Магистратура 1 сем ТЭС / экз / режимы ответы

10. Разгружение и нагружение основного оборудования. Процессы происходящие на котельном агрегате ив турбоагрегатеи их влияние на экономичность.

ДЛЯ КА РАЗГРУЖЕНИЕ

при сбросе нагрузки в первое время в результате роста дваления при быстром закрытии регулирующих клапанов происходит падение паропроизводительности котла за счет аккумулирующей способности (если давление падает то процесс парообразования идет при более низкой температуре насыщения и все элементы котла, имеющие более высокую температуру отдают тепло, что увеличивает парообразование) Велечина роста давления не должна выходить за допустимые нормы по условиям прочности элементов котла. Предельное повышение давления не должно быть больше 8-10% от номинального. При росте давления на 5-6% срабатывает БРОУ (пар сбрасывается в конденсатор), а если давление предельное – срабатывает предохранительный клапан. При разгружении экономичность оборудования падает. При разгружении измененние расхода воздуха отстает от изменения расхода топлива =>увеличывается избыток воздуха => увеличиваются потери с уходящими газами => экономичность падает. Так же увеличиваются химический (для газа) и механический (для угля) недожог => дополнительные затраты топлива.

НАГРУЖЕНИЕ

при нагружении в первое время происходит рост паропроизводительности котла за счет аккумулирующей способности в результате падения дваления при быстром открытии регулирующих клапанов (если давление падает то процесс парообразования идет при более низкой температуре насыщения и все элементы котла, имеющие более высокую температуру отдают тепло, что увеличивает парообразование) Величина падения давления не должна выходить за допустимые (10% от номинального). При нагружении экономичность оборудования падает. измененние расхода воздуха опережает изменение расхода топлива =>увеличывается избыток воздуха => увеличиваются потери с уходящими газами => экономичность падает. Так же увеличиваются химический (для газа) и механический (для угля) недожог => дополнительные затраты топлива.

ДЛЯ ТУРБИН

Для пусков из горячего и неостывшего состояния, происходит некоторое охлаждение ротора на начальном этапе пуска из-за снижения температуры пара в подводящих трубопроводах, дросселирования в регулирующих клапанах и срабатывания теплоперепада в регулирующей ступени.

11.Оптимальные скорости разгружения инагружения. Определящие факторы и причины.

Все колебания влияют на экономичность работы оборудования, в основном это сказывается на котлоагрегате, где происходят изменения стабилизированных процессов горения в топке и теплообмена в поверхностях нагрева.

В результате этого происходит снижение экономичности работы оборудования (Δηбл= 0.1... 0,6). которое не учитывается в нормативных характеристиках, получаемых для стационарных условий работы.

Анализ динамики переходных процессов при привлечении оборудования к регулированию графика показал, что в общем случае режимные затраты зависят от множества факторов:начальное тепловое состояние; начальная и конечная мощности;КПД котла перед началом возмущающего воздействия;скорость изменения нагрузки;способ регулирования и др.

Изменение суммарных затрат топлива, связанных с нестационарностью процессов определяются, в основном:изменением потерь теплоты с уходящими газами из-за изменения (повышения) избытков воздуха и температуры уходящих газов;потерь теплоты в окружающую среду через обмуровку нагретых элементов; выделяемого или поглощаемого количества тепла, аккумулированного в конструкциях;от самого переходного процесса - разгружение или нагружение.

В этом случае необходимо рассматривать оптимизацию режимов работы каждого из этапов графика нагрузки.Экономичность таких режимов зависит от:амплитуды изменения нагрузки, скорости изменения, вида топлива, способа разгружения; от способности и возможности на всем этапе удерживать изменяющиеся в переходном процессе параметры на уровне, соответствующем оптимальному значению в каждый момент переходного периода. перем = Встразгр + Впров +

Встнагр + нестразгр + стабнагр + стабразгр; где разгр = (ср) ср р; Впров =

При разгружении работают с увеличением избытка воздуха (задатчики работают с опережением). 1 – потери с уходящими газами; 2 – потери через обмуровку; 3 – аккумуляция металла;

4 – тепловыделение и передача теплоты от обмуровки и рабочей среды.

