В период прохождения максимума нагрузки энергосистемы в последнее время применяются режимы перегрузок блоков СКД.
Возможность перегрузки сверх номинальной мощности заложена в самой конструкции оборудования блоков. Номинальная паропроизводительность котлов выбрана по максимальному пропуску свежего пара через турбину с запасом до 3 %. Проточная часть паровых турбин при работе с номинальными параметрами пара рассчитана на пропуск пара, на 10—15 % больший номинального значения. Большинство типов электрических генераторов и основных трансформаторов способно также реализовывать перегрузочную способность турбин. На многих турбогенераторах повышение активной мощности достигается эксплуатацией в режимах с повышенным значением коэффициента мощности, т. е. уменьшением выработки реактивной мощности.
Установлено, что максимально возможная нагрузка при включенной регенерации блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314, ТГМП-114 и ТПП-312 составляет 312—315 МВт, блоков 800 МВт с котлами ТГМП-204 — 820— 840 МВт.
Использование перегрузочной способности блоков зависит от качества сжигаемого топлива, заноса поверхностей нагрева, присосов воздуха в газовый тракт котла, отложении в проточной части турбин,
отпуска теплоты из нерегулируемых отборов турбин и др. Значение перегрузочной мощности на ряде блоков ограничивается возможностями вспомогательных механизмов и общестанционного оборудования.
При перегрузках турбины особое внимание должно быть обращено на выдерживание в разрешенных пределах давления пара в контрольных ступенях, температуры колодок упорного подшипника, осевого положения и относительных расширений, вибрации подшипников, давления пара в паропроводах промежуточного перегрева, давления пара в отборах на ПВД. Критериями надежности турбогенератора являются допустимые температуры активных его частей, охлаждающего газа и дистиллята. Критериями, определяющими максимальную нагрузку котла, являются обеспечение тягой и воздухом, выдерживание предельных расчетных температур среды по пароводяному тракту, отсутствие шлакования поверхностей нагрева.
Например, ограничивающим фактором дальнейшего повышения мощности газомазутных блоков 300 МВт является, как правило, допустимое давление пара в регулирующей ступени турбины, равное 18,4 МПа (188 кгс см2), пылеугольных блоков — температура дымовых газов в поворотной камере (ограничивается нижним пределом температуры размягчения золы), а также допускаемая температура металла выходных пакетов камер КПП низкого давления II ступени из стали 12ΧΙΜΦ (не выше 600 °C) и выходных ступеней КПП высокого давления из стали Х18Н12Т (не выше 640 оС). Для уменьшения температуры металла НРЧ при максимальной нагрузке увеличивают степень рециркуляции дымовых газов в топку.
Длительность несения максимальной нагрузки блоками с газомазутными котлами не ограничивается, а с пылеугольными обычно не должна превышать 4 ч. Ограничивающим фактором в более длительном несении максимальной нагрузки блоками с пылеугольными котлами является постепенное повышение температуры дымовых газов в поворотной камере до предельной (рис. 2.4).
Получение дополнительной мощности отключением ПВД представляет интерес не только с точки зрения расширения эксплуатационного диапазона нагрузок, но и по условиям системного регулирования. Скорость набора мощности во многом определяется быстродействием органов, используемых для отключения ПВД. При этом наибольшее повышение приемистости турбины достигается при воздействии на ее регулирующие клапаны через электрогидравлический преобразователь (ЭГП) и при быстром (примерно 1 с) отключении ПВД.
Отключение ПВД можно производить закрытием задвижек или обратных клапанов (КОС) на паропроводах отборов, а также открытием задвижек на обводной линии питательного тракта. Запорные задвижки имеют большое время закрытия (1,5—3 мин) и не рассчитаны на частое их использование. Обратные клапаны имеют приемлемые динамические характеристики, но закрытие клапанов не всегда возможно.
Рис. 2.4. Рост температур по времени при работе котла ТПП-312 на нагрузке блока 312 МВт:
1—дымовых газон в поворотной камере котла; 2 — металла выходных коллекторов КПП низкого давления II ступени; I—II — время нагружения блока до 312 МВт
Из-за недостаточного усилия их гидроприводов. Возможности их использования могут быть несколько расширены в результате применения конструкции клапанов с парогидравлическим приводом [2.3]. Отключение трех ПВД на номинальной нагрузке, например на турбинах К-300-240 ЛМЗ приводит к увеличению расхода пара в конденсатор через ЦСД и ЦНД примерно на 25 %. Это вызывает дополнительный рост напряжении в направляющих и рабочих лопатках турбины, увеличение осевого усилия по валопроводу в сторону генератора.
