Энергетика. ТЭС и АЭС

Всё о тепловой и атомной энергетике

Регулирование частоты и перетоков мощности по межсистемным связям

Серьезные требования к маневренности ТЭС предъявляются в связи с необходимостью регулирования частоты и межсистемных перетоков мощности в объединенных энергетических системах. Частота тока в энергосистемах является важнейшим показателем качества электрической энергии. Отклонения частоты за допустимые пределы (±0,1; ±0,2 Гц) отрицательно сказываются не только на работе промышленных предприятий, но и на работе энергооборудования самой энергетической системы. При понижении частоты тока падает частота вращения электродвигателей, установленных на электростанциях и промышленных предприятиях, соответственно понижается производительность механизмов, приводимых во вращение электродвигателями. Длительная работа энергосистемы с пониженной частотой отрицательно сказывается на лопаточном аппарате паровых турбин и может привести к преждевременному выходу из строя лопаток, в особенности, последних ступеней.

При наличии в энергосистеме слабых межсистемных связей с недостаточной пропускной способностью возможно возникновение крупных системных аварий с нарушением устойчивости, так как даже небольшое понижение частоты в такой системе приводит, как правило, к перегрузке этих связей.

Частота тока в энергетических системах зависит от соответствия активной мощности, вырабатываемой генераторами, ее потреблению. При недостатке мощности работающих генераторов частота понижается, при избытке повышается. При этом несущественно, за счет каких электростанций в энергосистеме поддерживается это соответствие. Важно, чтобы электростанции, назначаемые для регулирования частоты (так называемые частотные электростанции) имели достаточный регулировочный диапазон и были способны изменять свою мощность со скоростью, соответствующей скорости изменения нагрузки потребителей.

Наиболее быстро и в достаточно большом диапазоне могут изменять свою мощность гидроэлектростанции. Поэтому в энергосистемах, имеющих в своем составе мощные гидроэлектростанции, последние привлекаются к регулированию частоты и обменной мощности в первую очередь.

Скорость изменения нагрузки гидроагрегатов связана с изменением расхода воды через турбину и, следовательно, с изменением скорости движения потока воды. Известно, что при изменении этой скорости, например, в трубопроводе, подводящем воду к турбине, в потоке вода возникают колебания давления противоположного знака, передающиеся стенкам трубопровода: при уменьшении скорости давление растет, при увеличении падает. Это явление носит название гидравлического удара и значительно усложняет регулирование мощности гидротурбин, а в некоторых случаях может оказаться опасным для их прочности.

В других случаях гидравлический удар может вызвать замедление регулирования нагрузки турбины и нежелательные колебания ее мощности. Например, при повышении частоты вращения турбины из-за уменьшения ее нагрузки регулятор частично прикрывает направляющий аппарат турбины и вследствие этого напор повышается. При некоторых соотношениях размеров трубопровода (длина, сечение) это явление может привести в первые моменты регулирования к тому, что мощность турбины будет не уменьшаться, а увеличиваться или останется в течение некоторого времени постоянной, прежде чем начнет изменяться. В результате в обоих случаях изменение мощности турбины будет замедлено, а вместе с тем будет замедлено и регулирование частоты. Таким образом, явление гидравлического удара может привести к тому, что турбина по сигналу «разгрузить» в первые моменты начнет набирать мощность, вследствие чего регулятор усилит сигнал на закрытие направляющего аппарата и вызовет сильное перерегулирование агрегата.

При повышениях давления возможна скорость изменения нагрузки гидротурбины от 150 до 500 МВт/минута в зависимости от параметров гидростанции и турбины. Эти скорости вполне достаточны для динамического регулирования частоты в современных энергетических системах. Если повышения давления превосходят указанные выше предельные значения, к турбинному трубопроводу или к спиральной камере пристраивают так называемый холостой сброс, который открывается при закрытии направляющего аппарата и затем, независимо от регулирующих воздействий, очень медленно закрывается, чтобы поток воды в напорном трубопроводе замедлялся постепенно, во избежание появления опасных повышений давления.

На некоторых ГЭС с длиной напорного водовода больше 1000 м, где вероятность прямых гидравлических ударов очень велика, кроме подключения холостого сброса, который вступает в действие обычно при полных, сбросах нагрузки с машины, связывают первичный регулятор частоты вращения турбины с датчиком давления, установленным в напорном трубопроводе. Этим ограничивается скорость изменения мощности и обеспечивается нормальный гидравлический режим установки.

