ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИДНЕПРОВСКОЙ ГРЭС
А. М. ВАЙНШТЕЙН
(Приднепровская ГРЭС)

«Оптимизация режимов работы энергосистем», 1974, с. 166—173.
Основным критерием распределения нагрузки между агрегатами ГРЭС является показатель относительного прироста топлива. Приведены затраты топлива на пуск различных агрегатов ГРЭС, что позволяет выбирать оптимальный режим и состав работающего оборудования при прохождении минимальных нагрузок.
На электростанции разработан сетевой график пуска группы оборудования (три турбины и пять-шесть котлов) из разных температурных со стояний.
Указаны факторы, препятствующие дальнейшему расширению регулировочного диапазона ГРЭС.

Приднепровская ГРЭС мощностью 2 400 МВт, одна из крупнейших тепловых электростанций Советского Союза, по- составу установленного оборудования делится на четыре очереди, характеристика которых приведена в табл. 1.
Таблица 1

Растущая неравномерность нагрузки электростанции в течение суток вызвала необходимость в определении степени участия каждого из видов установленного оборудования в покрытии этой неравномерности.
Колебания нагрузки в течение суток рабочего дня превышают 30% рабочей мощности, а в период выходных и праздничных дней достигают 50%.
Требования повышения эффективности производства электроэнергии сводятся к улучшению технико-экономических показателей электростанции при работе в резко переменных режимах.


Таблица 2


Группы оборудования

Нормативный удельный расход условного топлива на 1 кВт-ч отпущенной электроэнергия, г/(кВт-ч), при нагрузке, %

100

90

80

70

60

Блоки 300 МВт

359,5

360,5

361

364

 

Блоки 150 МВт

374,5

379

380,6

388

396,6

Турбина BKT-100 с котлом ТГ1-70

388,2

394

402

414

Турбина BK-100 с котлами ТП-230

406

408

410

413

421

Основным критерием распределения нагрузки между агрегатами электростанции является показатель относительного прироста топлива, по которому и определяется порядок разгрузки оборудования зависимости от заданной диспетчерским графиком мощности.
Разгрузка электростанции до величины технического минимума с сохранением в работе всех турбин вызывает увеличение удельного расхода топлива по сравнению с полной нагрузкой на 6,5 г/(кВтХч). Такой режим целесообразен при кратковременных (до 4 ч) провалах нагрузки, так как потери топлива на пуски отключенного в резерв оборудования превышают пережог топлива при работе в режиме минимальных нагрузок.
Величину минимальной нагрузки Приднепровской ГРЭС с сохранением в работе всех турбин следует определять следующим образом:
1. Экономически обоснованный минимум турбин ВК-100-5, ВКТ-100, К-150-130, К-300-240:

или 80,8% установленной мощности.
2. Технический минимум тех же турбин:

или 70,8% установленной мощности.

Учитывая характер суточного графика нагрузки, когда ночной провал длится 7—8 ч, а в отдельные дни снижается величина утреннего максимума, целесообразно отключать в резерв менее экономичное оборудование — турбогенераторы мощностью по 100 МВт.
На электростанции проведены испытания по определению перерасхода топлива при пусках котлов ТП-230 и турбин ВК-100-5 из различных температурных состояний.
При нахождении в резерве турбин перерасход условного топлива, израсходованного на обеспечение работы вспомогательного оборудования в течение ночного провала нагрузок, последующего пуска и нагружения, составляет 4,25 т, а при растопке котла ТП-230 из горячего состояния (р=55-60 кгс/см2) 4,4 т.
Эти данные использованы при определении оптимального режима работы оборудования электростанции в заданных режимах.
Наиболее часто величина нагрузки Приднепровской ГРЭС в часы ночного провала составляет 1 690 МВт, или 70% установленной мощности.
Пример технико-экономического сравнения вариантов распределения нагрузок между турбинами для нагрузки электростанции, равной 1 690 МВт, приведен в табл. 3.
Таблица 3