Основные факторы – величина изменения мощности, скорость разгружения. разгр = Внестразгр +

стацразгр

1 − ном = 0.199; 2 − ном = 0.267; 3 − ном = 0.467

Разгружение, трубопроводы остывают, (аккумуляция тепла) – чем больше скорость, тем лучше, т.к.теплопередача тепла от стенки к воде выше, чем от стенки к газам в 5-6раз. При нагружении, разогрев – наоборот. Если скорость маленькая, то теплопередача в обе стороны (стенка вода, стенка газ). Прогрев трубопроводов.

12. Осн. причины огранич. числа пусков. Перечень огранич. факторов во время пуск. операций, на разных этапах пуска.

ограничение числа пусков на весь срок службы по условиям надежности работы металла (для большинства турбин допустимое число пусков из горячего состояния составляет 1500 - 2000 пусков и 600 из холодного состояния); Основные факторы ограничения числа пусков: 1) температурные нагружения в толстостенных элементах,

характеризующих опасность возникновения усталочных трещин; 2) Перемещение роторов ЧВД, ЧСД, ЧНД по отношению к соответствующему корпусу турбины (относительное перемещение) характеризующие опасность задевания вращающихся частей за неподвижные; 3) Усиление вибрации во время пуска и при наборе нагрузки.

Наибольшие температурные напряжения при изменении нагрузки возникают в роторе турбины. Ограничивающим фактором турбины является относительное смещение ротора, при изменении нагрузки или при пусках температура ротора изменяется быстрее корпуса и может произойти смещение и задевание неподвижных частей. Разность температур между верхними и нижними фланцами горизонтального разъёма, между корпусом и фланцем приводит к вибрации.

Более медленный прогрев фланцев шпилек увеличивает прогрев пуска.

Надёжный пуск происходит при режиме скользящего изменения параметров свежего пара. Встроенные задвижки необходимы для обеспечения температурной и гидравлической устойчивости потоков. Прогрев пароперегревателя, паропроводов, турбин лучше вести паром невысоких начальных параметров.

Так же важное значение имеет выбор начального расхода топлива. Для охлаждения топочных экранов, при пуске целесообразно поддерживать расход рабочего тела около 30% от номинального.

13.Совершенст. пуск. схем турбин с противодавлением (типа-Р). Технологические операции, + и -.

Новая технология пуска противодавленческих теплофикационных турбин

Традиционная заводская технология пуска противодавленческих турбин свежим паром подаваемым в паровпуск турбины с предтолчковым противоточным прогревом ее проточной части обратным потоком пара на валоповотротном устройстве имеет ряд недостатков.

Недостатки традиционной технологии: большие термические напряжения в толстостенных элементах турбины;значительный разогрев выхлопной части, включающей последние ступени и выхлопной патрубок; значительная продолжительность пуска из-за низкой интенсивности прогрева проточной части прямоточным потоком пара при малом его расходе; практическая непригодность такой технологии для , пуска реконструированных паровых турбин в противодавленческие для которых перечисленные выше недостатки проявляются в ещё большей степени.

ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПУСКА ПРОТИВОДАВЛЕНЧЕСКОЙ ТУРБИНЫ:

Этап I. Турбина прогревается противоточным потоком пара на валоповоротном устройстве до уровня температур выше предела хладоломкости роторной стали (150...170°С):

Этап II. Прекращается противоточный прогрев машины на валоповороте и осуществляется толчек её ротора подачей в паровпуск пара скользяших параметров. На этом паре быстро (за 10...15 минут) повышают обороты ротора до номинальных, синхронизируют генератор и включают его в сеть.

Этап III. Прекращают подачу пара в паровпуск и переводят машину в моторный режим работы. Подают противоточно охлаждающий пар из коллектора противодавления со стороны выхлопа, отводя его через дренажи регулирующей ступени, перепускных труб и стопорного клапана.Прогревают машину в моторном режиме до момента выхода температуры в проточной части на уровень соответствующей её значению здесь на расчётной политропе.

