автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение располагаемой мощности и эффективности энергетических установок

РГО од

2 о ШОН 1983

БЕЛОРУССКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ПОЛИТЕХНИЧЕСКАЯ

АКАДЕМИЯ

ГЕРАСИМОВ Валентин Васильевич

ПОВЫШЕНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

05.14.14 — Тепловые электрические станции

(тепловая часть) 05.14.02 — Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

Диссертация в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

Минск 1993

Работа выполнена на кафедре электрических станций Белорусской государственной политехнической академии.

Научный руководитель

член-корр. АН РБ, д.т.н., профессор Стрелюк М.И.

Официальные оппоненты:

д.т.н., профессор Бородуля В.А.,

д.т.н., ирофесоор Короткевич М.А.

Ведущая организация

Институт пройдем энергетики Академии наук Беларуси

Защита диссертации состоится " i " июля 1993 г. в 10 чаоов на заседании специализированного совета К 056.02.09 при Белорусской государственной политехнической академии по адресу: 220027, г.Минск, пр.Ф.Скорины, 65, корп.2, ауд.201.

О диссертацией в форме научного доклада можно ознакомиться в библиотеке Белорусской государственной политехничеокой академии.

Автореферат разослан " " мая 1993 г.

Ученый секретарь специализированного совета, доктор технических наук,

профессор __ 3 А.Д.Качан

(С) Белорусская государственная политехническая академия,1993

Актуальность проблемы. Нынешний этап состояния Белорусской энергетической системы характеризуется острим дефицитом электрической энергий й топлива. В этйх условиях повышение эффективности и надежности работы мощных энергетических блоков приобретает особое значение как с точки зрения экономии топлива, так и покрытия пиковых электрических нагрузок. Исследование и разработка методов оптимизации с Целью получения дополнительных электрических мощностей станций является актуальной задачей. В 1992 г,, суммарная устаноменная мощность электростанций Республики Беларусь обеспечивала 80% потребности производства электроэнергии. Дефицит электроэнергии покрывался за очет перетоков' Из, Литвы и России. Для достижения энергетической независимости Республики Беларусь и обеспечения требуемых экономических й экологических показателей в условиях труднопрогнозаруемых ситуаций с поставками органического топлива необходимо изучение возможностей собственных энергоисточников для получения недостающих электрических мощностей. Анализ результатов 'сопоставительных расчетов показал, что в условиях суверенизации, сложившейся экономической и политической обстановки это направление является наиболее приемлемым и актуальным.

В развитии энергетики Республики Беларусь необходимо учитывать отсутствие валюты на покупку дорогого уникального энергооборудования; необходимость резкого снижения вредных выбросов от электростанций; создрний энергетической стабильности для структурной перестройки промышленности.

Всо изложенное выше требует научных исследований, разработки и внедрения комплекса мероприятий, направленных на обеспечение повышения экономичности и мощности действующего оборудования. продление сроков его надежной работы; оптимальной загрузки электростанций Белорусской энергосистемы, снижение потерь электроэнергии при ее транспорте до потребителя; снижение энергоемкости промышленной продукции; использование вторичных возобновляемых знергоресурссв и выбор рациональных типов вновь вводимых энергоисточников.

Цель работы. Разработка научных основ и инженерных реше-~ ний повышения надежности и экономичности тегшоеых электрических станций за счет увеличения регулировочного диапазона дей-

ствующих энергетических блокоэ, использования перегрузочных возможностей оборудования и обоснования типа пнергоисточников при развитии энергосистемы.

Для реализации цели необходимо решить следующие задачи:

1. Исследовать экстремальные режимы работы основного оборудования электростанций в энергосистеме,

2. Получить критерия оценки возможности увеличения номинальной мощности энергоблоков, снижения расхода топлива и энергии на собственные нужды.

3. Разработать научно-технические решения, обеспечивающие увеличение располагаемой мощности на примере блоков 300 МВт Лукомльсксй ГРЭС, при сохранении надежности котлов, турбин и электрогенераторов.

4. Оценить возможность увеличения безостановочной работы оборудования, сокращение времени плановых и ремонтных остановок. • .

5. Определить условия по повышению уровня загрузки ТЗС, участия их в суточном регулировании графика системы, сокращении времени пуска и остановки блоков.

Научная новизна работы. На основании расчотно-экспзримен-тальных комплексных иссладований разработана методика повышения экономичности энергоблоков при отклонении от номинальных значений нагрузок.

Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность повышения номинальной мощности энергетических блоков 300 МВт до 10% при сохранении существующего уровня надежности и экономичности. На основании экспериментшшшх исследований предложен способ оптимизации температурного режима парообразующих поверхностей парогенератора и подтверждена целесообразность повышения температуры острого пара в режиме скодьзяис-гс начального давления до 565°С против 545°С ггри сохранении прочностных характеристик металла и срока службы. Показана возможность реализации пусков блоков 300 МВт со снижением растопочного расхода среды до 20% номинального.

Предложенные конструкция промежуточного пароперогреьагеля (а.с. 1560904) дали ощутимое уменьшение гидравлического и термического сопротивления, увеличили возможности регулирования

"Температуры параметров пара и поддержания оптимальных режимов турбогенератора и котлоагрегата.

Разработанные способы расхолаживания паровой турбины (а.с. 1562476, а.с. 931916) отличаются более высокой надежностью и экономичностью. Расхолаживание насыщенным паром дало возможность совместить операции расхолаживания и отмывки проточной части от отложения солей, сократить время расхолаживания и время нахождения агрегатов в ремонтах.

Обоснованы направления повышения надежности крупных электрогенераторов и систем их защиты.

Доказана возможность повышения срока работы оборудования при сохранении и увеличении его экономических показателей. Предложены методы оптимального использования высокоэкономичного оборудования отдельных ТЭС в энергосистеме, с учетом вскрытых резервов мощности, определены принципы выбора новых энергоисточников.

