9 18 T - 102,c

Рис. 11.14. Программа повышения частоты вращения ротора турбины п

.

Нагружение турбогенератора. После включения генератора в сеть его нагружение выполняют включением автоматической системы нагружения, воздейству­ющей на клапан подвода газового топлива к котлу, (рис. 11.15).

При подъеме параметров пара перед турбиной разность температур пара в ре­гулирующей ступени ЦВД t_Р и металла в глубинной точке фланца t_ЦВД не должна превышать 100^оС. Это условие достигают при использовании разности этих тем­ператур в качестве входного сигнала автоматической системы нагружения турбо­генератора. Одновременно на этом этапе работает АСР соотношения топливо — воздух (см. рис. 8.11, а). Включение и отключение всех АПС и устройств форми­рования программ повышения параметров осуществляет оператор воздействием на ключ "этапы пуска" и тумблеры включения и отключения программ. Пусковые программы формируют соответствующими УВК или УЛУ в виде унифицированных сигналов управления, подаваемых на вход автоматических регуляторов локальных пусковых систем.

На прямоточных котлах также автоматизируются основные пус­ковые операции и процессы, в том числе питание водой, поддер­жание режима работы пусковых сепараторов, регулирование тем­пературного режима по

тракту до растопочных сепараторов и тем­пературы перегретого пара. При этом большое значение с точки зрения динамики АСР имеет расположение впрыска на паропро­воде перегретого пара. Оптимальным следует считать размещение пусковых впрысков приблизительно в середине паропровода на рас­стоянии 50—60 м от стопорного клапана и точки измерения t_ПП.

Длина оставшегося до точки измерения участка, с одной стороны, обеспечивает окончание процесса испарения влаги, с другой — позволяет существенно улучшить динамику АСР по отклонени­ям t_ПП от установленного значения по сравнению с традиционным расположе­нием впрыска непосредственно на выхо­де котла.

Рис. 11.15. Автоматическая система нагружения турбо­генератора (обозначения те же, что на рис. 11.13)

АПС разворота турбины и регулятор нагружения турбогенератора действуют аналогично рассмотренным системам (см. рис. 11.13, г).

Автоматизация пуска энергоблока с прямо­точным котлом. Например, рассмотрим подсисте­му автоматизированного управления пуском бло­ка мощностью 500 МВт (котел П-57-2, 1650 т/ч, с давлением первичного и вторичного пара: 25,5 и 4 МПа температурой — 545 °С, с турбиной

К-500-240-2, одновальной, состоящей из трех частей, генератором ТГВ-500 с га­зоводяным охлаждением). Тепловая (пусковая) схема показана на рис. 11.16. От­личительные особенности схемы:

однобайпасная, с встроенным сепаратором в пароводяной тракт котла, служит типовой для блоков СКД;

имеет один обвод высокого давления из паропровода 16 в конденсатор 23 через пускосбросное быстродействующее устройство (ПСБУ) 19, что обеспечивает дли­тельное (до 15—20 мин) удержание холостого хода блока после сброса нагрузки.

Пускосбросные быстродействующие устройства собственных нужд (ПСБУСН) обеспечивают резервирование подачи пара на собственные нужды (питательные турбонасосы — ПТН 3, турбоприводы воздуходувок котла и на деаэратор 1). Сум­марная пропускная способность сбросных устройств 19 и 20 соответствует паропроизводительности котла, устанавливаемой после сброса нагрузки турбины до холос­того хода. Встроенный пусковой узел котла включает сепаратор 8, дроссельные клапаны Д1, Д2, ДЗ, встроенную задвижку (ВЗ) 7, трубопроводы для подвода и отвода па­роводяной среды. Встроенный узел обеспечивает пуск котла без заполнения паро­перегревателя водой на скользящих параметрах по давлению и температуре пара.

Сброс пара из встроенного узла идет через растопочный расширитель 9 с вер­хним осевым подводом. При этом расход пара изменяется в пределах 100—15% растопочного. Давление в расширителе поддерживают регулирующим клапаном РК-1, установленном на трубопроводе выпара 13. Пар из расширителя используют для подогрева питательной воды в деаэраторе 1 и прогрева трубопроводов проме­жуточного (вторичного) перегревателя 18 через регулирующий клапан РК-3. Воду из расширителя 9 отводят в конденсатор турбины 23 через клапан РК-4, управляемый регулятором уровня расширителя .

