Паровые котлы ТЭС

Режимы растопки котла и пуска блока

Рассматриваемые режимы можно разде­лить на три основных этапа: подготовитель­ные операции, собственно растопки котла и повышение нагрузки до заданной. Рассмо­трим их применительно к наиболее современ­ному оборудованию — блочным установкам. В течение первого этапа производится «сбор­ка» схем водопарового, топливного и газовоз­душного трактов, подготавливаются все меха­низмы и системы, производятся набор ва­куума в конденсаторе турбины, предпусковая деаэрация питательной воды и т. п. Барабан­ный котел в зависимости от его состояния за­полняется водой. При этом уровень в бараба­не с учетом «набухания» при растопке уста - иавливается ниже нормального. Прямоточный котел заполняется водой при всех растопках, кроме растопки из состояния горячего резер­ва. При отсутствии избыточного давления в котле одновременно с заполнением водой из него вытесняется воздух. На прямоточном котле устанавливается заданный растопочный расход питательной воды и прикрытием кла­пана Др1 (при закрытой ВЗ), ее давление повышается до рабочего. При растопке котла из горячего состояния первоначально устанав­ливается пониженный расход питательной во­ды (10—15% номинального), что позволяет плавно охладить тракт котла до ВЗ, ВЗ и ВС. Растопочный расход воды устанавливается после повышения давления перед ВЗ. Сброс воды из ВС осуществляется в Р20 и далее в дирководовод (рис. 23.8, 6). Открытием ПСБУ пароперегреватель прямоточного котла ставится под вакуум (кроме случая растопки из состояния горячего резерва). Эта же опе­рация производится на барабанном котле при отсутствии в нем избыточного давления, что способствует замедлению роста температуры насыщения в барабане при растопке. В тех случаях, когда ПСБУ первоначально остается закрытым, его открытие производят лишь пос­ле розжига топки, исходя из поддержания по­стоянного давления свежего пара, сохранив­шегося к этому времени.

В период простоя котла, несмотря на принятие мер, указанных в § 23.5, возможно скопления влаги в отдель­ных ступенях пароперегревателя. Кроме того, на прямо­точном котле вследствие неплотности ВЗ и ДрЗ возмож­но скопление воды в трубопроводе и первой поверхно­сти нагрева за ВЗ. Это создает опасность «выталкива­ния» влаги в горячие коллекторы котла при его растоп­ке, что может привести к их растрескиванию. На бара­банном котле это приводит к ускорению роста давления в барабане в начальный период растопки, что в свою очередь ограничивает допустимую форсировку топки. Открытие ПСБУ, сообщающее пароперегреватель с кон­денсатором, способствует ускорению выпаривания влаги из труб при растопке котла.

После включения тягодутьевых механиз­мов, вентиляции газовоздушного тракта и подготовки топливоподающих устройств про­изводится розжиг горелок (включают расто­почные мазутные форсунки или газовые го­релки). Для равномерного обогрева экранов по периметру топочной камеры, уменьшения локальных тепловых нагрузок, а на барабан­ном котле — одновременного развития цирку­ляции во всех экранах розжиг рекомендуется вести на возможно большем количестве фор­сунок (горелок) при минимально допустимом расходе топлива на каждую из них. Испыта­ния показали, что для действующих типов отечественных барабанных и прямоточных котлов расход топлива в первый период их растопки не должен превышать 20% номи­нального. При таком расходе температура стенок труб пароперегревательных поверхно­стей нагрева даже в безрасходном режиме не превышает допустимого значения. При пу­ске блока из холодного или неостывшего со­стояния начальный расход топлива устанав­ливают на уровне 12—15% номинального. На барабанном котле такой расход топлива обес­печивает достаточно быстрое развитие цирку­ляции в экранах, и в то же время темп роста давления в барабане не превышает допусти­мого значения (при использовании выхлопа пара из барабана в атмосферу или при сли­ваемой конструкции пароперегревателя). Не­зависимо от типа котла указанный расход топ­лива обеспечивает паропроизводительность, достаточную для прогрева паропроводов.

