ДЯДИЧЕНКО А.А., инж., ШВАРЦ А.Л., доктор техн. наук, КОЛБАСНИКОВ А.В., инж., ГОМБОЛЕВСКИЙ В.И., РОДИН Ю.А., ШМУКЛЕР Б.И., ГЛУСКЕР Б.Н., кандидаты техн. наук, ВТИ (лаборатория парогенераторных процессов и устройств — лаборатория режимов парогенераторов) — фирма ОРГРЭС — Пермская ГРЭС
Современная конъюнктура энергопотребления в нашей стране обусловливает актуальность повышения маневренных характеристик мощных энергоблоков сверхкритического давления (СКД) при сохранении высоких экономических показателей. Этим требованиям удовлетворяет блок с котлом СКД, пуск которого может осуществляться с любого стартового давления, включая низкое докритическое давление. Возможность такого пуска обеспечивает уменьшение амплитуды теплосмен в металлоемких элементах, снижает термические напряжения в местах стыковки экранных панелей, тем самым повышается их надежность. Оказывается ненужной сложная арматура встроенного пускового узла, упрощается управление пуско-сбросными быстродействующими устройствами (ПСБУ) блока.
Котел, допускающий глубокую разгрузку на скользящем давлении во всем тракте, к тому же существенно повышает маневренные характеристики блока, улучшает экономичность при разгрузках и упрощает управление блоком в этом режиме.
К началу 90-х годов ВТИ выполнил цикл расчетных проработок с использованием, в частности, новой, полученной в парогенераторном отделении института методики определения пульсационной устойчивости экранов при низких давлениях. Была подтверждена принципиальная возможность пусков котла сверхкритического давления при низких уровнях стартового докритического давления во всем тракте, сохраняющегося после ночного и двухсуточного простоя, и даже при давлениях, соответствующих пускам из холодного состояния.
Промышленные исследования надежности парогенерирующих и пароперегревательных поверхностей нагрева котла СКД при пусках на скользящем давлении во всем тракте впервые были проведены ВТИ совместно с ОРГРЭС и ЦКТИ на котле ТГМП- 344А блока 320 МВт, станционный № 3, Южной ТЭЦ Ленэнерго при участии эксплуатационного персонала. Выполнены три группы испытаний: пуск из холодного состояния (при практическом отсутствии избыточного давления в тракте), пуск из горячего состояния (после простоя в течение 6—8 ч) и специальные опыты по вытеснению воздуха из тракта котла без подъема давления.
В ходе испытаний в котле сжигались газ и мазут. При растопках на газе температура среды за поверхностями нагрева до сепаратора росла со скоростью 5—6°С/мин, а при растопках на мазуте скорость была 7°С/мин. Эти значения можно оценить как предельные для пусковых режимов котлов даже полупиковых блоков. Растопки проводились при полностью открытом клапане Др-1, поддерживавшем сверхкритическое давление до себя, при различном сочетании горелок нижнего яруса, т.е. при консервативном (по соображениям пульсационной устойчивости) подходе к опытным растопкам на низком докритическом давлении.
Анализ результатов исследований при расходах газа и мазута на различных стадиях пуска, соответствовавших типовой инструкции, но имевших место не при 30%-ном, а при 20%-ном расходе питательной воды, в целом показал надежную работу парогенерирующих поверхностей нагрева.
Необходимо отметить два основных момента, которые определяют значимость внедрения такой технологии пусков. Первый — возможность пуска после заполнения котла водой и 20-минутной прокачки ее по тракту до сепаратора при расходе 20% номинального без подъема давления для удаления воздуха, с принятыми в котлах массовыми скоростями среды в экранах. Второй — беспульсационный режим при пусках на скользящем давлении в экранных панелях котла, в том числе из холодного и неостывшего состояний даже при 20%-ном растопочном расходе воды и сочетаниях массовых скоростей среды и тепловых нагрузок, характерных для периода пуска. Исследования показали принципиальную возможность внедрения пусков на скользящем давлении во всем тракте на большом числе котлов действующих энергоблоков сверхкритического давления после соответствующих испытаний и проведения (при необходимости) определенных реконструктивных мероприятий.
