Теплоэнергетика, 2021, № 8, стр. 45-55

ОПИСАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ 225 МВт ЧЕРЕПЕТСКОЙ ГРЭС

На Черепетской ГРЭС работают два идентичных энергоблока (ст. № 8, 9) мощностью 225 МВт каждый. Котел типа Еп-630-13.8-565/570КТ (модель ТПЕ-223, ст. № 12, 13) предназначен для выработки пара высокого давления при использовании каменного угля марки ДГ Кузнецкого бассейна в качестве топлива. Основные характеристики котла представлены далее:

Удельный выброс оксидов азота в пересчете на коэффициент избытка воздуха α = 1.4 не должен превышать 350 мг/м³.

Для снижения выбросов NO_х на котле реализована схема трехступенчатого сжигания топлива. Над основной зоной горения в восстановительные сопла подается угольная пыль утоненного помола, выше их в топку поступает третичный воздух для обеспечения полного выгорания топлива. В нижней части топки на уровне первого яруса горелок расположены сопла пристенного дутья, в которые часть вторичного воздуха подается с отклонением от основного потока или по направлению к нему.

В котле используется индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием, включающая в себя валковые среднеходные мельницы типа МВС-195, работающие под давлением. На пяти основных мельницах, обеспечивающих размол топлива до тонкости пыли R₉₀ = 26–28%, установлены центробежные сепараторы, на дополнительной (ребернинговой) мельнице для получения пыли тонкостью R₉₀ = 6–8% – динамический сепаратор.

Питательная вода, подаваемая в котел, проходит через водяной экономайзер, нагреваясь до температуры, близкой к температуре насыщения, и поступает в барабан котла, из которого направляется в нижние камеры испарительных экранов топки. Из верхних камер экранов топки образовавшаяся пароводяная смесь направляется в барабан котла, и таким образом осуществляется естественная циркуляция в котле. Топочная камера оборудована пылеугольными горелками, расположенными тангенциально по углам топки в два яруса по высоте (по четыре горелки в одном ярусе).

Каждый энергоблок ГРЭС оснащен турбиной К-225-12.8-4Р, основные технические характеристики которой приведены далее:

В качестве базовой схемы регулирования электрической нагрузки энергоблоков применяется схема САУМ-2, в которой поддержание мощности энергоблока обеспечивает турбинный регулятор мощности (ТРМ), давления пара перед турбиной – котел. Данная схема позволяет более точно поддерживать заданную мощность благодаря тому, что ТРМ имеет большее быстродействие по сравнению с котельным регулятором.

При невозможности автоматического управления мощностью энергоблока в связи с переводом на дистанционное управление основных автоматических систем регулирования режима работы котла (питания водой, подачи топлива и воздуха, разрежения в топке) производится автоматический перевод компенсации реактивной мощности (КРМ) на дистанционное управление. При этом ТРМ преобразуется в регулятор давления пара перед турбиной.

На клапаны турбины воздействует ТРМ, который имеет несколько каналов регулирования, обеспечивающих выполнение следующих задач:

регулирование мощности энергоблока, частоты сети и давления пара перед турбиной (максимального и минимального) совместно с котельным регулятором давления пара (КРД);

управление давлением пара перед турбиной (при отключенном КРД);

ограничение максимального и минимального давления пара перед турбиной;

ограничение предельного максимального открытия клапанов турбины;

управление положением клапанов турбины при отключенном КРМ при скользящем давлении.

Одновременно с переводом котлов на скользящее давление расширяли регулировочный диапазон работы энергоблоков. В соответствии с паспортными данными минимальная нагрузка энергоблока должна составлять 112 МВт. Так как энергоблоки были перенастроены на работу в режиме скользящего давления, потребовалось проведение дополнительных опытов, подтверждающих надежность работы оборудования на минимальной нагрузке.

