Использование конденсационного оборудования на 90 кгс-см2 в режимах частых пусков

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНДЕНСАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ДАВЛЕНИЕ 90 кгс/см2 в РЕЖИМАХ ЧАСТЫХ ПУСКОВ И ГЛУБОКИХ ЕЖЕСУТОЧНЫХ РАЗГРУЗОК
Л. С. ФОШКО, М. В. ЧЕСНОКОВ
(ДО ОРГРЭС)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 95—102.
Отмечены причины, способствующие широкому использованию конденсационного оборудования на давление 90 кгс/см² для регулирования графика нагрузки энергосистем. Изложены результаты обследования 10 электростанций с целью выявления возможностей увеличения их участия в регулировании нагрузки энергосистем.
Указаны основные факторы, лимитирующие внедрение режимов частых пусков оборудования на давление 90 кгс/см², и приведены рекомендации по устранению этих ограничений.

В связи с интенсивным вводом экономичных энергетических блоков существенно, уменьшился удельный расход топлива в целом.
Значительный резерв дальнейшего повышения эффективности производства электроэнергии заключается в улучшении структуры выработки за счет максимально возможной загрузки наиболее экономичных блоков, что возможно при более активном использовании электростанций с конденсационными турбинами и поперечными связями для покрытия неравномерностей графика нагрузки.
В регулировании суточных графиков нагрузки в настоящее время принимают участие практически все типы оборудования ТЭС, включая мощные конденсационные энергоблоки 300 МВт. Вместе с тем до 1971 г. коэффициент использования оборудования на давление 90 кгс/см² в сравнении с более экономичным оборудованием оставался все еще недопустимо высоким (более 60%), что обусловливало перерасход топлива. На первый взгляд представлялось целесообразным привлечение оборудования КЭС на давление 90 кгс/см² к активному участию в регулировании суточных графиков нагрузки по следующим причинам:
оборудование КЭС на давление 90 кгс/см² хорошо освоено, имеется богатый опыт его использования в переменных режимах;
конструкция оборудования, выполненного на умеренные параметры пара (90 кгс/см², 510 °C) наиболее приспособлена к резко переменным режимам;
разница в удельных расходах условного топлива на давление 90 кгс/см² и блоков 300 МВт составляет в среднем 60 г/(кВт -ч), что обеспечивает получение значительной экономии топлива за счет передачи выработки с КЭС на высокоэкономичные энергоблоки.
Для проверки возможности снижения коэффициента использования ТЭС с оборудованием на давление 90 кгс/см² трестом ОРГРЭС и его Донецким, Южным и Уральским отделениями было проведено обследование 10 электростанций 7 энергосистем страны.
Основным теплосиловым оборудованием обследованных электростанций являются барабанные котлы ТП-230, ТП-70, ТП-43, ТП-12 ТКЗ, ПК-10 производительностью 230, 220 т/ч и турбины К-50-90, К-100-90 ЛМЗ1 и ХТГЗ. Компоновка каждой ТЭС типовая, в тепловой схеме предусмотрены поперечные связи по свежему пару и питательной воде.
В задачу обследования закладывалось изучение условий и режимов работы оборудования, особенностей пусковых и тепловых схем и разработка первоочередных мероприятий, позволяющих повысить маневренность оборудования. В ходе проведения работы анализировалась также возможность перевода в дальнейшем оборудования КЭС на давление 90 кгс/см² в пиковый режим.
В свое время при проектировании оборудования КЭС на давление 90 кгс/см² предусматривалась его работа в базисном режиме.

