Author: Морозов Г.Н. Гиршфельд В.Я.
Tags: электротехника теплоэнергетика теплотехника электричество электростанции тепловые электростанции
Year: 1986
Text
В. Я. ГИРШФЕЛЬД, Г. Н. МОРОЗОВ
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Издание второе, переработанное
Допущено Министерством энергетики и
электрификации СССР в качестве учебника
для энергетических и энергостронтельиых
техникумов
(g
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1986
scanner by http ,,tec2v.narod ru/book
ББК 31.37
Г 51
УДК 621.311.22(075.32)
Рецензент “Московский энергетический техникум
Гиршфельд В. Я-, Морозов Г. Н.
Г 51 Тепловые электрические станции: Учебник для
техникумов. — 2-е изд., перераб.—М.: Энергоатом-
издат, 1986 — 224 с.; ил.
Наложены теоретические основы проектирования тепловых элек¬
тростанций как на Органическом, так и на ядерном топливе. Приведе¬
ны тепловые схемы электростанций, описано их основное и вспомо¬
гательное оборудование, даны основы их выбора и расчета. Значитель¬
ное внимание уделено вопросам теплофикации и централизованного
теплоснабжения. Рассмотрены вопросы надежной и безаварийной экс¬
плуатации электростанций.
Первое издание,вышло в 1973 г. Второе издание существенно пе¬
реработано с учетом изменений в структуре топливно-энергетического
комплекса страны. '
Для учащихся энергетических и эвергостронтельных техникумов.
2303030000-357
051(01)-80 2І8‘86
ББК 31 37
Вениамин Яковлевич Гиршфельд
Григорий Наумоннч Морозов
ТЕПЛОВЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Редактор В. Г. Ф е-й м а н
Редактор издательства Т. И. Мушинска
Технический редактор О. Д. Кузнецова
Корректор Л. С. Тимохова
ИБ № 357
СДано в набор 02.10.85 Подписано в печать 30.12.85 Т-24581
Формат 70X100’/іе Бумагу типографская № 3 Гарнитура литературная
Печать высокая Усл. печ. л. 18,2 Усл. кр.-отт. 18.2 уч.-нзд- л. 19,52
Тираж 14 000 экз. Заказ 432 Цена 90 к.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114. Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции н ордена Трудового Красного Зна¬
мени МПО «Первая Образцовая типография имени А. А. Жданова»
Союзполнгряфпрома' при Государственном комитете СССР по делам
издательств, полиграфии и книжной торговли. 113054, Москва, М-54,
Валовая, 28
© Издательство «Энергия», 1973-
© Энергоатомиздат. 1986, с изменениями
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book-
ПРЕДИСЛОВИЕ КО ВТОРОМУ ИЗДАНИЮ
За 13 лет, прошедших о выхода
-* свет первого издания учебника,
энергетика претерпела существен¬
ные количественные и качественные
изменения. Значительно выросли
мощности электростанций ' и еди¬
ничные мощности агрегатов, про¬
изводство электроэнергии. Соответ¬
ственно возросло потребление топ¬
лива энергетикой. Топливно энерге¬
тический комплекс поглощает
ЛО 40 % направляемых в промыш-
лейность капиталовложений.
В настоящее время СССР явля-
■етея единственной в мире индуст¬
риальной державой, обеспечиваю¬
щей развитие своей экономики на
собственных эиергоресурсах. Одна¬
ко за последнее врем И коренным
•образом изменилось. географиче¬
ское размещение основных топлив-
иых баз. Основной прирост добычи
нефти, природного газа и угля
достигается за счет восточных
районов. Поэтому в X пятилетке
■основной прирост мощностей элек¬
тростанций в европейской части
■СССР осуществлялся за счет
атомных электростанций (АЭС).
Эта линия продолжалась и в XI пя
тилетке.
«Удовлетворить растущие по
тревиости страны в топливе и энер¬
гии главным образом за счет все¬
мерной экономии топливно-энерге¬
тических ресурсов, ускоренного раз
вития атомной энергетики, газовой
промышленности н добычи угля от
крытым способом» — записано в
«Основных иаправлеинях экономи¬
ческого и социального развйтия
гСССР на 1986—1990 годы и на пе-
ЦВод до 2000 года».
второе издание учебника суще-
■стмйшо переработано. Изменения
в учебнике, вызваны необходи¬
мостью сообщить учащимся — буду¬
щим специалистам-теплоэнергети¬
кам — знания, отражающие дости¬
жения научно-технического про¬
гресса, привить им бережливое
отношение к топливу и энергии.
Курс «Тепловые электростанции»,
в котором излагаются теоретиче¬
ские основы проектирования и
эксплуатации тепловых электро¬
станций (ТЭС), базируется на зна¬
ниях, полученных учащимися при
изучении курсов «Теоретические
основы теплотехники», «Паровые
котлы», «Паровые турбины». Неко¬
торые станционные вопросы учеб¬
ной программой отнесены к пере¬
численным курсам и потому в
данном учебнике ие рассматрива¬
ются. К ним относятся топливо¬
подача, золоулавливание, золоуда¬
ление. «
Замечания и пожелания, выска¬
занные преподавателями энерге¬
тических техникумов, были с бла¬
годарностью приняты авторами
при работе над вторым изданием
учебника. Авторы стремились при¬
держиваться программы курса и
Полностью осветить ее содержание.
Материал учебника распределя¬
ется следующим образом: В. Я. Гир-
шфельдом написаны введение и
гл. 1, 4, 5, 7, 10—12; Г. Н. Морозо¬
вым— гл. 2, 3, 6, 8, 9, 13—17.
Авторы выражают благодарность
рецензенту и редактору и будут
признательны всем читателям за
замечания и пожелания по второму
изданию учебника, которые следует
направлять по адресу: 113114,
Москва, М-114, Шлюзован наб, 10,
Энергоатомиздат.
Авторы
3
scanner by http .■ tcc2v.narod ru/book/
Введение
В.1. Производство и потребление
электроэнергии
Электрификация .народного хо¬
зяйства СССР, провозглашенная
В, Й. Лениным и научно обосно¬
ванная в историческом плане
ГОЭЛРО, неизменно разливается и
занимает важнейшее место в пла¬
нах экономического развития иа-
цйй страны. Все _ возрастающее
Использование электроэнергии в
"тйнблогнческих процессах, иа
транспорте, в сельском хозяйстве н
в бытовой технике приводит к
иёуКлонному росту ' потребления н
производства электроэнергщц^Рост
производства электроэнергии в
СССР показан’ в табл.-В.!.
Илаи ТОЭЛРО был принят
в 1920 г. К 1935 г. этот план был
перевыполнен, на электростанциях
была введена мощность 15 млн. кВт
и по производству электроэнергии
СССР вышел на третье место в
мире Послевоенный период харак¬
теризуется быстрым ростом произ¬
водства электроэнергии преимуще¬
ственно за счет строительства мощ¬
ных ТЭС. В последний год X пяти¬
летки (1980 г.) энергетика СССР
достигла следующих показателей:
годовая выработка электроэнер¬
гии— 1295 Млрд. кВт-ч, в том числе
на ТЭС на органическом топливе —
81,2 у%; на гидравлических электро¬
станциях (ГЭС)—13,4%, на атом¬
ных электростанциях (АЭС)—5,4%.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)-
отпустили потребителям
4815 млн. ГДж (1150 млн. Гкал)
теплоты.
' При этом структура потребления
электроэнергии, %, была следую¬
щая: промышленность и строитель¬
ство—55,2, транспорт — 7,9, сель¬
ское хозяйство — 8,4, быт — 12, соб¬
ственные нужды электростанций и
потери в сетях— 15.
В соответствии с. Продовольст¬
венной программой, утвержденной
на майском (1982 г.) Пленуме
ЦК КПСС, быстрыми темпами рас¬
тет потребление электроэнергии на
технологические и бытовые нужды '
села. В 1980 г. годовой отпуск
электроэнергии сельскому хозяйст¬
ву составил 111 млрд. кВт-ч.
Рост электровооружеиностн села
характеризуется ростом мощности
Электродвигателей в ■ колхозах в
совхозах:
Годы 1965 1975 I960 1985
млн. кВт . . . 11,5 45,2 68,1 84
Установленная мощность между
тремя основными типами электро-
Та'бл’ица В. I. Установленная мощность и выработка электроэнергии
иа элщАртстаициях СССР
Годы
Показатель
»13
1928
1937
1950
. 1965
1970
1975
1980
1984*
Производство электро¬
энергии, млрд. кВт-ч
Установленная мощность
влектростакцйй, млн. кВт
2,04
1.14
5,01
1,91
8,1
36,4
292,3
66,7
507
114,Q
749
168
1038
218
•
'1295
260,6
1493
4
scanner by http .4cc2v.narod.ru/book'
Телица îfe.2. Добыча первичного топлива
Показатель
' Добыча топлива за год*
1970
1975
1980
1985 (плен)
г Общая добыча первичного
1227(100)
1551 (100)
ЦВ75 (100)
2180(100)
топлива, млн. т условного топ-
лада (о/о)
В том числе:
нефть к газовый конденсат.
353 (41)
490,8(44.7)
603 (45,9)
620(41,8)
млн. т (%)
газ, млрд, м8 (%)
198(19,4)-
289(22,2)
436,5(27,5)
600(33,6)
уголь, млн. Т (°/о)
624,1(35,9)
701 (30,2)
715(25,2)
770(22,9)
прочие р/о)’
(3.7)
(2,9) '
(1-4)
(1,7)
* В скобках указана доля обшей Добычи в условной топливе.
станций в 1980 г. распределялась
следующим образом: ТЭС —
196 млн. кВт (75,6%), ГЭС —
52.3 млн. кВт (19,7%), АЭС —
12.3 млн. кВт (4,7 %).
В XI пятилетке достигнут даль¬
нейший рост выработки электро¬
энергии до 1493 млрд. кВт-ч
в '1984 г., в том числе на АЭС — до
220—226 млрд. кВт-ч и на ГЭС —
до 230—235 млрд. кВт-ч. Намечено
в XII пятилетке выработать 1840—
1880 млрд. кВт-ч электроэнергии,
в том числе 390 млрд. кВт-ч на
АЭС (210/.).
В европейской части будут стро¬
иться мощные АЭС, в том числе с
реакторами на быстрых нейтронах,
а в восточных районах страны—
конденсационные тепловые электро¬
станции единичной мощностью 4—
6 млн. кВт и гидроэлектростанции.
Предусматривается дальнейшая
централизация теплоснабжения за
счет сооружения мощных ТЭЦ на
органическом и .ядерном топливе,
атомных станций теплоснабжения и
крупных котельных. Намечается
создание маневренных энергетиче¬
ских мощностей.
В XII пятилетке намечается де¬
монтировать устаревшее оборудова¬
ние мощностью 10 млн. цВт, модер¬
низировать энергетическое оборудо¬
вание. мощностью не менее 25 млн
кВт.
Предусмотрено повышение про¬
изводительности труда на 21—гЗ®/.,
снижение себестоимости электриче¬
ской н тепловой энергии на 4—5°/о.
Мировое производство элек¬
троэнергии быстро возрастает
Так, в, 1970 г. оно составило
6150 млрд. кВт-ч, в 1980 г.— око¬
ло 9000 млрд. кВт-ч.
В.2. ЭиергореСурсы
и топливный баланс
Развитие энергетики и рост ка¬
питаловложений в топливно-энер¬
гетический комплекс в значитель¬
ной мере зависят от энергоресур'
сов страны щих. географического
расположения. у¥акрщг-СССР {боль¬
шая часть "энергоресурсов находит¬
ся в восточных районах страны,
тогда как основные истребители
электроэнергии размещены в евро¬
пейской части. Это обстоятельство
привело к преимущественному раз¬
витию АЭС—в _ецрап£йской части
СССР начиная с X пятилетки. В то
же время в восточных районах (Си¬
бирь, ■ Казахстан,. Средняя Азия,
Дальний Восток) сосредоточены
энергоресурсы—дешевые угли (куз¬
нецкие, экнбастузские, кайско-.ачин-
ские), природный и попутный газ,
дефть, гидроресурсы, что обеспе¬
чивает создание мощных ТЭС и
ГЭС. В табл. В.2 приведены дан¬
ные о добыче основных видов пер¬
вичных топливных ресурсов в
СССР.
В XI пятилетке использование
мазута иа электростанциях Лййж7
но сг.и.даъся г 115 до ,90 млн. т,
нли на 22%, таза — возрасти
иа 40% и угля на 12%.
Б
scanner by http / tcc2v.narod ru/book
Таблица В.3. Структура потребления
Топливно-энергетических ресурсов
Год
Ьид топлива, %
Жидкое
иефтя.
ное
Газ ■
Твер¬
дое
Гидро-
ресур-
сы
Ядер-
ное
1970
19,3
19,3
42,7
18,2
0,5
1975
25
18,6 /
41,2
13,1
2,1
1980
27,9
18,2
32,5
15,3
6,1
1985
(план)
18,0
21,8
29,5
15,5
15,2
Структура потребления топлнв-
но-энергеТнческих ресурсов СССР
характеризуется Табл. В.З. Из
табл. В.З видно, что в X пяти¬
летке доля жидкого топлива
вдаросла',' а твердого сократилась,
хотя уже брл взят курс на изме¬
нение этого соотношения в пользу
увеличения доли твердого топли¬
ва. Это объясняется вводом уже
строившихся ТЭС на жидком топ-
Лйве“и инерционностью топливно-
эііергетйческого комплекса.
Мировые энергетические ресур¬
сы географически распределены
неравномерно.
Промышленно развитые страны,
включая США, вынуждены импор¬
тировать топливо, особенно жид¬
кое. СССР полностью обеспечи¬
вает свою энергетику за счет соб¬
ственных энергоресурсов, а кро¬
ме того, в значительной мере н со¬
циалистические страны — члены
СЭВ. СССР, развивая взаимовы¬
годные экономические связи,
экспортирует в Западную Европу
нефть, природный газ н электро¬
энергию.
В 1979 г. мировое потребление
энергоресурсов составило 10 млрд,
т. условного топлива.
‘ По данным XI Мировой энерге¬
тической конференции, происхо¬
дившей в Мюнхене в 1980 г., об¬
щее количество ресурсов органи¬
ческого топлива в мире составля¬
ет 13 тыс. млрд, т условного топ¬
лива, из которых 83 % приходится
на уголь. При этом надо учесть,
что коэффициенты нзвлечеиия, вы¬
ражающие долю топлива, которую
экономически целесообразно из-
6
влекать нз недр, составляют 0,85
для .угля и 0,35 дли нефти.
^Быстрый рост добычи топлива
в мире не может продолжаться
бесконечно нз-за ограниченности
мировых ресурсов. Поэтому в
СССР н в других промышленно
развитых странах взят курс на ис¬
пользование на АЭС ядерного го¬
рючего — сначалана АЭС на теп¬
ловых нейтронах, затем на АЭС
на' быстрых нейтронах с реактора¬
ми-размножителями.
Овладение управляемым Термо¬
ядерным синтезом откроет путь
термоядерным электростанциям
с практически неограниченными
энергоресурсамн. Большое внима¬
ние уделяется во всем мире нетра¬
диционным источникам энергии —
солнечной н петровой, геотермаль¬
ной, энергии морских приливов,
которые, однако, в ближайшие го¬
ды не смогут занять существенно¬
го места в энергетике.
В.З. Энергетическая программа
СССР на длительную перспективу
В соответствии с решениями
XXVI съезда КПСС и ноябрьско¬
го (1982 г.) Пленума ЦК КПСС бы¬
ла разработана Энергетическая
программа СССР на длительную
перспективу.
Энергетическая программа
СССР исходит из предваритель¬
ных расчетов развития экономики
СССР до 2000 года и определи
ет научно обоснованные принципы,
главные направления и важней¬
шие мероприятия по расширению
энергетической базы и дальнейше¬
му качественному совершенствова¬
нию топливно-энергетического ком¬
плекса страны.
Реализация энергетической про¬
граммы СССР яр.итэя одним из не¬
обходимых условий для ускорения
перевода экономики страны на ин¬
тенсивный путь развития, позво¬
лит существенно увеличить энерго¬
вооруженность отраслей народно,
го хозяйства, особенно агропро¬
мышленного комплекса, и будет
scanner by http </tcc2v.narod.ru/book
содействовать успешному выполне¬
нию Продовольственной програм¬
мы СССР.’
Основные положения Энергети*
ческой программы СССР преду¬
сматривают:
проведение активной энергосбе¬
регающей политики на базе уско¬
ренного научно-технического про¬
гресса во всех звеньях неродного
хозяйства н в быту, всемерную
экономию топлива и энергии,
обеспечение на этой основе значи¬
тельного снижения удельной энер¬
гоемкости национального продукта;
ускорение технического прогрес¬
са в отраслях топливно-энергети¬
ческого комплекса, а также в ма¬
шиностроительных и других смеж¬
ных отраслях промышленности,
поставляющих этому комплексу
оборудование, машины? и материа¬
лы;
обеспечение, опережающих тем¬
пов роста производства электро¬
энергии по сравнению с темпами
роста добычи и производства пер¬
вичных энергетических ресурсов;
ускоренное развитие газовой
промышленности для удовлетворе¬
ния внутренних потребностей стра¬
ны и нужд экспорта;
обеспечение стабильно высокого
уровня добычи нефти, в том числе
за счет повышения. нефтеотдачи
пластов;
заблаговременную подготовку
промышленных запасов топлива,
и особенно нефти, резкое увеличе¬
ние объема и 'повышение эффек¬
тивности разведочного бурения’ на
нефть, в первую очередь в наибо¬
лее перспективных районах;
обеспечение роста ресурсовн мо¬
торных топлив, прежде всего за
счет увеличения 'объема и глубины
переработки нефти, при одновре¬
менном сокращении расхода мазу¬
та электростанциями, а также пу¬
тем широкого использования в ка¬
честве моторных топлив сжатого
н сжиженного природного газа
н организации по мере решения
научно-технических проблем про¬
изводства синтетических моторных
топлив из газа, угля и горючих
сланцев;
форсированное * развитие ядер-
ной энергетики для производства
электрической и тепловой энергии
и высвобождения иа этой основе
значительного количества органи¬
ческого топлива;
Строительство в качестве манев-
реиных мощностей гидроаккумули¬
рующих электростанций в евро¬
пейской части страны;
развитие угольной промышлен¬
ности преимущественно за счет
увеличения добычи угля откры¬
тым способом в восточных районах
н ускоренное строительство мощ-;
ных тепловых электростанций, ис¬
пользующих эти угли;
экономически оправданное ком¬
плексное освоение гидроэнерге¬
тических ресурсов Сибири, Даль¬
него Востока и Средней Азии;
создание технической и мате¬
риальной базы для широкого ис¬
пользования реакторов на быстт
рых нейтронах, вторйчного ядер-
ного горючего, тория и его соеди¬
нений, энергии термоядерного син¬
теза, а также нетрадиционных во¬
зобновляемых 'источников энергии,
в том числе солнечной, геотермаль¬
ной, приливной, ветровой энер¬
гии и биомассы;
оптимальное сочетание различ¬
ных способов транспортировки
в европейскую часть страны боль¬
шого количества эйергетическнх
ресурсов из восточных районов,
главным образом из Сибири, где
будет обеспечен основной прирост
объема добычи органического топ¬
лива;
повышение надежности топлнво-
н энергоснабжения путем созда¬
ния необходимых резервов произ¬
водственных мощностей в отрас¬
лях топливно-энергетического ком¬
плекса;
обеспечение в необходимых ко¬
личествах экспорта топлива н элек¬
троэнергии, в первую очередь
для решения совместных с братс¬
кими социалистическими странами
энергетических проблем, а также
7
scanner by http, tec2v.narod ru/book
для эффективного участия в меж¬
дународном разделении труда.
.Решения апрельского (1985 г.)
Пленума ЦК КПСС и совещания
н ЦК КПСС в нюне 1985 г. по во-,
'просам ускорения научно-техниче¬
ского прогресса поставили перед
энергетикой страны первоочередные
задачи: замена устаревшего обору¬
дования на многих электростанциях,
перерасходующих топливо; повыше¬
ние надежности энергоблоков, ава¬
рийный простой которых приводит
к недоотпуску электроэнергии на¬
родному, хозяйству; повышение каче¬
ства энергетического' оборудования,
снижение его металлоемкости, до¬
ведение его показателей до уровня
лучших мировых образцов.
В.4. Электрические станции
и энергетические системы
В.4.1. Типы электростанций
и электроэнергетические системы
Выше уже отмечалось, что источ¬
никами электроэнергии являются
тепловые, гидравлические и ‘ атом¬
ные электростанции. На всех элект¬
ростанциях двигателями являются
турбины: на ТЭС —паровые и в не¬
большом количестве газовые, на
АЭС— паровые, на ГЭС — гидрав¬
лические. Таким образом, и ТЭС, и
АЭС являются паротурбинными
электростанциями и отличаются
видом топлива: на ТЭС — органи-'
ческое, на АЭС — ндериое. ТЭС и
АЭС разделяются на конденсаци¬
онные электростанции (КЭС), на
которых электрические генераторы
приводятся Во вращение посред¬
ством конденсационных турбин, и
ТЭЦ, иа которых установлены
теплофикационные турбины с регу¬
лируемыми отборами пара для
отпуска теплоты потребителям.
.Теплоэлектроцентраль отпускает
электроэнергию в .общую электри¬
ческую сеть ' и теплоту — в мест¬
ную сеть теплоснабжения. Таким
образом, и КЭС, и ТЭЦ ра¬
ботают на общую электрическую
сеть, образуя энергетическую Си-
S'
стему, обеспечивающую электро¬
снабжение -некоторого района.
Объединение электростанций в
энергосистемы означает концентра¬
цию производства и централиза¬
цию распределения электроэнергии,
что было предусмотрено еще пла¬
ном ГОЭЛРО.
Объединение электростанций
энергосистемы позволило непрерыв¬
но наращивать единичные мощнос¬
ти агрегатов и электростанций при
умеренных величинах необходимо¬
го аварийного резерва. Отдельные
энергосистемы объединены в объе¬
диненные энергетические системы
(ОЭС). Так, в европейской части
имеются ОЭС Центра, Северо-За¬
пада, Юга. В 70-е годы было про¬
должено создание Единой энерге¬
тической системы СССР (ЕЭС
СССР), мощность которой' состави¬
ла в 1984 г. 254 млн. кВт.
Энергетические системы имеют
централизованное диспетчерское уп¬
равление, распределяющее суммар¬
ную электрическую нагрузку между
отдельными электростанциями. Та¬
ким образом, формируется суточный
график нагрузки каждой электро¬
станции, который определяется су¬
точным графиком потребления элек¬
троэнергии для энергосистемы.
Мощность источников электро¬
энергии энергосистемы должна быть
равна потребляемой мощности плюс
мощность собственных нужд элек¬
тростанций и плюс, мощность, затра¬
чиваемая на технологические нужды
в линиях электропередачи. Непре¬
рывные нарушения этого равенства
из-за изменений потребления или ге¬
нерации электроэнергии приводят
к непрерывным колебаниям частоты
в энергосистеме. Эти отклонения
частоты должны укладываться
в пределы ±0,1 Гц.
В.4.2. Графики электрической нагрузки
Потребляемая мощность меняет¬
ся в течение суток, что объясняется
переменным характером потреблен
ния и его структурой. Основную наг¬
рузку дает промышленное потреб-
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book'
•Рис, В.I. Суточные графики электрической нагрузки энергосистемы: ‘
а — формирование суточного графика нагрузки энергосистемы; б — графики в&грузки по дням
недели
ление электроэнергии, которое
складывается из потребления одно¬
сменных, двухсменных н трехсмен¬
ных предприятий.
Большая доля двухсменных пред¬
приятий предопределяет ночной про¬
вал электрической нагрузки. Это об¬
стоятельство усиливается бытовой
электрической нагрузкой, имеющей
пиковый характер. Суточный график
электрической нагрузки энергосис¬
темы отличается также по дням не¬
дели (рабочий и нерабочий день) и
■по времени года. Наибольшая элек¬
трическая нагрузка имеет место
осенью и зимой (осенне-зимний мак¬
симум), т. е. в период отопительно¬
го сезона. На рис. В.1 показаны су¬
точные графики электрической наг¬
рузки энергосистемы, причем пока¬
зана разница по дням недели.
В субботу график промежуточный
между пятницей (рабочий день) и
воскресеньем.
На рис. В.1,а показано формиро¬
вание суточного графика электри¬
ческой нагрузки рабочего дня как
суммы нагрузки различных катего¬
рий потребителей. В базе суточного
■ графика нагрузки лежит потребле¬
ние трехсменных предприятий. В ре¬
зультате наложения потребления
двухсменных и -односменных пред¬
приятий и нагрузки, имеющей пи¬
ковый характер, Получается харак¬
терный суточный график электри¬
ческой нагрузки энергосистемы с
ночным провалом, последующим
утренним быстрым ростом нагрузки
до утреннего пика, дневным
неглубоким провалом, и последую¬
щим вечерним пиком, после кото¬
рого следует быстрый спад на¬
грузки. Параллельная работа
электростанций энергосистемы по¬
могает покрывать этот переменный
суточный график электрической
нагрузки.
Для обеспечения утреннего н осо¬
бенно вечернего максимумов под¬
ключаются пиковые элетростанцни,
в часы ночного провала электричес¬
кой нагрузки часть турбин н соот¬
ветственно котлов разгружается и
несет минимальную технически до¬
пустимую нагрузку (технический
минимум), часть турбин н котлов
выводится в резерв.
Таким образом, суммарная элек-
трическая нагрузка распределяется
между электростанциями энергосис-,
темы с учетом их маневренности,
т. е. способности к работе по пере¬
менному графику нагрузки, н теп¬
ловой экономичности.
В. базе суточного 'графика энер¬
госистемы размещаются ТЭЦ н
АЭС, разгрузка которых неэконо¬
мична н технически ограничена
(особенно АЭС).
9
scanner by http-; tcc2v.narod ru/book/
Рис. В.2. Суточный график электрической нагрузки энергоблока-
а — 9ИМННЙ день; б — летний день; в — построение годового графика электрических нагрузок п-
про до л ж ите л ьности
На рис. В.2.а,б приведен харак
тарный суточный график электри¬
ческой нагрузки энергосистемы в
зимний н летний дни. На рнс. В.2.а
показан годовой график продол¬
жительности электрических нагру
зок, который строится по суточным,
графикам нагрузки,— зимнему и
летнему, рабочего и нерабочего
дней. Годовой график электриче¬
ских нагрузок по продолжитель¬
ности (график Росандера) описи
вается формулой
Л7^а«е=1—(1—М (т/Тгод)*. (В.1)
Здесь N, А'макг — текущее и макси¬
мальное значение мощности; т,
Тгол — текущее и годовое (8760 ч)
время;
/о==Л^мнн/^макс;
X=(f-f0)/(l-f), (В.2)
f — коэффициент годовой нагрузки.
Годовое потребление электриче¬
ской энергии равно площади под
крйвой на графике Росандера:
Ѵод
Лод = Ç
О
В.4.3. Анализ топливоиспользования
в энергосистеме
Работа энергосистемы характе¬
ризуется годовым отпуском элек-
троэнергии Эгію годовым расхо
дом топлива ДГОд в тоннах услов¬
ного топлива, удельным расходом
топлива на отпущенный I МВт-ч
бГп=вгм./э?:д". , (в.З)
Значение Ь°т" является средним
удельным расходом топлива по
энергосистеме, следовательно, есть
электростанции, имеющие удельный
расход выше или ниже среднего.
Рассмотрим вопрос о влиянии
работы электростанций, входящих
в энергосистему, на средний удель¬
ный расход топлива по энерго¬
системе 6?’". Для этого сравним
показатели рассматриваемого года
с показателями предыдущего (ба¬
зового) года. Изменение расхода
топлива по і.-й электростанции
ДД і=ЬріЭа—ЬыЭы—
—Ьбс(ЭР,—Эб{), (В.4)
где 6р;, бе,-, Ьб.с — удельные расходы
топлива по Ій электростанции за
рассматриваемый и базовый годы
и по энергосистеме за базовый год;
scanner by http ./tcc2v.narod.ru/book/
— отпуск электроэнергии по
і-й электростанции за рассматри¬
ваемый и базовый годы. •
Величина Ь^с(Эрі—ЭСІ) введена
в (В.4), чтобы привести рассматри¬
ваемый и базовый годы к одинако¬
вому отпуску электроэнергии по
t-й электростанции Эрі, причем до¬
полнительный отпуск 'электроэнер¬
гии _ Эрі—Эы берется со среднеси-
хтемным удельным расходом по
энергосистеме за базовый год Ьб.е.
- К выражению (В.4) прибавим и
из него вычтем значение Ь^Эрі1
получим
ДВг ЬріЭрі^ Ьс)іЭбі~—Ьб.сЭрі~^~
-^-Ьб.сЭбі-^-ЬыЭрі.—
(6pf Ьбі)Эрі~\~ (Ьбі~~~Ьб.е]
Х(Эрі—Э6І). (В.5)
Из выражения (В.5) следует, что
изменение расхода топлива по і-й
электростанции за рассматривае¬
мый год складывается из двух со¬
ставляющих:
АВтех і= (Ьрг—Ьбг)5р£;
ABcrpï= (feci—Ьб.с) (Эрі—Эбі).
Первая составляющая ЛВтехі выра¬
жает изменение расхода топлива по
і-й электростанций за счет измене¬
ния удельного расхода топлива с
Ъъі на Ьрі, отражающего техническое
совершенствование оборудования.
Вторая составляющая АВСт₽і—
это изменение расхода топлива і-й
электростанцией за счет изменения
отпуска электроэнергии, что означа¬
ет перераспределение нагрузки меж¬
ду электростанциями энергосисте¬
мы, т. е. изменение структуры вы¬
работки электроэнергии в энергоси¬
стеме в рассматриваемом году.
Разделим все слагаемые (В.5) и а
значение Эрс и перейдем к измене¬
нию удельного расхода топлива:
(Ьрі Ьбг) Ôpî (Ьбі Ьб.с) X
Х(брг-бріір), (В.6)
где
6pi—Эрг/Эрс'і ф—ЭЭрі.
Таким образом, снижение удельно¬
го расхода топлива энергосистемы
определяется как снижением удель¬
ных расходов топлива на электро¬
станциях, так и увеличением загруз¬
ки более экономичных электростан¬
ций и снижением загрузки менее
экономичных- Поэтому в часы про¬
вала графика электрической нагруз¬
ки и в нерабочие дни следўет раз¬
гружать и выводить в резерв менее
экономичные электростанции.
В соответствии с «Правилами тех¬
нической эксплуатации электриче¬
ских станций и сетей» [8] разгруз¬
ка неэкономичного оборудования
осуществляется по принципу отно¬
сительных приростов расходов топ¬
лива (см. гл. 1).
В.4.4. Надежность электроснабжения
и аварийный резерв в энергосистему
Расчетная надежность электроснабжения
равна единице минус отношение расчетного
недоотпуска электроэнергии за год к рас¬
четному годовому потреблению электро¬
энергии. Недоотпуск электроэнергии обус¬
ловлен отказами оборудования или линий
электропередачи. Отказом в работе называ¬
ется событие, заключающееся в нарушении
работоспособности оборудования электро¬
станций, электрической или тепловой сети
энергосистемы. Отказы в зависимости от
характера нарушения, степени повреждения
и величины недоотпуска электрической и
тепловой энергии учитываются как аварий,
отказы в работе I степени, отказы в рабо¬
те II степени и потребительские нарушения.
Аварии делятся на станционные, элек¬
тросетевые. тепло сетевые и системные. Рас¬
следование и учет отказов н аварий регла¬
ментированы специальной инструкцией Мин¬
энерго СССР-
При выходе из строя мощности ДМ не¬
доотпуск электроэнергий может произойти
только в часы пиковой нагрузки н притом
незначительный, что видно из суточного
графика электрической нагрузки рис. В.1.
Годовой недоотпуск электроэнергии нз-за
выхода из строя мощности ДМ показан на
годовом графике продолжительности элек¬
трической нагрузки (рис. В.2,в). Этот -не¬
доотпуск соответствует площадке ю. Вели¬
чина о может быть подсчитана по ДМ н
с помощью выражения (В.1). Разделив œ
на Эгод. получим
0=<о/ЭгоД=а(ДМ/Мс)(’/л+1\ (В.7)
где
a=I/[f(l/À+I)(I-Ml/J]. (В.7а)
Недоотпуск электроэнергии из-за отка¬
зов оборудования может быть компенсиро¬
ван вводом в действие аварийной резервной
мощности энергосистемы. Относительное
11
scanner by http;/Acc2v.narod ru/book/
значение аварийного резерва в энергосисте¬
ме прн равной надежности.электроснабже¬
ния зависит от мощности энергосистемы,
единичных мощностей турбин н надежности
оборудования. Разберем методику оценки
значения аварийного резерва в энергосисте¬
ме при принятом уровне надежности элек¬
троснабжения. Количественно надежность
оборудования характеризуется коэффициен¬
том готовности по времени
Кгот=’Граб/(Траб-}-Тав)» (В.8)
где Трав —'время исправной работы обору¬
дования в течение года, ч; твв — время ава¬
рийного простоя в течение года, затрачи¬
ваемое 'на восстановительный ’ремонт, ч.
Применяется также характеристика, назы¬
ваемая аварийностью:
^,=Тан/(Траб'кТав). (В.9).
Очевидно, что Кто т+4—1-
Если в энергосистеме имеется п одина¬
ковых энергоблоков, то можно записать
или
(Ст + 9бл)« = I. (В. 10)
Из бинома (В.ІО) получаем выражение ве¬
роятности выхода из строя нескольких бло¬
ков т из общего числа л:
(ВІІ)
По оценкам значений дел и можно
подсчитать дтп для разных т.
Наступление отказов оборудования ио¬
сит случайный, т. е. вероятностный харак¬
тер. Математическая теория надежности ба¬
зируется иа теории вероятности. Поэтому
мы говорим о вероятностном недоотпуске
электроэнергии из-за отказов оборудования,
величина которого равна <£>я02)я и
Рис. В.З. Интегральная кривая
вероятного иедоотпуска элект¬
роэнергии
12
в сумме 2 ™тЯтп. Рассчитав значения ве-
* I
роятностиого недоотпуска при одновремен¬
ном отказе разного числа энергоблоков, по¬
строим интегральную кривую вероятного
аварийного недоотпуска электроэнергии.
Поскольку с ростом т вероятность одно¬
временного отказа блокои резко снижается,
произведение также уменьшается н
кривая быстро достигает насыщения и при¬
ближается к прямой. На рис. В.З показаны
интегральная «кривая вероятного недоотпус¬
ка электроэнергии и графический метод
определения аварийного резерва по задан¬
ному значению расчетного недоотпуска
электроэнергий. Чем выше мощность энер¬
госистемы, тем меньший процент аварий¬
ного резерва требуется для обеспечения той
же надежности электроснабжения.
Прн ■ возникновении системных аварий
возможно возникновение дефицита мощно¬
сти (например, при отключении - ВЛ) н па¬
дение частоты. Падение частоты в подобной
аварийной ситуации тормозится механиче¬
ской инерцией вращающихся масс турбин и
генераторов, саморегулированием. потреби¬
телей (снижение потребления при снижении
частоты) н реализацией вращающегося ре¬
зерва иа ТЭС. Способность мгновенно реа¬
лизовать часть вращающегося резерва ха¬
рактеризует мобильность ТЭС. При сниже¬
нии частоты в энергосистеме ниже уста¬
новленного уровни должна действовать ав¬
томатическая частотная разгрузка.
ВОПРОСЫ к ВВЕДЕНИЮ
1. Как изменилась структура потребле¬
нии топливно-энергетических ресурсов.
2. В чем. заключаются основные задачи
энергетики СССР в Х1І пятилетке?
3. Каковы тенденции а изменении топ¬
ливного баланса ТЭС?
4. Что дает создание ЕЭС?
5. В чем отличие суточного графика
электрической нагрузки энергосистемы ра¬
бочего и нерабочего дней?
■ 6. Определите значение аварийного ре¬
зерва при надежности электроснабжения
0,999 для энергосистемы, состоящей из од¬
нотипных энергоблоков 200 МВт (п«20;
Kroï=0,96; Л-0,7; 0,5).
7. Проанализируйте изменение удельно¬
го расхода топлива энергосистемы, состоя¬
щей из трех электростанций, по данным:
Электростан¬
ция
Базовый ТоД
Рассматривае¬
мый год
?
і
і
§
§
в
&
te
м
S
X
3
Первая
0,250
2.5
0,245
2,7
Вторая
0,842
3,2
0,334
3.3
Третья
0,362
2,3
0,354
2,1
Система
0.319
8,0
0,311
8,6
scanner by httptcc2v.narod.ru/book
Глава первая
Технологические схемы и экономическая эффективность
тепловых электростанций
1.1. Технологические схемы
ТЭС и АЭС
Цепочка технологических процес¬
сов от доставки топлива ла ТЭС до
выдачи электроэнергии отображена
на технологической схеме рис. 1.1.
Доставка твердого топлива осу¬
ществляется по железной дороге в
специальных полувагонах (четырех¬
осные грузоподъемностью 63 т, ше-
стносиые —93 т и восьмиосные —
125 т). Полувагоны с углем взве¬
шивают на железнодорожных ве¬
сах. В зимнее время полувагоны с
углем пропускают через размора¬
живающий ■ тепляк, в котором осу¬
ществляется прогрев стенок полу¬
вагона подогретым воздухом. Далее
полувагон заталкивается в разгру
зочиое устройство — вагоноопроки¬
дыватель /, в котором он повора¬
чивается вокруг продольной оси на
угол около 180°; уголь сбрасывает¬
ся иа решетки, перекрывающие
приемные бункера 2. Уголь нз бун¬
керов подается питателями на тран¬
спортер, по которому поступает в
узел пересыпки 3; отсюда уголь по¬
дается транспортерами либо иа
угольный склад 4, либо через дро¬
бильное отделение 5 в бункера сы¬
рого угля котельной 6, в которые
может также доставляться с уголь¬
ного склада.
Весь этот топливный тракт вме¬
сте с угольным складом относится
к системе топливопбдачи, которую
Обслуживает персонал топлпвио-
транспортного цеха ТЭС". Размол
дробленого угля •осуществляется в
мельнице 7 с непосредственным
'вдуванием пылевоздушной смеон
через горелкн в топку. Предвари¬
тельно подогретый в воздухоподо¬
гревателе 8 воздух, “ нагнетаемый
дутьевым вентилятором 5, пгідается
■Ч^Т!ДКа-^ѴаряпТСу,_(п'ервичный
воздух) и “частично — непосредст¬
венно к горелкам (вторцчный воз¬
дух). Дутьевой вентилятор засасы¬
вает воздух через воздухозаборный
короб либо из верхней части ко¬
тельного отделения (летом), либо
извне главного корпуса (зимой).
Широко распространен калорифер¬
ный подогрев воздуха паром или
горячей водой перед подачей его
’ в воздухоподогреватель.
Пылёугольные котлы обязатель¬
но имеют также растопочное топ-,
ливо, обычно мазут. Мазут достав¬
ляется в железнодорожных цистер¬
нах 10, в которых ои перед сливом
разогревается паром. Разогретый
мазут сливается по обогреваемому
межрельсовому лотку 11 в прием¬
ный резервуар 12, из которого пере¬
качивающими насосами 13 подается
в основной резервуар 14. Насосом
Рис. 1.1. Технологическая схема ТЭС
13
scanner by http ?-tcc2v.narod ru/book/
первого подъема 15 мазут прокачи¬
вается через подогреватели 16', обо¬
греваемые паром, после которых
насосом второго подъема 17 пода¬
ется к мазутным форсункам. Рас¬
топочным топливом может быть
также природный газ, поступающий
из газопровода через газорегулиро¬
вочный пункт 18 в котёльную.
На ТЭС, сжигающих газомазут¬
ное топливо, топливное хозяйство
значительно упрощается по сравне¬
нию с пылеугольными ТЭС, отпада¬
ют угольный склад, дробильное от¬
деление, система транспортеров,
бункера сырого угля и пыли, а так¬
же система золоулавливания и зо-
лошлакоудаления.
На ТЭС, сжигающих твердое топ¬
ливо в котлах с жидким шлакоуда-
леинем, зола сожженного в тоіГке
котла 19 топлива частично вытека¬
ет в виде жидкого шлака через '
летку пода топки, а частично уно¬
сится дымовыми газами из котла,
улавливается затем в электрофиль¬
тре 20 и собирается в бункерах ле¬
тучей золы. Посредством смывиых
устройств шлак и летучая зола
подаются в самотечные каналы
гидрозолоудаления 21, нз которых
гидрозолошлаковая смесь, пройдя
предварительно металлоуловнтель
и ш л ако дробилку, поступает в ба-
герный насос 22, транспортирую¬
щий ее по золопровода м на золо-
отвал. Наряду с гидрозолоуцалени-
ем находит применение пиевмозоло-
удалеиие, при котором зола не сма¬
чивается н может использоваться
для приготовления строительных
материалов.
Дымовые газы после золоулови¬
теля дымососом 23 подаются в ды¬
мовую трубу 24. При работе котла
под наддувом необходимость уста¬
новки дымососов отпадает.
Подогретый пар нз выходного
коллектора пароперегревателя по
паропроводу свежего пара 25 по
ступает в цилиндр высокого давле¬
ния (ЦВД) паровой турбины 26а.
После ЦВД пар по «холодному» па¬
ропроводу промежуточного пере¬
грева 27 возвращается в котел и
14
поступает в промежуточный паро¬
перегреватель 28, в котором пере¬
гревается вновь до температуры
свежего пара или близкой к ней.
По «горячей» лниин промежуточно¬
го перегрева 27а пар поступает к
цилиндру среднего давления
(ЦСД) 266, затем — в цилиндр
низкого давления (ЦНД) 26в н из
него — в конденсатор турбины 29.
Из конденсатосборника конденса¬
тора конденсатные насосы I ступе¬
ни 30 подают конденсат на фильт¬
ры установки очистки конденсата
31, после которой Конденсатным на¬
сосом второй ступени 32 конденсат
прокачивается через группу подо¬
гревателей низкого давления
(ПНД) 33 в деаэратор 34. В деаэ¬
раторе вода доводится до кипения
и прн этом освобождается от раст¬
воренных в ней агрессивных газов
О2 и СО2, что предотвращает кор¬
розию в пароводяном тракте. Деаэ¬
рированная питательная вода из
аккумуляторного бака деаэратора,
питаемого насосом 35, подается че¬
рез группу подогревателей высоко¬
го давления (ПВД) 36 в экономай¬
зер 37. Тем самым замыкается па¬
роводяной тракт, включающий в се¬
бя пароводяные тракты котла и
турбинной установки.
В последние годы находит приме¬
нение нейтральный^ водный режим
с дозированием газообразного ’Кис¬
лорода во всасывающий коллектор
конденсатных насосов II ступени.
При этом прекращается дозировка
в конденсат или питательную воду
гидразина и аммиака, выпары де¬
аэратора закрываются.
Концентрация кислорода в воде
200—400 мкг/кг при высоком каче¬
стве обессоленного конденсата и от¬
сутствии органических соединении
обеспечивает образование пассиви¬
рующих окнеиых пленок в конден¬
сатно-питательном тракте, ий по¬
верхностях нагрева ПВД и парово¬
го котла. Применение этого метода'
на новых энергоблоках приведет к
бездеаэраторной схеме.
Пароводяной тракт ТЭС являет¬
ся наиболее сложным и ответствен-
scanner by http аtcc2v.narod.ru/book,'
ним, нбо в этом тракте имеют ме-
■сто наиболее высокие температуры
металла и наиболее высокие давле¬
ния пара и воды. Для обеспечения
“функционирования пароводяного
тракта необходимы еще система
•приготовления и подачи добавочной
воды на восполнение потерь рабо¬
чего тела и система технического
водоснабжения ТЭС для подачи ох¬
лаждающей воды в конденсатор
турбины.
Добавочная вода получается в
результате химической очистки сы¬
рой воды, осуществляемой в спе¬
циальных ионообменных фильтрах
химводоочнстки 38. Из бака обес¬
соленной воды 39 добавочная вода
перекачивающим насосом подается
в конденсатор турбины.
Охлаждающая вода прокачивает¬
ся через трубки конденсатора цир¬
куляционным насосом 40 и затем
поступает в башенный охладитель
(градирню) 41, где за счет испаре¬
ния вода охлаждается на тот же
перепад температур, на который
юна нагрелась в конденсатору. Си¬
стема водоснабжения с градирнями
применяется преимущественно на.
ТЭЦ. На КЭС применяются систе¬
мы водоснабжения с прудами-ох-
. ладителями. При испарительном
■охлаждении воды выпар примерно
равен количеству конденсирующе¬
гося в конденсаторах турбни пара.
Поэтому требуется подпитка систем
водоснабжения, обычно водой из
реки.
Электрический генератор 42, вра¬
щаемый паровой турбиной, выраба¬
тывает переменный электрический
ток, который через повышающий
.трансформатор 43 идет иа сборные
шины 44 открытого распределитель¬
ного устройства (ОРУ) ТЭС. К вы¬
водам генератора через трансфор¬
матор собственных нужд 45 присо¬
единены также шины собственного
расхода 46. Таким образом, собст-
вениые нужды энергоблока (элек-
т^0ДййРйтёли_, агрегатов собствен¬
ных нужд — насосов, вентиляторов,^
мельниц и т. п.) питаются от rgjig-s,
”ратора эрергЬблока. È особых слу¬
чаях (аварийные ситуации^ сброс
нагрузки, пуски н остановы)- пита¬
ние собственных нужд обеспёчйва-
ется через резервный трансформа~
тор с тин ОТК-~~
’“Падёжное электропитание элек¬
тродвигателей агрегатов -собствен¬
ных нужд обеспечивает надежность
. функционирования'' энерго'блоКбВ'ТТ
в целом., Нарушения электро-
питания' собственных нужд приво¬
дят к /Отказам и авариям.
Та'ким ббра’зом^ описанная техно¬
логическая схема ТЭС представля”
ет собой сложный комплекс взаимо¬
связанных трактов и систем: топ¬
ливный тракт, система пылеприго-
товления, пароводяной тракт, газо¬
воздушный тракт, шлакозолоудале-
ние, электрическая часть, система
приготовления добавочной воды,
система технического водоснабже¬
ния.
На рис. 1.2 приведена технологи
ческая схема паротурбинной элек¬
тростанции на ядерном горючем,
т. е. атомной электростанции
(АЭС). На схеме даиа двухконтур-
иая АЭС с водо-водяиым энергети¬
ческим реактором (ВВЭР) на теп¬
ловых нейтронах. В парогенерато¬
рах АЭС подобного типа вырабаты¬
вается насыщенный водяной пар,
который . н направляется в специ¬
альные паровые турбины, работаю¬
щие на насыщенном паре; для под¬
держания конечной влажности па¬
ра в допустимых пределах приме
ияется осушение пара в промежу¬
точном сепараторе в комбинации с
промежуточным перегревом лара.
На рис. 1.2 штриховой линией от¬
делена ! подверженная радиоактив¬
ности часть, включающая в. себя
оборудование I контура. Для защи¬
ты персонала АЭС от облучения
атомный реактор, его вспомогатель¬
ные установки, а также парогенера¬
торы заключены в ограждения из
специального бетона, которые носят
название биологической защиты.
Для обеспечения санитарных норм
допустимой концентрации радиоак¬
тивных примесей в воздухе иеоб
служиваемых -(обслуживаемых
только в период ремонта) и полу-
scanncr by http:.. tcc2v.narod ru/book/
Рнс. 1.2. Технологическая схема АЭС
обслуживаемых помещений на АЭС
существует специальная технологи¬
ческая вентиляция.
Вторичный контур АЭС вклюцаеі
в себя турбинные установки с паро¬
проводами й вспомогательным обо
рудованнем, системы водоснабже¬
ния и приготовления добавочной
воды, электрическую часть.
Парогенераторы АЭС подобны
испарителям, в которых греющей
средой является горячая вода. На
АЭС отсутствует газовоздушный
тракт, включающий в себя на обыч¬
ных ТЭС тягодутьевые машины,
воздуховоды, газоходы, золоулови¬
тели и дымовые трубы.
Топливный тракт АЭС принципи¬
ально отличается от топливного
тракта ТЭС на органическом топ¬
ливе. ЯдернОе горючее доставляет¬
ся на АЭС в виде топливных эле¬
ментов в специальных транспорт¬
ных контейнерах. Топливные эле¬
менты поступают на склад ядерного
горючего /. Загрузка топливных
элементов и выгрузка выгоревших
элементов осуществляется периоди¬
чески при остановленном реакторе.
Свежие топливные элементы через
испытательное .помещение 2 пода¬
ются к загрузочно-разгрузочной ма¬
шине 3, осуществляющей загрузку
нХ в реактор 4, а также выгрузку
выгоревших элементов. Посредст¬
вом транспортирующей установки
5 выгоревшие топливные элементы
16
подаются в бассейн для охлажде¬
ния и выдержки 6. В бассейне ох¬
лаждения и выдержки, заполнен¬
ном обессоленной, водой, топливные
элементы выдерживаются, в течение
3—4 мес. Транспортировка элемен¬
тов из бассейна охлаждения на ра¬
диохимические заводы производит¬
ся в специальных контейнерах, име¬
ющих систему охлаждения и биоло¬
гическую защиту. При массе топ¬
ливных элементов 3—4 т масса та
кого контейнера составляет 50 т.
Описанные перемещения ядерного
горючего требуют тщательно раз¬
работанных программ и системы
контроля, позволяют их следить за
каждым топливным, элементом. .
Для реакторов, работающих ра
природном уране, применяется си¬
стема с непрерывной сменой ядер¬
ного горючего;
В первичном контуре теплоноси¬
тель (вода) прокачивается цирку¬
ляционным насосом 7 через реак¬
тор 4 и парогенератор 8.
Разработан типовой проект АЭС
с ВВЭР-1000, турбиной и генерато¬
ром мощностью 1 млн. кВт. Реак¬
торное Отделение снабжается за¬
щитной оболочкой, способной вы¬
держать семибалльное землетрясе¬
ние. Защитная оболочка из бетона,
армированная стальными тросами,
может воспрепятствовать распрост-/
ранению любой утечки радиоактив¬
ных выбросов.
scanner by http, . tcc2v.narod.ru/book/
1.2. Экономическая
эффективность ТЭС
- 1.2.1. Приведенные затраты
Основной тенденцией развития
энергетики является непрерывное
увеличение единичных мощностей
агрегатов (котлов, турбин, энерго¬
блоков) и электростанций, что оп¬
ределяет непрерывное совершенст¬
вование удельных технико-экономи¬
ческих показателей, каковыми яв¬
ляются:
1) удельный расход условного
топлива на 1. кВт-ч, отпущенный
потребителю, Йтп, кг/(кВт-ч);
2) удельные капиталовложения
в ТЭС на установленный 1 кВт
мощ'ностн /г, руб/кВт;
3) штатный коэффициент, т. е.
число обслуживающего персонала
на 1000 кВт установленной мощно¬
сти, П, чел/А!Вт.
Только при условии снижения
этих показателей параллельно с
ростом энергетики могут быть обес¬
печены необходимые для этого-ро¬
ста Материальные и человеческие
ресурсы. Снижение удельного рас¬
хода топлива достигается в резуль¬
тате применения новой техники, что
связано с Дополнительными капита¬
ловложениями ДК, Годовые из
держки на эксплуатацию ТЭС
Г7ГОд=:.ВГОд^т-{-рк7Ѵ усТ^Ч-
Ч-1,4П cAfyCT. (1.1)'
В выражении (1.1) первая со¬
ставляющая представляет собой го¬
довую стоимость топлива ВГСд, Ц?,
гдё Ц? — цена топлива в пересчете
на условное, руб/т условного топли¬
ва; вторая составляющая — это те¬
кущие расходы на эксплуатацию
оборудования (амортизацию, теку¬
щий ремонт и прочие расходы),
для ТЭС рк=0,10-4-0,12; третья со¬
ставляющая-расходы иа оплату
персонала [здесь с— удельные за¬
траты на зарплату, с=1200~
1400 руб/(чел-год)], 1,4 —коэффи¬
циент, учитывающий социальное
страхование и другие накладно
расходы.
2—432
Себестоимость отпущенной элек¬
троэнергии
1 сэ=^год/ж;. (1.2'
Дополнительные капиталовложеніи
ДК—Д& Мус? считаются эффектив
нымн, . если выполняется условиь
ДУ уСт/Д^С ри, где рн — норматив¬
ный коэффициент эффективности
капиталовложений. Для энергетики
принято рн=0,12. При сопоставле¬
нии вариантов ТЭС или их элемен
тов критерием оптимальности явля¬
ются приведенные годовые затраты;
Згод= ^ГОдЧ-рН^А^усТ- (1-3)
Разделив ЗГОд и a получим
удельные приведенные затраты;
З„д = ^+ (L4)
“ЕуСТ I1 ЯС.НЛ
Здесь
Ту СТ == «Эго Д /Ду ст î
Ас,Н== (А^УСТ* А^С-н) /A/уст»
А^с.н — мощность собственных нужд..
Иначе можно записать
■Сует V *С.В/
+ ’ (1Ла)
Хуст V лс,д/
Выбор экономически наивыгод¬
нейшего варианта ТЭС при проек¬
тировании ведется по минимуму
приведенных затрат путем сопостав¬
ления конкурирующих вариантов.
Сопоставляемые варианты приво¬
дятся к равному годовому отпуску
электроэнергии путем добавления
к приведенным затратам варианта
с меньшим отпуском электроэнер¬
гии величины ДЭГОд з3.э, где ДЭГод=
=Эі—Эп; з8.э — удельные приве
денные затраты на замыкающую
электроэнергию. Методика расчета
н определение замыкающих затрат
на топливо и электроэнергию были ••
разработаны Сибирским энергети¬
ческим институтом по заданию АН
СССР.
Замыкающие затраты характе¬
ризуют затраты в народном хозяй-
гіве /для ибсыііЛІния дополннтель-
йьЙ^6е^|ОбЖ>тей| в различных ви-
• 17
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
дах топлива и энергии по стране.
Объективно существующая огра¬
ниченность наиболее эффективных
энергетических ресурсов приводит
к необходимости в каждый опреде¬
ленный период времени вовлекать
в энергетический баланс наряду со
сравнительно дешевыми более до¬
рогие природные источники энер¬
гии. Затратами на эти последние и
оцениваются народнохозяйственные
последствия изменений потребности
в энергетических ресурсах, равно
как и величины нх добычи или про¬
изводства.
Замыкающим может быть топ
либо тех месторождений и бассей¬
нов, которые в совокупности спо¬
собны компенсировать колебания
потребности в энергетических ре-
.сурсах, возникающие при поиске 1
оптимального варианта ТЭС. Вы¬
полнять функции замыкающего
тѳплиёа могут только те источники,
у которых на данном этапе техни¬
чески возможные размеры добычи
превышают требуемый уровень нх
использования и располагаемые ре¬
сурсы и качественные характери¬
стики позволяют обеспечить доста¬
точно широкий круг потребителей.
Замыкающие затраты на топливо
определяют прямым суммировани¬
ем приведенных затрат на его до¬
бычу и перевозку. Замыкающие за¬
траты на электроэнергию представ¬
ляют собой сумму тр£Х составляю¬
щих. Топливная составляющая за¬
трат на электроэнергию вычисляет¬
ся как произведение удельного рас
хода топлива для производства
электроэнергии на величину замы¬
кающих затрат используемого топ¬
лива. Вторая составляющая — это
затраты на сооружение и эксплуа¬
тацию замыкающих электростанций.
Ими могут быть наиболее совер¬
шенные базисные и полупиковые
конденсационные, а также специ¬
альные пиковые газотурбинные
электростанции, замыкающие в
данный период баланс мощности
объединенной электроэнергетиче¬
ской системы. Третья составляющая
определяется затратами на распре-
18'
деление электроэнергии, которые
существенно зависят от размещения
и размеров потребителя..
Для 1975—1985 гг. рекомендова¬
лось принимать для европейской
части СССР з3.э—12-=-13 руб/
(МВт-ч) при туст=7000 ч/год; для
восточных районов СССР 7—8 руб/
(МВт-ч); для замыкающих АЭС
15 руб/(МВт-ч).
В связи с повышением оптовых
цен на топливо н другие материалы
указанные рекомендации подверг
лись пересмотру.
1.2.2. Определение годового
расхода топлива
Подсчет годового расхода топли¬
ва энергоблоком осуществляется с
учетом режимов его работы.
Определяется рабочее время тРаб
в течение года
Траб Тгоп ( 1 Сав~
—‘Сіт.р—Ок.р)» в (1-5/
где «ан, От.р, «к.р — доли времени
соответственно на аварийный, теку¬
щий, капитальный ремонты.
Принимаются суточные графики
нагрузки за рабочий и нерабочий
днн (см. рис. В.2).
Принимается топливная характе¬
ристика энергоблока
B=B*+b'Ni+b" (N—NJ,
(1.6)
где Вх—условный расход холосто¬
го хода; b't b" — удельные приро¬
сты расхода топлива для первой и
второй зои топливной характери¬
стики; Ni — мощность излома ха¬
рактеристики.
Црн нагрузке энергоблока менее
Ni третье слагаемое не учитыва¬
ется.
Подсчитываются выработка элек¬
троэнергии и расход топлива за ра¬
бочий и нерабочие дни с использо¬
ванием суточных графиков нагруз¬
ки и топливной характеристики.
Подсчитывается годовой расход
топлива Вгод с учетом числа рабо¬
чих и нерабочих дней и потерь топ¬
лива на пуски энергоблока. В табл.
scanner by http . 4cc2v.narod.ru/book'
scanner by http / tcc2v.narod ru/book/
^Таблица 1:1. Расчетные показатели энергоблоков
Тип блока, топливо
N,
МВт
Доля времени на ремонт
*н’ т УСЛОВ¬
НОГО топлива
на 1 МВт-я
,‘бр. ’
условного
топлива
на I
МВт ч
Ml.