Рис. 11.16. Технологическая схема пуска энергоблока с прямоточным паровым

котлом

1 — деаэратор; 2 — питательный насос первого подъема; 3 — питательный тур­бонасос; 4 — ПВД; 5 — линия обвода; 6 — регулирующий питательный кла­пан;

7 — встроенная задвижка; 8 — пусковой сепаратор; 9 — расширитель;

10 — циркуляционный водовод; 11 — бак грязного конденсата; 12 — сбросной турбопровод; 13 — трубопровод выпара; 14 — коллектор собственных нужд;

15 — общестанционная магистраль; 16 — паропровод острого'(псрвичного) па­ра;

17 — трубопровод вторичного пара; 18 — вторичный пароперегреватель;

19, 20, 22 — сбросные устройства; 21 — главные паровые задвижки;

23 — конден­сатор; 24 — подвод охлаждающей воды; 25, 27 — конденсатные насосы первого и второго подъемов; 26 — конденсатоочистка; 28 — ПНД;

29 — конденсатныйнасос на линии сброса

Предусмотрен сброс излишка воды из зам­кнутого пароводяного цикла блока в циркуляционный водовод 10 или бак грязного конденсата 11.

Отбор воды на пароохладители (впрыски), расположенные за ВЗ 7, осуществлен по схеме постоянного расхода. На подводе воды к впрыскам установлены обратный клапан и задвижка, на байпасе задвижки предусмотрен набор дроссельных шайб, рассчитанный на удвоенный суммарный расход воды с перепадом давления на за­движку 12 МПа (на рис. 11.16 не обозначены). Коллектор собственных нужд 14 снабжает паром деаэратор 1 и пусковые эжек­торы турбины до получения собственного пара из отборов. Подвод пара в коллектор 14 осуществлен от следующих источников: внешнего, расширителя 9, третьего от­бора турбины, трубопроводов холодного пара промежуточного перегревателя 17, пускосбросного устройства 20. Внешним источником служит общестанционная ма­гистраль 15, получающая пар из трубопроводов холодного промперегрева всех дру­гих энергоблоков ТЭС.

Главные паровые задвижки 21 турбины имеют байпасы диаметром 40 мм с ре­гулирующими клапанами для плавного изменения пропуска пара при прогреве сто­порного клапана и соединительных труб ЦВД (на схеме не показаны).

Пуск энергоблока из любого состояния проводят по унифицированной техноло­гии на сепараторном режиме при условии полной готовности измерительной и ре­гулирующей аппаратуры и механизмов собственных нужд.

Основные особенности сепараторного режима пуска:

заполнение водой тракта котла проводят только до ВЗ (пусковой расход пита­тельной воды (30%) обеспечивает охлаждение испарительных поверхностей на­грева) ;

разворот турбины после ее толчка проводят регулирующими клапанами при

низких параметрах пара;

регулирование температуры пара за котлом ведут пусковыми впрысками; использование расширителя 9 в качестве источника пара при пуске и для вывода

загрязнений из котла.

В зависимости от теплового состояния элементов блока (котла, турбины, паро­проводов и др.) выделяют следующие режимы:

из холодного состояния при полностью остывшем котле и паропроводах при тем­пературе металла паровпускных частей ЦВД и ЦСД турбины соответственно не более 150 и 100 °С;

из неостывшего состояния при отсутствии избыточного давления в тракте котла до ВЗ при температуре металла паровпускных частей ЦВД и ЦСД соответственно в пределах: 150—420 °С; 100—440 °С;

из горячего состояния при сохранившемся избыточном давлении пара в тракте котла до ВЗ при температуре металла паровыпускных частей ЦВД и ЦСД соответ­ственно: более 420 и 440 °С.

Во всех режимах при прогреве паропроводов первичного пара и вторичного пе­регрева, а также при подъеме частоты вращения ротора и нагружении турбины температура пара должна быть выше температуры насыщения не менее, чем на 50 °С при данном давлении, разность температур пара в одноименных трубах не должна превышать 15 °С, тепловые расширения цилиндров турбин, измеряемые по зазорам между штифтами подшипников и лапах цилиндров должны быть сим­метричными.

Графики-задания по изменению технологических параметров пара при пуске энергоблока из холодного состояния, которые служат базовыми для пусков из лю­бого состояния изображены на рис. 11.17. При этом наибольший объем операций по управлению выполняют при пуске блока из холодного состояния.

Рассмотрим последовательность и содержание этапов пуска из холодного состо­яния (рис. 11.18).