Это обусловило основные причины низкой маневренности оборудования, которые в основном сводятся к следующему: низкий уровень автоматизации пусковых процессов, ограниченные возможности растопочных схем, недостаток конденсата при разгрузках оборудования, большое количество внешних и внутренних потребителей пара от отборов турбин.
Рассмотрим ряд примеров сложившихся на ТЭС условий работы оборудования.
На большинстве электростанций при общем количестве котлов неблочной части от 6 до 14 количество растопочных устройств не превышает 2. Поэтому одновременно можно растапливать не более двух котлов.
На I очереди Славянской ГРЭС (установленная мощность 500 МВт) ввиду отсутствия емкостей для хранения запасов конденсата, демонтажа или разукомплектования одного из двух корпусов испарителей каждой турбины, отсутствия резервного подвода пара к работоспособным испарителям, ранее имевших место ограниченных возможностей использования на неблочной части обессоленной воды блоков возможность разгрузки оборудования находилась в прямой зависимости от запаса питательной воды в деаэраторах. При нагрузках на турбинах, близких номинальной, средняя производительность корпусов испарителей составляла 11 т/ч. В таких условиях при разгрузках 1 очереди на 6—8 ч до 180 МВт (т. е. до 36% номинальной) требовалась в дальнейшем для восполнения потерь конденсата работа оборудования очереди с нагрузкой не менее 450 МВт в течение 16—18 ч.
Для обследования выбирались ТЭС, где кроме оборудования на 90 кгс/см² имелась блочная часть. При этом преследовалась цель получить при необходимости конденсат и пар с блочной части на неблочную при глубоких разгрузках последней. Казалось бы, что при производительности испарителя каждого блока 200 МВт 17 т/ч и при допустимой общей потере конденсата на каждый блок в размере 9 т/ч должен быть резерв для передачи на неблочную часть ТЭС. Однако в действительности это не имеет места из-за переработки в испарителях дренажей блоков. Упорядочение схемы и режима работы дренажей блоков является реальным резервом возможности накопления конденсата.
Неблочные части ТЭС, как правило, снабжают полностью всех внешних и внутренних потребителей пара от отборов турбин. Например, от I очереди Славянской ГРЭС в зимнее время отбирается 137,5 т/ч конденсата при возврате его в цикл 112,3 т/ч.
При обследовании ТЭС на давление 90 кгс/см² выявились также другие характерные факторы, снижающие маневренность оборудования:
неоправданно продолжительные растопки котлов до включения в магистраль, малые скорости нагружения котлов и турбин при пуске из горячего состояния (пуск оборудования производится по устаревшим инструкциям);
недостаточный объем контроля за поведением оборудования, особенно за металлом, при переходных режимах;
высокий уровень минимальных нагрузок котлов, а также выход из работы автоматических устройств котлов при нагрузках ниже 60% номинальной;
трудоемкость выполнения операций по одновременному останову и пуску нескольких котлов или турбин при существующем уровне автоматизации переходных процессов и малом объеме дистанционного управления;
на ряде электростанций существующие мазутонасосные и мазутопроводы рассчитаны на возможность одновременной растопки не более двух котлов.
В процессе эксплуатации в тепловые схемы вносились изменения, которые в свое время были оправданными, но вместе с тем накладывали дополнительные ограничения на регулировочный диапазон оборудования. К таким изменениям, в частности, относятся:
разукомплектование общестанционных РОУ и РУ, предусмотренных для резервирования греющим паром испарителей, бойлеров и общестанционных подогревателей;
демонтаж регуляторов поддержания давления в деаэраторах 6 кгс/см²;
отключение, а в ряде случаев использование не по назначению трубопроводов подачи пара от отборов турбин к деаэраторам 6 кгс/см².
Со времени начала участия КЭС на давление 90 кгс/см² в регулировании суточных графиков нагрузки (1967—1968 гг.) персонал электростанций вынужден был проводить мероприятия по повышению маневренности 'оборудования, причем каждая из ТЭС даже в пределах одной энергосистемы решала вопросы индивидуально. В итоге к настоящему времени каждая из обследованных ТЭС имеет недостатки, которые и определяют технический минимум нагрузки. На I очереди Ворошиловградской ГРЭС выполнен подвод резервного пара от паровой уравнительной деаэраторов к испарителям, в результате был значительно увеличен запас конденсата. В итоге появилась возможность перекачивать конденсат I очереди на блочную часть.
Количество вахтенного персонала на первых очередях обследованных ТЭС осталось таким же, как и при работе оборудования в базисном режиме. В то же время объем выполняемых персоналом операций после перевода оборудования в полупиковый режим работы резко возрос, а уровень автоматического управления изменился незначительно.
Основной вывод, сделанный в процессе обследования рассматриваемого оборудования, заключается в том, что на большинстве обследованных электростанций детали котлов, паропроводов и турбин, работающие при высоких давлениях и температурах (более 500 °С), проработавшие около 100 тыс. ч пли более, с точки зрения технических условий остаются в удовлетворительном состоянии. Однако на некоторых ТЭС (Василевичская, Южно-Уральская ГРЭС) имеются трещины в отверстиях опускных труб барабанов, литых тройниках паросборных камер, в стопорных и регулирующих клапанах и в цилиндрах турбины. Требуется дальнейший анализ причин трещинообразования и проведение необходимых исследований.
C целью выявления изменений, происходящих в металле главных паропроводов (сталь 12МХ, 15ХМ) во время эксплуатации, Донецким отделением ОРГРЭС было проведено исследование металла вырезок из контрольных участков паропроводов ряда электростанций после различных сроков эксплуатации (от исходного состояния до 134 тыс. ч).
Полученные результаты механических испытаний показывают, что механические свойства металла труб, изготовленных из сталей 12MX и 15ХМ, в течение эксплуатации стабилизируются или совсем незначительно изменяются после 100 тыс. ч и остаются на уровне требований технических условий.

