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

Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок - 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

РАБОТА ТЭС В УСЛОВИЯХ РЕЗКОПЕРЕМЕННОГО ГРАФИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО РЕЖИМАМ ПЕРЕГРУЗОК И СБРОСОВ НАГРУЗОК

Обеспечение надежной работы энергосистем возможно при наличии горячего вращающегося резерва мощности. Этот резерв мощности можно получить двумя способами: пуском новых энергоблоков или увеличением нагрузки на работающих. Реализация последнего способа — увеличение нагрузки энергоблоков — возможна несколькими путями.
Распространены следующие способы получения пиковой мощности: отключение в схеме энергоблока одного или нескольких подогревателей высокого давления; повышение начального давления пара перед турбиной с соответствующим увеличением его расхода и понижением температуры пара промперегрева; повышение начального давления пара перед турбиной с соответствующим увеличением его расхода, понижением температуры пара промперегрева и отключением одного или нескольких ПВД, одновременным отключением ПВД, открытием регулирующих клапанов турбины и форсировкой топки по топливу с увеличением расхода питательной воды [5, 13, 19, 125—128, 193].  Отключение ПВД возможно не только в случае необходимости использования горячего вращающегося резерва и ликвидации аварийных ситуаций в энергосистемах, но и для частичного решения задач, связанных с покрытием пиковой части графика нагрузок энергосистем.
Среди всех существующих следует выделить достаточно простые и наиболее эффективные способы повышения мощности: перегрузки за счет пропорционального увеличения расхода топлива, воздуха и питательной воды в котел при включенной схеме регенерации и перегрузки за счет отключения части регенеративных подогревателей.
Увеличение мощности (перегрузки) оборудования за счет пропорционального увеличения расхода топлива и питательной воды в котел при сохранении достаточной надежности обеспечивает высокие технико-экономические показатели с одновременным снижением капитальных и других затрат на установленные мощности, что является весьма важным фактором [5, 135, 139] При отключении подогревателей системы регенерации и неизменном расходе питательной воды на котел пар, который ранее поступал в них, используется для выработки дополнительной электроэнергии.

В любом случае под перегрузкой энергоблока следует понимать получение дополнительной электрической мощности по сравнению с номинальной (паспортной). В качестве критерия, определяющего перегрузку энергоблока, можно использовать коэффициент перегрузки [5].
(4.1)
где Nном, Nмакс — соответственно номинальная и максимальная нагрузка энергоблока.
Перегруз энергоблоков за счет отключения регенеративных подогревателей, как правило, производят путем отключения ПВД (части или всех), при этом дополнительно выработанная мощность происходит при снижении температуры и энтальпии питательной воды, а следовательно, и при увеличенном удельном расходе условного топлива на отпущенный 1 кВт-ч электроэнергии. В общем виде удельный расход топлива на получение дополнительной мощности при отключении ПВД можно определить [13] так:
(4.2)
где Q—низшая теплотворная способность топлива; Спнд рост расхода пара на ПНД в связи с увеличением основного конденсата при отключении ПВД; Сотб — расход пара на i-й ПВД; ηΜ, η, — механический КПД турбины и КПД электрического генератора; ητ п — КПД теплового потока; ηκ — КПД котла; Δ/V, увеличение внутренней мощности турбины.
При отключенных ПВД и неизменном расходе питательной воды (свежего пара) [13].
(4.3)
Здесь hотб, hк — соответственно энтальпия пара, подаваемого на ι-й ПВД, и конденсата; К1 — К3—коэффициенты, учитывающие выходные потери последней ступени турбины, ухудшение вакуума в конденсаторе и увеличение отборов пара на оставшиеся в работе ПНД в связи с увеличением расхода основного конденсата; п — число ПВД.
Повышение мощности оборудования ТЭС и, в частности, котлов сверхноминального значения требует форсировки котла по воздуху, что приводит зачастую к ограничениям по максимальной производительности тягодутьевых машин, а следовательно, и перегрузке энергоблоков в целом.
Другими немаловажными факторами, ограничивающими перегрузку оборудования, могут быть предельно допустимое давление пара в регулирующей ступени турбины, ухудшение надежности работы радиационных и конвективных поверхностей нагрева котла или предельно допустимая температура газов в поворотной камере котла индикатор бесшлакового режима работы поверхностей нагрева.
В процессе длительной эксплуатации энергоблоков с пылеугольными котлами необходимо учитывать также рост абразивного эолового износа поверхностей нагрева, особенно при сжигании топлив с тугоплавкой золой и высокой зольностью.
Сохранение надежности работы энергосистем в режимах минимальных нагрузок возможно путем перевода оборудования (энергоблоков) на нагрузку собственных нужд или на холостой ход.
Обеспечение минимальных нагрузок оборудования с поперечными связями, а также энергоблоков средней мощности возможно путем перевода их в моторный режим или в режим синхронного компенсатора [129, 131, 132, 133].
Такие режимы необходимы, в первую очередь, при ошибочных действиях защиты генератора или линий электропередачи. При срабатывании защиты сброс нагрузки происходит мгновенно до нагрузки, потребляемой механизмами собственных нужд, при этом необходимо сохранить работоспособность оборудования, т. е. быть готовым к быстрому включению в сеть, с последующим набором электрической нагрузки. Так как нагрузка собственных нужд энергоблока составляет 7—10% номинального значения, то в режимах глубоких разгрузок необходимо барабанный котел гасить, а прямоточный поддерживать в рабочем состоянии при включенных нескольких форсунках для обеспечения его надежности, при этом расход пара на турбину обеспечивается за счет аккумулированной теплоты в котле при последовательном снижении давления рабочей среды.

