Стартовая >> Архив >> Генерация >> Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Общие показатели эксплуатации ТЭС - Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Оглавление
Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС
Общие показатели эксплуатации ТЭС
Графики электрических нагрузок
Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков
Режимы работы энергоблоков ТЭС
Условия работы оборудования ТЭС
Частичные нагрузки оборудования ТЭС
Пути повышения надежности котлов при частичных нагрузках
Выбор типа парораспределения турбин при работе в маневренном режиме
Работа турбин при переводе в режим скользящего давления среды
Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление
Работа барабанных и прямоточных котлов на частичных нагрузках
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТГМ-94
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТП-92
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТП-100
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТПП-312
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТГМП-3I4A
Минимальные нагрузки энергоблоков 250/300 МВт с котлами ТГМП-344А
Режимы энергоблоков 300 МВт с комбинированным давлением среды
Применение скользящего давлении на энергоблоках 800 МВт
Работа энергоблоков 1200 МВт на скользящем давлении среды
Рекомендации по совершенствованию гидравлических схем и работы котлов на частичных нагрузках
Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок
Режимы перегрузок энергоблоков с включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-М4 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-314 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТПП-312 и включенными ПВД
Увеличение перегрузочных возможностей энергоблоков после модернизации оборудования
Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД
Перегрузочные возможности ТЭС
Кратковременные набросы нагрузок энергоблоков
Приемистость энергоблоков 300 МВт в режиме скользящего и номинального давлений среды
Приемистость энергоблоков 300 и 800 МВт при отключении ПВД
Способы быстрой разгрузки ТЭС
Сбросы нагрузок энергоблоков 160 МВт с котлами ТГМ-94 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-100 с переводом их в режим нагрузки СН
Перевод энергоблоков 160 -200 МВт на нагрузку собственных нужд
Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд
Работа энергоблоков в моторном режиме
Режимы пуска и останова оборудования ТЭС
Требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков
Варианты принципиальных пусковых схем энергоблоков
Типовые пусковые схемы энергоблоков 300 и 800 МВт
Организация пускоостановочных режимов энергоблоков с примоточными котлами
Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами
Операции пусковых режимов энергоблоков с примоточными котлами
Режимы пуска энергоблоков с пониженным расходом питательной воды
Влияние режимов частых пусков и остановов на надежность и экономичность работы
Допустимые скорости прогрева и расхолаживания толстостенных элементов энергоблоков
Расходы теплоты и потери топлива при пусках оборудования
Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков
Оптимизация режимов работы ТЭС
Оптимизация режимов работы ГРЭС с однотипным оборудованием
Оптимизация режимов работы ГРЭС энергоблоками 160 и 300 МВт
Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков
Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС
Список литературы

Глава первая
ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭС
ОБЩИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС

В настоящее время освоены и успешно эксплуатируются серии современных мощных энергоблоков 500 и 800 МВт. Введен в промышленную эксплуатацию с уникальной одновальной турбиной энергоблок 1200 МВт. Основой электроэнергетики СССР являются высокоэкономичные энергоблоки 300, 500 и 800 МВт. Более чем на 60 ТЭС установленной мощностью 1 млн. кВт и выше каждая установлены вышеуказанные энергоблоки. Их общая мощность составляет примерно 60% установленной мощности всех ТЭС.
Однако достижения энергетиков не явились случайными. Развитие отечественной теплоэнергетики происходило по ступеням при наращивании единичных мощностей энергоблоков и установленных мощностей ТЭС. Эти успехи были достигнуты благодаря огромной работе, проделанной всеми энергетиками страны.
Диаграмма роста единичных мощностей энергоблоков и установленных мощностей ТЭС приведена на рис. 1.1. К наиболее крупным ТЭС следует отнести Запорожскую, Углегорскую и Костромскую ГРЭС (по 3600 МВт), Рефтинскую ГРЭС (3800 МВт) и Экибастузскую ГРЭС № 1 (4000 МВт). Эти
электростанции следует отнести к числу крупнейших не только в Европе, но и в мире. Одновременно наращивались и мощности ТЭЦ. К концу 1987 г. установленная мощность ТЭЦ составила свыше 85 млн. кВт. Доля электроэнергии, выработанная по теплофикационному циклу, за последнее десятилетие возросла практически в 10 раз и достигла 23% общего производства. Благодаря этому сэкономлено около 25% органического топлива по сравнению с раздельной выработкой тепловой и электрической энергии.
Рост установленных мощностей электростанций ЕЭС СССР, а также включенных в ОЭС СССР показан на рис. 1.2. Установленная мощность ЕЭС СССР на 1.01.1990 г. превысила 287 млн. кВт. В 1972 г. к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана, а в 1978 г.— ОЭС Сибири, что позволило существенно повысить эффективность работы последних.
Диаграмма роста единичных мощностей энергоблоков
Рис. I.I. Диаграмма роста единичных мощностей энергоблоков (1) и установленных мощностей единичных ТЭС (2) СССР
Рис. 1.2. Диаграмма роста мощностей объединенных энергосистем СССР:
Диаграмма роста мощностей объединенных энергосистем СССР
1  —  всего по ЕЭС СССР, 2 — по ОЭС СССР; 3 — Юга, 4 — Центра; 5 — Сибири; 6 — Урала; 7 Северо-Запада; 8 — Средней Азии; 9 — Средней Волги; 10 — Закавказья; 11 — Северного Кавказа; 12 — Казахстана; 13 — Востока; 14 — энергосистем, работающих отдельно от ЕЭС СССР
На рис. 1.3 приведено производство электроэнергии ЕЭС СССР, а также отдельными ОЭС в течение последних 20 лет. К 1990 г. производство электроэнергии в СССР составит 1840— 1880 млрд. кВт-ч.
Существенные изменения произошли также в топливно-энергетическом балансе. За последние 5 лет увеличилась доля выработанной электроэнергии на природном газе и снизилась на мазуте и угле. Производство электроэнергии на ТЭС с пылеугольными котлами в настоящее время составляет около 27% количества выработанной электроэнергии по Минэнерго СССР
Диаграмма производства электроэнергии по видам энергоресурсов на электростанциях Минэнерго СССР показана на рис. 1.4.

Рис. 1.3. Диаграмма производства электроэнергии ЕЭС СССР, а также отдельными ОЭС. Обозначения см. на рис. 1.2
Производство электроэнергии по видам энергоресурсов на электростанциях
Рис. 1.4. Производство электроэнергии по видам энергоресурсов на электростанциях Минэнерго СССР
1  —  уголь; 2 — мазут; 3 — газ; 4 — гидроэнергия; 5 — ядерное топливо; 6 — торф

Одновременно с изменением структуры энергоресурсов на электростанциях выполнены исследования по переводу ряда котлов на другие виды топлив и создан хороший научно-технический задел на перспективу.

Успешно осваивается оборудование энергоблоков 500 800— 1200 МВт, котлы которых рассчитаны как на газообразное и жидкое топливо, так и на пылеугольное, в частности на канско-ачинские и кузнецкие угли. В табл. 1.1 приведены некоторые эксплуатационные данные по ряду наиболее мощных ГРЭС СССР, в котлах которых сжигается твердое топливо (Экибастузская ГРЭС № 1, Троицкая, Рефтинская, Славянская электростанции), а также газообразное и жидкое топливо (Запорожская, Рязанская, Углегорская, Сургутская ГРЭС № 2 и Костромская электростанция).
Разработаны котлы со сжиганием угля в кипящем слое, создана головная газотурбинная установка ГТ-150 с начальной температурой газа 950—1030° С, ведутся дальнейшие работы по опытно-промышленной энергоустановке с МГД-генератором, осваиваются установки по энерготехнологической переработке сланцев и других топлив.

