Оптимизация режима работы и повышение маневренности ЭС Донбассэнерго

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ И ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ДОНБАССЭНЕРГО
А. А. МАДОЯН, В. В. ПАЩЕНКО
(Донбассэнерго)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 111—117.
Отмечается, что снижение коэффициента использования установленной мощности энергетического оборудования на давление 90 кгс/см2 и ниже позволяет не только оптимизировать условия покрытия переменных графиков электрических нагрузок, но и повысить экономичность энергосистемы. Приведены показатели, характеризующие изменение регулировочного диапазона отдельных электростанций энергосистемы в последние годы. Указан комплекс мероприятий, выполненных на электростанциях системы для расширения их регулировочного диапазона. Отмечены факторы, определяющие маневренность оборудования и тепловых электростанций в целом.

С 1969 г. на электростанциях Донбассэнерго проводится комплекс работ по изысканию, и внедрению путей наиболее экономичного покрытия неравномерности графиков электрических нагрузок.
Одним из основных мероприятий, которое широко применяется в энергосистеме, является ежегодное снижение коэффициента использования низкоэкономичного конденсационного оборудования на давление 90 кгс/см² и ниже.
К 1971 г. коэффициент использования установленной мощности таких низкоэкономичных электростанций, как Штеровская и Зуевская был доведен с 62,6 и 61,6 до 33,9 и 25,1% соответственно (табл. 1).
Низкоэкономичные электростанции среднего давления при сезонном снижении общего уровня потребления электроэнергии, особенно в паводковый и летний периоды, переводились в режим глубокой разгрузки с остановом большей части агрегатов, что обеспечило значительное увеличение экономичности энергосистемы.
Таблица 1

