исчерпания пропускной способности пускового узла получить желаемое давление за ВЗ.
На рис. 2.24 показан один из первых пусков моноблока 300 МВт, проведенных по такой технологии. На начальном этапе нагружения давление до ВЗ (кривая 5) поддерживалось 23,5 МПа. Давление в тракте котла за ВЗ (кривая 4) возрастало в соответствии с увеличением расхода пара на турбину. При нагрузке примерно 190 МПа были начаты операции по открытию ВЗ.
Предварительно с целью уменьшения перепада на ВЗ было отключено воздействие регуляторов на клапана Др-1, и последние были открыты полностью (этапы времени I и II на рис. 2.24). При этом давление до встроенных задвижек снизилось, а перепад на них составил 1,47 МПа. Задвижки открывались постепенно в течение 5 мин для смягчения возмущений в тракте котла (интервал времени ΙΙ-ΙΙΙ). При такой технологии и указанном выше перепаде на ВЗ как механическое, так и тепловое состояние ВЗ не вызывало опасений. После открытия ВЗ нагружение блока до 240 МВт проводилось на скользящем давлении во всем тракте котла путем увеличения тепловыделения в топке при неизменном положении регулирующих клапанов турбины, а затем — при номинальном давлении с последовательным открытием РК5-7.
Рис. 2.24. Пуск моноблока 300 МВт после 2-х суток простоя по новой технологии нагружения: 1 — частота вращения ротора; 2 — электрическая нагрузка; 3 — давление свежего пара; 4 — давление в тракте котла за ВЗ; 5 — давление на начальном этапе нагружения ВЗ; 6 и 7 — температура пара в стопорных клапанах; 8 — температура пара в камере регулирующей ступени
Температуры пара в стопорных клапанах (кривые 6 и 7) и регулирующей ступени (кривая 8), плавно возрастали на всем этапе нагружения; перегрева стопорных клапанов и охлаждения корпуса и ротора ЦВД не наблюдалось, что, как показал расчетный анализ теплового и напряженного состояния этих деталей, существенно повысило их долговечность.
Последующие опыты показали, что к моменту достижения нагрузки блока приблизительно 200 МВт клапана Др-1 полностью открываются и дальнейшее нагружение блока до 210-220 МВт через пусковой узел сопровождается быстрым повышением давления перед ВЗ с 23,5-24,5 до 27,4-28,4 МПа. Поэтому с учетом необходимого для эксплуатационных режимов запаса по давлению до ВЗ целесообразно ограничить нагружение блока через пусковой узел нагрузкой 180 МВт. При такой нагрузке минимальное давление перед ВЗ после их открытия составляло в опытах 21,6-22,1 МПа. Это давление вполне допустимо по условиям надежности работы испарительного тракта котла.
Таким образом, опыт первых пусков моноблока 300 МВт на Костромской ГРЭС по новой технологии показал, что такой режим является надежным для блоков с котлами СКД и может быть принят в качестве основного для дальнейших испытаний. Реализация этого режима открыла перспективу использования уже готовых конструктивных и схемных решений, принятых при освоении режима работы блоков СКД на скользящем давлении (реконструкция схемы парораспределения турбины К-300-240 ЛМЗ и схемы регулирования приводной турбины питательного турбонасоса, перенастройка основных автоматических регуляторов блока, разработка и внедрение схем регулирования мощности блока при работе на четырех РК и т.п.). Кроме того, появилась возможность унификации, в известной степени, пусковых режимов с работой блоков в широком регулировочном диапазоне.
Основной задачей, потребовавшей дальнейших исследований при отработке новой технологии нагружения блока при пусках, являлось изучение термонапряженного состояния корпусов регулирующих клапанов и перепускных труб. Для этого на блоках 3 и 5 Костромской ГРЭС дополнительно к штатным было установлено более 50 термопар на корпусах клапанов и перепускных трубах, что давало возможность контролировать при пусках температурные поля клапанов и скорости прогрева опускных и подъемных участков перепускных труб, расположенных за клапанами.
