Вопросы эксплуатации электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вопросы эксплуатации электростанции

1. Основные задачи эксплуатации

электрический нагрузка теплота

В процессе эксплуатации электростанций решаются следующие основные задачи:

управление режимами работы оборудования в соответствии с диспетчерским графиком электрической нагрузки и с заданным отпуском теплоты;

планирование, нормирование и учет технико-экономических показателей электростанций;

проведение всех видов ремонтов оборудования.

Рассмотрим последовательно эти элементы эксплуатации. Непосредственное управление режимами оборудования осуществляется оперативным персоналом. Управление энергоблоками ведется с блочных щитов (обычно на два энергоблока -- одно помещение блочного щита). Оперативным персоналом двух энергоблоков руководит старший машинист, который подчиняется начальнику смены котлотурбинного цеха (КТЦ). При большом числе энергоблоков могут быть два-три начальника смены. На каждый энергоблок в КТЦ предусматриваются машинист энергоблока, обходчик по котлу и котельно-вспомогательному оборудованию, обходчик по турбине и вспомогательному оборудованию.

Машинист энергоблока по характеру работы является оператором, который получает информацию о режиме работы и состоянии оборудования, принимает решения и реализует их. Важным элементом оперативной информации машиниста энергоблока является светозвуковая сигнализация об отклонениях параметров, отключениях вспомогательного оборудования, срабатывании защит. Оператор немедленно реагирует на высвечивание табло, отыскивает причину возникновения аварийной сигнализации, принимает решение и реализует его.

Обслуживание оборудования регламентировано рабочими инструкциями и Правилами технической эксплуатации электростанций (ПТЭ), а также Правилами технической безопасности (ПТБ). Периодически проводится контроль знаний рабочих инструкций, ПТЭ и ПТБ. Практикуется проведение тренировок персонала. При обучении персонала используются такие учебные материалы, как «деревья аварийных ситуаций» и «противоаварийные карты», учебные тренажеры.

Рис. 1. Противоаварийная карта для аварийной ситуации «Снижение температуры свежего пара на прямоточном котле сверхкритического давления, работающем на газо-мазутном топливе»

На рис. 1 приведена противоаварийная карта для аварийной ситуации «Снижение температуры свежего пара» для газомазутного энергоблока 300 МВт. На карте указаны возможные отказы, приводящие к снижению температуры свежего пара, причем они расположены на карте в соответствии с вероятностью их наступления.

Отказом в работе называется событие, заключающееся в нарушении работоспособности оборудования электростанции, электрической и тепловой сетей и энергосистемы. Отказы в работе могут приводить к частичному снижению производительности оборудования, к полному останову, к останову с повреждениями. Каждый отказ в работе регистрируется, анализируется, классифицируется в соответствии с инструкцией. В зависимости от характера отказа, степени повреждения оборудования и последствий отказы подразделяются на аварии, отказы в работе I степени, отказы в работе II степени и потребительские отключения. В табл. 1 даются признаки классификации отказов как аварии или отказов I степени.

Таблица 1

Последствия отказа	Авария	Отказ I степени
Перерыв в питании одного и более потребителей I категории	>2,5 ч	От 30 мин до 2,5 ч
Недоотпуск электроэнергии	>20 тыс. кВтч	От 5 до 20 тыс. кВтч
Недоотпуск теплоты	100 Гкал	От 50 до 100 Гкал
Полный сброс нагрузки электростанции даже при сохранении нагрузки собственных нужд	При Nуст > 100 МВт	Nуст = 25100 МВт
Снижение электрической нагрузки на 50% против диспетчерского задания продолжительностью более 1 ч	При нагрузке 500 МВт и выше	При нагрузке 100-500 МВт
Повреждение одной и более секций сборных шин 330 кВ и выше, потребовавшее восстановительного ремонта в течение	>8 ч	<8 ч
Повреждение оборудования группы А, требующее восстановительного ремонта в течение	>7 сут	<7 сут
Разрушение котла, турбины, генератора, трансформатора (невосстановимое)	Всегда	--
Обрушение строительных конструкций	Группа А на срок более. 3 сут	До 3 сут
Пожар, вызвавший останов оборудования	Группа Б на срок более 3 сут	До 3 сут
Прекращение циркуляции сетевой воды в магистралях тепловой сети	Более 5 ч	От 2 до 5 ч
Снижение частоты ниже 49,5 Гц	Более 1 ч	От 30 мин до 1 ч

Материалы по отказам и авариям систематизируются, выпускаются ежемесячные обзоры по Минэнерго СССР, противоаварийные циркуляры, перерабатываются инструкции.

При классификации отказов учитывается подразделение оборудования на группы А, Б, В. Так, к группе А относятся котлы 420 т/ч и более, энергоблоки 150 МВт и более и т.д.

Среди большого многообразия режимов энергоблоков отметим пусковые режимы и аварийные режимы полного сброса и наброса нагрузки.

Полный сброс электрической нагрузки энергоблока происходит из-за отключения генератора от электрической сети. При этом электрическая нагрузка уменьшается до значения нагрузки собственных нужд энергоблока, питаемых от генератора через трансформатор собственных нужд. Сразу после сброса нагрузки происходит заброс частоты вращения ротора, на который реагирует регулятор частоты вращения турбины (скорости), воздействуя на закрытие регулирующих клапанов перед ЦВД и перед ЦСД; одновременно из-за падения давления пара в отборах турбины закрываются обратные затворы на паропроводах отборов, предотвращая тем самым заброс пара в турбину из регенеративных подогревателей.

Регулирующие клапаны прикрываются настолько, чтобы удержать частоту вращения, если же это не удается, то турбина может пойти в разнос. В последнем случае должна сработать защита -- автомат безопасности, что приводит к закрытию стопорных и регулирующих клапанов и обратных затворов (следует подчеркнуть, что на энергоблоках в этом случае также закрываются быстрозапорные клапаны перед ЦСД, иначе пар из системы промежуточного перегрева может разогнать ротор).