Коэффициент использования установленной мощности на электростанциях с оборудованием 90 кгс/см², за исключением I очереди Славянской ГРЭС, был снижен к 1972 г. до 70% (табл. 1).
Сравнительно высокий коэффициент использования установленной мощности I очереди Славянской ГРЭС, равный в 1971 г. 81,2%, объясняется необходимостью сжигания большого количества газа и освоением блока 800 МВт.
Начиная с 1969 г. электростанции с неблочным оборудованием разгружаются ежедневно до 70% установленной мощности и большую часть дальнейшего увеличения неравномерности графика воспринимают на себя блочные электростанции. Если в январе 1967 г. Старобешевская и Ворошиловградская ГРЭС разгружались максимально на 350 и 550 МВт соответственно, то за тот же период в 1970 г. величина провалов нагрузки на этих электростанциях составила 1 000 и 1 400 МВт, т. е. увеличилась более чем вдвое.
Увеличение неравномерности графика привело к необходимости работы блочных электростанций с частыми изменениями нагрузки. Так, в отдельные месяцы 1971 г. число изменений нагрузок на блоках 200 МВт на Старобешевской ГРЭС превышало 1 600 в месяц, а на Ворошиловградской 1 100.
В целом в 1 1970гг. число I изменений нагрузок на блоках 200)МВтг было равно 12 1 190 на Старобешевской и 9 535 на Ворошиловградской ГРЭС. В 11971 гг. оно изменилось до 15 572 и 9 406 соответственно.
Работа блоков с частыми и глубокими разгрузками потребовала проведения целого комплекса специальных исследований и мероприятий по повышению экономичности таких режимов. C этой целью совместно с рядом научно-исследовательских и наладочных организаций персоналом электростанций и службами РЭУ Донбассэнерго были определены оптимальные экономические характеристики блоков 200 МBt при изменении нагрузки в широком диапазоне и сжигании различных видов топлива. На Старобешевской ГРЭС разработаны режимы рациональных пусков блоков. Накоплен определенный опыт пуска блоков из горячего резерва.
Время и характер разгрузки блока во время испытаний обусловливался в основном заданным диспетчерским графиком.
Исследована работа оборудования и изменение экономичности котлоагрегата при глубоком одно- и многоступенчатом разгружении и нагружении блока 200 МВт на 35—45% номинальной мощности при сжигании пыли АШ и смеси АШ и природного газа.
Исследования, проведенные с применением новых методов, позволили найти данные, раскрывающие характер истинного изменения экономичности в зависимости от факторов, характеризующих переменный режим и позволяющих внести поправки в некоторые нормативные показатели.
До настоящего времени характеристики относительных приростов составляются по статическим характеристикам объектов, которые показывают зависимость выходных параметров от входных при установившихся (стационарных) режимах. Как показали подробные исследования, это приводит к значительным ошибкам и недоучету дополнительного пережога топлива за счет нестационарного режима в период перехода с одной нагрузки на другую.
Так, разгрузка блока 200 МВт на мощность 90 МВт может приводить к перерасходу условного топлива в переходном периоде по сравнению с заданным значением экономичности при пониженной нагрузке до 2,2 тс. При этом процесс стабилизации продолжается 2,5—4. Величина перерасхода топлива зависит от степени и методики разгрузки котла, вида сжигаемого топлива, уровня первоначальной экономичности и др.
Например, при разгрузке блока с 200 до 140 МВт и совместном сжигании пыли и природного газа в соотношении 0,5/0,5; 0,6/0,4 и 0,7/0,3 перерасход условного топлива на котле от заданного значения экономичности, соответствующего нагрузке 140 МВт, равен соответственно 0,95 1,3 и 1,8 т. При разгрузке блока с 200 до 140 МВт при сжигании пыли АШ и низкой первоначальной экономичности котла перерасход условного топлива от заданного значения экономичности, соответствующего нагрузке 140 МВт, равен 2,2 т.
В 1970—1971 гг. проведен большой комплекс работ по определению и снижению технического минимума нагрузок как на конденсационных электростанциях на давление 90 кгс/см², так и на блочных электростанциях.
С целью снижения технического минимума нагрузки на низкоэкономичных неблочных электростанциях выполнен следующий комплекс мероприятий:
реконструкция тепловых и растопочных схем для возможности одновременной растопки четырех-пяти котлов;
внедрение рациональных пусков котлоагрегатов ТП-230; повышение производительности испарительных установок; реконструкция турбин 100 МВт с организацией регулируемого отбора пара для питания тепловых собственных нужд электростанций при снижении нагрузки;
реконструкция пылеугольных котлов с расширением диапазона регулирования до 70% номинальной производительности.
В качестве устройства для сжигания широкой гаммы топлив от слабореакционных типа АШ до газа и мазута в широких диапазонах нагрузки была опробована топка с пересекающимися струями (ПС).
Исследования показали, что изменение теплового напряжения предтопка от 500 ·103 ккал/(м³-ч) при нормальной нагрузке до 150·103 ккал/(м³-ч) при нагрузке 30%, а также особый режим зажигания, создаваемый за счет принудительного подвода топочных газов высокой температуре к устью горелки, являются основными условиями, обеспечивающими сжигание различных топлив в широком диапазоне нагрузок.
С целью изучения вопросов, связанных со снижением технического минимума нагрузки и повышением маневренности блочного оборудования, проводились специальные исследования на блоках 200 МВт с котлами ТП-100. При этом была выявлена возможность расширения регулировочного диапазона котла (блока) и исследовано влияние тонины помола пыли и режимных факторов на величину минимально допустимой нагрузки котла. Исследования показали, что при хорошем состоянии зажигательных поясов, горелок, устойчивой работе питателей пыли, оптимальном воздушном режиме и оптимальном количестве работающих горелок величина минимальной длительно устойчивой нагрузки котла ТП-100 при сжигании АШ по условиям устойчивости горения и выхода жидкого шлака может быть снижена до 300—320 т/ч (100—110 МВт). При этом на величину минимальной нагрузки и экономичность работы котла существенное влияние оказывают тонина помола пыли и расход сбросного воздуха из систем пылеприготовления в топку. Так, снижение тонины помола пыли с R90=10÷7,5% до R90=3÷4% уменьшает потери топлива с механической неполнотой сгорания на 2-2,5%.
Проведенные исследования позволили дать рекомендации по выбору экономичного способа покрытия ночных провалов суточных графиков электрических нагрузок блочными электростанциями системы.
Большие работы, проведенные на электростанциях системы по переводу их на экономичное сжигание мазута, позволили не только значительно снизить потери топлива при работе котлоагрегатов с частыми разгрузками, но и значительно увеличить регулировочный диапазон, особенно блочного оборудования.
Неприспособленность существующих котлов к сжиганию больших количеств мазута приводила к быстрому шлакованию пароперегревателей, выходу из строя электрофильтров. Поэтому на основных электростанциях системы, в частности на Ворошиловградской І'РЭС, опробовано и широко используется сжигание мазута в плоском факеле.
В связи с тем, что график нагрузки системы и электростанций характеризуется наличием в течение суток глубоких провалов и больших пиков с резким переходом от одних к другим, основное теплотехническое оборудование электростанций, особенно на давлении 90 кгс/см², приходится часто останавливать (табл. 2).
Таблица 2

Уменьшение количества остановов на Мироновской ГРЭС в 1971 г. было вызвано сжиганием недефицитных длиннопламенных топлив, на Славянской ГРЭС связано с работой блока 800 МВт и сжиганием газа, а на Зуевской ГРЭС — с работой в так называемом «режиме стояния». В то же время в период 1969—1971 гг. количество остановов котлов на Ворошиловградской ГРЭС возросло.
C целью автоматизации пусков котлов на Мироновской ГРЭС установлена и опробована специализированная управляющая вычислительная машина автоматической растопки котла (СУВМАР), которая автоматически производит подготовительные операции, розжиг котла и ведет процесс растопки по температуре и давлению насыщенного пара в соответствии с заданной программой. При этом производится контроль за оперативными переключениями и при невыполнении какой-нибудь операции останавливается программа и подаются световой и звуковой сигналы. Кроме того, контролируются разности температур металла барабана, скорость нарастания температуры металла, температура уходящих газов и др. Включение котла в паровую магистраль производится машинистом котла. Ограничение количества операций, выполняемых машинистом котла, обеспечило возможность создания наиболее перспективного метода использования специализированных систем для автоматического пуска и создания системы «Машинист — СУВМАР». Проведенные работы показали, что СУВМАР обеспечивает процесс растопки котла из любого состояния в заданное время, облегчает труд обслуживающего персонала, экономит топливо, а также обеспечивает надежность операций и удлиняет срок службы котла.
В последние годы значительно возросло количество остановов турбин. Так, турбины К-100-90 в 1971 г. на Старобешевской и Ворошиловградской ГРЭС были остановлены 103 и 88 раз (табл. 3).
Таблица 3