Рис. 1. Изменение предела прочности сталей 12МХ (а) и 15ХМ (б) в процессе эксплуатации.
1, □ — при 20 °C; 2, О — при 510 °C.

Данные механических испытаний подверглись математической обработке на ЭВМ. В результате получены уравнения, описывающие характер изменения механических свойств металла в зависимости от времени эксплуатации (рис. 1, 2). Большая часть этих зависимостей представляет собой прямые, параллельные оси времени, что говорит о независимости механических свойств металла, определенных при температуре 20 °C от времени эксплуатации; при рабочей температуре прочностные характеристики в течение эксплуатации имеют тенденцию к снижению, а пластические — к повышению.
В результате проверенной ОРГРЭС и отделениями работы была выявлена возможность общего снижения технического минимума нагрузок 8 из 10 обследованных электростанций на 700 МВт, а среднего отношения суточного минимума к максимуму до 25%. В таблице приведены данные технических минимумов нагрузки и времени нагружения неблочных очередей каждой из восьми ГРЭС.
В процессе проведения обследования была установлена техническая возможность перевода КЭС на давление 90 кгс/см² в пиковый режим работы.

Рис. 2. Изменение относительного удлинения сталей 12МХ (а) и 15ХМ (б) в процессе эксплуатации.

Определяющим фактором при переводе оборудования КЭС на давление 90 кгс/см² в режим частых пусков является доведение металла основного теплосилового оборудования, арматуры и паро-

проводов, что обусловило необходимость выделения трех блоков на Ворошиловградской, Приднепровской и Южно-Уральской ГРЭС для проведения необходимых исследований.

* Останов одной турбины (одна турбина в моторном режиме).
** Останов двух турбин.
*** Останов трех турбин.
**** Останов четырех турбин.

