13.4. Моторный режим
Моторный режим осуществляется при прекращенном доступе пара в турбину и переводе электрогенератора для работы двигателем для вращения валопровода турбоагрегата с потреблением электрической энергии из энергосистемы. При этом вращение производится с синхронной частотой, а потребляемая мощность затрачивается на преодоление сил трения в подшипниках и вентиляционных потерь в проточной части турбины. Электрогенератор можно использовать в качестве синхронного компенсатора для выработки или потребления реактивной составляющей мощности. Конденсационная установка остается в работе, поддерживая установленный уровень разрежения. В этой связи приходится подавать пар в концевые уплотнения турбины от постороннего источника. Кроме того, подача пара производится и через некоторые патрубки отбора для охлаждения лопаточного аппарата. Прежде всего, это лопаточный аппарат последних ступеней ЦНД турбины. В моторном режиме сохраняется температурное состояние турбоустановки, близкое к состоянию, когда турбина находится под нагрузкой, что снижает уровень тепловых напряжений при наборе нагрузки и обеспечивает высокую скорость ее набора. Но, при этом, в моторном режиме затрачивается дополнительное топливо на его поддержание, а также в режимах останова и пуска энергоблока. Экономически оправданным является сохранение моторного режима не более 8 часов, а при использовании электрогенератора в режиме синхронного компенсатора – до 15 часов. В настоящее время рассмотренный режим находит применение в турбоагрегатах мощностью не более 100 МВт.
13.5. Режим горячего вращающегося резерва
В режиме горячего вращающегося резерва (ГВР) валопровод турбоагрегата вращается с частотой 700-1100 об/мин при подаче пара через байпас ГПЗ и отключенном от сети электрогенераторе. Котел разгружается до режима работы с одним дымососом и одним дутьевым вентилятором для поддержания выработки небольшого количества пара при работе растопочной форсунки. Пар на уплотнения турбины подается по трубопроводам пусковой схемы энергоблока. Режим горячего резерва турбоустановки позволяет перевести его в работу с необходимым уровнем нагрузки без предварительных пусковых операций. Требуется лишь осуществить синхронизацию электрогенератора в сеть. Вместе с тем, из-за большого расхода топлива на период ГВР (не более 5 часов) рассмотренный режим не нашел широкого применения в практике эксплуатации электростанций.
13.6. Реализация перегрузочных режимов в турбоустановках
Максимальное значение мощности турбоагрегата (на 10-15% от номинального значения) реализуется при форсировке котла, когда повышается его производительность сверх номинального значения (обычно на 5-7%). В турбине с сопловым парораспределением максимальное значение мощности достигается открытием перегрузочного регулирующего клапана. Электрогенераторы паровых турбин допускают длительное повышение мощности при одновременном снижении ее реактивной составляющей. Например, турбогенератор ТВВ-320-2УЗ допускает повышение мощности на 10% при cos=0,9 и до уровня 360 МВт при cos=0,95. В данных режимах перегрузке подвергается регулирующая ступень ЦВД, а также предотборные ступени теплофикационных турбин. Речь идет об изменении теплоперепадов ступеней при росте расхода пара в проточную часть турбины. При этом изменяются осевые нагрузки в валопроводе турбоагрегата и растут изгибающие напряжения в лопаточном аппарате.
В ряде случаев для получения пиковой мощности используются теплофикационные турбины, когда уменьшают тепловую нагрузку отопительных отборов пара. После увеличения расхода свежего пара начинают открывать поворотную диафрагму, в результате чего увеличивается расход пара в ЧНД и мощность турбины. Компенсация тепловой нагрузки осуществляется водогрейным котлом. Повышение электрической нагрузки возможно вплоть до перехода турбины на конденсационный режим эксплуатации.
Менее эффективно получение пиковой мощности за счет отключения регенеративных отборов пара из турбины. Отключение ПНД, как правило, не приводит к значимому росту мощности турбины. Отключение ПВД позволяет получить повышение мощности на 10-12%. При этом для поддержания температуры свежего пара на расчетном уровне при снижении температуры питательной воды необходимо увеличивать расход топлива в котел. В современных энергоблоках по ограничениям систем защиты заводы-изготовители разрешают отключать только всю группу ПВД. При этом существенно растет удельный расход топлива, а также возникают проблемы малоцикловой усталости питательного тракта, включая экономайзерную часть котла. Поэтому данный способ получения пиковой мощности находит в практике ограниченное применение.