1. Способы получения пиковой мощности при прохождении суточных пиков нагрузки.

Резерв мощности для прохождения пиков нагрузки можно получить двумя способами-

пуском новых высокоманевренных агрегатов или увеличением нагруки на работающих. Ввод в эксплуатацию новых агрегатов, обеспечивая наличие резерва, в то же время приводит к значительным капиталовложениям, уменьшению уровня загрузки оборудования, а следовательно к снижению экономичности его работы.

Для получения пиковой энергии на действующем паротурбинном оборудовании используют в основном следующие способы:

1) Форсировка котла и выработка пара сверх номинальной паропроизводительности;

2) Повышение начальных параметров пара в пределах допуска, углубление вакуума в конденсаторе, если такое возможно;

3) Отключение части системы регенерации;

4) Для теплофикационных турбин возможно увеличение электрической мощности за счет снижения их тепловой нагрузки путем ее перевода на пиковые водогрейные котлы.

Максимальный прирост мощности определяется в первую очередь возможностями по перегрузке основного и вспомогательного оборудования (а именно: пропускной способности турбины, запаса мощности у генератора, конденсирующей способности конденсатора, запасов производительности дутьевых вентиляторов и дымососов).

При форсировке котла основное ограничение связано, как правило, с генерирующей способностью котла, которая зависит от многих факторов: допустимого тепловосприятия поверхностей его нагрева, состава и качества сжигаемого топлива, запаса производительности тягодутьевых машин (вентиляторы, дымососы).

Поэтому, в зависимости от конкретных условий определяются допустимые пределы использования того или другого способа. Как правило, все котлы имеют запас по производительности в 5-7% по сравнению с количеством пара, необходимым для обеспечения номинальной мощности турбины.

Генераторы турбин обычно допускают достаточно длительное повышение их перегрузки по активной мощности на 10-15% от номинальной при одновременном снижении их реактивной нагрузки. Например, турбогенератор типа ТВВ-320-2УЗ, работающий с турбиной К-300-240, допускает повышение мощности на 10% при cos = 0,9 и возможно повышение N_ген до 360 МВт при повышении cos  до 0,95 по данным [10 ].

Применение форсировки котла или отключение части системы регенерации приводит к увеличению расхода пара в проточную часть турбины. Например, отключение группы ПВД приводит к увеличению расхода пара через ЦСД и ЦНД на 18-20 % от D_ном. Увеличение расхода пара приводит к перераспределению параметров по проточной части турбины и изменению величины срабатываемых теплоперепадов, в результате чего возрастают изгибающие напряжения в лопаточном аппарате. При этом максимальной перегрузке подвергаются регулирующая ступень, последние ступени ЦНД, а также предотборные ступени регулируемых отборов пара теплофикационных турбин. Кроме этого, происходит перераспределение осевых усилий в проточной части турбины и возникают дополнительные осевые усилия, которые необходимо учитывать при использовании перечисленных выше способов для получения пиковой мощности.

Конденсаторы турбин обычно проектируются на максимальный пропуск пара, для среднегодовой температуры охлаждающей воды, поэтому основным ограничением здесь может стать повышение температуры охлаждающей воды в летний период, вследствии чего давление в конденсаторе может возрасти до максимально допустимой величины.

Следует отметить, что для мощных теплофикационных турбин мощностью свыше N_э > 200 МВт допустимое давление в конденсаторе не должно превышать Р_к < 0,012 МПа (0,12 атм). Этот предел установлен заводами изготовителями исходя из прочностных характеристик последних ступеней ЦНД.

Максимальная дополнительная мощность, которую можно получить при форсировке котла за счет увеличения расхода пара в турбину можно определить по выражению:

N =D ( h_о - h_к + h_пп ) _р _м _г, ( 12-1 )

где D -увеличение расхода пара в голову турбины, кг/с;

h_о , h_к , h_пп -энтальпия свежего пара, энтальпия пара на входе в конденсатор и повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе (кДж/кг);

_м _г - соответственно механический КПД турбины и электрический КПД генератора.

_р - коэффициент, учитывающий влияние изменения расходов пара в регенеративные подогреватели.