Практическая ценность. Результаты выполненных исследований могут-быть внедрены в теорию и практику внутрисистемной оптимизации режимов работы тепловых электрических станций блоков мощ-. ностью 150-300 Ют. Внедрение рекомендуемых усовершенствованных пусковых схем повышает экономичность и маневренность электростанции в целом. На энергоблоках 300 МВт при нагрузке 50/» и ниже номинальной в режиме СБД впервые повышена температура свежего пара с 545 до 565°С, что обеспечило значительную экономию топлива. На этих же блоках обеспечено увеличение номинальной мощности на 10% с использованием новых методов регулирования температуры вторичного пара при больших нагрузках блока. Выполненные совместно с представителями Ленинградского металлического завода и ОРГРЭС эксперименты показали также надежность работы блоков с отключенными верхними подогревателями высокого давления.

Установлено, что увеличение мощности блока сдерживалось температурным полем нижней радиационной части экранных труб парогенератора при возрастающих тепловых потоках с увеличением нагрузки. Увеличение степени рециркуляции дымовых газов позволило снизить температуру металла ИРЧ, однако потребовалась частичная реконструкция входной ступени вторичного пароперегрева-

теля /I, 2/ (а.с. 1560904, а.с. № 1562476).

Надежность всего оборудования находилась в допустимых пределах. Ряд рекомендаций и методика проведения экспериментов на действующем оборудовании универсальны и могут быть использованы на других ТЭС с мощными турбинами 150, 250, 300 и 800 МВт. Установка ряда новых элементов и узлов оборудования (пароохладители и др.) повысила надежность, экономичность и маневренные возможности блоков.

Выполненные исследования обеспечили надежность работы электрогенераторов и систем их защит, в том числе и на режимах перегрузки блоков.

Экономический эффект внедрения систем, конструкций, методов обеспечивает экономию топлива до 3%, снижение капвложений в новые мощности на 9 млрд.руб. и эксплуатационных затрат за счет сокращения раоходов на пуск и остановку блоков до 1,0 млрд. руб/год. '

Реализация результатов работы. Начиная с 1974 г. внедрение результатов работы поэтапно осуществлялось на Лукомльской ГРЭС на блоках 300 МВт. Предложенные усовершенствования пусковых схем способов расхолаживания турбин и комплекс расчетно-экспе-риментальных исследований позволили повысить экономичность, маневренность и располагаемую мощность энергоблоков ЗООМВт. Все энергоблоки Лукомльской ГРЭС длительно и устойчиво работают с нагрузкой 330 МВт, т.е. превышающей номинальную на 10%.

Предложенные конструкции промежуточного пароперегревателя дали ощутимое уменьшение гидравлического и термического сопротивления, увеличили возможность регулирования температуры пара и поддержания оптимальных режимов турбогенератора и котлоагрэ-гата.

Способ расхолаживания паровой турбины /3/ (а.с. 93I9I6) дал гозмолшость сократить время расхолаживания и время нахозде-ния а1тегатов в ремонтах.

Подтвержденный экономический эффект от реализации разработок автора составил 2,1 млн.руб. в ценах до 1991 г.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на республиканском научно-техническом совещании "Повышение эффективности топливоиспояьзования в Белорусской энергосистеме"

(Минск, 1974), Всесоюзном совещания по работа энергосистем (Новолукомль, 1979), Белорусской республиканской конференции по физико-техническим проблемам энергетики (Минск, 1986), научно-технической конференции профессорско-преподавательского состава Белорусской государственной политехнической академии (Минск, 1993).

Личное участие автора в -работе. Постановка задач исследований, участие в разработке методик и программ испытаний на действующем оборудовании, анализ и обобщение экспериментальных данных, разработка и внедрение в промышленную эксплуатацию на действующем оборудовании научно-практических рекомендаций и технических решений.

Публикации. Материалы диссертации опубликованы в 1Б печатных статьях и тезисах докладов на научно-технических конференциях. По теме диссертации получено три авторских свидетельства на изобретения, которые внедрены на электростанций.

Автор защищает:

- концепцию повышения располагаемой мощности энергосистемы при комплексной модернизации энергетического оборудования тепло--вих электрических станций;

- результаты экспериментального исследования экономичности и надежности мощных энергоблоков в -режимах частичных нагрузок на скользящем начальном давлении пара;

- экспериментальные исследования маневренных свойств мощных конденсационных блоков;

- доказанную эффективность энергоблоков в покрытии пиковых, нагрузок энергосистемы при совершенствования оборудования и оптимизации его режимов работы; "

- разработанные и внедренные новые конструкции пароперегревателей, способы пусковых режимов блоков и расхолаживания паровых турбин, защищенные авторскими свидетельствами.

СОДЕРЖАНИЙ РАБОТЫ

I. Исследование возможности повышения располагаемой мощности ТЭС. Повышение располагаемой мощности ТЗС позволяет на современном этапе развития электроэнергетической системы Республи-

ки Беларусь решить проблему снижения зависимости Республики от внешних поставок электроэнергии, которые достигают 20/5.

Исследования,- опыт эксплуатации показали, что имеется такая возможность решить эту задачу. Б условиях действующей ТЭС повышение номинальной мощности блоков связано с увеличением удельных массовых и тепловых нагрузок на элементы проточной части и тешюобменное оборудование. Выполненные в этом направлении проработки на основе, новых конструктивных решений, современных методов расчета и конструирования, длительность опыта эксплуатации унифицированных узлов блоков мощностью 300-800 МВт подтвердили, практическую целесообразность намеченных мероприятий по увеличению номинальной мощности блоков.

Была разработаны технические программы, по реализации и проверке эффективности различных технических решений, обеспечивающих надежную и экономичную работу энергетического оборудования газомазутных блоков 300 МВт ЛукомльскоЙ ГРЭС в режиме повышенной до 330-345 МВт номинальной мощности. Испытания и конструктивные расчеты показали, что для этого необходимо повысить пропускную способность цилиндра высокого■ давления турбины, для чего аппарат сопловой коробки № 4 заменен с увеличением числа сопл с 8 до 16:

- окаяибровать ширину "горла" диафрагм ступеней №2, 7, 10, 13 для снижения давления пара перед ними в камере регулирующей ступени, межцилиндровом пространстве, первом отборе, тракте промежуточного перегрева пара;

- выполнить расчеты на прочность и определить надежность длительной работы лопаточного аппарата ступеней № 2-12 при увеличения номинального расхода свежего пара с 264 до 306 кг/с;