МВт
&* т условного
топлива
на 1 мвт-ч
Ь",
МВт >ч
"т М- Т
услов¬
ного
топли¬
ва на 1
МВт
н
* h
- О
< и
внипиох OJÔH
-еоѵэХ
вх-
т/ч
аав
“г.р
К-50-90, У
50
0,0244
0.02
0,047
0.398
0,374
40
0,324
0,369
15
5,0
15,0
2,1
К-100-90, У
100
0,029
0,026
0,051
0,396
0,373
80
0,323
0,368
30
10
30
4,15
К-100-90 Гм
100
0,026
0,023
0.045
0,378
0,361
80
0,312
0.355
30
10
30
4,0
К-160-130 У
160
0.04
0,0335
0 066
0,360
0 337
130
0,293
0 338
85
27
45
'5,91
К-150-130, Гм
160
0,036
0,0301
, 0.06
0,344
, 0,328
130
0,287
0,328
60
2/
45
5,73
К-200-130, У
200
0,043
0,0345
0,068
0,358
0,333
150
0,288
0,327
по
36
60
7,32
К-200-130, Гм
200
0,0368
0,0312
0,06
0,337
0,323
150
0,279
0,318
80
36
60
7.0
К-300-240, У
300
0,0577
0,043
0,064
0,339
0,325
250
0,286
0,309
170
60
95
10,4
К-300-240. Гм
U
300
0,05
0,038
0,073
0.324
-0,315
250
0,278
0.30
140
60
95
10,2
К-500-240, У
боо
0,0675
0,0465
0,09
0,336
0,321
400
0,284
0,307
290
95
150
15,2
К-800-240, У
8Ж
0 078
0,05
0,097
0,330
0,319
640
0,283
0/298
520
150
240
26,2
К-800-240, Гм
■ 800
0.068
0,044
0,085
0.318
0,310
640
0.276
0,298
360
7&0-
240
24,5
К-1200-240, У
1200
0,089
0,0545
0,105
. 0,330
0,317
960
0,282
0,304
800
220
350
36,4
К 1200-240, Гм
1200
0,0815
0,0495
0,095
0,315
0,307
950
0,274
0,295
600
220
' 350
25,4
К-500-130-510.510, Гм
500
0,049
0,0338
0,064
'0.362
0,345
350 ‘
0,315
0,361
175
37,5.
60
Л,4
ВВЭР 440
'440
0,056
0,039
0,0765
0,420
0,395
310
0,301
0,348
200
34,9
РБМК-1000
1000
0,066
0,041
0,08
0,407
0,382
700
0,292
0,337
450
65
по
76,7
РБЛІК-2000
2000
0,084
0,048
0,092
0,405
0,380
1400
0,290
0,336
800
130
220
153
ГТ-100-750-2
100
0,021
0,019
0-.0376
0.455
0,448
100
0,325
0
5,4
5,5
12,3
ГТ-120-830
120
0.022
0,02
0,0384
0,426
0,420
120
0,310
—
0
4,0
4,5
13,2
Примечания: 1. Топливо обозначено буквами-. У — уголь; Г. — газомазутное топливо
X 48 •
2 Потери на пуск из холодного состояния ДВП*£ДВП .
S - ■ , . ■ ■ , п7- , ,т- . . - ... j. ■ .... ■_ . .
M^ffOOMBr
Л,МВт
300
200
700
/
!&г290 !
1\
/
II
1
1—1
11
J І 1 1 U-
О Ў 8 12 1Б 20 Т,ч
Рис. 1.3. Суточный график электрической
нагрузки энергоблока
2.1 приведены необходимые харак¬
теристики энергоблоков (по мате¬
риалам СЭИ и ТЭП); Nt.m — мощ¬
ность технического минимума;
_ДВП8—потеря топлива на пуск по¬
сле простоя блока в течение 8 ч,
ДВ^8 —то же после 48 ч; 6ну —
удельный расход топлива при но¬
минальной мощности на отпущен¬
ный 1 МВт-ч; Дбр—то же на вы¬
работанный 1 МВт-ч.
Пример расчета годного расхода топли¬
ва для энергоблока. Рассмотрим в качестве
примера расчет годового расхода топлива
для энергоблока 300 МВт на твердом топ¬
ливе. Принимаем суточный график нагруз¬
ки по рис. 1.3, из которого следует, что
энергоблок в течение рабочего дия с утрен¬
него максимума до вечернего несет номи¬
нальную нагрузку Whom И В 48СЫ НОЧНОГО
провала — нагрузку технического мини¬
мума. <
Из табл. 1.1 имеем: Мт м= 170 МВт; Wi=-
=250 МВт; ft'=0,286 т/(МВт-ч); Ь”_
=0,309 т/(МВт-ч); б*вв=0,325 т/(МВт-ч).
Подсчитываем: Вуом == *JpWTOM =
=0,325-300=97,5 т; Вт, m=Bx+Wt м=
= 10,4+0,286.170=59 т/ч.
Подсчитываем для рабочего дня:
А. -расход условного топлива
Вуом ■ 15 = 97,5 ■ 15 = 1462,5 ,т; |
ByM:7 = 59-7=»4I3 т;
^т-м-Ь^ном „ 59 + 97,5 „
2 = —— 2 = 156,5 т;
!BUt=2032 t.
Б. Выработка электроэнергии за рабо¬
чий день
- М«ж-15 + Wt.m-7 + 2=
300 -+170 Л
=» 300-15 + 170-7 + 2 =
=»6160 МВт-ч.
20
Для нерабочих суток задана ровная на¬
грузка на уровне ’технического минимума
в течение суток Вн.р.с=59-24=1416 т.
За нерабочий день
= WT м,24 = 170-24 = 4080 МВт-ч.
Определяем число рабочих и нерабочих
дней в году:
Треб “Тгсд ( Іч-Оав—ССт.р—Пк.р) —
= 8760 (1—0,0577—0,043-4),084)=
*=7142 ч, нли 42,5 недели.
Округляем Трас до 42 недель, что соот¬
ветствует
np=42-5=ï2I0 рабочим дня^с.
Имеем 42-2=84 суббот и "воскресений,
т. е. нерабочих дней. Принймаем, что 12 раз
блок выводится в резерв иа субботу и воск¬
ресенье. Остается пн.р=60 нерабочих дней.
Годовая выработка электроэнергии энер¬
гоблоком составляет
+ «н.рЭ?й = 210-6160 — .
— 60 -4080 = I 293 600 + 244 800 =
= 1538 400 МВт-ч.
Число часов использования установлен¬
ной мощности
ТиРП=Эгод^уст=1 538 400/300=5128.
Коэффициент годовой нагрузки
/ТОд=тисо/8760=5128/87б0=?0,585.
Годовой расход топлива
’ в?од+"ж.рВ^ +
+ пх^Вх’= 210-2032 + 60 -1416 + 12 95 +
+8-190=426720+84 960+1140 + 1520 -
=514340 т условного топлива.
Принято, что число пусков из холодного
состояния равно 8. Среднегодовой удельный
расход условного топлива на выработанный
1 МВт-ч
*?од. бр = Вкд/ Эгод = 514 340/1 538 400=
= 0,334 т/(МВт-ч),
То же иа отпущенный I МВт-ч:
ГОД
Р' == - —
ГОДЯ 3^(1-éc.)
614340 = 0,352 т/(МВт-ч>.
'1538400-0,95 '
Можно представить &уоД н через 5УОМ н
с надбавкой: 0
^д-.н=См.к(* 1+с)-
Надбавка е в данном случае составляет
3,8%: е-0,352/0,339—1-0,038,
ВОПРОСЫ К ПЕРВОЙ ГЛАВЕ
1. Какие тракты и системы присущи
ТЭС н^ органическом топливе и АЭС?
2. Сравните по приведенным затратам
два варианта КЭС иа экибастузском угле;
пять блокоц с турбинами К-800-240;
восемь блоков с турбинами К-500-240.
Исходная система имеет 20 энергобло¬
ков по 200 МВт.
scanner by http»tcc2v.narod.ru/book,
Глава втора’я
Энергетический баланс и тепловая экономичность ТЭ.С
2.1. Энергетические показатели
цикла Репкина
и простых турбоустановок
В турбоустановках ТЭС .преобра¬
зование теплоты в работу осущест¬
вляется по циклу Ренкина на пере¬
гретом паре, а на современных АЭС,
как правило, на насыщенном паре
(рис. 2.1).
При идеальном протекании всех
процессов, как показано на рис. 2.1,
энергетические показатели цикла на
1 кг перегретого пара определяют¬
ся равенствами:
работа, совершенная паром, рав¬
на располагаемому (адиабатному)
теплоперепаду:
w(=A4a=/i0—/ік; (?■!)
теплота, отведенная в конденсато¬
ре от отработавшего пара,
Çotb==/Ik—Ль' (2.2)
работа сжатия воды в насосе
wt„=h2—hl=v(po-LPK), (2.3)
где о — удельный объем воды;
теплота, подведенная к рабочему
телу (располагаемая теплота тур¬
бины),
Уе=ho—ho—ho—[Лі 4-° (Po Рк) 1 ;
(2.4)
полезная теоретическая работа
цикла
wt„=wt—wtK; (2.5)
теоретический КПД турбины и
термический КПД цикла Ренкина:
T\t=wt/qo-, (2.6)
T14peH==lt Çotb/Çû. (2.7)
Для цикла на насыщенном- паре
используются аналогичные соотно¬
шения, в которых энтальпии в точ¬
ках 0 и К (ho, Л„) заменены энталь¬
пиями в точках 0і, Kt (fat, Лк1).
В реальных турбинах работа, со¬
вершаемая килограммом пара w'i и
называемая удельной внутренней
работой, равна действительному
теплоперепаду Kht (рис. 2.2): і
1 Wi—Kht—ho—h^, (2.8)
который меньше адиабатного из-за
необратимости процесса расшире¬
ния.
Действительный теплоперепад в
турбине определяете!! либо из де¬
тального поступенчатого расчета
турбины, либо из соотношения
ДЛ{ —“TJoi Д/la —— 1]°' (ho—Лк,a) (2.9)
где ïjoi — внутренний относительный
КПД турбины или ее отдельных
цилиндров. Если расчет турбины от-
Рис. 2.1. Цикл Реккииа:
а — т, s-днаграмма цикла на перегретом (Z-2-Oj-O-A-/) и насыщенном (/-2-ОгКг/) паре; б —про- «
цессы в h, s-диаграмме; е — схема паротурбинной установки; А — паропроизводящая установка
(котел ТЭС, реактор или парогенератор АЭС); fi — турбина; С — турбогенератор; Д — конденса-
.тор; Е — иасос
.21 ,
scanner by http ?;tcc2v.narod ru/book/
Рис. 2.2. ft, s-ди а грамма процесса расшире¬
ния пара в турбине:
О—Кад — обратимый процесс; О'К’ — действи¬
тельный процесс; О—О' — дросселирование в па-
ровпуске; К’К— дросселирование в выхлопном
патрубке
Рис. 2.3. Внутренний относительный КПД.
отсеков турбины и а сухом паре без учета
выхлопных потерь:
а — отсек с регулирующей ступенью: б — отсек
без регулирующей ступени; Go — начальный рас¬
ход пара через отсек, т/ч; ѵо — Удельный объем
пара при его параметрах -перед отсеком турби¬
ны. м*/кг, цифры на кривых — отношение давле¬
ния пара на входе в отсек к давлению на вы¬
ходе ,
сутствует, то î]O£ обычно определяют
пр аналогам, эмпирическим форму¬
лам Пли графикам. >На рис. 2.3 в ка¬
честве. примера приведены графики
для определения т]ог цилиндров
турбины.
С помощью равенств (2.8) и (2.9)
определяется энтальпия пара за
турбиной
hK=h0~^hi=ho—r\oi^ha (2.10)
и затем находится теплота, отведен¬
ная в конденсаторе,
qon=hK—hi—ho— (^і+Лі). (2.11)
Из конденсатора вода откачивается
насосом. В насосе происходит сжа¬
тие воды, и ее энтальпия возраста¬
ет на величину Айн, равную внут¬
ренней работе насоса:
AJln::=Win'^=V (рц~ Рк)/т]гид» (2.12)
где рн — давление за насосом на
30—40% большее, чем перед турби¬
ной, из-за потерь давления в паро¬
водяном' тракте; т}гид — гидравличе-
22
ский КПД насоса, учитывающий
внутренниё потерн от трення, вих-
реобразования и т. п.
Полная работа насоса больше
внутренней из-за потерь в подшип¬
никах, а также из-за протечек во¬
ды и составляет
к>н=к;ін/(»]м»]об) (Рп—Pk)/î]h,
(2-13)
где т|м, т]об — механический КПД
насоса, учитывающий потери в под¬
шипниках, и объемный КПД. учи¬
тывающий потери из-за протечек
через уплотнения; î]h—Цгид^м^об —
полный КПД насоса.
• Работа, затраченная на привод
насоса (электроэнергия нлн энер¬
гия пара), частично возвращается;
в цикл в виде теплоты, а небольшую
часть
Аьуи=шн—Айн
составляют потери в подшипниках
и с протечками.
scanner by http >,-tcc2v.narod.ru/book,'
Энтальпия воды за насосом, а
■следовательно, перед котлом, равна
Л2=й14-Дй„.
. Количество подведенной к 1 кг
рабочего тела .теплоты равно раз¬
ности энтальпий пара и воды, по¬
ступающей из насоса в котел:
Ѵо=йо—hi—ho—(Лі|ЛЛн) (2.14)
Отношение
.называется внутренним абсолютным
КПД турбины.
Работа на муфте турбины иіе
меньше внутренней работы на вели¬
чину механических потерь Ди)»:
121. — Дад
We — Wi - - ÛWM = 12>і ~ =
W[
(2.16)
.где i]«= (te»f—Дж„)/ші. — механиче¬
ский КПД турбины, равный 0,98—
■0,99 (для турбин мощностью* более ■
50 МВт).
В свою очередь выработанная
электроэнергия ®э меньше, чем we,
.из-за потерь в турбогенераторе
Awr и составляет
ш(і=шс—&wr=wc(we—Atur/tue=
«=ивчс=и>4П«Пг, (2-17)
где Чг■= (we—Дшг)/ш. — КПД ге¬
нератора.
Если турбина вращ'ает генератор
мощностью N, киловатт, а 1 кг па¬
ра вырабатывает tu, килоджоулей
электроэнергии, то секундный рас¬
ход пара на-турбину составит
До—N,/tu„ (2.18)
Полное количество теплоты, под¬
веденной к турбине за 1 с, измерен¬
ное в’ килоджоулях в секунду или,
что то же самое, в киловаттах, рав¬
но
Qo=Ço^o- (2-19)
Отношение мощности турбогене¬
ратора к количеству подведенной
за 1 с теплоты
= —=: = — -ЧЛ (2.2U)
<?« <?0
называется КПД турбоустаиовки по
выработке электроэнергии.
Отпущенная турбоустановкой
мощность есть разность между вы¬
работанной и израсходованной на
привод питательного насоса мощ¬
ностью:
, м„.
где Л?н— мощность, потребляемая
электродвигателем насоса, перека¬
чивающего питательную воду.
Отношение отпущенной мощности
к подведенной к турбине теплоте
Î1,"’=W3"’/(?Û (2.21)
есть КПД турбоустановкн по отпус¬
ку электроэнергии или КПД нетто
турбоустановки.
В соотношениях (2.20) и (2 21)
тепловая и электрическая энергия
измеряется в одних и тех же едини¬
цах, как это принято в СИ, и поэто¬
му т)э и цэ"т безразмерны. Если Qo,
Л'а и Л,эи'г измеряются в разных еди¬
ницах, то для того чтобы Т]э и »]э"т
были безразмерными, формулы для
нх определения должны содержать
переводной множитель
л ЛТ»Г
4s «V Чэ
где /1=860 ккал/(кВт-ч) при из¬
мерении величин N, и ѣ кВт, а
Qo — в ккая/ч; А =3600 кДж/
(кВт ч) при измерении N, и Л\иг
также в кВт, но Qo — в кДж/ч.
Тепловую экономичность турбо¬
установок часто характеризуют ве¬
личиной, обратной КПД по выра¬
ботке электроэнергии и называе¬
мой удельным расходом теплоты на
выработанную электроэнергию:
q,= І/чз (2.22)
нли
q,= Qo/N,. (2 22а)
В СИ 9э, как и КПД,— величина
безразмерная. Если же в равенстве
(2.22а) N, измерять в кВт, a Qo —
а ккал/ч или кДж/ч, то q, 5удет из¬
меряться соответственно в ккал/
(кВт-ч) или в'кДж/(кВт ч). Дда
scanner by http • tcc2v.narod ru/book/
Рис. 2.4. Диаграмма энергетических пото¬
ков простой турбоустаиовки:
обозначения В, С, Д, Е те же, что и на
рис. 2.1,в
определения q* можно также ис¬
пользовать соотношения
q3 = 860/ij3, ккал/(кВт • ч),
или
0Э= 3600/ijg, кДж/(кВт • ч).
(2.226)
Выше рассматривались турбо¬
установки, в которых расход пара
через все ступени турбины сохраня¬
ется одинаковым (отборы отсутст¬
вуют) и промежуточный перегрев
пара не ■ Производится. Такие уста¬
новки могут быть названы просты¬
ми.' Их энергетический баланс пока¬
зан на рис. 2.4.
2.2. Регенеративный подогрев,
питательной воды
На рис. 2.5 показаны схемы тур-
боустановок с регенеративным по¬
догревом питательной воды. В них
вода перед поступлением в котел
нагревается в поверхностном или
смешивающем подогревателе паром.
Отводимый нз турбины. Используе¬
мый для этой цели пар называется
отборным, а места .его вывода из
турбины — регенеративными отбо-
.рами. Как известно из термодина¬
мики, регенеративный подогрев ра¬
бочего тела повышает КПД тепло¬
вых двигателей. В современных тур¬
боустановках имеется обычно 7—
9 регенеративных подогревателей
как поверхностного, так и смешива¬
ющего типа (рис. 2.6). Благодаря
регенеративному подогреву пита¬
тельной воды на тепловых электро¬
станциях экономится до 14% топ¬
лива.
В схеме рнс. 2.5,а' пар из отбора
в количестве D с параметрами р, h
смешивается в подогревателе с во¬
дой, нагревая ее до параметров на-
сыщения ts, h's при давлении отбор¬
ного пара р. Обозначим через Do
расход питательной воды, равный
расходу свежего пара на турбину,
а через А'к —энтальпию воды в
. Рис. 2J5. Регенеративный цикл паротурбинной установкѣ:
а — схема со смешивающим подогревателем; б — стхм». с поверхностным «подогревателе^; е —
процесс в h, s-диаграмме; / — смешивающий регенеративный подогреватель; 2 — поверхностный
регенеративный подогреватель; 3 — конденсатный насос; 4 — насос перекачки конденсата отборно¬
го пара (сливной насос)
24
scanner by http,«tcc2v.narod.ru/book
Рис. 2.6. Регенеративная схема современной турбоустановки (а) н процесс в h, s-диа-
1 I • грамме (б);
поверхностный подогреватель; 2 — смешивающий подогреватель; 3 ~ конденсационный насос;
* *- питательный васос; 5 —сливной насос; пунктиром показаны, линии конденсата отборного пара
конденсатор и составим тепловой
баланс подогревателя1
Doh'(Do-—D)h'^-\-Dh,
h-hK'
Ыі
из которого получим
а — -Р — h's~hk’ _
Do h — hK'
hs’-hK’ Aft (223
(Л —ft's) + (V —V) <74-л»
где a=DlDo— доля отборного па
ра илн, что то же самое, количест¬
во килограммов отборного пара на
1 кг свежего пара; &h=(h's—
—h'^^Cpf.ts—tK) —приращение эн¬
тальпии іводы в подогревателе при
ее нагреве от температуры в кон¬
денсаторе <к до температуры насы¬
щения отборного пара ts; q—h—
—h's — теплота, отданная одним ки¬
лограммом отборного пара.
Внутренняя удельная работа тур¬
бины складывается из работы пото¬
1 Приращение энтальпии воды в насосах
мало и в уравнениях теплового баланса,
приводимых в этом параграфе, не учиты¬
вается; ие учитываются также потерн
теплоты и рабочего тела.
ка пара, направляемого в отбор,
Wj отб== о (Ло~—Л):= aA/ti отв,
н работы потока пара, поступающе¬
го в конденсатор,
wiK= ( 1—а) (/іо—Лк) = (Г—а) АЛік
и в сумме на 1 кг свежего пара со¬
ставляет
^гр==ЭДі-отб-'}_Шік^о(/іО Л) 4~
+ (1—а)(Ло—М,
откуда
Wip=(/lo—йк)—а(й—Лк). (2.24)
Из сравнения последнего равен¬
ства с (2.8) следует, что в регене¬
ративных турбоустановках удель¬
ная внутренняя работа меньше, чем
в безрегенеративных, на значение
а(й—Л«). В современных конденса¬
ционных турбоустаиовках йтборы
пара уменьшают вырабатываемую
мощность примерно на 20%, т. е.
(2.25)
Доля пара, поступающего в кон¬
денсатор, ак.р, отводимая в конден-
Б
scanner by http ?4cc2v.narod ru/book/
саторе теплота Çotb.p и подвешенная
в котле теплоты flop на 1 кг свеже¬
го пара в установках с регенерапи-
ей равны
1 « АЛ Ç
а — 1 — а — 1 — = :— •
р ?+лл <? + дл
(2.26)
' gOT.p=Д,.р №. - М = q-lhK~hy :
<7 +
(2.27)
çop=Ao—hs'. (2.28)
Обозначим через hso энтальпию
воды на линии насыщения при
давлении в котле и преобразуем ра¬
венство (2.28):
Çop= —hso) + (hso—hK') —
— (Ъ'—h/) =çn-|-çB—ДЛ, (2.29)
где qn=ho—hso'— теплота, израсхо¬
дованная в котле на парообразова¬
ние и перегрев пара; qB=h'eV—
—hK'—cP (t8Q—tI() —теплота, необхо¬
димая для нагрева воды от темпе¬
ратуры в конденсаторе tK до тем¬
пературы насыщения в котле ts0.
Для безрегенеративной схемы теп¬
лота, подведенная в котле, состав¬
ляет
ço=Ao—hK,= (ho—hso) +.
(hso —ha ) =:Çii_|-Çb.
Из сравнения этого равенства с
(2.29) видно, что вж регенеративной
схеме для получения пара требует¬
ся теплоты меньше на величину
ДА, составляющую в современных
турбоустановках примерно 30% <?о
Иначе говоря,
• 0,7ço- ■ (2.30)
Сравним КПД турбоустановок с
регенерацией и без регенерации.
Для этого запишем внутренний аб¬
солютный КПД регенеративной ус¬
тановки по выработке электроэнер¬
гии, используя соотношение, ана
логичное (2.20):
71 —
Ѵэ — — Mr
<?ОР
26
и, заменив входящие в него вели¬
чины с помощью равенств (2.25) и.
(2.30), получим
0,8wf
= 1,14-5^^=1,1471,. (2.31>
<7о
Таким образом, регенеративный
подогрев воды позволяет значи¬
тельно повысить КПД турбоуста¬
новки.
Если турбина имеет не один, а;
z регенеративных подогревателей
(рис. 2.6), то уравнения теплового»
баланса составляются для каждого
подогревателя и из, этих уравнений
находятся доли отборного пара аі,
«2, • • -, яг, а затем определяется до¬
ля пара, поступающего в конденса¬
тор,
CIk=1—Ctl—Ct2— . . . Я2.
Внутренняя работа турбоустанов¬
ки с отборами определяется равен¬
ством
wIp=aiAftn-|-ci2AAI-2-|-...
... +а2ЛЛи-]-акДЛ£К,
где ДЛ/і, ЛЛі2,..ЛЛ/z — действи¬
тельный, теплоперепад от паровпус¬
ка до точек отбора; ДА£К— действи¬
тельный теплоперепад от паровпус¬
ка до конденсатора.
2.3. Выбор параметров
регенеративных отборов
Коэффициент полезного действия
турбоустановки с регенерацией мо¬
жет быть определен с помощью ра¬
венства, аналогичного (2.6) :
Цр—1—Çotbp/çoii- (2.32>
Подставив в него значения çOTb.p-
и çOp из (2.27) и (2.29), получим
J *7 (Ак — Ик) _
(ç + АЛ) (<?„ + <?.-АЛ)
(2.33).
Если изменять точку отбора па¬
ра, а начальные н конечные пара¬
метры пара не изменять, то следую-
scanner by http иtcc2v.narod.ru/book'
Рис. 2.7. Зависимость- теплоты, отдаваемой
отборным паром при конденсации, от дав¬
ления в отборе:
рІРо — давление в отборе в долях давления све¬
жего пара; ç/çn — теплота, отдаваемая отбор¬
ным паром при конденсации, в долях теплоты
испарения и перегрева свежего пара
щие величины, входящие в ра венет-
во (2.33), также не изменятся:
Уп=йо—Aso'=const;
4t=hso'—ftK’=const;
AK=const; ft/=con'st.
Величина q=h—hs' прн этом бу¬
дет изменяться, но очень незначи¬
тельно— не больше, чем на 5%
(рис. 2.7). Поэтому можно принять,
что она также постоянна н равна
■9,>, т. е.
ç=ç„T=const.
Единственная величина в равен¬
стве (2.33), существенно зависящая
ют давления в отборе, есть
АЛ—Ср ( tg—/к),
Поскольку температура насыщения
ютборйого nâpa ts также зависит от
этого давления. В свою очередь при
изменении ДЛ изменяется и КПД,
поскольку Дй входит в выражение
y=(q+'Ah) (<?„+?.—.Дй), (2.34)
стоящее в знаменателе дроби ра¬
венства (2.33). Как. видно из этого
равенства, чем больше у, тем боль¬
ше н КПД. Поэтому для определе¬
ния условия максимума КПД до¬
статочно найти условие максимума
у, т. е. продифференцировать ра¬
венство (2.34) по ts и приравнять
производную нулю:
dy d&h , ....
-Дй)]-
-(9+Д/і)^.=0
Сокращая нд dMi/dts, получим
Çh+çb—Aft—q—ЛЯ—0,
откуда следует &h={qn-[-qB—q)/2.
Так как
q—’-qn', Çb—tu) и
Lh~cp {ts tu),
то, подставляя значения этих вели¬
чин «в последнее равенство, получим
условие максимума КПД
(2.35)
Левую часть этого равенства обоз¬
начим AfonT н равенство (2.35) за¬
пишем в виде
(2.36)
Величина А/опт есть подогрев пи¬
тательной воды в регенеративном
подогревателе, соответствующий
максимуму КПД и называемый тер¬
модинамически оптимальным подо¬
гревом. Разность tsv—стоящая в
правой части равенства (2,36), есть
полный нагрев питательной воды от
температуры в конденсаторе tK до
температуры кипения в котле
Из равенства (2.36) следует, что
термодинамически оптимальный по¬
догрев питательной воды в уста¬
новке с одним регенеративным по¬
догревателем равен половине пол¬
ного нагрева питательной воды.
Можно доказать, что в установ¬
ках с двумя или тремя подогрева¬
телями оптимальный . подогрев в
каждом подогревателе равен
{tsü—^к)/3
(два подогревателя);
ArnT=(U~M/4
(три подогревателя).
27
scanner by http tcc2v.narod.ru/book
Если же п'одогревателей г, то в
каждом из них оптимальный подо¬
грев одинаковый:
д/опт - t°s —
z + 1 *
(2.37)
Всего в 2 подогревателях вода
нагреется иа
2 (^qs~^k)
z + 1
и, следовательно, на выходе из по¬
следнего подогревателя оптималь¬
ная температура воды составит
Æ = +<„■ (2.38)
2+1
2.4. Турбоустановки
с промежуточным ^перегревом
пара
В турбоустановке, схеЦа кото¬
рой показана на рнс. 2.8, пар после
расширения в ЦВД до параметров
рп н Ти нагревается в котле до тем¬
пературы Тп", обычно равной тем¬
пературе свежего пара, и далее
продолжается его расширение в
турбине до конечного давления.
Нагрев пара .после частичного рас¬
ширения называется промежуточ¬
ным перегревом (промперегревом).
Рассмотренная схема с располо¬
жением промежуточного паропере-
1 ч
Рис. 2,8. Паротурбинная установка с огневым
промежуточным перегревом пара:
о—-схема, б — цикл в Т, S-днаграмме; е — h, s-p,va-
грамма процесса расширения пара в турбине; У —
ЦВД; /7 — ЦСД; /7/ — ЦНД; IV — промежуточный
пароперегреватель котТіа
Рис. 2.Ô. Влияние промежуточного перегрева
на влажность пара за турбиной:
СШХ1 — процесс расширения в турбине без рром-
перегрева; ОП'ТгК— процесс расширения пара в
турбине с промперегревом
scanner by http tcc2v.narod.ru/book-
грсватёля в Котле используется на
ТЭС и называется схемой с огне¬
вым промперегревом. Все конденса-
диоиные турбины ГРЭС на началь¬
ное давление пара 12,7 МПа
(130 кгс/см“) и выше имеют пром-
перегрев, благодаря чему удельный
расход топлива уменьшается при¬
мерно на 4% и влажность пара за
турбиной (рис. 2.9) снижается до
значения, допустимого по условиям
капельной эрозии рабочих лопаток
последней ступени турбины.
У турбин ч регулируемым отбо¬
ром пара, устанавливаемых на
ТЭЦ, промежуточный перегрев
обязателен лишь при давлении све¬
жего пара 23,5 МПа. Это обуслов
лено следующими причинами.
1. Выигрыш в тепловой эконо¬
мичности от промежуточного пере¬
грева у турбины с регулируемыми
отборами пара (особенно с произ¬
водственным отбором) меньше, чем
у турбин конденсационных.
2. При одинаковых начальных
параметрах пара фактическая
влажность пара за турбинами ТЭЦ
меньше, чем за конденсационными',
из-за большого, как правило, дав¬
ления в конденсаторе, а также в
связи с меньшим значением в
первом случае. В то же время до¬
пустимая влажность пара на выхо¬
де из турбин с регулируемыми от¬
борами выше, чем из конденсаци¬
онных, поскольку нх последние
ступени имеют меньшие размеры, а
Следовательно, меньшую окружную
скорость, что ослабляет капельнўю
эрозию.
Составим энергетический баланс
турбоустановки с промперегревом и
регенеративными отборами (см.
рис. 2.8) на 1 кг свежего пара. Ко¬
личество отбираемого на регенера¬
цию пара щ, аг,..., аг определяется,
как и в установках без пром пере¬
грева, из теплового баланса подо¬
гревателей.
Работа пара, отбираемого из
ЦВД (до промперегрева), шів, из
ЦСД4-ЦНД (после промперегрева)
іа,с.н и поступающего в конденса¬
тор wtK соответственно составляет
ta.B=aiAftii+c^Ah<i, (2.39)
wi г.и=аз (ЛйівЧ- Ай/з) (A/ta,+
-(-Айи) —... ф-аг (АЙів-ЬАЙі г),
(2.40)
Н4к=(1—си—аг—аз— ... —аг)Х
Х(Ай,»+Дй(с.„), (2.41)
a всего на 1 кг свежего пара внут¬
ренняя работа турбины
wi=Wu,+Wi е.к4®л. (2.42)
Теплота, подведенная к турбине
одним килограммом рабочего тела,
складывается из теплоты, подведен¬
ной свежим паром,
—йп.в (2,43)
и теплоты, подведенной паром, про¬
шедшим промежуточный перегрев,
^"^Мй/'-й/), (2.44)
где Опт=1—«1—а2 — доля пара, про¬
шедшего через промперегреватель.
В сумме подведенная теплота
составляет
ÇO=ÇO/ +ço/z— (Йо—Йп.в) +
+ап(йп"-йп'). (2.45)
Работа насоса определяется • по
соотношению (2.13), а КПД турбо¬
установки по производству и отпус¬
ку электроэнергии — равенствами
(2.20), (2.21).
2.5. Оптимальные параметры
промежуточного перегрева пара
В идеальном цикле с промпере¬
гревом и без регенерации по рис.
■2.10 подводимая,к рабочему телу
теплота расходуется на получение
свежего пара ç0'= (йо—йп.в) и его
последующий промежуточный пере¬
грев при постоянном давлении
?о"=гй2—h\=Cp(T2—Ті), а всего
(ho—Йп.в) +
+МТУ-’ТІ). (2.45а)
29
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
Рис. 2.10. К определению оптимальных
параметров промежуточного перегрева
Отведенная от рабочего тела теп¬
лота Çotb в Г, s-диаграмме изобра¬
жается шюшадью прямоугольника
ji-c-5-З с основанием so—sc н высо¬
той TKt т. е. .•
Çotb== (Se~“S<j) Тк-
Так как sa—sc~(sa—Sb)4-(Sfe—
Sc), Sa=S2 и S6=Si (sb S2 —эн¬
тропия в точках 1 н 2), то
Çotb= (s?—Sj) (S& Sc)7k.
Промежуточный перегрев, пара
от температуры Гі до Г2 происхо¬
дит при незначительном изменении
давления и теплоемкости. Поэтому-
можйо принять cp=const, и тогда,
воспользовавшись соотношениями
для идеального газа, получим
s2—si=cp(ln T2—In Ti).
% Из двух последних равенств сле¬
дует
çe==cP(ln Т2—1п Л)Тк-Ь
+ (sfr—sc)TK. (2.456)
Термический КПД этого цикла
= /7оТВ/<7о, (2.45b)
где ўотн ц, Цо определяются равен¬
ствами (2^45а) и (2.456), с учетом
которых найдем
ср(1пГ2-1пЛ)Гк+ _
— 1 -(Л«-Ло.в) + ср(^-Г1) .
+ (St —Sr) ТУ (2.45г)
Если изменять давление в прем¬
ьере грев ате ле, например, от рп да
50
рп (см. рис. 2.10), сохраняя неиз¬
менными параметры в точках 0 и
6 (йо—const. Sb=const, Æn.e=qonsî:,
sc=const), a также не изменяя тем¬
пературу в конце промперегрева
(Г2—T2Z), то в равенстве (2.45г)
изменится лишь одна величина—-
температура . пара перед промпере-
гревом Т1(Т!#=Т1'). Прн этом, оче
видно, будет изменяться и значение
тр, которое достигнет максимума в
точке, где выполняется условие
dî]t/d7’i=0.
Дифференцируя равенство
(2.45в) и приравнивая производную
нулю, получим
или
dSss-qS!S- = о. (2.45д)
dl\ '.q.
Значения производных, входящих
в это соотношение найдем, диффе¬
ренцируя равенства (2.45а) и
(2.456):.
4?п . _ Гк
dT, “ ”Т1 '
Подставляя эти величины в
(2.45д), после сокращения получим
ï’k/7’ï = çOTb/4o- (è.46a)
Из равенства (2.45в) в сиою
очередь следует
1—п<=<7от»/¥<і. (2.466)
Приравнивая левые части (2,46а) и
(2.466), получим условие максиму¬
ма КПД:
К/Т, = і—1),. • (2.46в)
Значение Ті, удовлетворяющее
предыдущему' равенству, называет¬
ся оптимальной- температурой про¬
межуточного перегрева, обозначает¬
ся 7*1 опт и равно
Тюпт=7’к/(1-т10- (2-47)
Равенство (2.47) получено для
идеального цикла без регенерации
в предположении постоянства изо¬
барной ' теплоемкости. Для реаль-
scanner by http.-tcc2v.narod.ru/book.'
Рис. 2.11. Оптимальное давление пара, по¬
ступающего в промежуточный перегрева¬
тель (за ЦВД):
1 _ 70=Гп"=565 'С; 2 - Г0-Тп"-540 ‘С
пых турбоустановок соотношение
получается более сложным н имеет
вид
Twm = T-%S+Cï> (2.47а)
где 7і опт — действительная темпе
ратура перед промперегревом (в
точке П' на рис. 2.8); т]э=т— КПД
нетто турбоустановкн; Сі и Ci —
поправочные величины, учитываю¬
щие необратимость процессов, ре
генерацию, зависимость сР водяно¬
го пара от температуры и т. Д.
Ориентировочно для современных
турбин можно принять Сі—-1,02,
Сг—40, а также г)энт=0,424-0,45 и
7«=3004-305 °C. Тогда из (2.47а)
получим
?! „„=5704-595 К (297—322 X).
Оптимальное давление пара, по¬
ступающего на промперегрев, зави¬
сит от начальных параметров и
Г, „„г н может быть определено по
рис. 2.11.
2.6. Баланс мощности
и тепловая экономичность
конденсационных электростанций
На рис. 2.12 показан баланс мощ¬
ности ГРЭС. Предположим, что на
электростанции расходуется топли¬
во в количестве В кг/с, теплота
сгорания которого равна Q=BQ„r.
Цз-за потерь топлива при его
хранении и переработке теплота
сжигаемого в котле топлива QKy
меньше, чем Q, на величину этих
потерь Q4CT:
QK,=Q-Q™'=Q(1—
—Qn°T/Q)=B<2np(l—
—
Теплота, полезно воспринятая в
котле водой н паром, и потери в
нем <ЗкуТ соответственно равны:
Оху” — "ЧкуСкуі
Оку =(1 — 'Чку)Оку-
Часть теплоты, воспринятой во¬
дой и паром, расходуется на тепло¬
вые собственные нужды станции
Ос.н (отопление, вентиляция, горя¬
чее водоснабжение цехов н поме¬
щений ГРЭС, теплота обдувочного
пара котлов и т. д.) н теряется в.
трубопроводах Qïp* . Поэтому теп¬
лота, используемая в турбине для
получения электроэнергии, QTyp
меньше, чем (?”уЛ, и равна
Qw=(ffir-Qc„-«?=QS'’(1 -
-Qc.B/Q:r-Q;“7QÛD=
= адіку(1 -^QT/Q)(1 -Ос-лЖ -
Два последних сомножителя
обычно объединяют в одни
ъ.„=(і ■- Q"M/Q)(i--Qc.n/<S” -
- Qïp’/Qn“). -
Рис. 2.12. Диаграмма энергетических пото¬
ков конденсационного энергоблока
3>
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book'
называемый КПД теплового пото¬
ка; для крупных электростанций с
агрегатами по 300 МВт и более
т)т.п=0,974-0,98. •
Из последних равенств получаем
<2о
ИЛИ <2о = Ог|куГ|т.п.
Мощность турбоустановки и от¬
водимая от нее теплота, включая
потери в подшипниках, и генерато¬
ре, составляют
,Vr=Qoïla=
■ (ЗцэЦкуЦт.п '
==BQH₽ïlaTlKyTlT.n;
Q^=QTyp-iJVr. (2.48)
Часть электроэнергии, выраба¬
тываемой на электростанции, по¬
требляется установленными на ней
вспомогательными механизмами и
устройствами и называется элек1
трйческими собственными нужда¬
ми — NCJI.
Отпускаемая в сеть мощность
меньше, чем выработанная иа
величину собственных нужд:
7Vотп ~ Nг Nс.н =
=7ѴГ(1-Мс.н/Л?г) =
= JVr(l—®>е.н),
где Шс.и=-Ѵс.н/Мг — собственные
нужды в долях выработанной мощ¬
ности.
Заменяя Nr ее значением нз
(2.48), получим
АГ0Tn^QTleT|KyTjT.II (1 —Шен) =
== В^н^ТІйЦкуЛтл ( 1 ‘—Шс.н).
(2.49)
С помощью соотношений (2.48)
и. (2.49) определяется КПД элект¬
ростанций по выработке электро¬
энергии (КПД брутто)
•ЧбР = — -Чэ-Чеу-Чтл (2-50)
«У*
« по отпуску электроэнергии (КПД
нетто) .
= ѴМт.іХ1 — (2-51)
32
а также секундный расход нату¬
рального топлива
3=^Ѵг/ oral (Qhfï1ht)-
(2.52)
Если в последнем равенстве по¬
ложить QH₽ = 2930.7,6 кДж/кг
(7000 ккал/кг), то полученное со¬
отношение будет определять се¬
кундный расход условного топлива
Ву=7Ѵг/(29308тібр) =
=ЛГотп/(29308Пнт). (2.53)
Тепловая экономичность ТЭС мо¬
жет быть охарактеризована расхо¬
дом натурального илк условного
топлива, выраженными в граммах
на единицу отпущенной электро¬
энергии. Эти величины называют¬
ся удельным расходом натурально¬
го или условного топлива по отпу¬
ску электроэнергии и определяются
соотношениями
b=103B/ATHI; &у=103Ву/ЛГІІТ.
. (2.54)
В СИ эти величины измеряются
в г/кДж:
6 = ; 6 = ! , (2.55)
QP.’l.r У 29,ЗСІ8г(„
■Обычно удельный расход топли¬
ва измеряют в граммах на кило¬
ватт-час:
fr== 3,6-w . ь _гз,б-іо* _іаз
Qh^ht у 29 308^вт ^Знт
(2.56)
В процессе эксплуатации КПД
ТЭС и ее агрегатов изменяется в
зависимости от нагрузки, техниче¬
ского состояния оборудования (за¬
грязнения поверхностей теплообме¬
на, газоплотностн котла, состояния
проточной части турбины н др.), а
также от внешних условий — тем¬
пературы охлаждающей воды н воз¬
духа и т. п. Показатели, соответст¬
вующие нагрузке 100% н расчет¬
ным значениям остальных величин,,
называются номинальными или рас¬
четными. Они обозначаются теми
же символами, что и текущие 'no¬
scanner by http иtcc2v.narod.ru/book'
казатели, но с добавлением над¬
строчного индекса «ном». Для но¬
минального режима, как н для те¬
кущих, справедливы соотношения
•4S?*=4r,^T?ïï'(l -Æ“); (2.57)
(2.58)
Основным показателем тепловой
экономичности конденсационных
энергоустановок является среднего¬
довой удельный расход условного
/топлива на отпущенную электро¬
энергию, измеряемый обычно в
граммах условного топлива на ки¬
ловатт-час:
д"=1000Ву/Эет, (2.59)
где Вгу — годовой расход условно¬
го топлива, кг, и^Энт — годовой" от¬
пуск электроэнергии, кВт-ч.
На действующих электростан¬
циях потребление топлива и отпуск
электроэнергий принимаются по
фактическим показателям, а на
проектируемых рассчитываются на
основе предполагаемого графика
электрической нагрузки. Для этого
рассматривают несколько харак¬
терных режимов работы блока, на¬
пример три режима с нагрузкой
ЛГП, Мп, М-з продолжительностью
Л, h, ^а- Рассчитанная по этим дан¬
ным годовая выработка электро¬
энергии
(2.60)
должна быть равна планируемой
выработке.
Вместо годовой выработки элек¬
троэнергий можем задаваться отно¬
шением годовой выработки элек¬
троэнергии в киловатт-часах к уста¬
новленной мощности генераторов Ау
в киловаттах:
7*у. (2.61 )
Эта величина называется числом
часов использования устЛновленной
мощности, ч/год. По ее значению
определяют выработку электроэнер¬
гии.
Для базисных электростанций
обычно Гу^5000 ч/год, для полупи-
ковых и пиковых — соответственно
3—432
3000<7y=C4Q00 ч/год W *Ту<
^1500 ч/год.
Далее должны быть определе¬
ны:
отпуск электроэнергии
«Энт1=7/Г1 ( 1—Wc.Hl) /1» ^нт2==
;==Л^г2(1—К<с.н2)^2і 5ht3=:
. А^гЗ ( 1—И’с.нз)^»
удельный расход условного то¬
плива для каждого режима 6уі;
^у2» ^уз;
удельный расход условного топ¬
лива в среднем за год
_юоовгу__
6у —~э^
1000 (3HT1byX -f- <ЭЕТ2&у2 4- ЭвтаЬуВ-№)
"^НТІ 4~ *^ЕТ2 4~ ^ЙТ8
(2.62)
где Во — расход топлива на пуски
и остановы.
Из-за отклонений от расчетных
условий эксплуатации среднегодо¬
вой удельный расход условного то¬
плива больше расчетного.
Отношение
Тр«=бГ/^г (2.63)
называется эксплуатационным КПД.
Для базисных, электростанций он
составляет 0,97—0,98.
Из равенств (2.56) и (2.63)’
следует
б7 = бГМреж=-^-. (2-64)
ВОПРОСЫ КО ВТОРОЙ ГЛАВЕ
1. Чему равен термический КПД цикла
Ренкина на насыщенном паре по рис. 2.1?
2. Как изменится КПД турбоустановки,
еслц увеличить количество регенеративных
подогревателей, не изменяя температуру
питательной воды?
3. Показать, что КПД цикла По'-П"-
Кя-0* 1 на рис. 2.8 больше, чем цикла
0-0'-1-2. Л Л
4. Какой из потоков энергии на рис. 2.12
включает потери в подшипниках турбины?
5. Вывести соотношения для определе¬
ния КПД, если электроэнергия измерена в
килоджоулях, а теплота — в килокалориях.
33
scanner by http • tcc2v.narod ru/book/
Глава третья
Основные параметры и единичные мощности
агрегатов ТЭС
' 3.1. Начальное давление пара
и мощность турбин
.На рис. 3.1 показана зависимость
КПД идеального цикла Ренкииа от
параметров свежего лара. Как вид¬
но нз рисунка, увеличение давления
пара не всегда 'приводит к повыше¬
нию КПД. При температуре пере¬
грева пара 1о=55О °C, что характер¬
но для современных турбин, наи¬
больший КПД достигается при дав¬
лении 4Q МПа. В реальных турбоус-’
тановках повышение давления дает
меньший выигрыш в КПД, чем в
идеальном цикле, что обусловлено
следующим: с ростом давления
уменьшается удельный объем пара,,
а следовательно, н объемный рас¬
ход пара через турбину; это прнво-
. дит к уменьшению внутреннего от¬
носительного КПД ! (см. рис. 2.3) и
возрастанию потерь через конце- ’
вые уплотнения. В результате ре-
.альный выигрыш в КПД становит-
,ся меньше, чем в теоретическом ци-
кле Ренкииа. Если одновременно с
повышением начального давления
пара увеличивать мощность турби¬
ны, то этим будет компенсировать¬
ся уменьшение удельного объема и •
значение т)0( либо не изменится, ли¬
бр уменьшится незначительно, а
увеличение будет более сущест¬
венным. Так, при повышении Давле-
ния с 12,75 МПа (130 кгс/см2) до
23,5 МПа (240 кгс/см2) снижение
удельного расхода топлива на от¬
пущенную электроэнергию для тур¬
бины 200 МВт составляет около
3%, ЕсЛи одновременно увеличить.и
мощность турбины До 500 МВт, то
разница возрастает до 4,5%’, т. е.
будет больше в 1,5 раза.
Давление свежего пара влияет
ие только на КПД, но и’ на стои¬
мость паротурбинных установок.
С одной стороны, с повышением
давления свежего пара повышают¬
ся требования к качеству примение-
34
мых сталей, увеличиваются толщи¬
ны стенок труб, арматуры, паро¬
впускных клапанов и корпуса ЦВД
и т. д., что приводит к увеличению
стоимости оборудования. С другой
стороны, при высоком давлении
нз-за меньшего удельного объема
пара уменьшается его объемный
расход, а следовательно, уменьша¬
ются проходные сечения элементов’
парового тракта. Это обстоятельст¬
во упрощает н удешевляет оборудо¬
вание и тем сильней, чем больше
мощность установки’. Так, блок
мощностью 200 МВт на давление
свежего пара 12,75 МПа заметно
дешевле, чем блок такой же мощно¬
сти На давление 23,5 МПа, но при
увеличении мощности до 500 МВт
нх стоимость практически сравнива¬
ется. Из сказанного следует, что
давление свежего пара должно вы¬
бираться в зависимости от мощно¬
сти агрегатов. При этом оно долж¬
но быть тем больше, чем' больше
мощность установки, чТо ви!дно из
рнс. 3.2. Заштрихованная область
на этом рисунке соответствует оп¬
тимальному соотношению между
мощностью и давлением пара. За¬
данной мощности турбины Лг на
рнс. 3.2 '‘ соответствует некоторый
интервал давлений. Например,
при Мг=500 МВт начальное давле¬
ние может составлять от 16,3' до
25 МПа. Установки на начальное
давление пара от 17 до 22 МПа
почти не применяются, так как в
этом интервале давления (вблизи
критической точки) ухудшается те¬
плоотдача от стенок поверхностей
нагрева котла к воде. Окончатель¬
ный выбор делается на основе тех¬
нико-экономического расчета.
В СССР приняты четыре ступе¬
ни начального давления: 3,4; 8,8;
12,75 и 23,5 МПа или соответствен¬
но 35, 90, 130 н 240 кгс/см2. Этих
ступеней давления достаточно, что¬
бы выбрать оптимальные парамет-
scanner by http иtcc2v.narod.ru/book'
Рис. 3.1. Зависимость КПД идеального цикла от начальных , параметров пара
Рнс. 3.2. Зависимость между мощностью паротурбинной установки и начальным дав*
лением nàpa: ■ ’
I — СССР. 2 — зарубежные страны (США, Англия, Франция) ; /• — турбина W8=600 МВт на
р0“І6,3 МПа, изготовляется в СССР по ааказам стран членов СЭВ
ры пара Для любой мощности тур¬
бины. что видно нз табл. 3.1. Ис¬
ключение составляет интервал мощ¬
ностей 300—500 МВт. В этом интер¬
вале некоторое преимущество могли
бы иметь установки на 16,3 МПа.
Однако с учетом перспективности
‘крупных блоков (Мя^500 МВт)
для масштабов энергетического
строительства в СССР и ограничен¬
ного диапазона мощностей, для ко¬
торых ро=16,3 МПа имеет ощути¬
мые преимущества в сравнении с
р<г—23,5 МПа, было признано неце¬
лесообразным сооружение базовых
Таблица 3.1. Мощность и. начальное
давление пара турбоустановок
конденсационных электростанции
Мощность тур-
бйны. МВт
Начальное давление пера, МПа
по рнс. 3.2
фактвческое
12
. .
3,4
25*
4—6
* 8,8
50
6-0
8,8
100
8,5—12
8,8
160
10—14
12,75
200
11,5—16
12,75
300
13—18
23.7
500
16.5—25,0
23.7
•800 и более
23,0—25.0
23,7
• ♦ Применение ограничено.
3«
ТЭС с начальным давлением пара
16,3 МПа
Повышений давления свежего
пара на ТЭЦ дает большую эконо¬
мию топлива, поэтому турбины с
регулируемыми отборами и проти¬
водавлением в сравнениис турби¬
нами конденсационными имеют при
равенстве мощностей более высокое
начальное давление пара:
12,75. МПа при Ш-50-:-100 МВт.
Повышение мощности агрегатов
не только позволяет использовать
термодинамические преимущества
высокого давления, но н приводит к
снижению .удельных капиталовло¬
жений н дает возможность быстрее
наращивать энергетическиё мощно¬
сти.
Трудности создани'я крупных аг¬
регатов разнообразны: необходимо
освоить изготовление высококачест¬
венных отливок большой массы (бо.
лее 100 т), прокатку толстостенных
труб и т. д. Но наиболее трудной
является задача обеспечения на¬
дежности больших агрегатов. Веро¬
ятность повреждения однотипного
оборудования примерно пропорцио¬
нальна его массе. Поскольку с рос¬
том мощности увеличивается и мас¬
са, необходимо существенно повы¬
шать надежность отдельных эле-
36
scanner by httpA1cc2v.narod.ru/book/
Рис. 3.3. Зависимость. КПД турбоустаиовок от параметров пара:
в —без промежуточного переграва; б — с промежуточным перегревом; $уд — относительное изменение
У?е?ІН0Г0 Расхода теплоты на турбину; температура перегрева пара: /—500 °C; //—540 °C: ІИ —
£^««А{^^0у540.^Лв^2'^565/б40°С: 565/565 °C; 4-Б9&/565вС; 5 — 695/595 °C; 6 - 620/620 °C;
/ — 660/550 С; 8 — 815/650 'С. Температура питательной воды; линия о — 221 °C; линия б 232 °C, ли—
НИИ в. г — 243 °C; <9—260 °C '
ментов, так как в противном случае
из-за частых повреждений потребу¬
ется большой резерв мощностей.
3.2. Температура перегрева пара
Расчетами установлено, что в ин¬
тервале температур 530—650 °C. по¬
вышение температуры свежего пара
на каждые 50 °C уменьшает удель¬
ный расход топлива на 2,5% в уста¬
новках без промперегрева н на 3%
в установках с промперегревом при
условии, что температура пара за
промежуточным пароперегревате¬
лем также возрастает на 50 °C.
Более точная зависимость тепло¬
вой экономичности от температуры
перегрева при различном давлении
свежего пара показана на рис. 3.3.
Для каждой марки стали' Норма¬
ми Госгортехнадзора определена
максимальная температура, до ко¬
торой она применила (табл. 3.2).
Поэтому температура перегрева ли¬
митируется выбранной маркой
стали.
Чем выше температура, тем до¬
роже металл, нз которого изготов¬
ляются высокотемпературные эле¬
менты оборудования — паропере¬
греватели н паропроводы. Если сто¬
имость труб из углеродистой стрлн
36
принять за 100%, то стоимость,,
труб нз легированных сталей соста¬
вит, %:
Хромомолибденованадиевые .... 160—100
Высоко хромистые и аустенитные - . 470—§00
Аустенитные с молибденом и воль-
‘фрамом . . ., - 700—800
Температура пара, выходящего
нз пароперегревателя (за котлом),
ниже температуры металла труб
пароперегревателя на значение
температурного напора Д/, который
Таблица 3.2. Предельные температуры
применения сталей
Тип и марке стали
Предельная
температура,
°C
для .по¬
верхно¬
стей
нагре¬
ва
для тру¬
бопро¬
водов
Углеродистые (10, 20)’
500
450
Хромомолибденованадие-
вые (12Х1МФ, 15Х1М1Ф)
58S
570
Высскохромистые с воль¬
фрамом (молибденом)
(1Х12В2МФ)
630
600
Аустенитные (Х18Н12Т)
640
610
Аустенитные с молибде¬
ном (вольфрамом) и ниобием
(Х14Н18В2БР,
Х16Н16В2МБР)
700
650
scanner by http ; 4cc2v.narod.ru/book'
ориентировочно равен 40 °C:
/пе^^млг—Д^=?м.п—40. (3.1 )
Температура пара перед турби¬
ной fa на 5 °C ниже, чем за котлом,
нз-за потерь в окружающую среду н
дросселирования в паропроводах:
4=./пс—5, (3.2)
н, следовательно,
^МЛ—45. (3.3)
Температура металла трубопро¬
водов ^м.т принимается такой же,
как температура движущейся в ннх
среды. Следовательно, максималь¬
ная температура металла паропро¬
водов
АН_5, (3.4)
откуда
/о=^м.т~“5. (3.5)
Комбинируя различные марки
сталей паропроводов н пароперегре¬
вателей, ьржно создавать установку
на ту или -иную температуру пере¬
грева пара.
Предельные температуры пара
перед турбиной, определенные по
соотношениям (3.3) и (3.5) в зави¬
симости от типов сталей паропере¬
гревателей и паропроводов, приве¬
дены в табл. 3.3. Эта таблица со¬
ставлена следующим образом. Если,
например, пароперегреватель и* па-
Таблиц? 3.3. Предельная температура
нерегрева лара перед турбиной
в зависимости от типа сталей паропроводов
и пароперегревателей
Тип сталей
Предельная тем*
пернтура пара
перед турбиной.
°C
паропроводов
паропере¬
гревателей
У
У
435—440
ХМФ
У
450
ХМФ
ХМФ
535—540
ХМФ
А или ВХ
555—565
ВХ нлк А
А
590—595
А
AM
600—605
AM
AM'
650
Примечание. Обозначение сталей: У —
углеродистая; ХМФ.— хромомолибденоваяадиевая;
feX.— высокохромистая; А — аустенитная; AM —
8устеннтная с молибденом или вольфрамом и нио-
нем.
ропровод выполнены из , стали
12ХІМФ, то в соответствии с равен¬
ствами (3.3), (3.5) в данными табл,
3.2 максимальная температура пара
по условиям работы металла паро¬
перегревателя и паропроводов со¬
ответственно составит
/о=*м.п—45—540 °C;
*о=*м.т—5=565 °C.
Из двух результатов выбирают
меньший — в данном случае 540 °C.
Для повышения надежности темпе¬
ратура пара иногда принимается на
5—10 °C ниже максимальной илн
выходной пакет Пароперегревателя
выполняется из стали более .высоко¬
го класса, как это сделано -в котлах
для турбин на 23,5 МПа, 540 °C, где
хромомолибденованадиевая сталь
заменена аустенитной.
На рнс. 3.4 схематически показа-’
но изменение удельных капитало¬
вложений в оборудование <и трубо¬
проводы в зависимости от темпера¬
туры свежего пара. При изменении
класса металла происходит скачко¬
образное изменение стоимости обо¬
рудования. Дальнейшее увеличение
температуры перегрева сопровожда¬
ется плавным повышением стоимо¬
сти в основном из-за снижения до¬
пустимого напряжения для метал¬
ла.
При -выборе параметров свежего
пара необходимо учитывать их вли¬
яние не только на КПД и стоимость
оборудования., но и на влажность
пара за турбиной, которая тем
больше, чем выше давление свежего
пара н меньше перегрев. Если
влажность пара превышает некото¬
рое предельное значение, то во из¬
бежание интенсивной капельной
эрознц она должна быть уменьшена
за счет изменения начальных^ пара¬
метров или введения промежуточно¬
го перегрева, который уменьшает
влажность отработавшего пара (см.
рис. 2.9). На рнс. 3.5 показана за¬
висимость между начальными па¬
раметрами пара и его влажностью
за последней ступенью турбин без
промперегрева. Предельно допусти-
37
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
Рис. 3.4.
Рис. 3.5.
