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.
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 | 50/— | 0,734/— |
до срыва 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 | 5 | 2,179 |
генератора в сеть | 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].
