Развитие отечественной энергетики начиналось с ввода энергоустановок относительно небольшой мощности с поперечными связями котлов. Начиная с 1955—1960 гг вновь вводимые ТЭС большой мощности строились по блочной схеме котел — турбина — генератор, при этом энергоблоки компоновались как с однокорпусными, так и с двухкорпусными котлами, которые принято называть соответственно моно- и дубль-блоками.
Основное преимущество последних заключалось в возможности несения энергоблоком 50% номинального значения нагрузки при отключении одного из корпусов котла, однако это приводило к усложнению схемы паропроводов в связи с необходимостью установки дополнительных запорно-регулирующих органов и к удорожанию энергоблока в целом. В дальнейшем опыт эксплуатации показал, что по основным показателям, таким, как коэффициенты использования максимальной нагрузки Смакс и установленной мощности Кисп, надежности и готовности, в работе моно- и дубль-блоков существенных отличий нет. В этой связи при проектировании более мощных энергоблоков 500—800 и 1200 МВт, как правило, разрабатывались однокорпусные котлы [6, 9, 20, 32—36].
Рассмотрим режимы работы энергоблоков в стационарных условиях.
Режим работы энергоблоков с номинальным давлением свежего пара.
Относительно длительное развитие энергетики на основе строительства ТЭС с поперечными связями между котлами способствовало использованию традиционных способов регулирования мощности — поддержания номинального давления пара перед турбиной во всем диапазоне нагрузок. Регулирование мощности при этом осуществлялось путем изменения положения регулирующих клапанов турбины.
С вводом в эксплуатацию энергоблоков программа регулирования мощности при постоянном давлении свежего пара перед регулирующими клапанами турбины также получила широкое распространение [38, 39].
В дальнейшем было установлено, что главным недостатком регулирования мощности при р = const является то, что независимо от нагрузки энергоблока давление свежего пара перед регулирующими клапанами турбины постоянное, равное или близкое к номинальному значению.
Поддержание р = const при частичных нагрузках приводит к появлению дополнительных потерь теплоты из-за дросселирования пара в регулирующих клапанах турбины, к ухудшению ее надежности и маневренности в связи с изменением температурного режима металла турбины. Поэтому режим работы энергоблока при номинальном давлении пара на частичных нагрузках в настоящее время применяется в основном на тех энергоблоках, где оборудование не приспособлено для работы на скользящем давлении.
В то же время переход на блочную компоновку ТЭС открыл принципиально новые возможности организации режимов работы энергоблоков.
Режим работы энергоблоков на скользящем давлении среды.
Еще в начале 30-х годов был предложен один из способов регулирования мощности турбины при полностью открытых регулирующих клапанах и переменном давлении пара p = var [19, 40]. В дальнейшем в многочисленных исследованиях [41—50, 89, 95, 165 и др.] была показана целесообразность применения скользящего давления для режимов работы энергоблоков на частичных нагрузках. Этот режим организуется таким образом, что в рабочем диапазоне нагрузок начиная с определенного значения положение регулирующих клапанов турбины не изменяется (часть регулирующих клапанов турбины открыта полностью), при этом давление свежего пара перед турбиной изменяется в соответствии с изменением производительности питательных насосов. Регулирование производительности котла осуществляется основными питательными насосами.
Со снижением нагрузки энергоблока уменьшается давление пара перед турбиной, что приводит к некоторой потере приемистости энергоблока. Поэтому выбор варианта работы энергоблока на скользящем давлении (количество открытых полностью регулирующих клапанов турбины) производится с учетом надежности, экономичности и приемистости последнего. Для повышения приемистости на частичных нагрузках целесообразно использовать и другие способы форсировки турбины, например отключение части подогревателей [134, 144], форсировку котла одновременно с отключением подогревателей высокого давления и открытием регулирующих клапанов турбины [115] и т. д.
Перевод энергоблока сверхкритических параметров пара в режим скользящего давления сопровождается одновременным снижением давления среды в радиационных и конвективных поверхностях нагрева. При снижении давления среды ниже критического в экранах котла появляется экономайзерная, испарительная и перегревательная зоны, а поверхности нагрева работают в нерасчетных режимах.
