До какой нагрузки разгружается энергоблок при отключении одного дутьевого вентилятора

Обновлено: 28.03.2024


ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА ПЕРЕГРУЗОЧНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЭНЕРГОБЛОКОВ ЗА СЧЕТ ОТКЛЮЧЕНИЯ ПВД
Для получения пиковой мощности путем отключения ПВД практически не требуется подготовки основного и вспомогательного оборудования, поскольку все элементы энергоблока находятся в рабочем состоянии. Не требуется также дополнительных пусков, а следовательно, и увеличения расхода топлива и численности эксплуатационного персонала на пуски. Переходный процесс при увеличении мощности энергоблоков за счет отключения ПВД определяется минутами. Поэтому с этой точки зрения использование мощных энергоблоков в пиковых режимах предпочтительнее по сравнению с использованием энергоблоков даже с пиковыми газотурбинными установками или со специальными пиковыми паросиловыми установками.
В настоящее время выявлены дополнительные мощности на энергоблоках 200—300 МВт, теоретически обоснована целесообразность привлечения паротурбинных установок мощностью до 1000 МВт в режимы перегрузок. Одновременно ведутся дальнейшие разработки по оптимизации проектируемых энергоустановок с учетом работы их в указанных режимах 5, 127,134,136, 137.
Следует также отметить, что по использованию режимов перегрузок с отключенными ПВД существуют диаметрально противоположные мнения. Основной причиной отказа от использования перегрузок за счет отключения ПВД является снижение надежности работы ПВД в режимах частых их отключений, а также экономичности энергоблоков. Так, например, при перегрузке энергоблоков 300 МВт на 50 МВт за счет отключения всей группы ПВД удельный расход теплоты увеличивается на 350— 370 кДж на 1 кВт-ч.
В качестве примера рассмотрим получение пиковой мощности на энергоблоках 300 МВт с котлом ТГМП-314 и турбиной К-300-200 ПО ЛМЗ. Изменение режима работы энергоблока проводилось за счет последовательного отключения ПВД-8,7 и 6 с выдержкой времени после каждого отключенного ПВД. Одновременно с отключением ПВД осуществлялась форсировка топки, т. е. увеличивалась тепловая нагрузка котла выше номинального значения, при этом поддерживались на выходе из котла расчетные параметры пара и промежуточного перегрева пара. Согласно рекомендациям заводов-изготовителей при определении максимально длительной нагрузки необходимо учитывать следующие условия обеспечения критериев надежности, в том числе и для энергоблоков 300 МВт: надежная работа поверхностей нагрева котлов должна обеспечиваться за счет поддержания соответствующих температур металла и среды по пароводяному тракту; для турбин максимальное давление в камере регулирующей ступени, которое не должно превышать для турбины К-300-200 ПО ЛМЗ 18,5 МПа, за ЦВД — 5,3 МПа, за ЦСД — 0,303 МПа.
Установлено [125, 128, 135], что максимальная нагрузка энергоблока 300 МВт при включенных ПВД составляет 315 МВт, т. е. располагаемую мощность энергоблока можно увеличить в среднем на 5%. Поэтому за исходные нагрузки в режимах перегрузок энергоблока приняты номинальная и нагрузка 315 МВт, что соответствует теплопроизводительности котла 710 и 755 МВт. При отключении ПВД-8 при исходной номинальной нагрузке электрическая мощность энергоблока увеличивается в среднем на 12—14 МВт, при этом температура питательной воды понижается с 274 до 245° С. Расход мазута на котел возрастает на 0,85 кг/с. При исходной нагрузке энергоблока 315 МВт с включенной схемой регенерации отключение ПВД-8 вызывает повышение электрической мощности энергоблока до 330 МВт. Температура питательной воды снижается на 26° С (с 276 до 250° С). Расход топлива (мазута) на котел по сравнению с его расходом при номинальной нагрузке энергоблока увеличивается примерно на 2,1 кг/с.
Режим работы турбины К-300-200 ПО ЛМЗ при нагрузке 330 МВт с отключенным подогревателем характеризуется устойчивостью основных показателей надежности. Температура рабочих колодок упорного подшипника, температура баббита упорных подшипников, вибрация их, осевой сдвиг ротора турбины не превышают при этом допустимых значений и практически остаются постоянными во всех режимах. Температура отработавшего пара на выхлопах в конденсатор при нагрузке 330 МВт с отключенным подогревателем несколько возросла по сравнению с нагрузкой 300 МВт вследствие увеличения расхода пара в конденсатор при неизменном расходе охлаждающей воды. Замечаний по работе основного и вспомогательного оборудования энергоблока в процессе длительной его эксплуатации при таком режиме не было. Уровни дренажа греющего пара в регенеративных подогревателях не превышают допустимых. Давление пара в камере регулирующей ступени турбины 18,45 МПа, а давление промежуточного перегрева пара возросло на 0,64 МПа по сравнению с давлением того же пара при номинальной нагрузке энергоблока с включенной схемой регенерации и составляет 4,56 МПа.