Рис. 3.4. Изменение удельных капиталовложений в оборудование в зависимости от
температуры свежего пара:
а — замена углеродистой стали на перлитную типа 1БХ1М1Ф в паропроводах и выходном пакете
пароперегревателя; б —замена перлитной стали па аустенитную типа 1Х18Н10Т в выходном паке¬
те пароперегревателя; в — замена перлитной стали на аустенитную в паропроводах; г — замена
аустенитной стали типа 1ХІ8Н10Т на аустенитную типа 1Х16Н14В2БР с вольфрамом и повышен¬
ным содержанием никеля
Рис. 3.5. Зависимость между температурой
пара за. турбиной 10 и 13%
мая влажность за турби'ной состав¬
ляет обычно 8—10% при длине по¬
следней лопатки 750—1000 мм и
13% при длине до 600 мм.
Исходя из изложенных выше со¬
ображений о влиянии температуры
перегрева свежего пара на стои¬
мость установок, их КПД в влаж¬
ность пара за. турбиной, в практике
современного энергомашинострое¬
ния принимаются следу юшке реше¬
ния.
Установки с высокой начальной
температурой пара, требующие
большого расхода дорогих аусте¬
нитных сталей, не находят широко¬
го применения в теплоэнергетике;
имеются лишь несколько опытно¬
промышленных ТЭС с /0>600°С.
Практически как в СССР, так н sa
рубежом ограничиваются перегре¬
вом пара, Пак правило, не выше
540 °C и” лишь в некоторых случаях
560—565 °C
Турбоустановкн всех типов на
давление свежего пара 23,5 МПа И
конденсационные турбоустановки на
давление .12,75 МПа имеют темпе¬
ратуру свежего пара н пара после
промежуточного перегрева, равную
540 °C. Благодаря промежуточному
перегреву не только обеспечивается
допустимая для крупных турбин
влажность отработавшего пара на
уровне 8—10%, ио и снижается
38
н давлением свежего пара при влажное*™
удельный расход топлива на 4%.
Турбоустановки с регулируемы¬
ми отборами на давление свежего
па’ра 12,75 МПа выполняются, как
правило, без промежуточного пере¬
грева (см. § 2.4),. но с более высо¬
кой начальной температурой пара,
равной 555’С, что необходимо для
обеспечения допустимой влажности
отработавшего в турбине пара *.
Турбины всех Типов на давление
8,8 МПа имеют температуру пере¬
грева, близкую к предельной для
перлитных сталей (535°C). Для
установок малой мощности на дав¬
ление 3,5 МПа температура пере¬
грева принята равной 435°С (ис¬
пользуется углеродистая сталь).
3.3. Температура питательной
воды
Из равенства (2.38) следует, что
подогрев питательной воды, соот¬
ветствующий максимуму КПД, со¬
ставляет
(3.6)
g 4-1
1 Промежуточный перегрев имеет лишь,
одна теплофикационная турбина на
12,75 МПа типа Т-180/210-130, создаваемая
на базе конденсационной турбины
К-200430.
scanner by http иtcc2v.narod.ru/book
Рис. 3.6. ' . Рве. 3.7.
Рис. 3.6. Зависимость тепловой экономичности турбоустаиовки от чцела подогревателей
при оптимальной температуре питательной воды:
» — кпд цикла без регенерации; Чроит—то же с оптимально! регеьерядие! (В-*1); 1—р0—8,8 МП^.-
Го—636 “С; 2—0о—12.7Б МПа., *в-б65вС: 3 — р0-12.76 МГІя, Г-В40 °C
Рве. 3.7. Влвяиве иелогрева волы до на тепловую экономичность:
Чр — кпд при Ѳч*і; остальные обозначения те же. что и на рис. 3.6
По причинам, излагаемым ниже,
фактический подогрев питательной,
воды /п.в—ік принимается меньше,
чем Этот подогрев удобно
характеризовать безразмерной ве¬
личиной
Ор=/п.В ^к/(^08 ,
называемой степенью регенерации.
Умножив и поделив' правую часть
последнего равенства на /?”— tK, по¬
лучим
или
ор = -7-6. (3.12)
₽ г + 1
На рис. 3.6 представлена зависи¬
мость относительного изменения
КПД от z при 6=1:
(Ч™ —Ч)/Ч=г=Г(г).
На рнс. 3.7 представлена зависи¬
мость изменения КПД от Ѳ, спра¬
ведливая, при любом z:
Первый из сомножителей
o7=ÆT-W»s-U (3-8)
есть термодинамически оптимальная
степень регенерации, которая в со¬
ответствии с (3.6) равна
а^ = г/(г+1). (3.9)
Второй сомножитель
(3-10)
характеризует недогрев питатель¬
ной воды до термодинамически оп¬
тимальной температуры. Используя
равенства (3.7), (3.8) и (3.10), за¬
пишем
Op=^jT«. (З.П)
Если же г и Ѳ меняются одно¬
временно, то относительное измене¬
ние КПД определяется как произ¬
ведение поправок:
— — ^т?(3;13)
При одном- н том же значении
<Тр выигрыш в тепловой экономич¬
ности зависит от количества регене¬
ративных подогревателей: чем нх
больше, тем больше выигрыш в
КПД. Так, для турбоустановки
с начальными параметрами
12,75 МПа, 540 °C н степенью реге¬
нерации Ор=0,75 при z=3 и 6=1
относительный выигрыш в КПД в
сравнеиин с циклом без регенера¬
те
scanner by http- 4cc2v.narod ru/book/
цнн составляет
X) _ — n -fy —-g
Ч Ч ,)«■"_<
= 11,5.1 = 11,5«/,.
Если же 2=7 н 6=0,855, а
□р — ~ 0;855=0,75, как н в преды¬
дущем примере, то
4 4 ст-<
= 13,7-0,98= 13,4«/о-
Несмотря на равенство температур
питательной воды в обоих вариан¬
тах во втбром случае достигается
большая экономия топлива, чем в
первом.
При одинаковых параметрах пи¬
тательной воды и свежего пара
удельный расход пара на турбину
тем меньше, чем-выше КПД турбо¬
установки1. Поэтому во втором слу¬
чае уменьшаются паропронзводи-
тельность котла, производитель¬
ность деаэраторов н насосов, диа¬
метры трубопроводов, что также да¬
ет экономию капитальных затратѣ
Однако во втором варианте устанав¬
ливается, на четыре подогревателя
больше, чем в первом, что требует
дополнительных капиталовложений.
На основании технико-экономи¬
ческих расчетов установлено, что
Рис. 3.8. Относительное изменение КПД н
удельного расхода пара в зависимости от
степени регенерации
40
при* заданной степени регенерации
нанлучшне техннко-экономнческне
показатели достигаются прн ЧѲ=
=0,75-і~0,85. Выбор же самой вели¬
чины степени регенерации рассмот¬
рен ниже.
На рис. 3.8 показана зависи¬
мость относительного изменения
удельного расхода пара на турбину
от степени регенерации. Как видно
из графика, чем больше сгр, тем
больше и удельный расход пара.
При этом из-за увеличения, паро¬
производительности котла возраста¬
ет его стоимость несмотря на сни¬
жение тепловой мощности, обуслов¬
ленное уменьшением теплосъема в
экономайзерных поверхностях на¬
грева; увеличиваются диаметры
трубопроводов, стоимость питатель¬
ных насосов, деаэраторов. Все это
приводит к увеличению капитало¬
вложений ' на некоторую величину
Д£і. Вместе с тем повышение тепло¬
вой экономичности уменьшает и
удешевляет топливоподачу, пыле-
при’готовление, газовоздушный
тракт и систему отвода теплоты в
холодный источник на некоторое
значение Д&2- Следовательно, сум¬
марное изменение капиталовложе¬
ний составит
Ak—Aki—Ak2.
Расчетами установлено, что при
аР^0,45-^0,5 справедливы неравен¬
ства АЙ2>ДЛі и Дй<0. Поэтому ре¬
генерация при ар^0,45-^0,5 являет¬
ся абсолютно эффективной, т. е.
даег выигрыш в расходе топлива,
ие - повышая общих капиталовло¬
жений.
В интервале Ор от 0,45—0,5 до
0,65—0,75 выигрыш и расходе то¬
плива окупает дополнительные ка¬
питаловложения. Увеличение степе¬
ни регенерации на ТЭС, сжигающих
органическое топливо, сверх 0,75,
как правило, экономически нецеле¬
сообразно, так как выигрыш в рас¬
ходе топлива не превышает 1 °/о, а
расход пара при этом увеличивает¬
ся на 15 %, что вызывает значитель¬
ные дополнительные капиталовло¬
жения.
scanner by http4cc2v.narod.ru/book/
Чем дороже топливо и чём боль¬
ше среднегодовая нагрузка агрега¬
тов, тем большая экономия затрат
на топливо достигается при увели¬
чении <Тр. Поэтому для базовых
установок с числом часов использо¬
вания установленной мощности
около -5500 ч/год степень регенера¬
ции обычно прнйимают около 0,75.
При такой степени регенерации и,
например, 0=0,8 иЗ (3.12) получим
г/ (г+1 )=Ор/Ѳ=0,75/0,8,
откуда с округлением до целочис¬
ленного значения следует z=8.
Для полупиковых установок с
числом часов использования устано¬
вленной мощности 3500 ч/год обыч¬
но оР=0,5-і-0,6 и z=3—4.
Давление в отборах при Ѳ<1 вы¬
бирается также, как и при термоди¬
намически оптимальной температу¬
ре подогрева питательной воды,
т. е. исходя нз подогрева воды во
всех подогревателях на одну и ту
же величиірс
Д/= /к)/2. (3.14)
В установках с промежуточным
перегревом пара равномерный на¬
грев питательной воды по ступеням
не является оптимальным решени¬
ем, поэтому результаты, полученные
в § 2.4, ц соотношение (3.14) не
вполне пригодны для данного слу¬
чая. Исследования и расчеты пока¬
зали, что после промежуточного пе¬
регрева пара целесообразно устанав¬
ливать шесть-семь подогревателей
с равномерным нагревом воды по
ступеням на 22—26 °C в каждом
(отборы 3—8 на рис. 2.8). Кроме
того, один отбор осуществляется
непосредственно перед промежуточ¬
ным перегревом (отбор 2 на
рис. 2.8). Термодинамически вы¬
годно за счет пара этого отбора
обеспечить приращение температу¬
ры воды в 1,6—1,8 раза большее,
чем в остальных подогревателях.
Далее вода либо поступает в котел,
либо нагревается еще в одной сту¬
пени на, 20—25 °C (отбор 1 на
рис. 2.8). При установке этого подо¬
гревателя удельный расход топлива
снижается на 0,7—0,9 %.
При установке поверхностных
подогревателей важной характерис¬
тикой системы регенерации явля¬
ется значение недогрева воды на,
выходе из j-го подогревателя О/", до
температуры насыщения отборного
пара ts:
у
где t"—действительная температу¬
ра питательной воды за j-м подо¬
гревателем.
Чем больше эта величина, тем
выше температурный напор в подо¬
гревателе и меньше его поверх¬
ность. Но одновременно уменьша¬
ется КПД турбоустановки, посколь¬
ку для нагрева воды до заданной
температуры требуется пар более
высокого давления.
Обычно недогрев составляет
1,5—3 °C в ПНД и 3—5 “С в ПВД.
Если во всех подогревателях иедо-
грев до температуры насышеиия
увеличить на 1 °C, то расход топли¬
ва увеличится на 0,08—0,12 %.
3.4. Конечные параметры пара
В конденсаторы современных
отечественных паровых турбин
обычно поступает пар влажностью
8—13 % с параметрами 3,5—5 кПа,
с температурой насыщения пример¬
но 27—33 °C. , При этих условиях
снижение температуры насыщения
пара на 1 °C увеличивает распола¬
гаемый теплоперепад в турбине на
7—7,5 кДж/кг.
Действительный теплоперепад, а
следовательно, и мощность турбины
также возрастают, ио значительно
меньше, что обусловлено дополни¬
тельными потерями в рабочих и со¬
пловых лопатках и особенно с вы¬
ходной скоростью (при уменьше¬
нии давления пара возрастает его
объем, а следовательно, возрастают
выходная скорость и потери с ней) .
На рис. 3.9 -показано относитель¬
ное изменение мощности турбцны в
зависимости от конечных парамет¬
ров пара при различных удельных
паровых нагрузках выходного сече¬
ния тг, определяемых как отиоше-
*1
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
Рис. 3.9. Относительное изменение мощности турбин на 23,5 МПа, 540/540 °C в зависимо¬
сти от конечного давления (а) и температуры насыщения в конденсаторе (б) при раз¬
личной удельной паровой нагрузке выходного сечения:
1 — ШрВвІз т/(м3*ч); 2~19,6 т/(м2-ч); 3 — пхр-25Л т7(м’-ч); <—тр«»32Л т/(м’*ч): б-тр-
-39 т/(м»-<)
hhé расхода пара через ступень,
т/ч, к площади выхлопа стуяени,
м2. Снизить конечные параметры
пара, уменьшить выхлопные потери
и тем самым увеличить мощность и
КПД установки можно в результа¬
те следующих мероприятий;
снижения температуры охлажда¬
ющей воды, но не ниже некоторого
предела, определяемого природными ;
условиями; .
увеличения теплоцередающей по¬
верхности конденсатора;
интенсификации теплообмена в
конденсаторе;
увеличения площади выхлопа
турбины путем использования длин¬
ных лопаток последних ступеней или
увеличения количества выхлопов.
Выбор оптимальных значений ne-,
речисленных величин является
сложной технико-экономической за¬
дачей. На базисных электростанци¬
ях, сооружаемых в европейской
части СССР, обычно принимают:
среднегодовую температуру охлаж¬
дающей воды 12—20 °C, расход
охлаждающей воды на 1 т пара
45—60 м3, удельную паровую ня-
грузку конденсатора 35—45 кг/ч на
1 м2, удельную паровую нагрузку
на выхлоп 25—30 т/ч на 1 м2 При
перечисленных условиях давление в
конденсаторе обычно составляет
3,5—4,5 кПа, а выхлопные потери
составляют 32—50 кДж/кг.
ВОПРОСЫ К ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ
1. КакЬи наименьшая температура пере¬
грева пара допустима для турбины
К-100-90 по условию конечной влажности
пара?
2. Трабуется ли применение высокохро-
мистых илы аустенитных сталей для изго¬
товления поверхностей наГрена котла и
трубопроводов блока с перегревом пара
3. Какими факторами определяется эко¬
номически целесообразная температура ре¬
генеративного^ подогрев питательной воды?
4. Во сколько раз изменятся потери е
выходной скоростью, если конечное давле¬
ние пара уменьшится в 1,5 раза при со¬
хранении остальных условий? (Йринять,
что водяной пар подчиняется законам иде¬
ального газа.)
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book
Глава че+вертая
Элементы тепловой схемы ТЭС
4.1. Система регенеративного
подогрева питательной воды
Тепловая схема ТЭС является схе¬
мой пароводяного тракта, в который
входит' основное оборудование — па¬
ровой котел н паровая турбина, а
также система регенеративного по-.
догрева питательной воды вместе
с трубопроводами и насосами, осу¬
ществляющими прокачку воды че¬
рез цепочку подогревателей и пода¬
ющими воду для' питания котла при
необходимом давлении. На рис. 4.1
показана схема регенеративного по¬
догрева с поверхностными подогре¬
вателями и тремд йасосами, кото¬
рые должны работать синхронно
(например, от общего привода).
Первый иасос 1 прокачивает основ¬
ной конденсат из конденсатора 2
через первую группу подогревате¬
лей 8 и подает ее во всас второ¬
го насоса 4 с необходимым подпо¬
ром, который обеспечивает работу
второго насоса без кавитации. Вто¬
рой насос прокачивает воду через
вторую группу подогревателей 5,
в «которой осуществляется подогрев
до температуры питательной воды,
н подает во всас третьего иасоса 6 с
необходимым подпором. Третий иа¬
сос развивает давление, необходи¬
мое для питания парового котла. В
каждом иасосе в результате пере,
хода механической энергии в тепло¬
ту энтальпия воды повышается на
ûftH’ = -5/10-, (4.1)
С
где — повышение энтальпии
воды, кДж/кг; Др — повышение да¬
вления в насосе, МПа; —сред¬
неарифметический удельный объем
в изоэнтропном процессе сжатия
воды в иасосе, м3/кг; ц™ —внутрен¬
ний КПД насоса.
Рассмотрим ДЛа' для конкретной
установки. Принимаем давление
после I иасоса риі, после II ряп и
после III риіп соответственно 2, 9,
32 МПа. Температура подогрева в
последнем подогревателе 1п.в=
= 270 °C, чему соответствует давле¬
ние насыщения р,=7 МПа Давле¬
ние воды в последнем подогревате¬
ле должно быть выше рпі«, чтобы
не было вскипания. Добавляем еще
запас иа подпор в III насосе и по¬
лучаем рмі=9 МПа. Рассчитаем с
помощью (4.1) повышение энталь¬
пии воды:
, II saeoe III sacoc
Давление воды,
МП»:
на входе. . . 0,06 1,2 7,5
на выходе . . 2 9,0 32
Повышение давле¬
ния, МПа ... 1,95 7,8 24,5
Удельный объем
воды, м*/кг:
на входе. . . 0,001 0,001090 0,00129
на выходе . . 0,001 0,001096 0,00118
средний . . . 0,001 0,001093 0.001285
Внутренний КПД ;
иасоса 0,8 0,8 0,8 ■
Повышение энталь¬
пия, кДж/кг. „ 2,43 10,65 39,5
При определении давления воды на
входе во II и III насосы учтено па¬
дение давлении из-за гидравличес¬
ких сопротивлений тракта.
Общее повышение энтальпии во¬
ды в системе регенеративного подо¬
грев а Ли.в-АЛяттт—~/ік,—11804-39,5—
—137=1082,5 кДж/кг, в том числе
повышение энтальпии во всех трех
насосах 52,58 кДж/кг, или 4,85 %.
Рис. 4.1. Схема регенеративного подогрей с поверхностными
подогревателями
«В
scanner by http ,.tcc2v.narod ru/book.
Рис. 4.2. Схема регенеративного подогрева с деаэратором, ПВД и
Возможны три варианта уста¬
новки насосов. Ставится один толь¬
ко I насос, который развивает пол¬
ное необходимое давление. Повыше¬
ние энтальпии воды для условий
рассмотренного примера составит
39,6 кДж/кг, что означает существен¬
ное снижение расхода энергии на
перекачку против варианта трех
Насосов. $
Вариант одного насоса означает,
что все подогреватели с водяной сто¬
роны оказываются под полным-
давлением, что усложняет и удоро¬
жает всю установку. Вариант
установки двух насосов (I и
II) означает, что первая груп¬
па подогревателей находится с
водяной стороны под низким давле¬
нием первого насоса; такой насос
называется конденсатным, а подо¬
греватели — подогревателями низ¬
кого давления (ПНД). Вторая груп¬
па подогревателей оказывается с
водяной стороны под высоким дав¬
лением II насоса; этот насос назы¬
вается питательным, а подогрева¬
тели — подогревателями высокого
давления (ПВД).
В варианте с тремя насосами
ПВД с водяной стороны находятся
под промежуточным давлением, соз¬
даваемым первой ступенью пита¬
тельного насоса (II насос), что яв¬
ляется преимуществом. Кроме того,
в этом варианте повышение энталь¬
пии воды в III насосе не вытесняет
отбор на регенеративный подогре¬
ватель, что имеет место в варианте
двух насосов.
Считается, что варианты двух и
трех насосов экономически равно¬
ценны.
. Приведенная схема с одними по¬
верхностными подогревателями яв¬
ляется бездеаэраторной и пригодна
44
прн применении нейтрального вод¬
ного режима с дозированием газо¬
образного кислорода в конденсат¬
ный тракт.
Широко распространены установ¬
ки, в которых в схему регенератив¬
ного подогрева включен деаэратор,
представляющий собой смешиваю-'
щий подогреватель. В этом случае
питательный насос ставится после
деаэратора. Подобная схема пред¬
ставлена на рис. 4.2. Система реге¬
неративного подогрева имеет три
ПВД с каскадным сливом дрена¬
жей, которые Сливаются в деаэра¬
тор, н группу ПНД. Первые две по
ходу конденсата ПНД питаются па¬
ром из вакуумных отборов турби¬
ны, что в эксплуатации приводит к
повышенным присосам воздуха, на‘-
рушающего процесс теплоотдачи от
конденсирующегося пара. В резуль¬
тате в этих подогревателях имеют
место повышенные недогревы пара
и пониженная температура конден¬
сата, что приводит к перегрузке
третьего ПНД. Перегрузка третьего
ПНД вызывает повышенную вибра¬
цию трубного пучка, приводящую к
выходу из строя трубок подогрева¬
теля. Поэтому оказалось целесооб¬
разным первые два ПНД выпол¬
нять смешивающего типа, в кото¬
рых обеспечивается подогрев до
температуры насыщения греющего
пара. На рис. 4.3 показана схема
(ЦКТИ—-ВТИ) группы ПНД турби¬
ны К-300-240 с двумя смешивающи¬
ми подогревателями. Конденсат
греющего пара ПНД4 сливается
каскадно в ПНДЗ, из ПНДЗ через
охладитель дренажа — в ПНД2.
На сливных линиях установлены
регулирующие клапаны, с помощью
которых в поверхностных подогре¬
вателях ПНД4 и ПНДЗ поддержи-
scanner by http I. tcc2v.narod.ru/book'
Рис. 4.3. Комбинированная схема регенерации низкого давления:
1 — конденсатор; 2 — конденсатные насосы I ступени; 3 — обессоливающая установка; 4 — газоохла¬
дитель; 5 — сальниковый подогреватель; 6 — охладитель дренажей; 7 — регулятор уровня в конденсато¬
ре; 8 — ПНДІ смешивающего типа; 9 — ПНД2 смешивающего типа; 10 — конденсатные насосы II сту¬
пени; 11 ~~ регулятор уровня в ПНД2; 12 — ПНДЗ йоверхностного типа; 13 — ПНД4 поверхностного ти¬
па; 14, 15 — регуляторы Уровня ПНДЗ и ПНД4
вается постоянный уровень конден¬
сата.
Основной конденсат из конденса¬
тора прокачивается конденсатными
насосами I ступени через блочную
обессоливающую установку (БОУ)
и сальниковый подогреватель в
ПНДІ смешивающего типа, имею¬
щий напорное водораспределитель¬
ное устройство. В ПНДІ подводит¬
ся пар VIII отбора по паропроводу.
Внутри корпуса помещается охла¬
дитель выпара, из верхней части
которого осуществляется отсос па¬
ровоздушной смеси в конденсатор.
Конденсат стекает в водяной отсек
в нижней части подогревателя, из
которой Поступает к конденсатным
насосам II ступени. Греющий пар
нз VII отбора турбины поступает в
ПНД2, конденсат откачивается кон¬
денсатными насосами II ступени.
Уровень в водяных отсеках
ПНДІ и ПНД2 регулируется по¬
средством регулирующих клапанов
(РУШ и РУП2), установленных
на линиях конденсата после конден¬
сатных насосов.
Таким образом, элементами водо¬
подогревательной системы являют¬
ся регенеративные подогреватели
низкого и высокого давления, по¬
верхностного и смешивающего ти¬
па, а также насосы — конденсатные
н питательные. В систему регенера¬
тивного -подогрева могут быть вклю¬
чены испарители и их конденсато¬
ры предназначенные для приготов¬
ления дистиллята, используемого
для подпитки пароводяного тракта.
4.2. Регенеративные
подогреватели низкого давления
4.2.1. Подогреватели низкого давления,
поверхностного типа
Изготовляемые в СССР регеие-
ра гивные подогреватели поверх¬
ностного типа низкого и высокого
давления регламентированы отрас¬
левым стандартом — ОСТ
108 271.17-76. Подогреватели харак¬
теризуются следующими параметра¬
ми: площадью поверхности тепло¬
обмена по наружному диаметру и
эффективной длиной труб, номи¬
нальным тепловым -потоком при
расчетном ■ подогреве, рабочим дав¬
лением пара в корпусе, рабочим
45
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
давлением воды в трубной системе,
максимальной температурой пара
на входе, номинальным массовым
расходом и максимальной темпера¬
турой нагреваемой воды.
Пример условного обозначения:
ПН-400-26-7-11 означает ПНД с по¬
верхностью теплообмена 400 м2, с
давлением нагреваемой воды
2,6 МПа и максимальным давлени¬
ем . греющего пара в корпусе
0,7 МПа. Римская цифра обознача¬
ет модификацию, характеризующую
габаритные размеры подогревателя
и диаметры патрубков подвода гре-’
ющего пара, подвода и отвода на¬
греваемой воды и отвода конденса¬
та греющего пара при одинаковом
корпусе.
Подогреватели низкого давления
выполняются вертикального типа с
U-образными трубками и с трубной
доской. Трубки применяются из ла¬
туни марки ЛО70-1.
Допускается применение труб из
коррозионно-стойкой стали
12Х18Н10Т.. При сверхкритическом,
начальном давлении пара в послед¬
ний попадает медь, оказавшаяся в
питательной воде в результате элек¬
трохимической коррозии латунных
трубок. Окислы меди дают трудио-
' удаляемые отложения на лопатках
турбин. Поэтому при сверхкритиче¬
ском давлении пара предпочтитель¬
ней заменить латунные трубки труб¬
ками из нержавеющей стали
12Х18Н10Т. В этом случае в обозна¬
чение добавляется НЖ, например
ПН-400-26-7-ІІНЖ.
Рассмотрим конструкцию и теп¬
ловой расчет вертикального поверх-
. ностного ПНД: на рис. 4.4 показан
разрез поверхностного ПНД верти¬
кального типа. Трубная система, со¬
стоящая из U-образиых латунных
трубок, развальцованных в сталь¬
ной трубной доске, помещена в
сварной корпус, имеющий сверху
фланец, на который ложится труб¬
ная1 доска. Сверху ставится водя¬
ная камера, фланец которой ложит¬
ся1 на трубную доску. В результате
трубная доска зажимается между
фланцами корпуса и водяной каме-
46
Рве. . 4.4. Поверхностный ПНД вертикаль¬
ного типа:
I ~воляная “““ера; * ~ трубная дос^а; 3 —
трубная система; 4 — патрубок подвода грею¬
щего папа: 5 — каркас трубной системы; 6 —
корпус, / —перегородка трубной сяггемы
ры, которые крепятся друг к другу
шпильками. Кроме того, водяная
камера крепится к трубной доске
посредством анкерных связей, ко¬
торые разгружают трубную доску
от нагрузки, создаваемой давлени¬
ем воды. Вода подводится в водя¬
ную камеру, разделенную перего¬
родкой, и поступает в трубки. Прой¬
дя по Ü-образным трубкам и нагре¬
ваясь, вода ■ попадает в другую по-(
scanner by http. tcc2v.narod.ru/book
ловнну водяной камеры и через вы¬
ходной патрубок выходит из подо¬
гревателя.
Пар поступает в .корпус через па¬
ровой патрубок, сталкивается с па-
роотбойиым щитком н растекается
внутри корпуса, омывая трубки с
водой. Устойчивость трубной систе¬
ме придает легкий каркас, к кото¬
рому крепятся перегородки, через
отверстия в которых пропущены
трубки. Перегородки направляют
лоток пара и обеспечивают* сток
конденсата в нижнюю часть корпу¬
са, где посредством регулирующего
клапана на сливной линии поддер¬
живается -заданный уровень воды.
Системой автоматического регули¬
рования уровня воды в корпусе
снабжены все пароводяные подогре¬
ватели. Управление регулирующим
клапаном осуществляется электрон¬
ным регулятором, получающим им¬
пульс по уровню конденсата в кор¬
пусе.
Для наблюдении за уровнем кон¬
денсата подогреватель низкого дав¬
ления снабжается водоуказатель¬
ным стеклом. На указателе уровня
нанесены отметки минимально до¬
пустимого уровня, области рабоче¬
го уровня, максимально допустимо¬
го уровня.
'.Воздух, который может попадать
вместе с паром в подогреватель в
режимах, когда корпус находится
под разрежением (например, в пу¬
сковых режимах), ие конденсиру¬
ется, собирается в нижней части
корпуса, откуда удаляется по труб¬
ке системы отсоса воздуха в конден¬
сатор турбины.
Увеличение единичной мощности
-турбин приводит к укрупнецию
ПНД путем увеличения диаметра
корпуса и высоты. В турбоустанов¬
ке К-300-240 ПНД4 последний пе¬
ред деаэратором выполнен с встро¬
енным охладителем пара. Подвод
пара осуществляется в нижнюю
часть корпуса. Конденсат, подогре¬
тый в собственно подогревателе
конденсирующимся паром, Частично,
поступает в трубки, выделенные в
качестве охладителя пара н отгоро¬
женные (Перегородкой. Греющий, пар
поднимается вверх в охладителе па-
- ра, отдавай теплоту перегрева, н че¬
рез прорези в перегородке поступа¬
ет сверху в собственно подогрева¬
тель.
На рис. 4.5 представлены разре¬
зы ПНД турбины К-800-240. Диа¬
метр корпуса 2600 мм, высота
8470 мм. Подогреватель имеет
встроенные охладитель дренажа и
охладитель пара. Трубки — U-об-
разные из нержавеющей стали.
4.2.2. Тепловой расчет подогревателя
низкого давления поверхностного типа
Задача теплового расчета состоит в
Определении поверхности -теплообмена по¬
догревателя F н конструктивных размеров
его элементов. Поверхность теплообмена F
определяется из уравнения теплопередачи*
F=W«or, (4.2)
где Q —тепловая нагрузка подогревателя
при номинальной нагрузке турбоустановки,
которая известна нз теплового баланса; k—
коэффициент теплопередачи; Л#лог— сред¬
няя логарифмическая разность температур.
Для подогревателя без охладителей па¬
ра и дренажа теплота к воде передается
от конденсирующегося на трубках пара прн
температуре’насыщения tB. В этом случае
имеем
t”—t'
Д^лог — t ft » (4.3)
Іп^—
где f н — температуры воды на входе н
выходе подогреватели.
Тепловая нагрузка' определяемая по во¬
димой стороне подогревателя,
Q=GB(c"t"~~=
'—cBGB(t"—i,)l (4.4)
где GB — секундный расход воды; с' н с?'—
средняя теплоемкость воды прн температу¬
рах f и Р*; так как с"^с', принимаем сред¬
нее значение св.
Подставам значении Q из (4.4) и А/ЛОг
из (4.3):
F = (eBGBln^)/ft. (4-5)
Температура насыщения определяется по
таблицам водяного пара прй давлении в
подогревателе р%тс=Ротб—Ар, где Ар —
падение, давления из-за гидравлических со¬
противлений иа участке ’ от ртбора до по¬
догревателя (принимают Ар“0,08рОТб).
Схема теплообмена показана на рис.Л.6.
Поскольку трубки тонкостенные, расчет ве¬
дется по формулам дли плоской стенки.
47
scanner by http-/' tcc2v.narod ru/book/
Рис. 4.5. ПНД турбины К-800-240:
/ — корпус; 2 — трубный пучок собственно подогревателя; 3 — трубный пучок охладителя пара; 4 —
кожух охладйтеля пара; 5 —трубная доска; 6~ крышка; 7 —анкерная связь; 8 — гидрозатвор; 9 —
паровпускное устройство; 10 — поддон; // — кожух охладителя дренажа; /2 —трубный пучок охла¬
дителя дренажа; 18— водяная камера ОД; патрубки: Д —подвод основного конденсата кСП; Б — от¬
вод основного конденсата из СП; В—подвод греющего пара к ПО; Г, Д— подвод и отвод основного
конденсата ОД; Е — подвод дренажа; Ж — отсос паровоздушной смеси; И — тюдвоХ паровоздушной
смеси нз ПНД более высокого давления; К — отвод конденсата греющего пара
Расчет коэффициента теплопередачи ведет¬
ся для средней температуры воды if —
~'іл—"А^лог.
Падение температуры в процессе тепло¬
отдачи от конденсирующегося пара к
стенке
—^ct1 = Ç/G1, (4.6)
где q— удельная мощность теплового по¬
тока:
Коэффициент теплоотдачи от конденсирую¬
щегося пара к стенке определяется фор¬
мулой
где е—коэффициент, равный для верти¬
кальных трубок 1,15 и для горизонтальных
0,73; г/=Лп—й'н—теплота конденсации: h—
определяющий геометрический размер (для
вертикальных подогревателей Л—расстоя¬
ние между паронаправляющими перегород-
4«
at =f с
r ^Verf
•P» (^И"^СТ1) Л
(4.7)
Рнс. 4.6. Схема теплообме¬
на
scanner by http /-tcc2v.narod.ru/book'
f <Г) I
77пч=9,75кг/с I
Лдрѵ=075кДж/кг I tn=J23,SeC
—I I Ь^2350к^ѵ./кг
Д-Л t„j=83.6°C
ÿl
t„f83.S°L
t ^120 °C
Ьпз=500кДж/«Г
37S«JLx/f.r
6) ЛЗЪ=5Г2«ДЖ/КГ
Рис. 4.7. Расчет подогревателя низкого давления-
а — графическое определение мощности удельного теплового потока; б — схема расположения перего¬
родок в четырехходовом ПНД; в— расчетная схема подогревателя
ками по вертикали; для горизонтальных
трубок Л=лДн, где л—число трубок по
вертикали; — наружный диаметр тру¬
бок).
Формулу (4.7) можно записать в виде
аі=сВ(г')в.ав(^от1)-о.25/і-о.а (4.7а)
гч -7
где В = Л/ — — — комплекс, учитываю-
F Р-ж
>щий физические свойства пленки конденса¬
та, которые определяются по средней тем¬
пературе пленки конденсата
4n=0,5(i*-j-/cT і).
Здесь Хж, ірж, g ж—теплопроводность,
плотность н динамическая вязкость жидко¬
сти (конденсата); g—ускорение свободно¬
го падения.
Прн расчете предваритёльно оценивают
tc? 1 как среднеарифметическую:
Itn = ул.+ 2 J ‘0»5.
Определив h. В, г', можно записать
(4.8)
где
Bi=eBft-1)-“(r')+0.25.
Подставив значение сц из (4.8) я (4.6),
получим
Д/і-(9/Ві)<Я (4.9)
Падение температуры в стенке прн переда¬
че теплоты теплопроводностью
Ô
Д/Сг= ç, (4.10)
лст
где- 6 — толщина стенки, м; Хот — тепло¬
проводность, Вт/(м-К).
Падение температуры прн теплоотдаче
от стенки к воде
Afe=£cT s—fy=Ç/<k, (4.11)
где да—коэффициент теплоотдачи от стен¬
ки к воде.
4—482
Сложим значения Д£і, Д/ст, Д^:
или иначе
Уравнение (4.12) для заданных условий
решается графически. На .рис. 4.7,а пока¬
зано это графическое решение. В зависи¬
мости от q строится функция">4 — правая
часть уравнения (4.12). Из точки на оси
ординат, определяемой величиной Д^лог,
проводим прямую с угловым коэффициен¬
том Â/Àct до пересечении с построенной
кривой, что и дает искомое значение q.
Коэффициент теплоотдачи а2 подсчиты¬
вается по формуле для случаи принуди¬
тельного движения жидкости внутри кана¬
ла любого сечения (без Изменения агрегат¬
ного состояния):
ав = 0,023 ■— (-^)МРг^. (*■13)
где dB — эквивалентный диаметр канала,,
для трубы dg—dae; с — скорость жидко¬
сти, м/с.
Дли станционных теплообменников ско¬
рость воды обычно выбирается равной*
1,5—2,5 м/с; индекс f означает, что вели¬
чина берется при средней температуре if,
Prf!^ffaf~-4KCjio Прандтля;» а — температу¬
ропроводность, a >=Kf/(Cp/Pf) ; Ср — теплоем¬
кость жидкости прн постоянном давлении;
V — кинематическая вязкость, м2/с.
В изогнутых трубах н спиралях тепло¬
отдача 'усиливается за счет турбулизации,
что учитывается поправкой к коэффициенту
теплоотдачи e=l+la77d//?, гда Æ —радиус
гиба; d — диаметр трубы; «•»■!==а2(1 +е).
Для переходного режима 2200<Re<10 ООО
коэффициент теплоотдачи можно опреде¬
лить по формуле (4.13) н умножить на
поправочный коэффициент <р:
Re 2200 2500 3000 3500 4000
у .0,22 0,45 0,59 0,7 0,76
49
scanner by http.. tcc2v.narod ru/bookz
' Предо ляеение
Re ...... . 5000 6000 7000 8000
f 0.86 0,91 0,96 0,98
При расчете конструктивных размеров
подогревателя ç трубной доской решается
вопрос о выборе числа ходов по водяной
стороне.
При двух ходах водянан камера разде¬
ляется перегородкой, вода входит во все
U-образные трубки н выходит из их дру¬
гого конца в водяную камеру. При четырех
ходах вода рходнт в одну половину U-об-
рйзных трубок и выходит из них, делает
роворот в водяной камере н входит в дру¬
гую половину трубок, выходит из них н
снова попадает в водяную камеру. Схема
расположении перегородок показана иа
рнс. 4.7,6. Общее число трубок (прн U-об-
разных трубках можно считать, что каж¬
дая трубка состоит из двух) равно числу
Кодов по водяной стороне z, умноженному
на число трубок в одном ходе N, которое,
определяется из уравнения расхода
N = , (4-14)
где Ѵв — удельный объем воды при сред¬
ней температуре if. Общее число‘отверстий
в трубной доске .равно -/ѴоСщ“2У. Площадь
урубибй доски
5тр = -^-О^р. (4.15)
На одну трубку при ромбической разбивке
приходится площадка
«=/’ sin 6(Г=0.866/2, (4. ! 6)
где t — шаг отверстий, который принимает¬
ся из условий прочности, ,при развальцо¬
ванных трубках £= (1,25-М,3) ,н прн
вварке трубок і= (1,4-~1,6)^в. Площадь,
Занятая трубками,
£/»р=ЛГовчі®в2ЛГ*0,866/2. (4.17)
.Отношение S'TP/Stt> называется коэффици¬
ентом заполнения трубной доски т]Ір, кото¬
рый учитывает то обстоятельство, что часть
площади трубной доски по конструктивным
соображениям остается свободной от отвер¬
стий, Для ПНД т)» £»=0,3 5-ь 0,6 5. Подстав¬
ляем в (4.15) значение S',p из (4,17) и по¬
дучаем t
D^^Vl.U/N/ihp. (4.18)
Геометрическая величина поверхности на¬
грева по наружному диаметру
Fn=zAfadiJ. (4.19)
На оснований изложенного выше опреде¬
ляется следующий порядок конструктор¬
ского расчета подогревателя: 1) задаемся
значениями ев, т]»р, z, t; 2) подсчитываем
N по (4.14); -3) подсчитываем по (4.18)
значение 4) подсчитываем по (4.19)
г^еличниу /;’Д) определяем конструктивный
Критерий B-₽WrP и сопоставляем его с
50.
рекомендуемыми значениями .(для ПНД е=
= 1,5-г-2,5). Если полученное значение е
близко к рекомендуемому, считаем» что
принятое значение числа ходов z подходя¬
щее. Если же полученное значение 8 суще¬
ственно отличается от- рекомендуемых, * то
следует изменить г н повторить расчет.
Следует отметить, что изложенная ме¬
тодика теплового расчета подогревателя
пригодна для подогревателей всех типов.
Прн наличии встроенных охладителей
пара и дренажа задаются нх конструктив¬
ными размерами, которые диктуются кон¬
струкцией собственно подогревателя. Для
встроенных охладителей пара н конденсата
проводят поверочный расчет.
4.2.3. Пример теплового расчета
[ поверхностного подогреватели
низкого давления
Необходимые исходные даннке приве¬
дены на расчетной схеме подогревателя
ПЗ на рнс. 4.7,в. Принимаем расчетное зна-
чейие недогрева 5,5 °C. .Тогда температура
за подогревателем /п=/н—■6=125,5-—5,5=
= 120 °C. Энтальпия воды на выхЬде из ПЗ
равна ЛНЗ“500 кДж/кг. Тепловая нагрузка
подогревателя по водяной стороне QnS>=
“’Дкояд (Лиз—Ans) “=195 (500—375). 10~я =
=24,4 МВт.
Тепловой баланс по паровой стороне с
учетом теплоты сливаемого дренажа из П4
позволяет определить расход Греющего
пара
■Ппз (^3—^ЗиУ +(Оп4 (Лдзд—Леи) =
“Спз/і}пз>
р 24,4-10я — 9,75 (615 — 522) -0,99
”* ~ 0,99 (2950 — 622) —
— 9,8 кг/с.
Определяем Afaor по (4.3):
120 — 89,6
Л(лог— 125,5 — 89,6=16’3<ІС;
in —
tf = tB — Д<лог « 125.5 — 16.3 = 109,2°С.’
Трубы латунные, 6=0,001 м; dBH=“0,016 м;
А=1 м. Физические свойства воды при /f=
= 109,2вС: ,
Я;=0,685 Вт/(м-К); р,=951 кг/м*;
ѵ/=0^7-10-6 м2/с; Prf= 1,215.
Принимаем скорость воды в трубках ев=
=2 м/с.
Подсчитываем а2:
ллл 0,685 / 2-0,016
~ ‘ 230,016 (0,27.іо-•_
= 14 200 Вт/(м’-К).
Определяем комплекс Bt при г*»
=2428 кДж/кг:
Ві=сВ(г')в.«Л-®>»Ч«=
= 1,15В (2,428 ■ 1О8)0-25=45 В.
scanner by http tcc2v.narod.ru/book'
Определяем по таблицам воды и водя¬
ного пара при fo= 125,5 °C: цж=227 X
Х10-® Н с/м2; Хж=0,686 Вт/(м-К); рж=
= 938 кг/м»;
0,686’-9381-9,81 __
У Нк Г 227-16-«
= 340;
Вх -45,0-340= 15300.
Задаемся рядом значений q н поДечитыва»
С « 4
ем промежуточные значения ç/Bt, («у/Вг)3
qfan, А:
q, кВт/ta» 60 80 100 120
q/Bx. . , . . „ , 3,9 5,2 6,5 7,8
(<7/Ві)4/3 5,3 8,0 10,1 12,8
<7/et, °C 4,2 5,64 7,0 8,5
А. °C ... . - . 9,5 13,6 17,0 21,3
На рис. 4,7,а даио графическое ре¬
шение. Пересечение кривой, выражающей
зависимость А от q, и прямой с уравне¬
нием , ■
9 п 0,001
ЛГлог—9 = 6,3^~”пГ 9
дает искомое значение ç=87 кВт/м2.
Плошадь теплообмена
• £п=<п8/<7=24,4-10787=280 №.
С запасом иа заглушаемые при эксплуата¬
ции трубки принимаем F=300 м».
Определяем конструктивные размерь^
подогревателя: *
dB=dBB+2ô=-0,016+2.0,001=0,018 м;
l=l,28de-1,28-0,018=0,023 м.
Принимаем і]тР=0,б5;' 2=4;
в„г, ÊI95 1.05 I0-»
N =—— = - піт;
« л • 0,785-0,016®.2
В^ = Ѵі,ітгІ^ =
1-4-514 .
0,65 = 1 ’36 “■
0,023
1 = ——==— -—I—=2,6 м;
4-5І4 я-0,(У18 •
\
8=1/Отр=2,6/1,36—1,91, т. е. соотношение
размеров приемлемо.
Определим гидравлическое сопротивле*
ние подогревателя, Па, по водяной сто¬
роне
Ар= й) р- (420)
где лтр—коэффициент трения, равный 0,03
для стальных труб такого диаметра и 0,02
для латунных; L — общая длина пути воды
4*
в трубках, м; 2£ — сумма коэффициенте»
местного сопротивления:
Удар и поворот во входной или выход¬
ной камере . 1,5-
Поворот ...а 180° из одной секция в дру¬
гую 2,5.
Поворот на 180е в b-образной трубе. . 0,5-j
î£=l,5-2+2,5-2+0,5-2~9; '
! .4-2.6 „\2’-937
Др = 0,02 1-9 —-—-
\ 0,016 / 2
= 39-10» Па = 0,039 МПа.
4.2.4. Подогреватели низкого давления
смешивающего типа
Выше уже говорилось, что пер¬
вые две ступени регенеративного по¬
догрева конденсата турбины, питае¬
мые -греющим паром из вакуумных
отборов, рекомендуется выполнять
смешивающего типа.
На рис. 4.8,с и б приведены схе¬
матические разрезы смешивающих
(контактных) ПНД, соответствую¬
щих схеме рис. 4.3.
Контактные подогреватели конст¬
рукции ІДКТИ имеют горизонталь¬
ный корпус. На рис. 4.8,0 даиа кон¬
структивная схема ПНД1. Пар под¬
водится снизу через патрубок /,
движется внутри корпуса, омывает
струи конденсата, образуемые при
.свободном стекании через располо¬
женные друг над другом перфори¬
рованные тарелки. Конденсат под¬
водится через патрубок 3 в торце¬
вую водяную камеру, из которой по¬
ступает иа верхнюю тарелку.
Отвод конденсата происходит че¬
рез патрубок 4. Предусмотрен ава¬
рийный слив койдеисата либо в кон¬
денсатор через патрубок 2, либо во
всас конденсатного насоса через па¬
трубок 6.
Отвод паровоздушной смеси из
охладителя выпара, і помещенного в
верхней части подогревателя, осу¬
ществляется по линии 5 в конден¬
сатор.
На рнс. 4.8,6 дай схематический
разрез контактного подогревателя
ПНД2. Пар из отбора поступает
через патрубок /, отсос паровоз¬
душной смеси происходит через
патрубок 2. Конденсат, движимый
51
scanner by http A(tcc2v.narod ru/book/
Рис. 4.8. Схематические разре¬
зы смешивающих, подогревате¬
лей к схеме рис. 4.3:
в-ПНДІ; б- ПНД2
Рис. 4.9. Схема потоков воды,
пара и конденсата в ПВД:
1 — СП; 2 — ПО; 3 — основные
коллекторы; 4 —■ отвод воды из
ПО; 5 — подпорные шайбы; 6
ОД; 7 — вход пара; 8 — выход
конденсата; 9 — вход конденсата
в ОД; 10 — промежуточные кол¬
лекторы ОД; 11 — перепускные
трубы; 12. 13 — выход и вход пи¬
тательной воды
геометрическим напором, поступает
через патрубок 3 с обратным кла¬
паном в торцевую водяную камеру,
из которой поступает на верхнюю
перфорированную тарелку. Подвод
паровоздушной смеси и дренажа из
подогревателя ПНДЗ осуществля¬
ется под слой конденсата через па¬
трубки 4 и 5. Отвод конденсата к
конденсатным насосам происходит
через патрубок 6. Аварийный сброс
конденсата при чрезмерном повы¬
шении его уровня происходит через
трубу 7.
- Для контактных подогревателей
ЦКТИ разработал методику пове¬
рочного теплового расчета по отсе¬
кам с использованием эмпириче¬
ских формул. Методика схожа с
расчетом деаэраторов (см.- § 4.4).
4.3. Подогреватели высокого
давления
С ростом давления питательной
воды и диаметров корпусов подо-.
25
гревателей растет необходимая тол¬
щина трубиой доски, которая дости¬
гает неконструктивный размеров.
Однако для турбоустановок АЭС
при давлении питательной воды
8—10 МПа находят примёнение
ПВД с трубиой доской горизонталь¬
ного типа.
В ПВД без трубной доски по¬
верхность нагрева состоит из гори¬
зонтальных трублых спиралей, кон¬
цы которых рварены в водораспре¬
делительные 'вертикальные коллек¬
торы. Греющий пар Движется свер¬
ху вниз, омывает спирали и кон¬
денсируется, издавая воду. Для
упорядочения движения пара и сто¬
ка конденсата предусмотрены фа¬
сонные горизонтальные перегород¬
ки с отверстиями.
Подогреватель высокого давления
помимо собственно подогревателя
(СП), в котором происходит кон¬
денсация греющего пара и основ¬
ной подогрев воды, имеет также ox¬
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book'
і'ігоо
.ладитель пара (ОП), в котором пар
отдает теплоту перегрева уже подо¬
гретой в СП воде, и охладитель дре¬
нажа (ОД), в котором охлаждается
конденсат греющего пара за счет
нагрева поступающей воды. Поверх¬
ности ОП и ОД образуются теми же
•трубными спиралями, что.и СП, од¬
нако они пропускают лишь 10—15%
-общего потбка питательной воды.
На рис. 4.9,о и б приведена схе¬
ма потоков воды, пара и конденса¬
та ПВД;
На рис, 4.10 дана конструктивная
• схема ПВД турбоустаиовки
К-500-240. Корпус диаметром
3200 мм имеет высоту 9780 мм, со¬
стоит из верхней съемной части вы¬
сотой 8580 мм и нижней -камеры,
которые соединяются фланцами
(узел 1 наказывает предусмотрен¬
ные тонкие выступы, которые обва-
• риваются и обеспечивают плот¬
ность ’ фланцевого соединения).
В нижнюю камеру вварены паро¬
вые и водяные стояки.
Греющий пар подводится снизу,
поднимается по стояку и поступает
в секции ПО, после выхода из ПО
пар поступает в СП, где и конден¬
сируется. Конденсат греющего пара
заполняет нижнюю камеру и часть
съемного корпуса, в которой разме¬
щен ОД. .
Подогреватель, как это видно из
рис. 4.10, имеет шесть колонн спи¬
ралей.
Питательная вода, догреваемая в
ОП, может отводиться отдельно и
вводиться в поток, питательной воды
после последнего ПВД. Такая схе¬
ма включения (схема Рикара—Не-
кольного) .дает повышение тепловой
экономичности.
Обычно группа ПВД состоит из
трех подогревателей и имеет общее
защитное устройство иа случай
разрыва сварки или трубной систе¬
мы внутри подогревателей или по¬
вышения уровня конденсата в лю¬
бом из корпусов до аварийной от¬
метки.
scanner by http,. tcc2v.narod ш/book/
При срабатывании защиты поток
питательной 'воды идет в обход
группы ПВД.
4.4. Деаэраторы
Деаэратор не является обяза¬
тельным элементом тепловой схемы
ТЭС; выше уже отмечалось, что
перспективной является бездеаэра-
торная схема с- поддержанием ней¬
трального водного режима.-
Подавляющее число из Действую¬
щих энергоблоков имеет в своей
тепловой схеме деаэратор, который
разбивает систему регенерации иа
два участка: систему ПНД, которая
заканчивается деаэратором, и си¬
стему ПВД с питательным насосом
в начале. .
“ Деаэраторы — это подогреватели
смешивающего типа, предназначен¬
ные для термической деаэрации во¬
ды, т. е. для Удаления растворенных
•в воде газов путем доведений ее до
кипения. '
Аэрация конденсата может иметь,
место в конденсаторе, в конденсат¬
ных насосах, в вакуумных подогре¬
вателях за счет пгідсоса воздуха
через неплотности. При частичных
нагрузках вакуумная зона в тур--
боустановке ' расширяется, что уве¬
личивает, число очагов присоса воз¬
духа.
Добавочная химически очищен¬
ная вода насыщена воздухом, а так¬
же содержит как свободный, так и
«Связанный» в бикарбонатах диок¬
сид углерода.
Для предотвращения коррозии
пароводяного тракта должна быть
обеспечена надежная деаэрация пи¬
тательной воды, чтобы остаточное
"содержание растворенного, кислоро¬
да в питательной воде не превыша¬
ло 10 мкг/кг для котлов с давлени¬
ем равным и .большим 10,0 МПа, а
остаточное содержание COs —
следы.
Термическая деаэрация основана
‘на законе Генри, согласно которо¬
му растворимость газа в воде Сі
пропорциональна его парционально-
МУ давлению р, в газовой смеси, со-
«4
прикасающейся с поверхностью
воды:
Сі—арі (4.21)
где а — коэффициент абсорбции,
кг/(м3-Па), зависящий от темпера¬
туры воды; при повыпіении темпера¬
туры а вначале уменьшается, а за¬
тем увеличивается.
При повышении температуры во¬
ды до температуры насыщения, со¬
ответствующей давлению в деаэра¬
торе, парциальное давление газа
над кипящей водой снижается до
нуля, что снижает до нуЬія его рас¬
творимость. При Достижении кипе¬
ния происходит выделение образу¬
ющихся в Объеме жидкости газовых
пузырьков. Кроме того, растворен¬
ное .газы выделяются из жидкости
іфи любой температуре диффузией.
Для обесгіечения надежной тер¬
мической деаэрации .необходимо
увеличение поверхности соприкосно¬
вения воды и греющегб пара, что
достигается дроблением воды на
струи или пленки.
Наиболее распространенными яв¬
ляются струйные деаэраторы. В де-
аэратордых» колонках размещены:
ситчатые тарелки, через отверстия
в которых [вытекают струи воды,
омывающиеся греющим паром.
lia рис. 4-П дана конструкция де¬
аэраторной колонки струйного бар¬
ботажного: типа. Струи воды падают
с одной ситчатой тарелки на дру-
ищоЛПлощадь отверстий в тарелке
составляем 8% полной ее площади.
Диаметр отверстий обычно равен
5—8 мм, шаг отверстий 18—80 мм
при разбивке их по равносторонне- .
му треугольнику. Скорость воды с'о
на выходе из отверстия тарелки'
рассчитывается по формуле
(4.22)
где р—коэффициент расхода (для
круглого отверстия р=0,75); Лг —
гидростатический уровень воды на
тарелке, м.
Для обеспечения равномериого-
распределения воды по всем отвер¬
стиям рекомендуется Лг=60-?80 мм.
Температура воды, подогретой в:
scanner by http4cc2v.narod.ru/book,'
Рис. 4.11. Схема уйройьтйа деаэрационной
колонки струйно-барботажного типа
ДСП-1000:
І натрусок выпара; 2 — водораспределитель;
3 — Илтрубок подвода воды к водоррсоределите-
лям; 4 — струйная-тарелка; 5—переливная та¬
релка; 6 — сливное устройство; 7 — барботажная
тарелка: 8 — пароперепускное устройство; 5 —
аккумуляторный бак деаэратора; 10 — парорас¬
пределительный ' коллектор с отверстиями і
Рис. 4.12. Схема деаэраторной установи
отсеке струйной колонки, определя¬
ется из эмпирической формулы
(4.23)
где А— эмпирический коэффици¬
ент, зависящий от давления пара в
деаэраторе (0,035 при 0,2 МПа;
0,047 при .0,6 МПа; 0,05 при
0,7 МПа); ifH — температура насы¬
щения при давлении в деаэраторе,
“С; /і, f2 — температура воды на
входе в отсек и выходе из него, °C;
L и do — длина струн и диаметр от¬
верстия в тарелке, м; сп — средняя
скорость пара в пучке струй, м/с.
Длина струй L для деаэраторов
большой производительности прини¬
мается 800—900 мм. Скорость пара
Со не должна превышать предельно
допустимую из условия предотвра¬
щения уноса капель (для«давлений
0,6—0,7 МПа 4—5 м/с). Для деаэ¬
раторов ведется поверочный тепло¬
вой расчет; находится температура
воды в последнем отсеке, которая
должна быть равна температуре
насыщения. Таким образом, тепло¬
вой расчет позволяет установить
число отсеков.
По аналогичной (4.23) формуле
ведется расчет выделения кислорода
где ci и Сз — концентрация кисло¬
рода в начале и конце струи, мг/кг;
В — Коэффициент, зависящий от
давления в деаэраторе (В==16- КН
при 0,2 МПа; 29-104 при .0,6 МПа,
32-КН при1 0,7 МПа); £>„ — коли¬
чество пара,'сконденсировавшегося
в данном отсеке, кг/с; G —расход
воды через верхнюю тарелку отсе¬
ка, кг/с.
scanner by http Alcc2v.narod ru/book/
Повышение уровня воды на та¬
релке иэ^за забивания отверстий
приводит к переливу воды, что спо¬
собствует уиосу ее паром. Захват
воды паром приводит к затаплива¬
нию данного и вышележащих отсе¬
ков и к нарушению процесса деаэ¬
рации. В случае подачи в деаэра¬
тор воды с пониженной температу¬
рой расход и! скорость пара воз¬
растают, что может привести к опи¬
санному выше состоянию гидравли¬
ческой неустойчивости, сопровожда¬
емому весьма опасными для деаэ¬
ратора гидравлическими ударами.
Процесс выделения кислорода и
углекислого газа продолжается в
аккумуляторном баке, в* который
вварена деаэраторная колоика^Для
эффективного удаления из воды
СО2 прибегают к двухступенчатой
деаэрации, причем в качестве вто¬
рой ступени используют барботаж¬
ное .устройство, располагаемое в ко¬
лонке. В барботажном устройстве
пар пропускают через слой воды, в
результате чего достигается значи¬
тельная поверхность контакта фаз й
турбулизация жидкости. В случае
подачи иа барботаж в баке пара из
отбора турбины требуется установка
специального защитного устройства,
предотвращающего заброс воды в
турбину при сбросе нагрузки.
На рис. 4.12 приведена схема де-»
аэраторной установки. Деаэратор¬
ная колонка 1 вварена в аккумуля¬
торный .бак 3. В верхнюю часть ко¬
лонки подводятся основной конден¬
сат и добавочная вода, предвари¬
тельно проходящая • через охлади¬
тель выпара 2, в который поступает
парогазовая смесь из деаэраторной
колонки, при этом пар конденсирует¬
ся, а газы отводятся в атмосферу.
Аккумуляторный бак снабжен пре¬
дохранительными клапанами, водо¬
мерным стеклом и переливным
устройством. При параллельном
включении нескольких деаэраторов
аккумуляторные баки соединяются
уравнительными линиями по пару и
воде, что обеспечивает одинаковый
уровень воды во всех баках. По
уровню воды в Деаэраторном баке,
56
который ' поддерживается постоян¬
ным, осуществляется регулирование
расхода добавочной воды независи-
мо от того, в какую точку тракта
.вводится последняя — непосредст¬
венно в колонку деаэратора или в
конденсатор турбины.
Процесс деаэрации ведется при
постоянном давлении пара в деаэра¬
торе, которое поддерживается ав¬
томатическим регулирующим кла¬
паном на паропроводе к деаэратору.
Для надежного обеспечений де¬
аэратора паром нужного давления
подвод его резервируется несколь¬
кими источниками. При пуске энер¬
гоблока пар в деаэратор подается
из постороннего источника, како¬
вым является коллектор собствен¬
ных нужд 1,3 МПа.