Если система регулирования турбины удержала частоту вращения, то после прикрытия регулирующих клапанов расход пара на турбину падает до расхода нагрузки собственных нужд, что приводит к повышению давления пара в главных паропроводах. Повышение давления пара дает импульс на включение пускосбросного устройства (ПСБУ), в результате чего пар дросселируется и сбрасывается в пароприемное устройство конденсатора турбины. ПСБУ рассчитано на пропуск 30% номинального расхода пара. При таком сбросе пара в конденсатор турбины повышение его давления в главных паропроводах затормаживается, однако все же приводит к срабатыванию предохранительных клапанов на паропроводе из котла.

В случае полного сброса электрической нагрузки на энергоблоке с барабанными котлами при погашенной топке энергоблок может удерживать нагрузку собственных нужд в течение 10-20 мин за счет использования аккумулирующей способности паровых котлов.

При сбросе нагрузки па энергоблоках с прямоточными котлами последние автоматически переводятся в растопочный режим. Энергоблок сверхкритического давления при наличии системы автоматического перевода котла после сброса нагрузки на давление 16 МПа может удерживать нагрузку собственных нужд.

При остановке энергоблока защитами закрываются стопорные, быстрозапорные (перед ЦСД) и регулирующие клапаны и обратные затворы. При этом отключение генератора от сети производится автоматически посредством блокировки только после закрытия стопорных клапанов и замыкания концевых выключателей, которое дает импульс на закрытие главных паровых задвижек (ГПЗ).

Рис. 2. а - переходный процесс наброса нагрузки: 1 - изменение мощности; 2 - изменение пропуска пара через ЦВД; 3 - падение давления пара перед турбиной; 4 - изменение паропроизводительности котла; б - суточный график нагрузки энергоблока

Наброс нагрузки на энергоблоке происходит при снижении частоты в энергосистеме в результате возникновения дефицита мощности. При снижении частоты регулирующие клапаны турбин открываются и пропускают дополнительный расход пара, получаемый за счет аккумулирующей мощности котлов. Наброс нагрузки сопровождается падением давления пара перед турбиной, что снижает пропускную способность ЦВД. Увеличение пропуска пара через ступени ЦВД дает прирост мощности. Увеличение пропуска пара через ЦСД идет постепенно из-за наличия паровой емкости системы промежуточного пара. Поэтому первоначальный наброс нагрузки составляет лишь часть максимального наброса, который достигается через 10-20 с за счет дополнительной мощности ЦСД и ЦНД. Рост выработки пара котлом за счет форсирования топки происходит также с запаздыванием 20-60 с в зависимости от вида топлива. На рис. 2, а показано изменение параметров энергоблока во времени при набросе паровой нагрузки. Наброс нагрузки обеспечивается наличием вращающегося резерва по турбине и горячего резерва по котлу. Эффективность наброса нагрузки характеризует мобильность энергоблока.

Пусковые режимы являются наиболее трудными и для оборудования, и для персонала. Каждый пуск энергоблока связан с появлением термических напряжений в металле, и потому заводы-изготовители в своих технических условиях разрешают ограниченное число пусков за весь срок службы. Однако может быть создано специальное маневренное оборудование, допускающее ежесуточные остановки энергоблоков на часы ночного провала электрической нагрузки. Так, разработано оборудование для маневренного энергоблока 500 МВт на параметры пара перед турбиной p₀ = 12,75 МПа, t₀ = 510°С, t_п.п = 510°С. Такой энергоблок имеет повышенный удельный расход топлива и может быть экономически оправдан за счет «системного эффекта», т.е. за счет создания возможности работы при повышенных нагрузках более экономичных энергоблоков и АЭС.

Характер пусковых режимов определяется исходной температурой ЦВД турбины. Пуском из холодного состояния называется пуск энергоблока при температуре ЦВД t_цвд 150С. Такая температура может иметь место после простоя более недели, т.е. после проведения ремонтов. При t_цвд 150°С применяется пуск из неостывшего состояния.

Исходное температурное состояние определяет продолжительность трех этапов пуска энергоблока -- растопки котла, повышения частоты вращения, набора нагрузки. Второй этап начинается с толчка ротора, т.е. с момента подачи пара в турбину, причем необходимо, чтобы температура пара была выше температуры металла ЦВД на 80-100°С. Поэтому при высоких t_цвд этап растопки котла остается продолжительным, так как повышение температуры пара требует времени, зато этап нагружения существенно сокращается.

Проведение пусков регламентируется типовыми инструкциями по пуску энергоблоков.

Остановки энергоблоков подразделяются на остановки с ускоренным расхолаживанием, что требуется при остановке в ремонт, и без расхолаживания при остановках в резерв.

В табл. 2 приведены нормы продолжительности пусков энергоблоков 200 и 300 МВт.

Таблица 2

Тип энергоблока	Температурное состояние оборудования	Продолжительность этапов пуска (час, мин)	Потери условного топлива при пуске, т
		Растопка котла	Повышение частоты вращения	Нагружение	Всего
Моноблок 200 МВт с пылеугольным котлом	Из холодного состояния	1,40	1,10	5,00	7,50	98
	После простоя, ч:
	50--60	2,20	0,30	3,20	6,10	77
	30--35	2,00	0,20	2,40	5,00	59
	15--20	1,50	0,20	2,10	4,20	56
	6--10	1,20	0,20	1,20	3,00	50
Моноблок 300 МВт с пы-леугольным котлом	Из холодного состояния	2,20	1,55	4,50	9,05	191
	После простоя, ч:
	50--60	2,50	0,35	3,10	6,35	167
	30--35	2,50	0,35	2,20	5,45	145
	15--20	2,50	0,35	2,10	5,35	143
	6--10	1,10	0,20	1,50	3,20	105

Важным показателем пусковых режимов являются потери топлива при пуске, которые определяются как сумма потерь по этапам пуска. На этапе нагружения энергоблока отпускается электроэнергия в сеть, поэтому потеря топлива на этом этапе определяется как разность фактического расхода топлива и расчетного расхода на выработку электроэнергии.

В табл. 2 даны потери топлива на пусковые режимы энергоблоков.