При пуске из горячего состояния расход топлива в начальный период устанавливают на уровне 20% номинального, а при наличии расхода пара через пароперегреватель — до­полнительно увеличивают, исходя из дости­жения требуемых температур свежего и вто­рично-перегретого пара.

После установления начального расхода топлива на прямоточном котле расход пита­тельной воды и давление среды перед ВЗ под­держиваются постоянными. При повышении давления среды в Р20 до 0,4—0,5 МПа пар из него отводится в деаэратор, а при дости­жении заданного качества сбросной воды про­изводится замыкание цикла (сброс воды из Р20 переключается с циркуляционного водо­вода на конденсатор). Барабанный котел в рассматриваемый период растопки периоди­чески подпитывается водой от соседних бло­ков (рис. 23.7, И, 13) для поддержания допу­стимого уровня воды. На котлах с экономай­зером кипящего типа режим с периодической подпиткой или небольшим постоянным расхо­дом воды в ряде случаев приводит к сущест­венным теплогидравлическим неравномерно - стям. При этом по отдельным водоперепуск - ным трубам возможно поступление в барабан среды с более высокой энтальпией (вплоть до перегретого пара). Для исключения этого под­держивают заданные температуры среды в промежуточном сечении и на выходе из эко­номайзера соответствующим расходом воды, а в случае роста уровня в барабане увеличи­вают продувку.

После установления начального расхода топлива на барабанном котле постепенно уве­личиваются расход и параметры свежего па­ра, а на прямоточном котле— температура среды перед ВЗ (t'B3). Последняя позволяет судить о сухости среды, поступающей в ВС. Из результатов испытаний следует, что при сухости 8—10% (*,вз=250-к-270°С) ВС уже может работать достаточно эффективно и, следовательно, можно приступить к подклю­чению пароперегревателя. Эта операция осу­ществляется постепенным открытием клапана ДрЗ (ступенями по 10—15% с выдержками по 2—3 мин). В процессе подключения паро­перегревателя температура металла труб в зо­не обогрева снижается. Параллельно с этим температура пара на выходе из котла посте­пенно повышается, что определяется ростом коэффициента теплоотдачи а2 с увеличением расхода пара. Поскольку на рассматриваемой стадии пуска клапан Др2 еще полностью от - ——крыт, часть пара из ВС вместе с водой («про­скок» пара) продолжает сбрасываться в Р20. Поэтому следующей операцией является при­крытие клапана Др2. Эта операция произво­дится исходя из обеспечения отвода всей вла­ги из ВС с некоторым небольшим «проско­ком» пара (около 5% расхода сбросной среды), что способствует повышению эффек­тивности работы ВС. В дальнейшем по мере роста сухости среды в ВС клапан Др2 допол­нительно прикрывается, вплоть до полного закрытия при появлении перегретого пара пе­ред ВЗ, что свидетельствует о переходе котла с сепараторного режима работы на прямоточ­ный.