Поэтому отключение ПВД-8 при исходной нагрузке энергоблока 315 МВт, что соответствует теплопроизводительности котла 755 МВт, наиболее эффективно для максимального подъема мощности энергоблока.
Отключение ПВД-7 проводилось при отключенном ПВД-8 и электрической нагрузке блока 330 МВт. Температура питательной воды при этом снизилась на 46° С (с 250 до 204° С). Для поддержания расчетной температуры среды за ВРЧ (в контролируемой точке) и соответственно температуры пара за котлом расход мазута по сравнению с расходом при отключении ПВД-8 увеличился на 0,73 кг/с и составил 21,8 кг/с. Однако из-за возникших ограничений по максимальной производительности тягодутьевой установки (дымососов) необходимо было разгрузить котел по расходу питательной воды на 10 кг/с (с 270 до 260 кг/с). Электрическая нагрузка энергоблока при этом составила примерно 337 МВт. Давление промежуточного перегрева пара на входе в котел увеличилось до 5 МПа и находилось ниже предельно допустимого значения (5,3 МПа).
Параметры, характеризующие надежность турбоустановки К-300-240 в режиме с двумя отключенными ПВД, соответствуют допустимым. Абсолютное давление пара в шестом отборе составляет 0,22 МПа (допустимое 0,265 МПа). В связи с возросшим расходом пара через ЦСД и ЦНД турбины увеличиваются осевые усилия, воспринимаемые рабочими колодками упорного подшипника турбины. Вследствие этого температура рабочих колодок упорного подшипника также увеличивается на 2—3° С по сравнению с нагрузкой 300 МВт при полностью включенной регенерации. Изменения вибрации опорных подшипников турбины К-300-240 и температуры баббита при нагрузке 337 МВт с двумя отключенными ПВД по сравнению с номинальным режимом не наблюдается. Уровни в подогревателях низкого давления не превышают допустимых. В связи с большим расходом дренажа греющего пара из ПНД-2 необходимо включать в работу второй сливной насос ПНД-2. Поскольку возникают ограничения по максимальной производительности тягодутьевой установки, дальнейшее отключение ПВД-6 проводилось, в первую очередь, для выявления надежности работы котла и энергоблока в целом.
При отключении ПВД-6 температура питательной воды снизилась с 204 до 167° С, что привело к некоторому снижению температуры газов за экономайзером, а следовательно, и к появлению резерва по производительности дымососов. Расход мазута увеличился до 21,95 кг/с, однако из-за недостаточного увеличения расхода топлива котел был разгружен но расходу питательной воды с 260 до 250 кг/с. Электрическая нагрузка энергоблока при этом составила 339—340 МВт.
Давление промежуточного перегрева пара на входе в котел уменьшается по сравнению с давлением того же пара при отключении ПВД-8 и 7 на 0,98 МПа из-за снижения расхода питательной воды.
Зависимость основных параметров энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-314 при последовательном отключении ПВД-8,7 и 6 показана на рис. 4.7 За исходную нагрузку энергоблока принята номинальная, однако при отключении ПВД-8 проводилась форсировка топки с одновременным увеличением расхода питательной воды на котел, пока давление пара в камере регулирующей ступени турбины достигнет 18,5 МПа. Это позволило получить электрическую нагрузку 330 МВт без предварительного увеличения мощности энергоблока до 315 МВт и теплопроизводительности котельной установки до 755 МВт при включенной схеме регенерации.
Для сравнения полученных экспериментальных данных с расчетными в табл. 4.2 приведены основные расчетные данные энергоблока 300 МВт при нагрузке 300 МВт с включенными ПВД (режим I) и при последовательном отключении ПВД-8, 8 и 7, 8,7 и 6 (соответственно режимы II, III и IV)
В режимах II, III и IV энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-314 относительное увеличение расхода топлива на выработку дополнительной мощности без учета ограничений по максимальной производительности дымососов соответственно равно 4, 14 и 21%.

