Эксплуатационные режимы паровых котлов.

Основной задачей эксплуатации котлов является обеспечение их длительной надежной работы с максимальной экономичностью при соблюдении диспетчерского графика нагрузки.

График нагрузки электростанции обычно имеет неравномерность. Различают суточный, недельный и сезонный графики нагрузки. Как правило, в утренние и вечерние часы наблюдаются пики нагрузки, а в ночное время происходит заметный спад. Существенный спад нагрузки отмечается также в нерабочие дни, особенно в ночное время. В сезонном аспекте наибольший уровень нагрузки, как правило, отмечается в период так называемого осенне-зимнего максимума.

Таким образом, любой паровой котел может находиться в эксплуатации с разными тепловыми нагрузками в различные периоды времени. Если определить суммарную его паропроизводительность за все время работы в течение года и отнести к номинальной паропроизводительности D_НОМ, то получим условное время работы котла в течение года в номинальном режиме

7.1

где D_i, τ_i - паропроизводительность, т/ч, и время работы котла, ч, с этой производительностью в течение года. Величина τ_УСТ - время работы котла с установленной мощностью.

Различают базовый, полупиковый и пиковый режимы работы оборудования.

Базовый режим - режим эксплуатации преимущественно с постоянной нагрузкой, близкой к номинальной: D_РАБ = (0,8…1,0)D_НОМ без останова оборудования в нерабочие дни при времени τ_УСТ = 6500…7500 ч в течение года (при календарном времени τ_ГОД = 8760 ч). В таком режиме работают блоки АЭС и блоки ТЭС большой мощности (N_БЛ = 500…800 МВт).

Полупиковый режим характеризуется более широким диапазоном рабочих нагрузок: D_РАБ = (0,5…1,0)D_НОМ с остановом части оборудования в резерв в ночное время и на все нерабочие дни. В этом случае τ_УСТ = 3500…5000 ч. В этом режиме работают в основном блоки ТЭС с N_БЛ < 300 МВт.

При пиковом режиме оборудование эксплуатируется только во время максимальных электрических и тепловых нагрузок, при этом τ_УСТ = 1500…2000 ч. В этом режиме работают ГТУ и ПГУ, а также энергоблоки малых мощностей старых выпусков.

Частые остановы паровых котлов и последующие пуски в работу ведут к снижению надежности отдельных его элементов за счет кратковременных превышений допустимых напряжений в условиях резко переменного температурного режима и давлений.

В качестве интегрального показателя надежности работы котла в течение года используется коэффициент готовности

7.2

где τ_РАБ - время работы котла с нагрузкой, ч; τ_РЕЗ - время нахождения в резерве, ч.

Значение времени τ_РАБ + τ_РЕЗ можно выразить

7.3

Здесь τ_ПЛ.Р - время проведения планового ремонта (капитального, среднего или текущего), τ_ПЛ.Р = 250…450 ч; τ_ОТК - время вынужденных остановов для ликвидации причин выхода из работы оборудования котла, в том числе аварийных остановов, ч.

Время τ_ОТК является основным показателем надежности работы котла, ограничивающим значение коэффициента готовности К_г.

Статистика фиксирует, что наибольшее время отказов имеет место в первые 2…4 года после пуска новой серии котла, особенно на твердом топливе (до 14% τ_ГОД), затем τ_ОТК заметно снижается (до 3% τ_ГОД и менее). Коэффициент готовности блоков ТЭС 200-800 МВт составляет K_г = 0,80…0,88.

Кроме показателей надежности и времени использования установленной мощности, основной эксплуатационной характеристикой котла является его КПД (см. § 6.2).

Режим работы котла на любой из нагрузок с незначительными отклонениями параметров пара называется стационарным. Режимы, характеризующиеся изменениями нагрузки, а также отклонениями параметров пара в результате внутренних или внешних возмущений, называются нестационарными.

Внешними возмущениями называют воздействия на режим работы вследствие изменения одного или нескольких выходных параметров работающего блока, таких, как электрическая нагрузка турбогенератора, давление пара в паропроводе, температура питательной воды. К внутренним возмущениям относятся изменения рабочего режима котла, направленные на ликвидацию внешних отклонений: изменение расхода воды в котел, расхода топлива и воздуха в горелки.

Эксплуатация котла ведется на основе режимной карты (рис. 7.1), которая составляется по результатам эксплуатационных (балансовых) испытаний, целью которых являются установление оптимальных условий работы топки, определение оптимального избытка воздуха и тонкости размола пыли при разных нагрузках, максимально допустимой и минимально устойчивой нагрузки котла, тепловых потерь при работе котла.

Режимная карта является обязательной для дежурного персонала при эксплуатации котла на различных режимах. Кроме основных характеристик, показанных на (рис. 7.1), в режимной карте указываются нагрузка электродвигателей дутьевых вентиляторов и дымососов, воздушное сопротивление воздухоподогревателя, характеризующее расход воздуха на горелки, температура горячего воздуха, газов в поворотной камере котла и ряд других показателей.

