Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - Условия работы оборудования ТЭС

Изменение структуры потребления электроэнергии отраслями народного хозяйства в течение последних десятилетий и ввод в эксплуатацию в основном АЭС и крупных энергоблоков привели к резкому изменению условий работы ТЭС.
Для оценки изменения мощностей ТЭС в общем энергетическом балансе страны в табл. 1.5 приведена структура генерирующих мощностей ЕЭС и в ряде ОЭС СССР. Как следует из таблицы, в ЕЭС СССР более 45% установленных мощностей занимают генерирующие мощности базовых энергоблоков.
Примерно 30% генерирующих мощностей в ЕЭС СССР приходится на ТЭЦ, и только 13,4% — на высокоманевренные ГЭС. Причем с планируемым вводом АЭС и мощных базовых энергоблоков доля маневренных установок в общем балансе мощностей ОЭС значительно уменьшится.
Как следует из таблицы, при сложившейся структуре генерирующих мощностей в ЕЭС СССР условия работы ТЭС крайне затруднены. Особенно следует отметить тяжелые условия работы ТЭС в ОЭС Северо-Запада, Юга, Центра, Урала, где на долю мощных энергоблоков приходится примерно от 35 до 70% генерирующих мощностей. Поэтому с дальнейшим вводом базовых энергоблоков необходимо предусматривать ввод и полупиковых энергоблоков, которые должны решать задачи обеспечения надежности и экономичности режимов базовых энергоблоков. В то же время анализ работы энергосистем и структура электропотребления показывают, что даже при значительном вводе источников маневренных мощностей в сложившихся условиях действующие энергоблоки будут и в дальнейшем принимать активное участие в суточном и недельном графиках регулирования мощности и продолжительно работать на малых нагрузках [5, 7, 8, 10, 13, 25, 28— 30 и др. ].
Поэтому чрезвычайно важно организовать работу ТЭС с малым числом включенных энергоблоков в выходные дни и обеспечить массовый пуск остановленных энергоблоков в течение нескольких часов, в основном в ночь с воскресенья на понедельник.

Таблица 1.5. Структура генерирующих мощностей в ЕЭС СССР и в основных
ОЭС СССР, %

Кроме того, действующие энергоблоки должны активно привлекаться к регулированию перетоков мощности и к решению задач, возникающих в аварийных условиях энергосистем. Необходимо учитывать следующие наиболее характерные ситуации: аварийный дефицит мощности в энергосистеме при отделении ее от объединения, отключение генератора, нарушение статической и динамической устойчивости при параллельной работе.
Для предотвращения или сокращения аварийных отключений потребителей необходимо быстро нагрузить все имеющееся в энергосистеме оборудование, в том числе и энергоблоки, которые работали с пониженными нагрузками. При этом далеко не все требования в настоящее время могут быть удовлетворены. Например, очень сложно поддерживать синхронную динамическую устойчивость путем программного регулирования мощности энергоблоков. Средняя скорость снижения нагрузки должна быть не менее 200—250% номинального значения в секунду, а средняя скорость последующего увеличения мощности — 100—250% номинального значения в секунду.
Рассмотрим условия работы ТЭС в ОЭС на примере нескольких крупных и экономичных электростанций ОЭС Северо-Запада и Юга, а именно Лукомльской, Литовской, Бурштынской и Молдавской ГРЭС. Установленная мощность Лукомльской ГРЭС 2400 МВт (8 энергоблоков по 300 МВт с газомазутными котлами), Литовской ГРЭС 1840 МВт (4 энергоблока но 160 МВт и 4 энергоблока по 300 МВт с газомазутными котлами), Бурштынской ГРЭС 2400 МВт (12 энергоблоков по 200 МВт с пылеугольными котлами) и Молдавской ГРЭС 2500 МВт (2 энергоблока с газомазутными котлами и 8 энергоблоков с пылеугольными котлами по 200 МВт, 2 ПГУ по 250 МВт). Лукомльская и Литовская ГРЭС работают в ОЭС Северо-Запада, а Бурштынская и Молдавская ГРЭС — в ОЭС Юга.
Анализ условий работы оборудования электростанций показывает, что на ТЭС ежегодно планируется большое количество пусков энергоблоков с одновременным разуплотнением графика электрических нагрузок и снижением технического минимума нагрузки энергоблоков.
В отличие от работы электростанций в восточных областях ОЭС Юга, например Донбассэнерго, где графики электрических нагрузок носят «кинжальный» характер [132], в большинстве ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга графикам нагрузок характерны резко выраженные «трапецеобразные» пики нагрузок (рис. 1.11 — 1.13). Резкопеременные графики нагрузок ГРЭС характерны только в нерабочие и праздничные дни.
Максимум нагрузок достигается в дневные рабочие часы суток, а минимум — в ночные часы. Небольшой спад нагрузки, как правило, отмечается в часы обеденного перерыва (13—15 ч).

Рис. 1 11. График изменения электрической нагрузки Лукомльской и Литовской ГРЭС по характерным дням недели:
1 и 2 — Лукомльская ГРЭС; 3— Литовская ГРЭС, 1 январь 198Ι , 2— январь 1985 г. ,3- январь 1988 г.