В системах технического водоснабжения ТЭС (циркуляционные и питательные водоводы и насосные установки) также возможно возникновение гидравлических ударов, и поэтому необходимо учитывать это обстоятельство при переменных режимах энергооборудования, сопровождающихся, как правило, изменением расходов питательной и циркуляционной воды.

В энергетических системах, в которых мощность ГЭС недостаточна или они вообще отсутствуют, приходится привлекать к регулированию частоты и обменной мощности тепловые станции. По ориентировочным данным, в ближайшем будущем регулирование обменных мощностей придется вести, как минимум, по 15—20 межсистемным линиям электропередачи и использовать для этого не только блоки 150—200 МВт, но также и блоки 300—800 МВт. При нормальном регулировочном диапазоне всех этих агрегатов, равном 30 % номинальной мощности, в котором нагрузка блоков может в течение суток многократно меняться с большими скоростями, для регулирования обменных мощностей по этим связям потребуется привлекать не менее 80—100 агрегатов в пересчете на блоки 300 МВт.

При этом, чтобы обеспечить необходимую динамическую точность регулирования, блоки должны иметь возможность изменять свою нагрузку в диапазоне 25—30 % номинальной мощности со скоростью не менее 1 % в секунду (60 МВт/минута). Как было указано выше , такие скорости изменения нагрузки достижимы для турбин почти всех блоков. Однако для крупных котельных агрегатов добиться таких скоростей весьма сложно, поэтому приходится привлекать к регулированию одновременно несколько блоков, котлы которых работают преимущественно на газомазутном топливе. Эти блоки не могут работать в режиме скользящего давления, так как у блоков с барабанными котлами этот режим сопряжен с сильным замедлением регулирования, а у блоков с прямоточными котлами работа на скользящем давлении во всем пароводяном тракте может вызвать опасные нарушения температурного и гидравлического режимов поверхностей нагрева. На этом основании регулирующие блоки должны работать при постоянстве давления за котлом и использовать аккумулирующую способность котлов для повышения скорости изменения их нагрузки путем опережающего открытия регулирующих клапанов турбины.

Еще сложнее обеспечить требуемую маневренность блоков в аварийных условиях. Здесь необходимо иметь в виду следующие характерные аварийные ситуации: аварийный дефицит мощности в энергосистеме, внезапное отключение крупного генератора или линии межсистемной связи в дефицитной энергосистеме, нарушение устойчивости в энергосистеме. Дефицит мощности, как правило, возникает при отделении энергосистемы от объединенной системы и обыкновенно сопровождается резким понижением частоты. В этом случае для предотвращения или для сокращения длительности аварийного отключения необходимо быстро нагрузить все энергоблоки, работавшие до аварии с пониженной нагрузкой, причем к процессу нагружения предъявляются в таких случаях очень жесткие требования: мощность блоков должна повыситься в течение 5—10 секунд на величину имеющегося резерва, вплоть до 25—30 % номинальной мощности. Такое быстрое нагружение блоков возможно только при использовании аккумулирующей способности котельных агрегатов и максимальной форсировки топок, исключающей понижение мощности блоков после исчерпания аккумулирующей способности котлов.

При частичном сбросе нагрузки в энергосистеме, сопровождающемся аварийным повышением частоты, должна уменьшаться мощность блоков в соответствии со статизмом первичных регуляторов турбин и с минимальной инерционностью. Максимальная допустимая инерционность вне зависимости от того, возможна ли работа блока при малых нагрузках, определяется требованием сохранить турбину в работе, т. е. не допустить срабатывания технологических защит. После быстрого понижения мощности в пределах регулировочного диапазона энергоблок должен иметь возможность неограниченно долго работать с этой мощностью. При аварийном понижении мощности за пределы регулировочного диапазона, например до нагрузки собственных нужд или даже холостого хода, должна быть обеспечена работа блока с этой нагрузкой в течение, как минимум, 15 минут, а в режиме холостого хода — 60 секунд. Это требование вызвано тем, что необходимо обеспечить правильное действие системной противоаварийной автоматики (АПВ и др.).

В связи с тем что выполнение всех вышеуказанных требований блоками 300—800 МВт существующей конструкции очень сложно, систематическая глубокая разгрузка их ведет к значительному понижению экономичности и надежности, а частые остановки в резерв блоков 150—200 МВт сокращают их долговечность и сопряжены с повышенной аварийностью, принято решение о создании специального высокоманевренного оборудования, отвечающего всем требованиям современных энергосистем в отношении как остановочно-пусковых режимов, так и мобильности оборудования и скоростей изменения нагрузки.