Нормирование технико-экономических показателей и сопоставление нормативных и фактических показателей являются важным звеном экономии топлива на электростанциях. Анализ топливоиспользования позволяет выявить источники потерь топлива и устранить их, находить оптимальные режимы работы.

Рассмотрим анализ топливоиспользования в энергосистеме, состоящей из электростанций различного типа. Сравним удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию за рассматриваемый год с показателями предыдущего (базового) года. Изменение расхода топлива по i-й электростанции равно:

, (19.1)

где b_рi, b_бi, b_б.с -- соответственно удельные расходы топлива на i-й электростанции за рассматриваемый и базовый годы и по энергосистеме за базовый год; Э_рi, Э_бi -- отпуск электроэнергии от i-й электростанции за рассматриваемый и базовый годы.

Слагаемое введено в (19.1) для того, чтобы привести рассматриваемый и базовый годы к равному отпуску электроэнергии по i-й электростанции Э_рi, причем дополнительный отпуск электроэнергии берется со среднесистемным удельным расходом топлива по энергосистеме за базовый год b_бi.

Прибавим и отнимем величину ; после преобразования (19.1) получим

(19.1а)

Из (19.1а) следует, что изменение расхода топлива по. i-й электростанции за рассматриваемый год складывается из двух составляющих:

;

.

Первая составляющая В_техi отражает техническое совершенствование по i-й электростанции, приведшее к снижению удельного расхода топлива. Вторая составляющая В_стрi -- это изменение расхода топлива по i-й электростанции за счет изменения отпуска электроэнергии, т.е. изменение структуры выработки электроэнергии в энергосистеме в рассматриваемом году.

Разделим (19.1а) на величину Э_р.с и перейдем к изменению удельного расхода топлива:

 (19.1б)

Здесь ; .

Надо правильно управлять структурной составляющей путем увеличения загрузки более экономичных электростанций и снижения нагрузки менее экономичных. В часы провала графика электрической нагрузки и в нерабочие дни следует разгружать и выводить в резерв менее экономичные, но более маневренные электростанции.

Проведение всех видов ремонтов связано с большими затратами. Ремонты проводятся как силами ремонтного цеха электростанции, так и централизованно, специальной ремонтной организацией, которая входит в районное энергетическое управление.

Различают следующие виды ремонта: капитальный ремонт, который проводится 1 раз в два, три или более лет; текущий ремонт, который проводится до 2 раз каждый год; расширенный текущий ремонт, проводимый 1 раз в год, в котором нет капитального ремонта. В табл. 19.3 даны доли времени проведения ремонтов для различных типов энергоблоков. Время, затрачиваемое на ремонты, растет с ростом единичной мощности и начальных параметров пара.

Таблица 3

№ п/п	Тип блока, топливо	Nуст, МВт	Доля времени ремонтов	,	,	N1, Мвт	b,	b,	Nт.м, МВт	, т	, т	Bх, т/ч
			ав	т.р	к.р
1	К-50-90, у	50	0,0244	0,02	0,047	0,398	0,347	40	0,324	0,369	15	5,0	15,0	2,1
2	К-100-90, у	100	0,029	0,026	0,051	0,396	0,373	80	0,323	0,368	30	10	30	4,15
3	К-100-90, гм	100	0,026	0,023	0,045	0,378	0,361	80	0,312	0,355	30	10	30	4,0
4	К-160-130, у	160	0,04	0,0335	0,066	0,360	0,337	130	0,293	0,338	85	27	45	5,91
5	К-160-130, гм	160	0,036	0,0301	0,06	0,344	0,328	130	0,287	0,328	60	27	45	5,73
6	К-200-130, у	200	0,043	0,0305	0,068	0,358	0,333	150	0,288	0,327	110	36	60	7,3
7	К-200-130, гм	200	0,0386	0,0312	0,06	0,337	0,323	150	0,279	0,318	80	36	60	7,0
8	К-300-240, у	300	0,0577	0,043	0,084	0,339	0,325	250	0,286	0,309	210	60	95	10,4
9	К-300-240, гм	300	0,05	0,038	0,073	0,324	0,315	250	0,278	0,30	140	60	95	10,2
10	К-500-240, у	500	0,0675	0,0465	0,09	0,336	0,321	400	0,284	0,307	290	95	150	15,2
11	К-800-240, у	800	0,078	0,05	0,097	0,330	0,319	640	0,283	0,298	520	150	240	25,2
12	К-800-240, гм	800	0,068	0,044	0,085	0,318	0,310	640	0,276	0,098	360	150	240	24,5
13	К-1200-240, у	1200	0,089	0,0545	0,105	0,330	0,317	960	0,282	0,304	800	220	350	36,4
14	К-1200-240, гм	1200	0,0815	0,0495	0,095	0,315	0.307	960	0,274	0,295	600	220	350	25,4
15	К-500-130-510/510, гм	500	0,049	0,0338	0,064	0,362	0,345	350	0,315	0,361	175	37,5	60	8,4
16	ВВЭР-440	440	0,056	0,039	0,0765	0,420	0,395	310	0,301	0,348	200	--	--	34,9
17	РБМК-1000	1000	0,066	0,041	0,08	0,407	0,382	700	0,292	0,337	450	65	110	76,7
18	ГТ-100-750-2	100	0,021	0,019	0,0376	0,455	0,448	100	0,325	--	--	5,4	5,5	12,3

Примечания: 1. у -- уголь; гм -- газомазутное топливо. 2. Потеря топлива на пуск из холодного состояния .

2. Определение годовых показателей КЭС

Основой для расчета годовых технико-экономических показателей КЭС или энергоблока служат годовой расход топлива В_год, и отпуск электроэнергии .

При прямолинейной топливной характеристике

, (19.2)

где B -- расход условного топлива, т/ч; B_х -- условный расход топлива на холостой ход, т/ч; b -- удельный прирост топлива, т/(МВтч).

Годовой расход топлива может быть определен интегрированием:

, (19.3)

где _раб -- число рабочих часов энергоблока за год;

;

. (19.3а)

Здесь х = B_х/B_ном, B_ном, b_ном -- часовой и удельный расходы топлива при номинальной электрической нагрузке энергоблока; -- число часов использования номинальной мощности за год.

