Оптимизация режимов использования конденсационного оборудования ТЭС для регулирования графиков нагрузки

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
А. Г. ПРОКОПЕНКО
(ЮО ОРГРЭС)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1.974, с 73—84.
Дана краткая характеристика наладочных и исследовательских работ, проводимых различными организациями в целях повышения маневренности конденсационного оборудования тепловых электростанций. Приведены данные по продолжительности пуска из различных тепловых состояний и пусковым потерям топлива для энергоблоков 150, 200 и 300 МВт, а также указаны допустимые минимальные нагрузки этого оборудования. Оценено изменение экономических показателей различных энергоблоков при работе с переменными нагрузками.
Сообщаются результаты разработки рациональных режимов работы тепловых электростанций с однотипным и разнотипным конденсационным оборудованием.

Решение задач надежной и экономичной работы энергоблоков в переменных режимах и рационального прохождения электростанциями неравномерных графиков нагрузок приобрело Особую остроту в связи с возрастанием неравномерности графиков, увеличением ее в перспективе и привлечением к работе в регулировочном режиме ТЭС. 

Рис. 1. Графики нагрузок трех КЭС в рабочие, нерабочие и переходные дни.
1, 2, 3 — номера КЭС.

В особенности возросла и будет расти в дальнейшем неравномерность нагрузок КЭС, что требует уже сейчас активного регулирования графиков блоками 150, 200 и 300 МВт, а в перспективе — блоками больших мощностей. 

Рис. 2. Графики-задания пусков моноблоков. 160 МВт с барабанными котлами из неостывших состояний.
I, I', I"и I'"— начало растопки котла при пусках после остановов соответственно на 55—60, 30—36, 16—20 и 6—8 ч; II — включение генератора в сеть; III, III', III" и III'"—окончание пуска — достижение полной нагрузки при пусках после остановов соответственно на 55—60, 30—36, 16—20 и 6—8 ч; 1, 2, 3, 4 — температура свежего пара за котлом, °С; 5, 6, 7, 8 — скорость вращения ротора турбоагрегата, об/мин; 9, 10, 11, 12 — электрическая нагрузка блока (МВт) соответственно при пусках после остановов на 55—60, 30—36, 16—20 и 6—8 ч.

Основными особенностями этих графиков (рис. 1) являются:

1. глубокие провалы нагрузки на ночь в рабочие дни до (0,6÷0,45) N/макс.
2. более глубокие провалы нагрузки на ночь в субботу и воскресенье, достигающие (0,5÷0,27) Nмакс;
3. по два кратковременных пика нагрузки в субботу и воскресенье;
4. быстрые (до 5,0 МВт/мин) повышения нагрузки к утреннему и вечернему максимумам в рабочие дни и еще более быстрые (до 8 МВт/мин) повышения нагрузки к утреннему максимуму в понедельник;
5. продолжительность подъемов нагрузки к утренним и вечерним пикам составляет 3—4 ч;
6. продолжающиеся около 4 ч спады нагрузки после вечернего максимума.

Работы по исследованию маневренности энергоблоков и ТЭС получили в последнее время широкое развитие. Их ведут научно-исследовательские и проектные институты, заводы — изготовители энергооборудования и наладочные организации (ВТИ, ЦКТИ, ЛМЗ, ХТГЗ, ТЭП, Энергосетьпроект, ОРГРЭС и др.). Для решения этих проблем IOO ОРГРЭС проведен в промышленных условиях на действующем оборудовании комплекс экспериментальных и исследовательских работ, включающий следующие мероприятия:

1. Исследование и отработка рациональных режимов пусков из различных тепловых состояний и остановов блоков в резерв. 

Уменьшение продолжительности пусков и сокращение до минимума потерь топлива, связанных с остановами и пусками блоков.

1. Экспериментальное определение расходов и потерь топлива на остановы и пуски блоков из различных тепловых состояний.
2. Исследование и определение минимальных нагрузок блоков для расширения диапазона их рабочих нагрузок и создания условий работы КЭС без останова блоков в период провалов графиков.
3. Исследование экономичности и надежности работы блоков в широком диапазоне нагрузок с целью получения исходных данных для сравнения различных вариантов работы КЭС в период провалов графиков.

