автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Учет фактора надежности при выборе оптимального состава генерирующего оборудования ТЭС

МОСКОВСКИЙ ордена ЛЕНИНА и ордена ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

нгуен дик гао

учет фактора надежности при выборе оптимального состава генерирующего оборудования тэс

Специальность: 05.14.14 - Тепловые электрические станции

/ тепловая часть /

На правах рукописи

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1991

Работа выношена на кайедре Тегаговне электрические станции Московского ордена Ленина и ордона Октябрьской революции энергетического института.

Научный руководитель Официальные оггонанты

Ведущая организация

доктор технических наук профессор Аракелян Э.К.

доктор технических наук член корреспондент НА. СССР Мадоян A.A.

кандидат технически наук. -доцент Марченко Е.М.

Мосэнерго

Защита диссертации состоится " 18" утв^ря 1991 г. в аудитории £-207 в Т4 час ОП иш. на заседании специализированного Совета K-053.I6.0I Московского ордена Ленина и ордена Октябрьской революции энергетического института.

С дассертацдеЛ глоано ознакомиться в библиотеке ШИ,

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 105835, ГСП, Москва Е-250,, Красноказарменная ул., д. 14, Совет ШИ. •

Автореферат разослан "Ж." На.*7Г{з9 1991г.

Учеши секретарь специализированного

Совета

кандидат технических наук

старший научны?! сотрудник ^ Андрюшин А.В.

ОБЩАЯ ХАЕАКТЕШСТИКЛ. РАБОТЫ

Актуальность тош. Постоянней рост неравномерности и переменности графиков электрической нагрузки во всех энергосистемах СССР и за рубежом ставит перед энергетиками труднейшую задачу надежного и экономичного покрытия переменной часта графиков электропотребления, Эта проблема в энергетике СССР с каидым годом усугубляется из -за продолжающегося ввода в большинстве энергосистемах высокоэконо-мичннх, но мал алане вре иных энергоблоков единичной мощности 300, 500 и 800 МВт на ТЭС, 500 и 1000 МВт на АЭС, в условиях отсутствия специальных пиковых электростанций и достаточного количества таких вн-сокоманевренншс мощностей, как ГЭС, ГАЭС и др., что приводит к вынужденному участии энергоблоков ТЭС к регулированию нагрузки. При использовании энергоблоков для покрытия пиковой части графиков электронагрузки одной из важне&шах задач является выбор наиболее рациональных режимов их работы, особенно в часы прохождения провалов нагрузки. Выбранные режимы должны обеспечивать но только требуемую 14а-невренность и экономичность оборудования, но и необходимую его долговечность, надежность. Необходимость учета фактора надежности при выборе оптимального состава генерирующего оборудования на станционном уровне обусловлена не только постоянным ростом переменности и неравномерности графиков эяектропотребяений, требующих поиска оптимальных, надежных способов.покрытия,'но и ухудшения качества топлива, возрастающей загруженностью персонала и другими факторами, последствием которых является повышенная аварийность энергоблоков, активно привлекаемых к регулированию графиков нагрузки, йлеств с тем на оборудовании ТЭС, активно участвующих в регулировании активной нагрузки, например, турбоагрегаты мощностью 100, 160, 200 МВт, в основном исчерпан расчетный ресурс, и продление срока.их службы для эксплуатации их в маневренных режимах является одним из ключевых проблем энергетики на современном этапе.

Несмотря на очевидность поставленной проблемы, решение подобной задачи в практике в настоящее время отсутствует из-за значительной трудности проблемы, заключающейся в том, что надежность работы оборудования ТЭС является комплексным свойством, зависящим от многочисленных долгосрочных факторов и учитывать их одновременно в оптимизационных моделях, связано с большими сложностями. Кроме того, необходимость приведения долгосрочных затрат, связанных с обеспечением надежности работы оборудования к краткосрочному периоду, за которое проводятся оптимизационные расчеты, связано с методическими трудное-

ет.я. Поэтоцу разработка математических моделей для оптимизации ре-;йе.юв работы и выбора состава оборудования, учитывающих наряду с фактором экономичности также надежкоать работы генерирующего оборудования, является актуальной.

Целью работа явилось; создайте методики выбора оптклального состава рейтов работы генерирующего оборудования при прохождении провалов графиков электрической нагрузки с учетом факторов экономичности и надежности.