Резкое снижение давления пара
в деаэраторе может привести к за¬
париванию питательного иасоса, к
которому продолжает поступать пи¬
тательная вода при номинальной
температуре. Из деаэраторного ба¬
ка отбирается пар к пароструйным
эжекторам и к коллектору пара на
уплотнения турбиньк Снижение
уровня водй в аккумуляторном ба¬
ке опасно возможностью прекращен
ния подачи питательной воды к пи¬
тательному насосу, т. е. прекраще¬
ния работы последнего, а, следо¬
вательно, остановки энергоблока.
Из сказанного видно влияние
отклонений от нормальных пара¬
метров деаэраторной установки на
работу питательного насоса. Во из¬
бежание кавитации в питательном
насосе вода ца вход в иасос долж¬
на подаваться при некотором дав¬
лении (подпоре), обеспечивающем
необходимый запас от кавитации.
Этот подпор создается размещени¬
ем деаэратора с аккумуляторным
баком на отметке 21—23 м.
Помимо основных деаэраторов
питательной воды иа давление
0,6—0,7 МПа применяются, деаэра¬
торы химически очищенной воды
атмосферного и вакуумного типов.
5$ После термической деаэрации
концентрация кислорода в питатель¬
ной воде составляет до_ 10 мкг^кг.
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book'
Для сииженря содержания кисло¬
рода на всас питательного насоса
подают гидразин N2H4, который
связывает кислород:
N2H4+Or-*N2+2H2O. (4,252
Для связывания остаточной углУ
кислоты вводят аммиак, некоторый
избыток которого позволяет поддер¬
живать. значение pH на заданном
уровне 9,1 ±0,1. Такой водный ре¬
жим называется ги^дразино-аммиач¬
ным.
Выше уже упоминался ней¬
тральный водный' режим, при кото¬
ром в питательную воду вместо ам¬
миака и гидразина вводят кислород.
При этом надобность в деаэрации
отпадает.
4.5. Испарители,
паропреобразователи,
расширители
На современных ТЭС для вос¬
полнения потерь пара и конденсата
в цикл вводят добавочную воду
(химическое обессоливание) либо
дистиллят (термическое обессолива¬
ние). Требования к качеству хими¬
чески обессоленной воды и к ди¬
стилляту определяются требования¬
ми к качеству питательной воды со-
Таблица 4.1. Качество питательной ’
воды современных котлов
Нормируемые показатели
Барабанной котел
іый котел J
Жидкое
топли¬
во
Другие
виды
топлива
Давление, МПа
S
от 4
10 и бо-
о
X
До 10
лее
Q.
С
Содержание сое ди не-
15—25«
10—15»
5
ЕИЙ Na, мкг/кг
Общая жесткость,
3—5*
1
0,2
мкг-экв/кг
Содержание кремиие-
80
40
15
вой кислоты, мкг /КГ
Содержание кислоро-
20
10
10
да после деаэрации,
мкг/кг
* Первая цифра—для КЭС и отопительных ТЭЦ,
вторая цифра—для ТЭЦ с отбором технологическо¬
го лара.
временных котлов, ^оараоаиные с
давлением пара до 14 МПа, прямо¬
точные на 25 МПа), которое долж¬
но удовлетворять следующим нор¬
мам (табл. 4.1).
Качество дистиллята испарите¬
лей, предназначенных для воспол¬
нения потерь пара и конденсата,
должно удовлетворять 'следующим
нормам:
Соединения иатрин в пе¬
ресчете на Na ... . Не более 100 мкг/кг
Свободная углекислота Не более 2 мг/кг
Дистиллят испарителей,' применяе¬
мый для питания прямоточных кот¬
лов, должен дополнительно очи¬
щаться в блочной обессоливающей
установке для очистки конденсата.
Питательная вода испарителей
должна соответствовать по качеству
питательной воде котлов давлением
до 4 МПа.
На рис. 4.13 показана схема ис¬
парительной установки, включенной
в систему регенерации низкого дав¬
ления. Греющий пар поступает в
испаритель из отбора турбины; в
испарителе происходит генерация
насыщенного 'пара из химически
очищенной ■ деаэрированной воды,
вторичный пар поступает в конден¬
сатор испарителя, где и конденси¬
руется основным конденсатом тур¬
бины. Конденсат вторичного пара
является дистиллятом.
Регулирование подачи питатель¬
ной воды в испаритель осуществля¬
ется автоматическим регулирующим
клапаном по импульсу от указателя
.уровня роды в корпусе испарителя.
Уровень воды поддерживается по¬
стоянным на высоте 500 мм над
верхней частью греющей секции. На
рис. 4.14 дан разрез испари'теля вер¬
тикального типа. Внутри верти¬
кального сварного корпуса помеще¬
на греющая секция, к цилиндриче¬
ской обечайке которой снизу н
сверху приварены трубные доски.
В трубных досках развальцованы
стальные кипятильные трубы. Гре¬
ющий пар через подводящий паро¬
провод подводится внутрь греющей
секции, где омывает кипятильные
57
scanner by http-. tcc2v.narod ш/book/
Рис. 4.13. Схема испарительной уста¬
новки
Рис. 4.14. Водотрубный испаритель с
паропромыв.очным дырчатым -листом.'
і — люк для ремонта; 2 — корпус: 3 — гре¬
ющая секция; 4 — опускная труба; Б —
переливной бортик; б —дырчатый лист;
7 —патрубок для выхода вторичного па¬
ра; 8 — жалюзийный сепаратор; 9 — кол¬
лектор конденсата; 10 — штуцер подвода
конденсата; 11 — штуцер подвода пита¬
тельной воды; 12—,дырчатый лист (пер¬
вая ступень промывки); 13— подвод гре¬
ющего пара; 14 — отвод конденсата гре¬
ющего пара; 15 — труба- для отсоса воз-
дука из греющей секции
трубы, доводя воду в них до иипе-
иия. Конденсат греющего пара че¬
рез патрубок выродится из испари¬
теля. Уровень конденсата внизу гре¬
ющей секции поддерживается по¬
стоянным автоматически о помо-
щь/) регулирующего клапана на от¬
водящей липиц конденсата. Для
организации движения пара внутри
греющей секции установлена на¬
правляющая перегородка.
Питательная вода по трубе по¬
дается на дырчатый лист; йа кото¬
ром посредством выступов опускных
труб поддерживается некоторый
слой воды. По опускным трубам пи¬
тательная вода поступает в водяное
пространство испарителя. В испа¬
рителе осуществляется естественная ’
циркуляция по контуру кольцевое
пространство между корпусом и
обечайкой греющей секции — ки¬
пятильные трубы. Кратность цирку¬
ляции — около 100. Отделяющийся
Б8
на выходе из кипятильных труб пар
барботирует через слой воды над
верхней трубной доской и поступает
в паровое пространство испарителя,
затем проходит через отверстия
дырчатого листа ïi барботирует че¬
рез слой питательной воды. Осуще¬
ствляемая таким образом промывка
вторичного пара снижает содержа¬
ний солей в каплях уносимой влаги.
При необходимости добавляют вто-і
рой дырчатый лист с промывкой
пара конденсатом. После жалюзий¬
ного. сепаратора влажность пара
снижается до долей процента и ои
отврдится через патрубок; Отсос
воздуха осуществляется из нижней
части греющей секции через патру¬
бок. В табл. 4.2 приведены техниче¬
ские данные испарителей, выпускае¬
мых в соответствии с ГОСТ
10731-71.
Тепловой баланс испарителя без
учета продувки записывается так
scanner by http</tcc2v.narod.ru/book
Таблица 42. Технические данные испарителей
Тип испа¬
рителя
Поверх,
ноетъ
иагрева,
м«
Наружный
диаметр
корпуса,
мм
Высота
испари¬
теля, мм
Масса, т
Максимальное Дав¬
ление пара, МПа
Темпера¬
тура грею-
щегЬ'^іара,
Макси¬
мальная '
произво-
диѴ^ль-
ность, т/ч
первич¬
ного
вторич¬
ного
-И-120
120
2032
9930
16,0
1,6
1,6
320
18
И-250
250
-2844
10 650
30,0
1,6
1,6
320
24
И-350-2
350
2844
10 850
29,5
0,5
0,5
320
18
И-600
600
2844
12 600
44,5
1,6
1,6
320
40
И-1000
1000
‘ 3448
13 000
62,5
1.6
1,6
320
75
же, как для поверхностного подо¬
гревателя:
Qn=DK (Лц^-Лцн)^—Рщ (Лиі—Лд) ,
(4.26)
где QH — тепловая нагрузка испа¬
рителя, кВт; т> — коэффициент,
учитывающий потерю теплоты в ок¬
ружающую среду. Из уравнения
(4.26) при заданном значении Dai
определяется величина DK. Анало¬
гично записывается терловой ба¬
ланс конденсатора испарителя:
Q.VL\==D-a\ (Лиі—Л'иі)і]ки=
=:^ок(ЛКИ2 Лдиі), х (4.27)
откуда иЧіевм
п п ^кн2 ^киі п ЛЬ'ки
, =л/ок ’ ,
(Аиі — ЛнР'Чіси 4иіЧки
(4.27а)
где <7иі теплота конденсации вто¬
ричного пара, кДж/кг; ЛЛ'ки — по¬
вышение энтальпии основного кон¬
денсата в конденсаторе- испарителя.
Так как çMj^2000 кДж/кг, а
ЛЛ'ки=60-г-80 кДж/кг, выход ди¬
стиллята, определяемый конденси¬
рующей способностью конденсатора
испарителя (4.27), может составить
3—4% Рок, нли 1,8—2,5% расхода
пара на турбину.
Внутри'станционные потери пара
и конденсата (без учета потерь при
продувках котлов, водных отмыв¬
ках, обслуживании установок для
очистки конденсата, деаэрации под¬
питочной воды теплосети, разгрузке
мазута) при номинальной произво¬
дительности работающих котлов в
процентах общего расхода пита¬
тельной воды не должны превышать
согласно правилам технической Экс¬
плуатации (ПТЭ): -
На конденсационных электростанциях . .1,0
На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой 1,2
На ТЭС с производственной нагрузкой 1,6
В Соответствии с этим по нормам
технологического проектирования
ТЭС производительность испари¬
тельной установки рекомендуется
принимать равной 2% производи¬
тельности котлов. В некоторых слу¬
чаях .предусматривают две испари¬
тельные установки.
При снижении нагрузки турбины
расход основного конденсата DOJt
соответственно снижается и соглас¬
но (4.27а) выход дистиллята Рді
сокращается. В связи с этим на
КЭС, оснащенных испарителями,
предусматривается химическая
обессоливающая установка произ¬
водительностью 100 т/ч на КЭС с
прямоточными котлами и 50 т/ч на
КЭС с барабанными котлами, до¬
полняющая испарительные уста¬
новки. Эта обессоливающая уста¬
новка вводится в действие с первым
блоком КЭС.
Поверхность нагрева испарителя F9, м2
находится из уравнения теплопередачи
(4-28>
где Ли — коэффициент теплопередачи в ис¬
парителе, Вт/(м2-К); Д/рж — расчетный тем¬
пературный напор в испарителе, Вт/(м2-К),
д<ри * (/ив—4щИ) È; È — понижающий коэф¬
фициент, учитывающий изменение темпера¬
турного напора по высоте капитальной
59
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
Рис. 4.15. Кривые для определения ко¬
эффициента теплопередачи в испарителе
трубки из-за повышения точки закипания и
наличия экономайзерного участка (прини¬
мают |=0,85).
Передача теплоты в греющей секции
идет от конденсирующегося при температу¬
ре /ив ‘лара к кипящей при температуре
/иін воде.
Расчет kB можно вести по выражению
(4.12), подставив в Качестве а2 коэффи¬
циент теплоотдачи от. стенки к кипящей
воде «кип, который с достаточной точно¬
стью можно считать по формуле для ки¬
пения в неограниченном объеме
“ко, = ІСбЛ^? , <4.29)
где Риі — давление пара испарителя, МПп.
Так как A/2=g/a2““<7/aiwn» то, подставив
значение акнц из (4.29), получим ■
Д«, = (<7/В,)Ч где В,= 1С6р“ѵ.
В результате получаем расчетное уравнение
(4.33)
Из сказанного видно, что Ли зависит от
температурного напора- в испарителе и, сле¬
довательно, от Давления греющего и вто¬
ричного пара, что и отражено на рис. 4.15.
Из рис. 4.15 видно, что начиная с некото¬
рого значения Л/в эта величина перестает
влиять на kBf так как с ростом Л1В коэф¬
фициент теплоотдачи при конденсации сни¬
жается, а при кипении растет.
Выше уже отмечалось, что производи¬
тельность испарителя падает со снижением
нагрузки турбины. Рассмотрим это более
детально.
Режим работы испарительной установки
определяется тем1 условием, что количество
теплоты, отдаваемой с вторичным паром в
конденсаторе испарителя QBi, примерно
60
равно теплоте, передаваемой в испарите¬
ле QB:
Фиі(І^-е) =Qh» (4.31)
где е= (hal—
Так как йіі—Л'д=80-г-100 кДж/кг, то
в=0,04-т-0,05. Выразим QK с помощью урав¬
нения теплопередачи:
QB=kBùtaFB-
Из теплового баланса конденсатора испа¬
рителя по водяной стороне имеем
Qkh=OokCb (Іки2—^кні).
Из приведенной выше формулы (4.3) полу¬
чаем выражение для иедогрева до темпе¬
ратуры насыщения в подогревателе:
‘ а = - «'• = («»«-<') «Р .
\ св^в z
(4 32)
Иснользуя выражение (4.32) для конденса¬
тора испарителя и подставляя зиачения
Qh h Qku в (4.31), получаем
1
(I +0 Е к ■" - л™”) =.
= Яок«в ( <«Аи) р — exp j | -
Обозначим
Ÿi — 7 і
|Т£
После подстановки имеем.
фі (Іин—Іиін) =ф2(^ин—/ииі);
^ЫН ■—
У1^к+у2<киі
¥1 + ?2
(4.33)
Отсюда видно, что температура насыщения
вторичного пара и соответственно его дав¬
ление устанавливаются. в зависимости от
уровня температур ‘и /кні и значений
комплексов <рі и <р2. Определив /Иін, легко
по приведенным выше соотношениям рас¬
считать производительность испарительной
установки для заданного режима.
На 'ТЭЦ с большим отпуском техноло¬
гического пара и малым возвратом конден¬
сата от потребителей возникает необходи¬
мость приготовления больших количеств
добавочной обессоленной .воды. Наряду с
химическим обессоливанием на подобных
ТЭЦ возможно применение испаритедей.
Для увеличения выхода дистиллята на I кг
отборного пара применяют многоступенча¬
тые испарительные установки, в которых
вторичный пар предыдущей ступени служит
греющим паром в последующей. Часть вто¬
ричного пара из каждой ступени отбирает¬
ся иа предварительный подогрев химически
scanner by http, .tcc2v.narod.ru/book'
ППе
T
Рнс, 4.16. Схема паропреобразовательиой
установки:
ПП — паропреобразователь; Д — деаэратор,
ППе — паро-паровой перегреватель
очищенной воды. Если вторичный пар из
последней ступени удастся полностью скон¬
денсировать за счет потока химически очи¬
щенной воды, установка называется «замк¬
нутой на себя». Такие многоступенчатые
испарительные установки позволяют полу¬
чить необходимое количество дистиллята.
Другое решение —это применение паро¬
преобразователей, т. е. испарителей, вто¬
ричный пар которых направляется к потре¬
бителю, а кондёисат греющего пара из
отбора турбины сохраняется на ТЭЦ. Па¬
ропреобразователи устанавливаются в комп¬
лекте с пар о-паровыми перегревателями,
чтобы давать в паропровод к потребителю
слегка перегретый пар. На рнс. 4.16 пред¬
ставлена схема паропреобразовательной
установки.
Поскольку для передачи теплбты в па-
ропреобразователе нужен температурный на¬
пор, давление пара в отборе должно быть
несколько выше, чем давление пара, пода¬
ваемого потребителю. Это обстоятельство
снижает тепловую экономичность установ¬
ки. Выбор экономически наивыгоднейшего
варианта восполнения потерь конденсата
определяется сопоставлением их приведен¬
ных затрат.
Распространенными элементами тепло¬
вой, схемы ТЭС являются разного рода рас¬
ширители, в которых прн падении давления
горячей воды происходит ее вскипание н
образование пароводяной смеси. В каче¬
стве примера расширителя рассмотрим
расширитель продувочной воды бара¬
банных котлов. Продувочная вода прн
высоком давлении редуцируется ' посред¬
ством игольчатого клапана до давления в
расширителе, близкого по значению к дав¬
лению в том элементе пароводяного тракта,
с которым соединен трубопроводом расши¬
ритель. Обычно расширитель продувки со¬
единяют по пару с деаэратором питатель¬
ной воды. Это означает, что давление сни¬
жается, например, с 15,5 до 0,6 МПа. Вы¬
пар из расширителя продувки поступает в
деаэратор, а вода — в водо-водяной подо¬
греватель сырой воды.
Запишем тепловой баланс рвсширителя'
продувки:
■Опр^/пр~-Ц,Пр^/ р+^В
Учитывая, что 2Упр«=Дпр—ОВЫВ| имеем
^’к.в
овы„ = Д„р л^-h-p ’ f4-34)
где Овр — расход продувки; D'np — расход
продувочной воды после расширителе;
Овып — выпар пара в расширителе; Л'к.в—
энтальпия котловой воды; h'p — энтальпия-
воды в расширителе; йвып — энтальпия вы¬
пара, т. е. энтальпия насыщенного параири
давлении рр.
Пример. Давление в барабане котла
рв=15,5 МПа. Давление ç расширителе¬
продувки рр=0,6 МПа.
По таблицам водяного пара имеем:
343,18°C; й'к.в—1435 кДж/кг; /р.м=
= 158 °C; Л'р=665 кДж/кг; ЯВып=
=2750 кДж/кг;
1435— 665
. .Дмп-Аф- 2750_ 665 -.0.37Ощ,
В системе регенеративного подогрева при¬
меняются расширители дренажей для раз¬
деления получающейся пароводяной смеси
на пар и воду.
Описанный метод получения выпара из
«перегретой» воды реализуется в устрой¬
ствах «мгновенного» вскипания, применяе¬
мых в установках для опреснения морской
воды. Для увеличения суммарного выпара,
применяют большое число ступеней с не¬
большим редуцированней в каждой сту¬
пени.
4.6. Сетевые подогреватели
Важным элементом тепловой
схемы являются подогреватели сете¬
вой воды для отпуска теплоты, кото¬
рые устанавливаются на ТЭЦ и &
ограниченном объеме на КЭС. Се¬
тевые подогреватели выполняются
двух типов: вертикальные и1 гори¬
зонтальные.
На рис. 4.17 представлена кон¬
струкция сетевого подогревателя
вертикального типа. Отличие от
ПНД состоит в том, что у сетевого
подогревателя трубки • прямые, что
дает возможность очистки их от
внутренних отложений. Трубки раз¬
вальцованы в верхней трубной
доске, крепящейся к корпусу, и в*
нижней трубной доске, к которой
крепится поворотная.водяная каме¬
ра. Греющая секци’я висит ив трўб-
вѵ
scanner by httpv tcc2v.narod ru/book/
■ках и свободно удлиняется киизу.
При большой поверхности (более
800 м2)' эта подвесная система мо¬
жет вибрировать под действием по¬
тока омывающего трубки пара, что
в свою очередь может нарушать
плотность вальцовочных соедине¬
ний: Поэтому более крупные сете¬
вые подогреватели выполнякуг гори¬
зонтальными, конструктивно сход¬
ными1 с -конденсаторами паровых
турбин;
На рис. 4.18 приведены разрезы
такого горизонтального подогрева¬
теля. Пар подводится через два па-
«2
трубка. Сетевая вода подводится в
водяную камеру, дедает Четыре хо¬
да и выходит из той же водяной ка¬
меры.
Конденсат собирается в кон¬
денсатосборнике. Предусмотрен от¬
сос воздуха иа корпуса. Расчет сете¬
вых подогревателей аналогичен рас¬
чету, ПНД, описанному выше.
4.7. Конденсатные, іитательны^,
сетевые насосы
4.7,1. Конденсатные насосы
Назначение конденсатных насо¬
сов турбоустаиовки состоит в про-
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book
Рис. 4.18. Конструкция сетевого4 подо¬
гревателя горизонтального типа:
I — корпус; 2 — трубные . доски; 3 — входная
Водяная камера; 4— поворотная водяная ка¬
мера; 5 — крышка входной водяной камеры.
6 — крышка поворотной водяной камеры; 7 —
подвод hapa; 8—-подвод сетевой воды; 9 —
конденсатосборник: 10 — щелевой патрубок;
II — лИДзовый компенсатор; 12 — соленый от¬
сек; 13 — отвод паровоздушной смеси; 14 —
анкерная связь
качке основного конденсата турби¬
ны от конденсатосборника конден¬
сатора до деаэратора. Так как гео¬
метрический подпор по условиям
компоновки оборудования у этих
насосов мал, для повышения кави¬
тационного запаса иасосы выполня¬
ются' ннзкооборотными, что снижает
их КПД. Применение, насосов вер¬
тикального типа с размещением их
в подваде машинного зала позво¬
лило несколько 'увеличить геомет¬
рический подпор перед насосом.
На рис. 4.19 приведен разрез
конденсатного насоса вертикального *
типа. Насос .многоступенчатый,
двухкорпусный, причем внутрен¬
ний корпус может извлекаться без
отсоединения подводящего и отво¬
дящего трубопроводов конденсата.
Наружный корпус сварной, в него
вварены входной (снизу) и выход¬
ной (сверху) патрубки. Элементы,
внутреннего корпуса ' соединены
между собой стяжными шпильками.
К верхнему элементу внутреннего
корпуса — напорной крышке —
крепится опорный фонарь электро¬
двигателя, а также корпус. сальни¬
кового уплотнения и корпус опор¬
но-упорного подшипника. Перед
рабочим колесом первой ступени
установлено осевое . предвключёи-
ное колесо для улучшения всасы¬
вающей способности насоса.
Для уравновешивании осевого
усилия предусмотрен разгрузочный
барабан. К сальниковому концево¬
му уплотнению подведен конденсат
из напорной линии. Верхний опор¬
но-упорный подшипник выполнен из
сдвоенного радиально-упорного-
шарикоподшипника с жидкой смаз¬
кой.
63;
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book/
Рнс. 4.19. Конденсатный насос КсВ-200-220:
/ — урругая муфта для соединения вала Насоса с валом двигателя; 2 — верхний опорно-упорный под¬
шипник; 3—корпус опорно-упорного подшипника; 4 — опорный фонарь электродвигателя; fi — вал на¬
соса; 6 —корпус сальникового уплотнения; 7—напорная часть наружного корпуса; в—напорная крыш¬
ка внутреннего корпуса; 5 —кольца межступенчатых уплотнений; 10 — уплотняющие кольца рабочих
колес; 11'— корпуса секций; 12 — направляющие аппараты; 13 — рабочее колесо первой ступени; 14 —
корпус подвода к первой ступени; 15 — осевое предвключенное колесо; 16 — нижний опорный подшипник
скольжения; 17 — Приемная часть наружного корпуса
€4
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book/
Таблица 4.3. Основные технические характеристики конденсатных насосов
Тип насоса
Подача,
м’/с (м3/ч)
Напор, м
м вод. ст.
Частота
' вращения,
І/с (1/мин)
Мощность,
кВт
кпд,
%
Темпера,
тура кон-
девсата, °C
KcB-200-130**
0,0555(200)
130
2,0
25(1500)
100
71
125
КсВ-250-220
0 0555 (200)
220
2,0
25(1500)
168,8
71
125
КсВ-320-160
0,0898 (320)
160
1,6
25(1500)
168
76
134
КсВ-500-85
0,1388(500)
85
1,6
16,7(1000)
154
75
125
КсВ-500-150
0,1388(500)
150
1,6
25(1500)
272
75
125
КсВ-500-220
0,1388 (500)
220
2,5
25(1500)
400
75
125
КсВ-1000-95
0,2777(1000)
95
3,5
16,7(1000)
342
76
60
КсВ-1000-180
0,2777(1000)
180
3,5
25(1500)
613
80
60
КсВ-1000-220
КсВ-1250-40
0,2777(1000)
0,3472(1250)
0,3472(1250)
220
40
15,0
3,5
25(1500)
25 (1500)
750
174,5
80
78 -
60
70
КсВ-1250-90
90
3,5
25(1500)
383,0
80
70
КсВ-1600-90
0,4444(1600)
90
2 8
16,7(1000)
515
76
60
КсВ-1600-140
0,4444(1600)
140
3,5
-25(1500)
762,5
80
125
КсВ-1600-220
0,4444(1600)
220
17,5
50(3000)
1170
82
60
КсВ-2000-40
0,5555(2000)
40
4,5
25(1500)
272
80
70
КсВ-2000-140
0,5555(2000)
140
4,5
25(1500)
953
80
70
КсВ-2000-180
0,5555(2000)
180
4,5
25(1500)
1226
80
70
-• Допустимый кавитационный запас.
"Обозначение насоса: Кс — конденсатной ’насос; В*—вертикальный, первая цифра — подача, м’/ч;
вторая цифра — напор, м.
В турбоустановках на сверхкри¬
тическое давление, как уже отме¬
чалось, предусмотрена БОУ н поэто¬
му имеются две ступени конденсат¬
ных насосов, как было показано на
схеме рис. 4.3. Конденсатные насосы
I и II ступеней по конструкции
аналогичны описанному.
Для откачкн конденсата грею¬
щего пара от сетевых подогревате¬
лей и подачи его в линию основного
конденсата служат конденсатные
насосы сетевых подогревателей, по
конструкции1 аналогичные описан¬
ному.
В табл. 4.3 даны основные тех¬
нические характеристики конден¬
сатных насосов:
4.7.2. Питательные насосы
Питательный насос предназна¬
чен для подачи питательной воды из
аккумуляторного бака в барабан
котла или в прямоточный котел и
•обеспечения заданного давления па¬
ра на выходе.
На входе в питательный насос
должно быть обеспечено давление
в соответствии1 с необходимым за¬
пасом от кавитации. Для этого
приходится размещать аккумуля-
5—432
торный бак на некоторой высоте
йВс над всасом насоса. ■.
Давление на всасе насоса
Рве=Pn+^ucpng- Дрвс, (4.35)
где рд — давление в деаэраторе;
Арвс — гидравлическое сопротив¬
ление тракта от бака до всаса на¬
соса.
Давление на нагнетании для
барабанного котла
Рн=рб+Лсрлігг₽4-Лртр, (4.36)
где ре — давление в барабане кот¬
ла; рпит — плотность воды после
ПВД; АрТр — гидравлическое со¬
противление тракта;
Дртр = Арпвд + Др;р + Дрр.„.к 4- Дрэк.
(4.37)
Здесь Арпвд — гидравлическое
сопротивление группы ПВД; Др'-гр—
гидравлическое сопротивление пи¬
тательных трубопроводов; Дррлтк —
гидравлическое сопротивление ре¬
гулирующего питательного клапа¬
на; іДрэк — гидравлическое сопро¬
тивление участка от входа в эконо¬
майзер до барабана парового бара¬
банного котла.
65
scanner by http-/ tcc2v.narod ruZbook/
Ряс. 4.20. Характеристика питательного на¬
соса в Н, Q-координатах
Давлений на нагнетании пита¬
тельного насоса в случае прямоточ¬
ного котла рассчитывается по фор¬
муле (4.36), в* которую вместо /7с
подставляется рПе — давление пере¬
гретого пара; в (4.37) вместо ДрЭк
подставляется значение гидравли¬
ческого сопротивления тракта котла
Дрпк- При снижении расхода пита¬
тельной воды гидравлическое сопро¬
тивление участков тракта, кроме
регулирующего .питательного клапа¬
на, снижается приблизительно про¬
порционально второй степени рас¬
хода:
Артіг^Артро (^п.в/Фп.®о)2« (4-38)
Изменение давления в пита¬
тельном насосе
Арп.н=Рн Рве- (4.39 )
Наряду с изменением давления
пользуются понятием напора Яп.н»
который • численно равен высоте
столба воды в метрах, уравновеши¬
ваемого величиной Дрп.н:
//п.Н==ДРл.я/Рв£. (4.40)
Мощность насоса
/Уп.„ = -А-'" 10-’, (4.41)
^п.и
где А^п.н — мощность, потребляемая
насосом, кЁт; Qn.H — объемная по¬
дача насоса, м3/с; *1п.н — КПД пи¬
тательного иасоса. _На рнс. 4.20 по¬
казана характеристика питательно-
66
го насоса в Я, Q-коордннатах. Ха¬
рактеристика насоса (кривая а)
имеет неустойчивую область, кото¬
рая определяет минимальную пода-
чу QМИН насоса. Для возможности
работать с расходом, меньшим
Qmhh, предусматривают линию ре¬
циркуляции, и часть воды возвра¬
щается в аккумуляторный бак. Зна¬
чение рециркуляции
Qpeij— Qmhh' Qii.b- (4.42)
Клапан рециркуляции' открывается
автоматически при снижении рас¬
хода питательной воды менее Qmhh-
Характеристика сети (кривая б)
отражает зависимость (4.38). При
номинальной подаче иапор насоса
равен сопротивлению сети. При
снижении подачи до Qi появляется
несоответствие между напором и
сопротивлением сети. Избыточный
напор ДЯ поглощается в регулиру¬
ющем питательном клапане.
При наличии гидромуфты нли
турбопривода, обеспечивающих ре¬
гулирование насоса изменением ча¬
стоты вращения, характеристика
смещается эквидистантно номи¬
нальной, так чтобы сопротивление
сети Ніс совпадало с напором; раз¬
виваемым при подаче Qi и частоте
вращения п>. Последнее определя¬
ется соотношением
П(=птУН;іН1!ае (4.43)
Здесь Н'і — напор, определяемый
пересечением характеристики насо¬
са при пі с квадратичной характе¬
ристикой сети, выходящей из нача¬
ла координат и проходящей через
рабочую точку номинального режи¬
ма. ,
При регулировании частотой
вращения КПД насоса зависит от Q
и п. Подобные зависимости даны
заводом-изготовителем й могут,
быть также определены в результа¬
те испытаний.
С использованием (4.1)'и (4.41)
получаем
Для определения т]н,вн экспери мен-
тально надо измерять Дрпл. Л/Пл и.
scanner by http. . tcc2v.narod.ru/book,'
scanner by http, lcc2v.narod.ru/book-
Рис. 4.21. Разрез по питательному турбонасосу ПТН-1150-340:
1 — подвод воды; 2 — рабочее колесо; 3 — вал насоса; 4 — направляющий аппарат; 5, 6 — внутренний и наружный корпус; 7—гидравлическое разгру¬
зочное устройство; 8 — уплотнения; 9 опорный подшипник; 10 — отвод воды
используя таблицы водяного пара,
иайтн ирсв и Д/і'п.н, а также і
Т|Н“'Пи.Вн'Пм'ПЗД-
где т)м, Цвд — КПД механический и
электродвигателя.
• На КЭС и ТЭЦ с докрнтическим
давлением применяются питатель¬
ные насосы с электроприводом н
гидромуфтой ПЭ-380-185/200. Серия
насосов—ПЭ-500-185/200. Серни на¬
сосов ПЭ-500-180, ПЭ-580-185/200,
ПЭ-720-185, ПЭ"-780-185/210 и
ПЭ-900-185 имеют однотипную двух¬
корпусную конструкцию. Для вос¬
приятия осевого давления преду¬
смотрено разгрузочное устройст¬
во — гидропята, от которой протеч¬
ка горячей воды отводится в деа¬
эратор.
К концевым уплотнениям подво¬
дится холодный конденсат, который
отводится в конденсатор.
Для энергоблоков на сверхкри
тическое давление применяют бы¬
строходные питательные насосы с
паротурбинным приводом. Рассмот¬
рим питательную, насосную уста¬
новку для энергоблоков 300 МВт.
Установка состоит из главного пи¬
тательного иасоса ПТН-1150-340,
пускорезервного элеутропитатсль-
ного насоса ПЭ-600-340, трех пред-
включенных бустерных электропн-
тательиых насосов типа
ПД-650-160 с частотой вращения
2980 1/мнн, которые, создают необ¬
ходимый подпор на входе в бы¬
строходные главный и пускореэерв-
ный насосы.
На рис. 4.21 приведен раз¬
рез питательного турбонасоса
ПТН-1150-340 Насос шестиступен¬
чатый, двухкорпусный. К промежу¬
точным камерам концевых уплотне¬
ний подводится холодный конденсат '
от конденсатных насосов 11 ступе¬
ни. Для привода насоса использу¬
ется турбина с противодавлением
типа ОР-12ПМ мощностью
12500 кВт с частотой вращения
6000 1/мин. Турбина питается паром
из отбора ЦСД главной турбины;
отработавший пар направляется в
ЦНД главной турбины. Приводная
турбина имеет дроссельное паро-
68
распределение (один регулирующий
клапан), управляемое автоматиче-
ским регулятором производительно¬
сти ПТН, который получает сигнал
по давлению питательной воды и
перемычке перед котлом.
Пускорезервный питательный
электроиасосный агрегат ПЭ-600-320
состоит из насоса, редуктора, ги¬
дромуфты и электродвигателя.
Маслоснабженне главного и ре¬
зервного питательных насосов осу¬
ществляется от маслосистемы глав¬
ной турбины.
Для энергоблоков 500 и
800 МВт применяют питательные
турбонасосы ПТН-950-350 и
ПТН-1500-350. От вала турбины че¬
рез понижающий редуктор враща¬
ется предвключенный насос
ПД-1600-180 с частотой вращения
1250 1/мин.
4.7.3. Сетевые насосы
Сетевые насосы предназначены
для перекачки сетевЬй воды:
I подъема от обратной линии тепло¬
сети до сетевых подогревателей, If
подъема от лнняи после подогрева¬
телей через пиковые водогрейные
котлы в подайицую линию тепло¬
сети.
Сетевые васосы выполняются
центробежного типа, горизонталь¬
ные, одно- или двухступенчатые с
частотой вращения 1500 и 3000
1/ми’н. Широко применяются на
ТЭЦ сетевые насосы СЭ-3200-70;
СЭ-320О-Г6О; СЭ-5000-70;.
СЭ-5000-100; СЭ-5000-160.
ВОПРОСЫ к четвертой главе
1. Продумайте последовательность теп¬
лового расчета ПВД.
2. В чем сущность применения охлади¬
телей пара? ‘
3. В чем состоят достоинства смеши*
вающнх подогревателей?
4. В результате чего может произойти*
снижение уровня в деаэраторном баке?
'5. В результате чего может произойти*
повышение уровня в ПВД?
6. Составьте описание питательного на¬
соса по рис. 4І21.
7. Как определить мощность питатель¬
ного турбонасоса на действующей уста*
новке?
scanner by http tcc2v.narod.ru/book,-
Глава пятая
Тепловая схема ТЭС
5.1. Принципиальная тепловая
схема, ТЭС
Принципиальная тепловая схема
ТЭС показывает основные потоки
теплоносителей, связанные с основ¬
ным и вспомогательным оборудова¬
нием в процессах» преобразования
теплоты для выработки и отпуска
электроэнергии и теплоты. Практи¬
чески принципиальная тепловая
схема сводится к схеме пароводяно¬
го тракта ТЭС (энергоблока), эле¬
менты которого даются в условных
изображениях. ■
Разберем принципиальную схему
КЭС с барабанным котлом и без
промежуточного перегрева пара с
турбиной К-100-90, которая пред¬
ставлена на рис. 5.1.
Пар из парового котла 1 по па¬
ропроводу свежего пара 2 посту¬
пает к ЦВД паровой турбины 3.
Из конденсатора 4 конденсат отка¬
чивается конденсатным насосом 5,
который прокачивает 'его последо¬
вательно через подогреватель эжек¬
торов (ПЭ), сальниковый подогре¬
ватель (ПС) и далее через группу
ПНД в деаэратор. После деаэрато¬
ра питательная вода поступает в
питательный насос 6, который по¬
дает ее через группу ПВД в эконо-
майзёр парового котла.
Описанная тепловая схема явля¬
ется в значительной мере типовой
Рис. 5.1. Принципиальная схема КЭС с
барабанным котлом без промежуточного
перегрева пара
и незначительно меняется с ростом
.единичной мощности и начальных
параметров пара.
Какие же основные положения
построения тепловой схемы выте¬
кают из рассмотренного примера?
Деаэратор и питательный насос
делят схему регенеративного подо¬
грева на группы ПВД и ПНД.
Группа ПВД, как правило, состоит
из двух-трех подогревателей с кас¬
кадным сливом дренажей вплоть
до деаэратора. Деаэратор питается
паром того же отбора, что и пред¬
включенный ПВД. Такая схема
включения деаэратора по пару ши¬
роко распространена. Поскольку в
деаэраторе поддерживается посто¬
янное давление пара, а давление в
отборе снижается пропорционально
снижению расхода пара на турби¬
ну, такая схема ■ создает для отбо¬
ра запас по давлению, которой реа¬
лизуется в прёдвключенном ПВД,
Группа ПНД состоит из четырех¬
пяти регенеративных и двух-трех
вспомогательных (ПЭ, ПС) подо¬
гревателей. При наличии испари¬
тельной установки конденсатор ис¬
парителя включается между ПНД.
На рис. 5.2 приведена, принци¬
пиальная тепловая схема энерго¬
блока 300 МВт на сверхкритиче¬
ское давление свежего пара с про¬
межуточным перегревом пара и с
прямоточйым котлом.
Из схемы видно, что решения по
регенеративному подогреву приня¬
ты обычные: три ПВД, причем пер¬
вый отбор пара берется из цилин¬
дра высокого давления (ЦВД),
второй — после ЦВД (из холодной
линии .промежуточного перегрева),
третий — из ЦСД после промежу¬
точного перегрева пара; деаэратор
на давление 0,7 МПа питается па¬
ром нз самостоятельного отбора из
ЦСД, причем предусмотрена воз¬
можность перевода его при пони¬
женных нагрузках турбины на пи¬
тание паром из отбора с более вы¬
соким давлением; группа ПНД со-
69
scanner by http.» tcc2v.narod ru/book/
Ряс. 5.2 Принципиальная тепловая схема энергоблока 300 МВт с промежуточным перегре¬
вом пара н с прямоточным котлом
стоит из четырех подогревателей н
сальникового подогревателя.
Добавочная химически обессолен¬
ная вода подается в конденсатор
турбины, где она деаэрируется в
конденсатосборнике, имеющем бар¬
ботажное устройство. Протечки че¬
рез концевые лабиринтовые уплот¬
нения турбины отводятся в паро¬
проводы отбора на на подо¬
греватель П2 и в сальниковый по¬
догреватель.
На рис. 5.3 дана схема протечек
пара через концевые лабиринтовые
уплотнения турбины К-300-240. В
предпоследние отсеки лабиринто¬
вых уплотнений подводится пар из
коллектора уплотнений, который
получает пар из деаэраторного ба
ка через регулирующий клапан,
поддерживающий в коллекторе по¬
стоянное давление 0,102 МПа.
Из последних отсеков лабиринто¬
вых уплотнений пар отсасывается
Ряс. 5.3. Схема протечек пара через концевые лабиринтовые уплотнения
70
scanner by http ;;tcc2v.narod.ru/book
пароструйным эжектором в сальни¬
ковый холодильник, где и конден¬
сируется, подогревая основной кон¬
денсат турбины.
В принципиальной тепловой схе¬
ме дается решение вопроса о спо¬
собе приготовления добавочной во¬
ды. При применении химического
обессоливания добавочную воду
подводят в конденсатор турбины.
С середины 50--Х годов на КЭС при¬
меняется блочная схема, обуслов¬
ленная яриімененнем промежуточно¬
го перегрева пара, и поэтому рас¬
сматривается принципиальная теп¬
ловая схема энергоблока.
5.2. 'Расчет тепловой схемы
конденсационного энергоблока
Принципиальная тепловая схема
ТЭС может использоваться в каче¬
стве расчетной, так как на ней
удобно наносить необходимые ис¬
ходные данные: параметры и пото¬
ки пара и конденсата, внутренние
относительные КПД отсеков турби¬
ны, значения протечек пара через
уплотнения.
Содержание и характер расчета
тепловой схемы зависят от его на¬
значения. Если ставится задача со¬
ставить и рассчитать тепловую схе¬
му новой установки, то расчет теп¬
ловой схемы для принятых началь¬
ных параметров пара состоит в вы¬
боре параметров регенеративных
отборов пара, построении процесса
расширения пара в турбине в h, s-
диаграмме н определении по задан
.ной номинальной мощности всех по¬
токов пара и воды, а также показа¬
телей Тепловой экономичности. Та¬
кого рода расчет рассматривается
в настоящем параграфе.
;Если же тепловая схема энерго¬
блока строится с использованием
серийной турбоустановки для кон¬
кретных условий проектируемой
КЭС, то проводятся расчеты для
режимов номинальной и частичных
нагрузок с учетом отборов пара
для собственных нужд электростан¬
ции с использованием имеющихся
заводских данных по расчетному
режиму турбины. Такого типа рас¬
четы тепловой с^емы рассмотрены
в гл. 7. Детали методики расчета
тепловой схемы новой установки
рассмотрим на примере энергобло¬
ка 300 МВт, принципиальная схема
которого дана на рис. 5.2.
Пример. Расчет тепловой схемы конден¬
сационного энергоблока 300 МВт. Прн раз¬
работке принципиальной схемы новой уста¬
новки рассматривается ряд вариантов, для
которых на основании накопленного опыта
и некоторых предварительных, расчетов за¬
даются исходными данными. Считаем, что
рассматриваем один из вариантов со сле¬
дующими исходными данными:
Начальное давление пара . . рй=23,5 МПа
(240 кгс/см*7
Начальная температура пара /о=54О °C
Конечное давление пара . . рк=0,004 МПа
Конечная температура реге¬
неративного подогрева пи¬
тательной воды ..... /и.в=270°С
Число ступеней регенератив¬
ного подогрева ..... z~8
Давление промежуточного перегрева па¬
ра принято на основании рекомендаций,
полученных в результате вариантных рас¬
четов:
р'пп—Ро/6=23,5/6= 3,92 МПа. .
Потери давления в системе промежуточно¬
го перегрева пара принята равной 10%
значения р'п.п:
р"п.п—0,9р'п.п=0,9 • 3,92=3,53 МПа.
Первый этап—определение давлений ре¬
генеративных отборов пара. При этом ис¬
пользуем приведенные выше теоретические
выводы и рекомендации, накопленные прн
создании большого числа турбоустановок.
Давление первого отбора из ЦВДопре-
делиется заданной температурой питатель¬
ной воды. Принимаем недогрев до темпе¬
ратуры насыщении в подогревателе П8
fbn8=2°C (с учетом охладителя пара). Тем¬
пература насыщения отборного пара и по¬
догревателе
/п8н—/п8 4“ '&па=270-J-2 =»272 °C.
По таблицам водяного пара по температу¬
ре насыщения определяем давление грею¬
щего пара в подогревателе р'П8=5,68 МПа.
Потерю давления в паропроводе принимаем
на основании заводских рекомендаций рав¬
ной 8% давления пара ,в подогревателе.
Поэтому давление пара в отборе р'аь
Рп8=1,08р'п8=1.08-5,68=6,1 МПа.
Отбор иа П7 берется после ЦВД при
давлении промежуточного перегрева пара:
Рп7=Р'п.п=3,92 МПа; р'п7—0,92рп7=
=0,92-3,92=3,6 МПа.’
71
scanner by http. 4cc2v.narod ru/book/
По таблицам водяного пара и воды на¬
ходим /П7н=243,8 °C.
Принимаем і>п?=2,8°С:
*в7=*п7Н—0п7=243,8—2,8=241 °C.
Таким образом, подогрев в П8 составляет
А?п8~^п8—/п?=270—241 =29 °C. *
Как видно нз принципиальной схемы
рнс. 5.2, для питания деаэратора паром
предусмотрен самостоятельный отбор.
В деаэратор также отводятся протечки иа-
ра из концевых уплотнений ЦВД и- ЦСД.
Давление пара в деаэраторе принято
равным Дд=0,685 МПа (7 кгс/см2); £д.в=
= 164,2 СС. Падение давления в паропрово¬
де отбора с учетом сопротивления регу¬
лирующего клапана на подводе пара к де-
'аэрационной колонке принимаем 0,2 МПа.
Принимаем для номинального режима за¬
пас по давлению 20%. Это означает, что
при нагрузке 80% давление пара в отборе
будет достаточным для питания деаэратора.
С учетом вышесказанного
рдС=(рд+0,2). 1,2= (0,685+0,2) -1,2=
= 1,06 МПа.
Между отбором пара иа П7 и на Д пре¬
дусматривается отбор иа П6, из которого
берется также пар на приводную турбину
питательного насоса, и поэтому повышение
температуры питательной воды в питатель:
ибм насосе имеет своим первоисточником
пар этого отбора. Общее повышение тем¬
пературы питательной воды в П7, П6 и
питательном насосе равно
А^п7,е6.п.н=tur—'^Д -H=
=241—164,2=76,8 °C.
При распределении этого повышения тем¬
пературы между двумя отборами учитыва¬
ем, что подогрев в П7, питаемом из хо¬
лодной лиинн промежуточного перегрева,
рекомендуется принимать в 1,5—1,8 раза
большим, чем подогрев в П6. На основании
этой рекомендации имеем
^пб— Іц. _н+А^п7.пс,п.н/2,7=
= 164,2+76,8/2,7=192,4 °C.
Принимаем подогрев в - П6 равным 0
П6
Тогда имеем
«■бі>=іоб+«м= 192,4+1,1=193,5 °C.
По таблицам водяного пара имеем
Рпб=1,38 МПа; Рпв== 1,08рПб=
= 1,08 1,38=1,49 МПа.
Переходим к определению давлений в от¬
борах для ПНД.
Давление пара после ЧСД определяется
конструктивными соображениями при раз¬
работке проточной части турбины и обыч¬
но составляет 0,2-0,25 МПа.
Учитывая это, принимаем рпз=0,22 МПа.
72
Тог^а р'пз=0,2 МПа; fD2H=120°C;
/пз= *пзн—0«з= 120—5= 115 °C.
Недогрев в ПЗ принимаем 5 °C, так как
охладитель пара предусмотрен только в П4.
Для надежной работы деаэратора и его
регулятора давления рекомендуется вели¬
чина подогрева основного конденсата в
деаэраторе порядка 20 °C. Это условие
определяет выбор давления отбора иа П4:
*П4=*д.и—ДГд= 164,2—20,2= 144 °C.
При 0П<=2СС (из-за наличия охладителя
пара) имеем
/п4н=/п4+0п4=144+2= 146 °C;
р'іи=0,42 МПа; рщ=і1,С8р'ПА=
= 1,08 0,42=0,45 МПа.
Для определения давлений дву? отбо¬
ров из ЦНД принимаем равномерное .рас¬
пределение подогрева между подогревате¬
лями ПЗ, П2, ПІ. Температура конденсата
на входе в ПІ равна температуре конден1
сата после конденсатора. плюс подогрев в
сальниковом подогревателе:
^С.П = ^к+А^С.П-
При Рк=0,004 МПа; /К=28,6СС;
Aïc.n=4-ê-5 °C; /с.п =28,6+4,4=33 °C.
Подогрев, приходящийся на один из по¬
догревателей, равен
А/=(/пз—/сп)/3= (115—33)/3=27 °C;
fni=fc.n+Af=33+27=60 °C;
/пін=^пі +0щ=60+5=65 °C.
По таблицам водяного пара имеем
р'пі—0,025 МПа; рщ = 1,08рп2==
= 1,08 0,025=0,027 МПа;
*п8=fni+Af=60+27=87 °CJ
^2и=^2+0п2=87+5=92 °C;
р'п2=0,077 МПа; рП2=1.08р'и2—
= 1,08 0,077=0,083 МПа.
Для схемы без самостоятельного отбора
на деаэратор питание паром последнего мо¬
жет осуществляться из отбора на П6.
Очевидно, что наличие дополнительного
отбора пара на деаэратор дает возмож¬
ность дополнительного срабатывания теп-
лопадения в турбние потоком пара на деа¬
эратор Од.
После определения давлений отборов пе¬
реходим к построению процесса расшире¬
ния пара в h, ç-диаграмме (рнс. 5.4).
Начальная энтальпия пара при Ро««
=23,3 МПа и /о=54О°С равна
=3320 кДж/кг.
scanner by http . -tcc2v.narod.ru/book,'
Рис. 5-4. Процесс расширения пара з
турбине в h, s-диаграмме
Учитываем дросселирование острого па*
ра в стопорном и регулирующих клапанах
(считаем, что открыты полностью все регу¬
лирующие клапаны, кроме дополнительного,
перегрузочного) :
Др0= О,О5ро= 0,05 • 03,5= 1,175 МПа ;
0'0=22,325 МПа.
Принимаем значение изоэнтропяого тепло-
падения в регулирующей ступени в соот¬
ветствии с рекомендациями 100 кДж/кг.
Откладываем это теп л опадение в h, s-диа-
грамме для водяного пара по вертикали из
точки 0 (см. рис. 5.4) н получаем точку
пересечения с изобарой за регулирующей
ступенью рр.с —16,35 МПа. Принимаем
КПД регулирующей ступени ==0,7.
Получаем энтальпию пара после регу¬
лирующей ступени
^р.с = Д^из.р.сЧоі0 =
=3320—100-0,7=3250 кДж/кг.
Далее из точки р.с по изоэнтропе опреде¬
ляем располагаемое теплопадение нерегу¬
лируемых ступеней ЦВД до давления пара
после ЦВД р'п.п=3,92 МПа: ДЛиз.н.д=
= 400 кДж/кг.
В соответствии с имеющимися-рекомен¬
дациями принимаем = 0,81. Тогда име¬
ем h7 — hnjj — hp_c — А^из в.= 3250 —
-400-0,81 =2926 кДж/кг.
Соединим точки рс н пл на Л, s-диа¬
грамме прямой линией, характеризующей
расширение пара в ЦВД. Пересечение этой
лиинн с изобарой отбора пара из ЦВД
рвВ дает точку п8 с энтальпией h6=
=3020 кДж/кг и температурой пара ^пвп =
=344 °C. Далее строим процесс расшире¬
ния пара в ЦСД и ЦНД.
При поступлении в ЦСД пар при пара¬
метрах р"п.п=3,53 МПа и ^пл=540оС име¬
ет энтальпию й"п.и=.3530 кДж/кг.
Дросселирование пара в дроссельных
клапанах на входе в ЦСД обычно прини¬
мают 0,1 МПа.
Определяем изоэнтропиое теплопадение
в ЦСД до давления за ЦСДрЦСд^=»
=0,22 МПа: Дйиз.Сд=758 кДж/кг. Прини¬
маем і]ЦСА=0,9. Тогда
^ЦСД ~h3 = Лп.п — Д/’яз.сд’й^ ~
= 3520-768-0,9=2845 кДж/кг.
Проводим линию расширении пара в ЦСД,
соединяя прямой точки п.п" н пЗ. Пересе¬
чение этой линии’с изобарами рп6, ря, Рт
дает энтальпии пара в отборах: he =
=3260 кДж/кг; йд=3160 кДж/кг, й4=
= 3000 кДж/кг.
Определяем по h, -s-диаграмме изоэнт-
ропное теплопадение ЦНД до Рк—
=0,004 МПа; Дйив.вд=605 кДж/кг. Прини¬
маем ■rçJJ311 = 0.8;;
йк = ■— Айиэид*^і^.=
=2845 — 605-0,8 = 2360 кДж /кг; к* = 0,92.
Проводим в h, s-диаграмме линию рас¬
ширения пара в ЦНД, соединяя прямой
точки пЗ и К- Пересечение этой прямой с
изобарами ра2 и рпі дает энтальпии пара
в отборах /і2=2720 кДж/кг; hx =
=2570 кДж/кг.
Таким образом, построение процесса
расширения пара в h, s-диаграмме завер¬
шено; полученные данные сводим в табли¬
цу параметров пара и воды (табл. 5.1).
Некоторые параметры (Л'я, Лиг, йдр) опре¬
деляются по таблицам для воды и 'водя¬
ного пара. Температуры дренажей ПВД и
П4 принимаем равными температуре воды,
на входе плюс 10 °C; температуры дрена¬
жей ПНД равны температурам насыщения
греющего пара.
Требуется также построить процесс рас¬
ширения пара в приводной турбине пита¬
тельного насоса.
Падение давления в паропроводе до тур¬
бины принимаем равным 10% значении рп6:
Рт.н=0,9риб=0,9 1,49=1,34 МПа.
Противодавление турбины равно 1,1рп5:
Р%.Н= 1,1-0,22=0,24 МПа.
Из h, s-диаграммы находим Дйиз.т.н—
= 425 кДж/кг. Принимаем т]т-воі=0,85; эн¬
тальпия отработавшего пара приводной
турбины
^т.н “ — ^кз.т.в^оіН =
= 3260 — 425-0,85 = 2900 кДж/кг. ’
Следующий этап расчета — определение до¬
лей отборов (от расхода пара на турбину)
из уравнений тепловых билднсов регенера¬
тивных подогревателей. Тепловые билансы
составляются последовательно от П8 до П1.
Подогреватель П8
Дп8 (^8—Адрб) Т]ПВ=^ (ftng—hn?).
73
scanner by http:/1 tcc2v.narod ru/book/
Таблица 5.1. Параметры пара и воды
Точка
процесса
р, МПа
f, °C
ft, кДж/кг
р', МПа
-С
кДж/кг
'./• "С
V
кДж/кг
*ДрГ
°C
'’дрГ
кДж/кг
О
23,5
540
3320
ХУ
22,325
535
3320
—
—.
—
—
—
—
PC
16,35
493
3250
—
.—
—
—
—
П8
6,1
344
3020
5,68
272
1190
270
1180
254
1104
Л17 (ПП')
3,92
294
2926
3,60
243,8
1050
‘241
1040
203
862
ПП
3,53
540
3530
—
—
—■
—.
—
ГІ6
1,49
400
3260
1,38
193,5
822
192,4
818
180
770
Д
1,05
356
3160
0,685
164,2
690
164,2
690
П4
0,45
270
3000
0,42
146
614
144,0
603
130
546
ПЗ
0,22
210
2845
0,20
120
502
115
480
120
502
П2
0,083
115
2720
0,077
92
385
87
363
92
385
П1
0,027
65
2570
0,025
65
272
60
250
65
272
к
0,004
28,6
2360
(х-0,92)
—
28,6
1Ü0
—
—
—
В этом расчете принято, что расход пи¬
тательной воды равен расходу пара, на тур¬
бину, т. е. ие учитывается поток добавоч¬
ной воды. Подставляем численные значения
fig8 ^д8 ^Д7 „
(^8 — Лдрв) "'Зив
= Г180-1640_,=
(3020—1104)-0,99
В подогреватель П7 сливается дренаж из
П8 и поступает пар из протечек концевых
уплотнений .
О«7 0, - W + С"р (Ajp - Лдр7> +
+ ^п8 (йдре — ~ & (^п7 ^пбі/^пг-
'Подставляем численные значения:
(1040 — 818)/0,99—
“п7 = 2926 — 862
—0,0738 (1104 — 862)—0,007 (3200—862)
• = 0,092.
В подогреватель П6 поступает питательная
вода из питательного насоса.
Определим повышение энтальпии воды
в питательном насосе:
н=^/ЛРп.в/т]п.н,
где ѵ‘ — средний удельный объем воды в
питательном насосе, м8/кг; Арп.н — повы¬
шение давления воды в питательном иасосе,
Н/м2; ДА'п.н=0,0011 • 30,5 • 103/0,8=
= 42 кДж/кг.
Это повышение энтальпии соответствует
повышению" температуры на 6 °C:
/г,п.н=Л/дн~ЬА^/п.н=6904- 42=
=732 кДж/кг.
Тепловой, баланс Пб:
dm (^в — ^дрв) + (^пв + Dn? +
~Ь ^пр) (^Др7 ■ ^Дрв) — (^пв —
74
Подставляем численные значения:
(818— 732) ■ 1 /0,99 — (0,0738 +
“пв 3260 — 770
+ 0,091 + 0,007) (862 — 770) _ q
В деаэратор сливаются дренажи ПВД,
подаются греющий пар Dn, протечки што¬
ков клапанов ЦВД ОШт, протечки концевых
уплотнений ЦВД н ЦСД tD«np. Из ПНД
поступает поток основного конденсата £>ид
при температуре ta{. Следует учесть также,
что из аккумуляторного бака берется на¬
сыщенный пар на эжекторы и на коллек¬
тор' пара иа уплотнения турбины адку.
В рассматриваемом примере применены
водоструйные эжекторы, поэтому отбор
пара на эжекторы отпадает.
Запишем тепловой баланс деаэратора
как смешивающего подогревателя:
°Д = + ашЛ> + («ив + «и? +
+ “пр + “«) АЛр« + “к.дЛм + _
— “ку^Л.В = Ѵ/Ѵ
Принимаем
оКу=0,003; ЛдН=2770 кДж/кг.
Выразим аКд из массового баланса
пара:
аК.Д = 1 — «шт — «пр — «П0 — «И7 — «Пв — ■
- «д - «£р +«;, = !- 0,003 - 0.007 -
— 0,0738 — 0,0920 — 0,028 — 0,017 — ад +
'+0,003 = 0,783-Од; <+, = 0.017.
Подставляем численные значения в урав¬
нение теплового баланса деаэратора:
690/0,99 - 0,003-3320 —
°д_ 3160 — 603 "" '
-0,178-770—0,783-603—0.0173-3200+,
_+0,003.2770 _ПП1П
scanner by http ./tcc2v.narod.ru/book,'
Получаем аКд=0,783—0,010=0,773.
Переходим к тепловым балансам ПНД.
Подогреватель П4
0,773(603-480)
“па (3000 — 546) 0,99 ’ '
Перед подогревателем ПЗ по ходу кон¬
денсата имеется смеситель двух потоков —
основного конденсата нз конденсатора
“кД ' “«А “г4 “ИЗ “П2 “др
н дренажа из П2
“др = “п4 + “пЗ + “пв + “пр-
Принимаем — 0,008.
