Модуль 3

МОДУЛЬ 3. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ И ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ ПАРОТУРБИННЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ

3.1 ПУСК ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС И АЭС

Наиболее важными моментами в период эксплуатации оборудования электростанций являются пуск и останов. От правильного проведения этих операций существенно зависят надежность, долговечность и экономичность работы оборудования.

В процессе пуска возникают дополнительные механические и термические напряжения в элементах агрегатов, вызываемые нестабильностью теплового состояния. Поэтому основное внимание в период проведения этой операции уделяется равномерному прогреву оборудования и его элементов, соблюдению установленных скоростей роста температур и давления. В то же время операции пуска связаны с прямой потерей топлива и не должны быть длительными.

Пуск блоков проводится в настоящее время при скользящих начальных параметрах пара. При этом пуск котла и турбины совмещается, что позволяет существенно сократить длительность пусковых операций.

Подготовка к пуску парового котла включает заполнение водой; проверку действия предохранительных клапанов, регулирующей арматуры и приборов; включение в работу тягодутьевой установки. Для турбины выполняются проверка действия автоматов безопасности, регулирующей и стопорной арматуры, включение пускового маслонасоса и ва-лоповоротного устройства, циркуляционного насоса, заполнение конденсатора до нормального уровня и включение конденсатного насоса на рециркуляцию, включение эжектора для отсоса воздуха и подача пара на уплотнения.

На АЭС производят следующие предпусковые операции с реактором: заполнение циркуляционных контуров теплоносителей; проверку действия системы регулирования и защиты; определение запаса реактивности; разогрев теплоносителя до 100 — 105 ° С электронагревателями или за счет работы циркуляционных насосов с одновременным подъемом давления.

Подготовка к пуску основного оборудования включает подготовку растопочной схемы котла и пусковой схемы блока.

Растопочная схема барабанного котла с естественной циркуляцией приведена на рис. 16.1. При заполнении котла водой открывают воздушники на главном паропроводе, барабане, промежуточном коллекторе пароперегревателя, систему продувки пароперегревателя и дренаж главной паровой задвижки. Заполнение котла производится деаэрированной водой, температура которой отличается не более чем на 40° С от температуры металла барабана. Котел заполняют до нижнего уровня в барабане.

Для удаления из топочной камеры и газоходов взрывоопасной смеси перед растопкой их тщательно вентилируют дымососом и дутьевым вентилятором не менее 10 мин.

Растопка котла осуществляется с использованием мазута или газа (растопочного топлива). Переход на сжигание твердого топлива допускается при достижении не менее 30 % нагрузки топочной камеры.

Скорость повышения давления (скорость растопки) определяется интенсивностью парообразования и регулируется изменением подачи топлива в топку и открытием продувки. При этом скорость повышения температуры насыщения пара в барабане должна составлять не более 1,5, а температуры пара за пароперегревателем — 5 ° С/мин.

Скорость растопки котла ограничивается скоростью прогрева стенок барабана, которая при температуре стенок до 200 ° С равна 1,5 ° С/мин, выше 200 ° С составляет 3 ° С/мин.

Одновременно с растопкой при давлении пара 0,5 МПа производится прогрев главного паропровода со скоростью 2 — 4 ° С/мин.

При давлении пара в барабане на 0,1 — 0,2 МПа меньшем, чем в магистрали, котел подключается к работе на общую магистраль. Время, затрачиваемое на

растопку, обычно 3 — 5 ч.

Растопка прямоточного котла ведется при непрерывной подаче воды с расходом около 30 % номинального. При растопке из холодного состояния предварительно проводят промывку поверхностей нагрева полным расходом воды до момента, когда жесткость сбрасываемой воды начинает увеличиваться не более чем на 5 — 10 мкг-экв/кг.

Наиболее простая схема растопки прямоточного котла — прямоточная с использованием растопочной редукционно-охладительной установки и растопочного расширителя (рис. 16.2). При ее использовании на экономайзерах и испарительных поверхностях нагрева поддерживается полное давление, что обеспечивает устойчивый гидравлический режим их работы и снижает разверку температур труб радиационной части котла.

Однако такая схема растопки при блочном пуске вызывает перерасход топлива, так как расход растопочного пара оказывается больше расхода пара, необходимого для пуска турбины. Схема не позволяет использовать пуск блока на скользящих параметрах пара, приводит к выносу солей и оксидов железа из зоны экономайзера и испарения в пароперегреватель и турбину.