.Научная новизна: - разработана методика приведения долгосрочных затрат, обусловленных учетом фактора надезшости, дош их учета в краткосрочных оптимизационных расчетах;

- впервые разработана методика выбора оптимального состава генерирующего оборудования при прохождении провалов нагрузки и последующего нагружения с учетом фактора малоцикловой надежности. Методика позволяет учитывать также друтие факторы,связанные с надежностью;

- впервые разработаны алгоритм и программа расчета на ЭШ типа ШИ-ТО/АТ на основе предложенной методики, позволяющие в диалоговом реяиме исследовать влияние различных факторов на оптимальный состав генерирущего оборудования в провале;

- в результате анализа влияния различных факторов на малоцикло-вуга надежность роторов ЦЩ и ДСД турбин мощностью 200 МВт предложена нозая, более рациональная схема пуска блока из горячего состояния с использованием элементов схемы моторного реяша (¡ЯР), суть которого заключается в толчке, наборе оборотов и некоторой нагрузки подачей пара из пускаемого котла в промежуточные ступени ЦСД.

Достоверность и обоснованность тэазработаннш: методик:

- продяагаемне методики, вывода ж рекомендации автора строго обоснованы с матеглатачэслой точки зрения. Проведенные расчеты по разработанной программе показали работоспособность созданной программ. Полученные автором результаты хорошо корреспондируются с результатами аналогичных исследований других авторов.

Практическая ценность таботы заключается в следующем:

- предложена новая, более рациональная схема и технология пуска энергетических блоков после ночного останова, позволяющих в значительной степени уменьшить расхолаживание паровпускных высокотемпературных частой ДВД и ЦСД;

- разработаны алгоритм и программа выбора оптимального состава генерирующего оборудования ТЭС при прохождении провалов графиков нагрузки, позвашвдю учесть такие факторы, как переходные этапы (р-лзгруглнио, погружение), экономичность и надежность работы оборудовалась

Апробация работы: основные псяоношш л результаты работы обсуждались и были одобрены на научном семинаре и заседают кафедры ТЭС ГШ.

Публикация: основные положения, содержания по теш диссертации опубликованы в одной статье.

Структура и объем -работы: диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы, включавшего III наименований и трех приложений. Общий объем 145 стр. основного машинописного текста, 31 рисунок и 17 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность теш и дана краткая аннотация представленной диссертационной работы.

В первой главе приводится анализ.современных и перспективных графиков электрических нагрузок энергосистем электростанций и энергоблоков ТЭС. Отмечается тенденция к увеличению неравномерности и 5 переменности графиков энергопотребления. Дая краткий обзор и характеристика применяемых методов вывода в резерв агрегатов конденсационных электростанций при прохождении провалов графиков электропот-рейления. Проведенный анализ основных факторов, влияющих на общую надежность работы тепломеханического оборудования показал особуга важность эксплуатационного фактора. Анализ литературных источников по вопросам выбора состава и оптимизации режимов работы энергетического оборудования в условиях резкопеременяых графиков электрической нагрузки показал, что фактор надежности в технико-экономических и оптимизационных расчетах в основном используется для долгосрочной оптимизации при выборе оптимального уровня надежности электроснабжения и сводится к определению дополнительных затрат на обеспочешго аварийного резерва или же к определению ожидаемого ущерба при недостаточности этого резерва. Отсутствие в настоящее время методики учета фактора надежности при выборе состава и распределения нагрузки за краткосрочные периода времени обусловлено исключительной сложностью приведения долгосрочных затрат, связанных с фактором надогягости к краткосрочному периоду дая учета их при проведении оперативных (суточных, часовых) оптимизационных расчетов.

Iîa базе литературного анализа обоснована цель и задачи диссертационной работы.

Вторая глава посвяцена исследованию изменения тегяюратурного состояния турбины и его влияния та надежность работы роторов и ци-

линдров турбины при различных способах вывода ее в резарв, выявлению определяющего фактора надежности, разработке методики его учета при выборе оптимального состава генерирующего оборудования.

