16. Прохождение провала нагрузки с использованием моторного режима. Технология использования, преимущества и недостатки. Технологические схемы перевода турбоагрегата в моторный режим.

Затраты топлива на поддержание турбоагрегата в моторном режиме.

При работе энергоблока в МР его котёл останавливают, подачу пара в турбоагрегат через паровпускные органы прекращают, а генератор от сети не отключают, и он работает как двигатель, вращая ротор турбоагрегата с синхронной частотой. В этом случае генератор потребляет электрическую энергию, которая идет на преодоление сил, препятствующих вращению ротора турбоагрегата. При этом вакуум в конденсаторе не срывается, в работе остается эжекторная установка и продолжает осуществляться подвод к конденсатору циркуляционной воды. На уплотнения турбины подается пар для ее герметизации, так как практически вся проточная часть турбины в этом случае оказывается под вакуумом.

Минимизация затрат топлива обеспечивается за счёт снижения расхода пара на поддержание турбоагрегата в МР, и сокращения мощности, потребляемой генератором из сети, а также сокращением затрат электроэнергии на собственные нужды, при обеспечении температурного состояния турбины в допустимых пределах.

В итоге МР имеет следующие достоинства и недостатки.

Достоинства моторного режима:

- турбина вращается с синхронной частотой, ее не надо разворачивать, можно сразу подавать пар и брать начальную нагрузку;

- турбина сохраняет температурное состояние близкое к температурному состоянию при работе под нагрузкой;

- отсутствие этапа разворота ротора турбины уменьшает расхолаживание паровпуска турбины, что снижает термические напряжения. Число возможных переводов блока в МР оценивается в 9000 10000, что в 5-6 раз больше, чем для ОПР;

- обеспечивается глубокая разгрузка блока, диапазон изменения нагрузки которого составляет 100 %;

- более быстрый набор нагрузки по сравнению с ОПР, хотя и более медленный , чем при разгружении блока.

Недостатки:

- дополнительные затраты топлива и энергии на поддержание моторного режима;

- сохранение затрат топлива, связанных с остановом и пуском котла при блочных установках.

Считается, что применение МР экономически целесообразно при продолжительности провала нагрузки в энергосистеме не более 6 часов.

17. Прохождение провала нагрузки, с использованием режима горячего вращающегося резерва, технология перевода, преимущества и недостатки. Затраты топлива на поддержание гвр.

К недостаткам МР можно отнести увеличение затрат на поддержание турбоагрегата в МР, которое сводится к потреблению электроэнергии из сети на вращение турбогенератора и механизмов СН, а также подачу охлаждающего пара в проточную часть турбины для её охлаждения и на уплотнения турбины.

Суммарные расходы пара для поддержания МР на блочном оборудовании складываются из следующих затрат топлива:

1. На производство пара, подаваемого на уплотнения и эжекторы турбины, ;

2. На производство пара, подаваемого в проточную часть для её охлаждения, ;

3. На выработку электрической энергии, необходимой для вращения турбогенератора, ;

4. На выработку электроэнергии, необходимой для привода циркуляционного и конденсатного насосов и других механизмов собственных нужд, ;

В этом случае суммарный расход топлива будет равен:

, (7.9)

На суммарный расход топлива оказывает влияние принятая схема использования конденсата охлаждающего пара. Для выбора оптимальной схемы слива конденсата из конденсатора целесообразно рассмотреть два возможных варианта:

1. Сброс конденсата в бак запасного конденсата с последующей подачей его в деаэратор соседнего работающего блока;

2. Сброс конденсата (после охладителей уплотнений и эжекторов) в деаэратор соседнего работающего блока;

В качестве исходного уравнения для расчёта расхода топлива может быть использовано уравнение:

, (7,10)

где – мощность, вырабатываемая паром на соседнем блоке, используемом для получения пара, идущего на охлаждение;

– затраты мощности на поддержание энергоблока в моторном режиме.

