УЧАСТИЕ ВОРОШИЛОВГРАДСКОЙ ГРЭС В РЕГУЛИРОВАНИИ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В. И. ТЕКУШИН (Ворошиловоградская ГРЭС)
«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974. с. 163—166.
Указано, что при установленной мощности 2 300 МВт электростанция в паводковый период в ночные часы разгружается до 1 000 МВт. Одним из действенных методов, расширяющих регулировочный диапазон ГРЭС, является применение моторного режима работы турбоагрегатов.
Дано описание моторного режима на турбоагрегатах 100 и 200 МВт. Отмечается, что при снижении нагрузки на нерабочие дни целесообразно предусматривать останов котельного и турбинного оборудования на ГРЭС.
Структура Ворошиловградской ГРЭС: первая очередь — семь турбин по 100 МВт с поперечными связями, вторая очередь — восемь моноблоков с барабанными котлами и турбинами по 200 МВт.
Электростанция мощностью 2 300 МВт в ночные часы разгружается до 1 000 МВт, а в паводковый период (март, апрель, май) — до 800 МВт. В связи с этим Ворошиловградская ГРЭС, РЭУ, заводы-поставщики и научно-исследовательские институты проводят работы по повышению маневренности электростанции.
Одним из действенных методов повышения маневренности, особенно в часы ночных провалов нагрузки, является перевод турбогенераторов в моторный режим без расцепления соединительных муфт (режим синхронного компенсатора). При переводе турбогенераторов в моторный режим котлы гасятся и консервируются с исходным давлением среды. Продолжительность растопки котла после ночного провала нагрузки составляет 30—40 мин, а нагружения турбоагрегата 20—30 мин.
Во время капитального ремонта блок № 13 (котел ТП-100, турбина К-200-130) был также подготовлен для вывода в моторный режим, для чего турбина была оснащена контрольно-измерительными приборами и выполнена схема подачи небольшого количества пара для охлаждения проточной части цилиндров. Всего на турбине установлено 130 термопар.
Для более эффективного прогрева трубопроводов пара промперегрева при пуске блок оборудован РОУ-2 повышенной производительности (D=120 т/ч). Охлаждающий пар подается в ЦСД и ЦНД (рис. 1).
При работе турбины в моторном режиме ограничения по температуре, согласованные с ЛМЗ, определены на следующем уровне: температура металла направляющих лопаток 5-й и 9-й ступеней ЦВД не должна превышать 450, а 12-й ступени 400 °C;
температура лопаток 23-й ступени не должна превышать 300, а 26-й и 27-й ступеней 160—170 °C.
Критерии надежности работы турбины (относительное расширение, искривление роторов, осевой сдвиг, вибрация и т. д.) при проведении опытов не превышали допустимых величин, указанных в инструкции по пуску и обслуживанию турбоустановки.
Перевод блока в моторный режим и выход на активную нагрузку осуществляются в следующем порядке: блок разгружается в течение 30 мин до 110—120 МВт, отключаются ПВД по пару, подается охлаждающий пар в ЦСД и ЦНД, закрывается стопорный клапан и одновременно дается импульс на закрытие ТПЗ.
Рис. 1. Схема охлаждения проточной части турбины К-200-130 при работе генератора в моторном режиме.
1 — линия подачи пара «горячего» промперегрева от соседней турбины в отсосы передних уплотнений ЦВД и ЦСД; 2 — подача пара из уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/см2.
Через 1 мин 40 с, необходимых для закрытия ГПЗ, блок переходит в моторный режим. Котел консервируется. Избыточное давление в барабане во время перехода меняется на 5—7 кгс/см2. Время растопки котла и выхода блока на активную нагрузку определяется температурным состоянием и диспетчерским графиком нагрузки.
При работе в моторном режиме турбогенератор потребляет из сети мощность около 2,5 МВт. Реактивная нагрузка поддерживается от нуля до предельной величины в зависимости от напряжения на шинах. Результаты одного из опытов работы турбины К-200-130 в моторном режиме представлены на рис. 2.
По результатам работы блока в этом режиме (около 5—6 ч) можно сделать такие предварительные выводы:
а) турбина К-200-130 может работать в беспаровом режиме любое необходимое время согласно графикам нагрузки;
б), использование моторного режима исключает такую опасную в отношении прогиба роторов операцию, как толчок роторов и повышение частоты вращения при температуре ЦВД и ЦСД 450—500 °C;
в) исключается необходимость проведения предпусковых операции по турбине (что особенно важно в условиях, когда количество эксплуатационного персонала сокращено до минимума);
г) относительные перемещения роторов высокого и среднего давления, которые при пусках блоков из горячего состояния часто являются серьезным препятствием для своевременного пуска, при работе турбины в моторном режиме остаются в допустимых пределах.
Рис. 2. Работа турбины К-200-130 в моторном режиме.
t — температура направляющих лопаток по ступеням турбины, °C; I — останов турбины; II — открытие БРОУ; III — открытие РОУ; IV — стопорный клапан ЦСД открыт на 5 мм; номера кривых — ступени турбины.
Экономический эффект от использования моторного режима для блоков 200 МВт будет подсчитан после серии сравнительных пусков блока из горячего состояния и работы в этих режимах при различной их продолжительности.
Однако, несмотря на преимущества моторного режима, при снижении нагрузки в нерабочие дни более целесообразны остановы блоков, а также котлов и турбин первой очереди.
Для совершенствования режимов пуска блоков после 5—6 ч резерва выполнена подача пара от горячих линий промперегрева на уплотнения ЦВД и ЦСД (рис. 1).
Одним из направлений повышения маневренности оборудования ГРЭС является перевод котлов на сжигание мазута. На Ворошиловградской ГРЭС эксплуатируются четыре котла ТП-230, переведенных на сжигание мазута с применением плоскофакельных горелок конструкции ЦКТИ — ТКЗ — Ворошиловградской ГРЭС.
При сжигании мазута допустимо более глубокое снижение паропроизводительности котла (до 90—100 т/ч). Это — важный показатель для первой очереди и в целом для электростанции, работающей в переменной части диспетчерского графика нагрузок.