Известно, что надежность работы туроин зависит от многих факторов, однако при шводе турбин в резерв она зависит в основном от изменения температурного состояния металла высокотемпературных элементов. Поэтому,из многих факторов,влияющих на общуи надежность работы турбин в этих режимах, применительно к доставленной задаче можно выделить те,которые обусловлены именно изменением температурного состояния. Это в первую очередь малоцикловая термоусталостная повреждаемость металла,число'аварийных остановок,эррозия последних ступеней, вибрация,повреждение,износ отдельных элементов, которые снижают не только экономичность,но и долговечность,надежность работы. Анализ результатов шогих опытов разных авторов показывает,что температурное состояние высокотемпературных элементов изменяется в зависимости от технологии и особенностей способов резервирования, а такие от про-датглтельностл юс нахождения в резерве. При пуске турбин после останова на 6-8 часов по типовой инструкции после подачи пара в ЦЩ при толчке, наборе частоты происходит значительное снижение температуры пара в камере регулирующей ступени. Минимальное значение этой температуры во время пусков достигается при частоте вращения ротора турбин порядка ия4до..•4§01/сек и сказывается на 120-140°С ниже,чем температура свежего пара перед главной паровой задвижкой и на 70-95°С сне, чем температура металла верха ЦЩ. Снижение температуры пара обусловлено расширением в регулирующей ступени небольшого количества пара. Низкая тетлтература пара в кат,юре регулирующей ступени приводит к соответствующему расхолаживанию металла ЦВД и появлении отрицательней разности те;.шератур (Лt) по толщине стенки корпуса. Аналогично происходит снижение температуры пара в первых ступенях ЦОД, однако оно значительно меньше, чем для ЦВД в связи с низким давлением пара и гладил перепадом энтальпий. При выводе турбины из моторного режима (ИР) в активный режим.тоге наблюдается расхолаживание металла ЦВД и ЦОД, однако благодаря подаче большого расхода пара в начальный период нагруженш оно значительно ниже,чем при остановочно-пусковом ро;:ап.:е (ОПР). Наблюдаемое сильное расхолаживание в металле высокотемпературных элементов ЦВД и ЦСД при пуске приводит к появлению боскет термических напряжений и, как следствие, к снижению малоцик-довоц надежности. По данным исследований Д/ при пусках по типовой инструкции малоцлкноиая надежность ротора ЦВД турбин К-200-130 сос-•хлнт примерно 1600-2200 пусков. При усовершенствованной технологии

пуска 86 можно довести до 3000-3500пусков. Таким образом, ежедневные остановы и пуски из горячего состояния могут привести к исчерпанию ресурса ротора 1ЩЦ, ЦСД за считанные годы. В то же время, исследования, проведенные рядом организаций показывают, что при применении MP по улучтапной технологии, малоцикловая надежность роторов ЦВД, ЦСД обеспечивается даже, с ежедневным выводом в резерв, так как допустимое число циклов выраяается в порядке 10000 и вше.

Исходя: из анализа сделан вывод о том, что малоцикловая надежность роторов турбин, а следовательно их ресурсы во многом зависит от применяемого способа резервирования. Определение целесообразности применения того или иного способа вывода турбоагрегатов в резерв ранее производился по экономическому критерга.Для учета фактора малоцикловой надежности альтернативные варианты необходимо привести к идентичным равным условиям. В диссертационной работе предложены следующие возможные пути решения этой проблемы:

I. Приведение всех способов резервирования к одинаковым условиям по показателям надежности. Например, для учета маяоцшеловой надежности роторов турбин при сравнении ОПР и MP необходимо организовать пуск турбины после останова так,чтобы температурное состояние элементов турбины (в первую очередь ротора ЦВД и ЦСД) имели значение, близкое к этим температурам.при пуске из MP. Это однозначно приведет либо к значительному изменению длительности отдельных этапов пуска по обычной технологии и увеличений потерь топлива, либо к модернизировании схемы пуска. Сложность этого способа заключается в принципиальной трудности и условности искусственного построения графиков такого пуска, шесте с тем он даст более точный прямой результат сравнения дополнительных затрат топлива различных способов резервирования для условий одного пуска (вывода в резерв). Рассмотрим в качестве примера пуско-моторный режим (IMP), который отвечает вышеприведенным требованиям по приведению ОПР к условиям пуска после Iff. Сущность такого пуска заключается в том,что набор частоты вращения ротора, синхронизация и включение генератора в сеть производится подачей пара определенных параметров в промежуточные ступени ЦСД с пропуском его в дальнейщем через цилиндры низкого давления (ЦВД). Схема такого пуска представлена на рис.1. В этом случае все ступени ЦСД до моста подачи пара и ступени ЦВД работают в беспаровом режиме. Процесс дальнейшего нагружения в этом режиме аналогичен нагружению после MP с пропуском большого количества пара через паровпускные органы ЦЩ и ЦСД. Опыты, проведенные на блоках 200 МВт Разданской ГРЭС, ТЭС Варны (Болгария) доказали практическую возможность проведения таких пусков

турбины из горячего состояния. Такой пуск, как показано в /I/, позволяет повысить малоцикловую надежность роторов ЩЩ и ЦСД до такого уровня, как и при №. При таком подходе к учету фактора надежности затраты на обеспечение равной надежности роторов турбин при ЛМР по сравнению с Iff рассчитываются по существующей методике.