Этап IV. Подают свежий пар в паровпуск и нагружают турбину в соответствии с критериями её надёжности.

1 - трубопровод свежего пара: 2 - главная паровая задвижка; 3 • стопорный клапан; 4 -регулирующие клапаны; 5 - турбина типа "Р":6 - генератор: 7 • предохранительный клапан: 8 - общестанционныи коллектор пара на производственные нужды: 9 • дренажная линия из камеры регулирующей ступени турбины: 10 - дренажные линии перепускных труб; 11 - линия обесспаривания стопорного клапана; 12 - смеситель.

14. Совершенст. пусковых схем турбин с пром. отбором пара (типа-ПТ). Технологические операции, +и-.

Пуск турбин на неблочных ТЭ с по заводской технологии свежим паром номинальных параметров отличается пониженной надёжность и экономичностью. Низкая надёжность из-за большой разности t пара и металла ЦВД турбины, следовательно напряжения в металле корпуса, фланцах, шпильках, неравномерный прогрев цилиндра, перегрев выхлопа, пергрев выхлопной части (эррозия выходных кромок). При наборе активной нагрузки – напряжения в металле из-за изменения t пара связанных увеличением расхода, следовательно исчерпание ресурса машин, отказ оборудования.

Этап I: предтолчковый прогрев турбины паром 1.29 МПА, подача его в выхлоп ЦВД и паровпуск ЦНД. Этап II: толчок ротора осуществляется увеличением подачи пара из коллектора 1.2 МПА в провпуск ЦНД с

быстрым за 10-15 мин повышением оборотов ротора до номинальной величины и синхронизацией генератора без задержки.

Этап III: Нагружение ЦНД турбины осуществляется стабилизацией t его выхлопа, ЦВД при это прогревается противоточным потоком пара отводимым через его дренажи спереди.

Этап IV: прогрев ЦВД до достижения t проточной части на номинальной политропе. По окончании прогрева ЦВД дальнейшее нагружение турбины – свежий пар в паровпуск ЦВД.

Этап I - предвпусквой прогрев турбины.

Этап II - толчок и разворот ротора, синхронизация и включение генератора в сеть.

Этап III - прогрев ЦВД в моторном режиме.

Этап IV – переход на свежий пар и взятие нагрузки.

1 – трубопровод свежего пара; 2 – ГПЗ; 3 – СК; 4,6 – РК; 5 – ЦВД; 7 – ЦНД; 8 –

генератор; 9 – выхлоп РК; 10,14 – дренажные линии из камеры регулирующей ступени ЦНД и ЦВД; 11 – дренажные линии перепускных труб ЦНД и ЦВД; 12 – в общестанционный коллектор пара на производственные нужды; 13 – клапан обратный; 16 – линия обеспаривания стопорного клапана.

15. Совершенст. пуск. схем и технологии пуска на энергоблоках с промперегревом и однобайпасной пусковой схемойпри подаче пара в голову турбины.

Рис. 4.6. Однобайпасная пусковая схема с дополнительным РОУ.

1 – котёл; 2 – пароперегреватель; 3 – турбина; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6- промежуточный пароперегреватель; 7 – БРОУ; 8- РОУ малого расхода.

Часть острого пара в этом случае через РОУ малого расхода сбрасывается в промежуточный пароперегреватель, для обеспечения его охлаждения и предварительного (до подачи пара на турбину) прогрева трубопроводов пара промперегрева. Однако даже при РОУ большой производительности, не обеспечивался прогрев защитных клапанов и перепускных труб, что по

прежнему приводило к захолаживанию первых ступеней ЦСД. При увеличении числа ниток промперегрева до 4, темп роста температуры промперегрева перед защитными клапанами, продолжал существенно отставать от темпа прогрева трубопроводов острого пара.