Минимизация затрат топлива обеспечивается за счёт снижения расхода пара на поддержание турбоагрегата в МР, и сокращения мощности, потребляемой генератором из сети, а также сокращением затрат электроэнергии на собственные нужды, при обеспечении температурного состояния турбины в допустимых пределах.

18. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем частичного обвода сетевых подогревателей с сохранением тепловой нагрузки отборов. Преимущества и недостатки, основные ограничения, технологические схемы. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Режим горячего вращающегося резерва (ГВР) который еще также называют режимом частичных оборотов (РЧО), сводится к следующему.

Энергоблок разгружается на скользящих параметрах, генератор отключается от сети. Закрывается ГПЗ турбины и при достижении частоты вращения ротора турбины 800 - 1100 об/мин через байпас ГПЗ подается пар с таким расчетом, чтобы эта частота вращения ротора сохранялась.

В этом случае котел не гасится и продолжает работать на одном дымососе и на одном вентиляторе, а поддержание выработки небольшого количества пара обеспечивается работой на одной растопочной форсунке или газовой горелке. Вакуум в конденсаторе сохраняется и на уплотнения турбины подается пар по пусковой схеме энергоблока. Схема перевода блока в режим ГВР представлена на рис. 7.4.

Рис.7.4 Схема работы энергоблока 200 МВт в режиме горячего вращающегося резерва: Dпв - подача питательной воды с соседнего блока; Dпу, Dку - подача пара на передние и задние концевые уплотнения турбины; Dброу-сброс «лишнего» пара в конденсатор; Dэж – подача пара на эжекторную установку.

Преимущества ГВР:

- котел остается в работе, трубопроводы острого пара и пара промперегрева прогреты;

- отсутствует этап пуска с «толчком» турбины, и при пуске блока требуется только «добор» оборотов до номинальных и синхронизация генератора.

Недостатки:

- разогрев последних ступеней ЦСД и ЦНД турбины из-за потерь на трение и вентиляцию и ввиду высокой температуры пара, вследствие его низкого расхода через пароперегреватель котла, рост расхода пара через промперегреватель с другой стороны приводит к недопустимому увеличению частоты вращения турбины;

- довольно большой расход тепла на поддержание режима ГВР.

Поэтому режим ГВР не нашел широкого применения в энергетике.

19. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем отключения или частичного обвода ПВД при сохранении отпуска тепла из отборов. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Для разгружения турбоагрегата, когда в регулируемом отборе достигается минимально-допустимое давление, предлагаются следующие возможные варианты решения задачи, кроме перехода на частично конденсационный режим:

1. Поддержание давления в камере отбора на минимально-допустимом уровне при дальнейшем снижении тепловой, а значит и электрической нагрузки, путем обвода части сетевой воды помимо сетевых подогревателей.

2. Поддержание тепловой нагрузки на заданном уровне в процессе разгружения путем частичного обвода группы сетевых подогревателей и увеличения нагрева сетевой воды, проходящей через ПСГ, до более высоких параметров так, чтобы после смешения обводимого и основного потоков параметры прямой сетевой воды оставались на заданном уровне и отпуск тепла сохранялся:

G_cв C_р (t_пр - t_обр)=(1-∆)G_cв C_р (t_{пр псг}-t_обр) ( 7.18)

где:C_р - изобарная теплоемкость воды (кДж/кг ^оК);

t_пр, t_обр- соответственно температура прямой заданной и обратной сетевой воды ( ^оС );

∆ - доля обвода сетевой воды помимо ПСГ;

t_{пр псг} - температура прямой сетевой воды на выходе из ПСГ, при обводе части сетевой воды помимо ПСГ.

В этом случае снижение мощности турбины происходит за счет двух факторов:

- уменьшения расхода пара в голову турбины ввиду его уменьшения на регенеративные подогреватели и из-за роста параметров на выхлопе в конденсатор и ввиду повышения параметров конденсата;

- уменьшения срабатываемого теплоперепада, за счет роста параметров в камерах регулируемых отборов.