Многие типы турбин допускают перегрузку отключением ПВД, однако применение такого режима следует согласовывать с заводом-изготовителем. Необходимо отметить, что в блоках мощностью 1200 МВт предусматривается перегрузка турбины путем отключения ПВД и соответственно усилен лопаточный аппарат. Такая же возможность имеется и при модернизации ранее выпускавшихся блоков.
При отключении ПВД котел переходит на работу с пониженной температурой питательной воды. В прямоточных котлах температура рабочей среды снижается в части тракта при постоянной температуре свежего пара. Для компенсации снижения температуры питательной воды необходимо увеличивать расход топлива, при этом возрастают тепловые потоки в топочной камере. Однако температура металла труб экранов топочной камеры имеет тенденцию к снижению из-за преобладающего влияния снижения температуры питательной воды. Температура металла труб пароперегревателя обычно не превышает уровня температур при номинальной нагрузке, за исключением выходного пакета. Отключение трех ПВД обычно приводит к повышению тепловой мощности котла на 12 %.
При изменении температурного режима элементов, работающих под давлением, возникают дополнительные термические напряжения, значение которых зависит от скорости и диапазона изменения температуры. В режиме с отключенными ПВД наибольшему воздействию подвергаются их трубная система (в случае отключения только отборов), трубопроводы питательной воды, коллекторы и трубы экономайзера. Напряжения могут быть сняты при догреве питательной воды внешним теплоисточником, например отходящими газами газотурбинной установки (ГТУ) [2.4—=2.6].
В [2.3] показано, что дополнительная мощность, получаемая при отключении ПВД, в зависимости от типа турбин и числа отключаемых подогревателей составляет 7—15 %. Например, отключение ПВД № 8 на исходной номинальной нагрузке 300 МВт и при неизменном расходе питательной воды на котел ТГМП-324 приводит к увеличению мощности турбины К-300-240 ЛМЗ до 312—314 МВт. При отключении ПВД № 8 и ПВД № 7 мощность блока увеличивается до 337 МВт, при отключении всех ПВД — только до 340 МВт из-за ограничений по производительности тягодутьевых машин (рис. 2.5).
На газомазутных блоках 300 МВт для дальнейшего увеличения эксплуатационного диапазона нагрузок (от 90—100 до 355—360 МВт) необходимо увеличение производительности тягодутьевых машин, выполнение технических предложений по установке специальных клапанов на трубопроводах отборов с осуществлением соответствующей схемы автоматики и дренирования ПВД, реконструкции системы парораспределения турбины и улучшению гидродинамики котла, а также обеспечению безопасной работы тракта промперегрева в режимах перегрузки отключением ПВД.
При перегрузках в результате отключения одного, двух и трех ПВД удельный расход теплоты будет возрастать соответственно на 0,8—0,9 %, 2,5—2,8 % и 4—4,5 %, или в пересчете только на пиковую мощность — соответственно на 21, 26, 32% по сравнению с установками СКД при полностью включенной регенерации.
Рис. 2.5. Изменение параметров на блоке 300 МВт при отключении ПВД (котел ТГМП-324, турбина К-300-240 ЛМЗ):
I — отключение ПВД № 8; II — отключение ПВД №7; N — электрическая мощность; р — давление пара промперегрева; Вр—расход мазута
С учетом расходов топлива на пуски и остановы, даже при трех отключенных ПВД, показатели экономичности пиковой мощности не ниже, чем у газотурбинных, а при отключении одного ПВД — не ниже, чем у специальных пиковых и полупиковых паротурбинных установок [2.4—2.6].
Повышение нагрузки блоков сверх номинальной при разных вариантах отключения регенерации (поочередном, групповом и мгновенном отключении ПВД) дает возможность при небольших капиталовложениях использовать значительные мощности в качестве аварийного резерва, необходимого в случае экстренного дефицита мощности. Этот метод при наличии соответствующей арматуры экономически оправдан и для покрытия пиковых нагрузок. Однако получение пиковой мощности отключением ПВД не должно противопоставляться использованию пиковых ГТУ. Наибольший же экономический эффект будет получен при комбинированной выработке пиковой мощности паросиловыми блоками и ГТУ.