- повысить тепловосприятие радиационных поверхностей нагрева котлов за счет демонтажа защиты подового экрана, после выпал-нения этой операции провести специальные,исследования надежности котлов в широком диапазоне нагрузок;

- устранить тепловые разверки в конвективных пароперегревателях котла ТШП-314;

- установить форсированные колеса дымососов ДО-31,5;

- реконструировать подогреватели высокого давления моноблоков с целью уменьшения скорости воды в трубной системе;

- провести исследования топочного режима котлов с целью разработки и внедрения технических решений по дальнейшему снижению максимальных тепловых падающих потоков на экраны нижней радиационной части;

- выполнять модернизацию элементов осерадиалышх надбавдаж-ных уплотнений; изменить отдельные системы регенеративного подогрева воды; снизить усилие на упорный подшипник турбины; совершенствовать системы парораспределения;

- оптимизировать режимы сжигания мазута с предельно малыми избытками воздуха, снизить химический и механический недожог, локальные, тепловые потоки в топочной камере, разработать новые типы форсунок, приборов контроля горения; изменить направления потоков воздуха и газов.

В результате фактический расход уд.топлива составил до 320 г/кВт-ч против 334 г/кВт-ч, предусмотренных проектом (рис.1).

Внедрение перечисленных мероприятий на котлах ТГМП-314 обеспечивает надежную работу экранных поверхностей нагрева и вспомогательного оборудования в режимо повышенной до 330 МВт номинальной мощности. Энергоблоки мощностью-300 МВт, станционные № 5-8, отработали в таком режиме более 32 тыс.ч и выработали дополнительно 334 млн.кВт-ч электроэнергии в периоды максимума потребления электроэнергии.

Повышение мощности энергоблоков на 10% номинальной позволило увеличить рабочую мощность электростанции на 240 МВт и обеспечить сохранение запланированной, рабочей мощности при аварийных остановах турбонасоса, циркуляционного насоса, группы тягодутьевых механизмов. Коэффициент полезного действия брутто котла ТГШ-314 при увеличении мощности блока до 330 МВт улучшается в основном за счет снижения потерь тепла с уходящими газами и в окружающую средуСнижение их при увеличении мощности достигается за счет повышения эффективности отсоса воздуха из уплотнений воздухоподогревателя и уменьшении избытка воздуха в уходящих газах, а также вследствие уменьшения температуры пред-

к

я « т и м

Рис.1. Удельный расход топлива

•v"

верительного подогревателя воздуха в калориферах котла при повышении температуры уходящих газов с целью предупревдения загрязнения и коррозии низкотемпературных элементов газового тракта котла (рис.2).

Экономичность проточной части турбины К-300-240 ЛМЗ в режиме повышенной мощности по сравнению с режимом номинальной нагрузки изменяется, в основном, вследствие увеличения степени пар-циалЫюстя регулирующей ступени при замене соплового аппарата сопловой коробки № 4 и увеличения степени реакции ступеней после калибровки ширины горла диафрагмы.

- До данным испытаний, экономичность проточной части турбины после выполнения указанных работ соответствует норме: внутренний относительный КПД ЦВД достигает 81,7$ при нормативном значении 81$, а ЦСД - 91,3$ против 90,5$. Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию снижается на 1,0 г/(кВг-ч).

Указанные мероприятия были осуществлены во время капитальных ремонтов блоков. Неоднократные испытания подтвердили возможность длительной надежной и экономичной работы блоков с превышением номинальной мощности на 10$ (по 329,4 МВт). Подробные результаты испытаний приведены в /4/.

2. Повышение маневренных возможностей оборудования ТЭО. Режимы потребления электроэнергии отличаются существенной неравномерностью - в ночной период рабочих дней нагрузка снижается до 40$, в нерабочие дни - до 60$. Требуется останавливать крупные блоки на ГРЭС и отдельные агрегаты на ТЭЦ, что связано с потерей надежности, снижением экономичности. Общепринятое решение этой проблемы связано с установкой газотурбинных маневренных агрегатов, существенной реконструкцией отдельных типов теплоэнергетического оборудования. В современных условиях более эффективным является использование маневренных возможностей все-

Рис.2. Показатели работы котла

го действующего оборудования энергосистемы. Проведенные исследования, отдельные испытания, технико-экономические расчеты показали реальность маневренности оборудования ТЭС Республики Беларусь, и в первую очередь, крупных блоков Лукомльской ГРЭС мощностью 300 МВт.

Прямоточные котлы сверхкритического давления проектируются на работу в пусковях режимах с растопочным расходом питательной води не ниже 30% номинального. Снижение растопочного расхода питательной воды ниже 30$ номинального возможно только на некоторых типах котлов без насосов рециркуляции после проведения специальных опытов по определению надежности и экономичности работы оборудования. На энергоблоке 300 МВт определена возможность пуска с понижением до 20$ растопочным расходом питательной воды /5/.

Для определения надежности работы и тепловосприятий поверхностей нагрева дополнительно за каждой поверхностью нагрева по пароводяному тракту котла измерялись температура и давление среды.

Расход питательной воды по ниткам котла определялся с помощью рабочих приборов, установленных на панелях БЦУ, диапазон измерения которых был расширен по расходу до 30 т/ч. Расход мазута на котел определялся с помощью регистраторов и по тарированным характеристикам форсунок. Основные параметры работы котла, турбины и генератора в пусковых режимах контролировались" по рабочим приборам БШУ, а также по пусковым приборам /6/.

В процессе пуска блока одновременно с определением надежности работы оборудования выявились и другие важные факторы., такие как надлежащая организация топочного режима, возможность регулирования параметров по тракту котла в допустимых пределах, скорость прогрева толстостенных элементов энергоблоков и т.п.

Все пуски блока проводились в соответствии с типовой инструкцией с учетом внесенных изменений на снижение растопочного расхода воды. Всего было проведено десять пусков из различных тепловых состояний:

из холодного состояния после простоя блока 10 сут.; из неостывшего состояния после простоя блока 53 ч, 36 ч, 30 ч, 10 ч;

из горячего состояния после простоя йлока 7 ч;

из горячего резерва после простая 2 ч.

Пуски блока 300 МВт с котлом ТМ1-Л4 из различны* тепловых состояний осуществлялись при расходе питательной воды на нитку 50 т/ч (или 100 т/ч на корпус), т.е. при расходе питательной воды 20$ номинального, что на 33? ниже принятого в настоящее время "значения - 300 т/ч на блок /7/.