В уравнении теплового баланса ПЗ за¬
пишем отдельно подогрев каждого из этих
потоков:
[“па (^т.Н — ^Дрз) + “п4 (^др4 ^Дрз) 1 ^пЗ —
— “к. д (^ПЗ — ^пз) 4* (“и4 + “пЗ +
+ “пр + “»•) <Лиз — Ада)-
■Греющим паром для П2'является пар из
выхлопа приводной турбины питательного
насоса с энтальпией
Подставляем в уравнение для ПЗ чис¬
ленные значения:
[Опз (2900—502) +0,039 (546—502) ] X
Х0,99— (0,773—0,039—сспз—сіп2—0,008) X
X (480—363) + (0,039 -Ьапз+0,008+
4-іаП2) ■ (480—385).
После вычислений имеем
Оп з +0,0094с п 2=0,0313.
Полученное уравнение содержит помимо
спз также и аП2. Поэтому надо использо¬
вать уравнение теплового баланса П2.
' Подогреватель П2
“из (^2 ^дрв) Н- “пр ^дра) —
— аК.Д (^П2 '— ^пДЛЗпв»
■ ” aD2= (2720—385) +0,008(3200—
—385) = (0,726—сспз—Спг) X
X (363—250)/0,99.
После вычислений имеем апз+21,4ап2=0,54.
Подставляя значение сспз, получаем сиг—
=0,024; «па=0,03. Тогда с'кд=0,672.
Подогреватель П1 совместно с СП. При¬
нимаем, что Сс.п=«ику:
Cui {hr—Адрі) +Сс.п(Лс.П—Йдр.с.п) =
= с'кд (/гщ—h'v) ;
аа1= (2570—272) +0,003 (2770—160) =
=0,672(250—120);
en і=0,0344.
Тогда доля потока основного конденсата,
идущего из конденсатора,
Ск ‘Uni=0,672—0,0344 =0,637.
Значение ск определяет потерю теплоты в
конденсаторе, а следовательно, н КПД и
является решающим для выбора характери¬
стики циркуляционного водоснабжения.
Далее для определения расхода пара иа
турбину найдем приведенное теплопадение
длц турбины как сумму произведений долей
расхода пара через отсеки турбины на их
теплопадення:
/
=2 “/“і,-
1
Как видно нз рнс. 5.3, свежий пар под¬
водится в середину ЦВД, проточная часть
которого разделена перегородкой. Поэтому
имеется внутренняя протечка пара в пра¬
вый отсек а®р = 0,018, после левого от¬
сека имеется протечка пара через левое
концевое уплотнение ЦВД: “прЦВД =
—0,015. После последней ступени ЦВД
имеется протечка пара чёрез правое уплот-
иение: цвд = 0,008.
Первый отсек (регулирующая ступень):
а, = I—,ашт = 1—0,003=0,997;
Д/ггі =h0—hv с=3320—3250=
=70 кДж/кг.
Второй отсек (нерегулируемые ступени
ЦВД до левого уплотнения):
“2 = “р.с — “®р = 0,997 — 0,018 = 0,979;
= ^р.с ^пр.цвд =
= 3250— 3100 = 150 кДж/кг.
Третий отсек (ЦВД до отбора на П8):
“з=«2 “ °>979 -
— 0,015 4- 0,018 = 0,982;
Д/îfa — Л^рддвд “ ^8 —
= 3.100 — 3020 - 80 кДж/кг.
Четвертый отсек.. ЦВД между отбором на
П8 и на промежуточный перегрев (иа П7);
О4=а3-—сСп8= 0,982—0,0738=0,9082;
Дйи= hB—h7= 3020—2926 = 94 кДж/кг.
Пятый отсек (ЦСД от входа пара до от¬
бора на П6) :
“б = с4 ~ “пр.ЦВД — “пр.ІДСД ~ “я? =
= О’, 9082 — 0,608— 0,006 — 0,092 = 0,8022;
àhi5=h"o.a~/г6=3530—3260=
=270 кДж/кг-
Шестой отсек (ЦСД — до отбора на деаэ¬
ратор) :
Og=ctg:—ССпб^^Х-н.
75
scanner by bttp7.-tcc2v.narod.ru/book/'
Определяем расход пара на турбонасос
из уравнения мощности
«Т.вДЛ/T.BÎJm.T.B = ДЙ’п.Е,
о, „ = — ¥ =0,01184;
ЛЛІткг„ 361-0,985
а6=0,8022—0.028—0,1184-0,6558;
ДЛи=Л«—Ал=3260—3160=100 кДж/кг.
Седьмой отсек (ЦСД—до отбора иа П4):
ат=«б—ад=0,6558—0,010=0,6458;
ДЛ/7=/ід—ft4=3160—3000=160 кДж/кг.
Восьмой отсек (ЦСД—до отбора иа ПЗ):
08=0?—иы=0,6458—0,039=0,6068.
Д/г,-е=Л4—Лз=3000—2845= 155 кДж/кг.
Девятый отсек (ЦНД до отбора иа П2):
часть пара из противодавления привод¬
ной турбины поступает в ПЗ в количестве
ал3=0,03, остальной пар в количестве
«т.н—«пз=0,1184—0,03=0,0884 подается в
ЦНД с энтальпией "т.н=2900 кДж/кг.
Энтальпия пара иа входе в ЦНД опре¬
деляется как средняя между энтальпиями
двух потоков пара:
(“і.к — апз)^т.н + а8^э = а<Лцнд»
0,0884-2900 + 0,6068-2845 =
= (0,0884 4-0,6068)/іцнД.
После вычислений имеем
йцнд == 2852 кДж/кг; а8 — 0,6952;
Дй(в = Лцид — fts =
= 2852 — 2720 = 132 кДж/кг.
Десятый отсек (ЦНД —между отборами
иа П2 и П1):
«ю=«э—«п2=0,6952—і0,024=0,6712;
Ahiw=h2—Лі=2720—2570= 150 кДж/кг.
Одиннадцатый отсек (ЦНД — последний) :
«и—«іо—«пі =0,6712—0,0344=0,6368;
àhm=hi~~hK=2570—2360=210 кДж/кг;
il
Д//ІПр = 2 П/Дй«/ = ода-70 +
Г=1
+ 0,979-150 + 0,982-80 4- 0,9082-94 +
4- 0,8022-270 4- 0,6558-100 4- 0,6458-160 +
+0,6068-155+0,6952-132+0.6712-150 +
+0,6368 -210=69,8 +146,85+78,56+
4-65,37+216,6+65,58+103,3+94,05+
+91,77+100,68+133,74=1186,3 кДж/кг.
76
Расход пара на-турбину равен
^е + ^мг
300 + 5
1186,3 108=257*1 кг/с Ï925’6 т/ч)-
Здесь ДЛ+.Г— Сумма механических потерь
(потери с трением в подшипниках) н по¬
терь в генераторе (нагревание обмоток):
ДЛ^м.г=Д/Ѵм+ДЛ^г.
Велнчины àNK и &МТ задаются заводами-
изготовителями.
Расход пара на промежуточный пере¬
грев равен
^п.п == “п.п^ = (а4 ап7 “пр.цвд)^ =
= (0,9082—0,092—0,008) - 257,1 = *
=0,8082-257,1=207,8 кг/с (748,1 т/ч).
.Расход пара в конденсатор равен Дк=
= «ь£>=0,6368-257,1 = 163,7 кг/с (589,4 т/ч).
' Мощность'приводной турбины питательного
насоса равна
/V Т.Н = «Т.н/^Д/ііТ.нТ]М,Т _н =
=0,1184-257,1 -360-0,985-10~3=
= 10,8 МВт.
Определяем' расход теплоты иа турбоуста¬
новку;
Qo = D{ho~—Ans) 4-Дп.п(А”п.п—A*n.q) =
=[257,1 (3320—1180) +207,8(3530—
—2926)] - Ю-8= 550,2+125,0=
=675,7 МВт.
Подсчитаем КПД турбоустановкн брутто:
„Ор W,+1VT.B 300 + 10,8 '
“ ~^~= 675.7 ”=-°-46-
Для энергоблока на твердом топливе прн
Чка=0,9, ï]tii=0,995, kc.H—0,05 КПД нетто
равен:
і}нс=0,46-0,9 -0,995 (1—0,05) =
=0,391.
Удельный расход топлива иа отпущенную
электроэнергию при номинальной нагрузке
300 МВт равен
~ ■ ——314,6 кг/(МВт--ч).’
отп 0,391
Приведенный пример расчета
пригоден для любой турбоустанов¬
ки с учетом ее конкретных особен¬
ностей. Тем Jjwiee он применим для-
расчета тепловых схем турбоуста¬
новок на сверхкритнческое давле¬
ние пара. Таковыми являются тур¬
бины ЛМЗ К-500-240 и К-800-240,
имеющие много общего с турбиной
scanner by http ;. tcc2v.narod.ru/book,
K-3Û0-240. Отличия в расчете опре¬
деляются отличиями в схеме и
вспомогательной оборудовании’
1. Турбоустановки К-500-240 и
К-800-240 имеют по два турбопита-
тельных насоса с приводными тур¬
бинами конденсационного типа.
Кроме того, в схеме К-800-240 б
случае энергоблока, работающего
ж а тазе и мазуте, предусмотрена
также воздуходувка с конденсаци¬
онным паровым приводом, питае¬
мым отборным паром.
2. В схеме ПВД предусмотрен до¬
полнительный охладитель ' пара
третьего отбора, в который направ¬
ляется часть потока питательной
воды после последнего ПВД; этот
поток питательной воды (около
10%) нагревается и возвращается
в питательную линию. Достигаемое
повышение температуры определя¬
ет повышение эффективности реге¬
неративного подогрева питательной
воды-.
5.3. Полная тепловая схема
энергоблока
Полная тепловая схема отличает¬
ся от принципиальной тем, что на
вей полностью отображаются обо¬
рудование, трубопроводы, запорная,
регулирующая и защитная армату
ра. Полная тепловая схема энерго¬
блока состоит из схем отдельных
узлов, в том числе дается узел об-
«цестанцнонныД (баки запасного
конденсата с перекачивающими на¬
сосами, подпитка тепловой сети, по¬
догрев сырой воды н <т. п.). Выше
была приведена схема одного из
таких узлов — схема регенерации
низкого давления (см. рис. 4.3), на
которой показаны основные и вспо
,могательные трубопроводы с необ¬
ходимой арматурой. К вспо мог а
тельиым трубопроводам относятся
обводные, дренажные, сливные,
вспомогательные (отборы конденса¬
та на впрыски .«‘охлаждение ПЭН
и т. п.), отсосов паровоздушной
■смеси.
Основу полной тепловой схемы
(ПТС) составляют главные трубо--
проводы ТЭС, к которым, относятся
главные паропроводы и главные пи¬
тательные трубопроводы, обеспечи¬
вающие главные связи между ос¬
новным оборудованием — котельны¬
ми и турбинными агрегатами.
Выше уже отмечалось, что следу
ет различать блочные ПТС, в кото¬
рых отсутствуют поперечные связи
между энергоблоками, и неблочные
ПТС, характеризующиеся наличием
поперечных связей для основных
потоков пара и воды.
На рнс. 5.5 показана схема глав¬
ный паропроводов неблочной ТЭС.
Такая схема называется секционной
схемой с переключательной маги¬
стралью. Установленная запорная
арматура позволяет вывести в ре¬
монт котел или турбину, отключив
их согласно правилам техники без¬
опасности двумя запорными орга¬
нами. К переключательной линии
могут быть подключены резервный
котел, а также редукцио.нио-охла-
дительные установки (РОУ) для
подачи пара на собственные иужды
ТЭС. Схема построена так, чтобы
исключить выход из строя всей
станции из-за отказа одного запор¬
ного органа, и позволяет выделить
при необходимости блок котел —
турбина или отключить переключа¬
тельную магистраль для ремонта.
К главным паропроводам подсоеди¬
нена паровая растопочная линия,
ведущая к растопочной РОУ. По
этой линии при растопке котла до
его подключения к переключатель¬
ной магистрали отводится образу¬
ющийся пар (продувка паропере
гревателя).
Неблочная схема с переключа¬
тельной магистралью сохраняётся
на большинстве действующих и на
ряде вновь создаваемых теплоэлек¬
троцентралей (ТЭЦ).
Энергоблоки выполняются по схе¬
мам моно- и дубль-блоков. По нор¬
мам технологического проектирова¬
ния рекомендуется применять моно¬
блоки, т. е. блоки с однодорпусны-
мн котламш Дубль-блок — это блок
с ‘двухкорпусным котлом, что раз
решается для ТЭС, работающих на
77
scanner by http-/1 tcc2v.narod ru/book/
Рис. 5.5. Схема главных паропроводов КЭС с поперечными связями
сланцах н торфе, в энергосистемах
небольшой мощности.
На рис. 5.6 показана схема глав¬
ных паропроводов моноблока
300 МВт. Паропровод острого пара
состоит нз двух ннток диаметром
325X60 мм. На каждой нитке пе¬
ред стопорным клапаном 1 установ¬
лена главная паровая задвижка
(ГПЗ) 2 с байпасным регулирую¬
щим клапаном 3, используемым при
пуске турбины для управления по¬
дачей пара. Перед байпасом уста¬
новлен набор дроссельных шайб 4
н после него — запорный клапан 5
Установка байпаса требует врезки
в паропровод кованых тройников,
оказавшихся недостаточно надеж¬
ными (из-за склонности к образо¬
ванию трещин). Можно отказаться
от байпаса, заменив обводную ли¬
нию трубой малого диаметра с за¬
порным клапаном, которая должна
служить для подачи пара на про¬
грев стопорных и регулирующих
клапанов и перепускных труб. При
отсутствии байпаса управление по¬
дачей пара в турбину при пуске пе¬
редается регулирующим клапанам.
Возможно выполнение главного
Рис. 5.6. Схема главных паропроводов моноблока 300 МВт
78
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book/
паропровода вообще без ГПЗ, что
было сделано на некоторых зару¬
бежных энергоблоках.
Холодная линия промежуточного
перегрева пара выполняется двумя
нитками 465X16 мм. Горячая ли¬
ния промежуточного перегрева па¬
ра выполнена двумя нитками
550X25 мм. На каждой из ниток
перед ЦСД предусмотрены присо
единения сбросных линий 9 и 10
для сброса пара из системы проме¬
жуточного перегрева в конденса¬
тор. На холодной и.горячей нитках
промежуточного перегрева нет за¬
порной арматуры.
К каждой нитке паропровода све¬
жего пара присоединена пускосбро¬
сная быстродействующая установ¬
ка (ПСБУ), включающая редукци¬
онный клапан 6 и охладитель с
впрыском 7. После редукционного
клапана на сбросной линии уста¬
новлена подпорная шайба 8, обес¬
печивающая достаточное давление
в линии подачи пара на деаэратор
при сбросе нагрузки. Для прогрева
паропроводов промеяфточного пе¬
регрева при пуске предусмотрен
подвод* пара из растопочного рас¬
ширителя. В ■ случае дубль-блока
для возможности остановки одного
из корпусов котла в ремонт преду¬
сматривают установку по две за¬
порные задвижки как на паропро¬
воде свежего пара, так и на холод¬
ной и горячей линиях промежуточ¬
ного перегрева пара.
К главным питательным трубо¬
проводам относятся трубопроводы
питательной, воды от напорной сто¬
роны питательных насосов до эко¬
номайзера котла. На рис. 5.7 при¬
ведена схема питательных трубо¬
проводов энергоблока 300 МВт. По¬
сле питательного насоса вода по
питательному трубопроводу посту¬
пает к группе ПВД и затем к узлам
питания (два узла на две нитки
тракта прямоточного котла). Глав¬
ные питательные задвижки 1 име¬
ют байпасы 2 для регулирования
расхода воды прн малых нагруз¬
ках. Узел питания состоит из зад-
внжкн 3, обратного клапана 4, из-
Рнс. 5.7. Схема питательных трубопроводов
энергоблока 300 МВт.
мерительной шайбы 5 и регулиру¬
ющего питательного клапана
(РПК) 6. При отключении группы
ПВД в ремонт задвижки 7 и 8 за¬
крываются, а задвижка 9 на обвод¬
ной линии открывается. При запол¬
нении н промывке котла воду мож¬
но подавать от бустерных насосов
10 по обводной линии к узлам пи¬
тания. Цри малых нагрузках авто¬
матически включается разгрузочная
линия 11 подачи воды из питатель¬
ных насосов на рециркуляцию.
На рис. 5.8 дана схема питатель¬
ных трубопроводов ТЭС с попереч¬
ными связями. После питательного
насоса 1 установлен обратный кла¬
пан 2 с присоединенным к нему
разгрузочным клапаном, позволяю¬
щим через разгрузочную линию
осущёствить рециркуляцию воды в
аккумуляторный бак деаэратора.
Назначение разгрузочной линии —
обеспечить загрузку питательного
насоса, исключающую его работу в
неустойчивой области. Это означа¬
ет, что при пуске и малых нагруз
ках питательного насоса по разгру¬
зочной линии часть питательной
79’
scanner by http-- tcc2v.narod ru/book/
Рнс. 5.8. Схема питательных трубопроводов ТЭС с поперечными связями
воды сбрасывается обратно в акку¬
муляторный бак. Позиции 3 и 4 —
соответственно расходомер и запор¬
ная задвижка.
Питательный трубопровод ведет
к группе ПВД. При срабатывании
защитного устройства ПВД из-за
повышения уровня дренажа в од¬
ном из подогревателей защитный
клапан 7 на входе перекрывается
так, что вода идет по обводной ли¬
нии и закрывает защитный клапан
на выходе 8. При 'вывод? группы
ПВД в ремонт необходимо отклю¬
чить ее помимо защитных клапанов
еще н запорными задвижками 5 и
6. От питательной магистрали пи¬
тательная вода подается к узлу пи¬
тания, состоящему из последова¬
тельно установленных запорной за¬
движки 9, регулирующего питатель¬
ного клапана 10, обратного клапа¬
на 11 и запорной задвижки 12. Для
работы прн малых расходах парал¬
лельно с главным РПК предусмот¬
рены две линии с РПК меньшего
диаметра.
В ПТС входят также дополни¬
тельные трубопроводы, арматура и
устройства, связанные с пусковой
схемой.
80
5.4. Выбор оборудования
пароводяного тракта
К оборудованию 'пароводяного
тракта относится как основное
(паровые котлы и турбины), так н
вспомогательное оборудование.
Определяющим является турбина,
диктующая паропроизводитсльиость
и параметры пара котла. Выбору
типа турбины предшествует выбор
мощности электростанций н ее топ-
.ливной базы. Вид топлива является
важнейшим фактором, определяю¬
щим конструкцию топочного уст¬
ройства котла, систему подготовки
топлива н весь топливный и газо¬
воздушный тракты. Таким образом,
для принятой турбины выбирается
котел в соответствии с необходимой
паропроизводительиостью, парамет¬
рами пара и маркой топлива. Так,
для турбины К-300-240 на сверх-
критнческое давление пришлось
разработать целый ряд котлов на
разные виды и марки топлива (до¬
нецкий тощий уголь, АШ, подмос¬
ковный уголь, ГСШ, экибастузскнй
уголь, кузнецкий уголь, газ, мазут).
В свою очередь топливная база
влияет на выбор типа турбины, так
scanner by bttp.4cc2v.narod.ru/book
как при дешевом топливе примене¬
ние сверхкритического давления па¬
ра может оказаться экономически
не оправданным.
Уже в X пятилетке ввод мощно¬
стей осуществлялся преимуществен¬
но за счет энергоблоков на сверх¬
критическое давление (СКД). Не¬
которое количество блоков 200 М.Вт
применялось в особых условиях
(сланцы, торф). Крупнейшая стан¬
ция с энергоблоками 200 МВт по¬
строена на базе попутного природ¬
ного газа в Тюменской области
(Сургутская ГРЭС №1).
Выбор оборудования ТЭС регла¬
ментирован «Нормами технологиче¬
ского проектирования тепловых
электрических станций и тепловых
сетей». Для КЭС,-входящих в круп¬
ные .энергосистемы, рекомендуется
применение блочных схем *с проме¬
жуточным перегревом пара. Реко¬
мендуется применение моноблоков.
Установка двухкорпусиых котлов
допускается для блоков 200 и
300 МВт при сікигании сланцев и
торфа, а также на изолированных
электростанциях или в небольших
энергосистёмах; для энергоблоков
500 и 800 МВт' только при соответ
ствующем обосновании. Производи
тельность котлов выбирается по
максимальному расчетному пропу
ску свежего пара через турбину с
учетом собственных нужд и с запа¬
сом 3%.
В комплекте с турбиной постав¬
ляются конденсатор турбины, мас¬
лоохладители. маслобакй и масля¬
ные насосы, пароструйные эжекто¬
ры, водоструйные эжекторы и эжек¬
торные насосы, регенеративные по¬
догреватели, конденсатные и слив¬
ные насосы.
Регенеративные подогреватели
выбираются в соответствии с давле¬
нием по паровой и водяной сторо¬
нам, расходом воды и поверхностью
теплообмена, определенными на ос¬
новании данных расчета тепловой
схемы.
На каждый регенеративный от¬
бор устанавливается один корпус
подогревателя. Исключение Сделано
6—432
для блоков '800 МВт, для которых
разрешена установка ПВД в две
нитки. Рекомендуется в качестве
двух первых ступеней подогрева
ставить подогреватели смешиваю¬
щего типа. Для энергоблоков с
прямоточными котлами СКД пре
дусмотрена БОУ, через которую
пропускается весь конденсат после
конденсатора. В БОУ производится
очистка конденсата от солей жест¬
кости и механических примесей,
которые попадают с присосами сы¬
рой воды в конденсатор, и от про¬
дуктов коррозии. '
Для блоков с прямоточными кот¬
лами на 14 МПа БОУ должна
обеспечить очистку 50% конденсата
после" конденсатора. Кроме того,
должна быть предусмотрена одна
общестанционная установка, обес¬
печивающая очистку 50% конденса¬
та энергоблока с наибольшей мощ¬
ностью.
Подача и число конденсатных на¬
сосов выбираются по максимально¬
му расходу конденсата, что соот¬
ветствует номинальной нагрузке
турбины. Устанавливается не менее
двух насосов, из которых одни ре¬
зервный. Давление конденсатного
насоса второй ступени должно быть
равно сумме давления в деаэрато
ре и гидравлического сопротивле¬
ния тракта. Деаэраторы выбирают¬
ся по расходу питательной воды.
Рекомендуется иа энергоблок уста¬
навливать один деаэратор. Запас
питательной воды в аккумулятор¬
ном баке должен обеспечивать не
менее 5 мин работы котла. Объем
воды принимается равным 85% гео¬
метрического объема баков. Коли¬
чество и подача питательных насо¬
сов должны соответствовать следу¬
ющим нормам;
для электростанций с питатель¬
ными магистралями: а) суммарная
подача всёх питательных насосов
должна быть такой, чтобы в случае
останова* любого из них оставшиеся
обеспечили суммарную подачу всех,
установленных котлов . при номи¬
нальной нагрузке; б) на электро¬
станциях, не включенных в энерго-
81!
scanner by http - tcc2v.narod ru/book/
систему, помимо питательных насо¬
сов с электроприводом должны
быть установлены резервные пита¬
тельные насосы с паровым приво¬
дом на 50% подачи котлов;
для -блочных электростанций
максимальное потребное количест¬
во питательной воды определяется
максимальным расходом ее котла¬
ми с запасом 5—8%;
для’блоков да докритическое дав¬
ление следует устанавливать один
электропитательный насос подачей
100%, на складе предусматривается
один резервный иасос для всей
электростанции;
для блоков СКД устанавливают
питательные насосы с турбоприво¬
дом: либо один на 100%., либо два
по 50%. При установке одного тур¬
бонасоса на 100%, с турбиной с
противодавлением предусматрива¬
ется пускорезервный электропита¬
тельный насос на 50%..
Питательные турбонасосы долж¬
ны работать на отборном паре ос¬
новной турбины. Питательные на¬
сосы с электроприводом, как пра¬
вило, должны быть снабжены гид¬
ромуфтами.
Необходимый для пуска котлов
к Их промывки запас питательной
воды хранится в баках запаса обес¬
соленной воды. На блочной КЭС
устанавливают три бака по 1000—
2000 м3, нз которых один предна¬
значен для загрязненного конденса¬
та. Для перекачки обессоленной во¬
ды прн баках устанавливают пере¬
качивающие насосы с резервом.
Подача их определяется необходи¬
мой подпиткой, равной 2% полного
расхода питательной воды по стан¬
ции плюс аварийный добавок —
30% расхода питательной воды по
наибольшей из установленных тур- .
бии.
На неблочных КЭС н ТЭЦ преду¬
сматривают три бака по 500 м3.
На каждый блок устанавливают
дренажный бак вместимостью 15 м3
с двумя насосами и регулятором
уровня. На Т^С устанавливается
бак слнва из котлов вместимостью
82
40—60 м3 с насосом для откачки
воды.
Проиллюстрируем выбор оборудования
пароводяного тракта иа примере энергобло¬
ка 300 МВт *, тепловая схема которого 'бы¬
ла рассчитана выше.
Турбина. Для энергоблока 300 МВт на
параметры пара 23,5 МПа, 540/540 °C при¬
нимаем турбину К-300-240 Л М3.
При 300 МВт гарантийный Удель¬
ный расход теплоты при /п. в=265 °C и D=
=930 т/ч, <о.в=12°С составляет
=7800 кДж/(кВт-ч).
Максимальный пропуск пара при номи¬
нальных параметрах свежего пара 'равеи
Dмакс =975 т/ч.
Турбоустаиовка снабжена сетевой подо¬
гревательной установкой, состоящей из ос¬
новного подогревателя, питаемого паром нз
выхлопа турбонасоса давлением 0,24 МПа,
и пикового подогревателя, питаемого отбор¬
ным паром 0,51 МПа, с максимальным от
пуском теплоты 17J5 МВт. Кроме того, из
отбора 0,24 МПа допускается без снижения
мощности отбор пара на калориферы для
подогрева воздуха с 5 до 30 °C.
Конденсатор. Конденсационная установ¬
ка турбины включает конденсатор типа
ЗОО-КЦС-З с поверхностью теплообмена
15 400 м2, два водоструйных эжектора для
отсоса воздуха из конденсатора с расходом t
эжектирующей воды 1400 мэ/ч через каж/
дый и две ступени конденсатных насосов.
Расход охлаждающей воды прн темпе¬
ратуре 12 сС состааляет 36 000 м8/ч.
Котел. Для энергоблока принимается
прямоточный паровой котел паропронзводи-
тельностыо 1000 т/ч с параметрами пара
25,1 МПа, 545/545 °C.
Конденсатные насосы. На каждый блок
предусмотрены конденсатные насосы:
I ступени — три насоса типа КСВ-500-85;
II ступени—три насоса типа КСВ-500-160.
Из трех насосов каждой ступени один ре¬
зервный.
Деаэратор. Деаэрртор предусмотрен на
давление 0,675 МПа с двумя деаэрацион¬
ными колонками ДСП-500 производительно¬
стью по 500 т/ч и с аккумуляторным баком
вместимостью 120 м3. Основное питание па
ром производится из специального отбора
давлением 1,07 МПа с переключением прн
пониженных нагрузках иа отбор 1,6 МПа.
Предусмотрен также подвод пара из ма¬
гистрали собственных нужд 1,3 МПа в пе¬
риод пуска установки и при сбросе нагруз¬
ки, а также подвод пара нз растопочного
сепаратора.
Регенеративные подогреватели. Подогре¬
ватели низкого давления: ПНД1
ПН-400-26-2-ІП; ПНД2 ПН-400-26-7-11;
ПНДЗ ПН-400-26-7-11; ПНД4 ПН-400-26-7-1.
В ПНД4 предусмотрен встроенный охлади¬
тель пара.
* По материалам МОАТЭП.
scanner by http-/ tcc2v.narod.ru/book'
Таблица 5.2. Сводка данных о сечениях труб главных трубопроводов
Участок
Расход,
т/ч
Параметры
V, №/кг
Диаметр трубыХтол-
щина стенки, ым
Скорость,
ы/с
р, МПа
t, °C
Пар:
от котла к турбине
930
23,75
545
0,0135
325X^6 > 2 нитки
48,2
к ПСБУ
300
23,75
545
0,0135
245X45, 2 нитки
29,8
0,0216
47,6
к РОУ прогрева промпере-
150
25 0
545
0,013
159X30
67,8
грева
на премьеремрев
744
4,08
300
0,06
465X16, 2 нитки
41,7
после промперегрева
744
3,56
540
0,105
630X25, 2 нитки
41
Конденсат от ПНД в деаэратор
Питательная вода:
729
16
147
0,00108
325X8
3,1
от деаэратора на всас насосов
930
9
164
0,0011
• 630X7
0,93
от насосов к ПВД
930
34,0
173
0,001095
377X45
4,34
от ПВД в котел
930
32,5
265
0,00124
377X45
4,9
Сетевые подогреватели. Основной подо¬
греватель ПСВ-126-7-15, пиковый подогре¬
ватель ■ ПСВ-63-7 -15. Подогреватели — вер¬
тикального типа.
Питательный иасос. К турбине К-300-240
предусмотрены питательный турбонасос ти¬
па ПТН-1150-340 с турбоприводом, обеспе¬
чивающим работу блока в диапазоне на¬
грузок 35—100%, и пускорезервный пита¬
тельный насос типа ПЭН-600-320 с элект¬
роприводом, обеспечивающий работу бло¬
ка в диапазоне нагрузок 0—60 %. Привод¬
ная турбина питательного иасоса типа
ОР-І2П с противодавлением питается па¬
ром нз отбора 1,6 МПа, отработавший пар
возвращается в отбор 0,24 МПа. Из про¬
межуточной ступени иасоса предусмотрен
отбор питательной воды в количестве до
140 м3/ч при давлении 7,5 МПд. Пускоре¬
зервный' питательный насос снабжен гидро¬
муфтой, редуктором и электродвигателем’
типа АВ-8000/6000. Масляное хозяйство на¬
сосов объединено с маслохозяйством турби¬
ны. В баковом хозяйстве предусмотрено три
бака запаса обессоленной воды по 2000 м8
для нормальных и аварийных режимов пе¬
рекачки в конденсаторы турбин. Для пере¬
качки воды предусмотрены насосы нор¬
мального добавка типа 4К-6А, Q=108 м®/ч,
/7=64 м вод. ст., один рабочий и одни ре¬
зервный, насос аварийного добавка типа
бНДв-60, Q=250 м3/ч, /7=55 м вод. ст.,
два комплекта, работа периодическая. На
каждый блок установлен один дренажный
бак вместимостью 15 м3 с двумя насосами
типа 4К-6А, Q=108 м3/ч, /7=;64 м. Все дре¬
нажи с температурой выше 80 °C подаются
в дренажный бак через расширитель.
ПСБУ и РОУ. Предусмотрено пуско¬
сбросное устройство, дросселирующее све¬
жий пар с 23,75&до 0,6 МПа со снижением
температуры пара с 545 до 200 °C за счет
впрыска конденсата. Пропускная способ¬
ность 300 т/ч. Редукционно-охладительная
установка для прогрева системы промпере¬
грева 23,75/0,6 МПа, 545/200 °C, 150 т/ч.
Для обеспечения собственных нужд энер¬
гоблока н пусковых расходов паром уста¬
новлены три РОУ: РОУ 4/1,3 МПа произ¬
водительностью 20 т/ч, пар берется из хо¬
лодной нитки промперегрева и подается
в станционную магистраль 1,3 МПа; РОУ
1,06/0,6 МПа, 370/200 °C, 20 т/ч, пар бе¬
рется из отбора 1,06 МПа на деаэратор и
после РОУ поступает в станционную маги¬
страль 0,6 МПа. Для резервирования этих
РОУ предусмотрена РОУ 1,3/0,6 МПа. Две
такие РОУ включаются между магистраля¬
ми 1,3 и 0,6 МПа, производительность каж¬
дой по 40 т/ч.
Главные трубопроводы. Число ннток
главных трубопроводов принимается мини¬
мальным, что упрощает схему, ио повыша¬
ет сечейия труб. Данные о трубопроводах
сведены Ъ табл. 5.2.
ВОПРОСЫ к ПЯТОЙ ГЛАВЕ
1. Почему применение промежуточного'
перегрева пара приводит к блочной схеме?
2. Куда отводятся протечки пара через
концевые уплотнения турбииы?
3. В какую точку тепловой схемы по¬
дается добавочная вода?
4. Как включается деаэратор по пару?
5. Что такое приведенное теплопадение?
6. Какова последовательность расчета
тепловой схемы?
7. В чем состоят особенности расчета
тепловой, схемы с учетом отборов пара иа
собственные нужды?
8. В чем особенности схемы главных
паропроводов дубль-блока?
83
scanner by http-„tcc2v.narod ru/book/
Глава шестая
Станционные трубопроводы
6.1. Трубопроводы ТЭС
и требования к ним
Оборудование ТЭС соединено
сложной системой трубопроводных
коммуникаций. Последовательность
соединения оборудования трубопро¬
водами и размещение на них арма¬
туры должны соответствовать тех¬
нологической схеме ТЭС и обеспг
чивать надежную работу оборудо¬
вания во всех режимах, в том чис¬
ле при пуске и останове, и отклю¬
чение оборудования в резерв или
для ремонта.
В соответствии с «Правилами
устройства и безопасной эксплуата¬
ции трубопроводов пара и горячей
воды» все трубопроводы делятся
на четыре категории (табл. 6.1).
В зависимости от категории'опреде¬
ляются требования к материалам,
конструкции, контролю и испыта¬
ниям трубопроводов. Наиболее от¬
ветственными на ТЭС являются
трубопроводы пароводяного тракта
и прежде всего главные трубопро¬
воды свежего пара, промежуточно¬
го перегрева и питательной воды.
На ТЭС с начальным давлением
пара 8,8; 12,75 и 23,5 МПа (90, 130
и 240 кг/см2) главные трубопрово¬
ды относятся к первой категорий.
Ко второй категории относятся
главные трубопроводы ТЭС с дав¬
Таблица 6.1. Категория трубопроводов
лением свежего пара 3,4 МПа
(35 кгс/см2). Расчеты трубопрово¬
дов иа прочность Производятся по
«Нормам расчета элементов паро¬
вых котлов на прочность». По этим
нормам длительность кампании вы¬
сокотемпературных трубопроводов,
работающих в условиях ползучести,
принята 100 тыс. ч.
6.2. Элементы трубопроводов
6.2.1. Трубы
Чем выше параметры транспор¬
тируемой среды, тем жестче требо¬
вания к химическому составу и ме¬
ханическим свойствам металла
труб, к технологии их изготовления.
Для трубопроводов категорий 1,
2 и 3 применяются только бесшов¬
ные трубы из спокойной стали. Для
трубопроводов категории 4 исполь¬
зуются также трубы с продольным
сварным швом как из спокойной
стали, так и из кипящей (последние
при ^200°C).-Для трубопроводов
категорий 1 и 2 бесшовные трубы
изготовляются по специальным тех¬
ническим условиям из кованых за
готовок. Особенно высокие требова¬
ния предъявляются к паропровод¬
ным трубам категории 1. Очень
важно, чтобы материал этих труб
был однородным. Для этого кова-
Категория
трубопро¬
водов
Среда
Избыточное
давление. МПа
1
Температура, С°
1
Перегретый пар
Горячая вода, насыщенный пар
Независимо
Более 18,1
611—650
571—610
451—570
Более 120
2
Перегретый пар
Горячая вода, насыщенный пар
До 3,8
8—18
351—450
Более 120
Перегретый пар
Горячая вода, насыщенный пар
До 2.1
1,6—7,9
‘ 251—350
Более 120
4
Перегретый и насыщенный пар, горячая вода
0,1—1,59
120—250
84
scanner by httptcc2v.narod.ru/book/
Таблица 6.2. Рекомендуемые скорости воды и пара в трубопроводах
Наименование и параметры среды
Скорость, м/с
Наименование и параметры среды
Скорость, м/с
Свежий пар 8,80—23,50 МПа
Свежий пар до 4,0 МПа
Пар промежуточного перегрева
Пар низкого давления:
перегретый
насыщенный
35—50
50—60
35—50
50—70
20—40
Водоводы напорные:
малого диаметра (до 100 мм)
питательные
прочие
Водоводы всасывающие
1— 1,5
2,5—5,5
2— 3
0,5-1,0
Таблица 6.3. Допустимые напряжения для сталей при расчете трубопроводов одоп
(максимальная температура, при которой указано сДОп, является предельно
допустимой для трубопроводов)
Рабочая
температу¬
ра металла.
“С
Допустимое напряжение. МПа
20
15 ГС
12Х1МФ
І5Х1М1Ф
1ХІ2В2МФ
(ЗИ-756)
1ХІ8Н10Т
ХІ6Н16В2МБР
(ЭПІ84)
20
143,0
181,0
168.0
188’,0
142,0
250
129,0
161,0
—_
350
х104,0
130,0
—
—
■—
—
—
450
. 61,0
81,0
—
—
500
——
—
123,0
137,0
101,0
—
550
—.
72,5
83 0
105,0
98,0
112,5
570
—
59,0
68,5
85,5
95.0
110,0
600
—
—
—
61,0
72,5
1Q1.0
610
.—
—
-—
—
.—
66,5
97,0
650
—
—
—
—
—
—
78,0
яую трубную заготовку вначале об¬
дирают снаружи, рыхлую сердцеви¬
ну высверливают, и лишь затем за¬
готовка прокатывается до заданных
размеров. Трубы из кованой обо¬
дранной сверленой заготовки в 3
раза дороже, чем трубы общего
назначения. Поэтому они применя¬
ются лишь для наиболее ответст¬
венных трубопроводов.
Внутренний диаметр труб DB оп¬
ределяется из соотношения
где G —секундный расход среды,
кг/с; с — скорость среды, м/с; ѵ —
удельный объем среды, м3/кг.
Рекомендуемые скорости пара и
воды в трубопроводах ТЭС приве¬
дены в табл. 6.2. '
Расчет толщины стенки бесшов¬
ных труб производится по форму¬
лам
•S=d + 4)-^!—, (6.2)
2вдоп — Р
или
з^а+д)-^-. (6.3)
где £>H=£>,4-2S — наружный диа¬
метр трубы; р — избыточное давле¬
ние в трубе; Одоп — допустимое на¬
пряжение для металла труб при’
рабочей температуре, которую при¬
нимают равной максимальной тем¬
пературе транспортируемой среды
(табл. 6.3); Аі — коэффициент, учи¬
тывающий технологический допуск
Таблица 6.4. Коэффициент А, для труб
Относительный
радиус гиба -
отвода
Наибольший минусовый допуск
к толщине стенки*, %•
15
12.5,
10
5
0
1,9<₽/DH<3,5
3,5</?**/DH
0,2
0,18
0,17
0,15
0,15
0,12
0,1
0,06
0,08
0,03
• Определяется по ГОСТ или Ту на трубы. Для
паропроводных труб высокого давления допуск ра¬
вен
•• Обычно /?/£>и=3,5-М.
85
scanner by http?.tcc2v.narod ru/book/
Таблица 6.5. Зависимость между рабочим давлением и температурой и маркой стали
трубопроводных изделий при условном давлении 4 МПа (40 кгс см2) по ГОСТ 356-80
Марка стали
Наибольшая температура среды, °C, в зависимости от рабочего
давления, МПа (кгс/см2)
4.0
(40)
3.5
(35)
3
(30)
2.6
26
2.3
23
2,0
(20)
1.8
(18)
1.6
(іб)
1.4
(14)
1,3
(13)
1,2
(12)
Ст 3, 20, 16ГС
200
250
300
350
400
425
435
445
455
—
—
12Х1М 1
15Х1М1Ф /
200
320
450
510
520'
530
540
550
560
570
12Х18Н10Т 1
45Х14Н14В2М /
200
300
400
480
520
560
590
610
630
640
660
на толщину стеики и разупрочнение
гнутых труб (табл. 6.4). В табл. 6.5
дана зависимость между рабочим
давлением и температурой по
ГОСТ 356-80.
Чем выше допустимая температу¬
ра для стали, тем сложнее ее со¬
став и выше стоимость. Поэтому не
следует применять сложные жаро¬
прочные стали, если не исчерпаны
возможности обычных.
6.2.2. Фасонные части
На рис. 6.1 показаны фасонные
части трубопроводов. Отводы (рис.
6.1,а—в) служат для изменения на¬
правления потока среды. Гнутые
отвбды изготовляются только из
бесшовных труб. Они имеют не¬
большое гидравлическое сопротив¬
ление и относительно просты в из¬
готовлении. Из-за больших разме¬
ров их ие всегда удается исполь¬
зовать. В стесненных условиях при¬
меняют малогабаритные крутоза¬
гнутые отводы с повышенным гид¬
равлическим сопротивлением. Свар¬
ные и литые отводы сложны в из¬
готовлении. Их применяют при от¬
сутствии других типов ОТВОДОВ.
Разветвление или слияние пото¬
ков может осуществляться непо¬
средственной врезкой трубы в тру¬
бу (рис. 6.1,г). Отверстие, вырезае¬
мое в трубе, снижает ее прочность.
Если расчетами установлено, что
снижение прочности превышает до¬
пустимое значение, то либо трубу
усиливают вваркой толстостенного
штуцера (Sm>So, рис. б.І.д), либо
устанавливают тройник, изготов¬
Рис. 6.1. Фасонные части трубопроводов:
а—в — отводы соответственно гнутый, крутозагнутый, сварной; г—е — ответвления соответственно врез
кой трубы, врезкой штуцера, тройником; .ж, з — симметричный и несимметричный переходы
«6
scanner by http,.Tcc2v.narod.ru/book
ленный из более толстостенных
труб (Sm>So, SK>ST, рис. 6.1,.е).
Переходы (рис. 6.1,ж, з) служат
для сопряжения труб разного диа¬
метра. Несимметричные переходы
применяются на горизонтальных
трубопроводах при необходимости
их дренирования в сторону трубы
меньшего диаметра.
6.2.3. Арматура
Клапаны, задвижки и краны от¬
носятся к управляемой запорной
арматуре. При закрытом клапане
(рис. 6.2,а) тарелка 2 должна быть
прижата к седлу 3 такой силой F,
которая обеспечит плотность при¬
легания уплотнительных поверхно¬
стей (поверхностей контакта седла
и тарелки). Эта сила есть резуль¬
тирующая силы, передаваемой
шпинделем 1, и силы давления
среды на тарелку Fp =
где d0 — диаметр отверстия в седле
(диаметр лірохода). При подаче
среды сверху (на тарелку) и
Ер суммируются н сила прижатия
f = +
4
При подаче среду снизу (под та¬
релку)
Из этих соотношений видно, что
прн равенстве сил прижатия уси¬
лие, передаваемое через' шпиндель,
в первом случае меньше иа значе¬
ние
Для клапанов на высокое давле¬
ние (Ру^Ю.О МПа) с проходом
4о^5О мм AFin^40 кН. По этой
причине такие клапаны для энер¬
гетики изготовляют с подачей сре¬
ды сверху (на тарелку). Но и по¬
дача среды под тарелку имеет свои
преимущества. При открытии кла¬
пана с подачей среды на тарелку
последняя стремится оторваться от
шпинделя, а в случае клапана с
подачей под тарелку— прижаться,
что предпочтительнее, так как уп¬
рощает крепление тарелки со шпин¬
делем. Кроме того, в закрытом по¬
ложении сальник 4 такого клапана
изолирован от среды и его можно
перебивать, не отключая трубопро¬
вод. Поэтому у клапанов с неболь¬
шим усилием от давления среды
(ру^2,5 МПа или do<50 мм при
всех давлениях) вода или пар под¬
водится под тарелку. Некоторые
клапаны изготовляются для подво¬
да среды с любой стороны. Это
усложняет конструкцию, но позво¬
ляет устанавливать их на трубопро¬
воде с движением среды в любом
направлении.
У задвижки (рис. 6.2,6) затвор 5
имеет форму клина, благодаря че¬
му вертикальное усиление от шпин¬
деля /, передаваемое клином на
седло, составляет (рис. 6.3)
Ккл =ЕІД/2 sin а,
где а «10° — угол между наклонной
гранью клина и шпинделем.
Это обстоятельство существенно
упрощает конструкцию задвижек
большого диаметра в сравнении с
клапанами, поскольку уменьшается
усилие в шпинделе. Задвижки до¬
пускают движение среды в любом
направлении, а их гидравлическое
сопротивление меньше, чем у кла¬
панов, в 3—8 раз. Клин задвижки
состоит из двух тарелок (рис. 6.2,6)
с распорным грибком 6 между ни¬
ми. Одна сторона грнбка имеет
сферическую поверхность, что по¬
зволяет тарелкам поворачиваться
относительно друг друга и корпуса
и занимать положение, при котором
они плотно прилегают к обоим сед¬
лам.
Задвижки, у которых диаметры
седла и присоединяемых трубопро¬
водов одинаковы, называются пол¬
нопроходными. Если диаметр седла
меньше диаметра трубопровода,
задвижка называется неполнопро-
ходной.
При небольшом диаметре (do^
^80 мм) предпочтение отдается
клапанам, так как они меньше по
scanner by httpV tcc2v.narod ru/book/
Рис. 6.2. Трубопроводная арматура:
а — клапан;. б — задвижка; в, г — обратные затворы с поворотной и подъемной
тарелками; д, е, ж — регулирующие клапаны соответственно игольчатый’,, шиберный,
двухседельный (золотниковый); s, и — пружинный и импульсный предохранитель¬
ные клапаны; к — конденсатоотводчик
scanner by http..tcc2v.narod.ru/book,-
габаритам, легче и для таких раз¬
меров конструктивно проще.
Обратные затворы (рис. 6.2,в,
г) относятся к самодействующей
арматуре и служат для автомати¬
ческого предотвращения обратного
движения среды в трубопроводе.
При нормальном направлении пото¬
ка— под тарелку — давление среды
поднимает ее вверх, а при обрат¬
ном потоке прижимает к седлу, и
проход перекрывается: Обратные
затворы с подъемной тарелкой ус¬
танавливаются только на горизон¬
тальном участке трубопровода, а с
поворотной тарелкой — иа верти¬
кальном.
Регулирующие клапаны (рис.
6.2Д е, ж) служат для изменения
расхода, что достигается частичным
или полным перекрытием1 прохода
в седле профилированной иглой 7,
шибером 8 или золотником 9.
Игольчатые клапаны применяются
«9
scanner by httpv tcc2v.narod ru/book/
Рис. 6.3. Усилия в уплотнительных
элементах задвнжкн:
/ — седло; 2 — тарелки клиновидного за¬
твора; 3 —распорный гриб
на трубопроводах малого диамет¬
ра— до 50 мм. Шиберная конст¬
рукция применяется для клапанов
на высокое давление (18 МПа и
выше), а золотннковая — при более
низком давлении.
Предохранительные клапаны
(рис. 6.2,3, и) предназначаются для
защиты трубопроводов и оборудо¬
вания от повышения давления сверх
расчетного. При давлении, равном
или меньшем расчетного, пружина
10 прижимает тарелку к седлу,
уравновешивая давление среды.
При превышении расчетного
давления равновесие нарушается
и тарелка поднимается вверх, вы¬
пуская среду обычно в атмосферу.
- Прижатие тарелки может осу¬
ществляться как пружиной, так и
грузом, подвешенным к рычагу
(рычажно-грузовые предохрани¬
тельные клапаны). При Высоком
давлении или больших диаметрах
применяются импульсно-предохра¬
нительные устройства (рис. 6.4),
состоящие из главного предохрани¬
тельного клапана /, конструкция
которого показана на рис. 6.2,и, и
импульсного рычажно-грузового
или пружинного клапана 2, кото¬
рый соединен трубой 3 с главным
Рис. 6.4. Установка иа трубопроводе им-
пульсио-предохраиительного устройства
90
клапаном. При повышении давле¬
ний срабатывает импульсный кла¬
пан н по трубе 3 пар-поступает в
камеру 11 (см. рис. 6.2,и) главного
клапана. Благодаря тому что пло¬
щадь верхней тарелки 12 главного
клапана больше, чем нижней 13,
результирующая сила от давления
направлена вниз и вся подвижная
система опускается также вниз, а
пар через проход в седле 3 и окна
14 выбрасывается в атмосферу. В
закрытом положении нижияя та¬
релка прижата к седлу давлением
среды и затягом пружины 10.
Конденсатоотводчики (рис. 6.2,к)
служат для отвода конденсата, ко¬
торый может скопиться в нижних
точках и тупиковых участках napoJ
проводов насыщенного и слабо пе¬
регретого пара. Конденсат нз паро¬
провода стекает в корпус конден-
сатоотводчнка. Поплавок 15 под
действием выталкивающей силы
всплывает, и прикрепленный к по¬
плавку клапан 16 перекрывает вход
конденсата в отводящую трубу 17.
Заполнив корпус, конденсат начи¬
нает стекать в поплавок через его
верхний край. Под действием веса
воды поплавок опускается и кла¬
пан отходит от. входного отверстия
трубы 17. Через образовавшийся
зазор конденсат выталкивается
давлением пара. Поплавок после
снижения в нем уровня конденсата
под действием выталкивающей си¬
лы вновь всплывает и прижимает
клапан к отводящей трубе. Затем
цикл повторяется. В верхней части
конденсатоотводчика имеется воз¬
душный клапан 18.
Сталь для поковок и отливок де¬
талей арматуры применяется того
же класса, что и для труб. При
температуре не более 150—200 °C
иа трубопроводах низкого давления
(р^1,3 МПа) допускается установ¬
ка чугунной арматуры. На ТЭС ее
применение ограничивается трубо¬
проводами холодной воды и насы¬
щенного пара низкого давления.
Установка чугунной арматуры в
тракте питательной воды даже при
низких параметрах (за деа^рато-
scanner by http ; У tcc2v. narod .ru/book-
ром) не рекомендуется. Уплотняю¬
щие поверхности рабочих органов
арматуры должны хорошо противо¬
стоять эрозионному износу. Их из¬
готовляют из бронзы или нержаве¬
ющей Стали.
6.2.4. Соединение элементов
трубопроводов •
На электростанции соединение
труб между собой и с фасонными
деталями осуществляется исключи¬
тельно сваркой — обычно электро¬
дуговой. Сварка толстостенных труб
ведется с подогревом, а легирован¬
ных— с последующей термообра¬
боткой. ,
Арматура к трубопроводам ка¬
тегорий 1 и 2 присоединяется свар¬
кой, а категорий 3 и 4 присоединя¬
ется фланцами.
6.3. Стандарты
на трубопроводные изделия
В целях унификации трубопро¬
водных изделий, используемых в
различных областях народного хо¬
зяйства — энергетике, химии, неф¬
техимии, сантехнике, пищевой про¬
мышленности и т. д., их основные
технические параметры стандарти¬
зованы.
Важным параметром трубопро¬
вода является его проходное сече¬
ние, характеризуемое величиной ус¬
ловного прохода. В соответствии с
СТ СЭВ 254-76, являющимся одно¬
временно государственным стандар¬
том СССР, под 'условным(проходом
понимается номинальный* внутрен¬
ний диаметр трубопровода в мил¬
лиметрах. Так, трубопровод П„Х
XS=159X4,5 мм имеет условный
проход, равный внутреннему диа¬
метру, т. е. 150 мм. В некоторых
случаях внутренний диаметр и ус¬
ловный проход несколько различа¬
ются. Например, трубопровод из
труб 219X7 имеет условный проход
200 мм, а внутренний диаметр
205 мм.
На электростанциях наиболее
употребительны изделия с условны
ми диаметрами 15, 20, 25, 32, 50, 70,
100, 125, 150, 200, 250, 300, 356,
400, 450, 500, 600, 800, 1000, 1200,
1400 и 1600 мм.
Условный диаметр обозначается
символом йу. Например, Dy 200 со¬
ответствует условному диаметру
изделия 200 мм.
Для характеристики прочности
трубопроводных изделий (кроме
трубопроводов АЭС) в ГОСТ 356-80
(СТ СЭВ 253-76) определены сле¬
дующие величины:
условное давление (Ру), равное
наибольшему избыточному давле¬
нию при температуре 293 К (2Q.°C),
при котором допускается длитель¬
ная работа трубопроводных изде¬
лий;
пробное давление (Рпр), равное
наибольшему избыточному давле¬
нию гидроиспытаиия трубопровод¬
ных изделий на прочность и плот¬
ность водой с температурой от
278 К (5°С) до 343 К (70°С) ;
рабочее давление (Рр) — наи¬
большее избыточное давление, при
котором обеспечивается заданный
режим эксплуатации деталей тру¬
бопроводов.
Пример обозначения прочност
ных характеристик: условного дав¬
ления 4 МПа (40 кгс/см2) — Ру 40;
пробного давления. 6 МПа
(60 кгс/см2) — Р„р 60; рабочего
давления 2 МПа (20 кгс/см2) при
температуре 833 К (560 °C)—Рр20
t 833 (560).
На электростанциях наиболее
употребительны изделия с условны¬
ми давлениями 0,25 (2,5); 0,63
(6,3); 1 (10); 1,6 (16); 2,5 (25);
4,0 (40); 6,3 (63); 10 (100); 20
(200); 32 (320); и 40 (400) МПа
(кгс/см2).
Каждому значению условного
давления соответствует пробное
давление. Например, для условных
давлений 0,25 (2,5) и 40 (400) МПа
(кгс/см2) пробные давления соот¬
ветственно равны 0,4 (4) и 56 (560)
МПа (кгс/см2).
При температуре до 200°C услов¬
ное и рабочее давления одинако¬
вые, а при более высокой темпера-
91
scanner by http- tcc2v.narod ш/book/
туре рабочее давление меньше ус¬
ловного на величину, определяемую
температурой среды и маркой ме¬
талла,^ которого изготовлено из¬
делие (табл. 6.5).
В ГОСТ 356-80 оговорено, что
рабочее давление и температура не
должны превышать значений, уста¬
новленных правилами и нормами
государственного надзора. Так, на¬
пример, по правилам Госгортехнад¬
зора сталь 12Х18Н10Т в отличие от
ГОСТ 356-80 (см. табл. 6.5) мо¬
жет использоваться для паропрово¬
дов на температуру не более
610°С.
При более высокой темпера¬
туре должны использоваться стали,
дополнительно легированные воль¬
фрамом и молибденом.
В дополнение к ГОСТ, определя¬
ющим основные характеристики
трубопроводных изделий, в энерге¬
тике имеются и отраслевые стан¬
дарты (ОСТ). Характеристики из¬
делий, нормированные в ГОСТ, пов¬
торяются в ОСТ без изменения, но
в отличие от первых ОСТ определя¬
ют все/размеры и конструкцию из¬
делия, а не только основные *рока-
затели.
Отраслевые нормали для энер¬
гетики охватывают практически
все виды трубопроводных изде¬
лий (кроме арматуры). При проек¬
тировании трубопроводов изделие
выбирается по Ру и Dy из соответ¬
ствующего стандарта. При'этом не
требуется выполнять детальный
чертеж изделия, а достаточно лишь
сослаться на иомер стандарта. Тру¬
бопроводная аріиатура выбирается
также по и Dy по каталогам
промышленной трубопроводной ар¬
матуры.
6.4. Компенсация
температурных удлинений
При нагревании трубопровода от
температуры окружающего воздуха
/в До температуры протекающей
в нем среды tc все его линейные
размеры возрастают на
AZ=LctAf, (6.4)
S2
Рис. 6.5. Деформация осевой линии трубо¬
провода от температурных расширений:
1 — трубопровод в холодном состоянии; 2— тру¬
бопровод с одним незакрепленным концом в
горячем состоянии; 3—трубопровод с закреплен¬
ными концами в горячем состоянии
где L — линейный размер при'тем¬
пературе Д/=/с—/„ — разность
температур; а — коэффициент ли¬
нейного расширения.
Оборудование, к которому при¬
соединен трубопровод, препятствует
его свободному расширению. Если
после нагрева освободить один нз
концов трубопровода, например М
(рис. 6.5), то этот конец перемес¬
тится в точку М' на расстояние:
вдоль оси ОХ
àlx=Lxq.àt; (6.5)
вдоль оси О Y
My=LvaM. (6.6)
При закрепленных концах трубо¬
провод деформируется (изгибает¬
ся), в нем возникают напряжения,
а в опорах — реактивные силы и
моменты. Изгиб осевой линии тру¬
бопровода, вызываемый темпера¬
турными удлинениями его элемен¬
тов, называется самокомпенсацией.
Определение сил, моментов и на¬
пряжений от самокомпеисации в
общем случае является сложной
задачей, для решения которой ис¬
пользуются электронные вычисли¬
тельные машины. Рассмотрим в ка¬
честве примера Г-образный трубо¬
провод (рис. 6.6). При его нагре¬
вании на Д/ плечи h и h удлиня¬
ются соответственно на
Д/і—аДНі; (6.7)
Д/2=аД/І2. (6.8)
scanner by http . 4cc2v.narod.ru/book'
Рис. 6.6. Г-образный трубопровод
В точке Л прогиб плеча Jt будет
равен удлинению плеча 12, т. е. Д/2.
Если балки с плечом h рассматри-,
вать как консоль с прогибом на
свободном конце Д12, то, как из¬
вестно из курса сопротивления ма-
териалбв, в месте заделки балки
возникают и'згибнце напряжения
a„„=3MaEH/2h‘, ,(6.9)
где Е — модуль упругости первого
рода; Н — высота поперечного сече¬
ния балки (для трубы H=D„).
В отличие от коисоли незаделаи-
ные концы плеч h и /2 не свободны,
а соединены коленом. Это соедине¬
ние делает трубопровод более
жебтким, поскольку препятствует
свободному перемещению концов.
Поэтому фактически возникающее
напряжение от изгиба в месте
закрепления плеча I, Г обратного
трубопровода больше, чем в кон¬
сольной балке, примерно в 2 раза:
= ЗЛ1,ЕО„[1‘ = ЗаД/ЕВД". (6.10)
Соотношение (6.10) применимо
при /і>/2/3.