Основными элементами схемы сепараторного способа растопки котла (рис. 16.3) являются: встроенная задвижка, которая делит тракт прямоточного котла на две части (экономайзерноиспарительную и пароперегрева-тельную), встроенный сепаратор и растопочный расширитель. Надежный гидравлический режим работы поверхностей нагрева обеспечивается при такой схеме за счет поддержания полного давления и 30 %-ного расхода воды. Получаемый в расширителе пар используется в тепловой схеме при пуске. После включения горелок и нагрева воды до температуры более 200 ° С пар из встроенного сепаратора поступает в пароперегреватель и используется после прогрева паропроводов для толчка ротора турбины. Доведение частоты вращения ротора турбины до номинальной и частичное нагружение турбины производятся при пониженных параметрах пара, что позволяет улучшить условия ее прогрева.

Как правило, при нагрузке, равной 30 % номинальной, достигаются номинальные значения параметров пара. Котел при этом переводится на прямоточный режим работы (встроенная задвижка открывается, а сепаратор отключается).

При пуске блока котел — турбина на скользящих параметрах пара прогрев главного паропровода осуществляется одновременно с прогревом турбины и толчком ее ротора. При этом скорость прогрева металла составляет 2 — 4 ° С/мин. Паропроводы промежуточного перегрева прогреваются редуцированным паром. Толчок ротора производится паром с температурой, превышающей температуру насыщения не менее чем на 50 ° С, который может подаваться через байпас ГПЗ при полностью открытых регулирующих клапанах. Это позволяет обеспечить более равномерный прогрев цилиндра по окружности.

Время прогрева турбины при пониженной частоте вращения ротора устанавливается инструкцией по пуску. Однако во всех случаях разность температур между фланцами и шпилькой должна быть 20 — 25 ° С, а по ширине фланцев — не более 50 ° С, разность температур металла верхней и нижней частей цилиндра в окружности регулирующей ступени должна быть не выше допустимой (30 — 45 ° С), а амплитуда вибрации всех частей турбины не выше 40 мк. К моменту достижения ротором турбины номинальной частоты вращения доводится до нормального вакуум в конденсаторе, включается система охлаждения генератора, производится его синхронизация, включение в сеть и набирается небольшая нагрузка (чтобы не допустить перевода работы генератора в моторный режим).

Регулируемые отборы теплофикационных турбин включаются только при расходе пара в конденсатор, превышающем вентиляционный пропуск, а скорость увеличения расхода пара в отбор должна быть не выше 5 % от номинального расхода в минуту.

Пуск турбин с противодавлением осуществляется при отключенном регуляторе давления. Для их прогрева используется пар из паропровода отбора (со стороны выхлопа).

3.2 ПУСКОВЫЕ СХЕМЫ БЛОКОВ

Для проведения операций пуска и останова основного оборудования в тепловой схеме блоков предусматриваются дополнительные оборудование и арматура, расширители, сепараторы, редукционно-охладительные установки и быстродействующие редукционно-охладительные установки, паросбросные, паропропускные клапаны и устройства и др. Включение всех этих элементов в тепловую схему блока производится в соответствии с применяемой пусковой схемой. Пусковая схема должна обеспечивать: возможность пуска блока из любого состояния турбины и котла при обязательном соблюдении условий надежности работы оборудования; минимальную продолжительность пусковых операций при наименьших затратах топлива и потерь конденсата; соблюдение заданного водного режима; максимальное упрощение всех операций по пуску и их автоматизацию; возможность резкого сброса нагрузки (до холостого хода) и аварийного останова основного оборудования.

В настоящее время пуск блоков осуществляется при постоянном повышении параметров пара за котлом, т.е. на скользящих параметрах. Это позволяет вести одновременный прогрев паропроводов, турбины и котла. Пуск турбины начинается значительно раньше набора котлом номинальных параметров и производительности, происходит при малых тепловых нагрузках топочной камеры котла, что позволяет улучшить условия прогрева и уменьшить термические напряжения в элементах основного оборудования и трубопроводах.

Для того чтобы обеспечить сброс пара помимо турбины при сбросе нагрузки или в период пуска, предусматривается система байпасирования турбины. При этом может быть реализована одноили двухбайпасная схема (рис. 16.4). Применявшиеся ранее двухбайпасные схемы (рис. 16.4, а) состоят из двух быстродействующих редукционно-охладительных установок (БРОУ-1 и БРОУ- 2), подключаемых к паропроводам свежего пара и промежуточного перегрева. При сбросе нагрузки, закрытии стопорных клапанов или включении автомата безопасности пар из главного паропровода через БРОУ-1 сбрасывается в паропровод промежуточного перегрева, что позволяет обеспечить надежное охлаждение поверхностей нагрева промежуточного пароперегревателя, и затем из холодной линии промежуточного перегрева сбрасывается через БРОУ-2 в конденсатор турбины.