Рис. 3. Графики-задания пусков моноблоков 200 МВт с барабанными котлами из неостывших состояний.
Обозначения см. на рис. 2.

1. Расчет на основе полученных данных по режимам остановов п пусков потерь топлива на остановы и пуски, минимальных нагрузок и экономических характеристик в широком диапазоне нагрузок, рациональных режимов работы КЭС в период провалов графиков.

К настоящему времени эти работы выполнены на трех типах моноблоков и одном типе дубль-блока 150 МВт, на моно- и дубль- блоке 200 МВт,, на трех типах дубль-блоков 300 МВт, ведутся на двух типах головных моноблоков 300 МВт, а также на трех конденсационных блочных электростанциях и на ряде электростанций, входящих в ОЭС Северо-Запада.
В результате исследований и отработки рациональных режимов пусков из различных тепловых состояний продолжительность нагружения блоков при пусках из неостывшего состояния после простоя в резерве до 60 ч не превышает 3—3,5 ч (рис. 2, 3 и 4), т. е. приблизительно равна продолжительности нарастания утреннего максимума нагрузки, что позволяет останавливать блоки в резерв в период провалов графиков нагрузок. 

Рис. 4. Графики-задания пусков дубль-блоков 300 МВт с турбинами К-300-240 ХТГЗ из неостывших состояний.
Обозначения см. на рис. 2.

Рис. 5. Потери условного топлива на остановы-пуски энергоблоков 160, 200 и 300 МВт по типовым инструкциям в зависимости от продолжительности простоя.
1, 2, 5 — потери топлива на разворот блоков до включения генератора в сеть соответственно для блоков 160, 200 и 300 МВт; 3, 4, 6 — потери топлива на весь останов-пуск соответственно для блоков 160, 200 и 300 МВт в зависимости от продолжительности простоя.

C уменьшением времени простоя в резерве продолжительность пусков снижается. При простое 30— 36 ч нагружение блоков длится 50—100 мин, что в 2—3 раза меньше времени нарастания графиков нагрузок. Это позволяет последовательно пускать и нагружать блоки. Усовершенствованы пускосбросные схемы блоков. Для ускорения и повышения надежности пусков блоков после остановов в резерв выполнены сравнительно простые мероприятия:
установлены побудительные паровые сопла в барабанах котлов, клапаны на выпаре встроенных сепараторов и паровые сбросные линии перед ними;
увеличено сечение устройств для подачи пара на прогрев паропроводов промперегрева и дренажно-продувочных линий паропроводов свежего пара, промперегрева и паровпускных органов турбины;
турбины оборудованы устройствами для обогрева фланцев ЦСД, модернизированы устройства обогрева фланцев ЦВД;
увеличена мощность растопочных мазутных форсунок.
Режимы остановов в резерв предусматривают частичное использование тепла, аккумулированного в котле, за счет разгрузки блоков с барабанными котлами до половинной нагрузки на скользящем давлении и дальнейшей разгрузки блока до нуля в течение 4—8 мин при потушенном котле. Эти режимы позволяют за время спада графика нагрузки разгружать и останавливать последовательно два-три блока.

Рис. 6. Температурный режим металла экранных труб (a) и скорость циркуляции (б) при номинальном давлении в зависимости от нагрузки.
1, 2 — максимальная и минимальная температуры металла труб фронтового экрана котла ТГМ-94; 3, 4, 5 — максимальные скорости циркуляции в экранных трубах соответственно центральной панели фронтового экрана котла ТГМ-94, средней панели двусветного экрана котла ТП-92 и угловой панели бокового экрана котла ТП-100; 6,7, 8 — минимальные скорости циркуляции в экранных трубах соответственно заднего экрана котла ТГМ-94, левой панели заднего экрана котла ТП-92 и угловой панели бокового экрана котла ТП-100.