Пуски блоков с расходом питательной воды 20% от номинального значения были обоснованы результатами предшествущил испытаний энергоблока на минимальных нагрузках и скользящем давлении среды, а также достаточно'высокой массовой скоростью в радиационных поверхностях нагрева (почти в 1,5 раза выше массовых скоростей в соответствующих поверхностях нагрева котлов ТГШ-314, ТШ1-210).

На основании исследований было установлено, что снижение нагрузки энергоблока ниже 2055 номинальной затруднено в связи с возникновением ряда ограничений, в частности, по диапазону измерений приборов ИДУ (расход питательной воды, мазута, пара а др.).

В проведенных пусковых режимах надежность работы турбины и генератора замечаний не вызывала: все критерии надежности находились в допустимых пределах. Основным элементом блока,требующим дополнительных исследований, являлся котел, в связи с чем главное внимание при пусках с пониженным растопочным расходом питательной воды уделялось надежности работы е поверхностей нагрева котла, допустимым скоростям прогрева металла толсто-, стенных элементов блока.

Все пуски блока с пониженным растопочным расходом воды осуществлялись на сепараторном режиме с отсеченным пароперегревателем в начальной стадии пуска по унифицированной технологии.

На рис.3 приведен график режима пуска блока из горячего состояния после останова на 7 ч 20 мин. Исходное тепловое состояние перед пуском блока било следующее:

температура металла выходных камор КПП - БД в пределах 250-304°С;

температура металла паровпуска ЦВД верх и низ 444.и 432°С соответственно;

юг Ь

температура металла паровпус-ка ЦСД верх и низ 450 и 405°С соответственно.

Технологический режим растопки с пониженным расходом питательной воды аналогичен пуску с расходом воды на 302 от номинального. Установка несколько завышенного растопочного расхода топлива привела к некоторой перефорсировкв котла, что позволило уже через 40 мин. после розжига форсунок полу-

Рис.3. Пуск блока с 20$-м чить толчковые параметры. Задерж-расходом питательной ,

воды ка'° толчком ротора турбины (при-

мерно на 17-20 мин.) вызвана затруднениями с поддержанием температуры перегретого пара по нитке В из-за большого нерегулируемого пропуска воды на впрыск пароперегревателя.

После достижения температуры перегретого пара по нитке В 520°С (5 ч, 5 мин.) произведен толчок ротора турбины. Время пуска блока с пониженным растопочным расходом питательной воды при этом соответствовало времени пуска блока при 30^-ном расходе воды. Температура газов в поворотной камере.достигла 580°С. Выход котла на прямоточный режим осуществлен при нагрузке бло-"ка 50 МВт. Последующим увеличением расхода топлива и питательной воды нагрузка блока была увеличена до 150 Шт. При указанной нагрузке был произведен переход о ПЭН на ПТН. На основании выполненных'пусков из различного теплового состояния скорректированы графики-задания пуска энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-114. Наиболее характерный график-задание пуска энергоблока из неостыЕ-лего состояния после простоя 32-55 ч. приведен на рис.4.

Главное внимание уделялось определению надежности работы радиационных и конвективных поверхностей нагрева в период пусков при растопочном расходе питательной воды в интервале 20-30$ номинального. Нагружениэ энергоблока с растопочным расходом питательной воды 30$ и выше производится согласно разработанным

Рис.4. Пуск блока из ноостывшего состояния

графикам-заданиям и не требует дополнительных исследований;

Анализ температурного состояния радиационных и конвективных по-вэрхностей нагрева котла показывает, что при пусках энергоблока из любого теплового состояния, в том числе из горячего резерва на прямоточном режиме, температура металла поверхностей нагрева находится в допустимых пределах.

Измерения температур показывают, что во время пусков температура металла конвективных поверхностей нагрева также не превышает допустимых значений, а уровень температур ниже, чем при пусках с расходом питательной воды 30% номинального.

Основное влияние нэ снижение температуры металла конвективных поверхностей нагрева в период выхода котла на прямоточный режим оказывает то, что при растопочном расходе питательной воды 20% номинального температура газов в поворотной камере в среднем на Б0-?0°0 ниже температуры при ЗС$-ном растопочном расходе питательной воды.

Таким образом, при пусках энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-П4 с пониженным растопочным расходом питательной воды (до 205? номинального значения) надежность поверхносте{ нагрева обеспечена .

Технологические изменения режима работы блока при пусках с пониженным растопочным расходом питательной воды по сравнению с пусками при 30$-ном расходе наблюдается в период сниженного расхода до выхода котла на прямоточный режим и далее до 30$ расхода питательной воды. Последующее нагрукение блока осуществляется как и при 30^-ном расходе питательной воды. Выбор стартового расхода топлива при пуске блока является важным фактором, так как от него зависит продолжительность последующих операций и время пуска блока. Перед толчком ротора турбины независимо от растопочного расхода питательной воды должна быть достигнута определенная паропроизводительность котла. Например, для блоков 300 МВт при пуске из неостывшего состояния 60 т/ч. Это количест-

во пара достигается в результате дросселирования среды с последующей ее сепарацией в ВС при определенной температуре среды до ВЗ и давлении по ВС. Для получения одинакового количества пара при растопочном расходе 200 п 300 т/ч при одинаковой скорости подъема температуры среды перед ВЗ в первом случае необходимо нагреть среду до более высокой температуры, пуск энергоблока несколько удлинится. В последующие периоды пуска (после включения генератора в сеть) основной его особенностью является более быстрый выход котла на прямоточный режим. Например, дая блока 300 МВт выход котла на прямоточный режим при растопочном расходе 300 т/ч производится на нагрузке 90 МВт, а при расходе питательной воды 200 т/ч - 50-60 МВт.

При пуске блока из горячего состояния переход на прямоточный режим производится сразу же после включения генератора в сеть и набора первоначальной нагрузки, что позволяет упростить технологию нагружения блока. Дальнейшее нагружение блока производится по общепринятой технологии.