Использование остановов турбогенераторов К-100-90 в ряде случаев не отвечает требованиям маневренности энергосистемы, особенно при разгрузках на ночные провалы длительностью около 6 ч, ввиду значительной продолжительности последующих пусков и отсутствия вращающегося горячего резерва. При частых остановах, включая ускоренные, невозможно уложиться в реальное время ночных провалов.
В сложившейся ситуации электростанции вынуждены были на период до 6—7 ч держать определенное количество турбин с нагрузкой 5—10 МВт, что неэкономично.
Совместно с ЛМЗ, МЭИ и ДО ОРГРЭС РЭУ Донбассэнерго провело дополнительные исследования по повышению маневренности и экономичности турбогенераторов К-100-90. Проведенные испытания показали, что наряду с дальнейшей оптимизацией пусковых режимов значительное повышение маневренности и экономичности указанных турбин может быть обеспечено за счет перевода их в часы провала нагрузки в беспаровый моторный режим (режим синхронного компенсатора). Кроме того, этот режим может быть использован и для выработки необходимой реактивной мощности.
Накопленный опыт эксплуатации подтвердил высокую надежность и экономичность применения моторного режима для электростанций, работающих в резкопеременном графике нагрузки.
В настоящее время в системе Донбассэнерго в моторный режим переведены 13 турбогенераторов, из них 8 К-100-90.
Турбогенераторы Зуевской ГРЭС проработали за 1970—1972 гг. в моторном режиме 45 000 ч, а турбогенератор K-100-90 (ст. № 4) Ворошиловградской ГРЭС 2 250 ч.

Так как одной из центральных проблем в настоящее время является повышение маневренности блочных установок, то в 1971— 1972 гг. Донбассэнерго совместно с ЛМЗ, МЭИ и Ворошиловградской ГРЭС проведены исследования по возможности перевода в моторный режим турбогенераторов К-200-130 на блоке № 13.
Проведенные исследования и накопленный опыт уже подтвердили практическую возможность и целесообразность применения этого режима на блочных установках, при этом исключаются такие длительные операции, как разворот турбины и набор нагрузки, отсутствуют пусковые подготовительные операции и др.
Кроме вышеуказанных работ по повышению маневренности ТЭС на основном оборудовании проводится ряд других мероприятий, связанных с обеспечением нормального запаса конденсата и топлива для глубоко разгружаемого на длительный период оборудования.
На основании проведенных исследований и многолетнего эксплуатационного опыта выявлено, что маневренность ТЭС определяется: числом и типом установленных агрегатов, временем года, гибкостью основных и вспомогательных станционных схем, способами вывода в резерв котло- и турбоагрегатов, особенностями растопочной схемы (высокая маневренность требует осуществления схемы, позволяющей вести одновременную растопку и разгрузку не менее 70% общего количества установленных котлов), видом сжигаемого топлива, запасом конденсата и топлива и производительностью мазутного хозяйства, маневренностью турбоагрегатов и котлов.
Маневренность котлов, являющаяся одним из основных показателей, определяющих маневренность ТЭС в целом, в свою очередь, определяется:
конструкцией горелочных и топочных устройств;
возможностью сжигания в широком диапазоне нагрузок различных видов топлива (в частности, возможностью перевода котлов, сжигающих низкореакционное топливо, на газ или мазут в период ночного провала нагрузки);
конструкцией мазутных форсунок. Наиболее глубокое регулирование паропроизводительности котлов может быть обеспечено паромеханическими (пневмомеханическими) форсунками;
типом циркуляции;
надежностью работы отдельных узлов и элементов оборудования. В частности, необходимо обеспечить защиту от разрушения наклонного ската поворотной камеры котла за счет установки охлаждаемой панели;
отношением массы обмуровки к массе металла;
возможностью изменения в период низких нагрузок фракционного состава угольной пыли;
эффективностью очистки поверхностей нагрева;
степенью автоматизации переменных режимов, включая пусковые;
возможностью обеспечить нормативную температуру перегретого пара;
совершенством контроля и регулирования переменных режимов (по температуре газов и металла, расходу запыленного потока в схемах с прямым вдуванием и др.). В связи с тем, что существующие штатные приборы не всегда обеспечивают правильный контроль за изменением необходимых величин при нестационарном режиме работы оборудования, необходима оснастка котлов специальными приборами;
возможным сокращением количества и продолжительности операций при изменении режима работы.
На электростанциях системы широким фронтом ведутся работы по всем указанным направлениям. Разработанные методы экономичного способа покрытия неравномерных графиков электрических нагрузок на электростанциях Донбассэнерго могут быть рекомендованы и для других энергосистем.