Дополнительной скорости прогрева удавалось достигнуть за счет совмещения работы РОУ и начала подачи пара в ЦВД. При этом по прежнему до момента подачи пара в ЦСД, проточная часть ЦСД и ЦНД вращалась в беспаровом режиме. Для повышения эффективности технологии, была предложена технологическая схема совмещения прогрева тракта промперегрева и частичным нагружением, представленная на рис. 4.7.

Рис. 4.7.Пусковая схема при совмещении промперегрева и нагружения.

1-котел; 2-тракт промежуточного перегрева;3,6,11,18,20-запорная и регулирующая арматура; 4,7-пароохладители; 5-сбросной трубопровод из паропровода свежего пара; 8- ЦНД; 9-конденсатор; 10-ЦСД; 12-сбросной трубопровод из паропровода промперегрева; 13,15,19-стопорные клапаны; 14,17-трубопроводы подвода охлаждающего пара от выхлопа ЦВД на ЦСД и ЦНД. 16-ЦВД.

В соответствии с этой схемой, свежий пар с котла подается в ЦВД турбины. Часть отработавшего в ЦВД пара поступает на прогрев системы промперегрева, а затем сбрасывается в конденсатор по сбросному трубопроводу в конденсатор, при закрытых стопорных клапанах ЦСД [ М]. Другая часть по дополнительному трубопроводу направляется в ЦСД и через пароохладитель в ЦНД. Такая схема позволяет начать разворот турбины, не дожидаясь окончания прогрева паропроводов промперегрева. Подача пара в один из регенеративных отборов ЦСД и ЦНД, позволяет обеспечить охлаждение последних ступеней и существенно снизить ее повышение в последних ступенях. В этом случае ускоряется прогрев промперегрева, отсутствует необходимость выдерживать турбину на частоте 800 об/мин. Благодаря подаче охлаждающего пара в ЦСД и ЦНД, имеется возможность начать набирать нагрузку до окончания прогрева промперегрева.

Недостатком использования такой схемы является наличие большого числа дополнительных трубопроводов, охладителей пара и усложнение операций. Возможность при неправильных действиях персонала при работе с нормальной нагрузкой поставить ЦСД и ЦНД под высокое давление холодного промперегрева. Кроме этого, стопорные клапаны ЦСД, регулирующие клапаны ЦВД и перепускные трубы ЦВД и ЦСД остаются не прогретыми до подачи пара и в момент подачи пара приводят к существенному его захолаживанию, более того, в них могут возникать значительные термические напряжения, приводящие к преждевременному исчерпанию ресурса.

16. Совершенствование пусковых схем и технологии пуска на энергоблоках с промперегревом и однобайпасной пусковой схемой, путем первоначальной подачи пара в промежуточную ступень.

Пусковая схема, с опережающей подачей пара в ЦСД от РОУ или от стороннего источника (общестанционного паропровода)Пусковая схема с первоначальным подводом пара в ЦСД.

1-Дополнительный подвод пара в ЦСД; 2-спорно- регулирующий клапан; 3 трубопровод сброса пара из дренажей перепусных труб ЦВД и ЦСД в конденсатор. Подвод пара от общестанционной магистрали.

Технология

1. Пуск с типовой инстр.

2. Прогрев главн паропроводов и тракта п/п, проггрев доп. трубопр. подачи пара в в IV отбор ЦСД до защитно-регулирующего клапана (2).

3. Когда t пара перед стопорными клапанами ЦВД = 360-380С – подача части пара в IV отбор ЦСД из постороннего источника или по

паропроводу после растопочного РОУ (для вывода турбогенератора на ХХ необходимо подавать в IV отбор пара значительно больше, чем при работе по типовой схеме)

4.разворот турбины до nном 50 1/сек – синхронизация турбогенератора – включение в сеть, так как пар подается в ЦСД, тодля выхода на Х.Х его необходимо больше чем при Х.Х при стандартной схеме.

5.После выхода на n= 3000об/мин и взятия первоначальной нагрузки – противопоточная прокачка небольшого количества пара (прогрев перепускных труб, защитного клапана ЦСД, перепускных труб и рег. клапана ЦВД) – сброс этого пара в конденсатор через дренажи перепускных труб [В первый момент разворота и синхронизации ЦВД работает изолированно (по пару) от ЦСД и ЦНД. Стопорные клапаны закрыты и пар в голову ЦВД не поступает.]