ОЦЕНКА ОЖИДАЕМОГО ЭФФЕКТА ОТ ПЕРЕВОДА ЭНЕРГОБЛОКА НА РАБОТУ В РЕЖИМЕ СКОЛЬЗЯЩЕГО ДАВЛЕНИЯ

Для оценки эффективности режима скользящего давления было выполнено моделирование в программе Boiler Designer работы энергоблока и создана расчетная методика определения разницы расходов условного топлива при работе энергоблока на постоянном и скользящем давлении. В качестве исходных данных были взяты проектные показатели работы котельной установки, турбины и системы регенерации. В процессе подготовки расчетных файлов была подробно смоделирована схема циркуляции котлов № 12, 13. Расчетные схемы газового и пароводяного трактов работы котлов в режиме скользящего давления показаны на рис. 1, 2. Особенность моделирования заключалась в полной реализации работы котла, турбины и системы регенерации в одном расчетном файле.

Режим скользящего давления задавался в программе вводом соответствующих исходных данных в таких элементах “Группы Вода”, как “Котел Тракт ВД” и “Котел Тракт НД”, представленных на общей расчетной схеме энергоблока (рис. 3). Кроме того, в режиме скользящего давления обнулялся элемент схемы “Δр” (сопротивление), моделирующий снижение давления между котлом и турбиной в режиме работы с постоянным давлением. Результаты расчета основных показателей работы энергоблока характеризуются хорошей сходимостью с их проектными значениями. Расчетная электрическая мощность энергоблока практически одинакова в двух режимах (224.211 и 224.209 МВт), что обеспечивает максимальную достоверность сравнительного анализа.

Результаты моделирования показывают, что при поддержании одинаковой мощности энергоблока в двух режимах переход на скользящее давление сопровождается увеличением КПД нетто на 0.14% (с 40.33 на постоянном до 40.47% на скользящем давлении), КПД брутто на 0.05% (с 41.35 на постоянном до 41.40% на скользящем давлении). Расход топлива при работе котлов в режиме скользящего давления несколько ниже, чем в режиме постоянного давления, однако КПД котла незначительно уменьшается при переходе на скользящее давление: с 92.37 до 92.29% (из-за роста потерь с уходящими газами). Очевидно, увеличение КПД энергоблока при переходе на скользящее давление обусловлено, главным образом, снижением энергозатрат на собственные нужды. Так, например, мощность ПЭН уменьшилась с 4459 до 3924 кВт.

Поскольку моделирование в программе Boiler Designer не позволяет учесть все нюансы работы энергоблока, для оценки экономической эффективности перевода котла на скользящее давление была также предложена расчетная методика, основанная на сравнении расходов условного топлива при разных режимах работы. Удельные затраты электроэнергии, которые не зависят от перехода на скользящее давление (затраты на системы топливоподачи, мазутного хозяйства, золошлакоудаления, приготовления обессоленной воды, отопления и вентиляции, разморозку угля и др.) в расчетной методике не учитывали, чтобы исключить дополнительную погрешность. Предложенный подход оправдан тем, что при переходе на скользящее давление данные показатели не изменяются.

Методика расчета показателей режима работы энергоблока выглядит следующим образом.

Удельный расход нетто тепла q_нетто на группу турбоагрегатов, кДж/(кВт ⋅ ч), вычисляют по формуле

где ${{q}_{{{\text{брутто}}}}}$ – удельный расход брутто тепла на турбоагрегат, кДж/(кВт ⋅ ч); ${{{\text{Э}}}_{{{\text{с}}{\text{.н}}{\text{.т}}}}}$ – относительный расход электроэнергии на собственные нужды турбинного отделения, %.

Коэффициент полезного действия котла η_нетто, %, можно вычислить по выражению

где ${{{{\eta }}}_{{{\text{брутто}}}}}$ – КПД брутто котла, %; K_q – коэффициент поправки на тепло, внесенное в котел; ${{{\text{Э}}}_{{{\text{с}}{\text{.н}}{\text{.к}}}}}$ – относительный расход электроэнергии на собственные нужды котла, %.

Удельный номинальный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию b_э, г у.т/(кВт ⋅ ч), рассчитывают по формуле

где K_ст – коэффициент стабилизации тепловых процессов в котлах, %; K_т – коэффициент увеличения расхода тепла на производство электроэнергии при условном прекращении отпуска тепла от турбоагрегатов внешним потребителям; K_к – коэффициент увеличения расхода топлива энергетическими котлами при условном раздельном производстве тепловой и электрической энергии; k_т.п – коэффициент теплового потока, %.