Система байпасирования действует с помощью электронно-гидравлического привода

клапанов БРОУ в течение 5 — 6 с; клапаны все время находятся в рабочем состоянии.

Схема, приведенная на рис. 16.4, а, обеспечивает надежное охлаждение промежуточного пароперегревателя, однако сложна в исполнении, требует поддержания БРОУ в рабочем состоянии. С учетом этих недостатков на современных блоках применяется исключительно однобайпас-ная схема (см. рис. 16.4, б), в которой охлаждение промежуточного пароперегревателя не предусматривается и при сбросе нагрузки пар из паропровода холодной нитки промежуточного перегрева сбрасывается через БРОУ в конденсатор турбины. Упрощение достигается за счет отказа от одной БРОУ, а возможность пережога труб промежуточного пароперегревателя исключается благодаря размещению его в котле в зоне пониженных температур газов. Площадь поверхности нагрева промежуточного пароперегревателя в этом случае увеличивается, усложняется схема регулирования температуры пара промежуточного перегрева, однако в целом однобайпасная схема более проста, более надежна и экономична.

Для надежного охлаждения поверхностей нагрева промежуточного пароперегревателя, особенно при пуске блока из горячего состояния, используют обычную редукционноохладительную установку для подачи из трубопровода свежего пара в линию промежуточного перегрева.

На рис. 16.5 приведена усовершенствованная схема пуска блока. В этой схеме для охлаждения промежуточного пароперегревателя при растопке используется пар, образующийся в растопочном расширителе, а сброс пара из паропроводов промежуточного пароперегревателя осуществляется в конденсатор через сбросное устройство. Предпусковая деаэрация питательной воды по этой схеме предусмотрена паром постороннего источника.

Растопка котла ведется на сепараторном режиме при закрытых встроенных задвижках и отключенном пароперегревателе. При тепловыделении в топке, равном примерно 10 % номинального, температура газов в зоне установки пароперегревателя обеспечивает надежность работы трубной системы.

При давлении пара в растопочном расширителе 0,3 — 0,4 МПа деаэратор переключается на его использование. При температуре пароводяной смеси перед встроенными задвижками около 27 ° С (степень сухости х = = 0,1 — 0,15) происходит ступенчатое открытие отсечного клапана сепаратора и пар начинает поступать в пароперегреватель. По мере открытия отсечных клапанов сепаратора клапаны на сбросе прикрываются. При этом происходит прогрев главных паропроводов со сбросом пара через БРОУ. Прогрев ЦВД турбины осуществляется паром из растопочного расширителя, который подается в паропровод промежуточного перегрева.

Прогрев ЦВД турбины и перепускных труб производится до температуры металла 150 —

включения его в сеть закрытие БРОУ и полное открытие регулирующих клапанов позволяет набрать нагрузку 10 — 15 МВт. Дальнейшее увеличение нагрузки обеспечивается повышением тепловой нагрузки котла одновременно с повышением параметров пара.

На рис. 16.6 показаны пусковые схемы блоков мощностью 500 и 800 МВт. Схемы построены в соответствии с принципами, заложенными в схеме рис. 16.5. Во всех схемах подпитка блока при пусках осуществляется подачей воды из бака запаса конденсата в конденсатор турбины или в линию основного конденсата перед блочной обессоливающей установкой. Предусмотрен также сброс загрязненной воды при пусках или промывках в циркуляционный водовод или в бак грязного конденсата. Растопочный расход питательной воды парового котла принят равным 30 % номинального. В соответствии с этим расходом выбраны сечения растопочных элементов схемы.

Предусмотренные в схемах пускосбросные устройства предназначены для прогрева паропроводов, сброса не потребляемого турбиной пара и резервирования потребителей пара. Так, например, в схеме блока мощностью 500 МВт (рис. 16.6, а) предусмотрены пускосбросные устройства для сброса пара в конденсатор, резервирования турбопитательного насоса, прогрева системы промежуточного перегрева и сброса пара из горячих паропроводов промежуточного перегрева, а также для резервирования питания паром деаэратора. В схеме блока мощностью 800 МВт (рис. 16.6, б) благодаря совмещению функций принято всего два пуско-сбросных устройства большей пропускной способности. При этом ПСБУ собственных нужд выполняет функцию РОУ, если оно подключается к системе промежуточного перегрева. В нормальных условиях эксплуатации это ПСБУ отключено от конденсатора и системы промежуточного перегрева и выполняет функцию БРОУ.

