Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ, РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
Обследование стационарных и пусковых режимов работы около 100 энергоблоков мощностью- 160, 200, 300 и 800 МВт на 18 электростанциях европейской части СССР показало, что указанные режимы даже на однотипных энергоблоках электростанций различны.
Это происходит как из-за трудностей, связанных с недостаточно надежной работой отдельной арматуры, несовершенством отдельных узлов основного и вспомогательного оборудования, так и из-за недостаточно эффективной организации стационарных и пусковых режимов.
Для обеспечения эффективной работы энергоблоков в стационарных режимах, а также рационализации режимов пусков и остановов необходимо постоянно совершенствовать тепловые схемы энергоблоков, своевременно использовать типовые решения и новые разработки.
К основным мероприятиям по совершенствованию стационарных и рационализации пусковых режимов необходимо отнести следующие.
На всех электростанциях на основании типовых инструкций применительно к своему оборудованию с учетом особенностей тепловых схем конкретизировать инструкции по эксплуатации энергоблоков. На блочных щитах управления должны быть графики-задания или режимные карты пусков из различных тепловых состояний и остановов энергоблоков.
Для улучшения контроля за работой оборудования в пусковых режимах необходимо установить на блочных щитах управления пусковые регистраторы с выводом на них представительных параметров, определяющих в основном ход пуска. Рекомендуемый перечень точек замеров для пусковых регистраторов энергоблоков 160, 200, 300 и 800 МВт приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2. Количество измерений (шт.) температур оперативными пусковыми регистраторами

* Энергоблоки с барабанными котлами.

В целях ведения персоналом необходимых записей о своевременности проведения пусковых операций и выдерживании пусковых параметров необходимо применять специальные пусковые ведомости или сетевые графики пусков. Для нормальной работы энергоблоков в пусковых режимах следует оптимизировать работу растопочного мазутного узла.
Температуру подогрева мазута необходимо поддерживать согласно норм ПТЭ, при этом давление мазута перед форсунками при одновременной растопке нескольких котлов должно быть оптимальным. Форсунки на котлах должны использоваться только проверенные по производительности, дисперсности и углу раскрытия струи. Управляться они должны дистанционно, при необходимости расход мазута увеличивается до 50% номинальной тепловой нагрузки котла.
Прямоточные котлы должны быть оборудованы шиберными клапанами на паропроводах после ВС, что позволит повысить надежность растопки котлов из неостывшего состояния. На ряде энергоблоков следует усовершенствовать дренажную систему радиационных и конвективных поверхностей нагрева. На энергоблоках с барабанными котлами с недренируемыми пароперегревателями свежего пара следует установить продувку пароперегревателя сечением до 10% сечения главных паропроводов для сброса влажного пара и водяных пробок из пароперегревателя в атмосферу помимо главных паропроводов.
Необходимо установить пусковые впрыски для регулирования температуры свежего пара за котлом при пусках, выполнив подачу воды на впрыски с регулируемым давлением.
На энергоблоках с прямоточными котлами для поддержания на требуемом уровне и регулирования температуры пара промперегрева следует выполнить байпасные паропроводы промежуточного пароперегревателя или установить пусковые впрыски.
Необходимо реконструировать схемы дренажей и продувок главных паропроводов свежего пара и промперегрева, а также пароперепускных труб высокого и среднего давлений турбин для обеспечения нормального прогрева всех участков паропроводов и других элементов оборудования и предотвращения забросов воды на горячие детали, увеличить сечение некоторых сбросных трубопроводов, например, до Dy 250 мм двух ниток сброса пара из паропроводов горячего промперегрева перед защитными клапанами турбины в конденсатор и клапана РОУ подачи свежего пара на прогрев промперегрева (моноблоки 200 МВт), ликвидировать недренируемые участки (петли) главных паропроводов. При этом привод общих вентилей дренажей паропроводов свежего пара и пара промперегрева должен быть дистанционным.
Для повышения надежности работы действующих турбин необходимо:
смонтировать и использовать устройства для обогрева фланцев и шпилек ЦСД турбин К-200-130 и К-300-240 ПО ЛМЗ;
смонтировать и использовать новые устройства для обогрева фланцев и шпилек ЦВД и ЦСД турбин К-300-240 ПОАТ ХТЗ;
улучшить термоизоляцию стопорных и регулирующих клапанов среднего давления, а также пароперепускных труб высокого и среднего давлений, с тем чтобы уменьшить разность скоростей остывания этих частей турбины и ее цилиндров;
смонтировать и использовать устройства для охлаждения последних ступеней турбины и выхлопного патрубка;
смонтировать паропроводы для подачи на передние уплотнения ЦВД турбин пара с температурой 350—400 С при пусках после остановов продолжительностью 30 ч и менее.
К основным резервам сокращения продолжительности пусков действующих энергоблоков с обеспечением максимальной утилизации сбросного пара необходимо отнести следующие мероприятия:
разработать и внедрить средства автоматизации основных пусковых операций, обеспечивающих оптимизацию пусковых режимов;
существенно повысить плотность котлов и отключающих шиберов по воздуху и дымовым газам, чтобы уменьшить вентиляцию, а следовательно, и охлаждение котла при простоях;
обеспечить возможность смены воды в барабанных котлах перед началом растопки на воду с температурой до 100° С; перевести дубль-блоки в режим работы моноблока; оборудовать прямоточные котлы средствами, позволяющими снижать растопочный расход воды в пусковых режимах;
обеспечить возможность подачи при пусках горячего пара с температурой до 450° С на передние уплотнения роторов высокого и среднего давлений турбин К-200-130 и К-160-130;
увеличить пропускную способность РОУ для прогрева промперегрева подачей свежего пара до 20—25% номинальной производительности котла при номинальных параметрах свежего пара в целях интенсификации прогрева тракта промперегрева;
установить раздельные пароприемные устройства для свежего пара и пара промперегрева, сбрасываемых в конденсатор;
разработать конструкцию предохранительных клапанов среднего давления, исключающих пропуск воздуха при создании разрежения в тракте промперегрева;
разработать схему и устройства для представительного замера растопочного расхода питательной воды прямоточных котлов в диапазоне 15—40% номинальной нагрузки и для котлов, оборудованных средствами циркуляции среды, в диапазоне нагрузок 5—40% номинальной;
на энергоблоках с прямоточными котлами необходимо предусмотреть установку общестанционной автономной обессоливающей установки для очистки загрязненных конденсатов из бака грязного конденсата.

