Глава 1
ЗАДАЧИ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ И БЛОЧНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
1 РОЛЬ БЛОЧНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В РЕГУЛИРОВАНИИ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Развитие отечественной энергетики неразрывно связано с созданием мощных энергетических объединений. Из общего числа энергосистем страны (всего 94) 82 работают параллельно в составе 11 объединенных энергосистем. Выработка электроэнергии электростанциями, входящими в энергосистемы, составила в 1975 г. около 95% общего производства электроэнергии. Мощность Единой энергетической системы страны достигла в 1975 г. 150 млн кВт.
С ростом мощностей объединенных энергосистем создаются объективные условия для увеличения единичной мощности агрегатов и одновременно для перехода на систему энергоблоков. Целесообразность применения блочных энергетических установок заключается в производстве укрупненного оборудования, установке и эксплуатации его на тепловых электростанциях. В 1975 г. количество тепловых электростанций, достигших мощности 1 млн. кВт и выше, увеличилось до 47; энергоблоков мощностью 150—800 МВт — до 348, причем число энергоблоков мощностью 300 МВт равно 130. Общая мощность энергоблоков 150—800 МВт на конец 1975 г. составила около 82 млн. кВт. На десятую пятилетку энергоблоки мощностью 500. 800 и 1200 МВт являются основными в отечественной теплоэнергетике [4]. В ГДР на ближайшие годы основным типом энергетического агрегата будет энергоблок мощностью 500 МВт, после 1980 г намечается ввести в действие энергоблок мощностью 1200 МВт [5]. В ФРГ мощность энергоблоков к 1980 г. увеличится до 800 МВт, к 1985 г.— до 1200 МВт.
По данным фирмы «RWE», коэффициент готовности у турбин мощностью 300 МВт больше, чем у турбин мощностью 150 МВт [6]. Противоположный вывод сделали сотрудники Эдисоновского электротехнического института, которые утверждают, что коэффициент готовности уменьшается с увеличением единичной мощности и начальных параметров пара. При этом наиболее высокий коэффициент готовности у энергоблоков с барабанными котлами [7]. В отдельных случаях это можно объяснить или конструктивными особенностями сравниваемых aгpeгатов, или недостоверными статистическими данными. С другой стороны, увеличение единичной мощности агрегатов сокращает удельные капиталовложения ввода в эксплуатацию энергоблоков. По данным зарубежных авторов, энергоблоки мощностью 600 и 1200 МВт обеспечивают удельные капиталовложения в строительство на 20 и 30% меньше, чем энергоблоки мощностью 300 МВт. Рассматривая совместно зависимости коэффициента готовности и удельных капиталовложений на установку агрегатов от изменения их единичной мощности, определяют оптимальные значения единичной мощности энергоблоков исходя из минимальных затрат па сооружение и обслуживание. В США около 75% нагрузки тепловых электростанций обеспечивается энергоблоками мощностью более 500 МВт, около 16% — энергоблоками мощностью порядка 1000 МВт. Опыт эксплуатации американских турбогенераторов свидетельствует о возрастании с увеличением единичной мощности степени реагирования агрегата к изменению скорости вращения [8]. По оценке Федеральной энергетической комиссии США, в 1990 г. мощность ТЭС составит 50,2%, а АЭС — 37,7% от суммарной вырабатываемой мощности [9].
Изменения, происходящие в структуре потребления электроэнергии различными отраслями народного хозяйства и режимах работы отдельных групп потребителей, вызывают соответствующие качественные изменения графиков нагрузки большинства энергосистем и их объединений. Принято считать базовым режимом работы оборудования, если число часов его использования в году более 4000, циклическим (пли полупиковым) — 1000—4000 и пиковым — менее 1000.
Оценка структуры электропотребления в отраслях народного хозяйства в целом по стране с учетом увеличения потребления электроэнергии различными отраслями показывает, что и в дальнейшем сохранится устойчивая тенденция снижения удельного веса потребления электроэнергии в промышленности и увеличения потребления в сельском и коммунально-бытовом хозяйствах. Исследования Энергосетьпроекта показали, что будут существенно ухудшаться условия прохождения ночных минимумов нагрузки, вызванные увеличением доли блочных электростанций, относительным снижением доли полу пиковых гидроэлектростанций, возрастанием мощности атомных электростанций, работающих в базовом режиме. С увеличением числа атомных электростанций ожидается привлечение их к регулированию мощности энергосистем в полупиковом режиме. Расчеты показывают, что уже в ближайшие годы разница между максимумом и минимумом суточной нагрузки электростанций в европейских районах страны будет составлять примерно третью часть от всем электрической мощности [10] Например, важной проблемой для энергетики Узбекской ССР является покрытие вечернего пика суточного графика нагрузки, который превышает ночной минимум на 1 млн. кВт; разница между максимумом и минимумом составляет более 30% максимальной нагрузки энергосистемы. Пик нагрузки отрабатывается практически только тепловыми электростанциями путем ежедневных пусков и остановов котлов и турбин, включая энергоблоки Ташкентской ГРЭС. Нагрузка Молдавской энергосистемы отличается явно выраженным пиковым характером. В рабочие дни наблюдаются суточные изменения нагрузки Молдавской ГРЭС до 50%, в выходные — почти одновременный останов и последующий пуск до пяти энергоблоков мощностью 200 МВт. При участии энергоблоков 150 МВт Березовской ГРЭС (БССР) в регулировании нагрузки энергосистемы доля разгрузок до 30% в отдельные периоды составляла 0,8 0,9 [12]. Использование в течение длительного времени отечественных энергоблоков для регулирования суточных графиков нагрузки подтвердило проблемы повышения надежности и маневренности оборудования.
