Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков

Надежное и экономичное регулирование электрической мощности является одной из главных задач энергосистем. Регулирование электрической мощности энергосистем осуществляется путем изменения нагрузки или останова оборудования ТЭС.
В понятие маневренности энергоблоков входят ряд свойств, определяющих в итоге эффективность работы оборудования в переменных пускоостановочных и аварийных режимах.
К основным маневренным характеристикам надо отнести [5] диапазон допустимых нагрузок (интервал нагрузок, которые энергоблок может нести неограниченное технологией время), регулировочный диапазон нагрузок (интервал нагрузок, внутри которого мощность изменяется автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования);
пусковые характеристики энергоблоков (время пуска из различных тепловых состояний, расход топлива на пуск и останов энергоблока, надежность его работы в пускоостановочных режимах, влияние пусковых режимов на долговечность энергооборудования);
скорость наброса и изменение нагрузки энергоблоков (мобильность и приемистость);
допустимая длительность работы энергоблока на нагрузке собственных нужд и холостом ходу, возможность работы в моторном режиме и режиме синхронного компенсатора; способность к перегрузам и т. д.
Согласно последним техническим требованиям к маневренным характеристикам базовые энергоблоки должны обладать достаточно высокими маневренными характеристиками [23].  Оборудование ТЭС должно обеспечивать возможность останова на ночное время, на праздничные и нерабочие дни с последующим пуском из горячего и неостывшего состояний без предварительного расхолаживания оборудования, при этом время полного нагружения от момента включения турбогенератора в сеть энергоблоков мощностью менее 300 МВт составляет 2 ч 30 мин, 300 МВт — 3 ч, 500 и 800 МВт 4 ч.
Время от розжига горелок до включения генератора в сеть энергоблоков мощностью 300 МВт и ниже не должно превышать 2 и 2 ч 30 мин соответственно, для блоков с котлами докритического и сверхкритического давления (в том числе до толчка турбины) 1 ч 30 мин и 2 ч соответственно. Для энергоблоков мощностью 500 МВт и выше указанное время не должно превышать 3 ч (в том числе до толчка турбины 2 ч 20 мин) [23].  При пуске из горячего состояния длительность полного нагружения для энергоблоков мощностью менее 300 МВт не должна превышать 1 ч, 300 МВт — 1 ч. 30 мин, 500 и 800 МВт — 2 ч. Для энергоблоков мощностью 300 МВт и ниже с прямоточными котлами время от розжига горелок до включения генератора в сеть не должно превышать 1 ч (в том числе до толчка турбины 40 мин) Для энергоблоков с барабанными котлами, а также мощностью 500 МВт и выше указанное время должно составить 1 ч 30 мин (1 ч 10 мин).
После останова продолжительностью до 30 мин (от погашения до розжига горелок) энергоблоки должны обеспечивать возможность пуска с продолжительностью периода от розжига горелок до включения в сеть не более 30 мин (в том числе до толчка турбины 20 мин) и продолжительностью набора номинальной нагрузки не более 40 мин для энергоблоков с газомазутными котлами, I ч для энергоблоков с котлами на твердом топливе.
Общее количество допустимых остановов-пусков энергоблоков 300 и 500 МВт за срок службы оборудования (30 лет) из горячего состояния соответственно 900 и 300, неостывшего 1000 и 600 и холодного 100 и 100. Нижний предел регулировочного диапазона нагрузок энергоблоков, т. е. интервала нагрузок, внутри которого мощность может изменяться автоматически без изменения состава вспомогательного оборудования и горелочных устройств, должен составлять 30% номинального значения для энергоблоков с газомазутными котлами, 60—65% номинального значения для энергоблоков с пылеугольными котлами при сухом шлакоудалении (на влажных бурых углях 60—70_%), 70% номинального значения для энергоблоков с пылеугольными котлами при жидком удалении шлака.
Конструкция котлов сверхкритического давления должна обеспечивать возможность их работы на скользящем давлении в диапазоне нагрузок от 70—80% номинальной до технического минимума.
Для пылеугольных котлов могут предъявляться требования обеспечения совместного сжигания основного и растопочного топлив при нагрузках от нижнего предела регулировочного диапазона до технического минимума. Длительность работы энергоблока при таком режиме должна быть указана в техническом задании.
При проектировании турбин должны быть рассчитаны и включены в технический проект данные по удельному расходу теплоты турбоустановки на нагрузках 100, 70 и 50% номинального значения. Система регулирования турбины должна иметь механизм управления турбиной (МУТ) и быстродействующее пропорциональное устройство (БПУ) с электрическими входами для задания и изменения мощности. БПУ не должно иметь ограничений по длительности работы при единичном входном сигнале и должно допускать максимальный сигнал не менее чем на 2 с. МУТ, или аналогичное ему устройство должно иметь люфт не более 1% и выбег не более 0,5%. При подаче сигнала управления от БПУ, обеспечивающего движение регулирующих клапанов с максимально возможной скоростью, запаздывание начала движения клапанов в сторону закрытия не должно превышать 0,1 с. После снятия с БПУ сигнала на разгрузку турбины должно обеспечиваться запаздывание движения клапанов на открытие не более 0,3—0,4 с (в зависимости от глубины разгрузки). Максимальная скорость увеличения мощности при открытых только регулирующих клапанах ЧВД и полностью открытых клапанах ЧСД должна составлять не менее 20%/с номинальной мощности, а при одновременно открытых регулирующих клапанах ЧВД и ЧСД — не менее 30%/с.
Система регулирования турбины и дополнительные средства управления при возникновении установившихся колебаний мощности генератора с частотой 0,5—2 с-1 и амплитудой ±50% номинальной не должны приводить к уменьшению средней мощности агрегата относительно исходной, равной номинальной, более чем на 25% и увеличению более чем на 5%, длительность режима определяется действием защит.
Оборудование энергоблоков должно быть рассчитано на 2Х104 циклов разгрузок и нагружений на номинальном давлении в пределах полного регулировочного диапазона, при этом допускается средняя скорость изменения нагрузки 1,5 и 1% номинальной мощности в минуту соответственно для энергоблоков докритического и сверхкритического давлений. При эксплуатации энергоблоков с прямоточными котлами на скользящем давлении должна допускаться скорость изменения нагрузки (в зоне скользящего давления) 6% номинальной мощности в минуту. На номинальном давлении среды энергоблоки должны допускать также изменение нагрузки на ±20% номинальной мощности (энергоблоки сверхкритического давления) и на ±25% (энергоблоки докритического давления) со скоростью до 4% номинальной мощности в минуту. При дальнейшем изменении нагрузки в ту же сторону должны быть обеспечены скорости 0,7 и 1% номинальной мощности в минуту соответственно для энергоблоков сверхкритического и докритического давлений.
Таблица 1.3. Допустимые снижения температур свежего пара и пара промперегрева энергоблоков