Из этого соотношения видно, что
напряжение в месте установки опо¬
ры тем больше, чем Меньше приле¬
жащее к этой опоре плечо и Чем
больше перпендикулярное плечо.
Прочность труоопровода зависит
как от напряжения, вызываемого
внутренним давлением,
<^ = 11 + ^~SA (611)
так и от нзгибноГо напряжения.
Значение последнего должно удов¬
летворять неравенству
-(ор/осоп)= . (6.12)
Если условие (6.12) ие удовлет¬
воряется, то искусственно увеличи¬
вают гибкость за счет компенсато¬
ров (рис. 6.7), устанавливаемых на
большем из плеч. При тепловом
удлинении этого плеча возникает
прогиб вертикальных участков
компенсатора 1-2 и 3-4, благодаря
чему уменьшаются прогиб и напря¬
жения в коротком плече О — А.
Чем больше вылет компенсатора h,
тем меньше напряжение от изгиба.
На трубопроводах низкого дав¬
ления (до 0,6 МПа) для компенса¬
ции температурных удлинений при¬
меняются. линзовые компенсаторы
(рис. 6.8) с количеством линз
(воли) от одной до четырех. Схема
установки линзовых компенсаторов
на трубопроводе показана на рис.
6.9. При нагреве трубопровода его
удлинение компенсируется равным
по величине сжатием лииз. Количе¬
ство устанавливаемых лииз п опре¬
деляется из соотношения
п=аЫЬ/в, (6.13)
где L — длина компенсируемого-
участка трубопровода; Ô—допусти¬
мое сжатие лиизы в осевом направ¬
лении.
Рис. 6.7. Трубопровод с П-об-
разным компенсатором
Рис. 6.8. Линзоиый компенса¬
тор
93
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
Рис. 6.9.
Рис. 6.9. Установка линзовых ком-
пенсаторов на трубопроводе:
1 — тинзовый компенсатор: 2 — стяжки
Рнс. 6.10. Предварительная расіяжка
линзовых компенсаторов:
1, 2 — см. рис. 6.9; 3—стяжные болты
для предварительной растяжки линз
Рнс. 6.11. Схема работы шарнирных
компенсаторов (пунктиром показйио
исходное положение трубопровода)
На боковые поверхности линзы
действует внутреннее давление, соз¬
дающее распорное усилие
FP=np(DB2-DB2)t (6.14)
где Dji — наибольший внутренний
диаметр линзы; £)в— внутренний
диаметр трубы.
Распорное усилие стремится рас¬
тянуть линзы. Чтобы воспрепятст¬
вовать этому усилию, их скрепляют
стяжками. Линзы компенсируют
удлинение участка ' трубопровода
только между стяжками. Поэтому
длина L в равенстве (6.13)—рас¬
стояние между точками крепления
стяжек.
Количество устанавливаемых
лииз можно уменьшить в 2 раза,
если выполнить предварительную
растяжку (рис. 6.10). Для этого
между' стыкуемыми трубами остав¬
ляют зазор
AZnP=aAZL/2. (6.15)
• С помощью вспомогательных стя¬
жек компенсатор растягивают; фас¬
ки труб сближаются и их сварива¬
ют.
94
При нагревании трубопровод уд¬
линяется на
А£.=аА/£, (6.16)
а линзы из растянутого состояния
переходят в сжатое. Сжатие состав¬
ляет
Д/сЖ=А^—AZnp=aA/£/2.
Следовательно, необходимое коли¬
чество линз при предварительной
растяжке
уменьшается в 2 раза по сравнению
с количеством линз, установленных
без предварительного натяга.
На рис. 6.11 показан другой спо¬
соб компенсации температурных
удлинений с помощью-линз, исполь¬
зуемых как шарниры.
При тепловом удлинении плеча £і
в точке А верхней линзы и точке В
нижней происходит сжатие, а в
точках В' и А' — растяжение. Боко¬
вые поверхности линзы поворачива¬
ются относительно друг Друга на
некоторый угол а, благодаря чему
scanner by http Z tcc2v.narod ru/book/
верхний конец участка трубопрово¬
да' между линзами отходит от ис¬
ходного положения в направлении
температурного перемещения точки
К, чем достигается компенсация
удлинения плеча Ц.
6.5. Прокладка и крепление
трубопроводов
Трасса трубопровода должна со¬
ответствовать технологической схе¬
ме, обеспечивать компенсацию тем¬
пературных удлинений и не должна
препятствовать удобному обслужи¬
ванию оборудования.
Арматура должна устанавливать¬
ся в местах, удобных для обслужи¬
вания, и, как правило, вблизи обо¬
рудования, к которому трубопро¬
вод присоединяется.
Для дренирования и опорожнения
горизонтальные участки проклады- -
ваются с уклоном не меиее 0,001.
В нижних точках каждого отклю¬
чаемого участка предусматривается
дренажный штуцер с арматурой. В
верхних точках трубопроводов
предусматриваются воздушники
для выпуска воздуха -из трубопро¬
вода при его заполнении.
Для удобства крепления трубо¬
проводы прокладываются вблизи
строительных конструкций и техно¬
логических площадок. Вес трубо¬
провода, передается на несущие
конструкции посредством опор и
подвесок (рис. 6.12).
Опоры и подвески трубопроводов '
классифицируются по перемещени¬
ям, которые они допускают. Разли¬
чают два основных класса опор:
подвижные, допускающие ’переме¬
щения трубопровода, и неподвиж¬
ные, ие допускающие псарем е-
щений.
Подвижные опоры могут допус¬
кать перемещения в горизонталь¬
ной плоскости в любом направле¬
нии (рис. 6.12,а) либо только вдоль
оси трубопровода. Во втором слу¬
чае опоры называются направляю¬
щими (рис. 6.12,6, гид). Чтобы
трубопровод мог перемещаться не
только в горизонтальной плоскости,
но и в вертикальной, опору уста¬
навливают на пружины (рис.
6.12, е). Для уменьшения трения
подвижные опоры иногда устаиав-
‘ ливают иа шарикоподшипники илн
катки.
Опоры различаются конструк¬
тивным оформлением. Усиленные
корпусные опоры применяются
только в качестве неподвижных, а
хомутовые и упрощенные опоры
мргут быть как подвижными, так и
неподвижными. Выбор типа опор
зависит от воспринимаемого ими
усилия и параметров среды в тру¬
бопроводе. Область применения
опор указывается в нормалях. Так,
для главных трубопроводов упро¬
щенные опоры не применяют, но
зато они широко используются на
трубопроводах холодной воды в ка¬
честве как подвижных, так и не¬
подвижных. Простые подвески до¬
пускают перемещения точки подве¬
са в любом направлении в
горизонтальной плоскости. Для бес¬
препятствен ио го перемещения необ¬
ходимо соблюдать соотношение
/т^40Д/, (6.18)
где I — длина тяги; AZ—перемеще¬
ние точки подвеса.
Если трубопровод имеет верти¬
кальное перемещение, то, как гово¬
рилось, опору устанавливают на
пружины или крепят с помощью
пружинной подвески.
Неподвижные опоры воспринима¬
ют нагрузки от веса трубопроводов,
а также силы н моменты, вызван-
.ные компенсацией тепловых удли¬
нений. Направляющие опоры вос¬
принимают нагрузки от веса трубо¬
провода и составляющие усилий от
самокомпенсации, перпендикуляр¬
ные оси трубы. Скользящие опоры
воспринимают только нагрузки от
веса трубы.
Усилия от веса трубопровода,
воспринимаемые опорой, рассчиты¬
ваются по- приближенному соотно¬
шению
Pon=G/2, (6.19)
где G —вес трубопровода с изоля¬
цией и транспортируемой средой на
95
scanner by http /4cc2v.narod.ru/book/
Phc.-6.12. Типи, опоры н подвесок тру¬
бопроводов:
о — скользящая опора хомутового типа;
<5 — направляющая опора упрощенного ти¬
па; в — неподвижная опора корпусного
типа; г — направляющая 'шариковая опо¬
ра хомутового типа; д — роликовая опора
(допускает перемещения только вдоль
оси трубопровода); е—пружинная опора
хомутового типа; ж — простая подвеска;
— блок пружинной .подвески
участке между двумя смежными
опорами.
Так, например; усилие иа опору 2
(рис. 6.13) определяется по весу
трубопровода на участке между
опорами 1 и 3. Нагрузка, воспри¬
нимаемая пружинной опорой или
подвеской, регулируется затягом
(сжатием) пружины с помощью,
например, вращения гайки, распо¬
ложенной под нижним стаканом
пружинной подвески (рис. 6.14);
Если пружина сжата на некоторое
96
значение' X, то воспринимаемое ею
усилие
Р=РMARC^/^ЧЛаКС, (6.20)
где Pk/rc — максимальное усилие,
воспринимаемое пружиной при ее
полном сжатии; XMaKC— полное
сжатие (затяг) пружины; значения
Рмакс И Хкакс ПРИВОДЯТСЯ В Норма-
лях на пружины:
В горячем состоянии трубопрово¬
да пружина должна воспринимать
нагрузку в соответствии с.равенст-
scanner by http иtcc2v.narod.ru/book'
ЧхО-
рис. 6.13.
Л/gjZ №3
fa. rfbr
|i
Рис. 6.13. к расчету усилий иа опоры
Рис. 6.14. К определению затяга пру¬
жин:
^св — высота пружины в свободном состоя¬
нии; НХОЛ=НСВ--ЪХОЛ — высота пружины
при холодном трубопроводе; Ягор — высота
пружины для трубопровода в горячем состоя¬
нии
Рис. 6.14.
вом (6.19), и ее затяг
^гор ^макс^ оп/Р макс- (6.21)
В холодном , состоянии затяг
определяется соотношением
^хол==^>холі/і, (6.22)
где h—-‘значение температурного
перемещения точки крепления тру¬
бы (знак плюс-—вверх, знак ми¬
нус— вниз). При нагревании точка
крепления переместится на и
пружина в рабочем состоянии тру¬
бопровода будет иметь расчетный
затяг. ’
Усилие иа пружину в холодном
состоянии
Рход—Рмакс^'хол/^'макс==
==/>оиі РмаксЛ/^макс-
(6.23)
Из последнего равенства следует,
что в холодном состоянии усилие
пружины не соответствует весу7
учаСтка трубопровода. В результа¬
те этого происходит перераспреде¬
ление усилий между опорами, что
нежелательно, поскольку может
произойти изгиб трубы. Чтобы
уменьшить второе слагаемое равен¬
ства (6.23), выбирают пружины с
большим значением ХмаКс. Обычно
ЛАмакс=0,34-0,4 (6.24)
при возможно меньшем значении
Рмакс, но с соблюдением неравенств:
для случаи, когда точка подвеса
7—432
перемещается вниз,
Р оп/Г^макс*^ 1 Й/^макс^
=0,64-0,7; (6.25а)
для случая, когда точка подвеса
перемещается вверх,
Рмакс^Рсп- (6.25б)
Если условия (6.24) и (6.25) вы¬
полняются, то усилие в холодном
состоянии примерно в 1,5 раза
больше, чем вес соответствующего
участка трубопровода, что считает¬
ся допустимым.
Горячие трубопроводы изолиру¬
ются. Температура иа поверхности
изоляции не должна превышать'
40—50 °C. Трубопроводы должны
окрашиваться по всей длине в стро¬
го определенный цвет, зависящий от
параметров. Например, для трубо¬
проводов свежего пара р=8,8 МПа
(90 кгс/см2) принят красный цвет
с черными кольцами.
6.6. Гидравлический расчет
трубопроводов
Падение Давления в трубопрово¬
де определяется соотношением
(6-26)
где л= 1/ ( 1.14+21g,DB/As) — коэф¬
фициент сопротивления треиия;
Ьв — внутренний диаметр трубопро¬
вода, мм; k, — эквивалентная шеро-
97
scanner by http ■ tcc2v.narod г и/book/
Таблица 6.6. Коэффициенты местных сопротивлений
і Наименованне
Коэффициент
сопротивле¬
ния
Наименование
Коэффициент
сопротивле¬
ния
Отводы гнутые £>в— 150-4-450 мм
Отроды сварные 100-4-450 мм
Задвижки полнопроходные
Обратный затвор
0,2—0,10
0,8—0,6 :
0,5—0,7
5-8 •
Переход на больший диаметр
Переход иа меныпий диаметр
Тройник равнопроходный при слия¬
нии одинаковых потоков
ол
0,07
1,3
ховатость: для бесшовных труб
fe=0,2 мм, для сварных труб ka—
=0,3' мм, для труб, подвергшихся
коррозии, fe>=0,6 мм; Ç,- (і=1, 2,
3 п) — коэффициент местного
сопротивления (табл. 6.6); I — сум¬
марная длина прямых участков тру¬
бопровода.
Подставляя в равенство (6.26)
значение с из (6.1), получаем
(627>
Из этого равенства следует, что
с уменьшением диаметра увеличи¬
ваются гидравлические потери,
вследствие чего возрастает расход
энергии на перекачку воды илн
снижается давление 'пара, что
уменьшает его ценность как рабо¬
чего тела. С другой стороны, чем
меньше диаметр трубопровода, тем
меньше его масса и стоимость. Оп¬
тимальный диаметр определяется
технико-экономическим расчетом.
В табл. 6.7 приведены гидравли¬
ческие потери в главных паропро¬
водах, принятые иа электростанцц-
Таблица 6.7. Падение давления
в паропроводах
Паропровод
Падение давления
Свежий пар иа участке ко¬
тел—турбина для уста¬
новок иа давление:
8,8 МПа
12,75 МПа
23,5 МПа
Пар иа промежуточный
перегрев
Пар после промежуточ¬
ного перегрева
1,0 МПа
1,0 МПа
1,5 МПа
2—2,5 и 2,5—3%
давления за ЦВД
. 1 -
96
ях СССР. Проверочные гидравличе¬
ские расчеты обязательно выполня¬
ются для паропроводов, приведен¬
ных в таблице, а также для всасы¬
вающих трубопроводов, конденсат¬
ных и питательных насосов с целью
определения подпора иа всасе на¬
соса. Для остальных трубопроводов
обычно скорости выбираются по
данным табл. 6.2.
6.7. Редукционно¬
охладительные установки
Для снижения давления рі и тем¬
пературы пара до необходимых
значений р2, используется редук¬
ционно-охладительная установка-,
схема коіррўй показана на рис.
6.15. Пар, проходя через дроссель¬
ный клапан шиберного типа и ре¬
шетки в пароохладителе (рис. 6.16),
дросселируется. Многоступенчатое
дросселирование (в клапане и ре¬
шетках) снижает уровень шума при,
расширении пара. Расход пара из¬
меняется с помощью дроссельного-
клапана, аналогичного по конст¬
рукции регулирующему клапану
(см. рис. 6.2). В пароохладитель-
впрыскивается вода через форсун¬
ки. За счет ее испарения происхо¬
дит охлаждение пара. Расход воды
иа впрыск
(6.28).
hj — Йц
где Gn — расход редуцированного
пара; hi, ft,— энтальпия пара до и
после РОУ; ft.— энтальпия впрыс¬
киваемой воды.
Регулирование расхода воды осу¬
ществляется с помощью клапана
постоянного расхода (рис. 6.17).
Независимо от фактической произ-
scanner by http4cc2v.narod.ru/book/
Рис. 645. Схема редукци-
•онно-рхладительяой уста¬
новки "‘Чеховского завода
энергетического машино
строения:
1 — задвижка; 2 — дроссель¬
ный «лапай; 3 — дроссельные
шайбы; 4-^клапан постоянного
расхода; 5 — пароохладитель-
І — предохранительный клапан;
7 — форсунка; стрелками обо¬
значено; а — подвод пара вы-
. сокого давления; б — отвод ре¬
дуцированного пара; в — под¬
вод воды на впрыск; г — отвс^д
воды в деаэратор
Ряс. 6.16.
Рис. 6.16. Пароохладитель:
/—дроссельные решетки; 2—форсунки
Рис. 6.17.
Рис. 6.17. Клапан постоянного расхода:
7 — распределительный клапан; 2 — подвод воды; 3 — отвод воды на впрыск; 4 — от¬
вод воды на слив
водительности РОУ к клапану под¬
водится постоянное количество во¬
ды. В клапане поток разветвляется
на два, один из . которых С, посту¬
пает на впрыск, а второй бел— на
•слив. При этом бо+Осл=бкл=
=const. Перераспределение воды
между впрыском и сливом осуще¬
ствляется за счет перемещения рас¬
пределительного клапана. Необхо¬
димость такого устройства поясним
на примере. В РОУ с начальным
давлением пара pt= 12,75 МПа и
конечным давлением ръ—\,21 МПа
вода на впрыск подается от пита¬
тельного насоса и имеет давление
Рп.в= 18 0 МПа. Перед клапаном с
учетом потерь давления в форсун¬
ках давление воды должно состав¬
лять рв=3,0 МПа. Избыток давле¬
ния Дрдр=рп.н—Рв=15,0 МПа теря-
7*
ется в дроссельном устройстве.
Чтобы перепад давления иа дроссе¬
ле был одинаковым и ие зависел
от производительности РОУ, необ¬
ходимо иметь постоянный расход
воды через дроссельное устройство.
Именно этЬ и, достигается при ус¬
тановке клапана постоянного рас¬
хода
Редукционно-охладительные ус¬
тановки используются при растоп¬
ке котла, резервировании производ¬
ственных отборов турбин и при от¬
сутствии других источников пара,
требуемых параметров. В блочных
схемах РОУ используются не толь¬
ко при пусках блока, ио и при
сбросах нагрузки. РОУ с быстрым
включением в работу (2—3 с) на¬
зываются быстровклюЧаюйіимися
(БРОУ).
99
scanner by http Atcc2v.narod ru/book/
ВОПРОСЫ к ШЕСТОЙ ГЛАВЕ
1. к какой категории относятся трубо¬
проводы свежего пара блока с турбиной
К-200-130?
2. Как конструктивно выполняются раз¬
ветвления потоков?
3. Какой тип обратного затвора уста¬
навливают на вертикальном участке тру¬
бопровода?
4. Как устанавливаются клапаны на тру¬
бопроводах?
5 Какой тип клапана следует применять
для регулирования питания котлов иа TJU.
с турбинами ПТ-60-130/13?
6. Как изменятся напряжения от ком¬
пенсации температурных удлинений, если
увеличить: а) температуру транспортируе¬
мой среды; б) наружный диаметр труб;
в) толщину стенки; г) длины всех участков-
и расстояние между неподвижными опора¬
ми при сохранении подобия трасс?
Глава седьмая
Режимы работы конденсационных энергоблоков
7.1. Особенности блочных
установок
Исторически энергоблоки при¬
шли на смену ТЭС с поперечными
связями. Непосредственной причи¬
ной перехода к блочной схеме яви¬
лось применение промежуточного
перегрева пара, при котором блоч¬
ная схема является технической
небходимостью, ибо при попереч¬
ных связях турбоагрегаты стали
бы неуправляемыми.
Поэтому основной особенностью
блочных установок является нали¬
чие промежуточного перегрева па¬
ра. Одним из следствий этого явля¬
ется необходимость обеспечения
постоянной температуры пара пос¬
ле промежуточного перегрева в
широком диапазоне нагрузок энер¬
гоблока, для чего необходима спе¬
циальная система регулирования.
Простейший метод регулирова¬
ния температуры промежуточного
перегрева впрыском связан со сни¬
жением тепловой экономичности,
так как впрыск питательной воды
в данном случае означает подачу
пара низкого давления в-ЦСД и
вытеснение пара высокого давле¬
ния, поступающего в ЦВД. Так,
при впрыске воды в количестве 3%
расхода пара на турбины Do удель¬
ный расход теплоты на турбоуста¬
новку возрастаем на 0,6%. Поэтому
применяют другие методы регули¬
рования температуры промежуточ¬
ного перегрева пара, используя
100
впрыск как аварийное средство.
В настоящее время широко при¬
меняется рециркуляция дымовых
газов путем забора их из конвек¬
тивной шахты после водяного эко¬
номайзера и подачи в нижнюю
часть топки. Рециркуляция газов
усиливает теплообмен в конвектив¬
ном промежуточном пароперегре¬
вателе под влиянием как увеличе¬
ния расхода газов, так и повыше¬
ния их температуры. Рециркуляция
газов не повышает потери теплоты
с уходящими газами и в то же
время благоприятно сказывается
на температурном режиме нижней
радиационной части котлов и спо¬
собствует подавлению образования
окислов азота в топке.
Широко применяются для регу¬
лирования температуры промежу¬
точного перегрева пара паро-паро¬
вые теплообменники.
Применение блочной схемы свя¬
зано со следующими особенностя¬
ми эксплуатации:
1. Котельный резерв на блочных
ТЭС отсутствует, что компенсиру¬
ется аварийным резервом в энерго¬
системе. Останов котла означает
потерю мощности энергоблока.
2. Аварийные ситуации локали
зуются в рамках энергоблока, нё
затрагивая соседние блоки.
3. Упрощение тепловой схемы н
коммуникаций, отсутствие соедини¬
тельных магистралей, уменьшение
числа .элементов арматуры облег¬
scanner by http /-tcc2v.narod.ru/book,-
чает управление и делает его ’бо¬
лее надежным.
4. Управление блоком ввиду тес¬
ной взаимосвязи котла и турбины
осуществляется из единого центра,
каковым является блочный щит
управления.
5. Каждый последующий энерго¬
блок ТЭС может быть выполнен
отличным от предыдущего с при¬
менением более прогрессивных ре¬
шений.
6. Блочная схема приводит к
блочному пуску, т. е. к одновремен¬
ному пуску котла и турбины на
скользящих параметрах пара.
7. Блочная схема . делает воз¬
можным регулирование мощности
Скользящим начальным давлением
пара.
8. При блочной схеме полный
сброс нагрузки (отключение гене¬
ратора от сети) приобретает осо¬
бое значение н требует проведения
ряда мер и защит.
При рассмотрении любого узла
энергоблока необходимо проанали¬
зировать, как он будет вести себя
в условиях полного сброса
нагрузки.
При сбросе нагрузки регулирую¬
щие клапаны ЦВД и дроссельные
клапаны перед ЦСД мгновенно
прикрываются, снижая пропуск па¬
ра до значения, необходимого для
обеспечения нагрузки собственных
"Нужд энергоблока. Прн этом,
поскольку котел продолжает выда¬
вать пар, давление пара перед тур¬
биной растет, что приводит к вклю¬
чению пускосбросного устройства
для сброса избытка пара в конден¬
сатор. Если клапаны недостаточно
плотны и нх прикрытие не пре¬
дотвращает разгона ротора турби¬
ны, то при повышении частоты
вращения на 10—12% срабатывает
автомат безопасности и автомати¬
чески закрываются стопорные кла¬
паны, защитные клапаны перед
ЦСД, регулирующие клапаны ЦВД
и дроссельные клапаны ЦСД,
обратные клапаны на паропрово¬
дах отборов.
7.2« Режимы при номинальной
нагрузке с отборами пара
на собственные нужды
Энергоблоки работают в различ¬
ных режимах, неся различную
нагрузку. При этом одной и той
же электрической нагрузке соот¬
ветствует множество режимов, от¬
личающихся отклонениями началь¬
ных параметров пара и Парамет¬
ров пром перегрев а, давления в
конденсаторе, отборами пара на
собственные нужды, величиной до¬
бавка обессоленной воды. При
разработке турбины предусматри¬
вают возможность дополнительных
отборов для собственных нужд
сверх отборов на регенеративный
подогрев питательной воды. Отбо¬
ры используются для подогрева
мазута, воздуха, сетевой воды для
теплоснабжения поселка, для об¬
дувки поверхностей нагрёва котловj
для подогрева сырой воды перед
подачей ее на химводоочистку, для
соседнего энергоблока при его
пуске. Отборы допускаются с соот¬
ветствующим снижением мощности.
Так, для турбины К-300-240 завод
допускает следующие отборы сверх
отборов на регенерацию:
Отбор
Давле¬
ние, МПа
Макси¬
мальный
отбор, т/ч
Пар:
из отбора на ПВД8
6,25
45
после ЦВД
4,0
30
нз линии отбора на
ПВД6
1.6
75
из отбора на деаэра¬
тор
1,06
20
из отбора на ПНД4
0,51
60
из линии отбора на
ПНДЗ (линия возвра¬
та из турбопривода)
0,245
21
Пример. Рассмотрим режим номиналь¬
ной нагрузки 300 МВт для турбоустановки
К-300-240 при следующих условиях.
1. Добавок обессоленной воды адв=0,02
подается в конденсатор турбины. Сю£а же
направляется 10 т/ч конденсата пара
РОУ ОН.
2. Отпуск теплоты с сетевой водой на
теплоснабжение 17,5 МВт при температуре
обратной сетевой воды 70 СС и температуре
прямой сетевой воды 120 °C. Пиковый се-
101
scanner by http-. tcc2v.narod ru/book/
тевой подогреватель .питается паром из от¬
бора на ПНД4. Основной сетевой подогре¬
ватель питается паром из выхлопа привод¬
ной турбины питательного насоса -в количе¬
стве 21 т/ч.
, 3. Из холодной линии пром перегрева че¬
рез РОУ. СН отпускается пар в количестве
20 т/ч, возвращается конденсат 10 т/ч в
конденсатор.
4. Из отбора На деаэратор отпускается
на калориферы 30 т/ч пара через РОУ
1,03/0,6 МПа.
Поскольку увеличение отборов сверх от¬
боров на регенерацию составляет около
90 т/ч, принимаем расход пара на турбину
К-300-240 равным максимальному пропуску
пара 975 т/ч. По сравнению с режимом без
отборов на собственные нужды увеличение
расхода пара составляет 6%.
Для упрощении расчета принимаем про¬
цесс расширения пара в турбине таким же,
что и в приведенном выше примере.
Сетевая подогревательная установка.
Принимаем подогрев сетевой воды за счет
отборов до 120°C, температуру обратной
сетевой воды 70 °C.
Расход сетевой воды составит
Ос.и
^п.с.п ^ос.п
17,5-10»
^500 — 295
=85 кг/с.
Принимаем расход Па основной подогрева¬
тель 21 т/ч. Тогда температура сетевой во¬
ды после основного подогревателя
/qC.II ™ ^О.С“Ь
^ос.и(^ос.в
^вОс.п
, 21(2900 — 502)
= 704- —'— —™109,3 "С.
£ 3,6-4,19.85 ’ *
Расход пара на пиковый подогреватель
Ос.вСв( »20—109.3)
я,с,я 3000 — 614 “
= 1,58 кг/с (5,7 т’ч).
Таким образом, имеем дополнительные
отборы:
1) из холодной нитки промперегрева иа
РОУ СН
■ ап. 0=20/975= 0,0205;
2) из отбора на деаэратор через РОУ иа
калориферы
акал =30/975 =0,0308;
3) из отбора на ПНД4 на пиковый подо¬
греватель
Оп.с.п=5,7/975=0,006;
4) из отбора на ГіНДЗ и а основной подо¬
греватель
«с с. п=21/975 =0,021;
102
Отсек:
1- й
2- й
3- й
4- й
5- й
6- й
7- й
8- й
9- й
10- й а
11- Й
Подсчитаем приведенное теплопадение:
atAfcfl=70,0
txsAA|S=147,0
»аДЛ£д=78,5 *
<х4ДЛ£<=83,7; «д д=0,0205
авДЛ/в=2І7,5
ввЛ&£в=65 ,Г ; ае=0,6565
«■>Д&£7=98.5; <*7=0,6155;
КаЛ^£в=88,0; а8=0,568; с ^=0,006
a»Aftf8=82,2; <хв=0.632: иос.п-0,021
to ДЛ^ 1 о=91,5 ; «ю =0,608
цД^£іі=І20,0; «11 = 0,573
Д//Іпр=1142,5 кДж/кг
Внутренняя мощность
Ni~DAHi ср=270,8 ■ 1142,5=
=309,5 МВт;
—-ДМм.г=309,5—5=
=304,5 МВт.
Определяем расход тедлоты на электро¬
энергию:
Q»=lQo—Qc.n—Скал—Qm.i,
где <2сл — теплота, отпускаемая на тепло¬
снабжение; QKan—теплота на подогрев
воздуха в калориферах; QM.X —теплота на
подогрев и разогрев мазута; Qc.o = 17,5 МВт;
Скал =П«ал (hK-h'K) -8,35(3160-120) X
Х10-8=25,5 МВт; Сы.х==Х>м.х(Лв.в—й'ж)-
=5,6(2926—120) •10-8= 15,7 МВт;
Çû=D (h(j—Йц.в) +^п.п (Й^іп.п—Й'п.п) —
—Ода (йд.в—йдв) =270,8(3320—1180) +
-{-218 (3530—2926) —5,4(1180—120) -
=577+132—5,75=703,25 МВт;
(2,-703,25—17,5—25,5—15,7-644,55 МВт;
твТ]ы.тн—0,12-270-362Х
Х0,98-10-»=11,5 МВт;
+ 304.5 + 11,5
111 - Q, ~ 644,55 ’ ’
Повышение КПД турбоустаиовки по вы¬
работке электроэнергии объясняется частич¬
ной выработкой электроэнергии на тепло¬
вом потреблении. Подробнее этот вопрос
будет рассмотрен ниже, в разделе тепло¬
электроцентралей.
7.3. Режимы частичных
нагрузок энергоблоков
При покрытии суточного графи¬
ка электрической нагрузки энерго¬
блоки работают в широком диапа¬
зоне нагрузок — от номинальной до
scanner by http-tcc2v.narod.ru/book
Рис. 7.1. Процесс расширения пара
в турбине прн дроссельном парорас¬
пределении в h, s-диаграмме:
I—3 — режимы соответственно номиналь¬
ной нагрузки, частичной нагрузки и час¬
тичной нагрузки пра скользящем началь¬
ном давлении пара
технического минимума. Поэтому
режимы частичных нагрузок энер¬
гоблоков представляют интерес как
с точки зрения работы оборудова¬
ния при этих нагрузках, так й с
точки зрения определения показа¬
телей работы. Необходимые дан¬
ные о режимах частичных нагру¬
зок можно получить из расчетов
тепловой схемы.
Рассмотрим процесс расширении
пара в турбине при частичных
нагрузках. Существенным являют¬
ся тип парораспределения — сопло¬
вое или дроссельное—и метод
регулирования мощности — при по¬
стоянном или скользящем началь¬
ном давлении пара»
На рис 7.1 показан процесс рас¬
ширения пара при дроссельном
парораспределении для режимов
номинальной и частичной нагру¬
зок. Частичные нагрузки при дрос¬
сельном парораспределении связа¬
ны с начальным дросселированием
пара со снижением температуры*
что снижает тепловую экономич¬
ность. Поэтому переход к скользя¬
щему давлению при сохранении
начальной температуры пара по¬
вышает КПД ЦВД, а также сокра¬
щает затраты энергии ра привод
питательного насоса. Для совре¬
менных турбин большой мощности
все чаще применяют дроссельное
парораспределение, упрощающее
конструкцию паровпуска за счет
подвода пара по всей окружности,
в сочетании с регулированием
мощности скользящим начальным
давлением пара. Последнее дости¬
гается регулированием топки прн
постоянном полном открытии кла¬
панов.
При сопловом парораспределе¬
нии переход к скользящему давле¬
нию безусловно эффективен для
области дроссельного регулирова¬
ния (область одновременного
открытия первой группы клапанов:
так, для турбины К-300-240 груп¬
пы и? четырех клапанов, т. е._ при
пониженных нагрузках).
Поскольку для мощных турбин
с сопловым парораспределением
характерно увеличение доли об¬
ласти дроссельного парораспреде¬
ления (до 57% NmM в турбине
К-300-240 и до 85 % в турбине
К-800-240), соответственно возрас¬
тает диапазон частичных нагрузок,
при Которых применение скользя¬
щего начального давления пара
является эффективным. Скользящее
давление нашло широкое примене¬
ние при регулировании мощности
эцергйблоков 300 МВт.
Основным фактором, определяю¬
щим параметры турбоустановки
при режимах частичных нагрузок,
является пропуск пара через тур¬
бину D. Связь между пропуском
пара через ступень или группу сту¬
пеней с давлениями пара до и по¬
сле ступени или группы ступеней
Рі и р2, выражается формулой
(формула Флюгеля):
- Иа’-aWo- Vtjt;.
• (7.
Индекс нуль означает расчетный
режим, который для конденсацион¬
ных турбин обычно совпадает с ре¬
жимом номинальной нагрузки.
Температурная поправка, пред¬
ставленная в (7.1) вторым сомно¬
жителем, обычно близка к единице
И может не учитываться; однако в
103
scanner by http A*tcc2v.narod ru/book/ ,
Некоторых случаях поправка су¬
щественна и должна учитываться.
Если рассматривать конденса¬
ционную турбину как группу сту¬
пеней (исключая первую — регули¬
рующую), то отношение РгІРі ока¬
жется весьма малым.
Тогда можно записать -
Рі — А 1/ 1 ~ (й/й)* Pi
Au> Pin ' 1 (Рпп/РіпЎ Pin
Для определения давлений-в реге¬
неративных отборах конденсацион¬
ных турбин можно пользоваться
соотношением
Ротб== PoT6.oDoTc/DoTC.Or (7-2)
где Dore — расход пара через отсек
турбины, следующий за данным
отбором пара.
В то же время, поскольку зна¬
чения отборов на регенерацию
прямо пропорциональны расходу
пара на турбину, легко показать,
что давления в отборах прямо
пропорциональны расходу пара на
турбину. Это положение подтверж¬
дено результатами многочисленных
испытаний турбоустаиовок. Давле¬
ние пара перед ЦСД пропорцио¬
нально пропуску пара через ЦСД:
Аі.и = Аі.п.<ДцсдД\юд.о. (7-3)
где Рцсд—расход через 1-ю сту¬
пень ЦСД.
Давление пара после ЦВД
Р,П.П=р//В.П_|-ДРп-П, (7.4)
где Арп.п — падение давления пара
в тракте промежуточного перегре¬
ва из-за гидравлических сопротив¬
лений:
АРп.п== ДРп.П.оДпл/Цл.П.О (7.5)
При изменении нагрузки турбины
меняется паровая нагрузка кон¬
денсатора, что при неизменных
температуре ■ охлаждающей воды
на входе в конденсаторе іс.„і и
расходе охлаждающей воды GO.B
приводит к изменению давления в
конденсаторе. Для любого режима
работы конденсатора справедливо
соотношение
Ас=£о.ві-|-Д£к_ЬФв, (7.6)
104
где Ок — недогрев в конденсаторе
до температуры насыщения іх.
Из теплового баланса конденса¬
тора имеем
Д^к—GkÇk/CbCo.b» (7-7)
где qK — теплота конденсации пара;
£>к — паровая нагрузка конденса¬
тора.
Из уравнения теплопередачи сле¬
дует
Ок— (/« Л}.Ві)Х
Хехр(—йЕк/Свбо.в), (7.8)
где k — коэффициент теплопереда¬
чи в конденсаторе; FK — поверх¬
ность теплообмена конденсатора.
Подставив АЛ, из (7.7) и Ок из
(7.8) в (7.6), получим
^o.BJ "4~
4 . (7.9)
Гвбо.в [1 ехР( — к/сВбо в)1
При неизменном расходе охлаж¬
дающей воды можно принять
коэффициент теплопередачи в кон¬
денсаторе постоянным:
(бі ^о.ві)/(^к.о ^о.віо)
^DJDK.O. (7.10)
При регулировании расхода охлаж¬
дающей воды, приняв
ft=fe(Go.E/Go.B0)“'s, (7.11)
получим
" Т' '■ Рк \І■ (7.12)
-ехр( -М0о.в/6о.в.„)’
k СвОэ.в / J
При расчете, режима частичной на¬
грузки конденсационной турбоуста¬
новки строится процесс расширения
пара в ht s-днаграмме на основании
процесса для расчетного режима.
При этом внутренние относительные
КПД отсеков турбины (кроме пер¬
вой — регулирующей) сохраняют те
же значения, что и для расчетного
режима. Это объясняется тем/ что
scanner by http,-tcc2v.narod.ru/book;
Рис. 7.2. Кривая изменения КПД регулиру
ющей ступени в зависимости от расхода
пара на турбину
располагаемые тепл опадения во
всех ступенях, кроме регулирующей,
остаются в большом диапазоне на¬
грузок неизменными. Для регулиру¬
ющей ступени дается кривая
изменения г)Огрс в зависимости от
расхода пара (рис. 7.2).
Последовательность расчета ре¬
жима частичной нагрузки турбо¬
установки поясним на примере.
Пример расчета режима частичной на¬
грузки. Расчет проводим для блока
300 МВт, для которого выше, в гл. 5, был
рассчитан режим номинальной нагрузки
при условии Дп.в=О и без отборов на соб¬
ственные нужды.
Рассчитываем режим D/Do=O,6. Прини¬
маем, что /По. Тогда полу¬
чим
^отб Дотбо D
“°16- D D D„““ot5b'
Поэтому доли отборов и доли расходов па¬
ра через отсеки турбины сохраняют свои
значения (приблизительно): апв~аП8.о;
~«п7о; ал.п=зк(іп.по н т. д. Пропорциональ¬
ность отборов расходу пара приводит к
пропорциональности давлений в точках от¬
боров расходу пара иа турбину.
Определение давлений по тракту и па¬
раметров пара:
D=0,6D(;—0,6 -257,1 —154,2 кг/с;
Рр.с = Ppc qDID0— 16,35 • 0,6=9,8 МПа ;
Pn8—Pn8 сД/А)^6,1-0,6—3,66 МПа;
p% n=//'n.noD/D0=3,53-0,6=2.12 МПа.
Падение даиления пара в системе проме¬
жуточного перегрева:
Арп.п=Арп.хгоО/Оо==0,4-0,6==0,24 МПа;
р/п.п=р”л.п+Арп.л=2,124-0,24=
=2,36 МПа;
Рпб~Рпво'П/Ой=1,42-0,6=0,85 МПа.
Падение давления в паропроводе на деаэ¬
ратор
АРд=ДРдоО/Оо=0,2-0,6=0,12 МПн.
В деаэраторе принимаем скользящее дав¬
ление:
Рд=РдоО/£)(}=1,05’0,6=0,63 МПа;
Р'д—Рд—Аря—0,63—0,12=0,51 МПа.
Давление пара в отборах:
Рп4“Рі?4оД/По=0,46’0,6=гО)27 МПа;
рп8= рпзоО/Го=0,22 • 0,6=0,132 МПа;
Рп2Do—0,083 ■ 0,6 =0,05 МПа ;
Рпі=РпіоО/£)о=0,027’0,6=0,0162 МПа.
Определяем давление в конденсаторе при
условии сохранения температуры и расхода
охлаждающей воды на уровне расчетного
режима:
/к = Й“Ь (/«(Г—^О.к1о0/По) =
= 12+ (28,6—12) -0,6=22 °C;
рк=0,00265 МПа.
Строим процесс расширения пара в турби¬
не в h, s-диаграмме. Принимаем =
=0,65. Остальные tjo/ отсеков турбины при¬
нимаем такими же, что и при
*p.c = ho- л/іГк
= 3320 - 222-0,65 = 3192 кДж/кг;
Лп;П=Лр-с-А« =
= 3192 — 345-0,82 = 2909 кДж/кг;
й"л.в=3570 кДж/кг — по таблицам водяно¬
го пара;
= лп.п—/=
= 3570 — 785-0,9 = 2862 кД^/кг;
hK — ^3 Ahy^Tjof' =
= 2862 — 5930- 0,82 = 2377 кДж/кг.
Параметры пара в отборе сводим в
Табл. 7.1. Далее, используя уравнения теп¬
лового баланса регенеративных подогрева¬
телей из расчетного режима (пример в
гл. 5), уточняем доли отборов:
1040 — 920
“я8 — (ЗОЮ — 960).0,99 “ ’
(920 — 730) -1/0,99 — 0,0586(960 —
— 775) — 0,007(3320 — 775)
“и1“ 2909—775 ”
= 0,087.
Температура питательной воды за деаэрато¬
ром равна 152,6 °C.
Повышение энтальпии воды в питатель¬
ном насосе:
Чи=^=
Ар«р.иск=31,0—25,5=5,5 МПа;
. Ар»р=5,5’0,6а=2,0 МПа,
105
scanner by http-. tcc2v.narod ru/book/
Таблица 7.1. Параметры параів отборах
Точка
процесса
р, МПа
г. вс
А,
кДж/кг
Ап«
<н. вС
ь'«-
кДж/кг
кДж/кг
%/’
’С
Аір/’
кДнс/кг
О
23,5
540
3320
О'
22,32
535
3320
—
- ■■
PC
9,8
437
3192
—
—
__
Г18
3,66
319
ЗОЮ .
3,5
242,6
1047
241,0
1040
224
960
П7(ПП')
2,36
268
2909
2,16
216,2
925,0
214,0
920
179
775
ПП"
2,12
540
3570
, 1
П6
0,85
404
3270
0,79
169,7
715
169
730
169
710
д
0,83
370
3200
0,51
152,6
652
152,6
652
П4
0,27
270
ЗОЮ
0,25
128,0
534
127
530
112
468
По
0,132'
197
2862
0,12
105,0
437
102
424,5
105
437
П2
0,05
120
2710
0,045
78,5
327
76
316
78,5
327
П1
0,0182
х=0,986
2560
0,014
52,3
219
50
209
52,3
219
к
0,00265
3
22
2377
—
22,0
91,5
—
—
—
следовательно, Дря.н=25,54-2=27,5 • МПа.
Изменение режима работы питательного
насоса — снижение подачи и частоты вра¬
щения—приводит к снижению его КПД
до 70%. Принимаем ДА/т.н=370 кДж/кг.
Доли пара на турбопнтатеііьный насос
Ч.в 42,7
„ = = _() j 175
AW™ 37Ü'°'98
Балансы подогревателей дают:
ая6=0,027; ад=0,013;
ак.я=1—0,005—0,024—0,0586—
—0,087^—0,027—0,010—0,013=0,775;
■Ип4=0,0343; апз^ОДЗЗ; ctm—0,0232;
\ -сспі=0,0356.
Далее находим доли расходов пара ото от¬
секам турбины и приведенные теплопадения
по отсекам асІС; ДА/отс:
1-й отсек —^регулирующая ступень:
©1 =‘(Хр.-с = 1—Яшт«
При Pû=const Da T = const, поэтому
(Хш т —'DatlDü ■ 0,6=Пш то/О,6^=
=0,003/0,6=0,005;
ajss1—0,005=0,995;
Д/ц₽с =3320—3192= 128 кДж/кг;
аіДйн=0,995 128= 127,3 кДж/кг.
2- й отсек — нерегулируемые стужени
ЦВД до левого уплотнения:
а8 = Qp с — а*;0 = 0,995 - 0,018 = 0,977;
ДАй^ЗІ 92—3110=82 кДж/кг;
0,997 - 82=81,8 кДж/кг.
3- й отсек,—ЦВД до отбора на П8:
„ „пер j „вн __
°8 — “з — “пр ЦВД + апр
= 0,977— 0,0,15 40,018 = 0,98,
W6-
ДАЙ =3110—3010=» 100 кДж/кг;
ОзДАй=0,98-100=98 кДж/кг.
4-й отсек — между отбором на П8 и
выходом нз ЦВД:
а*=а3—ans—0,98—0,0586=0,9214;
Дйі4=3010—2909=101 кДж/кг;
<х4Дйм=:0,9214 • 101 = 93 кДж/кг. -
Б-й отсек — от входа пара в ЦСД до от¬
бора на П6:
“Б = “4 — «Ірйвд ~' “прЬсд “в’ =
=0,9214 — 0,008 — 0,006 — 0,087 = 0,8204;
ДАй—3570—3270=300 кДж/кг;
О5ДА<5= 0,8204-300=246 кДж/кг.
6- й отсек—отсек ЦСД от отбора иа П6
до отбора на деаэратор:
Св«=<і5—яде—От н=0,8204—0,027—
—0,1175= 0,6759;
AA/e= 3270—3200=70 кДж/кг;
аеДйй= 0,6759 • 70=47,3 кДж/кг.
7- й отсек — отсек ЦСД от отбора иа
деаэратор до отбора на П4:
а7=<хв—аа=0,6759—0,013 =» 0,6629;
ДЙі7=3200—3010=190 кДж/кг;
«7ДА(7=0,6629-190= 126 кДж/кг.
8- й отсек — отсек ЦСД от отбора на
П4 до выхода из ЦСД:
а8^7_аП4-0,6629-0,0343=0,6286;
ДА/а=3010—2862-148 кДж/кг;
0^8=0,6286-148=93 кДж/кг.
scanner by http „tcc2v.narod.ru/book/
9- й отсек — отсек ЦНД до отбора на
П2:
ctg— П8,Ятн—ctn3~ 0,62864-0,1 175—
—0,033=0,7131;
А Л =2862—2710= 152 кД ж/кг;
арДЛіэ=0,7131 -152—108,4 кДж/кг.
10- й отсек — отсек ЦНД между отбора¬
ми иа П2 и П1:
я іо “ О9—Яп2=0,7131 —0,0232=0,6899;
ДЛло=2710—2560=150 кДж/кг;
аюД/іио= 0,6899 • 150= 103,5 кДж/кг-
11- й отсек — отсек ЦНД от ГН до вы¬
хлопа в конденсатор:
Иі і=et ю—Сп і=0,6899—0,0356=0,6543;
&hn1=2560—2377 = 183 кДж/кг;
ацДЛд і=0,6543 • 183= 119,7 кДж/кг.
Приведенный теплоперепад в данном ре¬
жиме
и
J — 1244 кДж/кг.
/=!
Внутренняя и электрическая мощность тур¬
бины:
п
Nt = £»2 а/длі/ = 154,2- 1244,0-10-3 =
/==*
= 191,8 МВт;
М,=М—ДМм.г =191,8—4,3 = 187,5 МВт.
Расход теплоты на турбоустаиовку
Qo= [154,2(3320—1040)4-127,4(3570—
2909)] 10-3=351,6+84,2=435,8 МВт,
где «в.и-«»+а^ = 0.8204 + 0,006 =
=0,8264; DB.n= 154,2-0,8264=127,4 кг/е.
Здесь Qk=aKD (hF—Л'я) =0,6543-154,2х
X (2377—91,5) • 10-з=230,6 МВт.
Мощность турбопитательного насоса и
КПД брутто турбоустановки:
лгт.я = одл;.„Л” =
= 154,2*42,7-10“*/0,98 = 6,72 МВт; ■
6р= 191^ + 6^^198^2
ту 435.8 435,8 ■ ’
7.4. Маневренность
энергоблоков
Способность покрывать перемен¬
ный суточный график электричес¬
кой нагрузки характеризует мане¬
вренность энергоблоков. От ТЭС
требуется обеспечить утром быстрый
подъем нагрузки до номинальной,
устойчивую работу в течение дня
при номинальной нагрузке, после
прохождения вечернего пика на¬
грузки в энергосистеме быстро сни¬
зить нагрузку до технического
минимума, устойчиво нести мини¬
мальную нагрузку в часы ноч¬
ного провала электрической на¬
грузки. В нерабочие дни часть энер¬
гоблоков выводится в резерв', при¬
чем это время используется для
срочного профилактического ремон¬
та. В соответствии со сказанным в
понятие «маневренность энергобло¬
ков» включают следующие характе¬
ристики: .скорость изменения элек¬
трической нагрузки; диапазон на¬
грузок и технический минимум; пус¬
ковые характеристики. '
Разберем последовательно пере¬
численные маневренные свойства.
Скорость изменения нагрузки из¬
меряется в процентах номинальной
нагрузки в минуту, а также в мега¬
ваттах в минуту. Скорость измене¬
ния нагрузки может лимитироваться
как турбиной, так и котлом.
Допустимая скорость изменения
нагрузки турбинк может ограничи¬
ваться значением укорочения или
удлинения ротора и, следовательно,
определяется конструкцией турби¬
ны. При изменении нагрузки турби¬
ны происходит изменение темпера¬
турного режима отдельных ее эле¬
ментов, что приводит к появлению
в них дополнительных температур¬
ных напряжений. При изменении
нагрузки ведется контроль величи¬
ны относительного перемещения ро¬
тора и разности температур в раз¬
личных точках по толщине стенки
и периметру цилиндров н клапанов
турбины.
В диапазоне допустимых нагру¬
зок энергоблоки должны обеспечи¬
вать плановое изменение нагрузки
на 20 % номинальной мощности для
энергоблоков свехкритического дав¬
ления, иа 25% для энергоблоков до-
критического давления со скоростью
до 4 % номинальной мощности в
минуту с газомазутнымн котлами ;и
до 2 % с пылеугольными котлами.
При дальнейшем изменении иацруэ-
ЮТ
scanner by http ? tcc2v.narod ru/boofo
Ки в ту же сторону скорость изме¬
нения нагрузки должна быть обес¬
печена до 0,7 % для блоков сверх¬
критического н 1% для блоков до-
критического давления. Завод — из¬
готовитель турбины в своих техни¬
ческих условиях предписывает огра¬
ничения по скорости измеиення
электрической нагрузки.
Скорость изменения нагрузки
парового котла должна соответство¬
вать допустимой скорости изменения
нагрузки турбины. Для парового
котла скорость изменения нагрузки
измеряется в тоннах в час в минуту
нлн в килограммах в секунду в
квадрате (кг/ся).
Для барабанных котлов скорость
Изменения нагрузки может лимити¬
роваться повышением уровня в ба¬
рабане (в старых конструкциях) и
температурным режимом трубок па¬
роперегревателя. Так, для котла
ТП-100 допустимая скорость нагру¬
жения, определенная эксперимен¬
тально, составляет 0,15—0,17 кг/с2. ,
Применение ' регулирования
мощности скользящим давлением
снимает ограничения по скорости
изменения нагрузки турбины и мо¬
жет успешно осуществляться на
энергоблоках с прямоточными кот¬
лами. Нагружение барабанных кот¬
лов при скользящем давлении соз¬
дает дополнительные трудности из-
за быстрого роста температуры
етенок трубок пароперегревателя.
Допустимый диапазон нагрузок
энергоблока определяется величи¬
ной допустимой минимальной на¬
грузки (технический минимум), ко-“
торая лимитируется котельным аг¬
регатом. Лимитирующими фактора¬
ми являются устойчивое горенце в
топке (минимальная нагрузка при
сжигании АШ составляет 0,75, ка¬
менного угля — 0,65, бурого угля—-
0,5 номинальной), температурный
режим пароперегревателя и ради¬
ационной части. При сжигании при¬
родного газа н мазута условия горе¬
ния не лимитируют снижение на¬
грузки.
Для прямоточных котлов по ус¬
ловиям гидродинамики допускается
108
минимальная нагрузка 30 %, однако
по условиям допустимости темпера¬
турного режима радиационной части
она составляет 50—60 % номиналь¬
ной. Поскольку энергоблоки 200,
300, 500» 800 МВт не разрабатыва¬
лись как маневренные, число их
остановов в резерв в течение года
ограничено (20—30 остановов), то¬
гда как специально разработанные
маневренные блоки на докритичес¬
кое Давление и пониженную началь¬
ную температуру рассчитаны на
ежесуточный останов в часы ночно¬
го провала электрической нагрузки,
а также на субботу и воскресенье.
Время пуска энергоблока из
различных температурных состоя¬
ний определяется суммарной про¬
должительностью этапов пуска —
растопки котла, повышения частоты
вращения турбины, нагружения.
Продолжительность подготовитель¬
ных операций не включается в рег¬
ламентированное время пуска.
Температурное состояние турбины
характеризуется температурой ме¬
талла tM в зоне паров пуска ЦВД и
ЦСД. При температуре £м=^150°С,
при которой допускается снятия ро¬
тора турбины с валоповорота, со¬
стояние турбины и энергоблока счи¬
тается холодным. Растопка счита¬
ется от момента розжига растопоч¬
ных форсунок. После достижения
заданных пусковым графиком пара¬
метров пара осуществляется толчок
ротора и начинается увеличение ча¬
стоты вращения. После достижения
номинальной частоты вращения осу¬
ществляется синхронизация и на¬
чинается нагружение турбины при
скользящих параметрах пара.
При tM> 150 °C осуществляется
пуск Из неостывшего состояния,
при котором толчок ротора проис¬
ходит после того, как температура
пара перед турбиной на 80—100 °C
превысит температуру металла
НВД.
На рис. 7.3 приведена пусковая
схема энергоблока 500 МВт. Прн
останове энергоблока происходит
остывание оборудования. Паровой
котел остывает быстро за счет есте-
scanner by http ,•-tcc2v.narod.ru'book/
Рис. 7.3. Пусковая схема энергоблока 500 МВт:
/ — деаэратор; 2 — питательный турбонасос; 3 — группа ПВД; 4 — обвод ПВД; 5 — питательный трубо¬
провод; 6 — шайбовый набор; 7— трубопровод к пусковому впрыску, 8 — клапан на трубопроводе ре¬
циркуляции воды в деаэратор; 9— регулирующий питательный клапан; 10— тракт котла до встро¬
енной задвижки; 11 — встроенная задвижка; 12 — клапан на подводящем трубопроводе сепаратора;
13 — встроенный сепаратор: 14—клапан на трубопроводе отвода пара; 15, 16— сбросные клапаны на
I и II ступенях сепаратора, 17— дренаж; /« — трубопровод сброса среды из сепаратора; 19— подпор¬
ное устройство; 20 — растопочный расширитель; 21 — регулирующий клапан; 22 — циркуляционный ка¬
нал; 23 — бак запаса конденсата; 24 — трубопровод сброса воды и конденсатор; 25 — отвод пара из
расширителя; 26 — клапан сброса Тіара в конденсатор; 27 — подвод пара к коллектору собственных
нужд; 28 — подвод пара в систему промежуточного перегрева; 29 — подвод пара в общестанционную
магистраль 1,276 МПа; 30 — перегревательный тракт котла; 31— пусковой впрыск: 32— главный паро¬
провод; 33 — пускосбросное устройство; 34 — байпас турбины; 35 — главная паровая задвижка; 36 —
ІДВД; 37 — холодный паропровод промежуточного перегрева; 38 — паровой теплообменник; 39 — пром-
перегреватель; 40, 41 — горячий паропровод промперегрева и пусковой впрыск; 42 — сброс пара в кон¬
денсатор; 43 — ИСД и ІДНД; 44 — конденсатор; 45 — конденсатный насос; 46 — конденсатоочист¬
ка; 47 — конденсатный насос II .стУпани; 48 — группа ПВД; 49 — общестанционная магистраль
1.275 МПа; 50— подвод стороннего пара
Таблица 7.2. Продолжительность пусков энергоблокон
Тип .энергоблока
Температурное состояние
оборудования к началу
,пуска
Продолжительность этапов пуска (ч, мин)
Потери
топлива,
т у. ».
Растопка
Набор
частоты
вращения
Нагруже-
ине
Суммарная
Моноблок 200 МВт
Холодное состояние
1,40
1,10
5,00
7,50
98
с пылеугольным
После простоя;
2,20
- 0,30
6,10
котлом
50—60 ц
3,20
77
30—35 ч
2,00
0,20
2,40
5,00
59
15—20 ч
1,50
0,20
2.10
4,20
56
6—Ю ч
1,-20
0,20
1,20
3 00
50
Моноблок 300 МВт
Холодное состояние
2,20
1 55
4,50
9,05
191
с пылеугольпым
После простоя:
2,50
0,35
котлом
50—60 ч
3,10
6,35
167
30—35 ч
2,50
0,35
2,20
5,45
145
15—20 ч
2,50
0,35
2,10
5,35
143
6—10 ч
1.10
0,20
1,50
3,20
105
109
scanner by' http -, tcc2v.narod.ru, book/
ственной вентиляции газоходов. Па¬
ровая турбина благодаря высокому
качеству напыленной тепловой изо¬
ляции остывает медленно (до 100 ч,
если, не были применены специаль¬
ные меры для расхолаживания).
Поэтому характер пуска определя¬
ется температурным состоянием-
турбины, а последнее определяется
временем нахождения в резерве.
В табл. 7.2 даны продолжи¬
тельности этагіов пуска блоков из
разных температурных состояний н
потери топлива при пуске. Из нее
видно, что с сокращением времени
нахождения в резерве снижается
продолжительность этапов повы¬
шения частоты вращения н нагру¬
жения.
7.5. Мобильность энергоблоков
Когда энергоблок несет нагрузку
N, ниже номинальной, он распола¬
гает вращающимся резервом в раз¬
мере АЛ^в.т==Л^макс—N,. Этот вра¬
щающийся резерв может быть ча¬
стично реализован при подхватеКа-
грузки в энергосистеме при резком
нарушении равенства между гене¬
рируемой мощностью и нагрузкой
потребителя N„. Величина АМ.ач
носит название начального де¬
фицита, который возникает
прн аварийном останове энер¬
гоблока или группы энергобло¬
ков либо при отключении линии
электропередачи. При появлении
дефицита мощности происходит из¬
менение частоты в энергосистеме.
Скорость изменения частоты со вре¬
менем описывается уравнением:
Л TN2 '
где f, fo—текущая и номинальная
частоты в энергосистеме; Nc — мощ¬
ность энергосистемы; Т — постоян¬
ная, учитывающая инерцию вращаю¬
щихся масс; ЛЛГП— изменение на¬
грузки потребителя в результате
саморегулирования (нагрузка вра¬
щающихся агрегатов снижается со
снижением Частоты вращения) ;
AJVTy —; подхват нагрузки турбогене¬
раторами.
ПО
Рис. 7.4. Процесс наброса нагрузки для
энергоблока 200 МВт с барабанным,
котлом:
1 — изменение мощности; 2—изменение про¬
пуска пара через ЦВД. 3 — падение давле¬
ния пара перед турбиной; 4 — изменение па¬
ровой нагрузки котла
СОгласнр (7.13) при появлении
ДЛ?нач падение частоты задержива¬
ется за счет механической инерции
вращающихся масс Т, саморегули¬
рования потребителя ДЛ„ н подхва¬
та нагрузки турбогенераторами
biNty. В результате подхвата нагруз¬
ки падение частоты замедляется и
прекращается, а затем частота мо¬
жет начать восстанавливаться.
