Стартовая >> Архив >> Генерация >> Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Работа энергоблоков в моторном режиме - Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС

Оглавление
Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС
Общие показатели эксплуатации ТЭС
Графики электрических нагрузок
Требования к маневренным характеристикам и режимам работы энергоблоков
Режимы работы энергоблоков ТЭС
Условия работы оборудования ТЭС
Частичные нагрузки оборудования ТЭС
Пути повышения надежности котлов при частичных нагрузках
Выбор типа парораспределения турбин при работе в маневренном режиме
Работа турбин при переводе в режим скользящего давления среды
Экономичность оборудования на частичных нагрузках при переводе с номинального на скользящее давление
Работа барабанных и прямоточных котлов на частичных нагрузках
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТГМ-94
Минимальные нагрузки энергоблоков 150 МВт с котлами ТП-92
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТП-100
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТГМП-314
Минимальные нагрузки энергоблоков 300 МВт с котлами ТПП-312
Минимальные нагрузки энергоблоков с котлами ТГМП-3I4A
Минимальные нагрузки энергоблоков 250/300 МВт с котлами ТГМП-344А
Режимы энергоблоков 300 МВт с комбинированным давлением среды
Применение скользящего давлении на энергоблоках 800 МВт
Работа энергоблоков 1200 МВт на скользящем давлении среды
Рекомендации по совершенствованию гидравлических схем и работы котлов на частичных нагрузках
Работа ТЭС в условиях резкопеременных нагрузок
Режимы перегрузок энергоблоков с включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-М4 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТГМП-314 и включенными ПВД
Режимы перегрузок энергоблоков с котлами ТПП-312 и включенными ПВД
Увеличение перегрузочных возможностей энергоблоков после модернизации оборудования
Проверка перегрузочных возможностей энергоблоков за счет отключения ПВД
Перегрузочные возможности ТЭС
Кратковременные набросы нагрузок энергоблоков
Приемистость энергоблоков 300 МВт в режиме скользящего и номинального давлений среды
Приемистость энергоблоков 300 и 800 МВт при отключении ПВД
Способы быстрой разгрузки ТЭС
Сбросы нагрузок энергоблоков 160 МВт с котлами ТГМ-94 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-101 с переводом их в режим нагрузки СН
Сбросы нагрузок энергоблоков  200 МВт с котлами ТП-100 с переводом их в режим нагрузки СН
Перевод энергоблоков 160 -200 МВт на нагрузку собственных нужд
Перевод энергоблоков 300 МВт в режим нагрузки собственных нужд
Работа энергоблоков в моторном режиме
Режимы пуска и останова оборудования ТЭС
Требования, предъявляемые к пусковым схемам энергоблоков
Варианты принципиальных пусковых схем энергоблоков
Типовые пусковые схемы энергоблоков 300 и 800 МВт
Организация пускоостановочных режимов энергоблоков с примоточными котлами
Подготовка энергоблока к пуску энергоблоков с примоточными котлами
Операции пусковых режимов энергоблоков с примоточными котлами
Режимы пуска энергоблоков с пониженным расходом питательной воды
Влияние режимов частых пусков и остановов на надежность и экономичность работы
Допустимые скорости прогрева и расхолаживания толстостенных элементов энергоблоков
Расходы теплоты и потери топлива при пусках оборудования
Определение потерь топлива на пуски и остановы энергоблоков
Оптимизация режимов работы ТЭС
Оптимизация режимов работы ГРЭС с однотипным оборудованием
Оптимизация режимов работы ГРЭС энергоблоками 160 и 300 МВт
Совершенствование тепловых схем и режимов работы энергоблоков
Экономическое стимулирование маневренных режимов ТЭС
Список литературы