Годовой коэффициент нагрузки

;

.

,

где .

Обычно пользуются прямолинейными характеристиками с одним изломом (см. § 10.1)

,

где для области N_э < N_э третий член не действителен.

При использовании указанных характеристик расчет ведется по суточным графикам нагрузки. На рис. 2, б приведен суточный график нагрузки энергоблока для рабочего и нерабочего дня (штриховой линией). Энергоблок работает от утреннего до вечернего максимума при номинальной нагрузке, в ночные часы разгружается до технического минимума N_т.м. Для суточного графика рабочего и нерабочего дня подсчитывается выработка электроэнергии и расход топлива, а затем суточные выработку и расход топлива умножают на число рабочих и нерабочих дней в году.

В табл. 3 приведены все необходимые характеристики типовых энергоблоков для расчета годовых расходов топлива.

Определение годового расхода топлива на ТЭЦ. Исходным материалом для расчета годового расхода топлива на ТЭЦ являются графики продолжительностей тепловых нагрузок по пару и по горячей воде. Годовой расход топлива на ТЭЦ разделяем на расход топлива за отопительный сезон и за летний сезон:

. (19.4)

Расход за отопительный сезон, в свою очередь, разделяем на расход топлива на производство теплоты B_Qо.с и производство электроэнергии B_э.о.с.

Расход топлива B_Qо.с складывается из расхода топлива на производство теплоты в пиковых источниках теплоты и за счет отборного пара с использованием энергетических котлов :

. (19.5)

В общем случае теплота от пиковых источников может отпускаться как с паром, так и с горячей водой:

, (19.6)

где . Определение значений и было описано выше (см. гл. 7 и 8);

, (19.7)

где -- удельный расход топлива на производство теплоты, отпускаемой из отборов с учетом собственных нужд [см. (11.25)].

Остается определить B_э.о.с. Расчет значения B_э.о.с зависит от типа теплофикационных турбин. Для турбин с противодавлением заданный график отпуска технологического пара позволяет определить с помощью энергетических характеристик (см. гл. 7) выработку электроэнергии на тепловом потреблении за весь зимний период. Тогда

, (19.8)

. (19.9)

Турбины с отопительными отборами типа Т-100-130, как было указано выше, могут работать в режиме с противодавлением, и тогда вся выработка электроэнергии идет на тепловом потреблении с удельным расходом топлива . В этом случае можно рассчитать выработку электроэнергии за отопительный сезон, используя кривую продолжительности отопительных нагрузок и аналитическую характеристику турбины и учитывая также температурный график тепловой сети.

В самом общем случае для определения B_э.о.с следует рассчитать часовой расход топлива для различных режимов при разных наружных температурах и затем определить суммарный расход топлива.

Для летнего сезона надо выделить турбины, работающие по теплофикационному и конденсационному режимам и в соответствии с тепловой нагрузкой рассчитать расходы топлива. При наличии на ТЭЦ разнотипных теплофикационных турбин необходимо решить вопрос, на какие из них следует передать летнюю нагрузку горячего водоснабжения. При этом критерием оптимальности является минимум расхода топлива в энергосистеме.

3. Определение КПД электростанций с учетом собственных расходов энергии

Конденсационная электростанция. Основной энергетический показатель конденсационной электростанции (конденсационного энергоблока) -- коэффициент полезного действия нетто, учитывающий собственный расход электрической и тепловой энергии. С коэффициентом полезного действия непосредственно связаны такие важные энергетические показатели, как удельные расходы теплоты и условного топлива на отпускаемую электроэнергию.

Введем следующие величины.

Расход теплоты на турбоустановку (включая ее собственный расход)

,

где Q_та -- расход теплоты на турбоагрегат, не включающий собственный расход теплоты турбоустановки ;

относительный собственный расход теплоты турбоустановки

.

Отпуск теплоты котельной установкой

,

где Q_п.к -- тепловая нагрузка котлов; -- собственный расход в котельной установке;

относительный собственный расход теплоты в котельной установке

.

Собственный расход электроэнергии на электростанции Э_с.н составляется из собственных расходов турбоустановки и котельной установки :

,

или в долях выработки электроэнергии Э:

; ; ; .

Затрата теплоты в котельной установке на ее собственный расход электроэнергии составляет:

,

где -- КПД (электрический абсолютный) нетто турбоустановки; -- КПД транспорта теплоты. Выражение КПД нетто конденсационной электростанции (энергоблока) имеет вид

, (19.10)

где Q_c -- расход теплоты топлива на электростанцию (энергоблок).

Величины Q и Э относятся к одинаковому периоду времени (год, месяц, неделя, сутки); для часового периода выработку электроэнергии Э заменяют мощностью N.

Выразим КПД конденсационной электростанции (энергоблока) через КПД нетто отдельных ее частей.

Коэффициент полезного действия (абсолютный электрический) нетто турбоустановки

. (19.11)

Коэффициент полезного действия (абсолютный электрический) брутто турбоагрегатов

.

Коэффициент полезного действия нетто турбоустановки

. (19.12)

Определим КПД нетто котельной установки:

;

КПД брутто котла

,

поэтому получим

. (19.13)

Формулу (19.10) для КПД электростанции нетто преобразуем так:

,

откуда с учетом формул (19.11), (19.13) и

получим

, (19.14)

т.е. КПД нетто конденсационной электростанции равен произведению КПД нетто турбинной и котельной установок и КПД транспорта теплоты.

Подставив в формулу (19.14) выражения по формуле (19.12) и по формуле (19.13), получим выражение КПД нетто конденсационной электростанции в развернутом виде:

. (19.14а)

Удельный расход нетто, теплоты на турбоустановку, кДж/(кВтч),

(19.15)

и на электростанцию (энергоблок),

. (19.15а)

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВтч),

. (19.15б)

Полученные выражения относятся к схеме конденсационной электростанции без использования теплоты из отборов турбин на подогрев мазута или воздуха для паровых котлов, на подсушку топлива и т.п.