Первые одиннадцать операций выполняют на оборудовании пароводяного трак­та. Начиная с операции 12 (включение растопочных форсунок), действия по пуску блока начинают охватывать параллельные операции, выполняемые по газовоздушному тракту: включение дымососов, вентиляторов и соответствующих АСР, воз­действующие на их подачу и далее включение АСР, воздействующей на подачу пара в калориферы по сигналу температуры горячего воздуха на выходе; по топ­ливному тракту: операции сопутствующие или предшествующие включению фор­сунок (подготовка и включение топливной магистрали,

мазутных форсунок или пылепитателей по мере набора нагрузки); эти операции составляют на алгоритме самостоятельные ветви и на укрупненной схеме рис. 11.18 не показаны.

Рис. 11.17. Графики изменения заданных значений параметров пуска для энерго­блока

— температура первичного и вторичного перегрева пара перед турбиной;

р_по — давление первичного пара перед турбиной; п — частота вращения ротора

турбины; N_Э — электрическая нагрузка энергоблока

.

Далее начинают серию операций по подготовке водопарового тракта котла (опе­рации 13—15) и, наконец толчок турбины, включение генератора в сеть с после­дующим подъемом параметров пара и переходом на прямоточную (штатную) схему парового котла, включение горелок основного топлива и нагружение блока до рас­четной нагрузки.

Темп прогрева пароводяного тракта задается по допустимой скорости прогрева выходных камер пароперегревателя (см. рис. 11.17): при достижении температуры первичного пара за котлом 340—350 °С и давления 2 МПа включают в работу си­стему регулирования пусковых впрысков. Регулирование температуры перегрева вторичного пара осуществляют воздействием на соответствующие клапаны проме­жуточного перегревателя (см. рис. 8.27). При этом скорости прогрева паропроводов первичного и вторичного перегрева пара не должны превышать допустимые по за­данию значения (см. рис. 11.17). Разворот турбины завершается достижением режима холостого хода (см. рис. 11.17, график ). При этом вакуум в турбине устанавливают равным номинальному значению, а температуру пара перед ЦВД и ЦСД соотвественно в пределах 320 и 250^оС.

Рис. 11.18. Алгоритм пуска энергоблока из холодного состояния

На завершающих этапах пуска 19 и 20 энергоблок переводится на номинальные параметры пара с помощью постепенного при­крытия регулирующих клапанов турбины, которое обеспечивается пусковым регулятором давления пара (на укрупненном алгоритме не показана). Процесс нагружения до полной (заданной) нагрузки идет со скоростью 4,5—5,0 МВт/мин повышением паропроизводительности котла (рис. 11.17). Подъем температуры — в соответст­вии с графиками-заданиями, показанными на рис. 11.17. Во время пуска и нагружения блока выполняют все необходимые вспомога­тельные операции в соответствии с инструкциями заводов изгото­вителей энергооборудования (включение сливных насосов ПНД, перевод стоков конденсата ПВД в деаэратор, увеличение подачи циркуляционных насосов и др.), которые на укрупненной схеме алгоритма пуска не показаны.

При нагрузке блока равной 65—75 % от номинальной включают­ся все штатные регуляторы котла и турбины. Завершением пуска счи­тается набор нагрузки до 100 % при номинальных параметрах пара. При пусках из неостывшего и горячего состояний отсутствуют подготовительные операции (с третьей по десятую включительно, см. рис. 11.18). Последовательность и содержание оставшихся опе­раций соответствует унифицированной технологии пуска из хо­лодного состояния.

В заключение заметим, что в настоящее время существуют два направления в автоматизации пусковых операций.

Первое — с применением локальных автоматических систем не­прерывного регулирования отдельных технологических парамет­ров и децентрализованных систем логического управления дис­кретных операций.

Второе — с возложением большинства функций регулирования и управления на УВК, осуществляющим централизованное циф­ровое регулирование и дискретно-логическое управление.

Преимущество первого — возможность поэтапного и раздельного внедрения АСУ пусковых операций. Недостаток — необходимость применения разнообразных технических средств на нижнем уров­не и активное участие сравнительно большого числа эксплуатаци­онного персонала в выполнении пусковых дискретных операций. Преимущество второго — устранение недостатков первого на­правления и возможность использования гибких пусковых алгоритмов в зависимости от теплового состояния блока, что в конеч­ном итоге позволяет пустить блок, обходясь только штатным пер­соналом, включая программиста УВК или с помощью 2—3 специ­алистов, выполняющих функции надзора. Недостаток — жесткие требования к надежности УСО и всего комплекса ТСА и как след­ствие необходимость в дублировании ручным управлением.

Опыт эксплуатации показывает, что актуальность автоматиза­ции пуска блоков возрастает, а по уровню автоматизации пуско­вых операций можно судить о полноте автоматизации энергообо­рудования в целом.