6.После прогрева до необходимой t – подача пара в ЦВД.

7.После подачи пара в ЦВД в растопочное РОУ отключается, а дальнейший прогрев тракта промперегрева и охлаждение ЦСД осуществляется паром выхлопа ЦВД. Осуществляется подача пара в ЦСД по нормативной схеме, а подача в IV отбор прекращается.

8.Дальнейший набор нагрузки осуществляется в соответствии с графиком заданием.

В результате такой технологии пуска, к моменту прогрева главных паропроводов до Тгп=480...500 0С, турбогенератор уже оказывается синхронизирован с сетью, а стопорный клапан и перепускные трубы прогретыми и может быть взята небольшая первоначальная нагрузка (1-5 МВт). В этом случае в ЦВД можно сразу подать большое количество пара (как при пуске из моторного режима) и взять первоначальную нагрузку при этом расхолаживания не наблюдается. Применение усовершенствованной пусковой схемы позволяет совместить часть операций прогрева трубопроводов, набора оборотов и синхронизации турбоагрегата, что позволяет сократить время пуска приблизительно на 30 минут.

Достоинства: затраты топлива на пуск сокращаются; резко уменьшаются сбросы пара в конденсатор через ПСБУ, в результате чего сокращается вынос крупнодисперсной влаги в корневую зону последних ступеней, что обеспечивает более равномерное температурное состояние последних ступеней и уменьшает эрозийный износ выходных кромок лопаток.

17. Прохождение провалов графика нагрузки. Использование режимов разгружения для прохождения провалов нагрузки. Затраты топлива. Ограничения, преимущества, недостатки, экономичность.Изменение затрат топлива на этапе нагруж иразгруж. Факторы, опред. затраты топлива на этапе нагруж иразгруж.

Эксплуатационные преимущества разгружения оборудования для прохождения провалов электрической нагрузки1) сохранение в энергосистеме горячего вращающегося резерва;2) более высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования по сравнению с другими способами «резервирования»;3) высокими маневренными свойствами (возможность разгружения и нагружения с высокими скоростями);4) высокая (практически полная) автоматизация операций.

ОграниченияДиапазон изменения нагрузки в значительной степени зависит от типа установленного на станции оборудования и от типа сжигаемого топлива. твердом топливе - 100 – 70% при жидком шлакоудалении и 100–60 %.при сухом шлакоудалении. Ограничения связаны с режимами работы котла (с условиями шлакоудаления и устойчивости горения факела) Для газа и мазута - 100 – 40%. Ограничения связаны с режимами работы котла (с гидродинамической устойчивостью течения теплоносителя в поверхностях нагрева)Целесообразность использования обуславливается экономическими преимуществами.

Недостатки

При разружении экономичность оборудования снижается. При разгружении на 20-30%, - снижение экономичности на 10-15%, Приразгружении на 40-50% - снижение экономичности 20-30%. Изменение нагрузки приводит к нарушению стационарного режима работы, при этом меняются оптимальные соотношения «топливо-воздух», (на этапе разгружения изменение расхода воздуха всегда отстает от изменения расхода топлива, увеличивая избыток воздуха, а при нагружении, наоборот, опережает, обеспечиваю по прежнему увеличенный избыток воздуха на всем этапе нагружения). Опережающее уменьшение расхода воздуха, как на этапе нагружения/разгружения может привести к накоплению несгоревшего топлива, =>к хлопку в топке или взрыву (к аварийной ситуации), поэтому такие режимы запрещены. Увеличение избытка воздуха приводит к росту потерь с ух. газами и снижению экономичности.При переходных процессах, меняются коэффициенты теплопередачи и α, изменяются условия сжигания топлива, приводящие к увеличению хим. и мех. недожога (в первую очередь для твердого топлива).