Выполненные исследования пусковых режимов блока 300 МВт с котлом ТГМП-П4 из различных тепловых состояний при сниженном растопочном расходе питательной воды до 205? номинального, что соответствует расходу воды 50 т/ч на нитку или 100 т/ч на корпус котла, свидетельствуют о возможности пусков блока 300 МВт о пониженным растопочным расходом питательной воды.

3. Расширение диапазона нагрузок блока 300 МВт. Выполнены комплексные исследования снижения мощности блока 300 МВт до уровня ниже нормативно допустимого уровня 120 МВт. Разгрузка блока ниже 120 МВт осуществлялась ступенчато по 10 МВт. На каждой ступени производилась выдержка по времени, определялась надежность работы поверхностей нагрева когла и блока в целом. После статической разгрузки во второй серии опытов наносились возмущения, определялась также надежность работы блока.

Опыты с глубокой разгрузкой блока проводились в двухкор-пусном режиме при качественном регулировании топочного режима, отключенной защите по снижению давления мазута перед форсунками, приведенной уставкой отключения котла по снижению расхода питательной воды на нитку 30 и 40 т/ч на сигнал.

При разгрузке блока 120-130 Ют и ниже в связи с ограниче-'

нием по минимальной частоте вращения ТПН 3800 мин-1 и большими перепадами на регулирующих питательных клапанах (РПК) белее 5 Ша, питание котла осуществлялось с дополнительным дросселированием среды на байпасах задвижек питательной воды.

Со снижением нагрузки блока изменяется температура и давление среды по пароводяному тракту котла. Статические характеристики котла по температурам и давлениям среды в диапазоне нагрузок 80-240 МВт показаны на рис.5.

Анализ расчетных условий работы котла, конструкции и компановки поверхностей нагрева, а также выполненных исследований показал, что существенного ухудшения температурного и гидравлического режимов при разгрузке и работе блока на скользящем давлении вплоть до 30$? номинального расхода питательной воды не происходит. Основными факторами,, обеспечивающими надежность работы котла при частичных нагрузках,является высокий уровень массовых скоростей среды в экранах, а также умеренный прирост в них энтальпии с учетом, горизонтальной навивки экранов, и давление по тракту Например, в поверхностях нагрева НРЧ мас-котла совая скорость составляет примерно 3600

кг/(м2-с), что в 1,5 раза больше скоростей в экранах П-1У хода НРЧ котла ТГШ-

314 блока 300 МВт /8/.

Однако исследования разгрузки и возможной работы блока при нагрузках ниже 120 МВт требуют дополнительных испытаний, так как нагрузка блока 300 МВт соответствует расходу питательной воды на корпус котла 150-155 т/ч, т.е. является растопочным расходом, а снижение нагрузки блока ниже 300 МВт связано с разгрузкой котла по расходу питательной воды ниже растопочного значения. Основные параметры котла при разгрузке блока'до 80 МВт приведены в /8/. Глубокое снижение давления приводит к тому, что некоторые змеевики НРЧ также выходят на перегрев до температуры 400-430°С (змеевики » 23, 22, 13, II НРЧ, корпус А, нитка А). В

стационарных' режимах при нагрузке блока 100 МВт выход змеевиков НРЧ на перегрев не отмечен, как и при нагрузке блока 120 МВт. Со снижением нагрузки блока до 90 МВт и ниже наблюдались выбеги температур на перегрев до 400-430°С отдельных змеевиков НРЧ также в стационарных режимах, причем с уменьшением нагрузки блока количество таких змеевиков увеличивалось. Максимальное значение выбега температур стенок труб по температурным вставкам было отмечено в ВРЧ-П при нанесении возмущения открытием регулирующих клапанов турбины и составило 515°С. Нарушений гидравлического режима в экранах котла при снижении нагрузки до 80 МВт на обнаружено. Одним из наиболее опасных режимов при работе блока на минимальных нагрузках является переход с ПТН на ПЭН или отключение корпуса котла. Указанные режимы могут возникать только в аварийных ситуациях и встречаются в эксплуатации не так часто, однако,проверка надежности работы оборудования в таких режимах необходима. Эти режимы дополнительно усугубляются на минимальных нагрузках в связи с расходом питательной воды ниже 30$ номинального значения. В одной из серий проведенных опытов блок быстро разгружался до 120 МВт, без стабилизации режима была установлена нагрузка 100 МВт и осуществлен переход с Ш'Н на ПЭН. При этом показатели надежности работы блока находились в норме. Температура металла ВРЧ-П в обогреваемой зоне не превышала 500°С, НРЧ - 380°С. Анализ выполненных исследований свидетельствует о возможности разгрузки блока на скользящем давлении до 100 МВт. Дальнейшую разгрузку блока следует ограничить из-за -массового выхода змеевиков НРЧ на перегрев, смещение зоны каления на вход НРЧ и отсутствия запаса ко надогреву среды до кипения на входе в НРЧ.

Надежность работы котла при частичных нагрузках в значительной степени зависит от оптимизации топочного режима, способствующей расширению диапазона нагрузок блока на скользящем давлении. В связи с этим режим работы котла в диапазоне нагрузок 300-100 МВт необходимо вести при качественном регулировании топочного процесса. Котлы должны быть оборудованы широкодиапа-зояными высокоэконоиичнымя мазутными форсунками, например, типа "титан" или "факел". Во всем диапазоне нагрузок блока котел должен работать с низкими избытками воздуха. Разгрузка блока

производилась уменьшением подачи в котел питательной воды путем снижения частоты вращения ротора I1TH до 3800 мин-1, разрешенной заводом-изготовителем. Минимальная частота вращения достигается при нагрузке блока примерно 150 МВт.

Дальнейшую разгрузку блока осуществляют путем изменения перепада давления среды на РПК. Учитывая большие перепады давления среды на РПК при разгрузке блока, необходимо уже при нагрузке 125-130 МВт переходить на дополнительное дросселирование среды, осуществляя питание котла через пусковой байпас.

На рис.6 приведена гидравлическая характеристика котла при работе блока на постоянном и скользящем давлении. Как водно из графика, из-за ограниченного диапазона работы ПТН при нагрузке, например, 100 МВт перепад давления среды РПК - ПТН достигает 7-8 МПа, что приводит к снижению экономичности его работы. Для решения указанной проблемы необходимо расширить диапазон работы ПТН и снизить частоту вращения ротора до 2600 мин-1.