Рис. 4.7 Изменение основных параметров котла ТГМП-314 (а) и ТГМП-324 (б) энергоблоков 300 МВт при перегрузках за счет отключения Г1ВД;
1 — электрическая мощность энергоблока; 2- температура питательной воды; 3 — давление топлива (мазута) в магистрали; 4 — то же перед котлом; 5 — расход мазута на котел; /- отключение ПВД-8; //- отключение ПВД-7; III — отключение ПВД-6

При продолжительном использовании дополнительной мощности, например 500 ч/год, расход топлива на котел соответственно увеличивается на 0,3; 1 и 1,5%. Из указанного следует, что столь малые увеличения расхода топлива не требуют дополнительных капиталовложений на реконструкцию схем топливоподачи. С увеличением расхода топлива в топку котла увеличивается теплонапряжение сечения топки, топочного объема и температуры газов по тракту.


Таблица 4.2. Основные расчетные параметры энергоблока 300 МВт в режимах перегрузок


Теплонапряжение сечения топки и топочного объема при отключении трех ПВД для котла ТГМП-314 энергоблока 300 МВт повышается примерно на 15—16%, а температура газов за шпп и за КПП НД I ступени — соответственно на 40 и 30° С. При этом отношение расхода теплоты (брутто) к полной электрической мощности энергоблока QK/N составляет примерно 2,4, а к дополнительной 2,9.
Испытания энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-324 показали, что при отключении ПВД-8 и ПВД-7 с исходной номинальной нагрузкой перегрузка энергоблока составила 30 МВт, т. е. мощность энергоблока была повышена до 330 МВт. Дальнейшее увеличение мощности энергоблока ограничилось недостаточной производительностью ДВ, в связи с чем мощность энергоблока была снижена до 320 МВт (рис. 4.7). При этой нагрузке режим был стабилизирован и обеспечена перегрузка энергоблока [134, 139—141].
Для сопоставления полученных данных на различном оборудовании на рис. 4.8 показано изменение основных параметров работы энергоблоков 300-800 МВт при отключении ПВД, а на рис. 4.9 — изменение их экономичности. Как следует из графиков, характер, а также относительное изменение приведенных параметров котлов энергоблоков при отключении ПВД отличаются незначительно. Теплонапряжение топочного объема для котлов ТПП-200 и ТПП-210 при отключении трех ПВД повышается примерно на 20%, температура на выходе из топки увеличивается на 60° С, расход теплоты (брутто) к полной электрической мощности энергоблока составляет 2,38, к дополнительной 3,15, т. е. несколько выше, чем для энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314. Несмотря на тепловую перегрузку котлов, радиационные поверхности нагрева, особенно экраны НРЧ, работают в более благоприятных условиях, чем при номинальной нагрузке или в режимах перегрузки с включенными ПВД, так как снижение температуры питательной воды, а следовательно, и среды по тракту котла сказывается в большей степени, чем снижение его тепловой перегрузки.
Снижение температуры среды по пароводяному тракту котла при прочих равных условиях увеличивает коэффициенты температуропроводности и теплопроводности металла поверхностей нагрева, а значит, повышает надежность работы последних.
В то же время работа котлов в режиме тепловых перегрузок приводит к изменению температуры газов по их тракту. Увеличение температуры газов в конвективных поверхностях нагрева, а также их скорости вследствие подачи в топку дополнительного количества топлива и воздуха способствует повышению тепловосприятия в конвективных поверхностях нагрева. Поэтому при тепловых перегрузках котлов для поддержания расчетных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличивать расход воды на впрыски.