На рис. 2.25 показан пуск блока после более 2 сут простоя (Hрк — степень открытия регулирующих клапанов). Предварительный прогрев клапанов и перепускных труб при развороте турбины проводился по отработанной ранее технологии. При частоте вращения ротора п = 800 об/мин все клапана были открыты полностью, а на холостом ходу закрывались клапана 5-7 и частично клапана 3 и 4. После включения турбогенератора в сеть РКЗ и 4 были специально оставлены частично прикрытыми для гарантии полного закрытия клапанов 5-7. Хотя последние были плотно закрыты, что подтверждается остыванием опускных участков перепускных труб за ними (т. 15 и 16), в процессе последующего нагружения паровые коробки клапанов плавно прогревались в темпе роста температуры насыщения свежего пара, опережая ее на 20-30 °C за счет влияния протечек пара вдоль штоков клапанов (т. 5-19 — температуры металла, соответствующие номерам точек, указанным на схеме (рис. 2.25); кривые 20 и 21 — температуры насыщения, соответствующие давлению пара в стопорных клапанах и камере регулирующей ступени).
Рис. 2.25. Температурное состояние регулирующих клапанов и перепускных труб при пуске моноблока 300 МВт после 2 сут. простоя: (а) изменение температуры металла регулирующих клапанов и перепускных труб; t0 — температура свежего пара; t5-t20 —температуры РК1, 2, 4-6 и перепускных труб; (б) основные характеристики пускового режима; ркрс — давление пара в камере регулирующей ступени
К моменту открытия клапанов паровые коробки прогрелись до 400 °C, температура свежего пара при этом была равна 530 °C. Несмотря на столь высокую температуру пара, возникшая после открытия клапанов разность температур по толщине стенки паровой коробки (Δt = 70 °C) была вполне допустима по условиям термопрочности и не превышала значений, характерных для пусков по существующей заводской или типовой инструкции.
Прогрев перепускных труб за закрытыми клапанами на различных участках неодинаков. Температуры участков вблизи дренажей (т. 17 и 19) и подъемных участков перед турбиной не отличаются от температуры труб за открытыми клапанами 1-4, благодаря перетечке пара от этих труб через объединенную систему дренажей. Опускные участки труб за закрытыми клапанами немного остывают на начальном этапе нагружения, однако, их температура не становится ниже температуры насыщения в камере регулирующей ступени, а, начиная с нагрузки около 150 МВт, даже возрастает, следуя за температурой насыщения. К моменту открытия клапанов 5-7 температура опускных участков труб была равна 330 °C, и при последующем открытии клапанов скорость прогрева этих участков не превышала 20 0 С/мин, хотя температура свежего пара и скорость нагружения были высокими.
В пусках, проведенных на разных блоках из других тепловых состояний, наблюдалась аналогичная картина. Так, прогрев паровых коробок закрытых регулирующих клапанов и перепускных труб за ними на начальном этапе нагружения происходил в соответствии с ростом температур насыщения свежего пара и пара в камере регулирующей ступени. Температуры этих элементов к моменту открытия клапанов находились на уровне, соответственно, 400-420 и 330-340 °C и не зависели от их начальных значений перед пуском турбины. Разности температур по толщине стенки регулирующих клапанов и скорости прогрева перепускных труб после открытия клапанов не превышали допустимых. Вполне возможные изменения режима, связанные с допускаемой неплотностью регулирующих клапанов, могут только улучшить прогрев клапанов и перепускных труб при нагружении и снизить разность температур в них после открытия клапанов.
Таким образом, режим нагружения блока СКД на скользящем давлении, но с четырьмя открытыми клапанами не менее надежен, чем режим, который был предусмотрен типовыми инструкциями, действовавшими до перехода на изложенную здесь технологию. Этот вывод подтвержден многолетним (свыше 20 лет) опытом эксплуатации ТЭС с оборудованием, аналогичным используемому на Костромской ГРЭС (газомазутные энергоблоки сверхкритического давления). Если отсутствуют значительные исходные дефекты оборудования, а эксплуатация паропроводов регулирующей запорной арматуры проходит без существенных нарушений нормативов, то повреждения этой части парового тракта практически отсутствуют до исчерпания паркового ресурса.
Выводы по главе 2
- Характер остывания паропроводов свежего пара энергоблока СКД и стопорных клапанов турбины позволяет вести предтолчковый прогрев тракта при пусках из любого теплового состояния сразу до регулирующих клапанов турбины, при открытых ГПЗ и стопорных клапанах, не опасаясь захолаживания последних при подключении пароперегревателя котла.