Основным мероприятием, понижающим коэффициент использования КЭС на давление 90 кгс/см² и предопределяющим возможность последующего перевода этого оборудования в пиковый режим работы, является увеличение количества пускосбросных устройств для возможности одновременной растопки любого количества котлов. Исходя из этого наиболее целесообразным способом использования оборудования КЭС 90 кгс/см² в режиме чистых пусков является его эксплуатация по блочной схеме с разделением общестанционных магистралей свежего пара на участки и обеспечением возможности сброса растопочного пара в конденсаторы турбин. При этом обеспечивается наиболее надежный и экономичный режим пусков на скользящих параметрах пара. Для этого в первую очередь необходимо выполнить реконструкцию растопочных схем на трех выделяемых для опытов блоках мощностью 100 МВт упомянутых выше ТЭС (рис. 3). Для реализации данного решения к настоящему времени выполнены Донецким, Южным и Уральским отделениями ОРГРЭС проектные задания на реконструкцию пускосбросных и тепловых схем выделенного оборудования названных ТЭС и СКВ ВТИ выполняет рабочие проекты.
На выделенных блоках запланировано провести отработку рациональных режимов пусков из различных состояний. В ходе выполнения указанных опытов планируется также провести сопоставление изменения характеристик металла основного теплосилового оборудования паропроводов и арматуры часто пускаемого блока и аналогичного блока, турбина которого переводится в моторный режим, а котлы консервируются с поддержанием полного давления.
Перевод оборудования КЭС на давление 90 кгс/см² в пиковый режим требует, кроме того, выполнения дополнительных работ и реконструкции тепловых схем. К таким изменениям и дополнениям относятся:
перевод внешних и внутренних потребителей пара (в том числе деаэраторов, испарителей, бойлеров, эжекторов) на питание от общестанционного РОУ или при возможности от блочной части ТЭС. Примером может служить предусмотренный проектным заданием по реконструкции тепловой схемы Ворошиловградской ГРЭС коллектор паровых собственных нужд диаметром 350 мм с рабочим давлением 13 кгс/см². В коллектор подводится пар от существующего РОУ 100/13 кгс/см² производительностью 40 т/ч и от дополнительно предусматриваемого РУ 22/13 кгс/см², отбирающего пар из соединительной магистрали блоков и пропускающего 100 т/ч пара. Из коллектора предусмотрен разбор пара на нужды. котельного, турбинного цехов и внешних потребителей;
выполнение на ряде электростанций дополнительных емкостей запаса конденсата;
оборудование турбин приборами относительных перемещений роторов;
увеличение на ряде электростанций производительности мазутонасосных и пропускной способности мазутопроводов с учетом перевода котлов на сжигание мазута;
приспособление котлов для сжигания мазута или газа;
замена на некотором оборудовании изоляционного покрытия барабанов и коллекторов котлов, а также регулирующих и стопорных клапанов и ЦВД турбин;
выполнение дополнительного контроля за переходными режимами работы оборудования;
увеличение (по сравнению с имеющимся объемом) дистанционного управления запорной аппаратурой и некоторым оборудованием;

Рис. 3. Пускосбросная схема дубль-блока 100 МВт.
I — котел ТП-280-2; II — турбина K-100 ЛМЗ; III -конденсатор; PK — регулирующий клапан.
------------ существующие трубопроводы;----- предлагаемые трубопроводы сброса пара в конденсатор. На трубопроводах указаны значения условных диаметров.

реконструирование схемы дренажей паропроводов свежего пара в пределах турбины;
увеличение объема автоматизации пусковых процессов с построением схем автономных регуляторов и использованием серийной отечественной аппаратуры;
разработка схем и методик консервации оборудования при останове его на выходные дни и эксплуатационную химическую очистку.
В работе по переводу КЭС на давление 90 кгс/см² в режим частых пусков требуется участие заводов—изготовителей основного оборудования, районных энергоуправлений и электростанций, проектирующих, наладочных и научно-исследовательских организаций.
Многие из организаций уже привлечены к работе. К настоящему времени на ЛМЗ в соответствии с новыми указаниями сокращена продолжительность пуска турбин К-100-90 из горячего и неостывшего состояний. По данным ЛМЗ, общее время разворота и нагружения турбины после простоя 6—8, 20—24 и 50 ч сокращено соответственно на 1 ч 20 мин, 1 ч 30 мин, 2 ч и составляет 1 ч 20 мин, 2 ч 10 мин, 3 ч.45 мин.
Предусмотрено проведение обследования состояния оборудования всех КЭС на давление 90 кгс/см², намеченных к переводу в пиковый режим работы.
В дальнейшем на основании разработанных ОРГРЭС типовых указаний отделения ТЭП должны будут выполнить разработку рабочих проектов реконструкции пусковых и тепловых схем КЭС на давление 90 кгс/см², намеченных к переводу в пиковый режим работы.
В последние годы ряд организаций (Ростовэнергоремонт, БелЭНИН, ЦИНИКА, ВТИ и др.), разработал и внедрил автоматические пуски котлов и турбин КЭС на давление 90 кгс/см². В настоящее время Донецким отделением ОРГРЭС проводится работа по обобщению имеющихся разработок, опыта эксплуатации автоматов пуска основного оборудования с последующей разработкой рационального типового объема автоматизации пусков оборудования по блочной схеме на скользящих параметрах.