Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков

Экспериментальное определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков 160, 200 и 300 МВт, нормы потерь топлива
Пусковые потери топлива определялись на моноблоках 150 МВт с барабанными котлами типов ТГМ-94 и ТП-92, ПК-38, на моноблоке 200 МВт с барабанным котлом типа ТП-100, на дубль-блоке 200 МВт с барабанным котлом типа ТП-101, на дубль-блоках 300 МВт с прямоточными котлами типов ПК-41, ТГМП-114, ТПП-210А, на моноблоках 300 МВт с котлом ТПП-312 [71, 116, 170, 171, 172]. 

Определение потерь топлива на пуски  и остановы энергоблоков осуществлялось прямым измерением расходов топлива, электроэнергии и пара на собственные нужды.
В целях оценки и сопоставления потерь топлива по этапам цикл останов — простой пуск разделен на следующие этапы [201].  I — останов энергоблока, II — простой энергоблока, III подготовительные операции к пуску, IV растопка и повышение параметров пара до толчка ротора турбины, V — разворот турбины от толчка ротора турбины до включения генератора в сеть, VI — нагружение энергоблока (обычно разделяют этап на несколько подэтапов), VII стабилизация теплового состоя ния оборудования энергоблока после набора номинальной или заданной электрической нагрузки.
Потери топлива на I этапе при останове энергоблоков зависят в каждом конкретном случае от диспетчерского графика и состава оборудования электростанции. Вместе с тем большинству остановов энергоблоков характерен режим разгрузки от номинального или близкого к нему значения до 40—50% номинального значения со скоростью примерно 5 МВт/мин и отключением котла при этой нагрузке.
Анализ потерь топлива во время разгрузки энергоблока до 40—50% номинального значения и выработки электроэнергии за счет аккумулированной в котле и паропроводах теплоты показывает, что они по затратам топлива соизмеримы. Поэтому потери топлива для энергоблоков на I этапе в инженерных рас четах можно принять равными нулю.
Потери топлива на этапах II—V определятся по уравнению
(5.17)
где Вп расход топлива на котел в i-й период; В'сн — затраты топлива, эквивалентные расходу стороннего пара на собственные нужды в ί-й период; Эсн — затраты электроэнергии на собственные нужды в i-й период; qном — удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию.
Потери топлива на VI этапе определятся по формуле
(5.18)
Здесь Эв выработанная электроэнергия; q'ном — удельный расход теплоты на отпущенную электроэнергию при номинальной нагрузке.
Потери топлива на VII этапе определялись по формуле (5.18), только q'ном рассчитывался после стабилизации теплового состояния оборудования индивидуально в каждом опыте. Длительность VII этапа определялась из условий стабилизации теплового состояния оборудования энергоблока и удельного расхода топлива на отпущенную электроэнергию.

Рис. 5.19. График пуска энергоблока 160 МВт с котлом ТГМП-94 после останова на 7 ч при эксплуатационной продолжительности пусковых операций:
P — давление пара в барабане котла; /- розжиг горелок (форсунок); II- подключение турбины; III- включение генератора в сеть; IV- набор нагрузки

На рис. 5.19 в качестве примера приведен график пуска энергоблока 160 МВт с газомазутным котлом ТГМ-94 и турбиной К-160-130 после 7 ч простоя. Продолжительность операций соответствовала типовой инструкции. Пусковая схема энергоблока 160 МВт — типовая двухбайпасная с БРОУ-1 и БРОУ-2.
Пуск моноблока начат с включения циркуляционной и конденсатной систем, а также пускового и основных эжекторов для набора вакуума и пусковой деаэрации питательной воды. Пуск до V периода включительно длился 2 ч 5 мин. Потеря условного топлива за это время составила 15,7 т. Период нагружения турбогенератора до номинальной нагрузки составил 1 ч 33 мин, а период стабилизации 1 ч 30 мин.