К основным мероприятиям по улучшению проектирования энергоблоков, предназначенных для работы в маневренном режиме, относятся следующие:
новые котлы должны проектироваться с учетом возможности их работы в широком диапазоне нагрузок 20—100% номинальной и при скользящем давлении среды во всем тракте котла;
котлы должны иметь полностью дренируемые поверхности нагрева, особенно это важно для пароперегревателей свежего пара, промежуточный пароперегреватель может быть недренируемым;
пылеугольные котлы с жидким шлакоудалением должны оборудоваться длиннофакельными мазутными горелками, расположенными в нижней части топки, для улучшения плавления шлака при низких нагрузках и для расшлаковки леток при их затягивании;
промежуточные пароперегреватели котлов целесообразно располагать в зоне умеренных температур газов, т. е. в виде конвективных ступеней;
для обеспечения расчетных параметров пара в широком диапазоне нагрузок и снижения температуры на выходе из топки при номинальной и близкой к ней нагрузках следует применять схемы рециркуляции дымовых газов в нижнюю и верхнюю части топки;
для энергоблоков 160, 200, 300, 500 и 800 МВт дымососы должны иметь двухскоростные электродвигатели или турбопривод;
отводы на БРОУ (РОУ) из главных паропроводов свежего пара должны располагаться на расстоянии не более 1,5 м от ГПЗ;
отводы пара на сброс в конденсатор из паропроводов горя чего промперегрева должны выполняться непосредственно из корпусов защитных клапанов;
парораспределение турбины при пусках должно работать как дроссельное для подачи пара через все регулирующие клапаны.

Рис. 6.7 Однобайпасная пусковая схема энергоблока утилизацией теплоты PC в режимах пуска:
1— котел, 2- паропровод, 3 — турбина; 4- паропроводы промперегрева; 5 — генератор; 6 — конденсатный насос; 7 — блочная обессоливающая установка; 8 — ПНД, 9 - деаэратор; 10— питательный насос; 11 — ПВД; 12 —линия сброса конденсата греющего пара из ПВД; 13  —  то же из ПНД; 14 - предохранительный клапан; 15 — трубопровод отбора пара; 16 — БРОУ, 17— новое РОУ
Рис. 6.8. Двухбайпасная пусковая схема энергоблока с утилизацией тепла PC в режимах пуска:
18 — РОУ (остальные обозначения см. на рис. 6.7)

Если это не удается обеспечить, необходимо установить либо полнопроходные пусковые клапаны взамен ГПЗ (перед ГПЗ), либо пусковые байпасы ГПЗ сечением около 100% сечения главных паропроводов для пусков турбины с полностью открытыми регулирующими клапанами;
регулирующие клапаны высокого и среднего давлений, расположенные вблизи цилиндров (на коротких патрубках), должны быть заизолированы заодно с цилиндрами турбины;
паровпуски ЦВД и ЦСД должны выполняться полностью симметричными, а паровпускные патрубки не должны проходить через фланцы горизонтального разъема цилиндров;
ЦВД и ЦСД турбин должны выполняться двухкорпусными (двухступенчатыми);
обогрев фланцев и шпилек наружных корпусов ЦВД и ЦСД должен осуществляться собственным паром турбины с автоматическим поддержанием давления греющего пара. Применение собственного пара позволяет использовать устройства обогрева также для расхолаживания цилиндров.
Тепловые схемы вновь проектируемых энергоблоков должны рассчитываться с учетом максимального использования теплоты растопочного (сбросного) пара.
На рис. 6.7 и 6.8 приведены соответственно однобайпасная и двухбайпасная пусковые схемы энергоблоков, обеспечивающие утилизацию теплоты сбросного пара путем подогрева питательной воды. Промывка паровых пространств ПВД и ПНД может быть осуществлена без дополнительных потерь теплоты на их отмывку. При использовании однобайпасной пусковой схемы предусматривается установка дополнительного РОУ (рис. 6.7), подключенного от паропровода перед БРОУ к паровому пространству ПВД. При пусках энергоблока растопочный пар из котла через дополнительное РОУ 17 направляется в ПВД, где, нагревая питательную воду, конденсируется и отводится через дренажную линию 12 в ПНД. Из ПНД конденсат сбросного пара, нагревая основной конденсат, охлаждается и через дренажную линию 13 направляется в конденсатор.
При двухбайпасной схеме паропровод с помощью специальной РОУ 17 соединяется с паровым пространством ПНД-8 (рис. 6.8). В режимах пуска энергоблоков растопочный пар из котла после промперегрева через специальное РОУ направляется в последний по ходу основного конденсата ПНД, в котором нагревает конденсат.
Дренаж греющего (сбросного) пара ПНД отводится через дренажные линии 13 в конденсатор, смешивается с основным конденсатом и направляется на обессоливающую установку. Одновременно с нагревом питательной воды в ПНД происходит и отмывка его поверхностей по паровой стороне.