По мере увеличения расхода пара через паропере­греватель происходит прогрев главных паропроводов. Сброс пара из них осуществляется через ПСБУ и дре­нажи тупиковых участков. Обычно прогрев ведут до до­стижения температуры пара перед ЦВД турбины при­мерно на 100'С выше температуры ее паровпускной части. На блоках, оснащенных РОУ (см. рис. 23.7), про­грев системы промперегрева производится путем подво­да свежего пара в ХПП со сбросом его в конденсатор из ГПП. К этому прогреву приступают лишь тогда, ког­да температура пара перед РОУ начинает превышать температуру выхлопной части ЦВД турбины, что по­зволяет избежать ее охлаждения. Окончание прогрева ГПП определяется исходя из достижения температуры пара перед ЦСД турбины на 50—80*С выше тем­пературы ее паровпускной части. На моноблоках СКД 300 и 500 МВт в пусковых схемах РОУ не преду­сматриваются (рис. 23.8) и ведется так называемый «совмещенный» прогрев системы промперегрева. При этом открытием регулирующих клапанов производится толчок ротора турбины, и его частота вращения повы­шается до 800—1000 об/мин. Свежий пар проходит че­рез ЦВД турбины, систему промперегрева и сбрасывает­ся из ГПП в конденсатор прн закрытых клапанах ЦСД турбины. Как следует из испытаний, при такой низкой частоте вращения работа роторов среднего и низкого давлений без протока пара вполне допустима. Вместе с тем, поскольку работает только ЦВД турбины, расход пара достаточно велик и обеспечивается быстрый про­грев системы промперегрева. Иногда для дополнительно­го увеличения расхода пара через систему промперегре­ва ухудшают вакуум в конденсаторе турбины.

Существует группа режимов, при которых пуск бло­ков может осуществляться без прогрева паропроводов. К их числу прежде всего относятся пуски из горячего состояния. Кроме того, в зависимости от состояния теп­ловой изоляции пуски блоков после простоев в течение 1—2 сут также могут проводиться без прогрева системы промперегрева. Критерием допустимости таких режимов является снижение температур пара не более чем на 20—30*С по сравнению с температурами паровпускных частей турбины.

В процессе завершения прогрева производится под­регулировка расхода топлива исходя из установления паропроизводительности котла, достаточной для обеспе­чения начальной нагрузки турбогенератора около 5% номинальной. При пусках из холодного и неостывшего состояний стремятся расход топлива устанавливать на минимальном уровне, так как при этом облегчается обеспечение требуемых низких температур свежего и вторично-перегретого пара. Напротив, при пуске из го­рячего состояния расход топлива увеличивают вплоть до допустимого верхнего предела (при однобайпасной схеме — 30% номинального), исходя из обеспечения тем­ператур пара, близких к номинальным.

Перед толчком ротора турбины включают в работу пусковые впрыски и устанавливают требуемую температуру свежего пара. При этом на прямоточном котле клапаном Др4 на линии рециркуляции воды в деаэратор устанавливают давление перед клапанами пу­сковых впрысков на 1,5—2,0 МПа больше, чем давление свежего пара. На барабанном кот­ле дополнительно устанавливают заданные температуры пара за отдельными ступенями пароперегревателя. На отдельных блоках 200 и 300 МВт температуру вторично-перегретого пара регулируют паровыми байпасами. На блоках больших единичных мощностей (500, 800, 1200 МВт) паровые байпасы отсутству­ют и используются только пусковые впрыски в ГПП, которые вводятся в работу перед включением турбогенератора в сеть. В период повышения частоты вращения ротора турбо­генератора, его синхронизации и включения в сеть паропроизводительность котла и темпе­ратура свежего пара поддерживаются посто­янными. В этот же период по тем же причи­нам, что и при подключении пароперегрева­теля. температура вторично-перегретого пара постепенно возрастает.

Особенно резкий рост ее происходит при включении турбогенератора в сеть, когда расход пара через систе­му промперегрева почти удваивается. Именно по этой причине важно заблаговременно включить в работу средства регулирования температуры вторично-перегре­того пара. На блоках с прямоточными котлами в пе­риод до синхронизации турбогенератора ПСБУ не при­крывают, и вследствие падения давления свежего пара открываются (и прогреваются) все регулирующие кла­паны турбины. На блоках с барабанными котлами при­крытием ПСБУ поддерживают постоянное давление све­жего пара, что улучшает условия работы барабана и регулирования температуры пара. После включения тур­богенератора в сеть ПСБУ закрывают, и блок прини­мает начальную нагрузку.

