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

Условия работы оборудования 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

Изменение структуры потребления электроэнергии отраслями народного хозяйства в течение последних десятилетий и ввод в эксплуатацию в основном АЭС и крупных энергоблоков привели к резкому изменению условий работы ТЭС.
Для оценки изменения мощностей ТЭС в общем энергетическом балансе страны в табл. 1.5 приведена структура генерирующих мощностей ЕЭС и в ряде ОЭС СССР. Как следует из таблицы, в ЕЭС СССР более 45% установленных мощностей занимают генерирующие мощности базовых энергоблоков.
Примерно 30% генерирующих мощностей в ЕЭС СССР приходится на ТЭЦ, и только 13,4% — на высокоманевренные ГЭС. Причем с планируемым вводом АЭС и мощных базовых энергоблоков доля маневренных установок в общем балансе мощностей ОЭС значительно уменьшится.
Как следует из таблицы, при сложившейся структуре генерирующих мощностей в ЕЭС СССР условия работы ТЭС крайне затруднены. Особенно следует отметить тяжелые условия работы ТЭС в ОЭС Северо-Запада, Юга, Центра, Урала, где на долю мощных энергоблоков приходится примерно от 35 до 70% генерирующих мощностей. Поэтому с дальнейшим вводом базовых энергоблоков необходимо предусматривать ввод и полупиковых энергоблоков, которые должны решать задачи обеспечения надежности и экономичности режимов базовых энергоблоков. В то же время анализ работы энергосистем и структура электропотребления показывают, что даже при значительном вводе источников маневренных мощностей в сложившихся условиях действующие энергоблоки будут и в дальнейшем принимать активное участие в суточном и недельном графиках регулирования мощности и продолжительно работать на малых нагрузках [5, 7, 8, 10, 13, 25, 28— 30 и др. ].
Поэтому чрезвычайно важно организовать работу ТЭС с малым числом включенных энергоблоков в выходные дни и обеспечить массовый пуск остановленных энергоблоков в течение нескольких часов, в основном в ночь с воскресенья на понедельник.

Таблица 1.5. Структура генерирующих мощностей в ЕЭС СССР и в основных
ОЭС СССР, %


Тип электростанции

ЕЭС
СССР

Северо-
Запад

Центр

Средняя
Волга

Юг

Урал

Калах-
стан

КЭС блочные

45,4

39,3

33.5

17,5

68,4

46,5

31,0

КЭС с поперечными связями

7.2

6,4

4,0

1,5

8.5

9,0

18,0

ТЭЦ

29.7

25,2

44,3

54,0

12,1

37,2

37,0

АЭС

4,3

12,6

7,2

0.7

2,3

1,1

ГЭС

13,4

16,7

1U

26,3

8.8

6,3

14,0

Кроме того, действующие энергоблоки должны активно привлекаться к регулированию перетоков мощности и к решению задач, возникающих в аварийных условиях энергосистем. Необходимо учитывать следующие наиболее характерные ситуации: аварийный дефицит мощности в энергосистеме при отделении ее от объединения, отключение генератора, нарушение статической и динамической устойчивости при параллельной работе.
Для предотвращения или сокращения аварийных отключений потребителей необходимо быстро нагрузить все имеющееся в энергосистеме оборудование, в том числе и энергоблоки, которые работали с пониженными нагрузками. При этом далеко не все требования в настоящее время могут быть удовлетворены. Например, очень сложно поддерживать синхронную динамическую устойчивость путем программного регулирования мощности энергоблоков. Средняя скорость снижения нагрузки должна быть не менее 200—250% номинального значения в секунду, а средняя скорость последующего увеличения мощности — 100—250% номинального значения в секунду.
Рассмотрим условия работы ТЭС в ОЭС на примере нескольких крупных и экономичных электростанций ОЭС Северо-Запада и Юга, а именно Лукомльской, Литовской, Бурштынской и Молдавской ГРЭС. Установленная мощность Лукомльской ГРЭС 2400 МВт (8 энергоблоков по 300 МВт с газомазутными котлами), Литовской ГРЭС 1840 МВт (4 энергоблока но 160 МВт и 4 энергоблока по 300 МВт с газомазутными котлами), Бурштынской ГРЭС 2400 МВт (12 энергоблоков по 200 МВт с пылеугольными котлами) и Молдавской ГРЭС 2500 МВт (2 энергоблока с газомазутными котлами и 8 энергоблоков с пылеугольными котлами по 200 МВт, 2 ПГУ по 250 МВт). Лукомльская и Литовская ГРЭС работают в ОЭС Северо-Запада, а Бурштынская и Молдавская ГРЭС — в ОЭС Юга.
Анализ условий работы оборудования электростанций показывает, что на ТЭС ежегодно планируется большое количество пусков энергоблоков с одновременным разуплотнением графика электрических нагрузок и снижением технического минимума нагрузки энергоблоков.
В отличие от работы электростанций в восточных областях ОЭС Юга, например Донбассэнерго, где графики электрических нагрузок носят «кинжальный» характер [132], в большинстве ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга графикам нагрузок характерны резко выраженные «трапецеобразные» пики нагрузок (рис. 1.11 — 1.13). Резкопеременные графики нагрузок ГРЭС характерны только в нерабочие и праздничные дни.
Максимум нагрузок достигается в дневные рабочие часы суток, а минимум — в ночные часы. Небольшой спад нагрузки, как правило, отмечается в часы обеденного перерыва (13—15 ч).

Рис. 1 11. График изменения электрической нагрузки Лукомльской и Литовской ГРЭС по характерным дням недели:
1 и 2 — Лукомльская ГРЭС; 3— Литовская ГРЭС, 1 январь 198Ι , 2— январь 1985 г. ,3- январь 1988 г.