- При пусках блока из холодного состояния для обеспечения необходимых условий прогрева толстостенных камер котла и задвижек рекомендуется открытие клапанов Др-3 сразу после розжига 1-2 мазутных форсунок котла. Длительность прогрева паропроводов свежего пара до температуры 180-200 °C, при которой может быть начат прогрев вторых перепускных труб высокого давления и системы промперегрева, составляет ~ 20 мин. При пусках блока из неостывшего и горячего состояний используется исследованная и утвержденная технологии прогрева тракта СКД до регулирующих клапанов турбины с плавным открытием клапанов Др-3 после получения необходимой для подключения пароперегревателя температуры пара перед встроенной задвижкой котла. Завершение этого этапа прогрева определяется температурным состоянием стопорных клапанов турбины — к моменту открытия регулирующих клапанов допустимо отставание температуры металла стопорных клапанов от температуры свежего пара не более, чем на 160-180 °C. Длительность прогрева паропроводов свежего пара составляет 50-60 мин при пусках после простоя 50-60 ч и 15 мин — после простоя 6 ч.
- Интенсивное остывание паропроводов горячего промперегрева при останове энергоблока СКД наблюдается только на концевых участках у котла и турбины. Основная часть паропроводов остывает медленнее, в темпе, мало отличающемся от темпа остывания ЦСД турбины. Это позволило пересмотреть существовавший ранее подход к уровню предтолчкового прогрева системы промперегрева.
Рекомендуется ограниченный «конвективный» прогрев паропровода горячего промперегрева до 160 °C, совмещенный с прогревом вторых перепускных труб высокого давления, при частоте вращения ротора турбины ~ 800 об/мин, открытых регулирующих клапанах высокого давления и обеспаренных ЦСД и ЦНД.
С целью обеспечения необходимого для прогрева паропровода расхода пара, без повышения свыше 800 об/мин частоты вращения ротора турбины вакуум в конденсаторе на этом этапе пуска следует поддерживать на уровне ~ 500 мм рт.ст. Длительность операции по прогреву при этом составляет 45 мин при пуске из холодного состояния и 15-20 мин при пусках из неостывшего состояния. Ограниченный прогрев концевых участков ППГ обеспечивает надежный температурный режим паровпуска ЦСД при пусках турбины после простоя любой длительности.
Пуск блока после простоя менее 30 ч может проводиться без предтолчко- вого прогрева системы промперегрева. Возможность отказа от этой операции при пусках после простоя большей длительности подлежит дополнительной опытной проверке.
Для обеспечения принятых критериев прогрева всех вторых перепускных труб (скорости прогрева до 15 °С/мин) необходимо до подачи пара в турбину снизить давление свежего пара до 0,6-0,7 МПа за счет частичного прикрытия клапанов Др-3. Для качественного проведения этой операции в схеме штатного контроля следует предусмотреть «пусковой» манометр со шкалой 0-10,0 МПа.
- Рекомендуется измененная технология вывода турбины на холостой ход. После завершения совмещенного прогрева вторых перепускных труб и системы промперегрева открываются (по месту) защитные клапана ЦСД и закрываются сбросы из паропроводов горячего промперегрева; при этом частота вращения ротора повышается примерно на 50 об/мин. Последующее увеличение частоты вращения ротора до 3000 об/мин осуществляется за счет открытия клапанов Др-3 и частичного прикрытия клапанов Др-2; регулирующие клапана высокого давления при этом полностью открыты.
Выбор начальных температур пара при пусках блока определяется тепловым состоянием ЦВД и ЦСД турбины перед толчком ротора. Поскольку модернизированная система обогрева фланцев и шпилек сняла ограничения по условиям прогрева корпусов, выбор толчковых температур пара целиком определяется условиями обеспечения допустимого уровня напряжений в роторах.
Уровень стартовой форсировки котла и график изменения расхода топлива в начальной стадии пуска заданы исходя из обеспечения приемлемого времени прогрева паропроводов свежего пара, заданных параметров пара и графика нагружения блока.
При пусках из холодного и неостывшего состояний после простоя более 55 ч рекомендуется начальная форсировка по расходу топлива ~ 10 т/ч, обеспечивающая после стабилизации режима расход пара ~ 50 т/ч. При этом длительность операций по прогреву паропроводов свежего пара, ЦВД турбины и системы промперегрева составляет 60-70 мин. Для взятия начальной нагрузки после синхронизации генератора 10-15 МВт, с учетом разгонных характеристик котла по расходу пара при возмущениях топливом, при выдержке турбины на 800 об/мин производится увеличение расхода топлива примерно до 15 т/ч.
При пусках после простоя, около 2 сут стартовый расход топлива устанавливается на уровне 12-13 т/ч по условиям прогрева паропроводов свежего пара до необходимой (~ 400 °C) температуры.