Третий этап пуска (нагружение) блока сопровож­дается прогревом его деталей от начальной температуры до конечной, соответствующей работе блока на номи­нальном режиме. Стремление сократить продолжитель­ность нагружения приводит к быстрому прогреву дета­лей, что влечет за собой образование в них высоких разностей температур. Например, при прогреве стенки толщиной h со скоростью V, °С/мин, перепад темпера­тур по толщине стенки

(23.5)

Где а — температуропроводность стали, мг/ч.

При прогреве стенки с постоянной скоростью V температурные напряжения в стенке ekt линейно свя­заны с перепадом температур:

Сд, = Ao. ELt, (23.6)

Где а — коэффициент линейного расширения; Е ■— мо­дуль упругости металла; А — коэффициент пропорцио­нальности.

- Отсюда следует, что наибольшие перепады темпе­ратур и максимальные температурные напряжения воз­никают в массивных толстостенных деталях, таких как корпуса и роторы турбины, барабан и коллекторы котла, арматура на главных паропроводах. При этом на обо­греваемой поверхности детали, как правило, образуются напряжения сжатия, а на необогреваемой — растягиваю­щие напряжения. После завершения прогрева детали температурные напряжения уменьшаются до нуля, а иногда даже меняют знак. Напряжения обратного зна­ка возникают в детали при снижении температуры пара или при останове блока. При многократном повторении пускоостановочных режимов происходит циклическое изменение напряжений, что может быть причиной по­явления трещин из-за термоусталости металла. Число циклов N до появления трещин зависит от многих фак­торов, но в основном определяется размахом изменения напряжений в цикле До=<гМакс—Омин. Величина N обратно пропорциональна квадрату До. Допустимые на­пряжения в деталях блока зависят от расчетного числа пускоостановочных режимов за срок службы блока. В свою очередь эти напряжения определяют допустимые скорости прогрева деталей блока.

С учетом изложенного нагружение блока необходимо вести со строгим соблюдением заданного темпа нарастания параметров све­жего и вторично-перегретого пара. В качестве примера на рис. 23.10 приведен график-зада­ние пуска моноблока 300 МВт после простоя в течение 60—90 ч. На графике видно, что в зависимости от исходного теплового состоя­ния цилиндров турбины (^цвд' ^цсд) ДОЛЖ­НЫ выдерживаться различные графики на­растания температур свежего (/п. п) и вторич - но-перегретого (tBT) пара, обеспечивающие наиболее надежный режим нагружения тур-

Бины. Такой же режим, естественно, должен обеспечиваться и на блоках с барабанными котлами. До нагрузки 25—30% номинальной используются только пусковые средства регу­лирования температур пара. Затем включают­ся постоянные средства регулирования, а пу­сковые либо отключаются, либо используются для тонкой подрегулировки температуры пара.

Давление свежего пара нарастает по скользящему режиму. Конкретная реализация последнего, однако, за­висит от особенностей оборудования. Так, на блоках с барабанными котлами, оснащенными настенными ра­диационными ступенями пароперегревателя и кипящими экономайзерами (например, типа ТГМ-94), принят гра­фик ускоренного повышения давления свежего пара. После включения в сеть турбогенератора его регулирую­щие клапаны устанавливаются в такое положение, при котором уже к нагрузке 40—50% номинальной давление свежего пара повышается до номинального. При этом основные затраты теплоты на аккумуляцию в среде и металле труб происходят при пониженном уровне тем­ператур среды, и в процессе достаточно быстрого нагру­жения удается обеспечить допустимую температуру ме­талла труб радиационного пароперегревателя. Кроме того, с ростом давления при низких нагрузках улучша­ются теплогидравлические характеристики кипящего эко­номайзера. Аналогичный режим применяют и на блоках с прямоточными котлами СКД - Различие лишь в том, что номинальное давление свежего пара здесь дости­гается при нагрузке около 60% номинальной и опреде­ляется это пропускной способностью пускового узла кот­ла. При этой нагрузке и номинальном давлении свежего пара открывают ВЗ. Эту операцию называют переводом котла на номинальное давление. На блоках 200 МВт с барабанными и прямоточными котлами после включе­ния турбогенератора в сеть регулирующие клапаны тур­бины открывают полностью и номинальное давление све­жего пара достигается лишь при номинальной нагрузке. Однако на блоках с прямоточными котлами пропускная способность ВС и его арматуры не более 60% номи­нальной нагрузки. Поэтому при ее достижении давление свежего пара перед турбиной повышают до номиналь­ного, одновременно повышая температуру свежего пара, исходя из сохранения неизменной температуры за регу­лирующими клапанами турбины. Затем открывают ВЗ и котел переводят на номинальное давление.