Затраты топлива на весь период вывода энергоблока в резерв определяются, как сумма затрат топлива на каждом из этапов.

Рис. 7.1 График прохождения провала нагрузки и его этапы.

τр-время разгружения; τп–продолжительность провала; τн-время нагружения.

Затраты топлива на этапе изменения нагрузки за весь цикл составят: Вц=Вр+Вп+Вн

При этом затраты топлива на этапе разгружения с учетом перходных процессов можно оценить по выражению: В р=Вст.р.+ ∆Bрнс +∆Bрстаб , где соответственно: Вст.р., ∆Bрнс , ∆Bрстаб– расход топлива на этапе разгружения по стационарной характеристике, дополнительный расход топлива на этапе разгружения,

связанный с нестационарностью процесса, дополнительные затраты топлива, связанные с режимом стабилизации, после завершения переходного процесса. Вст.р =bсрNсрτр, где bср – удельный расход топлива, при средней нагрузке на этапе разгружения; Nср – средняя нагрузка этапа разгружения; Nср=(Nmax+Nmin)/2.Затраты топлива на этапе провала можно определить по выражению: Вп=bminNminτп.

Расходы топлива, связанные с работой на частичных нагрузках, можно определить на основании стационарных характеристик соответствующих агрегатов: B = Bхх+r1N+∆r(N-Nэ) где: Bхх - расход топлива

на холостой ход блока (турбины); r1 и r- соответственно, относительный прирост расхода топлива на участке от 0 до Nэ и его прирост на участке от Nэ до N.

На этапе нагружения, затраты топлива находятся по выражению, аналогично выражению В н=Вст.н.+ ∆Bннс +∆Bнстаб , где соответственно: Вст.н., ∆Bннс , ∆Bнстаб– расход топлива на этапе нагружения по стационарной характеристике, дополнительный расход топлива на этапе нагружения, связанный с нестационарностью процесса, дополнительные затраты топлива, связанные с режимом стабилизации, после завершения переходного процесса.

Дополнительные затраты топлива, связанные с нестационарностью переходных процессов и стабилизацией на этапе разгружения и нагружения не равны друг другу.

18. Остановочно пусковые режимы, как способ прохожд. провалов нагрузки. Преимущ. и недостатки ОПР. Затраты топлива Общая характеристика пуско-остановочных режимов

Классификация остановов Останов для вывода энергоблока в резерв: в резерв, на одну ночь (продолжительность простоя 6 — 8 часов); резерв на выходные дни (простой - 40 — 50 часов); ремонт (остановы агрегатов в ремонт могут быть разделены на аварийные и плановые).

При плановых выводах энергоблоков в резерв, независимо от продолжительности простоя, стремятся обеспечить сохранение температурного состояния на уровне, соответствующем нормальному режиму работы близкому к номинальному, как в процессе разгружения, так и при простое. Сохранение более высокого температурного состояния позволяет сократить продолжительность пусковых операций и тем самым обеспечить более высокий уровень надежности и экономичности.

Цели и задачи оптимизации пуско-остановочных режимов:

1.Экономичность режимов работы при пусковых операциях (снижение затрат топлива и электроэнергии);

2.Повышение маневренности (сокращение продолжительности пусковых операций);

3.Снижение термических напряжений в процессе выполнения пусковых операций;

4.Снижения износа оборудования в процессе эксплуатации, сохранение ресурса оборудования и его срока службы;

5.Обеспечение снижения относительных расширений ротора и корпуса турбины;

6.Снижение эррозионного износа последних ступеней турбин при пусковых операциях и в процессе эксплуатации.

Первая задача — сокращение затрат топлива на пуск, а также снижение продолжительности этапов пуска и решение задач 3 и 4 взаимосвязаны и в значительной степени определяются конструкцией энергоблока и его пусковой схемой.

Преимуществом данного режима является максимальная глубина разгружения - 100% Nном.