Примечание. Отклонения температуры пара промперегрева в переходных режимах не должны превышать предельных значений по условиям срабатывания защит.

В регулировочном диапазоне нагрузок допускается некоторое снижение температур свежего пара и пара промперегрева (табл. 1.3).
Энергоблоки должны допускать сброс мощности с любого значения исходной нагрузки до нижнего предела регулировочного диапазона при подаче сигналов от регулятора частоты вращения и внешних схем управления со скоростью, определяемой быстродействием регулирования турбины на сброс нагрузки. Длительность работы энергоблока с новым значением мощности не должна ограничиваться. За весь срок эксплуатации должно допускаться не менее 90 сбросов мощности в указанном диапазоне.
Энергоблоки должны допускать сброс мощности вплоть до нуля с любого значения со скоростью, определяемой быстродействием системы регулирования турбины, при этом должна допускаться работа с полностью закрытыми клапанами в течение не более 1,5 с при условии восстановления нагрузки до исходного или любого другого значения в пределах регулировочного диапазона со скоростью, определяемой только быстродействием регулирования турбины на сброс нагрузки, но не менее 20% номинальной мощности в секунду. После восстановления нагрузки длительность работы энергоблока с новым значением мощности в пределах регулировочного диапазона не должна ограничиваться. Расчетное число таких режимов должно составлять не менее 150 за весь срок эксплуатации.
После сброса нагрузки длительность работы оборудования энергоблока на нагрузке собственных нужд должна быть до 40 мин. Число таких режимов должно составить не менее 150 за срок службы (без использования аварийного впрыска котла).
Для ликвидации аварийного дефицита мощности в энергосистеме энергоблоки в пределах регулировочного диапазона при исходном номинальном давлении должны допускать наброс нагрузки до 20% номинальной вплоть до верхнего предела регулировочного диапазона со скоростью, определяемой максимальным быстродействием системы регулирования, при этом изменение мощности турбоустановки без дополнительного переоткрытия регулирующих клапанов турбины при исходном номинальном давлении должно составлять за 1 с не менее 25% соответствующего статического возмущения клапанами, а за 5 с — не менее 55%. Длительность работы энергоблоков с новыми значениями мощности не должна ограничиваться. При указанных режимах нагружения для увеличения приемистости допускается переоткрытие регулирующих клапанов турбины. Допустимое количество набросов мощности должно составлять не менее 300 за весь срок службы.
Энергоблоки при установившемся режиме или плановом изменении нагрузки в регулировочном диапазоне должны допускать неограниченное число отклонений мощности от графика на ±7% номинальной со скоростью 2%/с при любом виде воздействия в целях обеспечения регулирования частоты и перетоков мощности по линиям электропередачи. Энергоблоки должны также допускать работу в аварийных режимах с некоторым изменением частоты вращения ротора турбогенератора при нагрузках в пределах регулировочного диапазона.
Ниже приведены допустимые значения частот вращения роторов турбогенератора:

Генератор должен быть рассчитан на длительную работу в регулировочном диапазоне нагрузок, в том числе в режимах недовозбуждения с коэффициентом мощности до 0,95 (включительно) с номинальной активной мощностью [23].
В условиях нормальной эксплуатации допускается средняя скорость изменения активной мощности, соответствующей предельной скорости нагружения котла и турбины. Скорость изменения реактивной мощности при действии АРВ, а также при ручном управлении возбуждением в аварийных условиях не должна ограничиваться.
Турбогенераторы мощностью до 800 МВт включительно должны быть рассчитаны на срок службы 30 лет на 104 циклов остановов-пусков, а турбогенераторы большей мощности — на
3600 циклов. Энергоблоки должны оснащаться необходимым комплексом средств автоматического управления, обеспечивающим изменение мощности в соответствии с условиями их работы в энергосистеме.
Энергоблоки должны оснащаться системами автоматизации всех процессов непрерывного управления при пусках из различных тепловых состояний, а также в стационарных условиях их эксплуатации.