2. Определенна сроков службы определенного элемента до вероятного появления дефектов при конкретном способе вывода турбины в резерв и суммирование затрат на восстановительные и ремонтные работы по всем элементам за значительный период времени. Применительно к выбранному критерги малоцшсловой надежности роторов турбин срок службы роторов турбин до вероятности появления трещин определяется по заданному числу допустимых циклов, периодичности применения и фактическому числу циклов при одном пуске для каждого из способов резервирования. Этот способ является логичным, соответствует действительному ходу событий и позволяет провести сравнение способов вывода в резерв турбоагрегатов с учетом фактора надежности и учесть указанный фактор при проведении оптимизационных расчетов в пределах станции и энергосистемы, Для решения поставленной задачи в первую очередь необходимо определить срок слуг, бы деталей, элементов, работающие в различных переменных режимах. Используя известные данные по показателям малоцикловой усталостной повреждаемости, предлагается следующий методический подход. Введем следуетцие обозначения: flip - допустимое число циклов данного элемента при работе в разгрузочном ре;шле (Р); Tilj

- то ке, при применении j-го способа резервирования;Tip - соответственно количество температурных циклов при реализации режима (Р) п j—го способа; К - количество режимов резервирования в течение суток (К=1, если рассматривается только провал). Расчетная продолжител-ность эксплуатации (ТГ) до вероятного возникновения необходимости в замене данного элемента составит:

т-Л-Лк. ■ V/ = HTTP*'- • < I >

к-пг ' i к.rij .

Примем в качестве базового срока службы (Т)- интервал расчетной про-далглтальности при применении рехаша "Р", т.е. Т=Тр, следовательно, продолжительность эксплуатации агрегата до момента возникновения: замены этого ае элемента при применении ¿-го способа резервирования короче базового срока на величину

ZLflk-Ш) . (2)

к I т rii /

к \ щ ~ т

По величине /¡Tj/¡> можно оценить разность в эквивалентных затратах двумя возможными способами. По первому предлагается рассчитывать необходимые затраты для восстановления работоспособности (путем замены) данного элемента при применении j-vo способа резервирования для дальнейшей эксплуатации его на время АЩпо выражению

3 = 3Ыт+ Зу* / ( 3 )

где величина расчетных затрат на восстановление работоспособ-

ности данного элемента; 3JIUi - затраты на замещающую мощность в энергосистеме, необходимую для покрытия недоотпуска электроэнергии (учитывается в тех случаях, если замена данного элемента производится вне капитального ремонта или требуется увеличение срока ремонта);

fy-С^МЪ) , (4)

здесь Щ - мощность рассматриваемого агрегата; матоясвдание вре-

мени восстановительных работ; себестоимость замещающей электроэнергии. Суммарные затраты на восстановительные работы можно определить по выражению

где i-1,2,...п - число элементов агрегата, для которых учитывается фактор надежности;j - t, 2,... ,r¡n - число учитываемых факторов; 3¡j - удельные затраты,*^ - число данного типа затрат на период (Т).

По другому способу предлагается учитывать величину разности эквивалентных затрат как, экономическую эффективность мероприятия по повышению надежности базового способа резервирования или по удлинении срока службы агрегата. В этом случае получаемая экономическая эффективность рассчитывается по известной формуле

лз .= {г- -3)+ 9 (е 5

'Г им

где 3j ,3р - приведенные затраты до и после внедрения мероприятия по увеличению срока службы;/^', P¡> - коэффициенты реновации при /-ом и базовом способах; Эм - экономическая эффективность за счет дополнительной выработки электроэнергии при увеличении срока службы.

3u=N-AZ#rcr-bf> > (?)