К недостаткам данного режима надо отнести: 1) ограничение числа пусков на весь срок службы по условиям надежности работы металла (для большинства турбин допустимое число пусков из горячего состояния составляет 1500 - 2000 пусков и 600 из холодного состояния);2) снижение надежности из-за дополнительных термических напряжений в процессе пуска, которые могут превосходить допустимые значения из-за сбоев и нарушений в технологии пуска; 3)ограничения скорости набора нагрузки (продолжительность с момента начала пуска до полного нагружения до Nн составляет для большинства блоков от 1,5 до 8 часов, в зависимости от продолжительности простоя и типа блока); 4) сложность автоматизации пусковых операций; 5) дополнительные расходы топлива, связанные с остановом пуском блока.

Дополнительные затраты топлива на останов-пуск складываются из следующих этапов:

∆Bпуск=∆Bразгр+∆Bрезерв+∆Bподг+∆Bраст+∆Bнаб.об+∆Bнагр+∆Bстаб ( 7.8 ) где:

∆Bразгр - затраты топлива на разгружение блока;

∆Bрезерв - затраты топлива, связанные с поддержанием блока в резерве, т.е. в остановленном

состоянии;

∆Bподг - затраты топлива, связанные с подготовительными операциями к пуску блока;

∆Bраст- затраты топлива, связанные с растопкой котла и набором параметров пара до «толчковых» для

турбины;

∆Bнаб.об - затраты топлива на набор оборотов и синхронизацию турбоагрегата; ∆Bнагр - дополнительный перерасход топлива, связанный с этапом нагружения;

∆Bстаб- дополнительные затраты топлива, связанные с этапом стабилизации теплового состояния

(блока) на окончательной нагрузке.

Операции по пуску блока являются штатными. ОПР эффективно применять при глубоких и продолжительных провалах, 10 часов и более.

19. Прохождение провала нагрузки с исп.моторного режима. Технология исп., преимущества и недостатки.Технологические схемы перевода турбоагрегата в моторный режим.

Описание технологии моторного режима (МР)

Котёл останавливают, подачу пара в турбоагрегат прекращают, генератор от сети не отключают, он работает как двигатель, вращая ротор турбины с синхронной частотой. Генератор потребляет энергию, которая идёт на преодоление сил, препятствующих вращению. Вакуум в конденсаторе не срывается, эжектор остаётся в работе и подводит к конденсатору циркуляционную воду. Вращение ротора с синхронной частотой разогревает его рабочие и направляющие лопатки вследствии преодоления сил трения и вентиляции в проточной части, происходит естественное остывание. Для того чтобы предотвратить разогрев турбины через камеры рег. отборов в проточную часть производят подачу охлаждающего пара из соседнего блока работающего под нагрузкой. При частых выводах энергоблока в резерв МР имеет следующие. Паром возможно поддерживать t в проточной части турбины близкой к номинальному => значительно уменьшить термические напряжения, которые обычно возникают при наборе нагрузки.

В итоге МР имеет следующие достоинства и недостатки. Достоинства:

-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

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.

ПРИМЕНЕНИЕ МР ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНО ПРИ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОВАЛА НАГРУЗКИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ НЕ БОЛЕЕ 6 ЧАСОВ.

Эксплуатационные преимущества МР по сравнению с остановочно-пусковым режимом (ОПР):

Значительное сокращение сложных операций и переключений; Уменьшение износа арматуры; упрощение условий автоматизации управления; Возможность сохранения более высокой экономичности турбины; Уменьшение износа подшипников турбины; Обеспечение консервации турбоустановки и системы промежуточного перегрева пара; Сохранение блока в состоянии горячего вращающегося резерва; Уменьшение расхолаживания первых ступеней ЦВД при наборе нагрузки за счет сокращения этапов разворота; Генератор турбины, переведённый в МР, может быть использован для выработки или потребления реактивной мощности

Охлаждающий пар в ЦВД подаётся по линии третьего отбора от общестанционного коллектора. 1 – подача пара на уплотнения; 2 – подача пара в ЦСД; 3 – подача пара в ЦНД; 4 – отсос пара в конденсатор; 5 – впрыск конденсата в выхлопной патрубок.