Таким образом можно повышать параметры пара в камерах отборов до достижения верхних допустимых пределов Р_отб = 2 кг/см² (0,2 МПа) и Р_отб = 1,5 кг/см² (0,15 МПа) уменьшением расхода сетевой воды через ПСГ до минимально допустимого уровня. При реализации предлагаемого режима тепловая экономичность турбины практически не меняется, если расход пара в конденсатор не изменяется. Однако с ростом параметров пара в камере последнего отбора, для сохранения допустимого температурного уровня ЦНД, необходимо увеличивать вентиляционный расход пара в конденсатор. В результате снижаются экономичность работы и диапазон разгружения. На рис. 7.6 представлены диапазоны возможного снижения электрической нагрузки для турбины Т-250-240, при различных расходах пара в ЦНД.

Р ис.7.6. Изменение мощности турбины Т-250-240 при частичном обводе сетевых подогревателей по сетевой воде при различных температурах наружного воздуха.

–––– расход пара в конденсатор постоянный (48 т/ч) в работе система охлаждения;

– – – расход пара в конденсатор варьируется в зависимости от температурного состояния ЦНД, система охлаждения отключена.

20. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем передачи тепловой нагрузки на пиковые бойлера при сохранении отпуска тепла от станции. Технологические схемы. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Рис. 28.1, 28.2,28.3 Возможные схемы теплофикационных паротурбинных установок с дополнительным сетевым подогревателем при наличии промперегрева пара и без него.

Разгрузка турбины производится уменьшением расхода пара в «голову» турбины. Для компенсации снижения тепловой нагрузки основных сетевых подогревателей, при уменьшении мощности турбины, включается дополнительный сетевой подогреватель, питаемый через РОУ острым паром [рис.28.1 и 28.2 ]. В этом случае турбина разгружается аналогично разгружению при передаче нагрузки на ПВК. Котел разгружается здесь в меньшей степени, таким образом, ограничения на нагрузку котла уменьшаются. Во всем остальном, передача тепловой нагрузки на пиковые сетевые подогреватели, во всем аналогична передаче нагрузки на ПВК.

Для схемы, представленной на рис.28.3, пар на дополнительный подогреватель подается из нитки горячего промперегрева.

При достаточно низких нагрузках для охлаждения промежуточного пароперегревателя и обеспечения тепловой нагрузки предусматривается подача свежего пара в обвод ЦВД турбины через РОУ в холодную линию промперегрева (рис. 13.7в).

Использование такой схемы позволяет снизить электрическую мощность до N_э= 20-30% номинальной. Паропроизводительность котла при столь низкой электрической мощности турбины снижается лишь на 30-40% от номинального значения. Режим работы ЦВД турбины при этом может изменяться вплоть до беспарового.

Для турбоустановок без промперегрева в дополнительный сетевой подогреватель подается через РОУ свежий пар. Для обеспечения глубокого разгружения по электрической мощности и сохранения тепловой нагрузки блока необходимо применение РОУ, рассчитанных практически на номинальный расход пара, а также необходимы дополнительные сетевые подогреватели с большой поверхностью теплообмена.

В большинстве случаев, для обеспечения нормальной работы проточной части турбины и сохранения ее работы по тепловому графику, целесообразно производить разгружение турбины по электрической мощности до минимально допустимого уровня давлений в теплофикационных отборах. Это позволяет производить разгружение в достаточно широком диапазоне изменения электрической мощности и сохранять высокую мобильность энергоблока. Догрев сетевой воды до необходимого уровня производится в дополнительном сетевом подогревателе.

21. Привлечение теплофикационных турбин к прохождению провалов нагрузки, путем передачи тепловой нагрузки на ПВК при сохранении отпуска тепла от станции. Преимущества и недостатки, основные ограничения. Экономичность. Критерии применения в условиях рынка.

Этот метод используется для снижения мощности теплофикационной установки с той разницей, что теперь путем одновременного снижения подачи пара в «голову» турбины с расчетом, чтобы сохранить прежний расход пара в отсеки турбины за точкой отбора на последней по отбору пара ПВД.