Рис. 1.7. Изменение в t—h-диаграмме состояния среды по пароводяному тракту прямоточного котла ТГМП-314 энергоблока 300 МВт в режиме номинального и скользящего давления среды при различных нагрузках:
1 — экономайзер; 2 —НРЧ; III - ПСКШ и СРЧ; IV ВРЧ; V — ПЭ и ЭПК, VI и VII — ШПП 1 и 11 ступеней; VIII—КПП-ВД, 1 — нагрузка энергоблока 300 МВт, рвз = 27 МПа; 2— нагрузка энергоблока 150 МВт. рвз=16 МПа; 3- нагрузка энергоблока 100 МВт. риз=11,5 МПа
На рис. №.7 в качестве примера приведено в / -Л-диаграмме изменение состояния среды по пароводяному тракту прямоточного котла энергоблока 300 МВт в режимах номинального и скользящего давлений. Как видно из графика, с изменением нагрузки изменяются и величины экономайзерной, испарительной и перегревательной зон, причем в испарительную зону попадают НРЧ и ПСКШ, а в перегревательной зоне работают ВРЧ и часть СРЧ.
Со снижением нагрузки на скользящем давлении среды увеличивается тепловосприятие испарительной зоны и уменьшается экономайзерной и перегревательной, а начало зоны кипения среды перемещается ближе к входным поверхностям нагрева котла, при этом в экранах котла могут возникнуть недопустимые нарушения их теплового и гидравлического режимов, что может привести к повреждению экранных труб котла.
Режим работы энергоблоков с комбинированным давлением среды.
Анализ работы энергоблоков на скользящем и постоянном давлениях среды показывает, что в ряде случаев для повышения надежности работы радиационных экранов котла целесообразно поддерживать в испарительном тракте котла сверхкритическое давление, а в перегревательном скользящее.
Рис. 1.8. Схема размещения дополнительного дроссельного клапана в тракте прямоточного котла при переводе энергоблока в режим комбинированного давления среды:
Рис. 1.9. Термодинамические процессы в котле ТГМП 314 и располагаемые энтальпии в ЦВД турбины К-300-240 ПО ЛМ3 при нагрузке энергоблока 80 МВт в режимах номинального и комбинированного давлений среды;
1(а, в, с, d,е) процесс работы энергоблока в режиме с номинальным давлением среды во всем тракте; 2 (а, а', с’, d', е) процесс работы энергоблока в режиме с комбинированным давлением среды во всем тракте
1 (а,в,с,д)- испарительная поверхность нагрева, 2 — перегревательная поверхность нагрева; 3 — ВЗ, 4-6 дроссельные клапаны, 7 ВС, 8 — дополнительно установленный дроссельный клапан
Такой режим работы энергоблока на частичных нагрузках принято называть режимом с комбинированным давлением среды [51]. Главным преимуществом режима работы котла с комбинированным давлением среды является возможность расширения регулировочного диапазона нагрузок энергоблока. Для реализации таких режимов необходима тщательная проверка надежности работы узла встроенного сепаратора. При внедрении режимов в промышленную эксплуатацию в целях повышения эффективности работы энергоблока и надежности работы ВС можно установить в тракте котла после ВЗ дополнительно дроссель, с помощью которого на частичных нагрузках можно поддерживать номинальное или близкое к нему давление среды (рис. 1.8)
Термодинамические процессы в прямоточном котле и располагаемые энтальпии в турбине при различных режимах работы энергоблока приведены на рис. 1.9. Рассмотрим режимы работы энергоблоков в пусковых условиях.
Пуски установок ТЭС на номинальных параметрах пара.
Первые пуски турбины, как известно, производились на номинальных параметрах пара, т. е. после достижения номинальной температуры и давления пара, а период пуска составлял десятки часов. Так, например, первоначальные пуски энергоблоков 100 МВт из холодного состояния по заводским инструкциям длились 14—18 ч [38, 39, 52].
Длительный пуск в значительной степени обусловливался прогревом турбины и медленным подъемом ее нагрузки (независимо от операций, связанных с растопкой котла и прогревом паропроводов, предшествующих пуску турбины). Однако пуски оборудования малой мощности на номинальных параметрах приводили к малым потерям теплоты. С ростом единичных мощностей энергоблоков пуски на номинальных параметрах пара сопровождаются большими по абсолютному значению потерями топлива, электроэнергии и стороннего пара [38, 53, 54, 55]. К тому же такие режимы пусков не смогли обеспечить достаточную маневренность оборудования.