Экспериментально определенные для различных типов блоков пусковые потери (рис. 5) для моноблоков 150 и 200 МВт с барабанными котлами оказались невысокими, а для дубль-блоков 300 МВт с прямоточными котлами — В 1,5—2 раза выше.
При рациональном режиме останова блоков с барабанными и прямоточными котлами можно использовать аккумулированное в котле тепло, эквивалентное 2,5—6 т в пересчете на условное топливо, что уменьшает пусковые потери после остановов в резерв. Для уменьшения пусковых .расходов и потерь топлива разработаны следующие предложения:
использование для прогрева системы промперегрева собственного сбрасываемого свежего пара вместо пара из растопочного расширителя или совмещение прогрева системы промперегрева с разворотом турбины через ЦВД при обеспаренных ЦСД и ЦНД;
ввести подогрев питательной воды водой, сбрасываемой из встроенного сепаратора или из растопочного расширителя; снизить толчковые параметры пара.

 Исследование и определение минимальных нагрузок блоков, надежности и экономичности работы оборудования на этих нагрузках показали, что на блоках 150 и 200 МВт с барабанными котлами минимальная нагрузка значительно ниже указанной заводами-изготовителями и по условиям надежности работы котлов составляет (0,20÷ 0,25) NHOM при скользящем и номинальном давлении свежего пара при неограниченной продолжительности работы (рис. 6 и 7). При переходе на минимальную нагрузку необходимо снижать температуру свежего пара на 20—25 C (рис. 8). Остальное оборудование этих блоков не лимитирует снижения нагрузки. При работе на обоих корпусах котла и номинальном давлении свежего пара минимальная нагрузка дубль-блоков Г50 МВт с котлами ПК-38 равна (0,27÷0,30) NHOM, а дубль-блоков 300 МВт — (0,3÷0,4)NHOM по условиям температурной надежности поверхностей нагрева котлов.

Рис. 7. Зависимость скорости (а) и кратности циркуляции (б)_в экранных трубах котла ТГМ-94 от давления.
1, 6, 7 — минимальная скорость циркуляции в трубах центральной панели фронтового экрана соответственно при нагрузках 100, 60 и 30 МВт; 2, 3, 5 —  максимальная скорость циркуляции в трубах центральной панели бокового экрана соответственно при нагрузках 110; 60 и 30 МВт; 4, 12 — скорость и кратность циркуляции по расчету при нагрузке 60 МВт; 13, 10, 8 — кратность циркуляции при нагрузках соответственно 100, 60 и 30 МВт для центральной панели фронтового экрана; 9, 11, 14 — то же для центральной панели бокового экрана.

Продолжительность перехода с номинальной на минимальную нагрузку, а также обратно на номинальную равна 50—100 мин в зависимости от типа котла. Скорость нагружения блока, особенно в начальный период ограничивается условиями надежной работы пароперегревателя свежего пара. При работе на скользящем давлении. продолжительность нагружения несколько увеличивается.

При работе на минимальных нагрузках по условиям надежности и экономичности целесообразно переходить на скользящее давление в деаэраторе. Жидкий шлак существенно сужает регулировочный диапазон котла при длительной его работе на основном топливе в области низких нагрузок. Это ограничение может быть снято путем перевода котла на растопочное топливо. На котлах с сухим шлаком возможна работа до нагрузок (0,2 ÷ 0,3)NHOM на основном топливе с. подсветкой растопочным. Необходимо приспособить автоматику и регулирующие органы на котлах для работы на минимальных нагрузках в диапазоне (0,2÷0,4)NHOM.
В целом существующие блоки могут работать в переменных режимах при значительных изменениях нагрузки (l÷0,2) Nhoм, особенно после выполнения сравнительно небольших и несложных мероприятий.
Определены экономические показатели работы блоков и их элементов ъ диапазоне нагрузок от 1,0 до 0,33 Nhoм И даже до 0,25Nhoм (рис. 9). Исследование показало, что при нагрузках 0,33Nhoм расход условного топлива возрастает по сравнению с расходом при Nhoм B зависимости от вида топлива и типа энергоблока:

Снижение нагрузки от 0,33 до 0,25Nhoм вызывает увеличений by еще на 7—8%. Исследованы влияния различных режимных факторов на экономичность и надежность работы. В частности, установлено, что экономичность дубль-блоков 300 МВт при переходе с работы на двух корпусах котла на один корпус существенно падает (примерно на 3,5%). Поэтому работа этих блоков на одном корпусе экономически нецелесообразна.