Его можно определить из выражения:

_р = , ( 12-2 )

где _р < 1,0;

Здесь _i и ¹_i - доли i-ого отбора пара при номинальном режиме и в режиме с увеличением расхода пара в «голову» турбины;

y_i , y¹_i- коэффициенты недовыработки мощности паром i-ого отбора , соотвественно в номинальном режиме и в режиме с увеличенным расходом пара в «голову» турбины;

n - количество регенеративных отборов у данной турбины.

Использование повышения параметров острого пара для получения дополнительной мощности имеет существенные ограничения по применению из-за ограничений по условиям прочности элементов котла и турбины. В основном этот способ иногда используют на блоках с докритическими параметрами параметрами. Повышение температуры пара на 10^о С дает повышение мощности приблизительно на 1-1,2 %.

Для получения пиковой мощности, путем отключения части системы регенерации, наиболее часто используют отключение ПВД. Отключение ПНД для этих целей не практикуют, так как дополнительной выигрыш мощности слишком мал. Кроме того, если деаэратор работает с постоянным давлением, то отключение ПНД приводит к увеличению расхода пара на деаэратор для обеспечения деаэрации питательной воды, в результате чего выигрыш мощности от отключения ПНД практически сводится к нулю. Перевод деаэратора на пониженные параметры пара в таких режимах приводит к усложнению тепловой схемы и к снижению надежности. Поэтому, для получения пиковой мощности используют отключение только ПВД. Отключение группы ПВД позволяет повысить мощность турбины на 10-12 %.

Отключение ПВД приводит к понижению температуры питательной воды, поэтому для обеспечения заданных параметров пара на выходе из котла необходимо увеличить расход топлива на котел. На рис. 2 представлен процесс расширения пара при нормальном режиме работы и при отключении ПВД.

Отключение ПВД приводит к снижению температуры питательной воды на входе в котел и увеличению расхода пара через промперегрев. Все это, в конечном счете, приводит к увеличению расхода топлива на котел при сохранении паропроизводительности котла. Увеличение расхода топлива можно оценить по выражению:

(1)

где hpwn, hpw-энтальпии питательной воды в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hn, hpwd-энтальпии острого пара в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

ppn, pp-доли расхода пара через промперегрев в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

hppg, hppx, hpg, hx-энтальпии пара горячего и холодного промперегрева в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД;

_kn , _k-КПД котла в номинальном режиме и в режиме с отключенными ПВД.

Снижение температуры питательной воды приводит к изменению распределения тепла топлива по поверхностям нагрева котла в сторону увеличения тепловосприятия хвостовых поверхностей, что приводит к некоторому снижению температуры уходящих газов ( на 5-15 ^оС), а поддержание температуры промперегрева на прежнем уровне требует увеличения расхода воздуха на 5-10%, в результате КПД котла остается почти на неизменном уровне или немного снижается за счет уменьшения потерь с уходящими газами.

_k =_kn -q₂ (2)

q₂ =q_2nom-q₂=q_2nom(1-q₂/q_2nom) (3)

q₂/q_2nom=(tух/ tухnom)*( ух(1-b)+(a-1))/(ухnom(1-bnom)+(a-1)) (4)

_kn=0,93

где b=tхв/tух

tхв-температура холодного воздуха, соответственно в номинальном режиме и в режиме с отключением ПВД (считаем ее неизменной и равной 30^ОС);

tух-температура уходящих газов в соответствующих режимах.

a-коэффициент, значение которого зависит от вида топлива ( для твердого топлива 1,2-1,3, для газомазутного 1,05)

Изменение мощности турбины при отключении ПВД наиболее точно можно определить экспериментально или путем расчета тепловой схемы турбоустановки в целом. При проведении оценочных расчетов можно воспользоваться приближенной оценкой, по предлагаемой ниже методике:

1) На первом этапе определяется увеличение расхода пара в отборы регенеративных подогревателей расположенных за отключаемыми ПВД. Величину прироста J-ого отбора можно оценить по выражению:

_j=_j().

Тогда увеличение расхода пара в отбор можно определить:

_jрасч=_j+_j.

2) На втором этапе определяются расходы пара в расчетном режиме по отсекам турбины.

