КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ

Эксплуатационные режимы работы паровых котлов

Основной задачей эксплуатации котлов является обеспечение их дли­тельной надежной работы с максимальной экономичностью при соблюде­нии диспетчерского графика нагрузки.

График нагрузки электростанции обычно имеет ту или иную неравно­мерность. Различают суточный, недельный и сезонный графики нагрузки. Как правило, в утренние и вечерние часы суток наблюдаются пики нагруз­ки, а в ночное время происходит заметный ее спад. Существенный спад нагрузки отмечается также в нерабочие дни, особенно в их ночное время. В сезонном аспекте наибольший уровень нагрузки, как правило, отмечается в период так называемого осенне-зимнего максимума.

Таким образом, любой паровой котел может находиться в эксплуата­ции с разными тепловыми нагрузками в различные периоды времени. Если определить суммарную его паропроизводительность за все время работы в течение года и отнести к его номинальной паропроизводительности DHом, то получим условное время работы котла в течение года в номинальном режиме:

Густ = ---------------- , (7.1)

И ном

Где Д, п — паропроизводительность, т/ч и время работы котла, ч, с этой производительностью в течение года. Величину Густ называют временем работы котла с установленной мощностью.

Различают базовый, полупиковый и пиковый режимы работы оборудо­вания. Базовым считают режим эксплуатации преимущественно с постоян­ной нагрузкой, близкой к номинальной Dpaб = (0,8—1,0)DHOM без останова оборудования в нерабочие дни при времени тусг — 6 500-7 500 ч в течение года (при календарном времени тгод = 8 700 ч). В таком режиме работают блоки АЭС и блоки ТЭС большой мощности (АГбл = 500-800 МВт). Полупи­ковый режим характеризуется более широким диапазоном рабочих нагрузок £)раб — (0, 5-1,0) Д, ом с остановом части оборудования в резерв в ночное

? Котельные установки время и на все нерабочие дни. В этом случае туст = 3 500-5 ООО ч. В этом режиме работают в основном блоки ТЭС с Nбл ^ 300 МВт. При пико­вом режиме оборудование эксплуатируется только во время максимальных электрических и тепловых нагрузок, при этом туст = 1 500-2 000 ч. В этом режиме работают ГТУ и ПГУ, а также энергоблоки малых мощностей ста­рых выпусков.

Частые остановы паровых котлов и последующие пуски в работу ведут к снижению надежности отдельных его элементов за счет кратковременных превышений допустимых напряжений в условиях резкопеременного темпе­ратурного режима и давлений.

В качестве интегрального показателя надежности работы котла в тече­ние года используют коэффициент готовности

(Траб+^реО

'год

Где Граб — время работы котла с нагрузкой, ч; тре3 — время нахождения в резерве, ч.

Значение времени траб + трез можно выразить другим способом:

Траб Трез ~ 7"год 7"пл. р 7"отк* (7.3)

Здесь тпл. р — время проведения планового ремонта (капитального, среднего или текущего), тпл. р = 250-450 ч и до 720"ч в капитальном ремонте; т0ТК — время вынужденных остановов для ликвидации причин отказа работы обо­рудования котла, в том числе аварийные остановы, ч. Время т0ТК является основным показателем надежности работы котла, ограничивающим значе­ние коэффициента готовности Кг. Статистика фиксирует, что наибольшее время отказов имеет место в первые 2-4 года после пуска новой серии кот­ла, особенно на твердом топливе (до 14%тгод), затем т0Тк заметно снижается (до 3%тГОд и менее). Коэффициент готовности блоков ТЭС 200-800 МВт составляет Кг = 0,8-0,88.

Кроме показателей надежности и времени использования установлен­ной мощности, основной эксплуатационной характеристикой котла является его КПД (см. § 6.2).

Режим работы котла на любой из нагрузок с незначительными откло­нениями параметров пара в течение длительного времени называют ста­ционарным. Режимы, характеризующиеся изменениями нагрузки, а также отклонениями параметров пара в результате внутренних или внешних воз­мущений, называют нестационарными. Внешними называют возмущения режима вследствие изменения одного или нескольких выходных парамет­ров работающего блока (таких как электрическая нагрузка турбогенератора, давление пара в паропроводе, температура питательной воды). Внутренни­ми являются изменения рабочего режима котла, направленные на ликвида­цию внешних отклонений (изменения расхода воды в котел, расхода топлива и воздуха в горелки).

Эксплуатация котла ведется на основе режимной карты (см. рис. 7.1), которая составляется по результатам эксплуатационных (балансовых) испы­таний, целью которых является установление оптимальных условий работы топки, определение оптимального избытка воздуха и тонкости размола пы­ли при разных нагрузках, максимально допустимой и минимальной устой­чивой нагрузки котла, тепловых потерь при работе котла. Режимная карта является обязательным руководством для дежурного персонала при эксплу­атации котла на различных режимах. Кроме основных характеристик, пока­занных на рис. 7.1, в режимной карте указываются нагрузка электродвигате­лей дутьевых вентиляторов и дымососов, воздушное сопротивление возду­хоподогревателя, характеризующее расход воздуха на горелки, температура горячего воздуха, газов в поворотной камере котла и ряд других показателей.