На котлах, предназначенных для сжигания твердого топлива, при нагрузках выше 15— 30% номинальный котел переводят на твердое топливо и постепенно сокращают расход рас­топочного топлива. После взятия заданной нагрузки блока элементы пусковой схемы, используемые только при пусках и остановах, отключаются и с электроприводов соответст­вующей арматуры снимается напряжение.

Растопка неблочных котлов производится аналогич­но изложенному с исключением операций, определяемых спецификой блока.

Особняком стоит режим растопки прямоточного кот­ла из состояния горячего резерва. Проведение такого режима на котлах СКД допускается, если в период про­стоя давление свежего пара сохранилось на уровне выше критического. На котлах ДКД требуется, чтобы запас до кипения воды на входе в НРЧ котла был не ниже 15°С. В противном случае, как следует из опыта эксплуатации, в процессе растопки котла возможны значительные повреждения экранов НРЧ, вызванные не­равномерным распределением среды по трубам (как по расходу, так и по энтальпии). При соблюдении указан­ных условий растопка котла проводится по принципу быстрого ввода в режим нормальной работы. Поскольку в период простоя «законсервированного» котла парамет­ры среды по тракту мало изменяются, при растопке устанавливается растопочный расход питательной воды и в течение 2—3 мин включаются мазутные форсунки (горелки) с расходом топлива, пропорциональным расхо­ду воды. При этом вследствие некоторого отставания расхода топлива температура свежего пара снижается (на 30—50°С), а затем восстанавливается на номиналь­ном уровне. Открытием ПСБУ давление свежего пара поддерживается постоянным. При четком проведении операций длительность такой растопки котла составляет 15—20 мин.

На ряде блоков, особенно предназначен­ных для эксплуатации в режиме покрытия переменного графика электрических нагрузок, их пуск производится под воздействием авто­матизированной системы управления техноло­гическими процессами (АСУ ТП). На совре­менных установках эти системы обеспечивают не только автоматическое регулирование за­данных процессов, но и проведение дискрет­ных операций с помощью устройств логиче­ского управления (УЛУ). Эти устройства включают и отключают механизмы собствен­ных нужд, изменяют состояние (открыто, за­крыто) запорной арматуры, включают (от­ключают) автоматические регуляторы, пере­ключают регуляторы с одних исполнительных органов на другие, изменяют структурные схемы регуляторов и т. п. Перед каждой из операций УЛУ осуществляют контроль допу­стимости их проведения. При наличии АСУ ТП на оператора блока возлагаются:

1) выполнение подготовительных операций к пуску блока и выбор автоматически вклю­чаемых резервных механизмов;

2) наблюдение за работой оборудования и подмена отдельных автоматических регулято­ров в случае выхода их из строя;

3) корректировка режима (при необходи­мости) путем воздействия на задатчики авто­матических регуляторов;

4) проверка состояния оборудования после завершения отдельных этапов пуска блока и выдача команды на автоматическое выпол­нение следующего этапа.

Таким образом, АСУ ТП блока представ­ляет собой совокупность технических средств управления и оперативного персонала, взаи­модействующего с этими средствами.