,

где K-число не отключенных отборов до данного отсека.

N-число подогревателей (отборов) в системе регенерации.

3) На третьем этапе оценивается изменение давления в конденсаторе.

При отключении ПВД увеличивается расход пара в конденсатор, что приводит к увеличению подогрева циркуляционной воды в конденсаторе и росту давления в конденсаторе. Ухудшения вакуума в конденсаторе приводит к уменьшению мощности вырабатываемой турбиной. В первом приближении рассчитаем величину роста давления в конденсаторе при отключении подогревателей, по изменению температуры насыщения в конденсаторе при изменившемся расходе пара:

t_k=t_w1++((Dk+Dk)q_k)/ С_wG_w.

Где, q_k=2248.4кДж/кг- удельная теплота парообразования пара на входе в конденсатор, принята усредненной.

C_w=4,186кДж/кгК-теплоемкость воды.

G_w= -расход воды в номинальном режиме взять из задания табл.2.

-недогрев в конденсаторе, принять равным 5^оС.

По величине t_k определяем давление в конденсаторе.

Прирост расхода пара в конденсатор определяется на втором этапе.

4) На четвертом этапе оценивается изменение давления в отборах турбины.

Для этого может быть использована формула Стодолы-Флюгеля. Учитывая, что в расчетном режиме неизвестны изменения температур пара в отборах. Предлагается для оценок изменения давления использовать пропорциональную зависимость. Расчет ведется со стороны конденсатора.

.

5)На пятом этапе определяется теплоперепады по отсекам.

Для этого, по известным значения для номинального режима, строится процесс расширения пара в турбине. Далее, принимаем, что внутренний относительный КПД проточной части не меняется при отключении ПВД. Поэтому, по определенным на 4 этапе давлениям, находим точки пересечения процесса расширения и рассчитанных давлений и определяем параметры пара в отборах и теплоперепады.

6)На шестом этапе проводится расчет мощности в исходном и новом режимах.

.

H_j-теплоперепад в j-ом отсеке.

7) На 7 этапе определяется прирост мощности при отключении ПВД.

Изменение расхода топлива на котле можно определить из выражения (1):

Удельный расход топлива на выработку дополнительной мощности можно определить из выражения:

b=B/N

S, кДж/(кг С)

h, кДж/кг

0

Рис. 2. Изменение рабочего процесса при отключении ПДВ.

Основной процесс.

Изменение рабочего процесса при отключении ПВД..

B =(12-5 )

где h_пвi -повышение энтальпии питательной воды в подогревателе, кДж/кг;

D_пп -прирост расхода пара через промперегреватель при отключении ПВД, кг/с;

¹_ка -КПД котла в режиме с отключением ПВД;

_тр -КПД транспорта тепла;

Q^р_н -низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Основной характеристикой, в таком режиме, служит эффективность получения дополнительной мощности или удельный расход топлива на получение дополнительной мощности.

b^бр _ПИК=или

b^н_пик =

Здесь N_сн —дополнительное увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды, связанное с получением пиковой дополнительной мощности.

Наряду с полным отключением ПВД используют их частичный обвод по питательной воде. При этом расход воды через ПВД можно снижать до 30% от D^ном_пв .

Недостатком повышения мощности за счет отключения или частичного обвода ПВД по питательной воде является понижение температуры питательной воды на входе в котел. Систематическое отключение ПВД может привести к малоцикловой усталости металла питательных трубопроводов, ПВД, экономайзера и других поверхностей нагрева котла.

По условиям организации защиты на применяющихся в настоящее время системах ПВД, заводы изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. Учитывая довольно высокий расход топлива на выработку пиковой энергии b_пик ~ 600 г/кВт ч в этих режимах и учитывая возможное снижение надежности работы блока в этом случае эти режимы используются довольно ограничено.

Гораздо более широко для регулирования мощности энергосистем используются теплофикационные турбоагрегаты, если они у них имеются. К таким энергосистемам, в частности, относится система Мосэнерго.

