Cтраница 2
В случае же отключения двух линий Л-1, Л-2 одновременно или при отключении второй линии, если одна из них была уже отключена или отключилась раньше, необходима более глубокая разгрузка во избежание опасного повышения частоты на электростанции ЭС и в системе МС. Для этой цели на электростанции ЭС устанавливается автоматика, которая действует при отключении как одной, так и двух линий Л-1, Л-2 и при этом отключает различное количество гене-раторов. [16]
Особенно выгоден такой режим в осенне-зимний период, когда сокращается количество перебрасываемого стока и подаваемой воды для орошения и облегчается прохождение ночного минимума нагрузки за счет увеличения потребления электроэнергии; это сокращает необходимость остановки и глубокой разгрузки тепловых агрегатов и приводит к экономии топлива и издержек на их ремонт. [17]
Общее количество остановов котлов на электростанциях возросло с 7680 в 1973 г. до 11 900 в 1974 г. Останов и пуск энергоблоков связаны с большими непроизводительными затратами топлива. Глубокая разгрузка энергоблоков приводит к ухудшению их технико-экономических показателей: при нагрузках 50 % номинальный удельный расход топлива увеличивается на 4 - 5 % для газомазутных и на 6 - 7 % для пылеугольных блоков. [18]
Основным является режим работы топки на всех восьми установленных мельницах. При глубоких разгрузках парогенератора последовательно выключают мельницы парами с целью наименьшего нарушения равномерности тепловых нагрузок. [19]
Третий недостаток проявляется в случае, когда мощности приемной и передающей частей соизмеримы, поскольку изменение мощности, оказывающее рассмотренное положительное влияние на статическую и динамическую устойчивость, оказывается меньшим мощности отключенных агрегатов. Поэтому требуется более глубокая разгрузка электропередачи. Действительно, согласно (11.2) мощность ДРТ1 Pri - PT. Если Tji TJi2, то в (11.1) входит только половина ДРтд. Соответственно уменьшается и площадка торможения. [20]
В последние годы все шире практикуются остановы энергоблоков во время снижения нагрузки ночью и в выходные дни. Это связано с тем, что глубокая разгрузка блоков приводит к ухудшению их технико-экономических показателей. Как видно из исследований, проведенных у нас и за рубежом [ 2, 31, останов части блоков станции в резерв на время снижения нагрузки может оказаться экономически более выгодным, так как остальные блоки получают возможность работать в нормальном для них режиме. [21]
Крупной проблемой развития электроэнергетики в европейском регионе является обеспечение необходимой маневренности энергетических систем. Уже в настоящее время европейские энергосистемы испытывают трудности при глубоких разгрузках в ночные часы, особенно в выходные дни и при быстром увеличении мощности в часы пиков ее потребления. В других районах страны эта проблема не имеет такой остроты, так как графики суточного злектролотребления здесь более ровные, чем в европейской части, и удельный вес мощностей высокоманевренных гидроэлектростанций значительно больше. [22]
ТПН турбину можно разгрузить до расхода пара G0 500 - 550 т / ч, так как при меньших расходах из-за снижающегося давления в отборе пара на ТПН мощность приводной турбины становится недостаточной для привода питательного насоса, сжимающего питательную воду до 32 - 35 МПа. Таким образом, переход на скользящее давление позволяет сэкономить 1 - 2 % топлива и обеспечить глубокую разгрузку энергоблока на ночное время без перехода с ТПН на ПЭН, что представляет достаточно ответственную операцию для эксплуатационного персонала. [23]
Различные типы электростанций имеют существенно отличающиеся друг от друга режимы работы. ГЭС европейской зоны ЕЭС рассчитаны, как правило, на пиковый режим работы в условиях маловодного года с кратковременным - до 2 - 6 ч в сутки использованием полной мощности в часы максимумов нагрузки и глубокой разгрузкой - до нуля - в остальные часы. Годовое число часов использования установленной мощности ГЭС, как правило, не превышает 3000; при этом следует учитывать, что большая доля годовой выработки электроэнергии на ГЭС приходится на период паводка. В связи с тем, что большинство ГЭС сооружено при гидроузлах комплексного назначения, решающих наряду с выработкой электроэнергии вопросы судоходства, орошения, водоснабжения, рыбоводства, защиты от паводков, режимы работы ГЭС в значительной мере зависят от требований других водопользователей, а нередко и полностью определяются ими. Эта зависимость не позволяет полностью использовать широкие возможности регулирования мощности ГЭС в интересах создания наиболее благоприятных режимов работы для других электростанций ЕЭС. [24]