В случае такого использования КПД турбоустановки определяется как для теплофикационной турбоустановки, т. е. по расходу теплоты на производство электроэнергии, равному полному расходу теплоты за вычетом теплоты, отпускаемой на указанные цели вне турбинной установки.

Выражение КПД электростанции (энергоблока) при этом видоизменяется. В случае ТЭС с центральным пылезаводом с паровой подсушкой топлива и с предварительным паровым подогревом воздуха для горения выражение КПД нетто электростанции имеет вид

, (19.16)

где и -- относительный расход теплоты на подсушку топлива и подогрев воздуха в долях полного расхода теплоты на турбоустановку; и -- соответственно КПД брутто и нетто пылезавода, причем

,

где -- относительный собственный расход электроэнергии на пылезавод.

В современных энергоблоках применяют паровой привод питательных насосов, а на мазутных ТЭС с паровыми котлами под наддувом применяют и паровой привод турбовоздуходувок. По действующей методике отчетности ТЭС питательные насосы относят к собственным нуждам котельной установки; в то же время подогрев питательной воды в насосах учитывается в расчетах схем турбоустановки. Обозначая доли теплоты, отпускаемой на привод механизмов котельной установки (питательные насосы, турбовоздуходувки) и возвращаемой питательной воде в турбоустановке, через _т.п и _п.в, выражение КПД энергоблока получаем в виде

.

Необходимо отметить, что методологически правильнее относить питательные насосы к механизмам турбоустановки, так как: а) давление пара и воды создается для производства энергии турбоагрегатами; б) питательный насос на современных ТЭС -- органическая часть схемы турбоустановки и в) питательные насосы по своему территориальному размещению (находятся в машинном зале) также относятся к турбоустановке. Однако при отнесении питательных насосов к турбоустановке усложняется система энергетических показателей теплоэлектроцентралей.

Теплоэлектроцентраль. В Советском Союзе принято распределять общий расход теплоты и топлива ТЭЦ на каждый из двух видов отпускаемой ею энергии -- электрической и тепловой -- по условному физическому методу, относя на тепловую энергию действительно затраченную на нее теплоту, а на электроэнергию -- остальное количество теплоты. Экономия теплоты и топлива относится при этом полностью на электроэнергию.

Рис. 3. Схемы потоков электрической и тепловой энергии: а - конденсационная электростанция; б - теплоэлектроцентраль

Линейная схема преобразования тепловой и электрической энергии ТЭЦ (рис. 3, б) отличается от подобной схемы КЭС следующим: ТЭЦ отпускает электрическую энергию в количестве Э₀ и тепловую в количестве . Собственный расход электроэнергии в турбинной и котельной установках распределяется между электрической и тепловой энергией:

; ; ;

аналогичные соотношения имеются и для относительных расходов: и др., отнесенных к выработке электроэнергии. Собственный расход теплоты турбинной и котельной установок также делится между обоими видами энергии:

;

.

Общий (полный) расход теплоты, на турбоустановку Q_ту составляется из расходов на электроэнергию и на отпуск теплоты (в последнюю величину включается расход теплоты на электроэнергию, затрачиваемую в турбоустановке на теплового потребителя), при этом получаем

и ,

и .

Кроме того, в соответствии с принятыми положениями и схемой рис. 3, б имеем следующие соотношения:

(19.17)

Общая (полная) тепловая нагрузка паровых котлов

;

тепловая нагрузка котельной установки нетто

,

где -- затраты теплоты на собственный расход электроэнергии котельной установки. Кроме того,

и

.

Расход теплоты топлива на котельную установку ( и )

.

На долю отпуска теплоты относится часть расходуемой теплоты:

. (19.18)

Коэффициент полезного действия нетто турбоустановки по отпуску электроэнергии

,

, (19.19)

где и .

Коэффициент полезного действия нетто турбоустановки по отпуску теплоты

, (19.20)

где и ,

причем

и

.

Коэффициенты полезного действия транспорта теплоты и паровых котлов ТЭЦ равны:

и .

Коэффициент полезного действия нетто котельной установки

.

Коэффициент полезного действия нетто ТЭЦ по отпуску электрической энергии равен произведению КПД нетто турбинной и котельной установок и КПД транспорта теплоты:

, (19.21)

или в развернутом виде

, (19.22)

где -- КПД брутто ТЭЦ по производству электроэнергии.

Если рассматривать КЭС как частный случай ТЭЦ, в котором

и ,

то формулы (19.19) и (19.22) для КПД нетто турбоустановки и для ТЭЦ по отпуску электроэнергии переходят в формулы (19.12) и (19.14а) для соответствующих показателей КЭС.

Коэффициент полезного действия нетто ТЭЦ по отпуску теплоты

, (19.23)

или в развернутом виде

, (19.24)

где -- КПД брутто ТЭЦ по производству теплоты; значения и определяются по формулам (19.17).

Полученные выражения для КПД нетто по производству электрической и тепловой энергии ТЭЦ и турбоустановки можно несколько упростить, если отнести собственный расход электроэнергии турбоустановки для теплового потребителя не к тепловой, а к электрической энергии (эта величина учитывается общим собственным расходом электроэнергии Э_с.н). Такое положение не является строгим, но может считаться справедливым, если учесть, что вся энергетическая выгода от комбинированного производства двух видов энергии по принятой методике относится к электроэнергии. При этом КПД транспорта теплоты _тр и КПД нетто котельной установки сохраняют прежние значения: и .

Коэффициент полезного действия нетто турбоустановки по электроэнергии

и КПД нетто ТЭЦ по электроэнергии

.

Значения и несколько уменьшаются.

Коэффициент полезного действия нетто турбоустановки по отпуску теплоты

.

Коэффициент полезного действия нетто ТЭЦ по отпуску теплоты

. (19.24а)

Значения и несколько возрастают. При таком упрощающем допущении

.

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт-ч), определяют по формуле типа (19.15б):

.

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты, кг/ГДж, определяется по формуле

.

Собственный расход электрической и тепловой энергии турбоустановки распределяют между обоими видами энергии в соответствии с назначением этого расхода.