Уменьшение тепловой нагрузки отопительных отборов с одновременным увеличением расхода пара в конденсатор, как способ получения дополнительной мощности, может применяться на теплофикационных машинах различных типов. Реализация этого метода может быть проведена двумя способами:

а) уменьшением температуры прямой сетевой воды при неизменном расходе сетевой воды через сетевые подогреватели;

и б) уменьшением расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, путем направления ее части в обвод подогревателей при неизменной температуре сетевой воды на выходе из СП.

Уменьшение тепловой нагрузки при постоянном пропуске сетевой воды через сетевые подогреватели дает большую дополнительную мощность при неизменном расходе пара в голову турбины, чем равное уменьшение тепловой нагрузки путем сетевых подогревателей.

При снижении тепловой нагрузки турбины ее поворотная регулирующая диафрагма постепенно открывается. На определенном этапе она оказывается открытой полностью. Начиная с этого момента, дальнейшее увеличение электрической мощности можно получить только за счет обвода части сетевой воды мимо сетевых подогревателей. Этим самым дополнительно уменьшают тепловую нагрузку турбины. Этот процесс может продолжаться до момента перевода турбоагрегата полностью в конденсационный режим. Получение дополнительной пиковой мощности в этом случае сопровождается значительным ростом удельного расхода топлива на выработку электрической энергии. На рис. 12.2. приведена зависимость изменения удельного расхода топлива от роста электрической нагрузки энергоблока с турбиной Т-250/300-240 за счет передачи отборного тепла на водогрейные котлы. Расчеты приведены для t_нв= -15^о С и G_св= 800 м /час и D_о=950 т/ч.

Рис.12.2. Изменение расхода топлива при получении дополнительной энергии на энергоблоке с турбиной Т-250 при ограничении отбора тепла.

Анализ этих расчетов показывает, что на первом этапе перевода режима удельные расходы топлива на выработку электрической энергии по мере открытия диафрагмы начинают возрастать достаточно плавно. Этот процесс продолжается до момента, когда диафрагма будет полностью открыта ( в данном случае N_э= 271 МВт), после чего дальнейший рост электрической мощности и уменьшение отпуска тепла может достигаться за счет уменьшения расхода сетевой воды через сетевые подогреватели, вплотьдо перехода в чисто конденсационный режим. При этом, как видно из рис. 12.1, удельные расходы топлива на выработку электроэнергии существенно возрастают. Это объясняется тем, что по мере открытия диафрагмы понижаются давления в регулируемых отборах пара и рост мощности происходит как за счет увеличения выработки электроэнергии всем потоком пара, вследствие увеличения срабатываемого теплоперепада, так и за счет работы, совершаемой дополнительным потоком пара, идущим в конденсатор.

При полностью открытой диафрагме, дальнейшее увеличение расхода пара в ЦНД и в конденсатор возможно лишь за счет повышения давления в камере регулируемого отбора, достигаемого путем обвода части сетевой воды помимо сетевых подогревателей. В этом случае прирост электрической мощности происходит только за счет работы пара в ЦНД, что и приводит к резкому последующему росту удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

тема: « Прохождение провалов электрической нагрузки в энергосистеме»

В этом разделе курса используется понятие «резервирование». Под этим термином понимается снижение тем или иным способом генерирующей электрической мощности в энергосистеме, в результате чего в ней появляется дополнительная резервная мощность.

При участии ТЭС в регулировании электрической нагрузки наиболее широкое распространение получили следующие способы «резервирования»:

- разгружение энергоблока в пределах регулировочного диапазона нагрузок;

- снижение мощности турбоагрегата на ТЭС с поперечными связями до минимально возможного уровня (в настоящее время это возможно до 20 – 30 % Nном);

- останов блока на период провала нагрузки с последующим пуском (ОПР);

- перевод турбины энергоблока в моторный режим с одновременным остановом и горячей консервацией котла блока— перевод турбины в МР с разгружением группы котлов на ТЭС с поперечными связями;

- перевод энергоблока в режим горячего вращающегося резерва (ГВР) в так называемый режим частичных оборотов.

Эти способы вывода агрегатов в резерв («резервирования») могут быть использованы на турбоагрегатах всех типов. для теплофикационных турбоагрегатов, работающих по тепловому графику нагрузки, используются еще несколько вариантов снижения электрической мощности, при сохранении ими отпуска тепла. О них речь пойдет позднее.