На рис. 7.4 показан переходный
процесс наброса нагрузки для бло¬
ка 200 МВт с барабанным котлом.
При снижении частоты регулятор'
скорости турбины дает команду на
открытие регулирующих клапанов,
в результате чего происходит на-
брос паровой нагрузки. На рис. 7.3
наброс паровой нагрузки показан
как мгновенный и отложен по оси
ординат. Этому начальному набросу
АДнач соответствует начальный под¬
хват нагрузки АЛ'„,Ч за счет ЦВД.
Подхват мощности за счет ЦСД и
ЦНД растягивается во времени нз-
за наличия_паровой емкости систе¬
мы промежуточного перегрева пара.
Поэтому максимальный подхват на¬
грузки сдви/ается во времени и до¬
стигается через т«. Наброс паровой
нагрузки осуществляется за счет
аккумулирующей способности кот¬
ла, который может выдавать допол¬
нительное количество пара при
снижении давления. При открытии
scanner by http ..-tcc2v.narod.ruZbOok
регулирующих клапанов турбины
пропуск пара возрастает, что вызы¬
вает падение давления пара в котле,
.а это приводит к реализации его
аккумулирующей способности. При
увеличении расхода пара возраста¬
ет гидравлическое сопротивление в
пароперегревателе и паропроводах,
что дает дополнительное падение
давления пара перед турбиной. Про¬
пуск пара через открытые клапаны
турбины пропорционален давлению
пара перед ними и снижается при
снижении давления. Поэтому про¬
пуск пара через турбину после на¬
чального наброса снижается в со¬
ответствии с падением давления
пара, что сказывается на измене¬
нии значения АЛГту.
Подхват нагрузки достигает мак¬
симума через промежуток времени
Тм, после чего снижается. Падение
давления за котлом рк при увеличе¬
нии расхода пара на величину AG
за счет аккумулирующей способ;
ности котла определяется:
(7.14)
Аккумулирующая способность котла
выражается количеством допол¬
нительного пара, образующегося за
счет высвобождения теплоты при
снижении давления иа 1 МПа; для
барабанного котла она определяет¬
ся (кг/МПа) следующим образом:
др б,75бмсмА/д-ррвѴвсв&^ | у Др
ак г п
(7.15)
где г — теплота парообразования;
GM—-масса металла испарительных
поверхностей нагрева; см, св-—те¬
плоемкость металла и воды; Д/н =—
изменение температуры насыщения
при изменении давления иа 1 МПа;
Ѵв, Ѵп—водяной и паровой объемы
котла; водяной объем котла состав¬
ляют водяной объем барабана и
циркуляционных контуров, а в па¬
ровой объем входят паровой объем
барабана и пароперегревателя, а
также объем пара в испарительных
трубках; рв, рп — плотности воды и 1
насыщенного пара.
Расчетные данные об аккумули¬
рующей способности некоторых кот¬
лов приведены ниже:
МаркаТкотла . . . .
Давление пара, МПа
Паропроизводитель¬
ность, кг/с . . . .
Аккумулирующая спо¬
собность, кг/МПа
кг/% Ряом
Марка котла . . - .
Давление пара, МПа
Паропроизводитель-
ность, кг/с . . . .
Аккумулирующая спо¬
собность, кг/МПа
кг/о/о/>ном - . . . .
ТП-230ТГМ-96 ТП-100
• 9,9ч 13,7 13,7
64 117 178
И580 2570 3770
158^328 518
ПК-33 ТПП-210
13,7 23,5
178 264
1570 1100
214 258
Проведенные исследования пока¬
зали, что значение подхвата элект¬
рической нагрузки турбогенерато¬
рами в первые секунды пропорцио¬
нально падению частоты Af:
ДѴту=Л1ДД (7.16)
где М — коэффициент пропорцио¬
нальности, который можно назвать
мобильностью:
А4=Л1стат^емк^Д2>.^ (7-17)
При этом
Мстат==А^ном / б/ном, (7.18)
«
где ô — коэффициент статической
неравномерности регулирования.
Так, для турбины 200 МВт
М,тат—200/0,04 ■ 50=100 МВт/ Гц.
Понижающие коэффициенты кемк и
Клр учитывают влияние емкости си¬
стемы промежуточного перегрева и
падения давления пара перед тур¬
биной. Для турбоустановки •
К-200-130 расчетным путем было
получено М=60 МВт/Гц, что озна-’
чает КемкКдр=0,60. Для турбоуста¬
новки Т-100-130 при конденсацион¬
ном режиме М=35 МВт/Гц; это
означает, что при Мс,,т =
=50 МВт/Гц Кемк—1,0; Кд,=0,7.
Подставив значение-AAI,, из (7.16)
в (7.13), а также приняв ДМ„ =
=СпМсА/=СдДД получим
— (Сп Ч~ SAf)Af г -у .g,
A- ТЛ'С '■”1 ’ '
где SM — суммарная мобильность
всех турбоустановок энергосистемы.
Ht
scanner by http • tcc2v.narod ru/book/
Если энергосистема состоит нз і од¬
нотипных турбоустановок, то 2М=
=іМ. После интегрирования урав¬
нения (7.19) получаем выражение
для определения изменения часто¬
ты в энергосистеме при набросе на¬
грузки:
с„ + ьи L
Пример. Система состоит из 15
блоков по 200 МВт, сп=0,015:
2М—15-60—900 МВт/Гц. Прини¬
маем 600 МВт, 7=20 с.
Подставляем исходные данные в
(7.20):
Д/ = 600 Г t _
0,015-3000 4-900 L
_ 50 XI
\ \ 20-3000 ) J
= 0,635 [1 — ехр(—0,8<
По полученной формуле имеем:
t, с . . . . 1,0 2,0 4,0
Af, Гц . . . . 0,ô5 0,51 0,615
В рассмотренном примере в резуль¬
тате появления начального дефици¬
та мощности, равного 20%, проис¬
ходит падение частоты в энергоси¬
стеме, которое тормозится подхва¬
том нагрузки. Уже через 4 с паде¬
ние частоты достигает 0,615 Гщт.е.
в рассмотренном случае требуется
действие автоматической разгрузки
ѵ по частоте. В подхвате нагрузки в
примере участвуют все блоки, что
возможно лишь ночью, когда блоки
разгружены и располагают враща¬
ющимся резервом.
7.6. Отказы и аварии
Отказом в работе называется со¬
бытие, заключающееся в наруше¬
нии работоспособности оборудова¬
ния электростанции, электрической
я тепловой сети и энергосистемы.
Отказы в работе могут приводить
к частичному снижению производи¬
тельности оборудования, к полно¬
му останову, к останову с повреж¬
дениями. Каждый отказ в работе
112
регистрируется, анализируется,
классифицируется в соответствии с
инструкцией. В зависимости от ха¬
рактера отказа, степени поврежде¬
ния оборудования и последствий от¬
казы подразделяются на аваіряи, от¬
казы в работе I степени, отказы в
работе II степени и потребитель¬
ские отключения. В табл. 7.3 да¬
ются признаки классификации от¬
казов как аварии или отказов I сте¬
пени.
Материалы по отказам и авари¬
ям систематизируются, выпускают¬
ся ежемесячные обзоры по Мин¬
энерго СССР, выпускаются проти-
воаварийные циркуляры, перераба¬
тываются инструкции.
При классификации отказов учи¬
тывается подразделение оборудова¬
ния на группы А, Б, В. Так, к груп¬
пе А относятся котлы 420 т/ч и бо¬
лее, энергоблоки 150 МВт и более
и т. д.
7.7. Аварийные ситуации
В ежемесячных обзорах отказов
определяется доля отказов по вине
персонала. Среди этих аварий и
отказов значительная часть являет¬
ся следствием аварийных ситуаций,
возникающих на энергоблоке нри
появлении отклонений главных па¬
раметров. Под главными понимают¬
ся параметры энергоблока, откло¬
нения которых за установленные
пределы приводят к срабатыванию
защит на останов энергоблока. Опе¬
ратор на блочном щите узнает об
отклонении главного параметра по
загоранию светового табло. Для
отыскания причины аварийной си¬
туации, принятия решения я про¬
ведения необходимых переключе¬
ний оператор располагает ограни¬
ченным временем — это время от
■загорания табло до достижения
предельного значения главного па¬
раметра, при котором и срабатыва¬
ет защита. Как показали специаль¬
ные наблюдения, наиболее трудным
оказывается отыскание причины от¬
клонения параметра, что и приводит
к тому, что оператор не справяя-
scanner by http.;;tcc2v.narod.ru/book
CO
I
CO
При понижении температуры свежего пара до 405 °C остановить энергоблок
1. Сверить показания
прибора
scanner by http //tcc2v.narod ru/book/
Прекратить операции
1. Остановить ПЭН |
[I/ Заменить форсуні
Да
1, Снять КД Je автома¬
та и прикрыть вручную
1. Снять клапан
с автомата. Перейти
на ручное управление
1, Закрыть общую
рециркуляцию
Самооткрыгие
клапана
1. Снять РПК с авто¬
мата , прикрыть
вручную
1. Снять РД с авто¬
мата и перейти на руч¬
ное управление
1. Перейти на ручное
управление, открыть
клапан.
1. Прекратить переход.
Перейти на другой'
бак
І. Включить резервный
мазутный насос
1. Погасить котел
1, Установить необхо¬
димый расход воздуха
1. Разгрузить блок
и убрать воду
Ж
IX
VIII |тЬп
VII
Рис. 7.5. Противоаварийная карта для аварийной ситуации — снижения температуры свежего пара
3
п
р»
X
ф
Снижете уровня в Д - 0,675 МПа Мэжет привести к срыву бустерных насосов-^ останову
scanner by httptcc2v.narod.ru/book/
Рис, 7-6. ПротивоавариЙная карта для аварийной ситуаций'— снижения уровня воды в деаэраторном баке
Таблица 7.3. Признаки классификации ааарий и отказов в работе энергетического
оборудования
Последствия отказа
Авария
Отказ 1 степени
Перерыв в питании одного и более потребителей
I категории
Недоотпуск электроэнергии
Недоотпуск теплоты
Полный сброс нагрузки даже при сохранении соб¬
ственных нужд
Снижение электрической нагрузки иа 50% против
диспетчерского задания продолжительностью бо¬
лее 1 ч
Повреждение одной и более секций сборных шии
330 кВ и выше, потребовавшее восстановитель¬
ного ремонта в течение
Повреждение оборудования группы А, требуюшее
восстановительного ремонта в течение
Разрушение котла, турбины, генератора, транс¬
форматора (невосстановимое)
Обрушение строительных конструкций
Пожар, вызвавший останов оборудования
Прекращение циркуляции сетевой воды в магист¬
ралях тепловой сети
Снижение частоты ниже 49,5 Гц
>2,5 ч
>20 тыс. кВт-ч
100 Гкал
При 7Ѵуст>100 МВт
Прн нагрузке
500 МВт и выше
•>вч
>7 сут
Группа А на срок
>3 сут
Группа Б на срок
>3 сут
>5 ч
>1 ч
От 30 мии до 2,5 ч
От 5 го 20 тыс. кВт ч:
От 50 до 100 Гкал
/Ѵуст=254-100 МВт
При нагрузке
100—500 МВт
<8 ч
=С7 сут
<3 сут
<3 сут
От 2 до 5 ч
От 30 мин до 1 ч
ется с этой задачей. В помощь опе¬
ратору разработаны противоаварий-
ные карты для каждой из возмож¬
ных аварийных ситуаций (так, для
блока с турбиной Т-250-240 оказа¬
лось, что число таких аварийных
ситуаций с отклонениями главных
параметров равно 23).
На рис. 7.5 приведена противо-
аварийная карта для аварийной си¬
туации — снижения температуры
свежего пара за прямоточным кот¬
лом энергоблока с турбиной
Т-250-240. В карте рассмотрены во¬
семь типов отказов, приводящих к
снижению температуры свежего па¬
ра: увеличение расхода питатель¬
ной воды по ниткам котла;
увеличение расхода питательной
воды на впрыск; снижение темпе¬
ратуры питательной воды; умень¬
шение расхода воздуха; снижение
расхода мазута; снижение расхода
газа; ухудшение качества мазута
(обводнение мазута, неисправность
работы мазутной форсунки).
Указанные отказы, приводящие к
изменению главного параметра,
обязаны своим появлением первич-
8*
ным отказам, которые также указа¬
ны на карте. Так, увеличение расхо¬
да питательной воды по ниткам кот¬
ла может произойти из-за открытия
регулирующего клапана турбонасо¬
са или регулирующего питательно¬
го клапана котла; снижение темпе¬
ратуры питательной воды может
произойти из-за отключения группы
подогревателей высокого давления,
закрытия паровых задвижек на от¬
борах турбины, открытия запорной
арматуры мимо ПВД.
Причины отказов пронумерованы
на карте в соответствии с вероят¬
ностью их наступления.
На рис. 7.6 приведена противо-
аварийиая карта для аварийной си¬
туации — снижения уровня воды в.
деаэраторном баке.
ВОПРОСЫ к СЕДЬМОЙ главе
1. Почему впрыск воды в промежуточ¬
ный пароперегреватель котла снижает теп¬
ловую экономичность энергоблока?
2. Как удержать энергоблок на холо¬
стом ходу прн полном сбросе нагрузки?
3. Какие факторы определяют уровень
технического минимума нагрузки энерго¬
блока?
115
scanner by http ■ tcc2v.narod ru/book/
4. Чем определяются потери теплоты
яря пуске энергоблока, как определить их
экспериментально?
5. Как протекает - переходный процесс
наброса нагрузки?
6. В чем сущность регулирования мощ¬
ности энергоблока скользящим давлением?
7. В чем особенности пусковой схемы
энергоблока с прямоточным котлом?
8. Как осуществляется классификация
отказов?
9. Каково основное назначение противо-
аварийных карт?
Глава восьмая
Технико-экономические показатели и методика
сравнения вариантов строительства ТЭС
,8.1. Основные технико¬
экономические показатели ТЭС
В гл. 2 были рассмотрены вели¬
чины, характеризующие тепловую
экономичность электростанций:
КПД, удельные расходы натураль¬
ного или условного топлива. Не ме¬
нее важным экономическим показа¬
телем ТЭС явлиются так называе¬
мые удельные капиталовложения Л,
равные отношению средств, затра¬
ченных на сооружение электростан¬
ции, К (эти средства называются
полными капиталовложениями, или
полной стоимостью) к установлен¬
ной мощности ТЭС Ny:
k=K/Ny. (8.1)
Производительность труда на
ТЭС принято характеризовать штат¬
ным коэффициентом П — количест¬
вом эксплуатационного персонала^
Приходящегося на 1 МВт установ¬
ленной мощности. ‘
При проектировании электростан¬
ции всегда стремятся повысить КПД
и уменьшить удельные капитало¬
вложения и штатный коэффициент.
Однако далеко не всегда удается
одновременно выполнить эти тре¬
бования. Для достижения высоко¬
го КПД необходима, как правило,
установка более сложного и, сле¬
довательно, более дорогого обору¬
дования; стремление уменьшить ко¬
личество обслуживающего персона¬
ла требует дополнительных затрат
на механизацию и автоматизацию
технологических процессов. Отыска¬
ние оптимальных соотношений меж¬
ду упомянутыми техническими н
экономическими показателями ТЭС,
116
при которых достигается наиболь¬
ший народнохозяйственный эффект,
является одной из важнейших за¬
дач. Методы ее решения рассмат¬
риваются в этой главе.
8.2. Структура
капиталовложений в тепловые
электростанции
Суммарные капиталовложения в
ТЭС складываются из затрат на со¬
оружение объектов производствен¬
ного назначения, а также объектов
жилищного и культурно-бытового
назначения, просвещения и здраво¬
охранения (жилого поселка). По¬
следние предназначаются для стро¬
ительно-монтажного и эксплуатаци¬
онного персонала. Затраты иа жи¬
лой поселок (nb отношению к за¬
тратам иа производственные объ¬
екты) составляют: для ТЭЦ и
ГРЭС мощностью до 1800 МВт —
15—20%, для ГРЭС мощностью бо¬
лее 1800 МВт—10—15%.
Таблица 8.1. Распределение
капиталовложений в ГРЭС Ny = 2400 МВт
(8ХК-300-240) по видам затрат
Статья затрат
Капиталовло¬
жения, %
Оборудование с монтажом
60
В том числе монтаж обору-
13
доваиия
Строительные работы
37,5
Прочие затраты (проектиро-
2,6
ванне, изыскание, тран¬
спорт оборудования, ма-
териа.юв н т. д.)
Всего
100
scanner by http /4cc2v.narod.ru/book/
Таблица 8.2. Распределение
капиталовложений по объектам
производственного назначения ГРЭС
УѴу=2400 МВт (8ХК-300-240)
Объект
Капиталовло-
жения
Главный корпус с дымовы-
61
ми трубами
В том числе блочное обору-
67
дование
Система технического водо-
9
снабжения
Тоаиспортное хозяйство
5
Повысительные трансформа¬
торы н главное распреде¬
лительное устройство (ГРУ)
Топливное Хозяйство
5
3
Прочие объекты и сроруже-
17
иия
Всего
100
В табл. 8.1—8.3 приведено рас¬
пределение капиталовложений в
производственные объекты.
Из табл. 8.1 следует, что на стро¬
ительные й монтажные работы, ко¬
торые выполняются непосредствен¬
но на месте сооружения ТЭС, при¬
ходится половина капиталовложе¬
ний. Следовательно, темпы соору¬
жения электростанции существенно
зависят от организации работ на
строительно-монтажной площадке.
Чтобы быстро и экономично возво¬
дить сооружения и - монтировать
оборудование, необходимы индуст¬
риальные методы ведения работы,
применение высокопроизводитель¬
ных машин, монтаж конструкций и
оборудования крупными узлами и
блоками, широкая унификация н
стандартизация.
Наибольшая доля капиталовло¬
жений в ТЭС прииходится на глав¬
ный корпус (табл. 8.2), а в преде¬
лах главного корпуса — на тепло¬
механическое оборудование (табл.
8.3).
На величину капиталовложений
в ТЭС существенно влияет вид сжи¬
гаемого топлива. Если стоимость
электростанции и а каменном угле
принять за 100%, то для ТЭС на
газомазутном топливе и буром уг¬
ле при прочих равных условиях она
составит соответственно 85—87% и
102—103%. Капиталовложения за¬
висят также от района строитель¬
ства: в отдаленных районах и рай¬
онах с суровыми климатическими
условиями k на 5—7% больше, чем,
например, в центре европейской ча¬
сти страны. Но да'же в пределах од¬
ного и того же района капиталовло¬
жения могут отличаться весьма за¬
метно из-за различия в условиях
водоснабжения, геологических усло¬
вий, протяженности подъездных Пу¬
тей и других факторов, зависящих
от конкретных условий места стро¬
ительства.
У лица 8.3. Распределение капиталовложений по элементам главного корпуса ГРЭС
AÇ=2400 МВт (8ХК-300-240)
Оборудование
Капита-
ловложе
нкя. %
Оборудование
Капита-
ловложе-
3 ния, %
Т еплотехн ическое
62
Электротехннческое
8,5
В том числе:
собственно турбина
10
В том числе:
генераторы с выводами
6
конденсатор, система регенерации
6
система собственного расхода
2,5
и другое вспомогательное обору¬
дование турбины
собственно котел
23
Тепловой контроль и автоматика (при
установке ЭВМ)
Строительная часть
9
18
тяг о дутьевая установка, пылепри-
готовлеине, золоулавливание и
другое вспомогательное оборудо¬
вание котЛа
водопитатель кая установка (пита-
10
4
В том числе:
общестроительиые работы
обмуровочные и изоляционные
работы
Прочие элементы (грузоподъемные
12
6
2,5
тельные насосы, деаэраторы, обес¬
соливание конденсата и др.)
“ станционные трубопроводы
9
механизмы, противопожарное обо¬
рудование и т. д.)
Всего по главному корпусу
100
11/
scanner by httpv tcc2v.narod ru/book/
8.3. Влияние единичной
мощности блоковой мощности
КЭС на капиталовложения
Около 95% капиталовложений в
главный корпус ГРЭС 8X300 МВт
приходится иа блочное оборудова¬
ние и относящиеся к нему строи¬
тельные конструкции. Если увели¬
чивать количество однотипных бло¬
ков, то удельные капиталовложе¬
ния в блочное оборудование главно¬
го корпуса останутся неизменными.
Изменятся лишь удельные ка¬
питаловложения в общестанциониое
оборудование главного корпуса.
Но поскольку доля капиталовложе¬
ний в это оборудование невелика
(для ГРЭС 8X300 МВт — около
5%), то и общие изменения' капи¬
таловложений в главный корпус бу¬
дут незначительными — онн умень¬
шатся на 1,5—2% при удвоении ко¬
личества блоков.
Если же увеличивать единичную
мощность блока, то удельные капи¬
таловложения в его элементы будут
уменьшаться. Так, при увеличении
мощности турбины с 300 до
500 МВт масса и стоимость, при¬
ходящиеся на 1 кВт турбинного
оборудования, снижаются на 20%.
Капиталовложения в котлоагрегат
паропроизводительностью 1000 т/ч
на 8—10% меньше, чем в два кот¬
ла по 500 т/ч каждый. Увеличение
диаметра трубопровода в 2 раза по¬
вышает его пропускную способ¬
ность в 5—5,5 раза, а массу —
лишь в 4 раза. Укрупнение аппа¬
ратов и механизмов экономически
целесообразно, как правило, даже
в тех случаях, когда прямые на¬
чальные затраты на них не умень¬
шаются, как, например, для угле¬
размольных мельниц. Но и тогда
уменьшение количества элементов
за счет их укрупнения упрощает
компоновку, уменьшает протяжен¬
ность трубопроводных и кабельных
коммуникаций, упрощает управле¬
ние и контроль, следовательно, и
количество приборов и аппаратов
технологического коніроля, управ¬
ления и автоматизации уменьша¬
ется.
118
Удельные капиталовложения си¬
стемы КИП и автоматики для бло¬
ка 500 МВт на 15%* меньше, чем
для блоков 300 МВт, что достига¬
ется благодаря укрупнению основ¬
ного и вспомогательного оборудо¬
вания. Иногда при укрупнении обо¬
рудования изменяется технология
его изготовления, что может приве¬
сти к увеличению удельной стоимо¬
сти. Так, толстостенные трубы боль¬
шого диаметра (377X70) могут по¬
ка изготовляться только сверлени¬
ем кованой заготовки, а не горячей
прокаткой, которая значительно де¬
шевле. Такого рода технологиче¬
ских сложностей обычно удается со
временем избежать и в результате
достичь снижения удельных капи¬
таловложений в ТЭС заданной мощ¬
ности за счет увеличения единичной
мощности агрегатов.
Зависимость удельных капитало¬
вложений в блочную часть главно¬
го корпуса от единичной мощности
блоков при одинаковой мощности
КЭС показана на рис. 8.1. Удель¬
ные капиталовложения в систему
технического водоснабжения, глав¬
ное распределительное устройство
(ГРУ) и повысительные трансфор¬
маторы ГРЭС 8Х.300 МВт состав¬
ляют соответственно 9 и 5% (см.
табл. 8.2).
Практика проектирования элекі-
ростаиций показывает, что с уве¬
личением мощности КЭС удельные
капиталовложения в систему техни¬
ческого водоснабжения остаются
неизменными. Неизменными оста¬
ются и удельные капиталовложения
в главное распределительное уст¬
ройство и повысительные трансфор¬
маторы. Последнее обусловлено
следующим. С увеличением мощно¬
сти ТЭС происходит укрупнение
электротехнического оборудования
и снижение доли резервных эле¬
ментов, что уменьшает удельные за¬
траты на них. Одновременно с уве¬
личением мощности, как правило,
расчет напряжение, при котором
электроэнергия выдается в сеть, что
приводит к удорожанию оборудо¬
вания. ' Влияние обоих факторов
scanner by httptcc2v.narod.ru/book'
Рис. 8.1.
Рис. 8.1. Удельные капиталовложения, в блочную часть главного корпуса в зависимости
от мощности блока
Рис. 8.2. Удельные капиталовложения в ГРЭС с блоками 300 МВт:
1 — объекты и оборудование, расположенные вне главного корпуса (без технического водоснабжения
и ГРУ); 2 — ГРЭС в целом
примерно одинаково, и в результа¬
те удельные капиталовложения в
ГРУ практически не изменяются.
Если мощность КЭС увеличива¬
ется только за счет количества
установленных блоков, то удельные
капиталовложения в блочное обо¬
рудование главного корпуса, как
уже отмечалось, практически ие ме¬
няются. 70%. капиталовложений в
КЭС при увеличении ее мощности
за счет увеличения количества бло¬
ков остаются неизменными. Капи¬
таловложения в остальные объекты
ГРЭС (топливоподачу, транспорт,
хим водоочистку, маслохозяйство
н т. д.), напротив, существенно за¬
висят от мощности КЭС. Так, при
удвоении мощности электростанции
с 1200 до 2400 МВт полная стои¬
мость топливоподачи возрастает
лишь на 33%, что обусловлено поч¬
ти неизменным составом оборудо¬
вания разгрузочного устройства;
протяженность и стоимость дорог
Рис. 8,3. Удельные капиталовложения в
ГРЭС.
1 — 6X300 МВт; J—ÆX300 МВт; 3 — 6X500 МВт;
-4 — 6x800 МВт
увеличивается только в 1,3—1,b ра¬
за; хим водоочистки — на 16—15%
и т. д.
Поскольку мощность ГРЭС воз¬
растает быстрее, чем затраты, удель¬
ные капиталовложения в эти объ¬
екты снижаются, что приводит к
уменьшению удельных капитало¬
вложений в электростанцию в це¬
лом. На рис. 8.2 показано измене¬
ние удельных капиталовложений в
объекты и оборудование вне глав¬
ного корпуса (кроме технического
водоснабжения и ГРУ) и в КЭС с
однотипными блоками в целом в
зависимости от ее мощности. Из ри¬
сунка видно, что при удвоении мощ¬
ности станции удельные капитало¬
вложения снижаются примерно на
10 % только за счет вспомогательных
объектов, поскольку удельные ка¬
питаловложение для главного кор¬
пуса, водоснабжения и ГРУ неме--
няются.
Особенно эффективно увеличение
мощности электростанции при од¬
новременном повышении единичной
мощности блоков, что видно из
рис. 8.3. Именно по этому пути идёт
развитие теплоэнергетики.
8.4. Капиталовложения в ТЭЦ
Удельные капиталовложения в
ТЭЦ также зависят от единичной
мощности агрегатов и от ее полной
мощности. Однако на стоимость
ТЭЦ существенное влияние оказы-
119
scanner by http ■ tcc2v.narod ru/book/
вают количество теплоты, отпуска¬
емой на единицу установленной
электрической мощности, и пара¬
метры отборного пара.
На отопительных ТЭЦ с турби¬
нами типа Т, имеющими регулиру¬
емые отборы пара при р=0,05~
0,25 МПа, расход пара на турбину
в 1,2—1,3 раза больше, чем у кон¬
денсационных турбин такой же
электрической мощности. Вследст¬
вие этого на ТЭЦ устанавливаются
более крупные, чем на ГРЭС, кот¬
лы и вспомогательное оборудование
при равной мощности турбин. Кро-
‘ме того, на ТЭЦ устанавливается
специальное оборудование для- по¬
догрева сетевой воды и ее прокач¬
ки, а турбины с регулируемыми от¬
борами сложнее, чем 'конденсацион¬
ные. Все это приводит к увеличе¬
нию стоимости электростанции. Еди¬
ничная мощность агрегатов и пол¬
ная мощность ТЭЦ в 3—5 раз мень¬
ше, чем ГРЭС, что дает дополни¬
тельное увеличение удельных ка¬
питаловложений. В итоге удельная
стоимость отопительной ТЭЦ элек¬
трической мощностью 500 —
700 МВт и тепловой мощностью (по
отпуску теплоты потребителю)
2800 — 4200 МВт (2400 —
3600 Гкал/ч) на 70—80% выше,
чем для типовой ГРЭС 2400 —
4000 МВт.
Удельный расход свежего пара
на турбины типа П с производст¬
венным отбором давлением 1,0—
1,5 МПа в 1,7—1,8 раза больше,
чем на турбины без регулируемых
отборов. Следовательно, для этих
агрегатов нужно 'еще более мощное
котельное и вспомогательное обо¬
рудование, чем для турбин типа Т.
Но вместе с тем для турбин типа П
не требуется оборудование для пе¬
рекачки и подогрева сетевой воды,
что снижает стоимость ТЭЦ, но
лишь частично компенсирует до¬
полнительные затраты, связанные с
большим расходом пара. В резуль¬
тате удельные капиталовложения в
ТЭЦ с турбинами типа п выше, чем
с турбинами типа Т, на 5—7%.
120
8.5. Эксплуатационные
затраты и себестоимость
продукции ТЭС
Средства, затрачиваемые на топ¬
ливо, ремонт оборудования, оплату
труда персонала, вместе с другими
расходами на производство элект¬
рической энергии и теплоты назы¬
ваются эксплуатационными затра¬
тами. Эти затраты на ТЭС зависят
от трех основных факторов, упомя¬
нутых в § 8.1: тепловой экономич¬
ности, начальных капиталовложе¬
ний и штатного коэффициента.
От тепловой экономичности за¬
висят затраты на топливо, которые
за год составляют
/7ТЛ=ВГЦТЛ, (8.2)
где Вг — годовой расход топлива;
т; Цтл — цена топлива, руб/т.
Так как
Вг=^сг.энт1о-«, (8.3)
где 6СГ — среднегодовой удельный
расход топлива на отпуск электро¬
энергии, г/ (кВт■ ч) ; 5НТ — годовой
отпуск электроэнергии потребите¬
лям, кВт’-ч, то можно записать
Ятл=6сг5итЦтл10’Б. (8.4)
При расчетах по условному топ¬
ливу
Итл=Ь^ЭтЦу 10”, (8.5)
где Цу — цена условного топлива,,
руб/т.
От начальных капиталовложений
зависят затраты на капитальный
ремонт оборудования и ренова¬
цию — восстановление производст¬
венных фондов по истечении срока
службы (для ТЭС 30 лет). Эти за¬
траты составляют в год около 7%.
капиталовложений в производствен¬
ные объекты
Ик=ркК, (8.6)
где рк=0,07 1/год.
Годовые эксплуатационные за¬
траты .на персонал включают основ-
ную зарплату, премии, отчисления
на социальное страхование.
scanner by http,-tcc2v.narod.ru/book/
Рис. 8.4. Зависимость от мощности ТЭС
коэффициента рврч для определения про¬
чих затрат
Эти затраты составляют
Яп=рп™у-10-3, (8.7)
где рп — 2600 руб/ (чел - год) — сред¬
няя годовая зарплата с начисления¬
ми на одного работающего; П —
штатный коэффициент, чел/МВт.
Затраты на текущий ремонт, -мо¬
дернизацию оборудования, приоб¬
ретение инвентаря, техническую
учебу персонала и другие цели учи¬
тываются прочими затратами, опре¬
деляемыми из соотношейия
1 ^прч=;Рпр,*( И кН- 7/п) =
=pnp4(p.K+pnnNy) ІО-3, (8.8)
где рДрч — коэффициент, зависящий
от мощности электростанции
(рис. 8.4).
В сумме годовые эксплуатацион¬
ные затраты составляют
И=ИТЛ -|- И к -|- Ип -|- /7дрч—
ХЮ-3+РпрЧ(рЛ+РлПМу- ІО-3).
(8.9)
Отношение годовых эксплуатаци¬
онных затрат к отпущенной за год
продукций есть себестоимость.
Количество отпускаемой энергии
за год, кВт-ч,
Энт=Му7у(1-Эс.н). (8.10)
ГРЭС отпускает потребителям толь¬
ко электроэнергию, себестоимость
которой определяется следующим
■образом:
« = А/к + И„ 4- И^Эпт =
=rzz™+{p.k+р„п .10-а +
+Дф(А*+Р,п-Ю^3)]/іД(1 - эс,..)].
(8.11)
Методика определения себестои¬
мости продукции ТЭЦ при отпуске
потребителям двух видов энергии
рассматривается в курсе экономики
энергетики.
8.6. Приведенные затраты
Если потребитель будет оплачи¬
вать электроэнергию по себестои¬
мости, то этих средств будет доста¬
точно лишь на -покрытие текущих
расходов и восстановление изношен¬
ного оборудования (реновацию),
т. е. на простое воспроизводство.
Средства на расширенное воспроиз¬
водство получаются за счет допол¬
нительных начислений Рн, которые
принимаются- пропорциональными
начальным капиталовложениям:
(8.12)
где рк — коэффициент пропорцио¬
нальности, называемый норматив¬
ным коэффициентом эффективности
капиталовложений, для энергетики
рн=0,12 1 / год.
Сумма эксплуатационных затрат
и дополнительных начислений на
расширенное воспроизводство назы¬
вается годовыми приведенными за¬
тратами:
3=Я-рн=НМ. (8-13)
Приведенные затраты на едини- .
цу отпущенной ГРЭС электроэнер¬
гии, или удельные приведенные за¬
траты,
3 = .. (8.14)
"•ЛИТ 'уР—3c,h/
Чем меньше удельные расчетные
затраты, тем экономически, эффек¬
тивнее электростанция. Таким об¬
разом, последнее соотношение поз¬
воляет сравбивать варианты, в ко¬
торых отличаются одновременно и
издержки производства, и началь¬
ные капиталовложения. Следует от¬
метить, что соотношение (8.14) при¬
годно для сопоставления вариантов
с одинаковой выработкой электро¬
энергии по годам. Если в некото¬
ром году по одному из вариантов
отпуск электроэнергии составляет
Эх кВт-ч, а по другому Эч кВт-ч
121
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
(3i>32), то дополнительно долж¬
ны быть учтены затраты на произ¬
водство электроэнергии в количе¬
стве A3=Эі—Э2.
На строящейся ТЭС блоки всту¬
пают в эксплуатацию последова-,
тельно с интервалом 6—9 мес. Если
на станции предусмотрена установ-
иа, например, восьми блоков, то от
момента пуска первого блока до
ввода последнего проходит 3,5—5
лет. К мфменту пуска первого бло¬
ка выполняется 60—70% работ по
обшестанционным объектам, кото¬
рые вначале используются лишь
для одного из восьми блоков. В ре¬
зультате происходит заморажива¬
ние средств и тем большее, чем дли¬
тельнее общий срок строительства.
Это обстоятельство отражается
в технико-экономических расчетах
соотношением, учитывающим разно¬
временность затрат:
Æf = /Сі(1+Рпр)і”І+
РпР)*-2+ - +*i(l+
+рпр)*“’+ ... +Æ*—i(l +
+Рлр) +Æ/,* (8.15)
где Л» — капиталовложения в і-м
году (і— 1, 2, ..., f) от начала стро¬
ительства; t длительность строи¬
тельства в годах; рпр — коэффи¬
циент приведения, 1/год (рпр =
=0,1 l/год), равный относительно¬
му годовому начислению на’ замо¬
роженные средства.
Таким образом, Kt есть капита¬
ловложения с учетом начислений на
замораживание средств. Как видно
из (8.15), значение Kt определяет¬
ся по формуле сложных процен¬
тов.
При учете замораживания средств
соотношение (8.13) запишется в
виде
3=Я+рнКі. (8.16)
Эта величина называется пр иве-’
денными затратами с учетом раз¬
новременности капиталовложений.
Соотношением (8.16) следует
пользоваться при сравнении вари¬
антов с разным сроком строитель¬
ства.
ВОПРОСЫ к ВОСЬМОЙ ГЛАВЕ
1. Как изменяются удельные капитало¬
вложения в ГРЭС при увеличении количе¬
ства блоков? За счет каких объектов про¬
исходят эти изменения?
2. 'Как влияет единичная мощность бло¬
ков на удельные капиталовложения в блоч¬
ное оборудование?
3. Проверьте правильность соотношения
123
итя=—--э„ц5.10-«.
Ч«т
4. Как влияет срок сооружения ТЭС иа
удельные капиталовложения с учетом замо¬
раживания средств?
Глава девятая
Атомные электростанции
9.1. Ядерные реакторы
В природном уране содержится
99,3% изотопов с массовым числом
238 (saiU) и 0,7% с массовым чис¬
лом 235 (î3SU). При захвате ней¬
трона ураном-235 протекает сле¬
дующая ядерная реакция:
236и+л=2. осколка деления 4-ѵл+
+ р-частпцы + у-нзлученііе + ки¬
нетическая энергия продуктов де¬
ления, (9.1)
122
где п — обозначение нейтрона; ѵ —
количество образующихся вторич¬
ных нейтронов.
Осколками деления чаще всего
являются ядра атомов иода и крип¬
тона. При распаде 1 г !36U выде¬
ляется 86,4-10" кДж энергии, при¬
чем 85% приходится на кинетиче¬
скую энергию осколков деления.
Эти осколки, сталкиваясь с атома¬
ми окружающей среды, тормозятся,
и их энергия переходит в энергию
теплового движения. Значительная
scanner by http,. tcc2v.narod.ru/book
Рис. 9.1.
Рис. 9.1. Упрощенная схема ядерного реак¬
тора:
/ — тепловыделяющий алемент; 2 — замедлитель;
3, 4 — подвод и отвод теплоносителя; 5 — отра¬
жатель; 6 — регулирующий стержень; 7 — кор¬
пус; 8 — биологическая защита
Рис. 9.2. Тепловыделяющий эле¬
мент:
1 — ядерное горючее; 2 — оболочка
Рис. 9.2.
часть энергии у-лучей также пере¬
ходит в теплоту.
Если один из ѵ-вторичных ней¬
тронов вступит в реакцию (9.1), то
-будет протекать самоподдерживаю-
щаяся реакция, в которой распад
одного атома 236U повлечет в даль¬
нейшем распад еще одного атома.
Устройство, в котором осуществля¬
ется самоподдерживающаяся реак¬
ция ядерного деления, называется
ядерным реактором (рис. 9.1).
Ядерное горючее в реакторе раз¬
мещают в так называемых тепло¬
выделяющих элементах — твэлах
(рис. 9.2). При реакции (9.1) обра¬
зующиеся нейтроны имеют энергию
Еп около 5 МэВ. При такой энер¬
гии очень мала вероятность того,
что произойдет реакция распада.
Если энергию нейтронов снизить до
энергии теплового движения Еп =
=k Т=0,025 эВ (Л=7?ц/7ѴЛВ — по¬
стоянная Больцмана; — универ¬
сальная газовая постоянная, рас¬
считанная иа 1 моль; Мав — число
Авогадро; Т — абсолютная темпера¬
тура среды), то вероятность реак¬
ции возрастает в 1000 раз. Нейтро¬
ны с такой энергией называются
медленными, или тепловыми. Для
снижения энергии нейтронов слу¬
жит замедлитель (обычная или тя¬
желая вода, графит), имеющий в
своем составе легкие атомы.
Тяжелые атомы для этого непри¬
годны: нейтрон, сталкиваясь с тя¬
желым атомоьі, отскакивает от не¬
го как шарик от тяжелого предме¬
та, почти не теряя скорости. Для
того чтобы нейтроны не покинули
реактор, - твэлы окружены отража¬
телем. Нейтроны, попадающие в от¬
ражатель, накапливаются в нем,
участвуя в тепловом движении.
Рис. 9.3. Упрощенная схема газографит»-
вого реактора (обозначения те же, что и
на рнс. 9.1)
Рис. 9.4. Упрощенная схема водО-водяиого
реактора (обозначения те же, что и на
рис. 9.1)
123
scanner by http ■ tcc2v.narod ru/book/
Часть их уходит в окружающую
среду, а часть возвращается- обрат¬
но в реактор. Благодаря этому
уменьшается бесполезная потеря
нейтронов. Тепловые нейтроны, ско¬
пившиеся вблизи твэлов, образуют
как бы нейтронное облако, в кото¬
ром они ведут себя подобно другим
Рис. 9.5. Водо-водяной реактор типа
ВВЭР-1000 ддя блока электрической мощ¬
ностью 1000 МВт. Продольный разрез;
~ веРхнн^ кожух; 2 —г верхний блок защитных
труб; 3— корпус реактора; 4— активная зона;
5—шахта реактора, е — нижняя опорная плита
124
частицам материи: сталкиваются с
атомами, обмениваясь энергией,
(тепловое движение), диффундиру¬
ют в места, где их концентрация,
ниже. Нейтроны, находящиеся вбли¬
зи ядер урана, захватываются ими.
На место поглощенных нейтронов
из замедлителя диффундируют но¬
вые. В свою очередь нейтроны, вы¬
летающие из твэлоВ, пополняют их
запас в замедлителе. Выделяющая¬
ся при распаде теплота передается
циркулирующей в трубках (кана¬
лах) жидкости, называемой тепло¬
носителем. Этот тип реакторов на¬
зывается канальным. В качестве
теплоносителя в них используется
вода, а замедлителя — графит.
На рйс. 9.3 показан другой тип
реактора, называемый корпусным.
Теплоноситель — углекислый газ —
движется в нем не в каналах, а в
корпусе, заполняя весь его свобод¬
ный объем. Замедлителем является
графит. Такой реактор ' называется
газографитовым или уран-графито-
вым.
На рис. 9.4 представлена конст¬
руктивная схема корпусного реак¬
тора, в котором вода является од¬
новременно и замедлителем, и теп¬
лоносителем. Такие реакторы назы¬
ваются водо-водяными. Общий вид
такого реактора показан на
рис. 9.5.
9.2. Тепловые схемы АЭС
Если теплоноситель является од¬
новременно и рабочим телом теп¬
лового цикла (рис. 9.6,а), то АЭС
называется одноконтурной. Если же
теплота, воспринятая в реакторе
теплоносителем, передается рабоче¬
му телу в предусмотренном для это¬
го теплообменнике (рис. 9.6,6), то
АЭС называется двухконтурной.
На одноконтурных АЭС в СССР
сооружены канальные реакторы с
графитовым замедлителем. В них
непосредственно генерируется пар,
поступающий в паровую турбину.
На Белоярской АЭС в таких реак¬
торах генерируется перегретый пар
для турбин на параметры в.вМГГа»
500 °C типа К-100-90.
scanner by http ,. tcc2v.narod.ru/book-
3 — насос циркуляции
8 — питательный насос
Рис. 9.6. Технологические схемы АЭС:
а — одноконтурная; б — двухконтурная; 1 — реактор; 2 — барабан-сепаратор;
теплоносителя; 4— парогенератор; 5 —турбина; 6— генератор; 7 — конденсатор;
Рнс. 9.7 Принципиальная тепловая схема блока с реактором ВВЭР-1000 н турбиной
К-1000*60/1500:
j — вместимость для аварийного запаса раствора бора; 2, 3 — насос и теплообменник системы ава¬
рийного расхолаживания; 4 — реактор; 5 — компенсатор объема; 6 —главные задвижки циркуляцион¬
ного контура; 7 —главный циркуляционный насос; 8 — водо-водяной теплообменник системы продувки;
9 — парогенератор; 10— теплообменник на технической воде системы продувки; 11— фильтр очистки
реакторной воды- 12 — турбинный сепаратор-пароперегреватель; 13 — деаэратор системы подпитки и
продувки первого контура; /4—теплообменники к поз. 13; 16 — насос продувки и подпитки; 16 —
подвод подпитки 1-го контура; 17 -турбина; 18 - генератор; 19 - конденсатор; 20 - конденсатный
насос 1-го подъема; 21 — ПВД; 22 — деаэратор основной; 23 — турбопривод конденсационный к пита¬
тельному насосу; 25 - питательный турбонасос; 25 - ПНД; 27 - охладители дренажа; 28 -сливные
насосы; 29 — фильтры очистки турбинного конденсата; 80 — эжектор конденсатора; 81 — эжектор
уплотнений турбины, 32 — конденсатный насос 2-го подъема
125-
scanner by http ?,-tec2v.narod ru/book/
Рис, 9.8. Парогенератор блока с ВВЭР-1000;
■а—б — продольный и Поперечный разрезы; 1 — корпус; 2 — трубный лучок; 3 — штуцер уровнемера;
4 — люк-лаз; Б — секция жалюзийного сепаратора; 6 — пароотводящие трубы; 7 — коллектор сухого па-
фа; 8— штуцер контроля утечек второго контура; 9— штуцер для воздушника второго контура; 10—
штуцер контроля, утечек первого контура; 11 — штуцер для воздушника первого контура; 12 — коллек¬
тор раздачи питательной воды; 13 — штуцер периодической продувки; 14 «— штуцер непрерывной про¬
дувки; 15—штуцер дренажа; 16— входной коллектор теплоносителя; 17 — труба раздачи питательной
воды; 18 — пароприемный щит; 19 — труба отвода отсепарнрованной влаги; 20 — дырчатый погружной
щит; 21 — выходной коллектор теплоносителя
На Ленинградской и ряде других
одноконтурных АЭС установлены
канальные реакторы типа
РБМК-1000, генерирующие насы¬
щенный пар давлением 7 МПа (пе¬
ред турбинами 6,5 МПа). У. реак¬
торов этого типа нет пароперегре¬
вателей, что не только упрощает их
конструкцию, но и позволяет до¬
стигнуть более глубокого выгорания
ядерного горючего и уменьшить его
расход несмотря на меньший КПД
турбины. По этой причине на со¬
временном этапе канальные реак¬
торы, генерирующие насыщенный
пар, оказались более целесообраз¬
ными, чем генерирующие перегре¬
тый пар;
Широкое* распространение в
■СССР получили двухконтурные
J26
АЭС с корпусными водо-водяными
энергетическими реакторами
(ВВЭР). На рис. 9.7 показана теп¬
ловая схема блока с реактором
ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60/
1500. Теплоноситель — некипящая
вода давлением 16 МПа — циркули¬
рует по четырем параллельным пет¬
лям первого нонтура (на схеме по¬
казана одна петля). На каждой
петле имеется по одному главному
циркуляционному насосу с подачей
19000 м3/ч и по одному парогене¬
ратору (рис. 9.8) производительно¬
стью 1469 т/ч насыщенного пара
давлением 6,4 МПа (температура
насыщения 278°C). Пар генериру¬
ется за счет охлаждения теплоно¬
сителя от температуры /'=322 °C
до /"=289 °C. Количество ЦИркуЛИ-
scanner by http..Tcc2v.narod.ru/book
рующей воды G определяется из
теплового баланса:
G‘= ?(*»— _ (9 2)
где D — расход пара; Лп> Лп.в — эн¬
тальпия пара и питательной воды;
т)пг — КПД парогеиератора.
К первому контуру относят сле¬
дующие системы (см. рис. 9.7) :
1) систему продувки и подпитки
реактора, имеющую в- своем соста¬
ве фильтры очистки реакторной во¬
ды 11, деаэратор 13, насос 15, теп¬
лообменники 8, 10, 14;
2) систему аварийного расхола¬
живания. Эта система весьма слож¬
ная и на схеме представлена упро¬
щенно — насосом 2, прокачивающим
реакторную воду'через теплообмен¬
ник 4, в котором эта вода охлаж¬
дается технической водой, и резер¬
вуаром 1 с раствором бора. Ра¬
створ вводится в активную зону для
127
scanner by http .tcc2v.narod ru/book
подавления ядериой реакции деле¬
ния при аварийном останове блока;
3) систему компенсации темпера¬
турных изменений объема оборудо¬
вания и воды первого контура и
поддержания требуемого давления
в нем. Основным элементом этой
системы является компенсатор объ¬
ема 5. Он имеет электрический на¬
греватель, с помощью которого во¬
да в компенсаторе нагревается до
345 “С, что соответствует давлению
насыщения 16 МПа, равному дав¬
лению в реакторном контуре. Обра¬
зующийся насыщенный пар запол¬
няет пространство над уровнем во¬
ды в компенсаторе объема, тем са¬
мым поддерживается требуемое
давление, поскольку компенсатор
объема и реакторный контур соеди¬
нены трубой.
Пар от парогенераторов по тру¬
бопроводам поступает к турбине с
давлением перед стопорным клапа¬
ном 6 МПа. Если насыщенный пар
такого давления будет расширять¬
ся до давления в конденсаторе, то
его конечная влажность превысит
20%, что недопустимо по условиям
работы последней ступени. Поэтому
между ЦВД и ЦСД устанавлива¬
ется турбинный сепаратор-паропе¬
регреватель 12. В сепараторе влага
отделяется от пара (влажность па¬
ра за ЦВД составляет около 13%).
Затем пар поступает в промежуточ¬
ный пароперегреватель. Греющей
средой в нем является вначале от¬
борный пар, а затем свежий пар.
9.3. Реакторы-размножители
Нейтроны в реакторах захваты¬
ваются не Только ядрами 23еЦ, но
и ядрами 233U, что ведет к образо¬
ванию -23>Ц, 23BNp (нетунци) и
23’Рц (плутония)' — искусственных
радиоактивных элементов:
імц_|_ л—у-излучение;
23 мин
г”и ► ”'Np + ₽-част ица;
s,’Np 2!,Ри-|-рчастица.
(9.3)
В двух последних уравнениях на
■стрелках указано время полурас¬
пада,
а 28
Конечный продукт 23,Ри, так же
как и 23SU, при захвате нейтрона
делится с выделением большого ко¬
личества энергии и образованием
вторичных нейтронов деления. Та¬
ким образом, в реакторе идут два
прбцесса: распад 23SU и генерация
нового ядерпого горючего 23,Рц из
ядер 23BÜ. Количество образующих¬
ся ядер 23SPu на одно распавшееся
ядро аз6Ц называется коэффициен¬
том воспроизводства и обозначает¬
ся Кв: В реакторах на тепловых
нейтронах можно получить Кв =
=0,6-t-0,7. Но существует возмож¬
ность создать реакторы с Кі>1,
т. е. за счет превращения 233Ц в
плутоний получить нового ядерно-
го горючего больше, чем его исполь¬
зовано. Реакторы, в которых идет
такой процесс, называются реакто¬
рами-размножителями. В этих реак¬
торах нейтроны должны иметь энер¬
гию Е„=0,1-5-0,4 МэВ, поэтому они
называются реакторами на быстрых
нейтронах в отличие от реакторов
на медленных нейтронах, где £„=»
«=0,025 эВ.
При захвате ядром 235Ц нейтро¬
на с энергией 0,1—0,4 МэВ количе¬
ство образующихся вторичных ней¬
тронов, способных вызвать новое
деление ядер; в 1,5 раза больше,
чем ,при £„«=0,025 эВ. Эти избы¬
точные нейтроны и расходуются в
реакции (9.3)..Однако при высоких
энергиях вероятность реакции (9.1)
снижается, а без протекания этой
реакции невозможно превращение
(9.3), так как не будет источника
нейтронов.
Чтобы повысить вероятность ре¬
акции (9.1), необходимо в десятки
раз увеличить концентрацию ядер
235Ц в зоне реакции. Для этого в
качестве горючего используют уран,
обогащенный изотопом 233Ц, и ак¬
тивную зону делают очень компакт¬
ной. Замедлитель в реакторах на
быстрых нейтронах не нужен. Сни¬
жение энергии нейтронов до 0,1 —
0,4 МэВ происходит за счет столк¬
новения с ядрами урана. Отража¬
тель- изготовляется из 23,Ц. Попадая
в отражатель, часть нейтронов за-
scanner by httptcc2v.narod.ru/book
7
Рис. 9.9. Принципиальная тепловая схема
Шевченковской АЭС с реактором иа
быстрых нейтронах: ,
1 — реактор; 2 — промежуточный теплообменник;
3 — насос первого контура; 4 — насос второго
контура; 5 — испаритель; 6 — пароперегреватель;
7 — противодавленческая турбина; 8 — опресни¬
тельная установка; 9— РОУ; 10 — технологиче¬
ский конденсатор; 11 — конденсатный насос; 12—
деаэратор; 13—питательный насос; 14—регене¬
ративный подогреватель; /5 — подвод инертного
газа; 16 — питательные трубопроводы; 17 — па¬
ропроводы; 18. 19 — трубопроводы натрия перво¬
го и второго контуров
хватывается его ядрами, и проте¬
кает реакция (9.3). Другая часть
нейтронов возвращается в актив¬
ную зону н вступает в реакцию
(9.1) с 235U. Йз-за высокой кон¬
центрации делящегося материала
существенно возрастают тепловы¬
деления в единице объема. Необ¬
ходимо поэтому интенсифицировать
и отвод теплоты. Этого можно до¬
биться, используя в качестве теп¬
лоносителя расплавленный натрий,
с помощью которого можно отво¬
дить большие тепловые пЬтоки. Но
применение расплавленного метал¬
ла усложняет схему АЭС, посколь¬
ку он может застыть в элементах
контура циркуляции натрия при на¬
рушениях нормального режима ра¬
боты, и, кроме того, расплавленный
натрий обладает высовдй химиче-«
ской активностью.
Схема АЭС с реактором-разМно-
жителем и натрием в качестве теп¬
лоносителя показана на рис. 9.9.
Натрий, циркулирующий в ' реакто¬
ре, имеет повышенную радиоактив¬
ность. ^сли его направить в паро¬
генератор, то в случае разрыва тру¬
бок будет протекать бурная реак¬
ция натрия с-водой. Поскольку нат-
рцй радиоактивен, такая авария
привела бы к выбросу радиоактив¬
ных продуктов реакции в помеще¬
ние, что недопустимо. Поэтому пе¬
редача теплоты от' радиоактивного
натрия к рабочему телу осущест¬
вляется с помощью промежуточного
теплоносителя, который нагревает¬
ся в теплообменнике и затем отда¬
ет тепло в парогенераторе. В каче¬
стве теплоносителя в промежуточ¬
ном контуре также используется
натрий, но здесь ои уже не| являет¬
ся радиоактивным, и авария не бу¬
дет опасной в отношении радиации/
Схемы с промежуточным теплоно¬
сителем называются трехконтурнъ^
ми и состоят из контура теплоно¬
сителя, контура промежуточного
теплоносителя л контура рабочего
тела. На Шевченковской АЭС с ре¬
акторами и а быстрых нейтронах от¬
работавший в турбине пар исполь¬
зуется в установке опреснения мор-,
ской воды.
ВОПРОСЫ к девятой главе
1. Напишите реакцию, в результате ко--
торой высвобождается, ядерная энергия.
2. Что произойдет, если из ѵ вторичных
нейтронов в реакцию с 235U будет в сред¬
нем вступать менее одного нейтрона и бо¬
лее одного нейтрона?
3. В чем преимущества н недостатки
одноконтурных АЭС?
4. В результате какой реакции происхо¬
дит воспроизводство ядерного горючего?
5. Какие требования предъявляются
к теплоносителю в реакторах-размножите¬
лях?
9—432
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
Глава десятая
Централизованное теплоснабжение и тепловые сети
10.1. Системы теплоснабжения
Народное хозяйство СССР по¬
требляет колоссальное количество
теплоты для нужд промышленности
и бытового потребления. При этом
осуществляется линия на цеіітрали-
зованное теплоснабжение, суть ко¬
торого состоит в обеспечении тепло¬
той ряда потребителей из одного ис¬
точника. Укрупнение источников
т’еплоты дает технические и эконо¬
мические преимущества. Так, заме¬
на большого числа мелких отопи¬
тельных котельных одной крупной
районной котельной дает возмож¬
ность применить мощные современ¬
ные водогрейные котлы с высоким
КПД, позволяющие существенно
снизить численность обслуживающе¬
го персонала и загрязнение атмо¬
сферы вредными выбросами.
■ Централизованная система тепло¬
снабжения включает источник теп¬
лоты (промышленная и районная
отопительная, котельная, теплоэлек¬
троцентраль), трубопроводы для
транспорта теплоты (паровые иди
водяные тепловые сети) и установ¬
ки потребителей, использующие теп¬
лоту для технологических или быто¬
вых нужд.
Централизованное теплоснабже¬
ние с ТЭЦ в качестве источника
теплоты называется теплофикацией.
Последняя благодаря комбиниро¬
ванной выработке электроэнергии и
теплоты на ТЭЦ дает существенную
экономию топлива.
Технологические потребители яв¬
ляются, как правило, круглоголовы¬
ми и имеют преимущественно ров¬
ный суточный график нагрузки
(нефтеперегонные заводы, нефтехи¬
мические и химические комбинаты
и др.). Некоторые теплопотребляю¬
щие предприятия работают в две
смены и имеют иочиой провал теп¬
ловой нагрузки. Подача пара тех¬
нологическим потребителям осу¬
ществляется обычно по однотрубно¬
му паропроводу надземной .про-
130
кладки. Для возврата конденсата
после каждого теплообменника у
потребителей предусматривается
конденсатоотводчик, после которо¬
го конденсат поступает в конденса¬
тосборник’ из последнего конденсат
забирается насосом и подается по-
конденсатопроводу на ТЭЦ. Реко¬
мендуется применять непрерывную
откачку конденсата. Во избежание
кислородной коррозии кондёнсато-
проводов применяют закрытые кои»
денсатосборные установки, в кото¬
рых попадание воздуха исключается
созданием избыточного давления
посредством паровой подушки.
' В установках сбора конденсата
осуществляется контроль за его ка¬
чеством с помощью солемеров, ко¬
торые дают сигнал на остановку
перекачивающих насосов в случае
превышения нормы загрязнения
конденсата.
Давление и потребное количество
технологического пара определяют¬
ся на основании норм и тепловых
расчетов теплообменников у потре¬
бителей.
Давление отпускаемого на ТЭЦ
пара выше, чем давление у потре¬
бителя, на значение гидравлическо¬
го сопротивления подающего паро¬
провода. Диаметр паропровода вы¬
бирается на основании технико-эко¬
номических расчетов. Снижение ди¬
аметра паропровода уменьшает его
стоимость, но увеличивает гидравли-.
ческое сопротивление, а следова¬
тельно, повышает давление пара, от¬
пускаемого от ТЭЦ. Это последнее
обстоятельство снижает удельную
выработку электрЪэиергии на теп¬
ловом -потреблении.
К бытовому потреблению теплоты
относятся отопление, вентиляция и
горячее водоснабжение. Потребле¬
ние теплоты на нужды отопления и
вентиляции носит сезонный харак¬
тер.