Таблица 1.1. Эксплуатационные показатели работы электростанций на 1 января 1989 г.


Наименование ГРЭС

Номер
блока

Тип котла

Наработка,
кВт-ч

Число
пусков

Экибастузская ГРЭС № 1

1

П-57-3

37 577

360

2

П-57-3

33 163

259

3

П-57-3

31 184

324

4

П-57-3М

28 521

224

5

П-57-3М

25 966

176

6

П-57-3М

21 249

165

7

П-57-3М

19 622

115

8

П-57-3М

14 860

88

Троицкая

8

П-57

69 864

198

9

П-57-1

67 272

158

Рефтинская

7

П-57-2

60 950

173

8

П-57-2

58 389

155

9

П-57-3

49 420

119

10

П-57-3

42 690

117

Запорожская

5

ТГМП-204

78 652

144

6

ТГМП 204

74 067

ПО

7

ТГМП-204

68 608

96

Рязанская

5

ТГМП-204П

32 615

141

6

ТГМП-204П

30 799

95

Славянская

6

ТПП-210

111 248

376

 

7

ТПП-200-1

103 427

176

Углегорская

5

ТГМП-204

72 910

189

6

ТГМП-204

67 864

131

7

ТГМП-204

58 027

121

Сургутская ГРЭС № 2

1

ТГМП-204

12 922

12

2

ТГМП-204

6986

18

3

ТГМП-204

3459

10

Костромская

9

ТГМП-1202

23 642

46

Примечание. Мощность блоков на Экибастузской, Троицкой, Рефтинской 500 МВт, на Костромской 1200, на остальных по 800 МВт.

Следует отметить, что наряду с вводом крупных ТЭС и прогрессивных технологий важное значение имеют ТЭС с оборудованием единичных мощностей 100—200 МВт, а также оборудование на давление пара 9 МПа и ниже, так как они в основном принимают участие в покрытии пиков электрических нагрузок энергосистем. На ряде ТЭС средней и малой мощности выполнены реконструкции и модернизации, направленные на повышение их надежности и технико-экономических показателей в маневренном режиме. Одновременно выполняются реконструкции десятков крупных энергоблоков в целях повышения их КПД, расширения диапазона нагрузок, оптимизации пускоостановочных режимов.
На ряде электростанций добились достаточно высоких технико-экономических показателей. Так, на Запорожской ГРЭС с энергоблоками 800 МВт и газомазутными котлами в 1988 г. удельный расход топлива б0 = 318-319 г/(кВт-ч), на Лукомльской. Костромской и Среднеуральской ГРЭС с энергоблоками 300 МВт и газомазутными котлами б0 = 3154-318 г/ (кВт-ч).
К числу наиболее экономичных ТЭС с пылеугольными энергоблоками следует отнести Рефтинскую и Троицкую ГРЭС, где б0 = 330-335 г/ (кВт-ч) [37].  Технико-экономические показатели вышеперечисленных ТЭС не уступают показателям наиболее экономичных зарубежных ТЭС с аналогичным оборудованием (рис. 1.5)
Удельный расход топлива на ТЭС
Рис. 1.5. Удельный расход топлива на ТЭС СССР и ведущих капиталистических стран: 1 — СССР (по КЭС), 2 — Великобритания; 3-США; 4 — СССР (по ТЭС) 5-ФРГ 6 - Франция; 7 -Япония

Улучшение технико-экономических показателей работы оборудования произошло благодаря широким исследованиям, выполненным научно-исследовательскими институтами и наладочными организациями. Были обеспечены также высокие показатели эксплуатационной надежности оборудования.
Эксплуатационная надежность оборудования характеризуется рядом показателей: средней нагрузкой, коэффициентами готовности оборудования, использования установленной мощности, продолжительности ремонтов и т. д.
Средняя нагрузка (среднее значение выработки электроэнергии) определится так:

гдеи п соответственно электроэнергия, выработанная блоком, наработка времени и количество энергоблоков.