В качестве основного высокоманевренного агрегата выбран энергоблок мощностью 500 МВт, который с учетом намечаемого режима эксплуатации конструируется как полупиковый, т. е. блок, способный неограниченное время работать с переменной нагрузкой и допускать сравнительно частые остановки. Предполагается, что введение в эксплуатацию таких полупиковых блоков снимет те большие трудности, которые существуют при переводе базовых энергоблоков 300—800 МВт в режим переменных нагрузок, и что при достаточной доле этих блоков в общей структуре мощностей ЕЭС будет обеспечен базовый режим для АЭС, возможность работы которых с переменной нагрузкой и систематическими разгрузками остается еще не совсем ясной.

Выбор единичной мощности параметров пара, тепловой схемы, теплотехнических и конструктивных характеристик котельного агрегата, турбины и вспомогательного оборудования блока определялись предполагаемым режимом его эксплуатации. Учитывалось, что блок будет работать только-в рабочие сутки недели 14—16 часов в двухсменном режиме с малым годовым числом часов использования (до 3000 часов) и в то же время с большим числом остановочно-пусковых режимов (200—300 в год или около 9000 за весь срок службы). Малое число часов использования обусловливает необходимость снижения капитальных затрат на сооружение энергоблока. Вместе с тем по условиям сохранения одинаковой с базовыми блоками эффективности полупиковый блок может быть выполнен с пониженной экономичностью, что значительно облегчает достижение высоких маневренных показателей. Второе обстоятельство определяет высокие требования к пусковым характеристикам полупикового блока, для которого пуски и остановки являются обычным эксплуатационным режимом. Поэтому конструкция его основного оборудования, а также пусковая схема должны обеспечивать быстрый, надежный и экономичный пуск с минимальными затратами труда оперативного персонала, с наименьшим отрицательным влиянием многочисленных пусков-остановок на надежность и экономичность блока.

Единичная мощность блока принята равной 500 МВт исходя из трех соображений.

Во-первых, учитывалось, что установленная мощность блочного оборудования ЕЭС непрерывно возрастает и уже в недалеком будущем единичная мощность 300 МВт окажется явно недостаточной. Во-вторых, мощность серийного блока 500 МВт позволяет комплектовать его электрооборудованием, выпускаемым уже теперь серийно для базовых блоков 500 МВт.

В-третьих, оценивалась возможность реализации маневренных характеристик блока, главным образом продолжительности пуска и скорости изменения нагрузки, которые отвечали бы вышеуказанным требованиям энергетических систем.

Известно, что по мере укрупнения котельного агрегата в нем, растет толщина стенок, необогреваемых элементов пароводяного тракта и арматуры, а в турбине — толщина стенок корпусов, диаметры роторов. Следовательно, при прочих равных условиях минимальная допустимая продолжительность пуска блока возрастает с увеличением его единичной мощности, и при том почти пропорционально квадрату толщины стенки этих элементов. С учетом этого обстоятельства для полупикового блока были приняты параметры пара 13 МПа, 510/510 °С, что позволило уменьшить толщину стенок паропроводов, коллекторов, корпусов турбины и размеры наиболее массивных элементов, снизить концентрацию напряжений в них и обеспечить сравнительно высокие скорости прогрева котельного агрегата при растопке, а турбины при нагружении.

Уменьшение толщины стенок указанных элементов оборудования имеет большое значение для повышения маневренности агрегатов, ускорения их пуска и изменения нагрузки. Следует при этом отметить, что максимальная допустимая скорость изменения температуры коллекторов и паропроводов зависит не только от толщины их стенок и начальной температуры, но и от того, подвергаются эти элементы нагреванию или охлаждению. Например, охлаждение прямоточного котла (штриховые линии) следует производить медленнее, чем его нагревание. Что касается выбранной температуры перегрева свежего и вторичного пара 510/510 °С, то это объясняется необходимостью избежать применения в обоих пароперегревателях аустенитноц стали, которая, как известно, в условиях переменных температур и напряжений значительно менее долговечна, чем перлитная. Кроме того, такая умеренная температура перегрева пара позволяет сократить продолжительность нагружения турбины на 15—30 минут при пусках блока после простоя соответственно 8 и 50 часов. Это сокращение возможно благодаря более благоприятному режиму прогрева роторов. Появилась также дополнительная возможность уменьшить толщину стенок паропроводов и коллекторов на 10— 15 мм, что обеспечило сокращение длительности прогрева и пуска котельного агрегата на 10—20 минут.