- Исследования, проведенные на дубль-блоке Костромской ГРЭС с котлом ТГМП-114 и турбиной К-300-240 ЛМЗ, а также анализ полученных результатов позволяют сделать вывод о возможности применения «моноблочной» технологии при пуске дубль-блоков мощностью 300 МВт с пусковой схемой, близкой к типовой (см. рис. 2.2), из любого исходного теплового состояния. Тем самым снимается один из основных вопросов, связанных с переводом парка действующих дубль-блоков 300 МВт в более экономичный моноблочный режим работы.
- Испытания выявили ряд трудностей внедрения «моноблочной» технологии, связанных, в основном, с конструктивными особенностями оборудования дубль-блока. Часть их обусловлена конкретной ситуацией на объекте испытаний и имеет локальный характер: неудачные проектные решения по схеме дренажей трубопроводов системы промперегрева и трассировке паровых байпасов промпароперегревателя, отсутствие в схеме блока трубопровода сброса пара из растопочного расширителя в конденсатор. К этому же разряду следует отнести то обстоятельство, что значительная часть пусковых регуляторов не была задействована при проведении испытаний. Другая часть выявленных трудностей характерна для типовых решений дубль-блоков 300 МВт. К ним относятся:
- повышенное давление свежего пара на начальном этапе пуска блока, определяемое меньшей, чем на моноблоках 300 МВт, пропускной способностью ПСБУ;
- отсутствие в схеме блока пусковых впрысков в паропроводы горячего промперегрева;
- удвоенное, по сравнению с моноблоком, количество основной регулирующей арматуры;
- объединение сбросных трубопроводов из ППГ и от ПСБУ;
- наличие в схеме двух «безарматурных» подводов воды в коллектор впрысков высокого давления.
- Для сохранения качества регулирования параметров на уровне нормативных требований при параллельном нагружении корпусов котла необходимо включение в работу пусковых регуляторов.
- Применительно к схеме дубль-блока 300 МВт значение одного из двух критериев, разрешающих пуск блока без предварительного прогрева паропроводов горячего промперегрева, определено следующим образом. На основании расчетов допустимая начальная разность температур верха корпуса ЦСД в зоне паровпуска и основной части трассы ППГ принята равной 80 °C. Опытные пуски блока подтвердили возможность удовлетворения критериев готовности ППГ к подаче пара в ЦСД турбины при совмещенном с разворотом ротора предварительном прогреве паропроводов и надежность температурного режима ЦСД при соблюдении указанных критериев.
- Повышение маневренности энергоблоков достигается за счет улучшения состояния тепловой изоляции оборудования. Так, даже частичный восстановительный ремонт тепловой изоляции паропроводов блока 3 позволил существенно расширить диапазон пусков без предварительного прогрева ППГ, упростить операции и сократить продолжительность предварительного прогрева паропроводов, уменьшить неизбежное в однобайпасной пусковой схеме захолаживание паровпуска ЦСД при пусках блока из горячего состояния.
- Опытная проверка нагружения дубль-блока по новой технологии, исключающей специальный этап перехода на номинальное давление свежего пара, показала возможность прямого переноса инструктивных указаний, разработанных для моноблока с турбиной К-300-240 ЛМЗ.
- Отказ от возможности работы дубль-блока с одним корпусом котла позволяет упростить пусковую схему за счет демонтажа 43 ед. арматуры высокого давления, трубопроводов подвода пара от растопочного расширителя в систему промперегрева и сброса его из ППГ в конденсатор. Переход на «моноблочную» технологию пуска дает возможность применить на дубль-блоках основные технические решения по автоматизации пусковых операций, разработанные для моноблоков 300 МВт и освоенные на Костромской ГРЭС.
- В результате исследований термонапряженного состояния наиболее опасных элементов пароводяного тракта энергоблоков показано, что критерии термопрочности паровпускных органов, роторов высокого и среднего давления удовлетворяются при пуске дубль-блоков по моноблочной технологии из всех тепловых состояний; установлена максимальная продолжительность простоя, до которой возможны такие пуски без прогрева паропроводов промперегрева.
- Влияние нестационарных режимов на живучесть паропроводов проявляется в наибольшей мере в зонах, где сочетаются: конструкционные концентраторы; технологические и схемно-конструктивные дефекты; агрессивность рабочей среды, особенно при наличии вредных примесей, в том числе органики, или агрессивное воздействие тепловой изоляции на повреждения, развивающиеся со стороны наружной поверхности.
Совершенствование нестационарных режимов необходимо и для увеличения живучести в условиях повреждения по модели ползучести и при коррозионно-усталостных процессах, воздействующих в наибольшей мере на внутреннюю и наружную поверхности паропроводов.
