СОКРАЩЕНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПУСКОВ ЭНЕРГОБЛОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
- Г. ПРОКОПЕНКО, А. А. ФИНКЕВИЧ, А. В. ЩЕРБИНА,
- Μ. BH ГАК, А. И. ВИТЯК, Л. В. ГОЛЫШЕВ,
- Д. ГОРЕШНИК, В. С. НАУМЧИК, А. В. НАУМЧИК,
- А. НЮХИН, А. С. ПАЛИИЧУК, Μ. Г. ТЕПЛИЦКИИ, Μ. В. ТКАЧУК, С. В. ФАЛЬКОВСКИЙ
(ЮО ОРГРЭС)
«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 84—94.
Приведенные исследования позволили разработать рациональные режимы пуска и останова энергоблочного оборудования, рекомендации по совершенствованию проектных решений и типовые эксплуатационные инструкции.
Дана краткая характеристика основных факторов, влияющих на повышение надежности и сокращение продолжительности пусковых операций. Приведены данные по продолжительности отдельных этапов пусков из различных тепловых состояний для энергоблоков 150, 200 и 300 МВт.
Изложены результаты обследования эксплуатационных режимов пусков энергоблоков различных типов на 18 электростанциях европейской части СССР.
Южным отделением ОРГРЭС начиная с 1956 г. проводятся исследования и отработка режимов пусков и остановов теплосилового оборудования. К настоящему времени исследовано оборудование практически всех типоразмеров, в том числе:
моноблоков 150 МВт с котлом ТП-90 на Приднепровской ГРЭС, с котлами ТГМ-94 на Северной и Литовской ГРЭС, с котлами ТП-92 и Добротворской ГРЭС;
дубль-блоков 150 МВт с котлами ПК-38 на Березовской ГРЭС;
моноблоков 200 МВт с котлами ТП-100 на Молдавской и Бурштынской ГРЭС;
дубль-блоков 200 МВт с котлами ТП-101 на Эстонской ГРЭС;
дубль-блоков 300 МВт с котлами П-50 на Криворожской ГРЭС-2, с котлами ПК-41 на Литовской ГРЭС, с котлами ТПП-210 на Трипольской ГРЭС и с котлами ТГМП-114 на Лукомльской ГРЭС.
В настоящее время ведутся работы на моноблоках 300 МВт с котлами ТПП-312 на Ладыжинской ГРЭС и котлами ТГМП-314 на Трипольской ГРЭС.
Практически все работы выполнялись по согласованным с заводами — изготовителями основного оборудования техническим программам, а в ряде случаев, как например на блоках Криворожской ГРЭС-2, Литовской, Трипольской, Березовской ГРЭС и др., при непосредственном участии заводов.
По результатам отработки пусковых режимов разработана рациональная технология пусков блоков 150, 200 и 300 МВт из различного теплового состояния, учитывающая конкретные особенности пусковых схем этих блоков. Так, в частности, для блоков мощностью 150 МВт методика пуска учитывает особенности как пусковых схем с двукратным байпасированием турбины с помощью БРОУ-1 и БРОУ-2, так и упрощенных схем без БРОУ.
Исследования и отработка пусковых режимов блочных установок позволили найти рациональные решения по оптимизации режима пуска котлов и турбин, прогрева их толстостенных деталей. Основным условием надежного пуска является скользящий график повышения параметров пара практически во всем диапазоне нагружения, который предъявляет особые требования к поддержанию температуры свежего пара и пaрaпромперегрева в процессе пуска, так как большие скорости прогрева узлов и деталей котлов, паропроводов и турбин могут приводить к появлению недопустимых термических напряжений в металле указанных элементов блоков. В связи с этим требуется дальнейшая доводка конструкции пусковых впрысков в паропроводы свежего пара и промперегрева, особенно для блоков 300 МВт.
Другим условием падежного регулирования температуры, пара для блоков с прямоточными котлами является поддержание растопочного расхода воды по потокам котла до перевода на прямоточный режим. Высокая чувствительности параметров пара, выдаваемых прямоточными котлами, предъявляет также жесткие требования к регулированию подачи топлива в топку. Немаловажна и температура питательной воды, уровень которой определяет степень форсировки котла.
Наконец, на блоках с прямоточными котлами скользящий график повышения параметров пара обеспечивается только при сепараторном режиме растопки котла.
Пуск и начальное нагружение турбины наиболее целесообразно осуществлять при полностью открытых регулирующих клапанах, для чего при повышении частоты вращения и нагружении турбин с сопловым парораспределением подача пара в турбину должна осуществляться через байпасы главной паровой задвижки. Этим обеспечивается наиболее благоприятный режим прогрева стопорных клапанов, пароперепускных труб и паровпускных частей турбин. Однако пусковые характеристики турбин с дроссельным парораспределением лучше, чем турбин с сопловым из-за более равномерного прогрева паровпускных органов и частей турбины при пусках и изменениях нагрузки. Доказаны целесообразность и эффективность применения устройств для дополнительного обогрева фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД турбин при пусках из холодного и неостывшего состоянии после останова на 30 ч и более. Использование обогрева фланцевых соединений сокращает в 1,5—2 раза продолжительность нагружения турбины при одновременном сохранении на допустимом уровне критериев пуска — разностей температур и относительных перемещений роторов.
В качестве примера на рис. 1 приведен сравнительный график пусков турбины К-300-240 ХТГЗ из неостывшего состояния.
Пускосбросная схема блока с одноступенчатым байпасированием турбины имеет значительные преимущества перед схемой с двукратным байпасированием из-за простоты обслуживания и обеспечения всех условий пуска.
Предметом особых исследований являлся вопрос выбора рациональной схемы прогрева системы промперегрева блоков 300 МВт. Было установлено, что наиболее эффективным и экономичным при пусках является прогрев системы промперегрева редуцированным и охлажденным свежим паром, генерируемым растапливаемым котлом блока.
Рис. 2. График допустимых скоростей прогрева и охлаждения трубопроводов в зависимости от толщины их стенки.
1 — 194x36 мм; 2 — 245 X45 мм; 3 — 219Х32 мм; 4 — 219X52 мм; 5 — 325X60 мм;
5 — 275 x62,5 мм.
Применение для этой цели на блоках с прямоточными котлами выпара из растопочного расширителя вызывает дополнительные тепловые потери, а использование пара от постороннего источника (пусковой котельной или соседних блоков) еще менее экономично.
Вместе с тем прогрев системы промперегрева собственным ларом не налагает ограничений на продолжительность пуска вследствие совмещения этой операции с прогревом толстостенных главных паропроводов блока. Правильная организация дренажно-продувочной системы позволила повысить не только эффективность прогрева паропроводов, но и надежность работы оборудования.
По результатам исследования режимов пуска блочных установок разработаны графики-задания на пуски и остановы блоков из различных тепловых состояний, а также составлены типовые инструкции по пускам и остановам блоков.
Продолжительность отдельных этапов и общая продолжительность пусков блоков мощностью 150, 200 и 300 МВт из различных тепловых состояний, полученные в результате этих работ, указаны в таблице.
Теоретически разработаны и экспериментально проверены рациональные скорости прогрева и расхолаживания главных паропроводов и паропроводов промперегрева и их деталей, что позволило существенно сократить общее время пуска блока. На рис. 2 приведен график допустимых скоростей прогрева и охлаждения паропроводов с различной толщиной стенки.
Экспериментально определены расходы тепла, топлива и электроэнергии на пуски и суммарные пусковые потери в пересчете на топливо для блоков.
Определение исходного температурного состояния элементов блока (котла, турбины, паропроводов) перед пуском позволяет правильно выбрать режим пуска и определить стартовый уровень параметров пара. С целью предотвращения возникновения температурной неравномерности между отдельными частями блока следует особое внимание уделять поддержанию качества тепловой изоляции таких узлов, как паропроводы, перепускные трубы турбин, стопорные клапаны.
Продолжение табл.
Весьма существенным является также режим останова блока. На блоках с барабанными котлами рационально при останове в резерв разгрузку, производить на скользящем давлении свежего пара (приблизительно до половинной нагрузки), а затем в течение 4— 8 мин разгружать блок до нуля при потушенном котле. Такой режим останова позволяет использовать тепло, аккумулированное в котле, и несколько повышает надежность последующего пуска.
Рис. 3. Рациональные режимы останова.
а— дубль-блока 300 МВт; б — моноблока 150 МВт; 1 — электрическая нагрузка; 2 —давление свежего пара пепел турбиной; 3— расход топлива по корпусам котла; 4, 5 — соответственно температура свежего пара и промперегрева перед турбиной.
Подобным образом может производиться останов дубль-блоков с прямоточными котлами. При этом блок разгружается до половинной нагрузки постепенным уменьшением тепловыделения в обоих корпусах котла, а затем в течение последующих 4—8 мин блок разгружается до нулей при потушенном котле. На рис. 3 приведены примерные графики- задания останова моноблока 150 МВт и дубль-блока 300 МВт.
На основании проведенных исследований и отработки режимов пусков и остановов были разработаны и внедрены мероприятия, направленные на оптимизацию пусковых схем и конструкций котлов и турбин. В частности, из мероприятий по рационализации пусковых схем блоков выполнены следующие:
1. На блоках мощностью 150 МВт взамен пусковой схемы с двукратным байпасированием турбины с помощью БРОУ-1 и БРОУ-2 применены упрощенные пуско-сбросные устройства без БРОУ, обеспечившие существенное упрощение пусковой схемы при одновременном повышении надежности режимов пуска. Упрощенная пусковая схема соответствует всем требованиям останова и последующего пуска блоков из любого температурного состояния. На рис. 4 представлена такая схема, внедренная на одной из электростанций.
Рис. 4. Упрощенная пускосбросная схема блока 150 МВт.
1, 2, 3 —задвижки, которые должны управляться дистанционно со щита (привод задвижки 3 должен быть сблокирован с отсечным клапаном промперегрева, чтобы при закрытии последнего задвижка 3 открывалась и наоборот; 4, 5 — упрощенные трубопроводы диаметром соответственно 80 и 100 мм; CK— стопорный клапан; PК— регулирующий клапан; I — котел; II — конденсатор; III — пароприемные устройства.
- На основании опыта работы по блокам 1150 МВт было предложено пусковые схемы дубль-блоков 300 МВт выполнять с однократным байпасированием турбины. Как известно, такая схема применена для головного дубль-блока 300 МВт Криворожской ГРЭС-2 и явилась основой для разработки типовой пусковой схемы дубль- блоков 300 МВт.
- На моноблоках 200 МВт повышена эффективность прогрева системы промперегрева путем увеличения пропускной способности РОУ до 60 т/ч, так как запроектированные и установленные ранее на блоках РОУ для прогрева промперегрева вследствие недостаточной производительности ограничивали скорость прогрева паропроводов.
- Применявшиеся на первых блоках всех типоразмеров дренажно-продувочные схемы главных паропроводов не обеспечивали эффективного и надежного прогрева главных паропроводов.
Например, общим решением для всех блоков была установка БРОУ на значительном удалении от главных паровых задвижек турбины. В связи с этим при пусках интенсивно прогревалась только часть паропроводов, где создавался необходимый расход пара, т. е. до БРОУ. Участки после БРОУ прогревались слабо. Поэтому было предложено БРОУ устанавливать ближе к турбине, а прогрев тупиковых участков осуществлять через продувочные линии, диаметр которых обеспечивает необходимый пропуск пара (обычно Dy 50 мм).
В системе промперегрева также место отвода сбросной линии выбиралось ближе к турбине, а дренажи тупиковых участков выполнялись из труб Dy 50 мм.
5. Разработаны и внедрены рекомендации по рациональной расстановке арматуры на главных паропроводах, по рациональной трассировке главных паропроводов, а также паропроводов БРОУ, РОУ и т. п.
Дальнейшее совершенствование схемы и конструкции устройств по обогреву фланцев и шпилек турбин К-300-240 ХТГЗ позволяет еще больше увеличить темп нагружения этих турбин.
Полученный опыт отработки режимов пусков свидетельствует о необходимости совершенствования устройств обогрева фланцевых соединений турбин К-200-130 ЛМЗ и К-160-130 ХТГЗ.
Южным отделением ОРГРЭС совместно с электростанциями и заводами разработаны и другие предложения по повышению скоростей и надежности пусков, а также по снижению пусковых потерь: использование парового обогрева барабанов котлов;
установка шиберных клапанов на выпаре встроенных сепараторов и дополнительных паровых сбросов из встроенных сепараторов для четкого разделения пара и воды до подключения сепаратора на пароперегреватель;
выполнение дренажно-продувочных линий пароперепускных труб непосредственно перед регулирующими клапанами турбины;
установка дроссельно-охладительного устройства вместо ранее применявшегося пароприемного устройства для сброса пара из БРОУ (РОУ) в конденсатор;
улучшение тепловой изоляции стопорных и регулирующих клапанов и пароперепускных труб;
применение пусковых регистраторов для регистрации важнейших температур пара и металла, характеризующих режим пуска и останова и т. д.
Немаловажно в деле рационализации и оптимизации пусковых режимов строгое соблюдение технологической дисциплины и четкое выполнение инструкций и правил.
Из представленного выше краткого обзора основных итогов исследования и отработки пусковых режимов следует, что вообще рациональный пуск блока возможен только при условии выполнения ряда мероприятий, направленных на обеспечение надежности и экономичности работы оборудования. В тех же случаях, когда вопросам пусковых режимов не уделяется должного внимания, когда низка технологическая дисциплина, пуски, как правило, происходят с большой потерей времени и топлива и с низкой надежностью.
В 1970—1971 гг. по заданию ЦДУ ЕЭС СССР проведено обследование режимов эксплуатационных пусков блоков 150, 200 и 300 МВт на 18 электростанциях европейской части СССР.
Отмечено увеличение количества пусков энергоблоков после останова в резерв на периоды провалов графика нагрузки: на ночь (6—8 ч), на нерабочий день (30—31 ч) или два нерабочих дня (54— 58 ч). Выявлено, что продолжительность эксплуатационных пусков однотипных блоков на электростанциях существенно различна. Даже на одной и той же электростанции продолжительность пусков после одинакового времени простоя изменяется в широких пределах и в среднем в 1,5—2 раза превышает нормативы времени, предписанные инструкциями. Это происходит вследствие недостаточной организации пусков и их преждевременного начала, несвоевременного и медленного выполнения пусковых операций, а также из-за задержек и затруднений, связанных с ненадежной работой арматуры (особенно на блоках 300 МВт) и отдельных узлов основного и вспомогательного оборудования.