Для электростанций ФРГ соотношение между ночной и дневной нагрузкой находится в пределах 0,55—0,6 [13]. Нагрузка, превышающая 75% максимальной мощности, в ФРГ наблюдается в течение порядка 20, а в США — 5% от общего времени в году. В Объединенной западноевропейской энергосистеме скорости изменения нагрузок
не превышают, как правило, 2,5%/мин, в отдельных случаях— 10%/мин. Колебания частоты и мощности требуется отрабатывать изменением нагрузки на 10% со скоростью 5%/мин в любой момент времени, на 15% сo скоростью 8% мин — до двух раз в месяц, на 20% за 5 с—до двух раз в год. По другим данным [14], частота в энергосистеме должна поддерживаться с точностью более 100 мГц при помощи скачкообразных (до 10% от номинальной мощности) и линейных (с наклоном 3% мин) изменений нагрузки Изменения задания по мощности рекомендуется производить со скоростью в пределах 10% мин. В регулировочном диапазоне не допускается никаких задержек, обусловленных переключением вспомогательного оборудования электростанции [13]. Требования к экстренному снижению мощности блочных конденсационных электростанций примерно совпадают с требованиями к быстродействию систем регулирования турбин при полных сбросах нагрузки. Обеспечение необходимой по суточному графику разгрузки электростанций обусловливает расширение регулировочных диапазонов энергоблоков путем снижения их допустимо возможной по условиям устойчивой работы величины минимальной нагрузки, которая для газомазутных энергоблоков в основном зависит от надежности температурного режима поверхностей нагрева котлов. Например, при газомазутном топливе для энергоблоков мощностью 150—200 МВт минимум нагрузки в процентах от номинальной мощности должен составлять 30—35%, для энергоблоков мощностью 300 МВт —30—40%.
Таким образом, на основании исследований режимов работы энергосистем и их объединений необходимы экономически выгодные типы энергоблоков для покрытия пиковых нагрузок [10]. Следует отметить новый подход к проектированию ряда специальных типов энергоблоков, у которых отдельные характеристики (например, маневренность) являются определяющими за счет значительного ухудшения экономических показателей. Опыт работы зарубежных энергосистем подтверждает экономическую целесообразность разработки и внедрения дешевых высокоманевренных энергоблоков для работы в резкопеременной части графика нагрузки электростанций.
В работе [15] рассмотрены пути повышения маневренности паровых турбин и конструктивные схемы полупикового агрегата 300—500 МВт. Для повышения маневренности прямоточных котлов крупных энергоблоков предлагают уменьшать толщину стенок промежуточных камер, коллекторов и элементов встроенных сепараторов [16]. По данным зарубежных авторов, новые пиковые энергоблоки мощностью 100—300 МВт предполагается оснащать прямоточными котлами без промперегревателей, работающими при давлении пара около 100 кгс/см2 и температуре пара 500 °С.
В настоящее время темпы создания высокоманевренного оборудования сдерживают формирование экономически наиболее обоснованной структуры генерирующих мощностей в стране. В связи с этим повышаются требования по маневренности к существующему оборудованию и средствам автоматики. При этом актуальным оказывается использование в пиковом режиме работы менее мощных и экономичных энергоблоков, для чего требуется решать ряд технологических задач. Перевод пылеугольных энергоблоков в периоды разгружения на сжигание мазута значительно сокращает технический минимум нагрузки котлов, обеспечивая экономический эффект [17]. Повышение экономичности работы электростанции примерно па 1% обеспечивает останов части энергоблоков мощностью 200 МВт при минимальной нагрузке по сравнению с режимом глубокой разгрузки данных энергоблоков [18] Расчеты для энергоблоков 300 МВт показывают, что расход топлива на холостой ход больше расхода топлива на пуск энергоблока, если время простоя более 6 ч, если меньше 6 ч, то целесообразнее глубокая разгрузка, которая повышает маневренность энергоблока и упрощает эксплуатацию. В ряде случаев эксплуатации энергоблоков на номинальных нагрузках требуется экстренное увеличение мощности. С помощью гидроприводов обратных клапанов можно обеспечить увеличение мощности турбины типа К-200-130 на 6,3% примерно за 5 с отключением регенерации при 100%-ной нагрузке [19]. Отключение двух и трех ПВД на энергоблоках мощностью 300, 800 и 1200 МВт приводит соответственно к приросту мощности на 11 —12 и 15—17% за время порядка 10— 15 с в аварийных ситуациях [20]. Для получения оптимальной приемистости энергоблоков отдельные мероприятия, такие, как отключение регенерации, временная перегрузка ЦВД, варьирование начальных параметров пара, впрыск пара в промежуточный пароперегреватель и др. [21, 22], рекомендуется комбинировать между собой. Практически к ухудшению экономичности энергоблоков не приводят перегрузки до 5%. Экономически наивыгоднейшая величина перегрузки паротурбинных энергоблоков приведена в работе [23]. Одновременно с перечисленными мероприятиями правильное построение (выбор структуры и параметров настройки) систем автоматического регулирования крупных энергоблоков и блочных конденсационных электростанций в целом повышает маневренность, надежность и экономичность их работы, а также улучшает качество электроэнергии.