здесь Cr, ¿V - стоимость и удельный расход топлива; Р/ , Pf - коэффициенты реновации при /-ж способе и при базовом способе (р) определяются упрощенно:

PF --

Tc/I-P

где l,/, Ты.? - сроки службы оборудования в /-м и базовом спосооах резервирования. Приведенные затраты до и после внедрения мероприятия одинаковые, поскольку издержки аксплуагадаи одинаковы, а сопутсвуо-пке капиталовложения не потребовались . Эквивалентные потери топлива на ооеспечение равной надежности спосооов резервирования определяются по выражению

=Щ/Ст-П, , , ( 9 ) .

где П. - число выводов в резерв за расчетный период времени ( Т ).

На основе анализа влияния изменения температурного состояния на г.:алсш1кловую надежность роторов турбин и применения технологии пуска энергоблока по схеме пуско-моторного режима в работе предлагается более рациональная схема пуска из горячего состояния (рис.2). Сущность предложения заключается в том,чтобы в_место посторонего источника napg,i подаваемого в 17 отбор ЦСД при пуске по технологии Т1МР, используется пар,выработанный собственным котлом. Разработанный график пуске,моноблока 200 МВт по предложенной технологии (см.рис. 3) включает следующие этапы: при достижении температуры свежего пара перед ГПЗ 380-400'С производится прогрев трубопроводов промперегрева подачей пара из котла с одновременным открытием дренажей паропроводов и задвижек на сбросе пара из системы в конденсатор,не допуская при этом резкого снижения температуры в 12-й ступени ЦВД.После прогрева трубопровода, подводящего пар в 17 отбор и достижении расхода пара через РОУ выше 8,5 кг/с, производятся разворот, набор частоты вращения, синхронизация и включение генератора в сеть. При этом температура и давление пара за РСУ необходимо поддерживать на уровне 300-320 С и 0,5-0,6 МПа. Одновременно с разворотом турбины необходимо организовать противоточное движение пара в проточной части ЦВД путем открытия регулирующих клапанов и дренажей перепускных труб в конденсатор. После включения генератора в сеть, уменьшением расхода пара в 1у отбор турбина переводится в МР для создания требуемых температур по проточной части. Дальнейшие операщи по переводу турбоагрегата из МР в активный производится согласно улучшенной типовой технологии. Для энергоблока »имеющего РОУ больной производительности ( примерно 39 кг/с).возможно дополнительная выработка электроэнергии паром, подаваемым в 17 отбор до и после включения в работу НВД. Эта технология позволяет растопить котел с максимальной скоростью независимо от теп-

— существуйте трубопровода и арматуры,

»» вновь монтируемые дополнительные трубопроводы и арматуры.

Рис.2. Принципиальная схема пуска энергоблока К-200-130 ; по технологии П?Л? с использованием пара собственного пускаемого котла

— основной поток пара при пуске.

— охлаждавший пар,

--- дренажные трубопроводы и арматуры.

Рис. 3 , График- задание пуска блока К-200-130 из горячего состояния по схеме ПМР с исползовонием пара собственного котла • Температуры ; 1,2 - свежего пара зэ котлом и за ГПЗ;

3,4 - горячего проперегрева за котлом и перед ЦСД.' Операции : I - Начало розжига котла ) I - Начало открытия РОУ } Ж. - Начало подачи пара в 1С отбора ЦСД ; -Ж. - Качало подачи пара в ШД и закрытие РОУ • I - Начало подачи пара в ЦСД } & - Давление пара перед ГПЗ ,

-го подинтервала нагружения. В результате расчетов вариант нагружения, имеющий минимальную величину /7/ , принимается в качестве оптимального. Потерт топлива на всем участке нагружения определяются суммированием минимальных потерь топлива по подинтервалам , что

и определяет оптимальнут стратегию нагружения агрегатов ТЭС для данного варианта состава на дне провала. Для каждого варианта сочетания режимов на дне провала производится увязка решений по всем зонам ночного провала путем суммирования всех затрат по выражению

Щ)=Г ПЦ) + Щ-По +Вп„г§) +1 [т(тк (1К ■К

В результате расчетов отбирается вариант с шшт.альныгл перерасходом топлива и совокупность ряда вариантов близких к оптимальному.

Окончательное решение о том, какой вариант из числа полученных следует принимать к исполнению, принимается на электростанции с учетом реальных условий, тлеющих место в данный момент времени. Такой .характер метода-си позволяет по мере накопления информации о надежности оборудования вносить уточнение в выбор оптимального состава.