Каждый из перечисленных выше режимов работы обладает определенными эксплуатационными преимуществами и недостатками. Выбор того или иного способа «резервирования» определяется в конечном итоге исходя из условий экономичности и надежности работы оборудования в том или ином режиме.

Разгружение энергоблоков

Эти режимы были достаточно подробно рассмотрены в предыдущих лекциях, где рассматривалась работа оборудования на частичных нагрузках. Диапазон изменения нагрузки в значительной степени зависит от типа установленного на станции оборудования и от типа сжигаемого топлива. Для оборудования, работающего на твердом топливе, диапазон изменения нагрузки составляет 100 – 70% при жидком шлакоудалении и 100–60 %.при сухом шлакоудалении. Ограничения, в основном, связаны с режимами работы котла, а именно: с условиями шлакоудаления и устойчивости горения факела.

Для газа и мазута этот диапазон расширяется до 100 – 40%. Ограничения, опять же, в основном связаны с режимами работы котла, а именно, с гидродинамической устойчивостью течения теплоносителя в поверхностях нагрева.

Разгружение оборудования для прохождения провалов электрической нагрузки получило самое широкое распространение на ТЭС, благодаря ряду эксплуатационных преимуществ:

- сохранение в энергосистеме горячего вращающегося резерва;

- более высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования по сравнению с другими способами «резервирования»;

- высокими маневренными свойствами (возможность разгружения и нагружения с высокими скоростями);

- высокая (практически полная) автоматизация операций.

Целесообразность использования такого режима для прохождения провалов нагрузки с различной глубиной и продолжительностью обуславливается, в основном, его экономическими преимуществами. При этом, в зависимости от условий (глубины) разгружения могут быть использованы различные способы регулирования нагрузки: работа на номинальном давлении, разгружение и последующая работа на скользящем давлении, использование комбинированного способа регулирования.

Затраты топлива на весь период вывода энергоблока в резерв определяются, как сумма затрат топлива на каждом из этапов (см. график прохождения провала нагрузки на рис. 13.1):

Рис. 13.1 График прохождения провала нагрузки и его этапы.

Дополнительный расход топлива по этапам прохождения провала нагрузки:

∆B=∆B_разгр+∆B_пров+∆B_нагр ( 13 - 1 )

где соответственно:

∆B_разгр, ∆B_пров, ∆B_нагр - дополнительные затраты топлива на этапах разгружения, провала и нагружения.

Расходы топлива, связанные с работой на частичных нагрузках, можно определить на основании характеристик соответствующих агрегатов:

B = B_хх+r₁N+∆r(N-N_э) ( 13 - 2 )

где:

B_хх - расход топлива на холостой ход блока (турбины);

r₁ и r- соответственно, относительный прирост расхода топлива на участке от 0 до N_э и его прирост на участке от N_э до N.

Остановочно-пусковые режимы

Эти режимы, наряду с режимами разгружения, являются основными режимами «резервирования». Эти режимы используются в основном при прохождении провалов более значительной продолжительности (более продолжительных провалов) или когда разгружение блоков не обеспечивает требуемого уровня снижения нагрузки. Преимуществом данного режима является максимальная глубина разгружения - 100% N_ном. Дополнительные затраты топлива на останов-пуск складываются из следующих этапов:

∆B_пуск=∆B_разгр+∆B_резерв+∆B_подг+∆B_раст+∆B_наб.об+∆B_нагр+∆B_стаб й ( 13 - 3 )

где:

∆B_разгр - затраты топлива на разгружение блока;

∆B_резерв - затраты топлива, связанные с поддержанием блока в резерве, т.е. в остановленном состоянии;

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

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

∆B_наб.об - затраты топлива на набор оборотов и синхронизацию турбоагрегата;

∆B_нагр - дополнительный перерасход топлива, связанный с этапом нагружения;

∆B_стаб - 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.

