СБРОСЫ НАГРУЗОК ЭНЕРГОБЛОКОВ С ПЕРЕВОДОМ ИХ В РЕЖИМ НАГРУЗКИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Энергоблоки 160 МВт с котлами ТГМ-94
Энергоблок состоит из барабанного котла ТГМ-94, рассчитанного на сжигание газа или мазута, и турбины К-160-130. Энергоблок оборудован двухбайпасной пусковой схемой. Пароперегреватель котла имеет продувку в атмосферу, которая выполняет также и защитные функции, открываясь автоматически при отключении генератора от сети или повышении давления в барабане до аварийного предела.
Питание котла ТГМ-94 осуществляется автоматически последовательным открытием байпасного клапана условным диаметром 100 мм и любого из двух параллельно расположенных клапанов условным диаметром 250 мм. При разгружении последовательное закрытие клапанов происходит в обратном порядке и при сбросе нагрузки вызывает перепитку котла, поскольку уменьшение расхода воды ниже 70% номинального значения происходит только после полного закрытия клапана условным диаметром 250 мм, т. е. через 40—60 с. Поэтому был осуществлен перевод котла на автоматическое питание только от одного клапана условным диаметром 250 мм, расходная характеристика которого имеет благоприятную для автоматизации форму.
Была модернизирована схема аварийного сброса из барабана котла таким образом, чтобы задвижка на сбросе начинала открываться после достижения уровня +150 мм по шкале и открываться до тех пор, пока уровень находится выше указанного предела. При уменьшении уровня ниже +150 мм задвижка на сбросе останавливается, а при дальнейшем понижении уровня до +100 мм начинает закрываться. Для определения надежности температурного и гидравлического режимов работы поверхностей нагрева были выполнены на котле ТГМ-94 специальные измерения.
Сбросы нагрузки проводились при работе котла на мазуте с номинальными параметрами пара и полностью включенной регенерацией турбины. При отключении генератора от сети под действием защит выполнялись следующие операции: прекращение подачи топлива в котел, открытие продувки пароперегревателя котла в атмосферу, закрытие КОС на отборах турбины. После сброса нагрузки производилось деблокирование действия защиты по отключению генератора и закрывалась продувка котла. Одновременно отключалась одна пара тягодутьевых машин и производилась вентиляция топки, которая продолжалась с поддержанием давления воздуха перед горелками 392· 10~6 МПа. С закрытием КОС турбины подача пара в деаэратор прекращалась. Дистанционно закрывался выпар деаэратора. Подача пара на уплотнения турбины и эжектора продолжалась по обычной схеме — от станционного коллектора 1,3 МПа. Нагрузка собственных нужд энергоблока составляла 7—8 МВт. После повторного розжига котла во избежание быстрого роста давления пара в барабане производилось при открытие БРОУ Включение генератора в сеть осуществлялось после того, как начинала возрастать температура пара за котлом.
Основным фактором, определяющим возможную длительность работы блока на нагрузке собственных нужд с потушенным котлом, является допустимое снижение температур свежего пара и пара промперегрева перед турбиной, вызывающее дополнительное укорочение ротора.
Растопку котла следует производить при температуре свежего пара перед турбиной не ниже 515° С (снижение 35° С), тогда при умеренной не опасной для пароперегревателя форсировке котла температура пара перед турбиной, снижаясь дополнительно не более чем на 30 -35° С, не вызывает укорочения ротора высокого давления турбины выше 2 мм.
По единой методике выполнены две серии опытов с исходной нагрузкой блока соответственно 80 и 150 МВт.
После отключения от сети генератора с нагрузкой 80 МВт (рис. 4.19) давление в барабане котла возросло до 15,3 МПа, при этом предохранительные клапаны остались закрытыми. Уровень воды в барабане снизился до 115 мм. Вследствие резкого уменьшения расхода пара его температура возросла от 550 до 554° С. За счет аккумулированной энергоблоком теплоты турбогенератор нес нагрузку собственных нужд в течение 10 мин, при этом скорости снижения температуры свежего пара составляли за котлом 8,5, перед турбиной (за счет аккумулирующей способности паропроводов) 3,6° С/мин. Температура вторичного пара снижалась со скоростью 1,5—2° С/мин и не лимитировала длительности работы с погашенным котлом.
Через 3 мин после розжига одной горелки первого и двух горелок третьего ярусов температура пара за котлом, достигнув 470° С, не снижалась. Первоначальное включение большого числа горелок нецелесообразно, поскольку вызывает быстрый рост давления пара практически при той же скорости возрастания температуры.
Изменение температур пара и металла котла и турбины представлено на рис. 4.19. Давление пара в деаэраторе плавно снижалось от 0,37 до 0,21 МПа. Температура питательной воды понижалась до 135° С и возрастала в процессе нагружения турбоагрегата. Разность температур «верх—низ» барабана котла не превышала 10—15° С.
Рис. 4.19- Перевод энергоблока 160 МВт на нагрузку собственных нужд с исходной нагрузкой 80 МВт: I — уровень в барабане котла, 2 и 3 соответственно максимальная и минимальная скорости циркуляции в трубе № 62 фронтового экрана и № I заднего экрана; 4 температура металла стопорного клапана; 5 — температура пара промперегрева, 6, 7 —температура свежего пара соответственно за котлом и перед турбиной;
8 — температура пара на выходе из змеевиков потолочного пароперегревателя; 9 — температура металла ЦВД турбины и сечении паровпуска; 10, 11 — соответственно максимальная и минимальная температура металла трубы № 40 бокового и № 5 фронтового экранов; 12, 13 относительное расширение соответственно ротора низкого и высокого давления турбины; 14, 15 давление пара соответственно в барабане и деаэраторе; 16 — электрическая нагрузка; 1 — отключение генератора от сети: 11 — закрытие продувки пароперегревателя; III — розжиг котла, IV открытие БРОУ; V — включение генератора в сеть; VI — закрытие БРОУ
При исходной нагрузке 80 МВт минимальная скорость циркуляции в угловой трубе 1-го заднего экрана составляла 1,07 м/с, а максимальная температура металла вставки в центральной трубе 46-го бокового экрана между II и 111 ярусами горелок 380° С После погашения котла температура металла и скорость циркуляции в рассматриваемых экранных трубах снизились со ответственно до 330° С и 0,3— 0,4 м/с. На потушенном котле скорости циркуляции в отдельных экранных трубах снижались до нуля. Сразу же (менее 1 мин) после розжига котла скорость циркуляции в угловой трубе заднего экрана увеличивалась до 0,6 м/с, а максимальная температура металла — до 340° С. В трубах с нулевой скоростью циркуляции сразу же начиналась интенсивная циркуляция с незначительным повышением температуры металла. Застоя или опрокидывания циркуляции в экранах котла не наблюдалось.
Рис 4.20. Перевод энергоблока 160 МВт на нагрузку собственных нужд с исходной нагрузки 150 МВт (обозначения см. на рис. 4.19)
Скорость снижения температуры металла стопорного клапана не превышала 1,5° С/мин. Захолаживание верха ЦВД в сечении паровпуска турбины происходило со скоростью 0,4° С/мин. Относительное укорочение ротора высокого давления в течение 3 мин после сброса нагрузки уменьшилось на 0,5 мм и стало заметно увеличиваться в процессе нагружения с увеличением расхода пара пониженной температуры, достигнув максимального значения 2 мм.
Нагружение энергоблока до нагрузки 80 МВт выполнено в течение 19 мин со скоростью 3,5—5 МВт/мин, которая ограничивалась допустимой температурой металла потолочного пароперегревателя котла. Для облегчения его работы воздух подавался через неработающие горелки IV яруса.
При сбросе нагрузки со 150 МВт (рис. 4.20) давление в барабане возросли до 15,8 МПа, при этом на 1-ой мин открылись предохранительные клапаны, что быстро понизило давление до 13,9 МПа. Максимальное снижение уровня в барабане достигло 165 мм, при аварийном 200 мм. Кратковременное снижение уровня в барабане не представляет опасности для погашенного котла. Снижение температур свежего и вторичного пара происходило примерно с такими же скоростями, как и в опыте сброса нагрузки 80 МВт. Это обусловлено одинаковым исходным давлением пара в барабане котла в обоих опытах. Энергоблок нес нагрузку собственных нужд за счет аккумулированной теплоты в течение 10 мин. Циркуляционный режим экранов котла аналогичен описанному выше. В обоих случаях нагружение энергоблока сопровождалось повышением скоростей циркуляции и ростом температуры металла труб до значений, соответствующих данной нагрузке.
В одном из опытов энергоблок работал на нагрузке собственных нужд в течение 1 ч, в том числе первые 11 мин за счет аккумулированной теплоты, а затем с работающими форсунками. После розжига котла его форсировка постепенно увеличивалась и открывалась ВРОУ, при этом температуры свежего и вторичного пара перед турбиной возросли соответственно от 504 до 530° С и от 470 до 500° С. Максимальное сокращение ротора высокого давления турбины, отмеченное в момент включения генератора в сеть, составило 2,2 мм. Скорости циркуляции воды в контурах котла сохранялись на уровне 0,5— 1 м/с, недопустимых отклонений температур металла поверхностей нагрева котла не наблюдалось. Нагружение до 45 МВт проведено за счет закрытия БРОУ в течение 2 мин, а до 80 МВт — за 20 мин. Скорость нагружения энергоблока (форсировка котла) ограничивается допустимыми температурами металла пароперегревателя котла и может составлять не менее 4—5 МВт/мин. Чем меньше время работы энергоблока за счет аккумулированной теплоты, тем меньше расхолаживание котла и больше допустимая скорость восстановления исходной нагрузки.
Таким образом, при работе энергоблока 160 МВт с барабанным газомазутным котлом ТГМ-94 на любой нагрузке с номинальными параметрами пара в случае отключения генератора от сети возможно удержание нагрузки собственных нужд при по тушенном котле в течение 10 мин. При последующей растопке котла возможна работа энергоблока на нагрузке собственных нужд с потушенным котлом. При этом нет необходимости в переводе деаэратора на питание паром от постороннего источника и подаче «горячего» пара на переднее уплотнение турбины.
Скорость нагружения энергоблока после включения генератора в сеть может составлять 4—5 МВт/мин и ограничивается допустимым возрастанием температуры труб потолочного пароперегревателя котла.
Для обеспечения надежного питания котла в переходных режимах при сбросах нагрузки необходимо осуществлять питание только через основной регулирующий клапан dy 250 и модернизировать схему работы устройства аварийного сброса из барабана котла за счет отключения цепей самоподхвата задвижек аварийного сброса и изменения уставки на закрытие сброса с —50 до +100 мм.