Для регулирования температуры перегретого пара в схемах предусмотрены пусковые впрыски в главные паропроводы, а регулирование температуры вторичного пара осуществляется впрыском воды в горячие паропроводы промежуточного перегрева.

Пусковые схемы базовых блоков мощностью 500 и 800 МВт ориентированы на ограниченное число их пусков, в то же время устанавливаемые в европейской части страны блоки мощностью 800 МВт допускают

возможность останова на нерабочие дни. В пусковых схемах эти различия отражаются в основном в системе пароснабжения собственных нужд.

Требования к пусковым схемам АЭС те же, что и для ТЭС. Однако их пусковые схемы имеют некоторые специфичные особенности. В связи с использованием для большинства серийных блоков АЭС насыщенного пара, который имеет больший по сравнению с перегретым паром объем, оборудование пусковой схемы рассчитывается на большее количество пропускаемого пара. Для создания начального давления в первом контуре (рис. 16.7) в схеме предусмотрен специальный внешний источник — паровой компенсатор давления (служит также для компенсации изменения объема теплоносителя при его нагревании). Первичное заполнение контура производится подпиточными насосами, которые в процессе нормальной эксплуатации служат для компенсации потерь теплоносителя. На трубопроводе подачи пара к турбине устанавливаются, как и в схеме блоков на органическом топливе, предохранительные клапаны и подключается три типа БРОУ для осуществления пусковых операций и обеспаривания турбины при резком сбросе нагрузки.

В систему пуска и расхолаживания блока с реактором типа РБМК (рис. 16.8) включены насосы пуска или расхолаживания, барботажный бак и БРОУ четырех типов.

Основными характеристиками эффективности проведения пусковых операций являются их продолжительность и затраты топлива. Продолжительность пуска складывается из длительности этапов растопки котла, прогрева турбины и паропроводов, увеличения частоты вращения турбины и ее нагружения. Длительность каждого этапа зависит от исходного температурного состояния оборудования, особенностей его конструктивного выполнения и пусковой схемы.

Рис. 16.6. Пусковые схемы блоков мощностью 500 МВт (а) и 800 МВт (б):

1 — конденсатор; 2 — конденсатный насос первой ступени; 3 — блочная обессоливающая установка; 4 — сброс в циркуляционный водовод; 5 — то же в бак загрязненного конденсата; 6 — конденсатный насос второй ступени; 7 — ПНД; 8 — деаэратор; 9 — бустерный насос; 10 — турбопривод питательных насосов; // — ПВД; 12 — байпас ПВД; 13 — регулирующий клапан на линии рециркуляции; 14 — пусковой впрыск; 15 — регулирующий питательный клапан; 16 — экономайзерные поверхности; 17 — встроенная задвижка; 18 — дроссельный клапан на отводе пара в пароперегреватель; 19 — то же на подводе среды к встроенному сепаратору; 20 — встроенный сепаратор; 21 — дроссельный клапан на линии отвода среды из встроенного сепаратора (из первой и второй ступеней); 22 — растопочный расширитель; 23 — предохранительный клапан; 24 — отвод пара из расширителя к коллектору собственных нужд; 25

— то же воды из расширителя в конденсатор; 26 — слив в циркводовод; 27 — то же в бак запаса конденсата; 28 — регулирующий клапан; 29 — подвод пара от постороннего источника; 30 — общестанционный коллектор пара; 31 — коллектор пара собственных нужд; 32 — сбросной трубопровод ПСБУ; 33 — то же паропровода промежуточного перегрева; 34 — быстровыключающинся клапан; 55 — ГПЗ; 36 — ПСБУ; 37 — БРОУ турбопитательного насоса; 38 — РОУ; 39 — главные паропроводы; 40 — пусковой впрыск; 41 — паровой байпас промежуточного пароперегревателя; 42 — дренаж; 43 — холодные паропроводы промежуточного пароперегрева; 44 — горячие паропроводы промежуточного перегрева

Расход топлива на пуск определяется разностью между полным расходом топлива за время от начала пусковых операций до вывода турбины на номинальную нагрузку и расходом топлива на выработку электроэнергии за время пуска, который определяется по удельному расходу при

после останова на 20 — 50 ч, а блоки большей мощности — за 3 — 5 ч после останова на 24 — 48 ч. Для повышения экономичности и надежности проведения пусковых операций разработаны и используются автоматические системы или автоматы пуска.