Наряду с применением глубоких разгрузок энергоблоков и пускоостановочных режимов во время провалов графиков электрических нагрузок энергосистем возможно применение моторного режима. В последние годы ЮжВТИ, Донбассэнерго, ПО ЛМЗ, МЭИ и другими организациями проведен ряд работ, направленных на внедрение моторного режима на ТЭС с агрегатами мощностью до 200 МВт [132].
По данным ЮжВТИ в ряде случаев применение этого режима эффективнее других известных способов прохождения провалов нагрузок энергосистем. Моторным режимом турбогенератора называется такой режим его работы, когда отсутствует подача свежего пара в турбину через паровпуск, при этом генератор не отключен от сети. Вращая ротор с синхронной частотой, он потребляет электроэнергию из внешней сети и работает в качестве электродвигателя. Потребляемая электроэнергия из сети затрачивается на преодоление вентиляционных, механических и других потерь как в турбине, так и в генераторе. Для охлаждения металла в проточную часть турбины подается небольшое количество охлаждающего пара.
Режим, когда генератор за счет перевозбуждения или недовозбуждения потребляет или вырабатывает реактивную мощность, называется режимом синхронного компенсатора. Такой режим возможен, когда в энергосистеме имеется избыток или дефицит реактивной мощности.
Сущность перевода энергоблока в моторный режим следующая [132] постепенно прекращается подача пара на турбину, энергоблок переводится в моторный режим без отключения генератора от сети, конденсационная установка работает в нормальных условиях, в конденсаторе турбины поддерживается нормальный вакуум, включены конденсационные насосы, эжекторная установка, циркуляционные насосы.
С 1970 г. Донбассэнерго, ЮжВТИ и ПО ЛМЗ начали проводить испытания по переводу турбин К-100-90-2(5) в моторный режим на Мироновской и Ворошиловградской ГРЭС. По мере накопления опыта перевода в моторный режим в других энергосистемах также начали применять его как способ прохождения минимальных нагрузок [129, 132, 147].
В 1975 г Львовэнерго совместно с ПО ЛМЗ была проведена проверка перевода турбин К-100-90-6 в моторный режим на Добротворской ГРЭС. С 1972 по 1975 г. на Молдавской и Ворошиловградской ГРЭС были проведены исследования по определению возможностей перевода энергоблоков 200 МВт с турбинами К-200-130 в моторный режим. В 1968—1974 гг. выполнено ряд работ по переводу в моторный режим теплофикационных турбин Р-50-130 ПО ЛМЗ, Т-100-130 ПО ЛМЗ, ПТ-60-130 [131, 148, 149].
Таким образом, в настоящее время накоплен определенный опыт перевода турбогенераторов средней мощности в моторный режим. Вместе с тем до сих пор отсутствовали литературные
Пар поддержания необходимых температур подается как во время подготовки турбины к пуску, так и в моторном режиме. Кроме того, монтируются трубопроводы, соединяющие отбор конденсатором, подвода пара в IV(V) отбор из коллектора холодных ниток промежуточного перегрева пара и в паровпуск  коллектора деаэраторного пара.
В целях снижении нагрева выхлопных патрубков ЦНД монтируется линия рециркуляции основного конденсата с дырчатыми коллекторами, установленными в паровом пространстве конденсаторов, через которые распыливается конденсат (рис. 4.31).
данные по обоснованию экономичности работы оборудования  и  режиме синхронного компенсатора, их технической целесообразности применения на различных типах турбоустановок, в 1980 г впервые вышла в свет книга (132), в которой   изложены результаты экспериментальных исследований и расчетов применения моторного режима на ТЭС.