Так, на электрическую энергию относят расход электроэнергии на насосы конденсатные турбин, охлаждающей воды (циркуляционные), водоструйных эжекторов конденсаторов турбин, дренажные, сливные и т.д. На долю отпуска теплоты относят расход электроэнергии на насосы теплофикационных установок -- сетевой, паропреобразовательной или испарительной установки, служащей для восполнения кроме внутренних и внешних потерь; в сетевой установке, в частности, учитываются насосы сетевые, конденсатные и подпиточные, на промышленной ТЭЦ с большими потерями -- конденсатные насосы обратного конденсата, сырой воды и т.д.

Если питательные электронасосы относят к турбоустановке, то расход энергии на них Э_п.н распределяют так:

и ,

где [см. формулу (19.17)].

Значительное собственное потребление теплоты турбоустановки может обусловливаться применением приводных турбин питательных насосов (например, у турбин Т-250-240). Однако нужно учитывать возврат теплоты при подогреве питательной воды в насосах. Поэтому в величине Q_т.п нужно учитывать потери теплоты с отработавшим паром приводной турбины (в собственном конденсаторе или конденсаторе главной турбины) и эквивалент механических потерь приводной турбины и насоса, т.е.

.

Между электрической и тепловой энергией этот расход распределяют аналогичным образом, а именно:

и .

В сетевой подогревательной установке теплофикационных турбин сверхкритических параметров пара приходится охлаждать конденсат перед химическим обессоливанием. Такое охлаждение может быть связано с потерей теплоты , которую следует включить в величину и отнести к отпуску теплоты. К собственному расходу теплоты относят также расход на эжекторы конденсатора и уплотнений турбины с учетом использования пара из эжекторов в тепловой схеме турбоустановки; этот расход относится к отпуску электрической энергии.

В котельной установке собственный расход электрической и тепловой энергии распределяют между обоими видами энергии посредством коэффициента _т [см. формулу (19.18)], а именно:

;

и

; .

Теплота, сообщаемая воздуху при сжатии в турбовоздуходувке, используется в паровом котле и учитывается его показателями. Поэтому расход теплоты на турбовоздуходувку определяют аналогично расходу теплоты на турбопривод питательных насосов, т.е. учитывают потери теплоты в конденсаторе и тепловой эквивалент механических потерь в приводной турбине и воздуходувке.

В формулах данного параграфа количества электрической энергии Э и теплоты Q измеряют в одинаковых единицах (кВтч). Если Э измеряют в киловатт-часах, a Q -- в килоджоулях, то в выражениях КПД отпуска электроэнергии турбоустановкой и электростанцией необходим множитель 3600 в числителе, а именно:

,

соответственно удельный расход теплоты, кДж/(кВтч),

.

4. Экономические показатели эффективности ТЭС

Основной тенденцией развития энергетики является непрерывное увеличение единичных мощностей агрегатов (котлов, турбин, энергоблоков) и электростанций, что определяет непрерывное совершенствование удельных технико-экономических показателей, каковыми являются:

удельный расход условного топлива на 1 кВтч, отпущенный потребителю, , кг/(кВтч);

удельные капиталовложения в ТЭС на 1 кВт установленной мощности k, руб/кВт (даются нормативами ТЭП);

штатный коэффициент, т.е. число обслуживающего персонала на 1000 кВт установленной мощности П, чел/МВт.

Только при условии снижения этих показателей параллельно с ростом энергетики могут быть обеспечены необходимые для этого роста материальные и человеческие ресурсы.

Снижение удельного расхода топлива достигается за счет применения новой техники, что связано с дополнительными капиталовложениями К. Годовые издержки на эксплуатацию ТЭС равны:

, (19.25)

где первая составляющая представляет собой стоимость годового расхода топлива B_год; ц_т -- цена топлива в пересчете на условное, руб/т; вторая составляющая -- это текущие расходы на эксплуатацию оборудования (амортизация, текущий ремонт и прочие расходы); для ТЭС Е_отч = 0,100,12; третья составляющая -- расходы на оплату персонала: удельные затраты на зарплату а = 12001400 руб/(челгод); 1,4 -- коэффициент, учитывающий социальное страхование и другие накладные расходы.

Себестоимость отпущенной электроэнергии равна:

. (19.26)

Дополнительные капиталовложения считаются эффективными, если выполняется условие , где Е_н -- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений. Для энергетики принято Е_н = 0,12. При сопоставлении вариантов ТЭС или их элементов критерием оптимальности является значение расчетных годовых затрат:

. (19.27)

Разделив З_год на , получим удельные расчетные затраты:

, (19.28)

где ; . Иначе можно записать так:

. (19.29)

Выбор экономически наивыгоднейшего варианта ТЭС при проектировании ведется по минимуму расчетных затрат путем сопоставления конкурирующих вариантов. При сопоставлении варианты приводятся к равному годовому отпуску электроэнергии путем добавления к расчетным затратам варианта с меньшим отпуском электроэнергии величины , где ; -- удельные расчетные затраты на замыкающую электроэнергию.

Методика расчета и определения замыкающих затрат на топливо и электроэнергию была разработана Сибирским энергетическим институтом по заданию АН СССР.

Замыкающие затраты характеризуют затраты в народном хозяйстве для обеспечения дополнительных потребностей в различных видах топлива и энергии по стране.

Объективно существующая ограниченность наиболее эффективных энергетических ресурсов приводит к необходимости в каждый определенный период времени вовлекать в энергетический баланс наряду со сравнительно дешевыми и более дорогие природные источники энергии. Затратами на эти последние и оцениваются народнохозяйственные последствия изменения потребности в энергетических ресурсах, равно как и их добычи или производства. Замыкающим может быть топливо тех месторождений или бассейнов, которые в совокупности способны компенсировать колебания потребности в энергетических ресурсах, возникающие при поиске оптимального варианта ТЭС.

Выполнять замыкающие функции могут только те источники, у которых на данном этапе: а) технически возможные размеры добычи превышают требуемый уровень их использования и б) располагаемые ресурсы и качественные характеристики позволяют обеспечивать достаточно широкий круг потребителей.

Замыкающие затраты на топливо определяются прямым суммированием приведенных затрат на его добычу и перевозку.