Разность между расходами условного топлива при работе на скользящем и номинальном (штатном) b_шт давлении Δb_э, г у.т/(кВт · ч), вычисляют по формуле

Таким образом, переход на скользящее давление является целесообразным только в том случае, когда значение Δb_э окажется положительным.

ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ ПО ПЕРЕВОДУ ЭНЕРГОБЛОКОВ НА РАБОТУ В РЕЖИМЕ СКОЛЬЗЯЩЕГО ДАВЛЕНИЯ

На первом этапе испытаний были проведены опыты по оценке возможности частичного регулирования мощности энергоблока путем изменения степени открытия регулирующих клапанов (РК) перед турбиной. Опыты были необходимы для оценки резерва по открытию РК, если в режиме скользящего давления потребуется провести резкий набор нагрузки. При открытии РК падает давление на выходе из котла, изменяется энтальпия, несколько увеличивается расход пара, но потом, через некоторое время, нагрузка возвращается к исходной. Результаты опытов, проведенных на двух энергоблоках, показывают, что на пониженных нагрузках (135–200 МВт) изменение степени открытия РК существенно влияет на мощность энергоблока. Таким образом, в данном диапазоне нагрузок существует достаточный запас по регулированию мощности энергоблока с помощью РК. С увеличением нагрузки до значения более 200 МВт влияние степени открытия РК на мощность становится менее заметным, и на нагрузках, близких к номинальной (225 МВт), оно практически отсутствует или проявляется минимально. Фактически на номинальной нагрузке регулирующие клапаны, как правило, полностью открыты.

В большинстве опытов наблюдалась тенденция обратного изменения мощности после первоначального ее снижения/роста вследствие закрытия/открытия РК: примерно через 1.0–1.5 мин мощность достигала экстремального значения, а затем начинала изменяться в противоположную сторону. В рабочем режиме эксплуатации данная тенденция должна нивелироваться посредством параллельного форсирования/разгрузки котла по топливу. В этом случае первоначальное изменение мощности достигается с помощью РК, а затем “подхватывается” котлом. По результатам первого этапа опытов был определен необходимый запас по степени открытия РК в режиме скользящего давления для проведения испытаний по готовности участия энергоблоков в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ).

На втором этапе испытаний были проведены опыты по определению предельной допустимой степени открытия РК при нагрузках 135 и 190 МВт. Для этого потребовалось снизить уставку срабатывания автоматического включения резерва ПЭН до 9.0 МПа и уставку минимального давления стерегущего регулятора с 13.5 до 9.5 МПа. В процессе испытаний степень открытия РК увеличивали постепенно по 1–2% за шаг с перерывом 15 мин для стабилизации режима. Таким образом, нагрузка энергоблока выдерживалась на постоянном уровне без значительных колебаний. При необходимости в процессе опытов машинист вручную регулировал расход топлива в котел для исключения провалов и наброса нагрузки. По мере открытия ТРМ до определенного предела наблюдалось снижение давления в тракте котла и снижение мощности ПЭН. При испытаниях поддерживали установленное давление за ПЭН, которое изменялось в зависимости от нагрузки (рис. 4). Степень открытия РК считали предельной (с учетом запаса по ОПРЧ), когда при дальнейшем открытии выявлялись какие-либо ограничения в работе энергоблока.

По результатам опытов на нагрузке 190 МВт предельная степень открытия РК (положение ТРМ) составила 87% на энергоблоке № 8 и 83% на энергоблоке № 9, на нагрузке 135 МВт – 77% на энергоблоке № 8 и 75% на энергоблоке № 9 (рис. 5).