Поэтому с одновременным ростом единичных мощностей велись исследования по совершенствованию режимов пусков и остановов оборудования [53 -59, 62—68, 74, 81, 83, 84 и др.].
Пуски энергоблоков на скользящих параметрах пара.
Разработанные в ЛоЛПИ и предприятии Южтехэнерго пуски оборудования на скользящих параметрах пара [64] получили в дальнейшем широкое распространение в СССР [27, 65—71, 74, 80, 90, 153 и др.]. Начались масштабные исследования рациональных режимов пусков на скользящих параметрах пара [38, 52— 54, 57, 59, 74, 81 и др.).
Основным отличием и преимуществом пусков оборудования на скользящих параметрах пара является то, что процесс прогрева металла паропроводов, турбины и собственно экранов котла совмещается по времени с пусковыми операциями, при этом толчок ротора турбины производится намного раньше, а включение генератора в сеть осуществляется при получении так называемых толчковых параметров пара (давления и температуры), значения которых намного ниже номинальных. После включения генератора в сеть нагружение оборудования производится с повышением давления и температуры пара, т. е. на скользящих параметрах, при одновременном прогреве элементов энергоблока.
Пуски энергоблоков на скользящих параметрах среды во всем тракте.
В целях дальнейшего совершенствования пусковых режимов и повышения экономичности энергоблоков на сверхкритические параметры пара предложен способ пуска на скользящих параметрах среды во всем тракте с исключением фиксированного этапа перехода на номинальное давление свежего пара [5, 86]. Начало пуска производится на сепаратном режиме при закрытой ВЗ с дросселированием в тракте. Особенностью пусков является поддержание скользящего давления среды вместо номинального в пароводяном тракте котла до ВЗ, а регулирование расхода воды на котел осуществляется питательным насосом.
Для реализации возможности пуска энергоблоков на скользящем давлении среды во всем тракте необходимо обеспечить надежность работы в этом режиме всего оборудования и в первую очередь котлов, а также в целях повышения маневренности совершенствовать схемы, обеспечивающие работу энергоблока в пусковых режимах на ПТН.
Основные моменты технологии пуска энергоблока с прямоточным котлом на скользящих параметрах среды во всем тракте заключаются в том, что после установления растопочного расхода питательной воды давление среды перед ВЗ выбирают таким, чтобы после получения необходимых параметров пара перед ВЗ, не изменяя давление среды, можно было бы ее открыть и дальнейшее нагружение энергоблока производить со скользящими параметрами во всем тракте на прямоточном режиме. Например, при р-вз = 13 МПа температура среды перед ВЗ должна быть около 330° С, а степень сухости в поверхностях после ВЗ х = = 0,94- 1,0.
Положение регулирующих клапанов турбины первоначально целесообразно выставить в положение наибольшей экономичности работы оборудования на частичных нагрузках, например в положение, при котором они находятся в режиме скользящего давления среды. Такой способ пуска энергоблоков упрощает технологию пуска, снижает расход электроэнергии или стороннего пара на привод питательного насоса, повышает маневренность энергоблока в пусковых режимах.
Пуски энергоблоков на питательном турбонасосе.
Независимо от способа пуска энергоблока актуальным является пуск энергоблока на ПТН. Целесообразность пуска на ПТН обоснована, в первую очередь, возможным повреждением ПЭН, а также некоторыми экономическими соображениями. Пуск энергоблока на ПТН возможен на основании разработки схемных решений, обеспечивающих в начальный период пуска подачу пара на турбопривод от стороннего источника.
Для мощных энергоблоков в этой связи используется пар давлением 1,3 МПа [5]. Отработавший пар в турбоприводе подают в конденсатор турбины. После включения энергоблока в сеть открывается задвижка от отбора турбины к турбоприводу. При достижении энергоблоком нагрузки, достаточной для питания
паром турбопривода из соответствующего отбора, задвижка на линии подачи пара к турбоприводу из магистрали 1,3 МПа закрывается. Затем открывается задвижка на отводе отработавшего пара турбопривода в соответствующий отбор турбины и закрывается задвижка на линии отвода отработавшего пара в конденсатор.