В расчете на пуск блока 150 МВт принят расход условного топлива 45 т.
Как видно из табл. 3, наиболее рационален VI вариант с остановом в резерв двух турбин ВК-100-5 и одной ВКТ-100 и сохранением на блоках 150 МВт нагрузки по 120 МВт, а на блоках 300 МВт — по 250 МВт. Этот вариант дает экономию условного топлива около 70 т за время ночного провала, и эта экономия будет тем больше, чем больше оборудование будет находиться в резерве.
Кроме фактора экономичности при выборе оптимального распределения нагрузок между агрегатами в период ночных минимумов учитывались: величина вращающегося резерва; необходимая скорость изменения нагрузки; продолжительность минимальных нагрузок; занятость эксплуатационного персонала.
В июне 1971 г. электростанцией совместно с ЮО ОРГРЭС проведены испытания для определения возможности одновременного пуска трех турбин и пяти-шести котлов после останова на 8 и 56 ч. Испытания показали, что с учетом зоны обслуживания персонала (один машинист на три турбины), наличия растопочных устройств, уровня электрификации арматуры и наличия автоматических устройств время, необходимое на разворот группы оборудования (три турбины и пять котлов) после останова на 7—8 ч составляет 2 ч 10 мин при условии сжигания газа на котлах. При сжигании угля AHI и использования мазута в качестве растопочного топлива время разворота увеличивается до 3 ч. При этом время нагружения турбины BK-100-5 составляет 1 ч 40 мин, интервал между пусками турбин 30 мин, время растопки котлов 40 мин (оба котла растапливаются одновременно).
Отработка режима одновременного пуска двух турбин позволила внедрить режим ежесуточного отключения в резерв трех турбогенераторов по 100 МВт на период ночного провала, а также на воскресные и праздничные дни. В отдельные дни пущенный к утреннему максимуму турбогенератор вновь останавливают на 6—7 ч дневного провала и включают на вечерний максимум.
Такое участие оборудования давлением 90 кгс/см2 в заполнении суточного графика позволило значительно повысить загрузку блоков 150 и 300 МВт в часы ночного и дневного провалов нагрузок.
Сохранение максимально возможных нагрузок на блочных установках повышает экономичность самих блоков и электростанции в целом в резко переменном режиме. Особенно ощутимо это на блоках мощностью 150 МВт, где повышение нагрузки с 90 до 120 МВт снижает удельный расход топлива на 16 г/(кВт-ч).
C учетом этого целесообразно на воскресные и праздничные дни останавливать в резерв блок 150 МВт (вариант VII), распределяя нагрузку между остальными блочными агрегатами.
Как видно из табл. 3, это даст часовую экономию условного топлива 4,1 т по сравнению с вариантом VI (сохранение четырех блоков в работе).
Так как расход условного, топлива на пуск блока составляет 45 т, экономически оправдано блок 150 МВт останавливать на срок свыше 10 ч.
Если по заданному графику нагрузки предусматривается разгрузка двух блоков др 90 МВт, то останов одного из них позволит сэкономить условного топлива 630,5—625,4=5,1 т/ч/ или 5,1×24—45=77,4 т за сутки.
Одновременно это повышает маневренность остального оборудования, так как позволяет при необходимости снижать минимальную нагрузку электростанции дополнительно на величину остановленного блока без изменения ее на остальных блочных агрегатах.
Сравнительные данные результатов привлечения оборудования давлением 90 кгс/см2 к покрытию неравномерности графика нагрузки за 1970—1971 гг. приведены в табл. 4.
Как видно из табл. 4, продолжительность нахождения в резерве этого оборудования резко возросла по сравнению с 1970 г., значительно увеличилось количество пусков котлов и турбин. 

Поэтому вопросы повышения маневренности оборудований, сокращения времени пуска котлов и турбин, а следовательно, и перерасхода топлива на пуски, имеют первостепенное значение.
Время пуска и нагружения турбин ЛМЗ ВК-100-5 зависит от температурного состояния их к началу пуска.