Во всем диапазоне нагрузок экономичность котла сохраняется относительно высокой, причем со снижением нагрузки КПД котла брутто несколько увеличивается. Увеличение КПД котла брутто при снижении нагрузки обусловлено в основном снижением температуры уходящих газов. Так, в диапазоне нагрузок 100 - 2% номинальной температура уходящих газов снизилась с 189 до 149°С.

На рис.7 приведен график изменения КПД котла ТГМП-П4 брутто и теоловых потерь в зависимости от нагрузки котла. В расчетах потеря теплоты с механическим недожогом принята на основании проведенных ранее опытов по определению механического недожога топлива для паромеханических форсунок "титан" и составляет 0,02-0,08$, в диапазоне нагрузок 300-100 МВт КПД котла брутто, находится в пределах 92,1-92,6?.

Выполненные исследования по расширению диапазона нагрузок котла ТШ1-114 блока 300 МВт на скользящем давлении свидетельствует о возможности разгрузки блока по расходу питательной воды ниже 30$ номинального.значения. Минимальная нагрузка блока

Рис.6. Гидравлическая характеристика котла

3=

=3

I I I

_

'т ш зав в'^вха* г/у

. _1_1.1-___

т но т »,,*<[ г

Рис.7. Технико—эконо-ыические показатели котла.

чЛ*__________ составляет ЮП №т, что соответствует расходу питательной воды на котел 2Ь% номинального значения. Дальнейшую разгрузку следует ограничить из-за массового выхода змеевиков НРЧ на перегрев и отсутствия зоны по недо-греву среды до кипения на входе а НРЧ. Результаты исследований реализованы в конкретных разработках конструкций и схем и оформлены авторскими свидетельствами. Предложена схема установки и конструкция промежуточного пароперегревателя блока К-300, отличающегося тем, что с целью повышения надежности и экономичности предложено установит* пароохладитель на байпасной линии между I и П ступенями промпароперегревателя. Это позволяет снизить термическое сопротивление п/п, уменьшить гидравлическое сопротивление, увеличить возможность регулирования температуры, поддержание оптимальных параметров в элементах турбогенератора и котлоаграга-та /9/.

Предложен комплекс новых методов для выбора оптимальных режимов расхолаживания турбины, отличающийся более высокой надежностью и экономичностью. Расхолаживание производится паром в' состоянии насыщения, что посыпает внутренний КЦД цилиндров турбины. Совмещаются операции с отмывкой проточной части от отложения солей. Сокращается время расхолаживания, что снижает время нахождения агрегатов в ремонтах.

4. Надежность работа электрогенераторов в условиях маневренных переменных нагрузок. Повышение располагаемой мощности крупных турбоагрегатов непосредственно связано с исследованием работы,и оценкой надежности синхронных генераторов. Выполнены расчеты и проведены испытания работы электрогенератора с повышенной, а также пониженной против нормы нагрузок. Для обеспечения нормальной работы потребовалась разработка ряда дополнительных мероприятий, связанных с изменением режимов охлаждения,

повышением технического совершенства системы защиты. Так, например, ряд систем защиты генератора переведены на новув элементную базу, что наряду с другими положительными факторами позволяет реализовать более совершенные алгоритмы, расширить функции защитных устройств, дополнив их оперативным определением и индикацией уровней контролируемых параметров, ресурса оборудования в критических ситуациях.

Разработанная защита ротора выполнена на основе алгоритма определения средней температуры обмотки в перегрузочном режиме путем численного решения дифференциального уравнения нагрева в реальном масштабе времени. Начальное значение средней температуры обмотки вычисляется по результатам периодических замеров ее сопротивления по току й напряжению возбуждения в нормальном режиме. Условием срабатывания защиты является достижение температурой обмотки некоторого заранее установленного значения -температуры срабатывания.

Защита статора выполнена на принципе наложения на обмотку стабилизированного выпрямленного напряжения через объединенную нейтраль и первичные обмотки трансформаторов напряжения (ТН) генератора. По величине тока утечки вычисляется среднее сопротивление изоляции цепи статора. Защита срабатывает при снижении сопротивления изоляции до некоторого заданного значения.

За время эксплуатации не было зафиксировано случаев ложного срабатывания защиты, повреждения согласующих и функциональных элементов, из-за влияния помех.. Разработанное устройство является первой в отечественной практике цифровой защитой синхронного генератора.

Для повышения недежности работы генераторов выполнены исследования по оценке качества изоляции на основе более эффективного определения концентрации газовых примесей в системе охлаждения.

Повреждение изоляции крупного генератора с водородным охлаждением развивается во времени и сопровождается появлением в охлаждающем водороде примесных газов, состав и концентрация которых зависят от места, вида и степени разрушения. По результатам анализа примесей в охлаждающем водороде можно оценить состояние изоляции и прогнозировать возникновение повреждения на

сравнительно ранней стадии его развития.

Система охлаждения генератора объемом V "подпитывается" от внешнего и внутреннего источника со скоростью' йп я &и . Давление и температура газов в системе в течение всего процесса приняты постоянными. Погрешность от такого допущения должна быть невелика, так как колебания давления и температуры охлаждающего водорода в работающем генераторе малы. Поэтому газовый баланс сохраняется при равенстве объемов "подпитки" и "ухода" охлаадащего газа. Относительные концентрации Сп и Си объемная доля рассматриваемой примеси в подпитывающем газе соответственно внешнего и внутреннего источников. Величины' Иа и Са учитывают скорость адсорбции газа поверхностями в генераторе и концентрацию примеси в адсорбированном газе.

Мгновенная концентрация рассматриваемой примеси л системе охлаждения С принята одинаковой во всем объеме генератора, так как время обращения водорода в системе охлаздения составляет секунды.

Так как газ поступает в систему с концентрацией примеси Сп и Си , а уходит с концентрацией С , баз учета поверхностной адсорбции мгновенное изменение количества примеси в охлаждающем водороде определяется уравнением

У-йс =0.п сп-й1 +йи-си-сИ-(&„* йи)-с-сИ .