Схема дополнительных трубопроводов
Рис. 4.31. Схема дополнительных трубопроводов при переводе турбины К-200-130- ПО ЛМ3 в моторный режим:
1  — линия подачи пара на переднее концевое уплотнение ЦВД и ЦСД от горячего промперегрева соседней турбины; 2 линия подачи пара в IV (V) отбор ЦСД от холодных ниток промперегрева соседней турбины; 3 линия подачи пара из паровой уравнительной линии деаэраторов и ЦНД; 4—линия сброса пара из отбора о конденсатор; 5 — линия рециркуляции основного конденсата; 1—VI — отборы пара

В случае, когда подается пар в проточную часть турбины от внешнего источника, имелись опасения разгона турбины, однако для турбин К-200-130 ПО ЛМЗ, как показали исследования [132], этот расход значительно меньше расхода холостого хода, что в случае аварийного отключения генератора от сети приводит к снижению частоты вращения роторов.
Общий расход топлива на работу энергоблока в моторном режиме зависит от нескольких факторов: расходов охлаждающего пара в ЦСД и ЦНД и их отношения, давления в конденсаторе турбины и др. Для оптимизации параметров моторного режима необходимо выбрать такие соотношения расходов подачи пара от стороннего источника и такой вакуум в конденсаторе, при котором достигался бы минимальный расход энергии на осуществление моторного режима. При этом необходимо сохранить высокую надежность работы оборудования.
Суммарные расходы топлива для работы только в моторном режиме энергоблоков можно записать в виде [132].
(4.22)
где Вуп и Вохл — расход топлива на производство пара, подаваемого соответственно на уплотнения и эжекторы турбины и в проточную ее часть для охлаждения металла; Вэ и Вмех —
расход топлива на выработку электроэнергии, необходимой соответственно для вращения турбогенератора и привода циркуляционных и конденсатных насосов, а также других механизмов собственных нужд.
Для энергоблока 200 МВт с турбиной К-200-130 ПО ЛМЗ суммарный приведенный часовой расход топлива можно определить так:
(4.23)
Здесь ΔΒ — расход условного топлива на подготовку дополнительного пара, используемого энергоблоком; N — мощность, потребляемая из сети для ведения моторного режима; W- мощность, которую можно было бы выработать охлаждающим паром в проточной части турбины в нормальных условиях, М мощность, потребляемая из сети, на вращение ротора турбогенератора; D1 и D2 расходы охлаждающего пара соответственно в ЦСД и ЦНД.
Суммарные потери топлива при переводе и работе энергоблока в моторном режиме находим по уравнению
(4.24)
где ΔΒΡ — потери топлива на этапе разгружения энергоблока до закрытия стопорных клапанов; ΔΒροст и ΔΒ нагр — потери топлива соответственно на этапе растопки котла с учетом вентиляции топки и нагружения энергоблока.

Т а б л и ц а 4.4. Потери топлива при останове (в числителе) энергоблока 200 МВт на 6 ч и переводе его в моторный режим (в знаменателе)


Этап

Продолжительность этапа, мин

Потери условного топлива, т

Разгружение энергоблока до момента закрытия

32/32

—1,9/—1,892

стопорных клапанов
Останов (от закрытия стопорных клапанов

50/—

0,734/—

до срыва вакуума)
От момента срыва до начала набора вакуума

167

0,384

Набор вакуума

45

 

Вентиляция котла до розжига горелок

18/18

1,086/0,145

От растопки котла до подачи пара в турбину

65/50

21.91/15.81

От начала подачи пара в турбину до частоты

10

4,357

вращения 50 с-1
От частоты вращения 50 до включения

5

2,179

генератора в сеть
От закрытия стопорных клапанов до начала

360/360

30.75/32,16

нагружения энергоблока Нагружение энергоблока до 200 МВт

60/40

8,52/5,68

Весь период нагружения

452/432

37,27/35,95

Результаты расчетов потерь топлива для энергоблока 200 МВт приведены в табл. 4.4 [132].
Анализ потерь топлива в пускоостановочных режимах [11, 94] и при работе энергоблока 200 МВт в моторном режиме [132] показывает, что эти потери практически одинаковые. Таким образом, в зависимости от необходимой глубины разгрузки оборудования ТЭС и ее продолжительности следует выбирать тот или иной способ прохождения провалов графиков нагрузок [5, 11, 94, 132, 145, 146, 147].



 
« Статическая система регулирования оперативным током на ТЭЦ-25   Строительство, реконструкция и ремонт дымовых труб »
электрические сети