Таблица 4

Изменение температуры металла ЦВД всего на 20 °C сокращает или удлиняет время пуска и нагружения на 20—30 мин.
Рациональный режим разгрузки и отключения турбины в резерв может обеспечить ее ускоренный пуск. Опыты, проведенные на Приднепровской ГРЭС по определению оптимального режима разгрузки турбин ВК-100-5, показали, что при разгрузке турбины согласно инструкции со скоростью 2 МВт/мин ЦВД охлаждается значительно быстрее в период снижения нагрузки, чем во время нахождения турбины в резерве. Причем скорость охлаждения низа ЦВД максимальная в интервале нагрузок 70—40 МВт. К моменту отключения турбогенератора от сети температура низа ЦВД снижается за 30—40 мин с 470 до 440—445 °C, т. е. со скоростью 0,8—1 °С/мин. Последующее остывание металла турбины идет со скоростью 0,1—0,2°С/мин и температура ЦВД достигает 360 °C через 7—8 ч, 270—280 через 16 ч и 200—190 °C через 30 ч.
В связи с этим проведены испытания по изменению допустимой скорости разгружения турбины ВК-100-5 с 2 до 5 МВт/мин в диапазоне нагрузок 100—30 МВт и разгружения с 30 до 0 МВт за 3—4 мин. Во время опытов температура низа ЦВД в момент останова турбины со скоростью 5 МВт/мин составляла 458—460 °C, т. е. была на 15—20 °C выше, чем при скорости разгружения 2 МВт/мин. Это позволяет сократить время пуска и нагружения турбины в зависимости от времени нахождения турбины в резерве, что повышает маневренность этого оборудования и снижает потери топлива на пуски, так как сокращается время работы турбины в   зоне малых нагрузок (3—30 МВт), т. е. наибольших удельных расходов топлива. Характеристика температурного состояния турбины в зависимости от режима разгрузки приведена на рисунке.


Исследования по определению рациональных режимов пуска и останова турбин ВКТ-100 ХТГЗ показали, что в связи с конструктивными особенностями и улучшенной изоляцией цилиндров турбины температура низа ЦВД в процессе разгрузки и нахождения ее в резерве снижается очень медленно. За время разгрузки со 110 МВт до 0 температура ЦВД снижается на 10—-15 °C и на этом уровне практически сохраняется в течение 6—8 ч. Дальнейшее остывание идет со скоростью 0,07— 0,1 °С/мин и достигает 300— 310 °C через 30 ч.
Эксплуатационные данные по пуску и нагружению турбин ВКТ-100 из разных температурных состояний показали, что в процессе увеличения частоты вращения согласно существующим инструкциям происходит медленное расхолаживание ЦВД с восстановлением первоначальной температуры только при достижении 25 МВт.
Последующая скорость- прогрева металла турбины при наборе нагрузки со скоростью 1 МВт/мин составляет 1 °С/мин. Опыты по ускоренному пуску турбин ВКТ-100 после 15 ч простоя по графику (повышение частоты вращения 15—20 мин, нагружение до 25—30 Мвт в течение 3—4 мин и в дальнейшем со скоростью 2 МВт/мин до 100 МВт) показали, что при развороте турбины расхолаживания не происходит, а прогрев ЦВД идет также со скоростью 1 °С/мин. При этом время пуска и нагружения турбины сократилось на 25 мин.
В условиях переменных нагрузок сокращение времени пуска и нагружения турбин имеет существенное значение для повышения маневренности и экономических показателей.

Южным отделением ОРГРЭС проводились исследования режимов пуска головного образца турбины ВКТ-100 из разных температурных состояний, в результате была доказана целесообразность ускоренных пусков этих турбин. Однако, в связи с тем, что до сих лор эти турбины работали в базисном режиме и пускались только после останова в ремонт, т. е. из холодного состояния, рекомендованные ЮО ОРГРЭС графики ускоренных пусков не нашли применения.
В настоящее время, когда почти ежедневно турбины ВКТ-100 привлекаются к покрытию неравномерности графиков нагрузки, целесообразность применения графиков ускоренного пуска очевидна. Предлагаемый нами график пуска и нагружения турбин ВКТ-100 предусматривает несколько меньшую скорость нагружения по сравнению с предложенными ОРГГЭС, так как она ограничивается временем нагружения котла ТП-70.
Ускоренные пуски и нагружение котлов ТП-230 и турбин мощностью 100 МВт потребовали внедрения мероприятий по облегчению труда обслуживающего персонала, сокращения некоторых операций. В связи с этим на Приднепровской ГРЭС пусковая арматура оснащена световой сигнализацией, управление растопочной арматурой передано машинистам котлов, введена автоматика непрерывной продувки котлов ТП-230, смонтированы растопочные клапаны питания котлов, снижено давление пусковых маслонасосов турбин и проведены другие организационно-технические мероприятия.
На основании разработанной технологии пусков составлен сетевой график разворота группы оборудования (три турбины и пять-шесть котлов) из разных температурный состояний. При подготовке к привлечению оборудования блоков 150 МВт к покрытию неравномерности графиков электрической нагрузки были проведены опыты пусков блоков из горячего состояния. После 24 ч резерва время нагружения турбины по ее температурному состоянию составило 1,5—2 ч. Это время вполне соответствует скорости нагружения по диспетчерскому графику.
Наличие турбогенераторов мощностью 100 и 150 МВт и отработка режима их работы в переменных режимах позволяют Приднепровской ГРЭС на данном этапе привлекать блоки мощностью 300 МВт к покрытию неравномерности графиков нагрузок в диапазоне 300—230 МВт.
Из изложенного следует, что оборудование блочной и неблочной частей электростанции должно привлекаться к покрытию неравномерности графиков нагрузки в такой последовательности:

  1. Разгрузка всех агрегатов до экономически обоснованного минимума, который составляет около 80% рабочей мощности.
  2. Разгрузка всех агрегатов до уровня технического минимума, т. е. до 70% рабочей мощности. Этот режим связан со значительным снижением экономичности работы электростанции и может быть использован на период кратковременных провалов нагрузки до 4 ч.
  3. Разгрузка электростанции с остановом в резерв части малоэкономичного оборудования и сохранение на остальных агрегатах экономически обоснованного минимума. В условиях Приднепровской ГРЭС по состоянию тепловой и электрической схем могут останавливаться в резерв три турбогенератора по 100 МВт.
  4. Дальнейшая разгрузка оставшихся в работе турбогенераторов до величины технического минимума, т. е. до 60—65% установленной мощности.
  5. Останов в резерв одного-двух блоков 150 МВт на 16 ч и более, что позволяет на оставшихся блоках 150 и 300 МВт сохранить более высокие и экономичные уровни нагрузки.

Такой подход к распределению нагрузки между агрегатами требует большой мобильности оборудования, высокой квалификации персонала и высокого уровня организации труда. 

В условиях Приднепровской ГРЭС отработка режимов одновременного пуска трех турбогенераторов по 100 МВт с. интервалом включения в сеть 15— 30 мин, ускоренные пуски блоков 150 МВт позволяют выполнить заданную диспетчерским графиком скорость нагружения, доведя ее на последнем этапе до 10 МВт/мин.
Дальнейшее увеличение регулировочного диапазона ограничивается следующими факторами:
недостаточным объемом дистанционного управления арматурой, участвующей в пусках оборудования;
необходимостью обеспечения паром собственных нужд электростанции и тепловых потребителей. Для снятия этого ограничения необходима установка двух специальных РОУ;
жесткой привязкой турбогенераторов ст. № 4 и 6 к подстанции 35 кВ. Строительство запроектированной подстанции 154/35 кВ не начато;
уровнем напряжения на шинах 1-й секции 154 кВ при останове двух турбин.
В настоящее время на Приднепровской ГРЭС проводятся работы по исследованию режима работы деаэраторов при останове четырех турбин, пуска турбины BK-100-5 с котлом ТП-230 по полублочной схеме, а также по освоению устройства автоматического пуска и нагружения турбины.
Выполнение стоящих задач по привлечению оборудования к покрытию неравномерностей графика нагрузки во многом определяется квалификацией персонала. Однако существующая система материального поощрения этого не учитывает. Персоналу, обслуживающему оборудование неблочной части, установлены оклады и премии ниже, чем на блочной части.

Выводы

  1. Необходимо обобщать опыт различных электростанций по привлечению оборудования давлением 90 кгс/см2 к покрытию неравномерности графика нагрузки.
  2. Следует шире внедрять автоматику пуска котлов и турбин, а также оснащать арматуру световой сигнализацией.
  3. Для повышения маневренности оборудования следует выделить две РОУ 100/13 для обеспечения собственных нужд по пару и тепловых потребителей.
  4. Необходимо ускорить строительство подстанции 154/35 кВ.
  5. Целесообразно внедрить премиальную Систему оплаты труда персонала неблочной части за работу оборудования в регулирующем режиме.