Таблица 5.3 Показатели пуска моноблока 160 МВт по этапам после 7 ч простоя

Примечания: I. Числитель — при эксплуатационном пуске, знаменатель при пуске по типовой инструкции.
2. Расход электроэнергии на собственные нужды, указанный в скобках,— расход от рабочего трансформатора энергоблока

Суммарная потеря условного топлива за весь пуск составила 23,5    т, в том числе на стабилизацию 2.6 т. При пуске с увеличенной продолжительностью этапов, в особенности III и IV, потери условного топлива были больше на 4,8 т и составили 28,3 т.
Рациональный режим останова энергоблока 160 МВт с барабанным котлом позволяет использовать аккумулированную в котле теплоту и, таким образом, снизить суммарные потери топлива на останов-пуск блока. Останов энергоблока необходимо проводить по методике [170) От номинальной нагрузки до 80— 90 МВт разгрузить энергоблок в течение 30—40 мин на скользящем давлении при постоянной температуре пара и полностью открытых регулирующих клапанах турбины. При нагрузке 80— 90 МВт погасить котел, а турбоагрегат продолжает в течение 4—6 мин работать за счет теплоты, аккумулированной в котле. Нагрузка при этом равномерно снизится до нуля. При снижении температуры пара промперегрева до предельной отключить генератор от сети и закрыть стопорные клапаны турбины. При своевременном отключении механизмов собственных нужд экономия условного топлива за счет рационального останова с использованием аккумулированной котлом теплоты составила 6 т Таким образом, потери условного топлива на пуск энергоблока 160 МВт после 7 ч простоя составили 17,56 т (табл. 5.3)
На рис. 5.20 приведен график пуска дубль-блока 300 МВт с котлом ПК-41 и турбиной К-300-240 ПО Л М3 после останова на 20 ч.
Период (III—V этапы) длился 5 ч 30 мин, а нагружение до 300 МВт 3 ч 50 мин. Расход условного топлива при этом составил 93 т, а общий расход на пуск 126,14 т. Потери условного топлива на пуск второго корпуса котла в зависимости от его теплового состояния составляют 26—40 т, при этом пусковые потери топлива могут быть реально уменьшены до 90 т за счет сокращения продолжительности III и IV этапов пуска на 2 ч 10 мин и более быстрого нагружения энергоблока (на 1 ч) при условии своевременной растопки и подключения второго корпуса котла, при этом расход условного топлива на подготовительный период уменьшится до 62,5 т.
Данные о потерях топлива на пуск энергоблока 300 МВт после 20 ч простоя приведены в табл. 5.4. От номинальной до растопочной нагрузки энергоблок разгружался со скоростью 4— 5 МВт/мин при номинальных параметрах пара После останова обоих корпусов котла турбина продолжала работать. Регулятор давления «до себя» постепенно разгружал ее, и при нагрузке 120 МВт подача пара в турбину была прекращена, а генератор был отключен от сети. Период разгружения энергоблока с 300 МВт до нуля составил 22 мин и характеризовался небольшими расходами теплоты и электроэнергии.
На основании полученных данных построены зависимости потерь топлива на пуски энергоблоков мощностью 160, 200 и 300 МВт после различной продолжительности простоя (рис. 5.21).

Таблица 5.4. Показатели пуска дубль-блока 300 МВт по этапам после 20 ч простоя

Рис. 5.20. График пуска энергоблока 300 МВт с котлом ПК-41 после останова на 20 ч при эксплуатационной продолжительности пусков и операций:
В2— расход топлива на второй корпус; 1  —  розжиг второго корпуса (остальные обозначения см. на рис. 5.19)

Нормы потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков мощностью 160, 200, 300, 500 и 800 МВт [71 ] разработаны ВТИ им. Ф. Э. Дзержинского и утверждены Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации.

Примечание. Числитель — при эксплуатационном пуске, знаменатель — при пуске по типовой инструкции.

Рис. 5.21. Расход условного топлива на пуски энергоблоков 160, 200 и 300 МВт в зависимости от продолжительности простоя:
1 — расход топлива на весь пуск энергоблоков мощностью 300 МВт с пылеугольными котлами; 2 — то же энергоблоков 300 МВт с газомазутными котлами; 3- расход топлива на разворот энергоблоков 300 МВт до включения генератора в сеть; 4 — расход топлива на весь пуск энергоблоков 200 МВт; 5 — то же энергоблоков 160 МВт; 6 - расход топлива на разворот энергоблоков 200 МВт до включения генератора в сеть; 7- то же энергоблоков 160 МВт

Таблица 5.5. Нормы потерь топлива при пусках энергоблоков (т условного топлива)