Отличие данного режима от предыдущего заключается в том, что теперь на величину отключенных отборов пара на ПВД снижается подача в «голову» турбины так, чтобы сохранить прежние расходы пара в проточной части турбины за последним отбором на ПВД. Тогда мощность ЧСД и ЧНД сохраняется прежней, а мощность ЧВД уменьшается на величину уменьшения через нее пропуска пара. В результате снижается общая мощность турбины.

При работе с полностью закрытой диафрагмой это не влечет за собой потери экономичности, так как потери в конденсатор остаются теже, а КПД котла даже несколько возрастает за счет снижения температуры уходящих газов, связанного со снижением температуры питательной воды.

Отключение или байпасирование ПВД приводит к увеличению расхода пара по отсекам, расположенным за отборами на ПВД, что влечет за собой рост давлений в камерах отборов, в том числе и регулируемых. Если стоит задача сохранить давление в теплофикационных отборах постоянным, что соответствует постоянной тепловой нагрузке отборов, то необходимо снизить расход пара в голову турбины, за счет чего происходит снижение электрической мощности турбоагрегата.

Расчет величины снижения электрической мощности турбины при использовании описанного способа основывается на расчете тепловой схемы блока в исходном состоянии и новом. Рассмотрим процессы, которые происходят при этом. Для упрощения примем, что внутренний относительный КПД отсеков турбины не изменяется.

При байпасировании ПВД с коэффициентом  равным отношению доли обводимой воды к расходу питательной воды в исходном режиме расходы пара в отборы изменяются следующим образом:

D_ni = (1-АЛЬФА) D^исх_ni

Где D_ni, D^исх_ni - расходы пара в i-ый ПВД в режиме байпасирования в исходном режиме, кг/с.

Отключение ПВД ведет к увеличению расхода пара на деаэратор, в связи с тем, что в этом случае нет подвода тепла в деаэратор с конденсатом греющего пара (дренажа) ПВД. Величина дополнительного расхода пара на деаэратор определяется из выражения:

∆D_д=АЛЬФА*СУММА(Dni.исх)*[(hдр.пвд3-h`д)/(hпд-h`д)]

h^д_п — энтальпия пара в отборе на деаэратор, кДж/кг;

h^`_д, h_др.пвд3 — соотвественно, энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора и энтальпия дренажа на выходе из нижнего ПВД, кДж/кг;

СУММА(Di.исх)— суммарный расход греющего пара на ПВД в исходном режиме, кг/с.

Так как расходы пара в турбине уменьшаются только в отсеках, расположенных выше регенеративного отбора на последний ПВД в деаэратор, то давления в этом и в ниже лежащих отборах не изменяются.

Расчет изменения давлений пара в отборах на ПВД можно определить, используя формулу Стюдола-Флюгеля:

См.Ф.1

P_i - давление в отборе на i-ый ПВД, МПа;

- расход пара через отсек, расположенный за i-ым отбором, кг/с;

АЛЬФА(СУММА(Di)-dDd) — доля изменения расхода пара через отсек,

расположенный за i -ым отбором ПВД, за счет частичного обвода или отключения ПВД, кг/с;

P_i ,Pd - давление в камере отбора на i-ый ПВД и на деаэратор в исходном режиме.

За счет изменения давлений по отсекам происходит изменение теплоперепадов по отсекам и изменение расходов пара через отсеки, до отбора на деаэратор или до отбора на ПВД-3, если деаэратор и ПВД-3 питаются паром одного и того же отбора.

Тогда недовыработка электрической мощности, за счет сокращения подачи пара в «голову» турбины, пропорционально сокращению расхода пара в отборы на ПВД, может быть определена по следующему выражению:

∆N = [ H^х₁ ( D_пвд1 + D_пвд2 + D_пвд3 - ∆D_д ) + H^х₂ (D_пвд2 + D_пвд3 - ∆D_д)+

+H^х₃ ( D_пвд6 - ∆D_д ) ] ( 13 - 13 )

H^х₁, H^х₂ ,H^х₃- теплоперепады в отсеках турбины в режиме байпасирования, кДж/кг.