Снижение нагрузки от установленной мощности ГРЭС до заданного диспетчерским управлением ОЭС производится в 22—23 ч, а подъем — в 5—6 ч утра. Анализ недельных графиков нагрузок ГРЭС показывает, что минимальная нагрузка приходится на нерабочие дни, причем отмечается тенденция к постоянному снижению минимума нагрузки ГРЭС. Например, в 1981 г. минимальная нагрузка Лукомльской ГРЭС составляла 800—900 МВт, а в 1986 г 600—700 МВт (рис. 1.11), при этом в настоящее время на Лукомльской ГРЭС из восьми энергоблоков на ночь в работе остаются от четырех до шести. Аналогичная картина наблюдается и на других ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга.
Максимальная нагрузка на ГРЭС имеется в утренние и вечерние часы суток в связи с увеличением доли бытовой нагрузки.
Коэффициенты неравномерности fмин и переменной части fпер графика суточной нагрузки в рабочие и выходные дни для крупных ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга приведены в табл. 1.6.

Рис. 1.12. График изменения электрической нагрузки Бурштынской ГРЭС по характерным дням недели за январь (1) и июнь (2) 1985 г

Как видно из табл. 1.6, коэффициенты неравномерности суточной нагрузки  в рабочие дни для ГРЭС несколько ниже, чем в нерабочие и праздничные дни, следовательно, коэффициент переменной части в рабочие дни выше, чем в праздничные или нерабочие.
Характерно, что за последнее десятилетие коэффициент fмин имел тенденцию к уменьшению, а fпер — к увеличению.
Таким образом, стабильность ежегодного разуплотнения графиков электрических нагрузок характерна не только для ТЭС с оборудованием на давление пара 9 МПа и ниже, но и для энергоблоков на сверхкритическое давление.

Таблица 1.6. Коэффициенты fмин и fпер ГРЭС в зимнее время

Рис. 1.13. График изменения электрической нагрузки Молдавской ГРЭС: а — январь 1985 г, б — июнь 1985 г.; I — общий график нагрузок ГРЭС; 2— график нагрузок ЛГУ

Рис. I. 14. Изменение коэффициента использования установленной мощности Кисп.: 1—5 — энергоблоки соответственно 150-165, 180—210, 300, 400—500 и 800 МВт; блоков всех электростанций Минэнерго СССР
Рис. 1.15. Изменение количества пусков энергоблоков 300 МВт Лукомльской ГРЭС за период их эксплуатации

 Динамика нестационарного режима энергоблоков и участие их в регулировании нагрузки энергосистем с частыми остановами и с продолжительной работой на минимальных нагрузках приводят к тому, что коэффициент использования установленной мощности ТЭС резко снижается, и для энергоблоков ТЭС в зависимости от их установленной мощности Кисп = 0,654-0,76. Для высокоэкономичных крупных ТЭС Кисп несколько увеличен. Так, для Запорожской ГРЭС Кисп = = 0,81, для Углегорской и Славянской Кисп = 0,76, для Лукомльской Кисп =0,7.
На рис. 1.14 приведен график изменения по годам коэффициента использования установленной мощности энергоблоков мощностью 150—800 МВт. Как видно из графика, для вводимых энергоблоков 400—500 МВт Кисп имеет минимальное значение.
Наряду с ежесуточными глубокими разгрузками энергоблоков необходимо останавливать часть оборудования в резерв. В течение последних пяти лет количество остановов на Лукомльской ГРЭС увеличилось несущественно, в основном за счет выполненных исследовательских работ, позволивших расширить диапазон нагрузок и снизить минимальную нагрузку энергоблоков, однако для ряда других ГРЭС количество остановов энергоблоков увеличивается. Изменение количества пусков энергоблоков по годам Лукомльской ГРЭС приведено на рис. 1.15.

К концу 1985 г количество плановых остановов-пусков на ГРЭС составило около 1900. Таким образом, как видно из анализа работы нескольких крупных ГРЭС ОЭС Северо-Запада и Юга, базовые энергоблоки мощностью 160—300 МВт работают в резкопеременном графике нагрузок, т. е. в режимах, на которые они не были первоначально рассчитаны. Эксплуатация оборудования в новых режимах потребовала выполнения комплекса мероприятий по существенному повышению их маневренности с одновременным обеспечением достаточной надежности и высокой экономичности.
В то же время возрастающие требования к режимам работы действующего энергооборудования и опыт эксплуатации энергоблоков обусловливают актуальность дальнейшего развития работ, направленных на улучшение маневренных характеристик энергоблоков и оптимизации режимов их работы.
Необходимо решить в ближайшем будущем следующие основные задачи [5, 12, 13, 15, 19, 20, 25, 26, 28, 37, 184, 185, 191, 192 и др.
расширить регулировочный диапазон нагрузок энергоблоков как с газомазутными, так и с пылеугольными котлами;
повысить экономичность работы энергоблоков, в том числе при частичных нагрузках, исследовать способы прохождения минимумов электрических нагрузок и определить оптимальные их варианты;
исследовать и определить оптимальные методы экономичного регулирования производительности энергоблоков;
разработать и совершенствовать технологические схемы ускоренного пуска и системы автоматического управления пуском;
исследовать перегрузочные способности энергоблоков и возможность их использования для поддержания частоты в энергосистемах в аварийных режимах;
исследовать влияние частых пусков на надежность оборудования и др.