К недостаткам данного режима надо отнести:

- ограничение числа пусков на весь срок службы по условиям надежности работы металла (для большинства турбин допустимое число пусков из горячего состояния составляет n= 1500 - 2000 пусков и n =600 из холодного состояния);

- снижение надежности из-за дополнительных термических напряжений в процессе пуска, которые могут превосходить допустимые значения из-за сбоев и нарушений в технологии пуска;

- 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);

- сложность автоматизации пусковых операций;

- дополнительные расходы топлива, связанные с остановом пуском блока.

Моторный режим

Моторный режим (режим двигателя) представляет собой режим работы турбогенератора, когда подача пара через паровпускные органы турбины прекращается, но генератор от сети не отключается, а переходит в режим двигателя и вращает ротор турбины с синхронной частотой, потребляя из сети мощность, необходимую для преодоления сил трения в подшипниках турбины и генератора, а также на преодоление сил трения и вентиляции в лопаточном аппарате турбины.

В этом случае вакуум в конденсаторе не срывается, в работе остается эжекторная установка и продолжает осуществляться подвод к конденсатору циркуляционной воды. На уплотнения турбины подается пар, так как практически вся проточная часть турбины в этом случае оказывается под вакуумом.

Вращение ротора турбины с синхронной частотой приводит к разогреву направляющих и рабочих лопаток проточной части вследствие потерь на трение и вентиляцию и протечек пара через уплотнения.

Более подробно остановимся на процессах, происходящих в этом режиме в отдельной ступени.

Рассмотрим баланс потоков энергии и процессы, происходящие в ступени.

На рис. 13.2 изображена ступень турбины и указаны потоки тепла и энергии в ней в моторном режиме.

Рис. 13.2. Баланс энергий в ступени

Баланс энергии и тепла в ступени в моторном режиме может быть записан следующим образом:

dU=Q₁+N_{тр, вент} - Q_окр - Q_мет - Q₂ -A ( 13 - 4 )

Здесь:

dU — изменение внутренней энергии пара в ступени;

Q₁— энергия пара на входе в ступень;

N_{тр,вент} — выделение энергии вследствие трения и вентиляции;

Q_окр— потери энергии в окружающую среду через теплоизоляцию турбины и через металл корпуса;

Q_мет— тепло идущее на изменение температуры металла ступени;

Q₂ — энергия пара на выходе из ступени;

A — работа совершаемая паром в ступени (зачастую эта работа равна нулю).

Таким образом, если подвод энергии в ступень превышает отвод, то ступень разогревается, если отвод превосходит подвод - то остывает. Первое условие характерно для последних ступеней турбины, имеющих большую высоту лопаток и высокую окружную скорость вращения их, в результате чего потери на трение и вентиляцию становятся очень большими. (Для последней ступени турбины К-210-130 эти потери составляют от 200 до 350 кВт в зависимости от вакуума в конденсаторе).

Для того, чтобы уменьшить разогрев последних ступеней, на их охлаждение в один из регенеративных отборов турбины подают охлаждающий пар от стороннего источника. Чаще всего в качестве такого источника используются общестанционные магистрали, если они имеют пар подходящих параметров, или отборы пара соседней турбины.

Место подвода пара и его параметры определяются исходя из условия:

Q_подв = Q_потерь

Этому соответствует Q_{тр.вент} = Q_окр.

На рис. 13.3 представлены схемы перевода блока в МР для турбин К-100-90 и К-200-130.

Рис13-3 Схема паропроводов при переводе турбин К-100(а) и К-200(б) в моторный режим:

1- подача пара на уплотнение; 2 - подача пара в ЦСД; 3-подача пара в ЦНД; 4- отсос пара в конденсатор; 5- впрыск конденсата в выхлоп­ной патрубок

Затраты топлива на поддержание блока в моторном режиме складываются:

- из затрат топлива на выработку пара от сторонних источников, идущего на уплотнения турбины, на эжекторную установку и на охлаждение проточной части;

- потребление энергии механизмами собственных нужд;

- потребление энергии генератором из сети для вращения ротора турбины. В итоге:

∆В_мр =∆В^пар_мр+b_ср(∆N^сн_мр+N^г_мр) ( 13 - 5 )

где: b_ср - удельный расход топлива на выработку электроэнергии в среднем по энергосистеме ( г.у.т./кВт ч).

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.