Количество дополнительно получаемого пара при снижении давления на 1 МПа называется аккумулирующей способностью котла [180].
(4.4)
где Qак — высвобождаемая в котле теплота; q - расход теплоты на получение 1 кг пара.
Для барабанных котлов с давлением пара свыше 3 МПа аккумулирующая способность может быть найдена из выражения
(4.5)
Здесь г — скрытая теплота парообразования; GM — масса
металла испарительных поверхностей нагрева; См, Св — теплоемкость металла и воды; tи — изменение температуры насыщения при изменении давления на 1 МПа; р' и р" — плотности воды и насыщенного пара; Кв, Vn — водяной и паровой объемы котла.
К аккумулирующей емкости следует отнести располагаемые объемы котла и паропроводов. Водяной объем котла составляет водяную часть барабана и циркуляционных контуров, а в паровой объем входят паровая часть барабана и пароперегревателя, а также объем пара в испарительных трубах.
Аккумулирующая емкость играет двойную роль: в режимах быстрого изменения нагрузки она сглаживает процессы, а следовательно, и ухудшает маневренность оборудования, а в режимах динамической неустойчивости также сглаживает колебания параметров пара, повышая устойчивость топочного процесса, и облегчает регулирование нагрузки.
Данные о значении аккумулирующей способности Daк и ее удельной величины  найденной из расчета паропроизводительности котла на 1 кг/с при изменении давления пара на 1%, для некоторых барабанных и прямоточных котлов приведены в табл. 4.1 [ 180].
Как видно из приведенных данных, аккумулирующая способность зависит от конструкции котла, его параметров и паропроизводительности. Удельная аккумулирующая способность барабанных котлов в 2—3 раза выше, чем прямоточных.
При переводе блока в режим собственных нужд очень важно для котлов определить продолжительность такого режима, который мог бы обеспечить устранение возникших неполадок в защитах. Считают, что для выяснения самых сложных неполадок в защитах требуется не более 15 мин. Как будет показано ниже, перевод энергоблоков с барабанными и с прямоточными котлами на нагрузку собственных нужд возможен, а длительность работы в этих режимах превышает 10—15 мин. Для успешного внедрения таких режимов необходима их автоматизация.

Таблица 4 1. Показатели аккумулирующей способности котлов


Параметр

барабанные

Прямоточные

ТГМ-96

ТП-100

ПК-33

ТПП-210

Давление пара, МПа

14

14

14

25

Паропроизводительность котла, кг/с

117

178

178

264

Аккумулирующая способность, кг/МПа

2570

3770

1570

1100

Удельная аккумулирующая способность, кг/(кг-с)

3.0

2.9

1.3

0.98

Для регулирования графика электрических нагрузок энергосистем в часы ночных провалов после специальных исследований можно оборудование средней мощности переводить в моторный режим [129, 131, 132]. В то же время перевод энергоблоков мощностью выше 200 МВт в моторный режим недостаточно изучен. Требуется тщательное исследование теплового состояния турбины и более конкретно — роторов в зонах концевых уплотнений, где происходит наибольшее колебание температур.
К недостаткам моторного режима энергоблоков следует отнести неблагоприятный режим работы пароперегревателей котла. В связи с охлаждением топки и понижением температуры газов в топочной камере снижается температура свежего пара и пара промежуточного перегрева. Снижение температуры пара может привести к задержке быстрого набора нагрузки из-за захолаживания проточной части ЦСД. В то же время моторный режим обладает некоторыми преимуществами по сравнению, например, с пускоостановочными режимами, а именно: пуски из горячего и неостывшего состояния длятся дольше, чем перевод из моторного режима в генераторный. Кроме того, при работе энергоблока в моторном режиме энергосистема располагает горячим резервом, который можно использовать более оперативно.
В ряде случаев целесообразно оборудование переводить в режим горячего вращающегося резерва, при котором турбогенератор, отключенный от сети, продолжает вращаться с частотой примерно 17 с-1 за счет подачи небольшого количества пара из котла, при этом в работе находятся несколько растопочных форсунок (горелок).
По данным [10] режим горячего вращающегося резерва надежнее и предпочтительнее других, в том числе и моторного режима.



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