Рис. 8. Основные параметры при переходе с номинальной на минимальную нагрузку 50 МВт на блоке 200 МВт с барабанным котлом и при подъеме нагрузки до номинальной.
1 — давление в деаэраторе pд; 2 — количество работающих пылеугольных горелок nг; 3 — электрическая нагрузка блока Nэ; 4 — количество работающих мазутных форсунок nф; 5 — давление в барабане котла р0; 6 — коэффициент избытка воздуха за регулирующей ступенью промпароперегревателя α; 7 —  минимальная скорость циркуляции в трубах экранов; 8, 9 — температура металла нижней образующей барабана соответственно в соленом и чистом отсеках; 10 —  температура металла верхней образующей барабана; 11 — температура насыщения в барабане; 12 — температура свежего пара за котлом; 13 —  температура промперегрева за котлом; 14, 15, 16, 17 — температура газов в районе вторичного пароперегревателя соответственно в I, I I, III, IV газоходах.

Рис. 9. Удельные расходы условного топлива (нетто) на блоках 300, 200 и 160 МВт в широком диапазоне нагрузок.
1 — моноблок 160 МВт (котел ТГМ-94, турбина К-160-130 ХТГЗ, топливо— газ); 2 — дубль-блок 300 МВт (котлы 2ХПК.-41, турбина К-300-240 ЛМЗ, топливо—мазут) ; 3 — моноблок 200 МВт (котел ТП-100, турбина К-200-130 ЛМЗ, топливо — львовско-волынский уголь, растопочное топливо — мазут) ; 4 — моноблок 160 МВт при работе на мазуте: 5 — дубль-блок 300 МВт, в работе один корпус котла.

В связи с резким ухудшением экономичности блоков на нагрузках менее (0,8-0,85) Nhoм пережог топлива в зависимости от типа и мощности блока уже через 2—16 ч работы на малой нагрузке становится больше, чем в случае его останова на это время с соответствующим повышением нагрузки на оставшихся в работе блоках (рис. 10).
При разработке рациональных режимов работы КЭС для трех вариантов: первая КЭС с однотипными блоками по 200 МВт, вторая — с блоками 160 и 300 МВт и третья — с неблочными установками и блоками 160 МВт — были рассмотрены следующие режимы прохождения минимумов нагрузок:
пропорциональная одинаковая разгрузка всех блоков;
перевод части блоков на минимaльную нагрузку для сохранения нагрузки, близкой к номинальной на остальных блоках;
останов части блоков в резерв для сохранения нагрузки на оставшихся в работе блоках, близкой к номинальной, с последующими пусками остановленных блоков;
останов корпусов котла в дубль-блоках.
Смешанные варианты: с переводом блоков на  минимальную нагрузку и с остановами блоков.
Расчет вариантов сведен в таблицу.
Разработки рациональных режимов показали следующее:

1. Разгрузка блоков на время провалов графиков нагрузок без остановов части блоков в резерв для повышения средней нагрузки оставшихся в работе блоков приводит к существенным пережогам топлива, особенно при продолжительности провалов более 18 ч.
2. При провалах графиков нагрузок на переходные, нерабочие дни и даже на ночь в рабочие дни целесообразно останавливать часть блоков в резерв, чтобы сохранить близкой к номинальной нагрузку блоков, оставшихся в работе.
3. Перевод части блоков на минимальную нагрузку на время провалов графиков менее экономичен, чем режим с остановами блоков в резерв.
4. Крайне невыгодны остановы в период провалов графиков нагрузок по одному корпусу котла в дубль-блоках.
5. Экономический эффект от внедрения указанных режимов на рассмотренных КЭС может достигать соответственно 49, 74 и 26 тыс. т (в пересчете на условное топливо), в год; их экономичность повышается соответственно на 1,1; 4 и 2%. Учитывая те остановы блоков, которые выполнялись ранее на этих КЭС. при провалах графиков нагрузок на выходные дни, экономический эффект для них реально составляет соответственно 46, 47 и 23 тыс. т (в пересчете на условное топливо) в год. От остановов блоков в резерв на период провалов графиков нагрузок на выходные дни (на 18 ч и более) получают 70—80% этого экономического эффекта, и поэтому в первую очередь следует внедрять указанные режимы при прохождении минимумов графиков нагрузок в выходные дни.
   6. Экономический эффект от остановов блоков в резерв на период провалов графиков нагрузок повышается с увеличением неравномерности этих графиков.
   