Дяя конкретного генератора V известен, а 0.о а Сп могут бить достаточно точно оценены. На основании проведенных лабораторных опытов по разложению изоляции и анализа примесных газов в реальных генераторах можно утверящать, что при повреждении газ в значительной степени состоит из рассматриваемой примеси (десятки процентов), но выделяется его немного, например, несколько литров в сутки. При таких условиях для У= = 80 - 100 мЭ Си> Сп (на 5-6 порядков), а йи < (на 3-4 порядка) и

В установившееся рекзме ( £ = ) и при отсутствии внутреннего газоЕыделеная (Си = 0) концентрация примеси будет на-

растать стремясь к установившемуся значению Г -г + ^--С

За (3-4) Т концентрация должна возрасти на несколько порядков. Например, при Сп~ КГ6/?, Са ~ и Ои/бл = 10" -

т.е. возрастает на два-три порядка по отношение к исходной концентрации Са = Сп

При кратковременном пуске в .систему охлаждения генератора объема V с примесью концентрацией Сг последняя в конце пуска возрастает до С0 = Са +1£-сг/V , а затем при отсутствии внутреннего источника и С0 = Сп процесс изменения концентрации будет протекать по соотношению:

Модель процесса изменения концентрации примесных газов при возникновении и развитии повреждения подтверждается опытами на генераторах при однократных пусках примесных газов (рис.8).

5. Повышение эффективности тодли-воиспользования на ТЭС энергосистемы. Результаты выполненных научно-исследовательских работ и проверенные в эксплуатации технические решения по уве-«— лячению располагаемой мощности и регу-

Рис.8. Динамика изме- лировочного диапазона нагрузок энергонения концентрации блоков могут быть использованы для по-газа *

вышения эффективности топливоиспольео-

вания на различных ТЭС энергосистемы.

Возможности перегрузки блоков 300 МВт и отключение ПВД могут быть реализованы на теплофикационных блоках 250 МВт. Отключение ПВД на этих блоках в зимний (при полной тепловой нагрузке) период работы ТЭЦ позволяет увеличить нагрузку отопительных отборов и получить дополнительную мощность как теплофикационную с большим экономическим эфактом.

V

ч. **

Анализ состояния и перспективных задач развития энергетики Республики Беларусь показал необходимость как продления срока службы и повышения эффективности действующих ТЭС, так и ввод новых мощностей. При этом для традиционных ТЭС предпочтение необходимо отдать станциям, работающим по новым, в частности, парогазовым технологиям, обеспечивающим существенное повышение эффективности использования газа - в перспективе основного вида энергетического топлива.

При применении ГТУ заданных параметров в схемах ТЭС возможная экономия топлива в энергосистеме будет зависеть прежде всего от эффективности использования утилизируемой теплоты уходящих газов ГТУ. В общем случае экономию условного топлива за счет ввода ГГУ можно представить как

1(Ж//у » С^ам ¡-гту 1

- мощность ГГУ и продолжительность ее работы в

году; '

- теплотворная способность условного топлива;

- КГЩ замещающей электрической станции системы;

- электрический КПД ГГУ без учета эффекта от утилизации теплоты уходящих газов после газовой турбины (ГТ);

- экономия тошшва, достигаемая за счет утилизации теплоты уходящих газов ГГ в количестве О-ух , которое определяется параметрами ГГУ и степенью утилизации теплоты уходящих газов ГГ (значением температуры газов после утилизационных установок ¿уг ).

Анализ показывает, что наибольпая экономия тошшва обеспечивается при применении теплофикационных ГГУ и ЛГУ.

Даже для простга газотурбинных ТЗЦ (УГГУ), вытесняющих котельные раздельной схемы энергоснабжения, экономия топлива за счет утилизации теплоты О.^ является достаточно высокой, около 136 кг у.т./ч на I МВт утилизируемой теплоты.

Еще большей (примерно на 25-30$) будет экономия топлива в случав применения бинарных теплофикационных ПГУ с противодавлен-ческими турбинами.

где ИПу\ I

к3

д

'■З.К

Для ПГУ одноцелевого назначения (конденсационного типа) теплота О у* используется в дополнительном цикле, КГЩ которого, как правило, меньше КПД замещающей КЭС, поэтому значения получаются меньшими, чем для теплофикационных ПГУ.

В соответствии с проведенным анализом, в условиях Беларуси для ускорения экономии топливных ресурсов необходимо уделить внимание внедрению теплофикационных ПГУ и УГГУ, в частности, на основе уже освоенных производством ГГУ, в том числе и относительно небольшой мощности. Такие установки должны,в первую очередь, устанавливаться под базовую тепловую нагрузку (с большим значением годового числа часов использования мощности ГГУ). На их основе можно развивать децентрализованные теплофикационные системы (с уменьшением затрат в строительство тепловых сетей). Важно также то, что УГТУ и ПГУ относительно небольшой мощности могут быть введены в эксплуатацию за существенно более короткие сроки, чем мощные ПГУ.

Одновременно с учетом необходимых в перспективе темпов ввода мощностей в энергосистеме целесообразно строительство новых парогазовых ГРЭС утилизационного типа, а в начальном периоде освоения высокотемпературных газовых турбин - подстройка существующих или вновь вводимых паротурбинных блоков ГГУ по различным разработанным к настоящему времени схемам.

Техническая реализация пусков энергоблоков с пониженным растопочным расходом среды повышает эффективность пуско-остано-вочного режима (ПОР) против других альтернативных способов прохождения провалов нагрузки на ТЭС.

Результаты исследований могут найти также применение и при реконструкции и расширении действующих КЭС, в том числе энергоблоками с газотурбинными надстройками.

•

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

I. Установлено, что крупные энергоблоки ТЭС могут длительно и надежно работать с превышением на 5-10$ номинальной мощности, что особенно актуально в переходный период становления экономики Республики при высокой стоимости и отсутствии гарантированных поставок энергооборудования. Работы по реконструкции и мо-

дернизации оборудования, обеспечивающие повышение их мощности, могут быть выполнены собственными силами энергосистемы. Ряд разработок выполнен на уровне изобретений. Испытания' и опыт работы показали, что прочностные и эксплуатационные характеристики оборудования на исследованных режимах соответствуют техусловиям. Экономичность работы блоков повышается на 2-3%. Экономия капитальных вложений до 8 млрд.руб.