Примечание. В числителе - значения потерь без учета перерасхода топлива при снижении экономичности работы энергоблоков на частичных нагрузках в период нагружения, а в знаменателе — с учетом этой составляющей; ХС — холодное состояние

Нормы устанавливают суммарные потери топлива, электроэнергии и пара от стороннего источника в едином энергетическом эквиваленте (тоннах условного топлива) за цикл от отключения турбогенератора при останове до полной стабилизации теплового состояния оборудования после достижения номинальной
нагрузки. В табл. 5.5 даны нормы потерь топлива для энергоблоков 160—800 МВт с пылеугольными и газомазутными котлами.
Для возможности оценки относительного расхода топлива и пусковых потерь в процессе пусков энергоблоков различной мощности введем коэффициент т, характеризующий отношение пусковых потерь топлива на отдельном этапе пуска или за весь пуск к установленной мощности энергоблока.
Например, для I этапа пуска можно записать m1=В1 пуск./Nуст,
а для пуска в целом Здесь
— коэффициенты пусковых потерь на отдельных этапах; т — коэффициент пусковых потерь на пуск в целом; В1пуск,
— потери топлива на I этапе и на пуск в целом.
В табл. 5.6 приведены значения коэффициентов т на отдельных этапах пуска энергоблоков 160—300 МВт из неостывшего к горячего состояний. Исходные данные для расчета коэффициентов получены из [186].

Таблица 5.6. Изменение т по этапам пусков блоков 160—300 МВт

Примечание. Этапы пуска: I - простой энергоблока; II подготовительные операции к пуску; III растопка котла до момента толчка ротора турбины; IV — разворот и синхронизация турбогенератора; V — нагружение энергоблока и стабилизация режима.

Данные, приведенные в табл. 5.6, показывают наличие закономерности роста коэффициента т с увеличением установленной мощности энергоблоков и продолжительности простоя на всех этапах, кроме этапа И, где такой закономерности не обнаружено. Наибольшие значения коэффициента т соответствуют III—V этапам.
Анализ выполненных расчетов изменения коэффициента пусковых потерь т в зависимости от продолжительности простоя для энергоблоков мощностью 150—800 МВт показывает, что для одной и той же продолжительности простоя энергоблоков одинаковой мощности имеется явно выраженная тенденция его роста с увеличением продолжительности простоя и установленной мощности, при этом учитывались все данные независимо от типа котла (прямоточный, барабанный) и вида сжигаемого топлива (твердое, жидкое, газообразное).

Рис. 5.22. Изменение коэффициента т (т условного топлива на I МВт) при пусках энергоблоков из горячего (с), неостывшего, после простоя 30—40 ч (б) и холодного (е) состояний в зависимости от их установленной мощности

На рис. 5.22 приведены графики изменения коэффициента пусковых потерь т в зависимости от установленной мощности энергоблоков при пусках из горячего, неостывшего и холодного состояний.

Для расчета коэффициентов т в качестве исходного материала использованы опубликованные в разное время данные [12, 15, 116, 170, 171, 186, 198, 199, 201, 202].
Как следует из графиков, т увеличивается с ростом единичных мощностей энергоблоков. Следовательно, для снижения пусковых потерь топлива в режимах частых пусков и остановов энергоблоков необходимо в первую очередь останавливать энергоблоки малой мощности, у которых значения т минимальные.
Установленная закономерность роста коэффициента пусковых потерь т с увеличением единичных мощностей базовых энергоблоков требует пересмотра и учета при проектировании новых полупиковых и пиковых энергоблоков.
Частые пуски и остановы последних приводят к тому, что для полупиковых энергоблоков коэффициент т должен быть существенно меньшим, чем для базовых. Например, для полупиковых энергоблоков мощностью 500 МВт он должен быть в 2—3 раза меньше, чем у базовых той же мощности, т. е. т — = 0,15^0,3.
Следует отметить, что действующее оборудование энергоблоков 160 300 МВт располагает еще достаточно большими резервами сокращения продолжительности пусков энергоблоков.  Сокрашение расходов топлива при этом может быть достигнуто за счет максимальной утилизации сбросного пара при пуске. Время нагружения энергоблоков может быть сокращено при использовании системы обогрева фланцев и шпилек цилиндров высокого и среднего давлений турбин.