При эксплуатационных пусках имеет место ряд нарушений и отклонений от режимов, предписанных в инструкциях:
на ряде электростанций заполнение и питание котлов при пусках производятся недеаэрированной питательной водой;
продолжительность вентиляции котлов перед розжигом в 2—8 раз превышает нормативную;
растопки пылеугольных котлов на мазуте практически на всех электростанциях производятся неудовлетворительно (форсунки, как правило, не тарируются и не ревизуются, допускается установка на котел форсунок различной производительности, суммарная производительность растопочных форсунок недостаточна, не обеспечивается необходимый подогрев мазута, что отрицательно сказывается на качестве горения во время растопки, снижает надежность работы котла, затрудняет переход на основное топливо);
температура свежего пара и пара промперегрева при пусках блоков, особенно с прямоточными котлами на блоках 300 МВт, поддерживается на высоком уровне й значительно превышает величины, рекомендуемые в эксплуатационных и типовых инструкциях; это приводит к быстрому прогреву металла паровпуска турбины, вызывает рост относительных удлинений роторов и в итоге ограничивает темп нагружения турбоагрегата;
крайне мало при эксплуатационных пусках используются устройства для обогрева фланцев и шпилек цилиндров турбин; на ряде электростанций эти устройства демонтированы или не задействованы;
на всех электростанциях мало используются проектные пусковые авторегуляторы, что существенно затрудняет работу персонала;
на ряде энергоблоков отсутствует необходимый контроль работы оборудования в пусковых режимах;
не выполняются представительные измерения параметров, характеризующие отдельные этапы пуска и позволяющие четко следить за состоянием оборудования, что приводит к частым нарушениям критериев надежности пусков;
на ряде электростанций нет инструкций по пускам и остановам блоков;
на всех, электростанциях неудовлетворительно ведется регистрация пусковых операций, не проводится контроль и анализ эксплуатационных пусков и остановов.
В настоящее время на электростанциях, работающих в условиях переменных режимов с частыми пусками и остановами блоков, назрела необходимость выполнить ряд мероприятий организационного, режимного и реконструктивного характера по улучшению пусковых режимов энергоблоков, в том числе:
на всех электростанциях на основании типовых инструкций и применительно к местным пусковым схемам составить инструкции по пуску блоков; на блочных щитах управления должны быть графики-задания или режимные карты пусков блоков из наиболее характерных тепловых состояний;
для ведения персоналом записей о своевременности проведения пусковых операций и пусковых параметров применять специальные пусковые ведомости и сетевые графики пуска блока;
проработать вопрос о внесении в существующее положение о премировании эксплуатационного персонала дополнительных требований к соблюдению критериев и норм пуска блока;
для улучшения контроля за работой оборудования в пусковых режимах на блочных щитах управления установить пусковые регистраторы с выводом на них представительных параметров, характеризующих состояние оборудования на основных этапах пуска;
для облегчения обслуживания включить в работу все проектные пусковые авторегуляторы;
значительно улучшить эксплуатацию растопочного форсуночного хозяйства в части применения только тарированных форсунок, использования запально-зажигательных устройств (ЗЗУ), повышения температуры подогрева мазута и др.;
в целях обеспечения нормального прогрева всех участков паропроводов и других, элементов оборудования на ряде энергоблоков реконструировать схему дренажей и продувок, а также произвести замену некоторых сбросных трубопроводов трубопроводами больших диаметров;
на паропроводах прямоточных котлов после встроенных сепараторов установить шиберные клапаны, что повысит надежность растопки котлов из неостывшего состояния;
на барабанных котлах смонтировать устройство парового обогрева барабанов, а также дополнительные водомерные колонки, что позволит снизить температурные неравномерности по барабану при пусках и остановах котлов;
для улучшения регулирования температуры свежего пара в пусковых режимах наладить (или установить) пусковые впрыски, подачу воды на впрыски выполнить по схеме постоянного расхода;
на ряде энергоблоков для поддержания температуры пара промперегрева на требуемом по условиям пуска уровне выполнить байпасные паропроводы промежуточного пароперегревателя или установить пусковые впрыски;
для более быстрого нагружения трубоагрегата использовать, а на ряде энергоблоков смонтировать устройства для обогрева фланцев и шпилек цилиндров турбин.
Выполнение вышеуказанных мероприятии позволит значительно улучшить режимы эксплуатационных пусков энергоблоков. Эти мероприятия могут быть внедрены на всех электростанциях в течение ближайших 1—2 лет, после чего необходимо требовать от электростанций строго придерживаться указанной выше продолжительности пусков, а до этого продолжительность пусков может на 15- 20% превышать указанные значения.