Снижение нагрузки от установленной мощности ГРЭС до заданного диспетчерским управлением ОЭС производится в 22—23 ч, а подъем — в 5—6 ч утра. Анализ недельных графиков нагрузок ГРЭС показывает, что минимальная нагрузка приходится на нерабочие дни, причем отмечается тенденция к постоянному снижению минимума нагрузки ГРЭС. Например, в 1981 г. минимальная нагрузка Лукомльской ГРЭС составляла 800—900 МВт, а в 1986 г 600—700 МВт (рис. 1.11), при этом в настоящее время на Лукомльской ГРЭС из восьми энергоблоков на ночь в работе остаются от четырех до шести. Аналогичная картина наблюдается и на других ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга.
Максимальная нагрузка на ГРЭС имеется в утренние и вечерние часы суток в связи с увеличением доли бытовой нагрузки.
Коэффициенты неравномерности fмин и переменной части fпер графика суточной нагрузки в рабочие и выходные дни для крупных ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга приведены в табл. 1.6.
График изменения электрической нагрузки Бурштынской ГРЭС
Рис. 1.12. График изменения электрической нагрузки Бурштынской ГРЭС по характерным дням недели за январь (1) и июнь (2) 1985 г

Как видно из табл. 1.6, коэффициенты неравномерности суточной нагрузки  в рабочие дни для ГРЭС несколько ниже, чем в нерабочие и праздничные дни, следовательно, коэффициент переменной части в рабочие дни выше, чем в праздничные или нерабочие.
Характерно, что за последнее десятилетие коэффициент fмин имел тенденцию к уменьшению, а fпер — к увеличению.
Таким образом, стабильность ежегодного разуплотнения графиков электрических нагрузок характерна не только для ТЭС с оборудованием на давление пара 9 МПа и ниже, но и для энергоблоков на сверхкритическое давление.

Таблица 1.6. Коэффициенты fмин и fпер ГРЭС в зимнее время

График изменения электрической нагрузки Молдавской ГРЭС
Рис. 1.13. График изменения электрической нагрузки Молдавской ГРЭС: а — январь 1985 г, б — июнь 1985 г.; I — общий график нагрузок ГРЭС; 2— график нагрузок ЛГУ


Рис. I. 14. Изменение коэффициента использования установленной мощности Кисп.: 1—5 — энергоблоки соответственно 150-165, 180—210, 300, 400—500 и 800 МВт; блоков всех электростанций Минэнерго СССР
Рис. 1.15. Изменение количества пусков энергоблоков 300 МВт Лукомльской ГРЭС за период их эксплуатации

 Динамика нестационарного режима энергоблоков и участие их в регулировании нагрузки энергосистем с частыми остановами и с продолжительной работой на минимальных нагрузках приводят к тому, что коэффициент использования установленной мощности ТЭС резко снижается, и для энергоблоков ТЭС в зависимости от их установленной мощности Кисп = 0,654-0,76. Для высокоэкономичных крупных ТЭС Кисп несколько увеличен. Так, для Запорожской ГРЭС Кисп = = 0,81, для Углегорской и Славянской Кисп = 0,76, для Лукомльской Кисп =0,7.
На рис. 1.14 приведен график изменения по годам коэффициента использования установленной мощности энергоблоков мощностью 150—800 МВт. Как видно из графика, для вводимых энергоблоков 400—500 МВт Кисп имеет минимальное значение.
Наряду с ежесуточными глубокими разгрузками энергоблоков необходимо останавливать часть оборудования в резерв. В течение последних пяти лет количество остановов на Лукомльской ГРЭС увеличилось несущественно, в основном за счет выполненных исследовательских работ, позволивших расширить диапазон нагрузок и снизить минимальную нагрузку энергоблоков, однако для ряда других ГРЭС количество остановов энергоблоков увеличивается. Изменение количества пусков энергоблоков по годам Лукомльской ГРЭС приведено на рис. 1.15.

К концу 1985 г количество плановых остановов-пусков на ГРЭС составило около 1900. Таким образом, как видно из анализа работы нескольких крупных ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга, базовые энергоблоки мощностью 160—300 МВт работают в резкопеременном графике нагрузок, т. е. в режимах, на которые они не были первоначально рассчитаны. Эксплуатация оборудования в новых режимах потребовала выполнения комплекса мероприятий по существенному повышению их маневренности с одновременным обеспечением достаточной надежности и высокой экономичности.
В то же время возрастающие требования к режимам работы действующего энергооборудования и опыт эксплуатации энергоблоков обусловливают актуальность дальнейшего развития работ, направленных на улучшение маневренных характеристик энергоблоков и оптимизации режимов их работы.
Необходимо решить в ближайшем будущем следующие основные задачи [5, 12, 13, 15, 19, 20, 25, 26, 28, 37, 184, 185, 191, 192 и др.
расширить регулировочный диапазон нагрузок энергоблоков как с газомазутными, так и с пылеугольными котлами;
повысить экономичность работы энергоблоков, в том числе при частичных нагрузках, исследовать способы прохождения минимумов электрических нагрузок и определить оптимальные их варианты;
исследовать и определить оптимальные методы экономичного регулирования производительности энергоблоков;
разработать и совершенствовать технологические схемы ускоренного пуска и системы автоматического управления пуском;
исследовать перегрузочные способности энергоблоков и возможность их использования для поддержания частоты в энергосистемах в аварийных режимах;
исследовать влияние частых пусков на надежность оборудования и др.



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