   Рис. 10. Временная зависимость пережога топлива при работе различных блоков с частичной нагрузкой в сравнении с потерей топлива на останов-пуск одного блока и повышением за счет этого нагрузки оставшихся в работе блоков до номинальной.
   а — моноблоки 150 МВт (котел ТГМ-94, турбина К-160-130); б — моноблоки 200 МВт (котел ТП-100, турбина К-200-130); в — дубль-блоки 300 МВт (котлы ПК-41, турбина К-300-240 ЛМЗ); 1 — потеря топлива на останов-пуск блока в зависимости от продолжительности простоя блока; 2 — работа шести блоков с нагрузкой по 83,3% номинальной вместо работы пяти блоков с номинальной нагрузкой; 3 — работа пяти блоков с нагрузкой по 80% номинальной вместо работы четырех блоков с номинальной нагрузкой; 4 — работа четырех блоков с нагрузкой по 75% номинальной вместо работы трех блоков с номинальной нагрузкой; 5 — работа трех блоков С нагрузкой по 66,6% номинальной вместо работы двух блоков с номинальной нагрузкой: 6 — работа двух блоков с нагрузкой по 50% номинальной вместо работы одного блока с номинальной нагрузкой: 7 — работа двух дубль-блоков 300 МВт с нагрузкой по 50% номинальной на одном корпусе котла вместо работы одного блока с номинальной нагрузкой; 8 — то же, что 7, но с учетом потери топлива на растопку двух корпусов котла — по одному в блоке; I — зона равно-экономичных вариантов.

* в пересчете на условное топливо.     

При любом из рациональных режимов работы КЭС требуется выполнять большое количество остановов и пусков блоков из различных тепловых состояний. Для рассмотренных КЭС это будет составлять соответственно 700—720, 800—820 и 1 000 остановов-пусков в год, а при отказе от остановов блоков на ночь в рабочие дни (что уменьшит экономический эффект на 20—30%) количество остановов-пусков уменьшится на 55—65%. Поэтому особое значение приобретает строгое соблюдение инструктивных указаний по отработанным режимам остановов и пусков блоков, а также мероприятия, обеспечивающие достаточную надежность и экономичность работы оборудования в режимах остановов и пусков.
На первой из указанных КЭС рекомендуемые режимы в основном внедрены, и ежегодно с 1969 г. блоки по 260—270 раз останавливаются в резерв. На двух других электростанциях рекомендуемые режимы также внедряются: на КЭС с неблочным и блочной очередями в 1971 г. было 352 останова в резерв 8 блоков.
Обследование блока 160 МВт показало отсутствие существенных повреждений из-за пусков и хорошее состояние теплотехнического оборудования (блок проработал с 1962 ,г. около 50 тыс.ч и пускался 224 раза, в том числе в последний межремонтный период 75 раз).
В настоящее время продолжаются наблюдения за состоянием оборудования этого блока, а также ведутся наблюдения за состоянием сравнительно часто пускаемого оборудования блоков 200 и 100 МВт. При переводах КЭС в режимы работы с частыми остановами и пусками блоков необходимо устанавливать систематическое наблюдение за состоянием оборудования блоков для получения объективных данных о влиянии таких режимов на надежность и экономичность оборудования.
Продолжаются работы по усовершенствованию режимов пусков и остановов для блоков нескольких типоразмеров, которые включают следующие мероприятия:                                                                                
установление минимальных нагрузок блоков 300 МВт;
работа блоков при скользящем давлении во всем тракте;
установление рациональных режимов работы КЭС в объединенной энергосистеме;
комплексное исследование маневренности головного моноблока 300 МВт;
наблюдение за многократно пускаемым оборудованием и другие мероприятия.