В четвертой главе приведены алгоритм и программа реализации предложенной методики, а такте результаты выбора оптимального состава генерирующего оборудования конкретной ТЭС с учетом надежности. Даны также конкретные рекомендации по использовании предложенной методики. Программа расчета на ЭБ.1 составлена применительно к персонального компьютеру. Проверка работоспособности программы и методики выбора оптимального состава с учетом надежности осуществлена па примере сродней по мощности ГРЭС с В- ю блоками К - 200 - 130. Проведенные многочисленные расчеты на ЭК.! позволим вшвпть основшз свойства предложенной методики и определить целесообразность практического ее использования. В табл.1 представлены выводимые принтером распечатки порядка пуска и нагружения блоков для одного из вариантов состава режимов на участке дна провала. В первой колонке - номер шага нагружения, а во второй - его продолжительность. В колонках от 3-го по 10 печатаются величины мощностей, генерируемых каждым блоком.в-конце соответствующего шага погружения. Шаг номера нуля показывает состояние блоков на участке дна провала. Отклонение суммарной мощности КЭС от заданной по плану печатаются в одиннадцатой колоше (отрицательный знак соответствует основанию нагружения). В последующей колонке - суммарная величина потерь топлива на соответствующем шаге нагружения. В последней колонке - величина суммарной генерируемой мощности станции в

~Та£л.ица -í

МЯКСИМДЛЬНДЯ МОЩНОСТЬ СТЙНЦИИ 1500 МВТ , МИНИМАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ СТЙНЦИИ 660 МВТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ПРОВПЛД £40 МИН .БРЕМЯ НЙГРУЖЕНИЯ 120 МИН очередность НЙГРУЖЕНИЯ по ВДРИДНТУ N 1 ¡MH ОПР Р MP Н

0 0 4 4 0

ШДРП ЗРЕМЯ. 1 iMKJW.. N=11 . .O-Rt Л . .ей ь. .'.ÍWTI., .'. .Оф.тЗ.. 1 , N¡6, .. .(жи, 1 N¡ .. .ОЙ ь. I.ÍTOT?. 1рткл. 1 ПОТЕРИ ,1 ..(. ТиУ.-.т.). .Oraxf..

0 1 0 1 165. 0 1 165. 0 1 165. 0 1 165. 0 1 0 1 0 1 О i 0 1 0 1 58. 248 1 660. 0

1 1 8.5 1 £00. 0 1 165. 0 1 165. 0 1 165. 0 1 0 1 0 1 0 i 0 1 -£ 4. 8 1 £■ 733 1 695. 0

2 1 17. 1 1 200. 0 1 200. 0 1 • 165. 0 1 165. 0 1 0 1 0 1 0 1 0 1 -49. 5 1 2. 709 1 730.0

3 1 £5. 6 1 гоо. 0 1 гоо. о 1 200. 0 i гоо. 0 1 0 1 0 1 0 i 0 1 -39. 3 1 3. oso i S00. 0

4 1 30.6 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £5. 0 1 0 1 0 i 0 1 -49. 3 1 1. . 514 1 825. 0

5 1 35. 6 1 200. 0 1 200. 0 1 £00. ,0 1 £00. 0 1 50. 0 1 £5. 0 1 0 1 0 1 "34. 3 1 1. ,960 1 875. 0

6 1 40. Б 1 200. 0 1 200. 0 1 200. о i гоо. 0 1 75. 0 1 25. 0 1 0 i 0 1 -44. 3 1 1. , 5£8 1 900.0

7 1 45.6 Г 200. 0 1 200. 0 I 200. 0 1 200. 0 1 100. 0 1 50. 0 1 0 / 0 1 -29. 3 1 1. 947 1 950. 0

8 1 50. 6 1 £00. 0 1 200. 0 1 200. о i гоо. о 1 100. о 1 75. О 1 0 i 0 1 -39. 3 1 1. 620 1 975. 0

9 1 55.6 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 100. 0 1 100. 0 1 0 i 0 1 -49. 3 1 1. 646 1 1000.0

10 1 60. £ 1 200. 0 1 -200. 0 1 200. 0 1 200. 0 1 125. 0 1 1£5. 0 1 0 1 0 1 -34. 3 1 1. 960 1 1050.0

11 1 65. 6 1 200. 0 1 200. 0 1 200. 0 1 200. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 25. 0 1 0 1 -44. 3 1 1. 460 1 1075.0

12 1 70.6 1 £00. О 1 гоо. о i гоо. о i гоо. 0 1 125. 0 1 125. О 1 50. 0 1 25. 0 1 -29. 3 1 1. 907 1 1125.0