Пусковые схемы, режимы пуска и останова блоков с барабанными котлами

Пусковые схемы. В настоящее время на электростанциях страны установлено достаточно большое количество блоков мощностью 150(160) и 200(210) МВт с барабанными котлами на параметры пара перед турбиной 13 МПа, 540° С и с промежуточным перегревом до 540° С (Первые в СССР четыре дубль-блока мощностью 150 МВт имеют проектные параметры 17 МПа, 555/525° С), причем подавляющее большинство их - моноблоки. Сооружение дубль-блоков с барабанными парогенераторами практически прекращено, и поэтому они далее не рассматриваются.

Принципиальной особенностью пусковых схем блоков мощностью 150 МВт является наличие в них двухступенчатого обвода турбины. Такие схемы называются двухбайпасными (рис. 2-7,а).

В этих схемах имеются две последовательно включенные БРОУ: первая (БРОУ-1) байпасирует часть высокого давления турбины и отводит пар из главных паропроводов в «холодные» паропроводы промежуточного перегрева; вторая (БРОУ-2) байпасирует часть среднего и низкого давления турбины, обеспечивая сброс пара из «горячих» паропроводов промежуточного перегрева в конденсатор.

Двухбайпасная пусковая схема была разработана для блоков с котлами, у которых промежуточный пароперегреватель расположен в зоне довольно высоких температур дымовых газов. Благодаря БРОУ автоматически . обеспечивается надежное охлаждение промежуточного перегревателя во всех случаях, когда производительность котла существенно превышает потребление пара турбиной. С помощью БРОУ осуществляется также прогрев паропроводов системы промежуточного перегрева и ЧСД турбины при пусках блока.

Рис. 2-7. Принципиальные пусковые схемы блоков: двухбайпасная(а) и однобайпасная (б).

1 - БРОУ-1; 2 - автоматический стопорный клапан (АСК); 3-— стопорный (защитный) клапан ЧСД (ЗК); 4 - БРОУ-2; 5 - сбросной клапан.

Применение БРОУ было обусловлено требованием удержания блока на холостом ходу при отсутствии повреждений его оборудования после полного сброса внешней нагрузки. В этом случае БРОУ автоматически обеспечивают достаточный проток пара через промежуточный перегреватель в наиболее ответственный период, когда котел, являющийся весьма инерционным звеном блока, без гашения топки переводится на работу с минимальной допустимой для него нагрузкой.

Для привода клапанов БРОУ использовались гидравлические сервомоторы с золотниками, имеющие время быстродействия около 5 с. При этом требуется полная синхронность в работе всех клапанов БРОУ и турбины при высокой надежности. Поэтому такие схемы оказались весьма сложными в исполнении и управлении. Отказ в работе авторегуляторов БРОУ может привести к серьезным аварийным последствиям. Кроме того, при нормальной работе блока имеют место ощутимые потери тепла, обусловленные как необходимостью постоянного поддержания в прогретом состоянии большого количества клапанов БРОУ, так и повышенными утечками через их возможные неплотности; требуется также повышенный расход электроэнергии на конденсатные насосы, обеспечивающие проток значительного количества конденсата через систему гидроприводов. Опыт эксплуатации блоков с двухбайпасной пусковой схемой показал, что дальнейшее применение ее нецелесообразно.

Для блоков 200 МВт была предложена однобайпасная пусковая схема, которая значительно проще и надежнее, чем двухбайпасная. Поэтому однобайпасная пусковая схема в настоящее время принята в качестве типовой для всех отечественных блоков.

В этой схеме имеется только одна БРОУ, которая байпасирует сразу всю турбину и сбрасывает излишек свежего пара в конденсатор (рис. 2-7,6). Надежность схемы повышается, если промежуточный перегреватель при минимальной нагрузке котла (не превышающей 30% номинальной) не нуждается в охлаждении паром, для чего он должен располагаться в конвективном газоходе, т. е. в зоне умеренных температур дымовых газов.

На «горячих» паропроводах промежуточного перегрева перед ЦСД в такой схеме предусмотрены сбросные клапаны, которые открываются при закрытии отсечных (защитных) клапанов (ЗК) и обеспечивают сброс пара из ЦВД и системы промежуточного перегрева в пароприемное устройство конденсатора при отключении турбины. Благодаря этому исключается