2. Предложены новые методы повышения маневренности крупных блоков системы, в частности снижения на 30$ против нормативов технического минимума нагрузки блоков в ночной период.

Исследования и испытания показали, что для максимальной реализации маневренных возможностей блоков требуется существенно увеличить диапазон регулирования всего вспомогательного оборудования (горелки котлов, система автоматики, обводных (бай-пасных) трубопроводов и арматуры и др.). Необходимо установить дополнительные приборы контроля и системы автоматики.

3. Разработаны новые методы проведения пусковых операций со снижением растопочного расхода среды. Повышенные требования к персоналу сочетаются с совершенствованием систем автоматика и контроля, использованием современной вычислительной техники, ряда дополнительных программ с привлечением ВУ центральной АСУ энергосистемы. За счет сокращения расхода топлива на ежесуточные остановки и пуски блоков' экономия топлива составляет до 100 тыс.т у.т./год.

4. Выполнен комплекс исследований, разработаны методы и критерии по повышению надежности работы электроэнергетического оборудования, обеспечивающего работу турбоагрегатов и котлоаг-регатов в режиме повышенной мощности, а также в период значительного сниения нагрузки. Особое внимание уделено вопросу надежной работы крупных турбогенераторов, системе из защиты и автоматики.

5. Потенциальные возможности крупного действующего электрооборудования должны учитываться при разработке планов перспективного развития энергосистемы. В условиях Беларуси ввод новых крупных энергоблоков на ТЭС, в том числе парогазовых, должен сочетаться с сооружением малых и средних мобильных газотурбинных агрегатов (о использованием теплоты уходящих газов для

пароснабжэния промышленных потребителей и подогрева воды систем низкотемпературного теплоснабжения поселков, райцентров, отдельных промузлов). Применение таких установок позволяет обеспечить работу с достаточной экономичностью, существенно снизить расход топлива.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах

1. A.c. 1560904. Промежуточный пароперегреватель // Герасимов В.В., Кусков А.И., Пискунов В.М., Дуда И.М., Олейник И.Р. / Опуйя. в Б.И. * 16, 1990.

2. A.c. I56247S. Способ расхолаживания паровой турбины / Герасимов В.В., Зенович В.И., йльяшевич И.А. // Опубл. в Б.И. Я 17, 1990.

3. A.c. 93I9I6. Способ расхолаживания паровой турбины / Йльяшевич H.A., Занкович В.И., Параневич Б.И., Герасимов В.В., Смолянко Н.К. // Опубл. в Б.И. № 20, 1982.

4. Герасимов В.В., Кусков И.А. Возможности повышения располагаемой модности ТЭС /'Энергетик.-1988.-Ji 6.-С. 13-15.

5. Кусков ИЛ., Герасимов В.В., Занкович В.И., Яеонков A.M. и др. Исследование пусковых режимов энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-П4 при сниженном до 20% номинального расхода питательной веды //Теплоэнергетика.-1988.5.-С.33-37.

6. Денисов В.Е., Герасимов В.В., Рубахин В.Б., Редько И.И., Кусков И.А. Некоторые мероприятия по улучшению экономичности и надежности блоков 300 МВт //Электрические станции. -1973.-№ 4,-С.17-20.

7. Герасимов В.В., Кусков И.А., Рубахин В.Б. Снижение расхода топлива за счет оптимизаций пусковых схем и режимов работы энергоблоков 300 МВт. Тезисы докл.к Республиканскому научно-техническому совещанию "Повышение эффективности топливоиспользова-ния в Белорусской энергосистеме".-Минск, 1974.-С.37.

8. Мысак И.С:, Кусков И.А., Герасимов В.В., Занкович В.И. Расширение нагрузок диапазона котла ТГМП-П4 и блока 300 МВт в режима скользящего давления //Теплоэнергетика.-1988.6. -

С.30-35.

9. Кусков H.A., Герасимов В.В. Экономичность работы котлов при различных температурах и параметрах набивки РВП //Энергети-

кн.- 1988.-Л 12.-С. 34-37.

10. Александров И.И., Герасимов В.В., Мороз В.К., Новаи В.И. и др. Защлта синхронного генератора на основе мийроЭВМ // Электрические станции,-1982. - № 12.-С.48-51.

11. Степанчук К.Ф., Герасимов В.В., Красько A.C. Динамика изменений концентрации газовых примесей в системе водородного охлаждения генераторов. / Энергетика ...Изв.высш.учеб.заведений Л 1987.-й I.-С.48-49.

12. Герасимов В.В,, Гинзбург Г.Б., Горин В.И. и др. О создании газотурбинных ТЭЦ малой мощности УЭнергетика. Изв.вузов и энергообъединений СНГ/-19Э2. - № II-I2.-C.6.

13. Э.Н.Азуманян, В.В.Герасимов, Г.Б.Гинзбург и др. О разработке программ перспективного развития электроэнергетики/ Энергетика. Изв.вузов и энергообъединений СНГ/-1992.-Л 11-12.-С.7.

14. Герасимов В.В. Проблемы энергетики и пути их решения/ Энергетика. Изв.вузов и энергообъединений СНГ/-1992.-.№ 7-8.-

С.5-8.

15. Герасимов В.В. Проблемы развития электроэнергетики Республики Беларусь/ Энергетика. Изв.вузов и энергообъединений СНГ/ 1993. 1-2.-С.3-6.

16. Герасимович А.Н., Мазуркевич В.Н., Булат В.А., Герасимов В.В., Хартанович В.Н., Сороко Л.Г., Куриленок А.Г. Опыт перевода секционированных экранов генераторных токопроводов е электрически непрерывные. //Электрические станции.-К 6,-1983,-С.44-46.

ГЕРАСИМОВ Валентин Васильевич

ПОВШЕНИЕ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

05.14.14 - Тепловые электрические станции (тепловая часть)

05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление шли

Диссертация в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

Корректор М.П.Антонова Подписано в печать 25.05.93.

Формат 60x84 ^16. Буш га тип. К 2. Офсетная печать.

Усл.печ.л. 1,3. Уч.-изд.л. 1,0. Тир. 100. Зак. 661.

Белорусская государственная политехническая академия.

Отпечатано на ротапринте ЕГПА. 220027, Минск, пр.Ф.Скорины,65.