13 1 75.6 1 £00. 0 i £00. 0 1 £00. 0 i гоо. 0 1 125. о 1 125. 0 1 75. 0 1 25. 0 1 -39. 3 1 1. 475 1 1150.0

14 1 80.6 1 200. 0 1 £00. 0 1 200. 0 1 £00. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 100. 0 1 £5. 0 1 —4Э. 3 1 1. 501 1 1175.0

1S 1 65. Б 1 200. 0 1 200. 0 i гоо. , 0 1 200. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 50. 0 1 -34. 3 1 1. 9£0 1 1£Е5.0

16 1 90. 6 1 £00. . 0 1 200. 0 1 200. , 0 1 200. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 75. 0 1 -44. 3 1 1. .440 1 1250. 0

17 1 95.6 1 200. ,0 1 гоо. 0 1 200. , 0 1 £00. 0 1 150. 0 1 125. 0 1 125. 0 1 100. 0 1 -29. 3 1 1. , 907 1 1300.0

18 1 100.6 1 £00. 0 1 £00. 0 г гоо. 0 1 £00. 0 1 150. о 1 1£5. 0 i íes. 0 í ISS. 0 1 -39. 3 1 1. 324 1 1325. 0

19 1 105.6 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 I £00. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 1Е5. 0 1 125. 0 1 -49. 3 1 1. 350 1 1350. 0

20 ¡ 110.6 1 200. 0 1 200. 0 1 200. 0 1 £00. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 -34. 3 1 1. 714 1 1400.О

21 1 115.6 1 200. 0 1 200. 0 i гоо. 0 i гоо. 0 1 175. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 150. 0 1 -44. 3 1 1. 132 1 1425.0

£2 1 ISO. 6 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 £00. 0 1 175. 0 1 175. 0 1 175. 0 1 150. 0 1 -29. 3 1 1. £63 1 1475.0

23 1 125.6 1 200. 0 1 £00. 0 1 200. 0 1 £00. 0 1 175. 0 1 175. 0 1 175. 0 1 175. 0 1 -39. 3 1 1. 004 1 1500.0

СУММЙРНЫЕ ПОТЕРИ ТОПЛИВЙ= 16£.500 Т. Y. Т

конце каждого шага нагружешш. Под каждой таблицей очередности наг-руженил печатается величина суммарных потерь топлива всого периода. После распечатки результатов по 10 варианта!,I на печать выдается итоговая таблица оптимизации (табл.2).

Таблица 2

Окончательный результат выбора оптимального состава режимов работы генерирующего оборудования с учотом надежности

Позиции вариантов режимы работы в провале Сут-.арше потори топлива, т.у.т.

без учета надежности с учетом надежности Ш ОПР Р ИР н

3 I 0 0 3 4 I 159,391

I 2 0 0 4 4 0 162,500

5 3 0 ■ I 4 3 О 167,041

4 4 I 0 4 3 0 167,144

8 5 2 0 4 2 0 173,633

2 6 0 • 0 5 О \J 0 174,408

6 7 I 0 3 3 I 174,815

13 8 2 0 I 3 2 175,032

II 9 3 0 3 2 0 177,809

7 10 0 I 5 2 0 177,830

Как видно пз табл.2, учет фактора малоцикловой надежности приведет к существенш5,1 изменениям в сочетали! режимов на дне провала. Проведенные расчеты для различных условий прохождения провала, представлены в табл.3, показывают, что увеличение продолжительности провала приводит к уменьшению числа агрегатов, работающих в ре:лгко с минимальными нагрузками п увеличению числа агрегатов, работающих в ОПР.

Продолжительность цпкла расчета для одного варианта на персональном компьютере типа ШI PC/AT класса GC266 находится в пределах 1,2 -1,5 мин., а общая продсягдтельность для десяти вариантов зашпаот окало 20 млн. машинного времени.

ОСНОВНЫЕ ШВОДЫ И ЖСаЩЩЕ'М

I. Предложены возможные пути учета малошпиовой надежности роторов турбин, работающих в резкоперемештых режимах при выборе состава генерирующего оборудования при прохождении провалов графиков нагрузки; разработана методика приведения долгосрочных затрат, обусловленных

Таблица 3

Результаты конкурсных расчетов вариантов при различных продолжительностях провала ( Т„ ) и N«,»1= 660 МВт

Варианты

МН

ОПР

МР

Суммарные потери топлива (т.у.т.)