При выборе типа котельного агрегата было отдано предпочтение прямоточному котлу, поскольку барабанный котел, обладая повышенной металлоемкостью и большим водосодержанием, допускает меньшую скорость нагружения блока в процессах пуска и нагружения в пределах регулировочного диапазона. Но самый главный недостаток барабанных котлов заключается в наличии массивного барабана, что при пусках из «холодного» состояния сильно ограничивает первоначальный темп растопки котельного агрегата.

Минимальное время пуска блока с прямоточным котлом после остановки в резерв на 8—10 и на 50 часов составляет около одного и двух часов соответственно. При этом продолжительность растопки котла от розжига горелок до получения параметров пара, необходимых для разворота турбины, находится в пределах 15—20 и 30—40 минут. Минимальная длительность нагружения турбины составляет соответственно 20 и 50 минут. Эти пусковые характеристики обеспечивают сохранение достаточной циклической прочности всех ответственных узлов и элементов котла и турбины. Для получения таких характеристик на полупиковом блоке выполнены технические и конструктивные изменения.

Так, в котельном агрегате полупикового блока все толстостенные элементы выполнены из углеродистых и перлитных сталей с толщиной стенок не более 40 мм. Конструкция поверхностей нагрева допускает форсированную растопку с пониженным до 20 % расходом питательной воды. В турбине применен двухстенный ЦВД, его фланцы имеют относительно небольшую ширину, роторы ЦВД и ЦСД выполнены независимо уравновешенными по осевым усилиям во всех режимах, с плавными геометрическими формами наружной поверхности для снижения концентрации напряжений, с уменьшенной толщиной по радиусу в зоне передних уплотнений. Применена наиболее простая однобайпасная пусковая схема. Блок имеет весьма широкий регулировочный диапазон от 30 % до номинальной мощности. При любой нагрузке в пределах этого диапазона блок работает устойчиво и надежно без ограничений по времени с сохранением номинальной температуры свежего пара и допускает нагружение со скоростью не менее 10 % номинальной мощности в минуту (примерно 1 МВт/секунда).

Все эти характеристики блока обеспечиваются надлежащей конструкцией оборудования блока. Так, в турбине, как говорится на www.dmitrov.com, применено дроссельное парораспределение, позволяющее менять ее нагрузку с минимальными отклонениями теплового состояния ЦВД путем изменения паропроизводительности котельного агрегата. В конструкции котла предусмотрена возможность работы на скользящем давлении в диапазоне нагрузки от 100 до 50 % номинальной, чтобы избежать значительного понижения экономичности блока при работе с низкими нагрузками. Топочные экраны НРЧ котельного агрегата выполнены малочувствительными к тепловым разверкам с горизонтальной навивкой труб экранов, предложенной Л. К. Рамзиным. Экраны котла представляют собой длинные трубные панели, многократно опоясывающие топочную камеру. Они расположены с небольшим наклоном к оси топочной камеры на всех ее стенах. Рабочая среда движется от нижних концов трубных «лент» к их верхним концам. В экранах Рамзина в отличие от вертикальных трубных панелей число коллекторов минимально и, что важнее всего, в последних не возникают значительные температурные перекосы при неодинаковом нагреве отдельных стен топочной камеры, который наиболее вероятен при переходных режимах и при низких нагрузках.

В котлоагрегате применены комбинированные средства регулирования температуры перегрева свежего и вторичного пара (впрыски, рециркуляция дымовых газов), широкодиапазонные мазутные горелки (100—20 %). Блок допускает внезапные сбросы нагрузки со скоростью, определяемой быстродействием устройств регулирования турбины. Если сброс нагрузки происходит в пределах регулировочного диапазона турбины (100—20 %), то длительность работы блока с новой нагрузкой не ограничивается по времени, а последующее нагружение может производиться со скоростью до 10 % номинальной мощности в минуту. При полном сбросе нагрузки до нуля время работы блока с закрытыми клапанами турбины составляет не более трех секунд из-за требования сохранения в работе ПТН. Последующее восстановление нагрузки до исходного или любого другого значения может производиться со скоростью не менее 10 % номинальной мощности в секунду. Учитывая, что блок большую часть времени будет находиться в резерве, нецелесообразно использование его в режимах холостого хода и с нагрузкой собственных нужд.

Читайте также:

Updated: 25.10.2014 — 13:23
Энергетика. ТЭС и АЭС © 2012 Использование материалов с сайта разрешается при наличии на него активной ссылки без тегов nofollow и noindex.
Adblock detector