Как уже указывалось на таких ТЭЦ, предназначенных для покрытия полупиковых тепловых нагрузок, целесообразно устанавливать более дешевое ( по сравнению с обычными ТЭЦ) оборудование, специализированное ( за счет применения газотурбинных, парогазовых и других установок) для работы с глубокими разгрузками и частыми остановами. Ввод мощности МТЭЦ экономически оправдан эффективностью повышения уровня теплофикации при резком возрастании стоимости органического топлива в европейских районах страны. Ниже будет рассмотрен дополнительный эффект МТЭЦ, связанный с их участием в покрытии полупиковой зоны графика электрической нагрузки. [25]
Щелочно-комплексонный режим и другие новые воДно - химические режимы целесообразно применять прежде всего на барабанных котлах давлением 11 и особенно 15 5 МПа тех ТЭС, где традиционный водный режим не позволяет обеспечить требуемую надежность работы. К возможным условиям эксплуатации таких котлов, побуждающих перевести их на работу в новом режиме, относятся следующие: значительный уровень и неравномерность распределения тепловых потоков на экранные трубы; протекание пароводяной и водородной коррозии при достаточно высоком и стабильном качестве питательной воды; подшламовая коррозия при повышенном содержании соединений железа в питательной воде, но отсутствии частых нарушений норм по другим показателям ее качества; попадание в питательный тракт потенциально кислых продуктов; проведение частых химических промывок; необходимость выполнения таких дорогостоящих мероприятий, как 100 % - ная очистка внутристанционных конденсатов либо реконструкция топочно-горелочных устройств в целях предупреждения коррозионных повреждений экранных труб; недостаточная ремонтопригодность котлов и необходимость удлинения межремонтного периода эксплуатации; перевод ТЭС в маневренный режим работы с частыми пусками и остановами либо ежесуточной глубокой разгрузкой котлов. [26]
Регулирование температуры в реакторе пиролиза производится изменением соотношения топливо - горячая зола с помощью эолового делителя по температуре газов за топкой. Изменение нагрузки котла в пределах 30 - 35 % производится изменением подачи горячего полукокса аэропитателем с соответствующей корректировкой подачи в реактор исходного топлива для поддержания в заданных пределах уровня топлива в реакторе полукоксования. Для глубоких разгрузок котла необходимо отключение отдельных предтопков полностью. [27]
Для регулирования расхода сетевой воды и давлений за насосами служат линии рециркуляции, на которых установлены задвижки рециркуляции. Например, при снижении потребностей в сетевой воде открывают линию рециркуляции и давление в напорном коллекторе снижается. При глубокой разгрузке, когда потребный расход в сети уменьшается в несколько раз, один из насосов можно выключить. [28]
Все это отрицательно влияет на качество эксплуатации и уровень надежности. Возникла необходимость глубоких разгрузок котлов на ночь и даже их останов не только в выходные и праздничные дни, но и в ночные часы некоторых рабочих дней недели. Это также снижает надежность и отрицательно влияет на безопасность эксплуатации. Вместе с тем систематически разрабатываются и внедряются мероприятия, в значительной мере локализующие негативные влияния перемен в топливно-энергетическом комплексе и изменения в графиках электрических и тепловых нагрузок. В разработке мероприятий, повышающих надежность котлов, участвуют НПО ЦКТИ, ВТИ, заводы-изготовители. [29]
МВт, перевод которых на нагрузку собственных нужд осуществляется с быстрым снижением давления и которые эксплуатируются в режиме глубоких разгрузок на скользящем давлении либо используются для регулирования нагрузки в ограниченном ( менее 0 25 / Vnov) диапазоне. К этой же группе относятся энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт, эксплуатирующиеся в базовом режиме практически без привлечения к плановому регулированию нагрузки с использованием пускоостановочных режимов или глубокого ( более 0 25М м) изменения нагрузки. Во вторую группу входят энергоблоки мощностью 300 МВт, перевод которых на нагрузку собственных нужд ведется на номинальном давлении и которые эксплуатируются в режиме глубоких разгрузок на скользящем давлении либо используются для регулирования нагрузки в ограниченном ( менее () 25 / Vlim) диапазоне. В эту же группу входят энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт, используемые для регулирования нагрузки энергосистем за счет пускоостановочных режимов и изменения нагрузки в диапазоне, превышающем 25 % номинальной. К третьей группе относятся энергоблоки мощностью 300 МВт, эксплуатация которых при глубоких разгрузках и перевод на нагрузку собственных нужд реализуются при номинальном давлении. Для данной группы названное количество сбросов до нагрузки собственных нужд разрешается при условии, что суммарное количество сбросов и пусков после плановых остановов на нерабочие дни не превысит 25 в год. [30]