% = 300 мин.

I 0 0 4 4 0 165,0 171,930

2 0 0 3 4 I 153,0 . 176,641

3 0 о' 5 3 0 132,0 181,580

■ 4 0 I 4 3 0 165,0 ■181,935

5 I 0 4 3 0 152,0 182,739

6 0 I 3 3 I 153,0 186,646

7 I 0 3 3 I 136,0 187,189

8 0 I 5 2 0 132,0 191,940

9 2 0 I 3 2 160,0 192,832

10 0 2 4 2 0 165,0 192,940

т. = 360 ■мин.

I 0 0 4 4 0 165,0 186,492

2 0 0 3 4 I 153,0 192,146

3 0 I 4 3 0 165,0 193,938

4 0 I 3 3 I 153,0 199,592 .

5 " • 0 2 4 2 0 165,0 201,389

6 I 0 4 3 0 152,0 202,161

7 0 0 5 3 0 132,0 202,932..

8 0 2 3 2 I 153,0 207,038

9 I . 0 3 3 I 136,0 207,501 .

10 0 з. 4 I о.. 165,0 208,830

420 мин.

I 0 . 0 4 4 0 165,0 201,054

2 0 г 4 3 0 165,0 205,941

3 0' 0 3 4 I 153,0 .207,650

4 0 2 4 2 0 165,0 210,828

5 0 Г 3 3 I 153,0 212,537

6 0 3 4 I 0 165,0 215,715

7 0 2 3 2 I 153,0 217,424

8 0 4 4 0 0 165,0 220,602

9 I 0 4 3 0 152,0 221,583

10 0 3 3 I I ■ 153,0 222,311

Р

учэтом фактора надежности, для учета их в краткосрочных оптимизационных расчетах.

2. Разработана методика оптимального состава генерирунцего оборудования при прохождении провалов нагрузки и последующего нагруже-нш с учетом фактора малоцикловой надежности. На базе предложенной методики разработаны алгоритм и программа расчета на ЭШ типа 1П.1

- PC, позволяющие в диалоговом режиме выбрать оптимальный состав оборудования при прохождении провала, определить порядок их нагруже-ния, оценить влияние различных технологических и режимных факторов на оптимальный состав и суммарные потери условного топлива. Методика позволяет также учитывать другие факторы, связанные с надежностью,

3. Программная реализация методики и проведение большого количества расчетов позволяет делать ряд практических рекомендаций при выборе состава- оборудования станций с блоками 200 МВт при прохождении провалов нагрузки:

а) учет фактора малоцикловой надежности увеличивает количество агрегатов с лучшими показателями по надежности (МР и Р), выводимых в резерв при длительности провала 4-7 ч и его глубине 0,4 - 0,45 от максимальной мощности станции;

б) при сравнении МР и 0Ш? медцу собой учет малоцикловой надеж- ' носгй увеличивает целесообразную лродолззительноогь работы в МР на 1,5 - 2,5 ч; режим глубокой разгрузки (Ш) при этом более эффективен при малой продолжительности провала и с затянуты:.! во времени последующим нигружением;

в) выявлено, что независимо от глубины и длительности провала нагрузки имеются некоторые варианты состава оборудования, отличающегося по составу и способу вывода в резерв, но близкие по величине целевой функции; в этих условиях рекомендуется выдать не один оптимальный вариант, а несколько, оставляя за эксплуатационным персоналом право окончательного выбора с учетом реальных эксплуатационных условий.

4. Предложена-более рациональная.схема пуска блока после ночного останова с использованием элементов схемы моторного режима, суть которого заключается в толчке, наборе оборотов и некоторой нагрузки подачей пара из пуско-сбросных паропроводов пускаемого котла по дополнительным трубопроводам, обеспечивающих работу турбины в МР.

i. По материалам диссертации опубликована статья:

ГАракелян Э.К., Нгуен Дык Тхао. Об учете фактора надежности при

определении оптимального состава генерирующего оборудования на

ТЭС^Энергетика...(Изв.высш.учеб.зав.).- I99I.-JE8.-c. 73-78.

: --------------------------^----:.......... .y^rulolii^1--

У!//'- СУ * L

' Подписано к печати Л— * ? ~' sг

Печ. л. ^Тиррж /£?£? Заказ /âC'S Бесплатно

Типография .МЭИ, Красноказарменная, 13.