С развитием мощности паровых котлов, усложнением схем число кон­тролируемых факторов растет, поддержание оптимального режима стано­вится все более сложной задачей, поэтому управление режимом работы передается на электронные управляющие системы.

Работа котла при переменных нагрузках требует знания рабочего диа­пазона нагрузок, в котором каждый котел может работать надежно и дли­тельно с заданной экономичностью.

Расчетная номинальная нагрузка DH0M является максимальной, кото­рую может длительно нести паровой котел с заданным КПД. Превышение ее ведет к снижению КПД, росту напряжения металла, более опасному для барабана и коллекторов перегревателя, и при определенных условиях может вызвать аварийный останов котла. На основании опыта эксплуатации и ана­лиза надежности работы оборудования на пониженных нагрузках ведущие научно-исследовательские и наладочные организации страны ВТИ и ПО «Союзтехэнерго» разработали «Нормы минимальных допустимых нагрузок блоков 160-800 МВт». Поскольку ограничения рабочей нагрузки турбины практически не существует, то минимальные нагрузки блоков определяются паровым котлом.

Каждый вид котла имеет допустимую минимальную нагрузку DMин, ниже которой работать нельзя. Нижний предел допустимой устойчивой на­грузки определяется:

А) устойчивостью процесса горения топлива;

Б) надежностью работы экранных поверхностей топочной камеры.

По устойчивости горения топлива природный газ и мазут практически

Не имеют ограничений. Реакционные топлива с большим выходом лету­чих веществ при твердом шлакоудалении обеспечивают устойчивое горе­ние факела до нагрузки 40-50%ДОм> остальные топлива (антрациты, тощие угли) — до 50-60%.Dhom. При жидком шлакоудалении ограничение связано с поддержанием жидкотекучего состояния шлака. В этом случае минималь­ная нагрузка определяется температурой плавления шлаков и конструкцией камеры горения и составляет обычно 60-75%Дюм, часто с «подсветкой», то есть сжиганием в отдельных горелках небольшого количества (8-10% по тепловыделению) мазута или природного газа для гарантии против засты­вания шлаков.

Надежность работы экранных поверхностей при наличии естественной циркуляции зависит от появления застоя и опрокидывания циркуляции в от­дельных неудачных по конструкции или условиям обогрева контура трубах и по испытаниям ограничивается нагрузкой 30-40%Д, ОМ. В прямоточных паровых котлах минимальная нагрузка определяется уровнем массовой ско­рости wp = 500-600 кг/м2с, обеспечивающей допустимую температуру ме­талла поверхности в зоне ядра факела, что отвечает Дшн — 30%ДЮм- При­менением рециркуляции рабочей среды в экранах топочной камеры можно снизить Дшн до 10-15%Д, ом.

В период прохождения максимума нагрузки энергосистемы допуска­ется режим перегрузки энергоблоков примерно на 5% номинальной мощ­ности. Возможность перегрузки заложена в конструкции котла и турбины, однако экономические показатели в условиях перегрузки снижаются. Огра­ничения перегрузки парового котла связаны с ростом давления пара в бара­бане котла и пароперегревателя, ростом температуры металла поверхностей

Нагрева, а при сжигании твердого топлива — дополнительно со шлакованием поверхностей топки конвективных пакетов труб в горизонтальном газоходе котла.

Работа парового котла на пониженных нагрузках может происходить при постоянном или переменном (скользящем) давлении перегретого пара перед турбиной (рис. 7.2, а) при сохранении номинальной температуры па­ра. В первом случае снижение нагрузки обеспечивается изменением расхода пара в турбину за счет включения дроссельного или соплового регулирова­ния, т. е. дросселированием пара перед турбиной, что связано с заметным снижением экономичности. Выгоднее держать полностью открытыми все регулирующие органы по тракту пара от котла, включая регулирующие кла­паны турбины, а уменьшение нагрузки обеспечивать снижением начального давления и расхода пара, воздействуя только на расход топлива в горелки котла.

С учетом отсутствия потерь на перераспределение пара в регулиру­ющей ступени, увеличения скорости пара в ступенях за счет роста объема пара КПД проточной части цилиндра высокого давления турбины в режиме скользящего давления при пониженных нагрузках становится выше и сни­жение экономичности блока в целом тормозится (рис. 7.2,6). Применение скользящего давления рекомендуется при нагрузках ниже 0,75-0,8iVHOM.

Сравнение режимов работы со скользящим и постоянным давлением на блоках 300 МВт показали, что при мощности блока 150 МВт выигрыш в удельном расходе топлива на блок при скользящем давлении составляет
11-13 г/кВт. ч. (3,1-3,7%). Кроме того, при таком режиме работы снижают­ся также затраты энергии на питательные насосы, повышается надежность работы поверхностей котла за счет уменьшения механических напряжений металла. Однако перевод котла на режим скользящего давления требует обязательной проверки его на устойчивость гидродинамических характе­ристик пароводяного тракта котла и исключение перегрева металла. Это особенно важно для котлов, работающих при сверхкритических давлениях, для которых работа панелей топочных экранов на докритическом давлении не всегда допустима (появление двухфазной среды, пульсации расхода по трубам).