До внедрения данной технологии на действующем оборудовании (энергоблоках мощностью 800 МВт Пермской ГРЭС с котлами ТПП-804) была подробно исследована надежность поверхностей нагрева на двух котлах, станционные № 1 и 3, при пусках на скользящем давлении во всем тракте. Трудность реализации таких пусков на котлах ТПП-804 определялась особенностью гидравлической схемы их радиационных поверхностей нагрева.
В парогенерирующей части тракта от регулирующего питательного клапана (РПК) до встроенной задвижки (ВЗ) пускового узла включительно нет ни одной точки полного смешения рабочей среды между нерегулируемыми подпотоками. Правда, после первых наладочных опытов по предложению УралВТИ и ЦКТИ за подвесными трубами на верхней отметке котла, т.е. перед нижней радиационной частью, были установлены полнопроходные гидравлические перемычки между параллельными подпотоками.
Подобная особенность гидравлической схемы парогенерирующей части тракта названных котлов потребовала дополнительно к испытаниям проведения расчетного анализа гидродинамики этой части тракта в пусковых режимах.
Целью испытаний, кроме того, было получение фактической информации о параметрах теплового и гидравлического режимов в параллельных подпотоках парогенерирующей части тракта на различных стадиях пуска. Такая информация нужна для разработки рекомендаций по модернизации гидравлической схемы, обеспечивающей надежность поверхностей нагрева в условиях возможных эксплуатационных возмущений при пусках на скользящем давлении.
Пуски в ходе испытаний велись по действующим инструкциям, измененным согласно задачам испытаний. На время испытаний были отключены защиты и блокировки от понижения давления перед ВЗ, от падения расхода питательной воды (осуществлен переход на сигнал), блокировки розжига горелок и др. По условиям таких пусков из холодного (неостывшего) состояния положение регулирующих клапанов и дренажей на котле и паропроводах блока перед розжигом горелок было следующим: Др-1, Др-2, дренажи за ВЗ и перед регулирующими клапанами ЦВД турбины полностью открыты, ПСБУ — закрыты.
Помимо оперативного контроля использовалась специальная схема измерений, позволяющая контролировать температурный режим труб экранов, теплогидравлические разверки, а также пульсационную устойчивость элементов парогенерирующей части тракта.
Анализ полученных результатов позволил сделать кардинальный вывод: при умеренной равномерности тепловое приятия параллельных элементов и отсутствии его резких набросов рассматриваемые растопочные режимы на котлах типа ТПП-804 могут быть реализованы даже при существовавшем конструктивном исполнении парогенерирующей части тракта.
В частности, при пусках на скользящем давлении в элементах парогенерирующей части тракта подобных котлов отсутствуют пульсационная неустойчивость и ухудшенный теплообмен в экранных трубах.
Однако при определенной форсировке топки могут возникнуть опасные гидравлические разверки между подпотоками.
Подробный расчетный анализ теплогидравлических разверок на базе данных, полученных при испытаниях сложных нерегулируемых потоков рабочей среды, позволил разработать рекомендации по модернизации гидравлической схемы для обеспечения надежности парогенерирующей части тракта котла ТПП-804 при внедрении в эксплуатацию новой технологии пусков: необходимо вмонтировать гидравлические соединительные перемычки за II ходом экранов (трубопровод диаметром 210x30 мм) и за IV ходом экранов (трубопровод диаметром 159x18 мм) на верхней отметке, а также установить смеситель подпотоков за III ходом экранов диаметром 426x58 мм на верхней отметке (на потолке котла в зоне пароохладителя).
Силами АО ТКЗ "Красный котельщик" и Пермской ГРЭС перечисленные рекомендации были реализованы сначала на одном котле (станционный № 3). Это позволило применять пуски энергоблока из различных тепловых состояний на скользящем давлении по всему тракту котла в регулярной эксплуатации. Достигнутый результат обеспечил возможность пуска блока без использования стороннего пара и дал руководству Пермской ГРЭС основания отказаться от пусковой котельной, оснащенной котлами ГТ-50.