Замыкающие затраты на электроэнергии представляют собой сумму трех составляющих. Топливная составляющая затрат на электроэнергию вычисляется как произведение удельного расхода топлива для производства электроэнергии на значение замыкающих затрат используемого топлива.

Вторая составляющая -- это затраты на сооружение и эксплуатацию замыкающих электростанций. Ими могут быть наиболее совершенные базисные и полупиковые конденсационные, а также специальные пиковые газотурбинные электростанции, замыкающие в данный период баланс мощности данной объединенной электроэнергетической системы.

Третья составляющая определяется затратами на распределение электроэнергии, которые существенно зависят от размещения и размеров потребителя.

Для 10-й и 11-й пятилеток рекомендовалось принимать з_з.э при _уст = 7000 ч/год для европейской части СССР 12-13руб/(МВтч), для восточных районов СССР -- 7-8 руб/(МВтч), для замыкающих АЭС -- 15 руб/(МВтч).

19.5. Автоматизация управления работой оборудования ТЭС и АЭС

Автоматизированная система управления отраслью энергетики страны ОАСУ «Энергия» охватывает все основные АСУ энергосистем.

Автоматизированные системы управления АСУ ТЭС и АЭС являются нижним уровнем иерархии по отношению к АСУ энергосистемой и одновременно верхним уровнем по отношению к самостоятельным АСУ технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблоков.

АСУ ТП является системой «человек (оператор энергоблока) -- машина». Оператор является ведущим звеном в контуре АСУ ТП.

Функции, реализуемые в АСУ ТП энергоблока ТЭС (АЭС) без применения информационно-вычислительной и управляющей системы (УВС), можно разбить на две группы: информационные и управляющие.

Информационные функции

Индивидуальный контроль наиболее важных технологических параметров выполняют постоянно включенные графические регистраторы. Число наиболее ответственных параметров составляет около 5% всего количества контролируемых величин.

Контроль по вызову на многошкальные приборы менее ответственных параметров для периодического наблюдения.

Технологический контроль применяется для большого количества однотипных вспомогательных параметров, имеющих малый диапазон допустимого отклонения от заданного значения (например, температуры каналов активной зоны, температуры масла подшипников). Этот контроль осуществляют автоматические многоканальные измерительные системы, связанные с подсистемой световой сигнализации.

Технологическая (предупредительная) светозвуковая сигнализация служит для предупреждения персонала об отклонении рабочих параметров от установленных пределов и нарушении режима технологического процесса. Она осуществляет также сигнализацию и контроль состояния вспомогательных механизмов и арматуры: положения задвижек, шиберов, электродвигателей, режимов работы регуляторов, функциональных групп. Для этого используются мнемосхема и пульт управления на центральном операторском пункте управления блоком.

Аварийная сигнализация выдает персоналу информацию о срабатывании защит, аварийных остановах, включениях резерва и аварийном отклонении технологических параметров.

Управляющие функции

1. Автоматические системы регулирования (ЛСР) должны поддерживать заданную производительность (мощность) установок и стабилизировать технологические параметры на заданном уровне. Автоматическое регулирование технологических параметров на энергоблоке выполняется в настоящее время типовой отечественной аппаратурой «Каскад-2» и АКЭСР. К примеру, на блоке 800 МВт системы автоматического регулирования содержат более 120 контуров.

В настоящее время разработаны типовые схемы регулирования мощности конденсационных и теплофикационных блоков для электростанций, работающих на органическом топливе. Разработаны типовые схемы регулирования для энергоблоков АЭС с водо-водяными реакторами, с реакторами канального типа, охлаждаемыми кипящей водой, с реактором на быстрых нейтронах.

В СССР в 1978 г. была разработана и утверждена в качестве нормативного материала всережимная система автоматического регулирования частоты и мощности блочных ТЭС с прямоточными котлами.

Система автоматического регулирования мощности (АСРМ) предназначена для поддержания мощности N_э энергоблоков в соответствии с заданной N_зд, давления пара перед турбиной p_т (или положения клапанов турбины Н_т в режиме скользящего давления). АСРМ ориентирована на использование во всех основных нормальных режимах (включая пусковые), а также в аварийных режимах.

АСРМ энергоблока выполняет две группы требований. Требования энергосистемы (внешние по отношению к энергоблоку) связаны с регулированием мощности N_э, а также охватывают вопросы взаимодействия АСРМ энергоблока с устройствами противоаварийной автоматики (ПА), вступающими в работу при энергосистемных авариях. Работа АСРМ в режиме поддержания давления пара перед турбиной p_т (номинальный, скользящий, комбинированный) соответствует внутриблочным требованиям, при этом АСРМ энергоблока связана с внутриблочными защитами.



Рис. 4. Структурная схема центральной части типовой всережимной АСРМ для энергоблоков ТЭС с прямоточными котлами

На рис. 4 представлена структурная схема центральной части всережимной АСРМ энергоблока ТЭС. Эта схема принята в качестве типовой для энергоблоков ТЭС с прямоточными котлами.

Котельный и турбинный регуляторы действуют каждый пропорционально-интегральному закону (ПИ-закону). Формирование ПИ-закона для этих регуляторов осуществляет импульсный регулирующий прибор РПИ, состоящий из ПД-преобразователя и интегратора И. В турбинном регуляторе (ТР) в качестве интегратора используется механизм управления турбиной МУТ.

Котельный регулятор (КР) получает основной сигнал по небалансу мощностей N_зд -- f/д -- N_э , где f -- отклонение частоты, а -- неравномерность регулирования по частоте сети и дополнительный скоростной сигнал по p_т, формируемый дифференциатором. Скоростной сигнал при правильной его настройке обеспечивает инвариантность КР к перемещениям регулирующих клапанов турбины и ускоряет реакцию КР на внутрикотловые возмущения.

Турбинный регулятор содержит два регулирующих прибора. Один из них (РПИ_р) воспринимает сигнал небаланса между заданными p_т.зд и фактическим p_т значениями давления пара перед турбиной и используется в режиме поддержания номинального давления, а другой (РПИ_н) воспринимает сигнал небаланса между заданным Н_т.зд и фактическим Н_т значениями положения регулирующих клапанов турбины и работает в режиме скользящего давления. На РПИ_р и РПИ_п подается сигнал по небалансу мощностей с коэффициентом усиления K_n.