На следующем этапе испытаний были выполнены опыты по режимной наладке котлов ТПЕ-223 при работе на скользящем давлении с оптимальной степенью открытия регулирующих клапанов турбины. В ходе опытов были получены оптимальные расходы вторичного и третичного воздуха в котел, распределение топлива между ярусами горелок и оптимальная загрузка топливом ребернинговой мельницы. Кроме того, был определен технологический минимум нагрузки энергоблоков при работе на скользящем давлении. Так как диапазон работы системы автоматического регулирования предусмотрен только для нагрузок 225–135 МВт, разгрузку и нагружение энергоблока в данной серии опытов проводили в ручном режиме. При снижении нагрузки менее 135 МВт регулятор мощности турбины и регулятор давления котла переводили на ручное управление. Одновременно со снижением расхода топлива ступенчато (по 1.0–1.5%) производили открытие регулирующих клапанов турбины. При достижении нагрузки 110 МВт энергоблок работал в таком режиме в течение 1 ч, после чего производили плановое нагружение до 135 МВт. Испытания показали возможность стабильной и надежной работы энергоблоков на нагрузке 110 МВт.

На заключительном этапе испытаний были выполнены контрольные опыты при работе котла на скользящем давлении с оптимальными характеристиками. При этом расход топлива, уровень воды в барабане, температуры свежего пара и пара промежуточного перегрева находились в пределах проектных значений. Основные показатели работы энергоблоков в течение опытов приведены в табл. 1. Также была проведена сравнительная оценка экономической эффективности работы энергоблока на постоянном и скользящем давлении. Результаты расчетов, выполненных по предложенной авторами методике, представлены в табл. 2.

Как видно из приведенных данных, изменения показателей по энергоблокам № 8, 9 связаны, в первую очередь, со снижением удельного расхода электроэнергии на собственные нужды ПЭН, что непосредственно влияет на КПД нетто энергоблока. На рис. 6 показаны зависимости мощности ПЭН от электрической нагрузки энергоблоков в режимах на номинальном и скользящем давлении. Зависимость изменения расхода условного топлива от электрической нагрузки представлена на рис. 7. С учетом стабильного режима работы котлов, а также значительного экономического эффекта в виде экономии топлива перевод энергоблоков на скользящее давление был признан успешным.

В статье представлены результаты работы, выполненной на моноблоке. Организация режима работы на скользящем давлении на электростанциях, где котлы и турбины связаны между собой через общий паровой коллектор, потребует дополнительных исследований. К ним относятся оценка возможности поддержания одинакового давления на выходе из всех котлов при их разной нагрузке по пару и исключение взаимного влияния на работу соседних котлов. Возможно, что для электростанций, работающих с поперечными связями, потребуется разработка технического решения, снижающего колебание давлений на выходе из котлов и в общем коллекторе.

В качестве ограничения на применение скользящего давления можно упомянуть необходимость наличия развитой системы АСУ ТП, без которой организация режима в условиях переменного графика нагрузок силами эксплуатационного персонала ТЭС представляется невыполнимой задачей.

Несмотря на положительный опыт перевода барабанных котлов на скользящее давление, требуется коррекция инструкций заводов-изготовителей по эксплуатации котла и турбины в таком режиме в диапазоне нагрузок 50–100%. Отдельные аспекты данной проблемы нуждаются в дальнейших исследованиях. В частности, следует более подробно изучить влияние переходных режимов на надежность циркуляции при переводе оборудования на скользящее давление [8, 9]. Указанные процессы планируется исследовать при проведении последующих работ.

ВЫВОДЫ

1. Успешный перевод энергоблоков мощностью 225 МВт Черепетской ГРЭС на работу в режиме скользящего давления открывает широкие перспективы для распространения подобной практики на значительную часть действующего котлотурбинного оборудования в России.

2. Повышение энергоэффективности оборудования является приоритетной задачей для всех электрических станций. Перевод энергоблока на работу в режиме скользящего давления – универсальный способ решения этой задачи независимо от типа котла (барабанный, прямоточный) и вида сжигаемого топлива (уголь, природный газ, мазут). Эффективность данного мероприятия может меняться в зависимости от мощности энергоблока и типа вспомогательного оборудования, установленного на котле. Ожидаемый экономический эффект в среднем составит не менее 1.5 г у.т/(кВт ⋅ ч). Эффект может быть увеличен путем полного открытия регулирующих клапанов турбины и еще большего снижения нагрузки ПЭН, но это потребует более сложной и тонкой наладки регуляторов “топливо–воздух”.