Следует отметить, что пуск блока на скользящем давлении во всем тракте котла снижает расход пара, потребляемого питательным турбонасосом (ПТН). Кроме того, ранее был выполнен перевод энергоблоков на бездеаэраторную тепловую схему, при которой в принципе котел может питаться водой от конденсатных насосов второй ступени транзитом через ПТН.
При ремонте одного из энергоблоков, одновременном или последовательном останове других блоков, останове всех блоков из-за отключения линии электропередачи либо для ремонта дымовой трубы может потребоваться пуск ТЭС "с нуля". Наиболее сложным в подобном случае является режим растопки котла из холодного состояния без использования стороннего пара. В такой ситуации минимально допустимым может быть расход питательной воды около 20% номинального. Расчетами установлено, что расход пара давлением 0,2 МПа и температурой 140°С на ПТН не должен при этом превышать 1,5 т/ч. Кроме того, необходимо подавать примерно 1 т/ч пара на уплотнение ПТН и 3 т/ч — на уплотнение главной турбины.
При опытных пусках давление воды за КЭН-2 составляло примерно 1,8 МПа, а пар за котлом и перед ПТН имел давление соответственно 0,4—0,45 и 0,3—0,35 МПа при температуре в этих сечениях 160 и 142°С; расход выпара в сепараторах был 40— 43 т/ч, т.е. по всем показателям достигнутый режим оказался благоприятнее режима, требуемого для пуска ПТН. Таким образом, для растопки котла из неостывшего состояния после предварительного расхолаживания тракта котла до ВЗ может быть применена та же технология, что и при растопке из холодного состояния.
При пуске из горячего состояния собственным паром основная задача заключается в том, чтобы "толкнуть" и нагрузить ПТН этим паром для растопки котла при давлении, сохранившемся в нем к моменту начала пуска. Как показали испытания, такой пуск проблем практически не вызывает.
На основе комплекса исследований и промышленных испытаний впервые в отечественной практике появилась возможность
пуска тепловых электростанций с "нуля" без использования стороннего пара. Это позволит в перспективе, после модернизации парогенерирующей части тракта остальных котлов ТЭС, демонтировать оборудование пусковой котельной.
Выполненная на котле ТПП-804 энергоблока мощностью 800 МВт модернизация парогенерирующей части тракта послужила основой для внедрения режимов глубоких разгрузок на скользящем давлении во всем тракте котла (до нагрузки 270 МВт при работе с ПВД и до 320 МВт — без ПВД и при уровнях докритического давления, не достигавшихся ранее в отечественной энергетике на энергоблоках такой мощности). После дополнительного комплекса исследований принято решение о проведении аналогичной реконструкции парогенерирующей части тракта котлов, станционные N2 1 и 2, энергоблоков мощностью 800 МВт Пермской ГРЭС. В настоящее время уже модернизирован котел, станционный № 1. Такой же цикл работ ведется на энергоблоках мощностью 800 МВт с котлами ТПП-204Х Сургутской ГРЭС.
Таким образом, разработанная ВТИ с участием ОРГРЭС и ЦКТИ технология пусков энергоблоков сверхкритического давления из различных тепловых состояний и их глубокой разгрузки на скользящем давлении во всем пароводяном тракте позволяет:
существенно улучшить характеристики работы энергоблока в переменном режиме, сократить время нагружения и разгружения в нормальных условиях и при возмущениях со стороны энергосистемы;
существенно упростить управление котлом при пусках из-за ненужности клапана, поддерживающего сверхкритическое давление в парогенерирующей части тракта;
увеличить надежность благодаря улучшению термонапряженного состояния толстостенных элементов пароводяного тракта;
обеспечить пуски энергоблоков без использования стороннего пара;
повысить экономичность энергоблока при глубоких разгрузках и пусках на скользящем давлении.
В настоящее время разработана программа внедрения данной технологии на всех энергоблоках сверхкритического давления в ЕЭС России.