Приведенные выше показатели надежности работы энергоблоков за 1988 г. представлены в табл. 1.2.
Как видно из таблицы, несколько худшими показателями по сравнению с другими сериями энергоблоков 150 —1200 МВт характеризуются энергоблоки 400—500 МВт. Объяснить это можно несколькими причинами, в основе которых лежит ввод новых мощностей за счет энергоблоков 500 МВт, а также их работа на высокозольных углях канско-ачинских и кузнецких бассейнов.
В целом по энергоблокам 150—200 МВт Ко,г = 79-88%.
Высокая готовность оборудования мощных энергоблоков обеспечила достаточно большую выработку на них электроэнергии (около 90% в расчете на выработку электроэнергии всеми КЭС)

Таблица 1.2. Показатели надежности работы энергоблоков ТЭС за 1988 г.


Показатель

Мощность блоков, МВт

150—165

180-210

250

300

400-500

800

1200

Количество энергоблоков

88

166

22

158

15

14

1

Средняя нагрузка. МВт

130

171

216

242

426

706

975

Коэффициент оперативной готовности, %

87,9

87,3

86,9

87,5

79,2

86.5

85,6

Коэффициент использования установленной мощности, %

72,1

72.2

74,4

68,5

65,4

76,1

69,3

Коэффициент плановых простоев, %

14,4

12.4

11,6

12.7

14.3

10,4

11,6

Коэффициент рабочего времени, %

82,9

84,4

85,9

84,8

76,6

86,2

85,2

Наработка на отказ, ч

1250

1186

1133

1327

247

1029

2488

Средняя продолжительность ремонтов, ч: капитальных

418

324

369

417

256

241

0

текущих

285

287

342

285

311

395

983

средних

124

162

226

176

456

253

0

Среднее время восстановления, ч

40

45

31

38

29

40

93

Параметр потока отказов, отказ/1000 ч

0,80

0,84

0,88

0,75

4.04

0,97

0,4

Анализ эксплуатации действующих ТЭС, а также условий работы вновь вводимых свидетельствует о процессе стабилизации и даже некоторой намечающейся тенденции к ухудшению экономических показателей. Вводимые в настоящее время энергоблоки по экономическим показателям не превышают показателей мощных действующих энергоблоков.
На действующих энергоблоках в процессе наладочных работ КПД котлов и энергоблоков в целом уже достиг проектных значений, а на ряде энергоблоков и превышает эти значения. Например, проектная экономичность для энергоблоков 160— 800 МВт достигнута на 75% всего парка агрегатов. Следовательно, дальнейшее повышение их экономичности сопряжено с определенными трудностями.
Использование в настоящее время на ряде ТЭС с пылеугольными котлами топлива ухудшенного качества по сравнению с проектным также снижает технико-экономические показатели работы котлов, а следовательно, и энергоблоков.
Постоянное разуплотнение графика электрических нагрузок энергосистем и участие в них мощных ТЭС с частыми и глубокими разгрузками энергоблоков на ночь и нерабочие дни, а также останов части оборудования в резерв приводят к снижению КПД энергоблоков. Для ТЭС, которые активно участвуют в регулировании графика нагрузок, по данным [37] экономичность на 3—5% хуже, чем при работе в расчетном режиме.
Кроме того, генеральной линией развития теплоэнергетики на ближайшую перспективу является строительство крупных ТЭС на углях Канско-Ачинского и Экибастузского бассейнов.
В дальнейшем планируется замена этими углями доли газа и мазута. К концу текущего столетия доля угля в топливно-энергетическом балансе страны должна превысить 50% [37].
Увеличение доли угля до 50% также будет способствовать некоторому ухудшению общей экономичности ТЭС, так как известно, что экономичность пылеугольных котлов на 4—6% ниже экономичности газомазутных.



 
« Статическая система регулирования оперативным током на ТЭЦ-25   Строительство, реконструкция и ремонт дымовых труб »
электрические сети