Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - Общие показатели эксплуатации ТЭС

Глава первая
ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТЭС
ОБЩИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЭС

В настоящее время освоены и успешно эксплуатируются серии современных мощных энергоблоков 500 и 800 МВт. Введен в промышленную эксплуатацию с уникальной одновальной турбиной энергоблок 1200 МВт. Основой электроэнергетики СССР являются высокоэкономичные энергоблоки 300, 500 и 800 МВт. Более чем на 60 ТЭС установленной мощностью 1 млн. кВт и выше каждая установлены вышеуказанные энергоблоки. Их общая мощность составляет примерно 60% установленной мощности всех ТЭС.
Однако достижения энергетиков не явились случайными. Развитие отечественной теплоэнергетики происходило по ступеням при наращивании единичных мощностей энергоблоков и установленных мощностей ТЭС. Эти успехи были достигнуты благодаря огромной работе, проделанной всеми энергетиками страны.
Диаграмма роста единичных мощностей энергоблоков и установленных мощностей ТЭС приведена на рис. 1.1. К наиболее крупным ТЭС следует отнести Запорожскую, Углегорскую и Костромскую ГРЭС (по 3600 МВт), Рефтинскую ГРЭС (3800 МВт) и Экибастузскую ГРЭС № 1 (4000 МВт). Эти
электростанции следует отнести к числу крупнейших не только в Европе, но и в мире. Одновременно наращивались и мощности ТЭЦ. К концу 1987 г. установленная мощность ТЭЦ составила свыше 85 млн. кВт. Доля электроэнергии, выработанная по теплофикационному циклу, за последнее десятилетие возросла практически в 10 раз и достигла 23% общего производства. Благодаря этому сэкономлено около 25% органического топлива по сравнению с раздельной выработкой тепловой и электрической энергии.
Рост установленных мощностей электростанций ЕЭС СССР, а также включенных в ОЭС СССР показан на рис. 1.2. Установленная мощность ЕЭС СССР на 1.01.1990 г. превысила 287 млн. кВт. В 1972 г. к ЕЭС СССР была присоединена ОЭС Казахстана, а в 1978 г.— ОЭС Сибири, что позволило существенно повысить эффективность работы последних.

Рис. I.I. Диаграмма роста единичных мощностей энергоблоков (1) и установленных мощностей единичных ТЭС (2) СССР
Рис. 1.2. Диаграмма роста мощностей объединенных энергосистем СССР:

1  —  всего по ЕЭС СССР, 2 — по ОЭС СССР; 3 — Юга, 4 — Центра; 5 — Сибири; 6 — Урала; 7 Северо-Запада; 8 — Средней Азии; 9 — Средней Волги; 10 — Закавказья; 11 — Северного Кавказа; 12 — Казахстана; 13 — Востока; 14 — энергосистем, работающих отдельно от ЕЭС СССР
На рис. 1.3 приведено производство электроэнергии ЕЭС СССР, а также отдельными ОЭС в течение последних 20 лет. К 1990 г. производство электроэнергии в СССР составит 1840— 1880 млрд. кВт-ч.
Существенные изменения произошли также в топливно-энергетическом балансе. За последние 5 лет увеличилась доля выработанной электроэнергии на природном газе и снизилась на мазуте и угле. Производство электроэнергии на ТЭС с пылеугольными котлами в настоящее время составляет около 27% количества выработанной электроэнергии по Минэнерго СССР
Диаграмма производства электроэнергии по видам энергоресурсов на электростанциях Минэнерго СССР показана на рис. 1.4.

Рис. 1.3. Диаграмма производства электроэнергии ЕЭС СССР, а также отдельными ОЭС. Обозначения см. на рис. 1.2

Рис. 1.4. Производство электроэнергии по видам энергоресурсов на электростанциях Минэнерго СССР
1  —  уголь; 2 — мазут; 3 — газ; 4 — гидроэнергия; 5 — ядерное топливо; 6 — торф

Одновременно с изменением структуры энергоресурсов на электростанциях выполнены исследования по переводу ряда котлов на другие виды топлив и создан хороший научно-технический задел на перспективу.

Успешно осваивается оборудование энергоблоков 500 800— 1200 МВт, котлы которых рассчитаны как на газообразное и жидкое топливо, так и на пылеугольное, в частности на канско-ачинские и кузнецкие угли. В табл. 1.1 приведены некоторые эксплуатационные данные по ряду наиболее мощных ГРЭС СССР, в котлах которых сжигается твердое топливо (Экибастузская ГРЭС № 1, Троицкая, Рефтинская, Славянская электростанции), а также газообразное и жидкое топливо (Запорожская, Рязанская, Углегорская, Сургутская ГРЭС № 2 и Костромская электростанция).
Разработаны котлы со сжиганием угля в кипящем слое, создана головная газотурбинная установка ГТ-150 с начальной температурой газа 950—1030° С, ведутся дальнейшие работы по опытно-промышленной энергоустановке с МГД-генератором, осваиваются установки по энерготехнологической переработке сланцев и других топлив.

Таблица 1.1. Эксплуатационные показатели работы электростанций на 1 января 1989 г.