Рис. 4.8. Изменение температуры газов в поворотной камере и за КПП ВД (а), теплонапряжения топочного объема (б), теплонапряжения сечения топки (в), температуры питательной воды (г) при отключении ПВД:
Ном режим номинальной нагрузкой; / -/// — последовательные отключении соответственно ПВД № 8, 7 и 6; Нам исходное состояние
Рис. 4.9. Приращение мощности энергоблоков 300 МВт и относительных расходов теплоты при последовательном отключении ПВД № 8, 7 и 6:
I -относительный расход теплоты (брутто) по полной мощности энергоблока; 2- то же по дополнительной мощности; 3- дополнительная мощность; Ном, /— /// — см. рис. 4.8

При трех отключенных ПВД расход воды на аварийные впрыски по сравнению с расходом воды в номинальном режиме работы котла ТГМП-314 с включенными ПВД увеличивается примерно на 3,3 кг/с. Однако регулирование температуры пара и промежуточного перегрева пара во всех режимах не вызывает затруднений и осуществляется впрысками. Некоторое увеличение температуры газов в зоне экономайзера и снижение температуры питательной воды в режимах перегрузки энергоблоков при отключении ПВД увеличивают коэффициент теплопроводности металла труб экономайзера и тепловосприятия последнего.


Рис. 4.10. Изменение энтальпии питательной воды в экономайзере котлов энергоблоков 300 -800 МВт:

1 — котел ТПП-200; 2- ТПП-210; 3-ТГМП314. Ном, см. рис 4 8

Для различных типов котлов изменение тепловосприятия экономайзеров и последующих поверхностей нагрева при тепловой перегрузке котла не одинаковое (рис. 4.10) Например, для котлов ТГМП-314 увеличение тепловосприятия экономайзера при отключении трех ПВД по сравнению с тепловосприятием экономайзера в номинальном режиме работы котла с включенными ПВД составляет 100 кДж/кг, для котлов ТПП-210 и ТПП-200 — соответственно 150 и 235 кДж/кг Увеличение тепловосприятия экономайзера благоприятно влияет на работу последующих поверхностей нагрева.
В наиболее тяжелых условиях при отключении ПВД и снижении при этом температуры питательной воды находятся питательные трубопроводы и экономайзер. Однако при последовательном отключении ПВД быстродействие приводов задвижек на отборах турбины равно 8 мин, следовательно, скорость изменения температуры питательной воды составляет 13е С/мин. Благодаря аккумулирующей теплоте в металле трубопроводов и экономайзере скорость изменения температуры уменьшается. Расчет возникающих дополнительных напряжений на внутренних поверхностях трубы свидетельствует о достаточной надежности трубопроводов питательной воды в указанных режимах работы котла. Расчеты для котлов ТПП-210, ТПП-200 и других, выполненные в НПО ЦКТИ им. И. И. Ползунова, также свидетельствуют о достаточной надежности работы питательных трубопроводов при умеренном изменении температуры питательной воды в связи с отключением ПВД.
Снижение температуры уходящих газов в режиме перегрузки энергоблока повышает КПД котла (брутто) в основном за счет уменьшения потерь теплоты с уходящими газами q2. Для котлов энергоблоков 300 МВт = 0,3 4-0,6%.
Таким образом, по условиям надежности работы котла, турбины и вспомогательного оборудования действующие энергоблоки можно привлекать для покрытия пиков электрических нагрузок энергосистем, при этом наиболее экономичным вариантом получения дополнительной мощности является вариант при отключении (верхнего) ПВД-8 (с максимальной перегрузкой котла по питательной воде). В случае необходимости получения более высокой дополнительной мощности целесообразны варианты отключения всех ПВД по пару или их байпас по обводной линии.

Читайте также: