Для получения экспериментальных данных по проверке надежности работы оборудования в режимах перевода энергоблока с погашением котла на нагрузку собственных нужд за счет использования аккумулированной в котле теплоты и последующего быстрого нагружения энергоблока с розжигом котла, а также для отработки технологии такого режима на энергоблоке 200 МВт, состоящего из барабанного котла ТП-100, работающего на каменном угле, и турбины К-200-130 ПО ЛМЗ, были проведены специальные исследования |145|. Пускосбросная схема энергоблока — типовая с одноступенчатым байпасированием турбины с помощью БРОУ 14/0,6 МПа
Перед началом сброса нагрузки на энергоблоке электрическая мощность составляла 170 МВт. Котел работал на пыли при номинальных параметрах. Температурное состояние энергоблока было установившимся, а температура металла не превышала допустимых значений. Воздушный выключатель отключил генератор от сети, одновременно защита отключила пылепитатели, и котел был погашен (рис. 4.25), После 5— 7 мин вентиляции топки отключались вентиляторы и дымососы.
После перевода турбины на нагрузку собственных нужд (6 7 МВт) в течение 1 мин давление за котлом поднялось до 15,5 МПа, и с помощью защиты была открыта продувка в атмосферу. Давление пара перед турбиной при этом возросло от 13 до 15 МПа. Заброс оборотов на турбине составил 54,7 с-1.
За счет аккумулированной теплоты при неработающем котле энергоблок работал на нагрузке собственных нужд в течение 24 мин (рис. 4.25).
Во время последующей растопки котла, включения генератора в сеть и начала его нагружения давление в барабане котла практически не изменялось и оставалось на уровне 15 МПа. Давление пара перед турбиной понизилось после сброса нагрузки до 13,9 МПа, т. е. всего на 1,1 МПа. Температура пара за котлом в течение 24 мин работы энергоблока на нагрузке собственных нужд понизилась с 550 до 494° С, а перед турбиной всего до 525° С.
Разность температур между верхними и нижними образующими барабана по эксплуатационным изменениям во всех режимах (сброс и нагружение) не превышала 15° С.
Рис. 4.25. Перевод энергоблока 200 МВт с турбиной К-200 130 и котлом ТП-100 на нагрузку собственных нужд с погашением котла:
1—3 — расширение роторов соответственно ЦВД, ЦСД, ЦНД, 4 — давление пара за котлом; 5 — то же перед турбиной; 6 вакуум в конденсаторе; 7 уровень в барабане котла. 8 электрическая нагрузка собственных нужд; 9— электрическая нагрузка энергоблока; 10 частота вращения ротора турбины; 1 и 2 опыты 1-й и 2-й
Поскольку в режимах перевода энергоблока на нагрузку с погашением котла давление в барабане снижается незначительно, определяющим условием по обеспечению допустимой разности температур металла по образующим, по-видимому, следует считать поддержание в заданны пределах уровня воды в барабане котла ТП-100 и режима подпитки его водой. Регулирование уровня воды в барабане производилось автоматически при совместной работе устройств аварийного слива и регулятора питания. Снижение уровня в первый момент после сброса нагрузки за счет явления «набухания» происходит не ниже 150—180 мм. Однако в связи с кратковременностью снижения уровня это явление в режиме погашения не опасно. Схему тепловой защиты по уровню в барабане следует выполнять с учетом полученных данных, выводя защиту по снижению уровня воды в барабане из работы на 1—3 мин при отключении генератора. Уровень не превышает 120 мм, что свидетельствует об отсутствии опасности заброса воды из барабана в пароперегреватель.
Температуры металла радиационного перегревателя, входных и выходных ширм, выходных пакетов конвективного пароперегревателя, пара за котлом изменились незначительно и были в допустимых пределах.
Рис. 4.26. Температура металла элементов котла ТП-100 при переводе энергоблока 200 МВт на нагрузку собственных нужд.
разность температур металла барабана по образующим: 1, 4, 2 — т 9', 15; 3 — т 2', 3' по глубинным термопарам; 4 т 8', 16' - то же. температура металла труб радиационного перегревателя: 5 — фронтовая стена, б — задняя стена; температура металла ширм: 7 входные второго потока; 8 выходные второго потока; температура металла пароперегревателя; 9 выходные пакетов первичного пароперегревателя; 10 то же промперегреватели; 1. II — опыты 1-й и 2-й
Температура металла выходных пакетов промежуточного перегревателя изменяется в более широких пределах (рис. 4.26) Температуры металла отдельных труб промежуточного перегревателя в период сбросов нарузки снижаются до 490—505е С при нагруженном котле· они составляют 570—580° С. Кратковременное повышение температур металла труб промежуточного перегревателя до 500° С объясняется увеличенной форсировкой топки в целях быстрого нагружения энергоблока.
Температура газов перед ширмовым пароперегревателем (на выходе из топки) после отключения котла в течение 5—6 мин снижается от исходной, составляющей 850—950° С, до 600— 620° С со скоростью 55—60° С/мин при включенном дымососе.
Максимальное снижение температуры газов перед ШПП до 460—470° С наблюдается при повторном сбросе нагрузки после 24 мин работы энергоблока на нагрузке собственных нужд при включенном дымососе и дутьевом вентиляторе, т. е. перед началом растопки котла и нагружения энергоблока. Температура газов за ШПП практически изменяется так же, как и перед ШПП.
Ротор среднего давления турбины укорачивается всего на 0,2, ротор высокого давления на 0,5 мм, а расширение ротора низкого давления происходит от 1,1 до 0,6 мм, т. е. расширения роторов турбины далеко не достигают предельных значений.
Температуры металла корпусов ЦВД и ЦСД почти не изменяются и соответственно находятся на уровне примерно 460— 468 и 524° С. Температура металла перепускных труб высокого давления сохраняется почти постоянной (500—505° С), а температура металла перепускных труб среднего давления снижается от 515 до 474° С.
Максимальные разности температур верхней и нижней образующих в зоне камер регулирующей ступени ЦВД и ЦСД не превышают 25—28° С при всех сбросах. Вибрация при нагружении турбины не превышает допустимых норм.
После 24 мин работы энергоблока на нагрузке собственных нужд была произведена растопка котла и начато нагружение энергоблока до 125 МВт в течение 14 мин, а дальнейшее нагружение осуществлялось согласно графику электрических нагрузок ГРЭС.
Таким образом, режимы перевода энергоблока на нагрузку собственных нужд при отключении генератора от сети с погашением котла можно рекомендовать в эксплуатацию энергоблоков 200 МВт с котлом ТП-100. Аккумулированная в котле теплота обеспечивает работу энергоблока на нагрузке собственных нужд в течение 15-20 мин при допустимом снижении температуры свежего пара и пара промперегрева, а также температур металла основных элементов котла и турбины. Для подготовки котла к следующей растопке и быстрого нагружения энергоблока достаточно 10 мин.
После кратковременного (на 15—20 мин) останова последующее нагружение энергоблока до номинальной нагрузки 200 МВт может быть проведено за 20-25 мин при допустимых скоростях прогрева основных элементов котла и трубимы. Аналогичные результаты получены и на других энергоблоках 200 МВт с котлами, например, ТП-64 и турбинами К-200-130-1 [146].
По результатам исследований удержание турбиной нагрузки собственных нужд возможно в течение примерно 15 мин при отключении генератора от сети и погашении котла за счет теплоты, аккумулированной в котле. Дальнейшие пуск и нагружение энергоблока не вызывают трудностей.