С увеличением мощности паровых котлов и усложнением их схем число контролируемых факторов растет. Поддержание оптимального режима становится все более сложной задачей, поэтому управление режимом работы котла передается на электронные управляющие системы.

Работа котла при переменных нагрузках требует знания рабочего диапазона нагрузок, в котором каждый котел может работать надежно и длительно с заданной экономичностью.

Расчетная номинальная нагрузка D_НОМ является максимальной, которую может длительно нести паровой котел с заданным КПД. Превышение ее ведет к снижению КПД, росту напряжений в металле, более опасному для барабана и коллекторов перегревателя, и при определенных условиях может вызвать аварийный останов котла.

Рис. 7.1. Режимная карта барабанного парового котла

Каждый котел имеет допустимую минимальную нагрузку D_МИН, ниже которой работать нельзя. Нижний предел допустимой устойчивой нагрузки определяется устойчивостью процесса горения топлива, надежностью работы экранных поверхностей топочной камеры.

По устойчивости горения топлива природный газ и мазут практически не имеют ограничений. Реакционные топлива с большим выходом летучих веществ при твердом шлакоудалении обеспечивают устойчивое горение факела до нагрузки 40…50% D_НОМ, остальные топлива (антрациты, тощие угли) - до 50…60% D_НОМ. При жидком шлакоудалении ограничение связано с поддержанием жидкотекучего состояния шлака. В этом случае минимальная нагрузка определяется температурой плавления шлаков и конструкцией камеры горения и составляет обычно 60…75% D_НОМ, часто с подсветкой, т.е. сжиганием в отдельных горелках небольшого количества (8…10% по тепловыделению) мазута или природного газа для гарантии против застывания шлаков.

Надежность работы экранных поверхностей при наличии естественной циркуляции зависит от появления застоя и опрокидывания циркуляции в отдельных неудачных по конструкции или условиям обогрева контурах и по испытаниям обеспечивается до нагрузки 30…50% D_НОМ. В прямоточных паровых котлах минимальная нагрузка определяется уровнем массовой скорости w_Р = 500…600 кг/(м²· с), обеспечивающей допустимую температуру металла поверхности в зоне ядра факела, что отвечает D_МИН= 30% D_НОМ. Применением рециркуляции рабочей среды в экранах топочной камеры можно снизить D_МИН до 10…15% D_НОМ.

В период прохождения максимума нагрузки энергосистемы допускается режим перегрузки энергоблоков примерно на 5% номинальной мощности. Возможность перегрузки заложена в конструкции котла и турбины, однако экономические показатели в условиях перегрузки снижаются. Ограничения перегрузки парового котла связаны с ростом давления пара в коллекторах пароперегревателя, ростом температуры металла поверхностей нагрева, а при сжигании твердого топлива - дополнительно со шлакованием поверхностей в горизонтальном газоходе котла.

Работа парового котла на пониженных нагрузках может происходить при постоянном или переменном (скользящем) давлении перегретого пара перед турбиной (рис. 7.2, а) при сохранении номинальной температуры пара.

Рис. 7.2. Изменение параметров пара и экономичности блока при работе на скользящем давлении: а - изменение давления перед турбиной; б - изменение КПД энергоблока; индексы н - при номинальном давлении (2), х - при скользящем давлении (1)

В первом случае снижение нагрузки обеспечивается изменением расхода пара за счет включения дроссельного или соплового регулирования, т.е. дросселированием пара перед турбиной, что связано со снижением экономичности. Выгоднее держать полностью открытыми все регулирующие органы по тракту пара от котла, включая регулирующие клапаны турбины, а уменьшение нагрузки обеспечивать снижением начального давления, воздействуя только на расход топлива в горелки котла.

С учетом отсутствия потерь на перераспределение пара в регулирующей ступени, увеличения скорости пара в ступенях за счет роста объема пара КПД проточной части цилиндра высокого давления турбины в режиме скользящего давления при пониженных нагрузках становится выше, и снижение экономичности блока в целом замедляется (рис. 7.2, б). Применение скользящего давления рекомендуется при нагрузках ниже 0,75…0,80 N_НОМ.

Сравнение режимов работы со скользящим и постоянным давлением на блоках 300 МВт показало, что при мощности блока 150 МВт выигрыш в удельном расходе топлива на блок при скользящем давлении составляет 11…13 г/(кВт·ч) (3,1…3,7%). Кроме того, при таком режиме работы снижаются также затраты энергии на питательные насосы, повышается надежность работы поверхностей котла за счет уменьшения механических напряжений металла. Однако перевод котла на режим скользящего давления требует обязательной проверки его на устойчивость гидродинамических характеристик пароводяного тракта котла и отсутствие перегрева металла. Это особенно важно для котлов, работающих на сверхкритическом давлении, для которых работа панелей топочных экранов на докритическом давлении не всегда допустима (появление пульсаций среды, неравномерность раздачи двухфазной среды по трубам).