Переход от режима поддержания p_т к режиму поддержания Н_т и наоборот осуществляется с помощью переключателя управления релейного типа ПУР. На одну обмотку ПУР заведен релейно-импульсный сигнал «Больше» (Б) с выхода РПИ_р, а на другой -- такой же сигнал с РПИ_н.

Регулятор РПИ_н срабатывает в режиме поддержания номинального давления вхолостую в сторону «Меньше». Когда РПИ_н сработает в сторону «Больше», к МУТ подключится РПИ_н. Если РПИ_р работает в режиме «скользящего» давления вхолостую в сторону «Меньше» и сработает в сторону «Больше», то произойдет обратный переход, т.е. к МУТ подключится РПИ_р. Аналогичные релейные переключатели управления используются для автоматического перехода на вспомогательные регуляторы ограничивающих параметров (например, ПУР_т) и для воздействия на задатчик нагрузки котла м_к от защит и регуляторов котла, исчерпавших регулировочный диапазон (ПУР_к1 и ПУР_к2).

Кроме всережимных АСРМ для энергоблоков ТЭС с прямоточными и барабанными котлами разработаны и применяются на практике всережимные схемы автоматического регулирования: питания, топлива (газ, мазут) и воздуха, температуры свежего пара и др. На ТЭС автоматизированы также агрегаты и процессы регулирования: подачи пылеугольного топлива, индивидуальных пылеприготовительных установок с промежуточным бункером, температуры промежуточного перегрева пара, удаления дымовых газов, топливоподачи, мазутного хозяйства, шлакоудаления, газораспределительного пункта, общестанционного оборудования.

На ТЭС и АЭС автоматизированы агрегаты и объекты регулирования -- паровые котлы, парогенераторы, турбины, а также элементы турбоустановки.

В качестве одной из типовых для АЭС рассмотрим схему всережимного регулирования энергоблока с реактором ВВЭР (по программе поддержания постоянного давления во втором контуре р₂ = const).

Рис. 5. Схема всережимной системы регулирования мощности блока ВВЭР-440 Ловииза (Финляндия)

На рис. 5 показана схема всережимной системы регулирования мощности блока ВВЭР-440 Ловииза. Эта система разработана специалистами СССР совместно со специалистами фирм «Иматран Войма» (Финляндия) и «Сименс АГ» (ФРГ). По условиям энергосистемы Финляндии блок предназначен регулировать график нагрузки путем изменения мощности в диапазоне от 50 до 100% со скоростью до 2%/мин, а также для участия в регулировании частоты и перетоков активной мощности путем быстрого изменения электрической мощности до 5% номинальной со скоростью до 20% /мин. Ограничение скорости задается регулятором 9.

В нормальном режиме регулятор 2 получает импульс по давлению 6 и исчезающий импульс от ионизационных камер 1. Регулятор 2 воздействует на приводы регулирующих стержней 3 и поддерживает также постоянную плотность нейтронного потока (при отключенном импульсе по давлению). Переключение регулятора 2 с одного режима на другой осуществляется оператором вручную.

Мощность блока устанавливается регулятором 9, который получает задание от регулятора мощности сети 10 и от устройства 11 -- ограничителя мощности на основании данных о числе работающих турбин, питательных и главных циркуляционных насосов. Регулятор 9 распределяет нагрузку между турбогенераторами блока с учетом относительных приростов расхода теплоты и имеющихся ограничений мощности блока и скорости ее изменения.

Сигнал заданной мощности турбогенератора N_з поступает из регулятора 9 на электрогидравлическую систему регулирования турбины (ЭГСР) 12. Здесь происходит сравнение заданной N_з и действительной N_д мощностей турбогенератора и вырабатывается сигнал рассогласования. Этот сигнал управляет через регулятор частоты вращения (РЧВ) 7 приводами клапанов турбины 8. Система 12 выполняет также функцию ограничения мощности турбины по сигналам ручного задат-чика, давления в камере регулирующей ступени турбины 13, технологических защит и других параметров.

Быстрое регулирование частоты осуществляется частотным корректором 14, изменяющим заданную мощность турбогенератора в зависимости от отклонения частоты сети. В этой схеме кроме основного регулятора давления 2 имеется регулятор 5, осуществляющий регулирование путем воздействия на регулирующие клапаны 8 через ЭГСР 12. Регулятор 5 включается при работе регулятора 2 в режиме поддержания постоянной плотности нейтронного потока, при срабатывании защитных систем реактора, снижающих мощность на заданное значение, а также обеспечивает разгрузку турбины при снижении давления пара перед ней ниже заданного предела (4-4,2 МПа).

При аварийных повышениях давления автоматически включается регулятор максимального давления 4, управляющий пропуском пара в конденсатор турбины.

Особенностью энергоблоков с реакторами ВВЭР является наличие регулирования параметров компенсаторов объема (давления и уровня).

Для энергоблока с реактором типа БН-600 АСР состоит из 12 связанных основных локальных подсистем и поддерживает следующие параметры: мощность реактора и температуру теплоносителя на выходе из реактора (совместно с системой управления и защиты), расходы теплоносителя в первом и втором контурах (совместно с системой управления главным циркуляционным насосом), давление и температуру свежего пара, расход и давление питательной воды и др. АСР стабилизирует основные технологические параметры энергоблока и выдает управляющие воздействия в диапазоне нагрузок 10-100%.

2. Устройства логического управления (УЛУ) осуществляют логическое управление в АСУ ТП энергоблока функциональными группами. Устройства логического управления состоят из двух уровней и выполняют основные операции по дискретному управлению блоком -- включение и отключение механизмов, открытие и закрытие задвижек, включение и отключение автоматических регуляторов и изменение заданных значений регулируемых величин. Для наиболее ответственных механизмов, запорных и регулирующих органов и для элементов оборудования, не вошедших в функциональные группы, сохраняется индивидуальное управление. Функционально-групповое управление сокращает объем операций по упр...