Примечание. Мощность блоков на Экибастузской, Троицкой, Рефтинской 500 МВт, на Костромской 1200, на остальных по 800 МВт.

Следует отметить, что наряду с вводом крупных ТЭС и прогрессивных технологий важное значение имеют ТЭС с оборудованием единичных мощностей 100—200 МВт, а также оборудование на давление пара 9 МПа и ниже, так как они в основном принимают участие в покрытии пиков электрических нагрузок энергосистем. На ряде ТЭС средней и малой мощности выполнены реконструкции и модернизации, направленные на повышение их надежности и технико-экономических показателей в маневренном режиме. Одновременно выполняются реконструкции десятков крупных энергоблоков в целях повышения их КПД, расширения диапазона нагрузок, оптимизации пускоостановочных режимов.
На ряде электростанций добились достаточно высоких технико-экономических показателей. Так, на Запорожской ГРЭС с энергоблоками 800 МВт и газомазутными котлами в 1988 г. удельный расход топлива б0 = 318-319 г/(кВт-ч), на Лукомльской. Костромской и Среднеуральской ГРЭС с энергоблоками 300 МВт и газомазутными котлами б0 = 3154-318 г/ (кВт-ч).
К числу наиболее экономичных ТЭС с пылеугольными энергоблоками следует отнести Рефтинскую и Троицкую ГРЭС, где б0 = 330-335 г/ (кВт-ч) [37].  Технико-экономические показатели вышеперечисленных ТЭС не уступают показателям наиболее экономичных зарубежных ТЭС с аналогичным оборудованием (рис. 1.5)

Рис. 1.5. Удельный расход топлива на ТЭС СССР и ведущих капиталистических стран: 1 — СССР (по КЭС), 2 — Великобритания; 3-США; 4 — СССР (по ТЭС) 5-ФРГ 6 - Франция; 7 -Япония

Улучшение технико-экономических показателей работы оборудования произошло благодаря широким исследованиям, выполненным научно-исследовательскими институтами и наладочными организациями. Были обеспечены также высокие показатели эксплуатационной надежности оборудования.
Эксплуатационная надежность оборудования характеризуется рядом показателей: средней нагрузкой, коэффициентами готовности оборудования, использования установленной мощности, продолжительности ремонтов и т. д.
Средняя нагрузка (среднее значение выработки электроэнергии) определится так:

гдеи п соответственно электроэнергия, выработанная блоком, наработка времени и количество энергоблоков.

Приведенные выше показатели надежности работы энергоблоков за 1988 г. представлены в табл. 1.2.
Как видно из таблицы, несколько худшими показателями по сравнению с другими сериями энергоблоков 150 —1200 МВт характеризуются энергоблоки 400—500 МВт. Объяснить это можно несколькими причинами, в основе которых лежит ввод новых мощностей за счет энергоблоков 500 МВт, а также их работа на высокозольных углях канско-ачинских и кузнецких бассейнов.
В целом по энергоблокам 150—200 МВт Ко,г = 79-88%.
Высокая готовность оборудования мощных энергоблоков обеспечила достаточно большую выработку на них электроэнергии (около 90% в расчете на выработку электроэнергии всеми КЭС)

Таблица 1.2. Показатели надежности работы энергоблоков ТЭС за 1988 г.

Анализ эксплуатации действующих ТЭС, а также условий работы вновь вводимых свидетельствует о процессе стабилизации и даже некоторой намечающейся тенденции к ухудшению экономических показателей. Вводимые в настоящее время энергоблоки по экономическим показателям не превышают показателей мощных действующих энергоблоков.
На действующих энергоблоках в процессе наладочных работ КПД котлов и энергоблоков в целом уже достиг проектных значений, а на ряде энергоблоков и превышает эти значения. Например, проектная экономичность для энергоблоков 160— 800 МВт достигнута на 75% всего парка агрегатов. Следовательно, дальнейшее повышение их экономичности сопряжено с определенными трудностями.
Использование в настоящее время на ряде ТЭС с пылеугольными котлами топлива ухудшенного качества по сравнению с проектным также снижает технико-экономические показатели работы котлов, а следовательно, и энергоблоков.
Постоянное разуплотнение графика электрических нагрузок энергосистем и участие в них мощных ТЭС с частыми и глубокими разгрузками энергоблоков на ночь и нерабочие дни, а также останов части оборудования в резерв приводят к снижению КПД энергоблоков. Для ТЭС, которые активно участвуют в регулировании графика нагрузок, по данным [37] экономичность на 3—5% хуже, чем при работе в расчетном режиме.
Кроме того, генеральной линией развития теплоэнергетики на ближайшую перспективу является строительство крупных ТЭС на углях Канско-Ачинского и Экибастузского бассейнов.
В дальнейшем планируется замена этими углями доли газа и мазута. К концу текущего столетия доля угля в топливно-энергетическом балансе страны должна превысить 50% [37].
Увеличение доли угля до 50% также будет способствовать некоторому ухудшению общей экономичности ТЭС, так как известно, что экономичность пылеугольных котлов на 4—6% ниже экономичности газомазутных.