Отопление действует в холодное
время года, в течение отопительно¬
го сезона. Начало отопительного се¬
scanner by http .- tcc2v.narod ru/book
зона определяется снижением сред¬
несуточной температуры наружного
воздуха ниже +8 °C в течение 3 сут
подряд. Аналогично определяется и
•окончание отопительного сезона,
только принимается во внимание
повышение наружной температуры.
Согласно санитарно-гигиеническим
нормам температура? внутри жилых
помещений ів должна поддержи¬
ваться на уровне +18 °C, в школах,
детских садах, поликлиниках, и
больницах +20 °C, в общественных
зданиях+16 °C..
Посредством отопительных прибо¬
ров необходимо передать столько '
теплоты, сколько теряет здание с
тепловыми потерями QT.„. Величина
последних зависит от кубатуры зда¬
ния по наружному обмеру V, м3, н
от разности внутренней и наружной
температур /в—ікв:
Qr.r = X0+ (ZB—-/н.в), (10.1)
где Хо — отопительная характери¬
стика здания, выражающая потери
теплоты через наружные огражде¬
ния здания при Z»—1 К, отне¬
сенные к 1 м3 объема здания; для
производственных зданий прибли¬
зительно хо=0,50 : 0,85 Вт/(м3-К).
Для жилых зданий хо подсчиты
вается по эмпирической формуле
вти
хо=аІ^\Г, (10.2)
где а=1,6 при толщине наружных
стен 2,5 кирпича и двойном остекле¬
нии и 2,0-т-2,2 для крупноблоч¬
ных зданий из сборного железобе¬
тона.
Принятые на основе многолетних
'наблюдений значения расчетных
наружных температур £н.в даны в
справочниках. Так, для Москвы
^н.в = — 25 °C, для Харькова &в =
$=—|23°С, для Ташкента /£.в =
=—515°С, для Красноярска /в.в =
='—40 °C.
Расход теплоты на вентиляцию
подсчитывается аналогично расхо¬
ду теплоты на отопление. Расчет¬
ное значение наружной температу-
9*
ры для ' вентиляции принимается
выше, чем для отопления. Так, для
Москвы іи .в = — 14 °C.
Потребление теплоты на горячее
водоснабжение является круглого¬
дичным, однако средняя нагрузка
летом снижается относительно зим¬
ней на 15—25%. График нагрузки
горячего водоснабжения в течение
1 сут приведен на рис. 10.1 и подо¬
бен суточному, графику потребления
электроэнергии. Ночью имеет ме¬
сто глубокий провал нагрузки, за¬
тем утром — пик нагрузки, за кото¬
рым следуют дневной провал при¬
мерно до среднесуточной нагрувкн
<2гср и вечерний пик. Суточные гра¬
фики нагрузки горячего водоснаб¬
жения различны для различных
дней недели. Особенно высокий ве¬
черний пик эта*нагрузка имеет в
субботу.
При расчете тепловых нагрузок
принимается постоянная среднене¬
дельная нагрузка горячего водо¬
снабжения, которая подсчитывает¬
ся по нормам на одного жителя и
затем суммируется. Накопленные
данные позволяют оценить эту
среднюю нагрузку горячего водо¬
снабжения Qr в в долях отопитель¬
ной нагрузки или суммарной тепло¬
вой нагрузки района теплоснабже¬
ния Q£.e:
<^=С+^+<£.:
(10.3)
Для новых районов застройки го¬
родов доля горячего водоснабже¬
ния достаточно велика: Рг..=0,20-?-
0,25; рг.«=0,25-=-0,31.
На рис. 10.2 построены графики
отопительной и вентиляционной на¬
грузок н нагрузки горячего водо¬
снабжения в зависимости от наруж¬
ной температуры для случая Zk.b =
=—30 °C. Суммнровайием <20т, Qb,
Qr.B получен график суммарной теп¬
ловой нагрузки фев- К этой сумме
надо прибавить постоянное значе¬
ние тепловых потерь прн транспор-
131
scanner by http ,/tcc2v.narod.ru/bpok/
те горячей воды, которое составля¬
ет 3—5% максимальной суммарной
тепловой нагрузки Ос.в* Вместе с
графиками тепловых нагрузок при¬
веден график продолжительности
наружных температур, построенный
на основе многолетних климатологи-
Рис. 10.1. -Суточный график нагруз¬
ки горячего водоснабжения
Рис. 10.2. Графики отопительной,
Qo=Qot/'Qpc.b, относительной венти-
ляцирнной нагрузок н относительной
нагрузки горячего водоснабжения
Qt=Qt.b/Qpc.b в зависимости от тем¬
пературы наружного воздуха (а) н
график тепловой нагрузки по про¬
должительности (б)
ческих наблюдений. С помощью
этого' графика по точкам строится
график продолжительности отопи¬
тельных нагрузок (см. рис. 10.2,6).
Площадь под кривой продолжитель¬
ности отопительных нагрузок про¬
порциональна отпуску теплоты на
отопление за отопительный сезон:
*o.c
С = ! 0^=С&,.<т. (10.4)
о
где То.с — продолжительность отопи¬
тельного сезона; т — средняя отно¬
сительная отопительная нагрузка за
отопительный сезон.
Кривая продолжительности, ото¬
пительных нагрузок аппроксимиру¬
ется той же степенной зависимо¬
стью, что и кривая продолжитель¬
ности электрических нагрузок за
год [см. (В.І)]:
Q*/<£-i-(i-wJW’P.<A (10.5)
где mo=Q^/Q^, m =
132
'с — отопительная нагрузка нача¬
ла отопительного сезона;
À — (т—то) / ( 1 —т). ( 10.6)
В табл. 10.1 приведены характе¬
ристики отопительного сезона для
некоторых климатических зон. Для
целей отопления, вентиляции и го¬
рячего водоснабжения в качестве
теплоносителя в отечественной
практике применяется, вода, обла¬
дающая определенными преиму¬
ществами по сравнению с паром.
При подогреве воды иа ТЭЦ отбор¬
ным паром турбины последний рас¬
ширяется до более низкого давле¬
ния, чем fnap,, отпускаемый непо¬
средственно в тепловую сеть, что
дает увеличение удельной выработ¬
ки электроэнергии на тепловом по¬
треблении. Это обстоятельство объ¬
ясняется тем, что для паровой теп¬
ловой сети давление пара в отборе
возрастает для преодоления потерь
давления в тепловой сети. Прн во-
scanner by http ; . tcc2v.narod.ru/book,'
Таблица 10.1. Характеристики отопительного сезона
Характеристика
Климатический район
1-й
2-й
3-й
4-й
5-й
6-й
7-й
Продолжительность отопительного се-
аона, ч
5472
‘С408
5040
5064
4992
3864
2472
Расчетная температура наружного воз¬
духа, °C
—39,7
—27,8
—20,1
—25,2
—29.8
—16
—11,3
Средняя отопительная нагрузка т
0,493
0,48
0,482
0,491
0,552
0,5
0,5
дяной тепловой сети добавляется
расход электроэнергии на перекачку
воды сетевыми насосами. При во¬
дяных системах конденсат греющего
пара сохраняется на ТЭЦ и пробле¬
ма восполнения внешних потерь
конденсата отпадает. Прихводяных
системах осуществимо .централизо¬
ванное регулирование тепловой на¬
грузки. Водяные системы способны
аккумулировать значительное коли¬
чество теплоты, что благоприятно с
точки зрения регулирования.
V На рис. 10.3 приведена схема за¬
крытой системы теплоснабжения.
Движение воды в систему осущест¬
вляется с помощью сетевого насо¬
са /, установленного на ТЭЦ. По¬
догрев воды происходит в сетевых
подогревателях 2 отборным паром
и в пиковых водогрейных котлах 3,
после чего сетевая вода поступает
в подающую линию 4. Из послед¬
ней сетевая вода поступает к або¬
нентским установкам отопления,
вентиляции н горячего водоснабже¬
ния. На рис. 10.3 показаны различ¬
ные варианты подключения або¬
нентов.
Схема I —■ схема присоединения
к тепловой сети отопительной си¬
стемы промышленного предприятия.
На линии к абоненту установлен
регулятор расхода 5, которой полу¬
чает импульс по перепаду давления
в специально установленной дрос¬
сельной шайбе 6.
Схема II — схема совместного
присоединения отопительной систе¬
мы и системы горячего водоснабже-
Рис. 10.3 Схема закрытой системы теплоснабжения
133
scanner by http - tcc2v.narod ru/book/ '
Рис. 10.4. Схема конструкции элеватора
ция. Имеется общий ввод сетевой
воды, который затем разветвляется.
Одно ответвление предназначено
для отопительной системы, работа¬
ющей с постоянным расходом воды,
который поддерживается регулято¬
ром расхода 5. Далее установлено
смесительное устройство 7, функции
которого обычно выполняет струй¬
ный насос-элеватор. Конструкция
элеватора показана на рис. 10.4.
Вода разгоняется в сопле элевато¬
ра 1 и инжектирует воду из обрат¬
ной линии в приемную камеру 2.
Далее горячая вода смешивается с
охлажденной водой из обратной
линии в камере смешения 3 и через
диффузор 4, в котором частично
восстанавливается напор воды, по¬
ступает в систему отопления. Это
подмешивание охлажденной воды
нужно для поддержания в отопи¬
тельных приборах температуры во¬
ды не выше 95 °C, что диктуется са¬
нитарно-гигиеническими соображе¬
ниями.
В подающей линии максимальная
температура сетевой воды обычно
составляет 150, иногда 130°С. ПЬ-
сле элеватора 7 (см рис. 10.3) во¬
да поступает к отопительным при-
Рис. 10.5. Схема создания нейтральной
точки
134
борам, из которых собирается в об¬
ратную линию, подключенную к ма¬
гистрали обратной воды 9. По об¬
ратной магистрали сетевая вода
возвращается на ТЭЦ н снова сете¬
вым насосом подается в подающую
линию. Перед сетевым насосом в об¬
ратную линию на ТЭЦ подается
подпиточная вода, восполняющая
утечки сетевой воды в тепловой сети
и температурное нзмененне объема
воды, заполняющей теплосеть. Рас¬
ход подпиточной воды устанавлива:
ется регулирующим клапаном, полу¬
чающим команду по импульсу от
нейтральной точки, в которой под¬
держивается постоянное давление,
что способствует ограничению воз¬
можных изменений напоров в тепло¬
вой сети на ТЭЦ.
На рис. 10.5 показана схема соз¬
дания нейтральной точки на специ¬
альной перемычке между напорной
и всасывающей линиями сетевого
насоса. От перемычки 4, соединяю¬
щей напорный и всасывающий кол¬
лекторы сетевого насоса 5, импуль¬
сная линия идет к регулирующему
клапану подпитки 2 и к регулирую¬
щему сливному клапану 3 При по¬
нижении давления в перемычке кла¬
пан 2 получает команду на откры¬
тие, подпиточный насос / подает
больше воды и давление восстанав¬
ливается.
При повышении давления в пере¬
мычке клапан 2 прикрывается, что
снижает (юдпнтку и восстанавлива¬
ет давление. IJ том случае, когда
клапан 2 полностью закрывается, а
давление в нейтральной точке все
же возрастает, срабатывает сливной
клапан 3, открывающий сброс во¬
ды в дренаж вплоть до восстановле¬
ния нормального давления. Клапа¬
ны 6 иа перемычке 4 предназначе¬
ны для регулирования давления,
устанавливаемого в нейтральной
точке.
Подпиточная вода—это химиче¬
ски очищенная деаэрированная во¬
да. Обычно применяется схема
Na- нли Н-катионирования. Соглас¬
но ПТЭ подпиточная вода должна
удовлетворять следующим нормам:
scanner by http. tcc2v.narod.ru/book'
содержание кислорода — не более
0,05 мг/л, содержание взвешённых
частиц — ие более 5,0 мг/л, остаточ¬
ная карбонатная жесткость —
400 мкг-экв/л при наличии пиковых
водогрейных котлов н 700 мкг-экв/л
при их отсутствии.
На ответвлении, к системе горяче¬
го водоснабжения (см. рис. 10.3)
установлен регулятор температур
10, получающий команду по темпе¬
ратуре водопроводной воды после
подогревателя 11. Охлажденная в
водо-водяном подогревателе И
сетевая вода поступает в обратную
линию. Такая .схема подключения
отопления и горячего водоснабже¬
ния называется параллельной.
На схеме III рис. 10.3 показано
двухступенчатое последовательное
присоединение установки горячего
водоснабжения н отопительной уста¬
новки, получившее широкое приме¬
нение. В этой схеме поток сетевой
воды нз подающей линии также
разветвляется: один поток через ре¬
гулятор расхода 5 направляется в
систему отопления, а другой — в по¬
догреватель водопроводной воды 12.
Этот подогреватель является вто¬
рой ступенью подогрева воды для
горячего водоснабжения. В нем во¬
да нагревается до требуемой сани¬
тарными нормами температуры
60 °C. За подогревателем 12 на по¬
токе сетевой воды установлен регу¬
лятор температуры 10, после кото¬
рого сетевая вода вливается в ос¬
новной поток воды на отопление
перед элеватором 7. В линию об¬
ратной сетевой воды включен подо¬
греватель водопроводной воды пер¬
вой ступени 13. Регулятор темпера¬
туры 10 управляет пропуском сете¬
вой воды через подогреватель 12,
прекращая его в том случае, когда
водопроводная вода уже в нижней
ступени подогрева нагревается до
заданной температуры 60 °C. Регу¬
лятор расхода 5 обеспечивает по¬
стоянство общего расхода сетевой
воды на тепловой пункт, получая
команду по перепаду давлений в
сопле элеватора. Основная идея
описанной схемы состоит в том, что
она позволяет осуществить совмест¬
ное регулирование отпуска теплоты
на отопление и горячее водоснабже¬
ние. При этом переменная тепловая
нагрузка горячего водоснабжения
покрывается без установки аккуму¬
ляторов горячей воды — за счет из¬
менения ■ отпуска теплоты на отоп¬
ление. Так, при росте нагрузки го¬
рячего водоснабжения регулятор
температуры увеличивает пропуск
воды через вторую ступень подо¬
грева водопроводной воды, в резуль¬
тате чего температура сетевой воды
перед элеватором снижается, а от¬
пуск теплоты на отопление при не¬
изменном расходе сетевой воды со¬
кращается. Такое кратковременное
сокращение отпуска теплоты на
отопление в часы утреннего
и вечернего пиков нагрузки
горячего водоснабжения возможно
благодаря аккумулирующей способ¬
ности зданий, сохраняющих темпе¬
ратуру в помещениях. Зато в ноч¬
ные часы, когда нагрузка горячего
водоснабжения резко сокращается
(в жилых домах практически до
нуля), отпуск теплоты на отопление
возрастает и превышает заданный.
В результате получается некоторый
избыточный поток, компенсирующий
недотоп в ночные часы.
. В целом за сутки абонент получа¬
ет расчетное количество теплоты на
отопление.
Аккумулирующая способность
зданий характеризуется коэффици¬
ентом аккумуляции Так.вд, ч, и яв¬
ляется постоянной времени в экспо¬
ненциальной зависимости темпера¬
туры в помещении от времени т
после прекращения теплоснабже¬
ния:
/в = Аі.в4“ (^В' ^н.в) X
. Хехр(-т/Гак.эд), (10.7)
где 4, і*—текущая и начальная
температуры в помещении.
Таким образом, по истечении вре¬
мени т=7'ак.Эд после прекращения
теплоснабжения температура в по¬
мещении снизится до 4=///е. Так,
При Так.зд=30 Ч И При /н.в =—10 °C
температура в помещении через 10 ч
13ft
scanner by http-- tcc2v.narod ru/book/
Рнс. 10.6. Схема присоединения абонентов
горячего водоснабжения и отопления при
открытой системе .
после прекращения теплоснабжения
составит tB——10+(18+10) X
Xe-io/30==i0eC
Благодаря установке -первой сту¬
пени подогрева водопроводной во¬
ды температура сетевой воды й об¬
ратной линии дополнительно сни¬
жается и вода приходит на ТЭЦ с
более низкой температурой, чем
при параллельной схеме, что спо¬
собствует снижению давления от¬
борного пара.
Описаннріе схемы присоединения
отопительных систем являются за¬
висимыми, а схемы присоединения
систем горячего теплоснабжения не¬
зависимыми.
Зависимой схемой присоединения
называется такая схема, в котор'ой
сетевая вода непосредственно по¬
ступает в абонентские приборы, в
частности в отопительные. В чугун
ных отопительных Приборах допу¬
скается давление до 0,6 МПа. В тех
случаях, коГда в тепловых сетях
приходится поддерживат^ более
высокое давление воды, применяют
независимую схему присоединения
(схема IV на рис. 10.3), при кото¬
рой сетевая вода из подающей ли¬
нии проходит череЗ водоподогрева¬
тель 14. В последнем нагревается
вода, циркулирующая в системе
136
отопления с помощцо насоса 15.
Система теплоснабжения, показан¬
ная на рис. 1.0.3, называется закры¬
той, так как системы горячего во¬
доснабжения во всех вариантах
присоединены по независимой схе¬
ме. При закрытой системе сетевая
вода циркулирует в системе тепло¬
снабжения.
Помимо закрытой применяется
также открытая система, при кото¬
рой установки горячего водоснабже¬
ния присоединены к подающей ли¬
лии по зависимой схеме.
V На рис. 10.6 показаны схемы при¬
соединения абонентов горячего во¬
доснабжения и отопления при от¬
крытой системе. На Схеме I дано
присоединение систем отопления и
горячего водоснабжения по принци¬
пу несвязанного регулирования на
вводе. При этом расход воды нз'по¬
дающей линии на отопление под¬
держивается постоянным с помощью
регулятора расхода 1, а расход во¬
ды на горячее водоснабжение изме¬
няется регулятором температуры 2.
Вода нз подающей линии смешива¬
ется с водой из обратной линии и
при температуре 60°C поступает на
водорезбор.
В схеме II осуществляется свя¬
занное регулирование на вводе, при
котором" регулятор расхода I под¬
держивает постоянным суммарный
расход сетевой воды из подающей
линии. Расход воды на горячее во¬
доснабжение изменяется регулято¬
ром температуры 2, причем при воз¬
растании расхода воды на горячее
водоснабжение уменьшается расход
воды на отопление. Такое регулиро¬
вание аналогично описанному выше
регулированию при двухступенчатой
схеме включения подогревателей
горячего водоснабжения в закрытой
системе.
При однотипных абонентах, у ко¬
торых изменение расхода сетевой
воды в течение суток примерноходи-
наково, регулятор расхода на вйоде
вообще не ставят и ограничиваются
установкой регулятора температуры
2 на ответвлении воды на горячее
водоснабжение.
scanner by http /4cc2v.narod.ru/book/
При открытой системе горячего
водоснабжения расход обратной
сетевой воды, возвращаемой на
ТЭЦ, меняется в соответствии с из¬
менением водоразбора в течение
суток. Забираемая нз тепловой сети
вода заменяется подпиткой — обыч¬
но химически очищенной водой, на¬
правляемой в обратную линию на
ТЭЦ. Для обеспечения равномерной
подпитки и уменьшения потребной
производительности химводоочисткн
иа ТЭЦ устанавливаются аккумуля¬
торные баки, емкость которых при-'
нимается равной усредненному за
сутки 6-часовому расходу -воды на
горячее водоснабжение.
При выборе типа системы тепло¬
снабжения рекомендуется прово¬
дить технико-экоиомнческое сопо¬
ставление закрытой и открытой си¬
стем.
При открытой системе удешевля¬
ются тепловые пункты, так как от¬
падают подогреватёли водопровод¬
ной воды, но возрастают затраты
на химводоочистку вследствие уве¬
личения подпитки тепловой сети нз-
за непосредственного водоразбора.
Стоимость очистки сырой воды тем
рыше, чем более минерализована
исходная вода. Чем выше качество
исходной сырой воды, тем более
благоприятны условия для приме¬
нения открытой системы. Сырую во¬
ду на хнм водоочистку берут из
сбросного циркуляционного водоро¬
да при • температуре 20—35 °C, что
дает утилизацию сбросной теплоты'
Смешение обратной сетевой воды и
более холодной подпиточной воды
дает некоторое снижение темпера¬
туры сетевой воды перед сетевыми
подогревателями, что снижает дав¬
ление теплофикационного отбора.
Расчетный расход сетевой воды
на горячее водоснабжение, пример¬
но равный среднесуточному, опреде¬
ляется из выражения ■
Gr,. = Ofr-Mc.. (10.8)
где с„ — теплоемкость воды
(4,19 кДж/кг); <г — температура
горячей воды (60°C); Ц— темпера¬
тура холодной воды из водопро¬
вода.
Для дальнего теплоснабжения
при - открытой системе проф.
В. Б. Пакшвером была предложе¬
на однотрубная транзитная магист¬
раль от ТЭЦ до . смесительного
пункта в городе. По этой магистра¬
ли должен перекачиваться расход
сетевой водьі, равный среднесуточ¬
ному расходу на горячее водоснаб-'
жение. Распределительная сеть вы¬
полняется двухтрубной. Колебания
в расходе воды на горячее водо¬
снабжение в течение суток компен¬
сируются аккумулятором сетевой
воды, устанавливаемым в смеси¬
тельном пункте вместе с сетевым іи
подпиточным насосами. При малом
водоразборе (в ночные часы) акку¬
мулятор заполняется водой из об¬
ратной магистрали. При большом
водоразборе вода из аккумулятора
забирается насосом и подается во
всас сетевого насоса. Постоянство
расхода воды в подающей транзит¬
ной магистрали поддерживается ре¬
гулятором расхода на вводе в сме¬
сительный пункт.
Предлагается поддерживать по¬
вышенный температурный график с
максимальной температурой 180°С,
при этом осуществлять многосту¬
пенчатый подогрев, используя нере¬
гулируемые отборы пара нз турби¬
ны. Расход сетевой воды в одно¬
трубной транзитной магистрали
<?ср,°тац
Св^д.м Св^яоЛп
<4.ы =
(10.9)
В то же время расход в подающей
транзитной магистрали, являющий¬
ся подпиточным для распределитель¬
ной системы, должен быть равен
расчетному расходу на горячее во¬
доснабжение (îo„ = G?.b, что на¬
кладывает ограничения на темпера¬
туру воды в подающей магистрали.
Последняя, таким образом, зависит
от доли тепловой нагрузки на горя¬
чее водоснабжение.
Пиковые водогрейные котлы при
однотрубной транзитной схеме уста¬
навливаются в конце магистрали по¬
сле смешения. Следует отметить,
137
scanner by http-./tcc2v.narod ru/book/
Рис. 10.7. Схема однотрубной системы
теплоснабжения:
в — воздушный кран; К — водоразборный кран;
Н — насос; О — отопительный прибор; П — подо¬
греватель. ПН — подпиточный насос; ПК.Т — пи¬
ковые котлы ТЭЦ; ПКР — пиковые котлы райо¬
на; РП — регулятор подпитки; PC — регулятор
слива; РР— регулятор расхода; РТ — регулятор
температуры
что и ■ при двухтрубной системе
при значительном удалении ТЭЦ от
города рекомендуется устанавли¬
вать водогрейные котлы в городе'с
целью повышения надежности теп¬
лоснабжения в случае аварии в
транзитных магистралях.
Схема однотрубной системы теп¬
лоснабжения представлена на
рис. 10.7.
Открытые системы теплоснабже¬
ния находят применение как в ев¬
ропейской части (Ленинград, Ярос¬
лавль, Иваново н др.) , так и в вос¬
точных районах (Омск, Ташкент
и др.). В большинстве районов при¬
меняется закрытая система тепло¬
снабжения, к числу недостатков ко¬
торой следует отнести повышенную
коррозию подогревателей и трубо¬
проводов со стороны недеаэрнро-
ванной водопроводной воды.
В качестве защитных мер против
коррозии применяют коррозионно-
стойкие материалы (оцинкованные
трубы), а также холодную деаэра¬
цию с помощью сталестружечных
фильтров.
138
10.2. Регулирование отпуска
теплоты с гбрячей водой
■ Как было показано выше, отопи¬
тельная и вентиляционные тепловые
нагрузки зависят от наружной тем¬
пературы іи.в. Поэтому необходимо
регулировать отпуск теплоты в со-,
ответствии с изменениями нагрузки.
Применяется преимущественно цен¬
тральное регулиройание, осущест¬
вляемое на ТЭЦ и дополняемое
местными автоматическими регуля¬
торами. При центральном регули¬
ровании возможно применять либо
количественное регулирование, сво¬
дящееся к изменению расхода сете¬
вой воды в подающей линии при
неизменной ее температуре, либо
качественное, прн котором расход
воды остается постоянным, а меня¬
ется ее температура. Серьезным не¬
достатком качественного регулиро¬
вания является вертикальная разре¬
гулировка отопительных систем, оз¬
начающая неодинаковое перерас¬
пределение сетевой воды по этажам.
Обычно применяется качественное
регулирование, для которого долж¬
ны быть рассчитаны температурные
графики тепловой сети для отопи¬
тельной нагрузки в зависимости от
наружной температуры t„.c
Температурный график для пода¬
ющей и обратной линий характери¬
зуется значениями расчетных тем¬
ператур в подающей и обратной
линиях и to c при расчетной
наружной температуре ^.в.Так, гра¬
фик 150—70 °C означает, что при
расчетной наружной температуре
в максимальная (расчетная) тем¬
пература в подающей линии состав¬
ляет і£.с = 150°С и в обратной ли¬
нии to.с = 70 °C. Соответственно
расчетная разность температур
ôtcp=150—70=80 °C. Ннжняя рас¬
четная температура температурно¬
го графика 70 °C определяется не¬
обходимостью подогрева; водопро¬
водной воды для нужд горячего во¬
доснабжения до (г.в=60°С, что ди¬
ктуется санитарными нормами.
Верхняя расчетная температура
scanner by http4cc2v.narod.ru/book/
определяет давление воды в подаю¬
щей линии, исключающее ее вскипа¬
ние, а следовательно, и требования
к их прочности и может меняться в
некотором диапазоне: 130, 150, 180,
200 °C. Повышенный температурный
график (180, 200 СС) может потре¬
боваться при присоединении або¬
нентов по независимой схеме, что
позволит во втором контуре сохра¬
нить обычный график 150—70 °C.
Повышение расчетной температу¬
ры сетевой воды в подающей линии
приводит К‘ снижению расхода се¬
тевой воды, что снижает затраты
и а тепловую сеть, а также выработ¬
ку электроэнергии на тепловом по¬
треблении. Выбор температурного
графика для системы теплоснабже¬
ния должен выполняться по мини¬
муму приведенных затрат для ТЭЦ
и тепловой сети.
Тепловая нагрузка ТЭЦ с горя¬
чей водой
Qc.B= вслсв tOÆ). ( 10.10)
Из этого соотношения видно, что
отпуск теплоты меняется при изме¬
нении расхода сетевой воды или пе¬
репада температур.
Отпуск теплоты в отопительной
системе
QOT=koFM. (10.11)
Здесь F — поверхность теплообме¬
на отопительного прцбора; ko — ко¬
эффициент теплопередачи от воды,
проходящей внутри приборов, к воз¬
духу внутри помещений; Д/— тем¬
пературный напор между греющей
средой (горячей водой) и воздухом
помещения.
При расчете температурных гра¬
фиков применяется методика проф.
Е. Я. Соколова, использующая без¬
размерные характеристики теплооб¬
менников системы отопления.
На основании указанной методи¬
ки приводятся расчетные формулы
для температурного графика
^=^+jSi8A/P+Q0T(«p — 0,5Ѳ₽);
(10.12)
to.e = 'b + Of.û'P-0.56PQ„r, (10.13)
где <2ot=Qot/Qctp —относительная
отопительная нагрузка; №—рас¬
четная температура внутри помеще¬
ния (18 °C);
Д1Р =(!?■+^о.с)/2 — tp; & — расчет¬
ная температура воды после смеси¬
теля; t?„tpx = 6p — разность меж¬
ду расчетной температурой воды по¬
сле смесителя и расчетной об¬
ратной. температурой сетевой воды.
Рассмотрим построение темпера¬
турного графика тепловой сети на
примере. Исходные данные: <£<:•=
—150°С; <°с=70°С; б/»=150—70=
= 80°С; = 18°С; 4„ = — 25°С;
<р=90°С; о”=90—70= 20 °C;
=(90+70) /2— 18= 62 °C.
Составляем расчетную таблицу.
0^т 0.2 0.4 0.6 0.8 1,0
0.276 0.480 0,664 0.836 1.0
'p+çS*'p. °C 35 45,8 59.2 69,8 80
0,5Ѳреот, °C. . . 2 4 6 8 Ю
MPQot. “С- ... 22 38.4 <53,1 66.8 80
/и с. вС ..... 55 80,2 106,3 128,6 150
toc, °C. .... . 33 41,6 53,2 61,8 70
Результаты расчета—значения /п.с
и /о.с—ънаносиі£ на рис. 10.8 в за¬
висимости ОТ Qot. ПОСКОЛЬКУ Qot
линейно зависит от /к.в, темпера-
Рнс. 10.8. Температурный график тепловой
сети в зависимости от Сот
139
scanner by http ■ tcc2v.narod ru/book/
Рис. 10.9. Температурный
график тепловой сети в
зависимости от 7н.в
турный график можно перестроить
в зависимости от /н.в-
Такой график приведен на рис.
10.9, и именно ® таком виде он ис-
пользуетс^, так как позволяет в за¬
висимости от Zh.b назначать іп.с и
^о.с-
Описаннцй выше температурный
график предназначен для отопи¬
тельной системы. Между тем необ¬
ходимо учитывать и теплообменни¬
ки горячего водоснабжении. Так
как по условиям подогрева воды
для горячего водоснабжения до
60 °C температура сетевой воды в
подающей лииин не должна быть
ниже 70—75 °C, на рис. 10.10 пока¬
зана срезка температурного графи¬
ка при- 75 °C, что определяет.также
срезку и, графика обратной темпера¬
туры. На участке срезки ‘расход се¬
тевой воды снижается, так как QoT'
снижается, а б/с остается постоян¬
ным. За основу принимается ука¬
занный выше температурный график
для отопительной систему. Расход
воды равен расходу воды на отоп¬
ление (при двухступенчатой схеме
присоединения подогревателей горя¬
чего водоснабжения). Для того что¬
бы обеспечить подогрев водопровод¬
ной воды в подогревателе второй
140
ступени, температуіра в . подающей
линии должна превышать темпера¬
туру на отопление tfn.o на значение
Д^п.с-
^П.С— <^П.оЧ“А^П.С«
(10.14)
Температура в обратной линии по¬
сле подогревателя горячего водо¬
снабжение первой ступени tfo.c
должна быть на значение Д/О.с ни¬
же температуры ®оды после отоп¬
ления: /
£о,С===^О.СТ Д^О.С- (10.15)
Расчет Д/п-с и Д/О.с ведется по так
называемой «балансовой», нагрузке
горячего водоснабжения Çr6=|Qrcp,
которая обеспечивает суточный ба¬
ланс теплоты на отопление. При от¬
сутствии аккумуляторов горячей
воды у абонентов g=1,2.
Поскольку в расчет вводится по¬
стоянная тепловая нагрузка, горя¬
чего водоснабжения QA при посто¬
янном расходе сетевой воды сумма
Д/11.с+Д/о.с=Д/ является также по¬
стоянной для всех значений fH.B н
равной
Д/=(10.16)
scanner by http,ztcc2v.narod.ru/book
Наибольшее значение Д/о.от имеет
место при /н.вр:
<от= -(&, -Лот),
QqT Г X
(10.17)
где tr — температура горячей воды
после подогревателя второй ступе¬
ни; t/— то же после подогревате¬
лѣ первой ступени; /х — температу¬
ра холодной воды.
Величину t/ определяют, задавав
ясь температурным напором на вы¬
ходе из подогревателя первой сту¬
пени при /н.вр:
,Q‘i=-to.ci—(10.18)
Рис. 10.11. Схема радиальной тепловой
сети
Обычно принимают 01=5-5-10 °C.
Далее имеем
. (10.19)
Величину Ма.о находят как раз¬
ность:
Д/п.о=Д*—Д*о.от- (10.20)
Построенные по приведенным
«формулам графики даны иа рис.
10.10 (при рг.в=0,25).
Следует отметить, что расчеты
температурного графика ведутся
для типичного в данном районе
теплоснабжения соотношения <рт=
=Qrcp/QoTp. Абонент, для которого
чр=<рт, называется типовым абонен¬
том. Анализ показывает, что у нети-
■ повых абонентов возможен некото¬
рый перетоп. Для центрального ка¬
чественного регулирования откры¬
той системы теплоснабжения темпе¬
ратурные графики для подающей и
•обратной линий Могут быть подсчи¬
таны также и а основе методики
Е. Я. Соколова.
10.3. Тепловые сети
От ТЭЦ отходят магистральные подаю-
тцие линии в разных направлениях. Эти ли¬
нии называются радиусами, а схема —г ра¬
диальной. От магистральных линий имеют¬
ся ответвления, к которым присоединяется
®нутриквартальная разводка.
Системы горячего водоснабжения группы
.зданий присоединяются к тепловой сети
через сооружаемые внутри жилых, кварта¬
лов тепловые пункты (ЦТП). В ЦТП уста¬
навливают подогреватели горячего водо¬
снабжения. От ЦТП. отходят линии горячей
воды и обратная линия для рециркуляции
горячей воды. Таким образом, внутри квар¬
талов тепловая сеть является четырех¬
трубной.
На рнс. 10.11 приведена схема радналь-'
ной водяной тепловой сети. При наличии
нескольких ТЭЦ каждая из них обеспечи¬
вает свой район теплоснабжения. Для по¬
вышения надежности теплоснабжения маги¬
страли соседних районов I, 11, III соединя¬
ются перемычками. Такое кольцевание теп¬
ловых сетей позволяет обеспечить .тепло¬
снабжение при отключении поврежденного
участка одной из магистралей, используя
■перемычки, а также при аварии на одной
из ТЭЦ. Прн кольцевании можяо перерас¬
пределять тепловую нагрузку, достигая наи¬
большей выработки электроэнергии на теп¬
ловом потреблении. Кольцевание также поз¬
воляет свести к минимуму перерыв в горя¬
чем водоснабжении во время летних реви¬
зий тепловых сетей.
Как правило, применяются подземные
прокладки теплопроводов, которые подраз¬
деляются иа канальные и бескаиальные,
В условиях крупных городов на некоторых
участках экономически оправдано примене¬
ние проходных каналов, сооружаемых из
сбориы* железобетонных элементов. В та¬
ких каналах прокладываются помимо теп¬
лопроводов прочие городские.-коммуника¬
ции. Разрез подобного проходного канала
приведен на рис. 10.12. Находят примене¬
ние также по.тупроходиые каналы для труб
большого диаметра (рис. 10.13). Наиболее
широко применяются непрохбдиые каналы
(рис, 10.14). Стальные трубы имеют анти¬
коррозионное покрытие, поверх которого
накладывается слой тепловой изоляции.
Снаружи накладывается слой гидроизоля¬
ции. Эти работы выполняются, на специаль¬
ных предприятиях, и трубы поступают на
место укладки в готовом, виде.
141
scanner by http-? tcc2v.narod ru/book/
5150
©
f
О Кабели силовые
Û
ЕЗ
Металлические консоли.
Водопроводная труба
Бетон
Щебеночная подготовка
Кабели связи
Грубы теплосети
Железобетон М~-17&
Кирпичная защит-*
нал стенка
Гчдроизоляция
Рис. 10.12. Разрез проходного канала тепловой сети
Рис. 10.13. Сборнкй полупроход¬
ной железобетонный канал:
/ _ ребристый блок перекрытия; 2 —
стеновой блок; 3 — блок днища, 4 —
бетонная подготовка; 5 — щебеночная
подготовка; 6 — опорная я лита
142
Опасной для тепловых сетей являете»
наружи а и коррозия от попадающей иа по¬
верхность теплопроводов влаги и от блуж¬
дающих токов. Последние возникают
в районе прохождения трамвайных рельсов
илн путей Злектрнфнцироваиной железной
дороги. Для предотвращения коррозии от
блуждающи? токов применяют катодную
защиту. В результате наружной коррозии
возможны разрывы теплопроводов,, что
является тяжелой аварией. Очень важно
быстро обнаружить место разрыва, для чего
используются специальные сигнализирую-
t щие устройства.
Для предотвращения внутренней корро¬
зии теплопроводов следует заполнять теп¬
ловые сети только деаэрированной химиче¬
ски очищенной водой. Необходимо тщатель¬
но следить за деаэрацией подпиточной во¬
ды. Продукты внутренней коррозии с сете¬
вой водой попадают в сетевые подогревате¬
ли ТЭЦ н образуют отложения внутри
трубок, что приводит к значительному уве-
scanner by http / tcc2v.narod.ru/book,
J ч 3
Рис. 10.15. Пьезометрический график теп¬
ловой сети
Рнс, 10.14. Теплопровод в сборном железо¬
бетонном нелрсходном канале:
1, 2, 3. 4 — см. рве. 10.13; 5 — железобетонная
стойка
личеиию недогревов в подогревателях. Это
обстоятельство может быть причиной су¬
щественного снижения удельной выработки
электроэнергии на тепловоз потреблении
из-за повышения давлении греющего пара.
Необходимо вести контроль за величиной
■недогрей в подогревателях на ТЭЦ, перио¬
дически производить промывку трубок.
Теплопроводы выполняются нз стальных
труб, свариваемых между собой. Для ком¬
пенсации температурных удлинений между
двумя неподвижными опорами предусматри¬
вают П-образиые компенсаторы.
При проектировании тепловых сетей
прежде всего в соответствии с принятой
-схемой намечают трассы прохождения ма¬
гистралей и ответвления от них. Затем
•строят пьезометрический график, позволяю¬
щий выбрать схемы присоединения абонен¬
тов. На пьезометрическом графике в неко¬
тором масштабе наносят рельеф трассы
теплопроводов, высоты присоединяемых
к тепловой сети зданий, напоры в подаю¬
щей и обратных линиях.
Напор в трубопроводе Я —это давле¬
ние р, выраженное в метрах столба транс¬
портируемой жидкости:
H=p/pg, (10.21)
где р —плотность жидкости, кг/м3; g=
=9,81 м/с2 — ускорение свободного падения.
На рио» 10.15 приведен пример пьезомет¬
рического графика. Плоскость отсчета про¬
ведена через минимальную отметку трассы,
рельеф которой нанесен на графике. От
этой нулевой отметки отложены напоры
в подающей линии RP, в обратной лнини
MN и статический напор SS (показан
штрихпунктириой линией). Пьезометриче¬
ский напор равен полному напору за выче¬
том отметки теплопровода.
Сетевой иасос на ТЭЦ развивает напор
йв-)-5Яв, часть которого 6ЯВ идет на пре¬
одоление сопротивления тракта сетевой во¬
ды на ТЭЦ.
Подпиточный насос развивает напор
Ло.и. При останове сетевого насоса подпи¬
точный насос развивает напор Яст и теп¬
ловая сеть оказывается под этим напором.
Уровень статического напора устанавлива¬
ется по допустимому давлению внутри ото¬
пительных приборов (ие более 0,6 МПа).
Поэтому останов сетевых насосов может
привести к‘неприятным для абонентов по¬
следствиям, если отопительные приборы
уже не выдерживают гарантии в отношении
внутренне^ давления. Если верхняя отмет¬
ка присоединяемого здания превышает уро¬
вень статического напора, это здание долж¬
но быть присоединено к подающей линии
по независимой схеме,
Располагаемый напор в любой точке
теплосети равен разности напоров в подаю¬
щей н обратной лнинях. Располагаемый на¬
пор в сети по условию обеспечения работы
элеватора не должен быть менее 10—15 м.
Рассмотрим технико-экономический вы¬
бор диаметра магистрального теплопровода.
Капиталовложения в тепловую сеть опре¬
деляются следующим выражением:
I I
Км=о2<10-22’
где Z, Іі—суммарная длина всех участков
/=1
тепловой сети, м; d— диаметр і-го участка
і
трубопровода; 2 ~ материальная ха-
1=1
рактеристика тепловой сети, обозначается
через /И; а и b — коэффициенты, зависящие
от типа прокладки н от характера грун¬
та.
Оптимизацию диаметра тепловой маги¬
страли црдем по минимуму приведенных за¬
трат в тепловую сеть:
^год ~ ^т.с(£н+£ОтЧ)+^ОеДр+з3.э+РиотЧтл.
- (Іб.23)
Здесь — расход электроэнергии за
год иа перекачку сетевой воды;а<2Поі'—по¬
тери теплоты в тепловой сети; цтл—стои¬
мость I ГДж теплоты; для тепловых сетей
Еотч=0,055.
scanner by http-.'.4cc2v.jnarod ru/book/
Рассмотрим ^пер и вьіразим его через
гівн теплопровода:
^пЗ = №^исп; (10.24)
^пер' = АА'с’в^с.в/'19н'?эд> (10.25)
где Apr-+-повышение давления дли преодо¬
ления гидравлического сопротивлении теп¬
лопровода; Ов — удельный объем воды;
Ос.в — расход сетевой воды; 7]в, тіэд —
КПД насоса н электродвигателя.
Гидравлическое сопротивление теплопро¬
вода
L wn2
ДРГ-|Д- ^-рю (10.26)
«ВН *
где L — длина теплопровода, при дв'ухтруб-
ной сети L=2Z; р. — коэффициент, учиты¬
вающий местные гидравлические сопротив¬
ления; X — коэффициент трения:
1=0,11 (йв/^вн)0-25; (10.27)
ka— шероховатость, в среднем ka—0,0005 м.
Тогда
Л = 0,11-'5°'а‘ =0,016М~"-а. (10.27а)
Ю^25 “
Из уравнения расхода определяем скорость
воды
40n(Zrn
(10.28)
^вн
Подставляем значения À из (10.27а), wB из
(10.28) в выражение (10.26) и получаем
Подставляем Дрг в выражение (10.25):
= Р‘0,0134овЧ3в^-25Лн^д=
= ^пер^£^’25-
Тогда расход электроэнергии на перекачку
воды, МВт-ч, 4
3™ = В«/<5?И-10-Чи. (10.24а)
Тепловые потери в теплосети, ГДж/год,
обычно подсчитывают по выражению
Qeot—'/т.сМус л, (10.29)
где Цт.с — удельные ежегоді&е потери теп¬
лоты, отнесенное к 1 м2 условной матери¬
альной характеристики тепловой сети,
ГДж/(м2год):
ÇT.ce3xfe(fop—fo) (14-₽)Tp-10-e -3,6;
(10.30)
k — коэффициент теплопередачи теплопро¬
вода с учетом тепловЬй изоляции, канала и
грунта, отнесенный к условной площади
наружной поверхности изоляции трубопро¬
вода, 6—0Д*-1£ Вт/(м2-К); іор — средне¬
годовая температура сетевой воды, СС, to —
среднегодовая температура грунта или
144
окружающей среды, °C; тр—длительности
работы тепловой сети, ч, Подставляем при¬
веденные значения величин, входящих
в 5род:
*?год = (oL -}- Мвн£) (Е* Еотч) +
! 4“ 125• 10—вз3.этисп -J-
4- 0г.с(£ 4-«?вн^+ 0,І5Е)г{тл.
Для отыскания ^ВнТ> соответствующего
минимуму Згой, приравниваем нулю первую
производную Згод ло dBB:
дЗгод/д(ІВв — Сі.
Прн этом мы делаем допущение, что dBtt
есть непрерывная функция, хотя она меня¬
ется дискретно.
Дифференцирование дает
^(Дя 4- ^отч) — 5,25Впер</~6’25з3.э-10—«X
Ж тисп 4- 'Ут.сЧтл = 0.
Отсюда получаем
rfonr= / 5,25Вдерззр.1О-СтНСЖ1>1о,м,
w(£s4~ £отч) 4-<7т.сЧтл/
(І0.3І>
Таким образом, зависимость’^” от
всех определяющих факторов .весьма сла¬
бая (степень 0,16), причем длина теплопро¬
вода не входит в число этих факторов.
Пример. Исходные данные: 0£.в=
=8000 т/ч=2220 кг/с; дли условий Москвы:
каиал иепроходной, 6=140 руб/м2; k=^
=0,9 Вт/(м2К); Тнсп=5000 ч; Цтл—
=0,60 руб/ГДж; за.а=І2 руб/(МВт-ч);
/Ср = 75с,С; Ев4-Е0„=0,175;
_ 0,0134we"G^
°пер як
Чя’іэд
0,0134-1,3-10-е.2,228-10»
“ 0,8-0 98 = 46;
с =п.0,9-7Б. 1,2-7500 І0~«-3,6 =
= 6,85 ГДж/(м2-год);
rfoTn _ /5,25-246-12.10-».5000\ °>м
“*• V 0,175.140 + 6,8^0,6) ~
Принимаем 6^= 1,2 м;
4 2 22
<пт = J 9б м/с
в я І,22 '
ВОПРОСЫ К ДЕСЯТОЙ ГЛАВЕ
1. Как рассчитать тепловую нагрузку
района?
2. Определите параметры кривой Ро-
сандера для одного ■ из климатических
районов.
scanner by http .4cc2v.narod.ru/book'
3. В чем разница между закрытой и от¬
крытой системами теплоснабжения?
4. При каких условиях целесообразно
применить однотрубную тепловую маги¬
страль?
5. В чем заключается идея’ последова¬
тельной схемы включения подогревателей
горячего, водоснабжения?
6. Постройте температурный график теп¬
лосети для одного из климатических райо¬
нов.
7. Определите дли магистрали
тепловой сети для расхода 0с.в=І2 тыс, т/ч,
задайтесь необходимыми исходными дан¬
ными.
Глава одиннадцатая
Теплоэлектроцентрали
11.1. Тепловая экономичность
теплоэлектроцентрали
Выше уже было указано, что
теплофикация, т. е. централизован¬
ное теплоснабжение в сочетании с
комбинированной выработкой теп¬
лоты и электроэнергии на ТЭЦ да¬
ет существенную экономию топлива
по сравнению с раздельной схемой
производства теплоты и электро¬
энергии. На рис. 11.1 дана схема
раздельного производства теплоты
и электроэнергии. При этом имеют¬
ся два энергетических предприятия:
конденсационная электрическая
станция (КЭС), вырабатывающая
электроэнергию, и котельная либо
с паровыми котлами для подачи
технологического пара, либо с во¬
догрейными кот-ламн для подачи
горячей воды. Паровые котельные
обычно располагают на территории
промышленного предприятия, по¬
требляющего пар, так как эконо-,
мическн не оправдано подавать пар
по трубам на расстояние более 4—
6 км. Водогрейные котельные раз¬
мещают средн ; жилого массива и
называют районными отопительны¬
ми котельными. Топливом для них
обычно служат природный газ и
мазут.
Прн электрической мощности N3
и тепловой мощности QT.n секунд¬
ный? расход топлива при раздель¬
ной Схеме энергоснабжения
J N3 I Qr.n
РаЯ- ’
■ (11.1)
10—432
где ijg.H — КПД конденсацион¬
ной турбоустановки нетто; Т]кэн —
КПД нетто энергетического котла;
tJk°th —КПД котла нетто в рай¬
онной котельной; т]т.п — КПД теп¬
лового потока; т]П—КПД районной
котельной по отпуску теплоты
(т]п=1, если прн отпўске теплоты
нет потерь в дополнительных теп¬
лообменниках).
Другим решением является ком¬
бинированная выработка теплоты
и электроэнергии, осуществляемая
на едином энергетическом предпри¬
ятии — ТЭЦ.
Рассмотрим принципиальную
схему ТЭЦ, представленную на рис.
11.2. Пар из котла 1 поступает в
турбину 2, в которой расширяется
до противодавления рп, необходи¬
мого для потребителя 3. Обратный
конденсат технологического пара
возвращается на ТЭЦ, где посту¬
пает в деаэратор 4, после которого
питательным насосом 5 питатель¬
ная вода подается в котел.
Рис, 11.1. Схема раздельного производства
теплоты н электрической энергии
145
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
Рис, 11.2. Принципиальная тепловая схема
ТЭЦ
Особенность установки с ароти-
водавленческой турбиной (П-турби¬
ной) состоит в отсутствии потери
теплоты в холодном источнике, так
как отработавший пар покидает
турбину при повышенном давле¬
нии, требуемом для потребителей.
Теплопадение в П-турбине соответ¬
ственно меньше, чем в турбине
конденсационной, что также снижа¬
ет развиваемую мощность:
п==^пДЛ/Т]мЧг]г==
~Da(h0— ftn)î]Mî]r. (11.2)
Потребитель получает теплоту в
количестве
Qn=Dn(ftn—W)- (Н.З)
При этом принимается, что весь
конденсат отпускаемого потребите¬
лю пара возвращается на ТЭЦ с
энтальпией ho.K'. Если конденсат
возвращается частично, т. е. £)о.к<
<Dn, то
Qn—Dnho '&о.кНс>.к.‘—
— (11.4)
Это означает, что у потребителя
теряется часть конденсата и эта по¬
теря возмещается добавочной водой
с энтальпией /гд.в', соответствующей
температурному уровню окружаю¬
щей среды.
Отношение 7ѴП к называется
удельной выработкой электроэнер¬
гии на тепловом потреблении,
МВт/МВт:
a=Na/Qn. (11.5)
146
Показатель э характеризует совер¬
шенство процесса выработки элек¬
троэнергии на тепловом потребле¬
нии: чем выше э, тем выше элек¬
трическая мощность, развиваемая
на тепловом потреблении -без по¬
терь в холодном источнике.
Подставим в (11.5) значения Nn
и Qn:
э — Л—^ (11.6)
Йд ЛОвК
Из (11.6) видно, что э растет с
ростом начальных парамётров па¬
ра, с ростом 7]Оі турбины и снижа-
•ется с повышением противодавле¬
ния.
Обычно П-турбины имеют отбо¬
ры пара на регенеративный подо¬
грев питательной воды, и тогда э
подсчитывают иначе, чем по (11.6):
N„ Dtihlas>vir
Э = ѴГ =“ —-, • ( 11
. Qo D„(k„-ho „)
где D — расход пара на турбину с
учетом регенеративных отборов;
î
А/гІпр = 2 аі^'Ч —приведенное
1
теплопадение с учетом регенератив¬
ных отборов.
Таким образом, регенеративный
подогрев повышает удельную вы¬
работку электроэнергии на тепло¬
вом потреблении.
Теплофикационные П-турбины
применяются тогда, когда потреб¬
ление пара Dn достаточно устойчи¬
во как в суточном, так и в годовом
разрезе. Такое устойчивое потреб¬
ление при круглосуточной работе
имеют, например, нефтеперераба¬
тывающие и нефтехимические ком¬
бинаты.
Как видно из (11.2), развивае¬
мая электрическая мощность П-
турбоустановок однозначно зависит
от теплового потребления и эти ус¬
тановки работают по тепловому
графику.
При переменном суточном или
сезонном потреблении для покры¬
тия переменной части графика теп¬
ловой нагрузки применяют тепло¬
фикационные турбины с регулируе¬
scanner by http /4cc2v.narod.ru/book/
мыми отборами и конденсацией
пара. Схема такой турбоустановки
приведена на рис. 11.3. Пар из
Котла 1 поступает в ЦВД турби¬
ны 2. После ЦВД пар направляет¬
ся частично в регулируемый отбор
к потребителю 6, частично в ЦСД
3. После ЦСД часть пара направ¬
ляется во второй регулируемый от¬
бор, используемый для подогрева
сетевой воды в подогревателе 7, а
оставшийся пар через ЦНД 4 по¬
ступает в конденсатор, турбины 5.
Проточная часть подобной турбины
рассчитана так, что при закрытых
регулируемых отборах пара на чис¬
то конденсационном режиме можно
получить номинальную мощность.
Это позволяет турбине при частич¬
ных (немаксимальных) нагрузках
регулируемых отборов работать по
электрическому графику, т. е. раз¬
вивать заданную электрическую
мощность вплоть до номинальной.
Верхний регулируемый отбор, пред¬
назначенный для отпуска техноло¬
гического пара, называется про¬
мышленным (П). Давление пара в
П-отборе поддерживается обычно
на уровне 1,3±0,3 или 1,0±
±0,3 МПа.
Нижний регулируемый отбор на¬
зывается отопительным (Т), давле¬
ние в нем поддерживается на уров¬
не 0,07—0,25 МПа.
Пар,, поступающий в турбину,
можно разделить на три потока: в
промышленный отбор (доля его
ап), в отопительный отбор (доля
его ат) и конденсационный (доля
его ак). Чем выше значение регу¬
лируемых отборов, тем меньше кон¬
денсационный поток пара, ибо они
зависят от расхода пара на турби¬
ну и суммарной развиваемой мощ¬
ности. Максимальная мощность, до¬
стигаемая в теплофикационных ре¬
жимах, равна 1,2 номинальной и
достигается при расходе пара в го¬
ловную часть турбйны, близком к
максимальному, и значительном
(близком к максимальному) про¬
пуске пара в конденсатор. Мини¬
мальный пропуск пара в конденса¬
тор определяется значением венти-
іо*
Рис. 11.3. Принципиальна и тепловая схе¬
ма ТЭЦ с теплофикационной турбиной ти¬
па ПТ
ляционного пропуска пара через
ЦНД. При полностью закрытой ре¬
гулирующей поворотной диафрагме,
являющейся регулирующим орга¬
ном для отопительного отбора, вен¬
тиляционный пропуск пара в ЦНД
обеспечивается зазорами диафраг¬
мы.
Наиболее экономичные режимы
работы теплофикационной турбины
соответствуют минимальному кон¬
денсационному потоку пара, так.
как при этом потеря теплоты в кон¬
денсаторе минимальна.
При комбинированной выработке
теплоты и электроэнергии, дающей
значительную экономию топлива
за счет сокращения потерь теплоты
в холодном источнике, получают
два вида продукции: теплоту и
электроэнергию. Для того чтобы в
конечном счете рассчитать себесто¬
имость теплоты и электроэнергии,
надо распределить расходуемое
топливо между двумя видами про¬
дукции. Этот вопрос может быть
решен различными методами. В
СССР принято такое распределе¬
ние, при котором вся экономия топ¬
лива относится к электроэнергии, а
расход топлива на производство
теплоты принимается таким же,
как и при раздельной схеме:
^2—
(11.8>
Соответственно получаем удель7
ный расход условного топлива в
147
scanner by http-. tcc2v.narod ru/book/
килограммах на 1 ГДж отпускае¬
мой теплоты:
feo=- 34,1 . (11.8а)
Расход топлива на производство
электроэнергии Вэ может быть по-
: лучен путем вычитания из полного
расхода топлива В расхода топли¬
ва на производство теплоты
Bq: Вэ=В—Bq. Из (11.8) следует,
что частный КПД ТЭЦ по выработ¬
ке теплоты
Т]с=ПкЭИ»1т»1п. (11.9)
Частный КПД ТЭЦ по выработке
электроэнергии
Т]э.с==»1э’'ПтпГ]кЭН. (11.10)
Расход электроэнергии на собст¬
венные нужды также распределя¬
ется между производствами тепло¬
ты и электроэнергии. Собственные
иужды котельной установки
(размол и транспортировка пылн,
тяга и дутье, питательный насос)
распределяются! пропорционально
Bq И Вэ.
Расход электроэнергии на цирку¬
ляционные и конденсационные на¬
сосы относят целиком к производ¬
ству электроэнергии, а расход элек¬
троэнергии на сетевые насосы, кон¬
денсатные насосы сетевых подогре¬
вателей и подпиточные насосы — к
производству теплоты.
Выражение (11.10) аналогично
соответствующему выражению Для
КЭС. Разница в том, что î]9"—
частный электрический КПД по вы¬
работке электроэнергии нетто — ра¬
вен отношению теплоты, превра¬
щенной в электроэнергию, за выче¬
том собственных нужд, к теплоте,
затраченной на выработку электро¬
энергии, т. е. полному расходу теп¬
лоты иа турбоустановку Qo за вы¬
четом теплоты, затрачиваемой на
ее транспорт
■1Ѵ9—л£„
Qo — Qra/Vn
Значение ij3 можно
зуясь названными
148
записать, поль-
выше долями
потоков пара:
ч — ha) + aT(h0 — hT) +
“п(Л0 — йи) +«т(й0 — hj) +
. + a*<fo~'k> , (11.12)
+ МЛ.-Ѵ)
Из выражения (11.12) следует, что
для П-турбины .при а,.-—0
Ч»"=*1мЧг. (11-13)
При ак^аК мни Т]э<Т]эП.
Из показанного следует, что ми¬
нимальный удельный расход услов¬
ного топлива на киловатт-час мо¬
жет быть достигнут на ТЭЦ с П-
турбинами:
fy п 3600 0,123 ц J 14%
29 330^м'^гѵ]кт]тп ад7ік73тп
К примеру, при î]K=0,9; î]Mî]r=0,98;
*1тп=0,99 удельный расход условно¬
го топлива Ьзп равен
0,143 кг/(кВт-ч).
Следует отметить, что ïi3n=î]Mîir
и ие зависит ни от совершенства
проточной части турбниы, ии от
уровня начальных параметров па¬
ра, а потому не позволяет сравни¬
вать Постановки между собой по
тепловой экономичности.
Для сопоставления П-установок
удобно пользоваться показателем э.
Пусть имеем две fl-турбины I и II
и Эі>Эц. Определим расход теп¬
лоты при отпуске Опт-’
О^ОптЧ-Эі/тім'Пг; (11.15)
Qi = Qm- + ^п/ЧмЧг + fai — Эіі)/' Чту0*
(1116)
Поскольку обязательными условия¬
ми сопоставления энергетических
установок являются равные тепло¬
вая и электрическая мощности,
равный отпуск, теплоты и электро¬
энергии, в выражение для’Qu до¬
бавлен член (Эі — 5ц)/ч^уС. Этот
член означает расход теплоты на
замещающей КЭС на выработку
электроэнергии эі—Эц, необходи¬
мой для приведения второго вари¬
анта к равной выработке электро¬
энергии с первым вариантом.
scanner by http, tcc2v.narod.ru/book,
Из (11.15) и (11.16) следует, что
Qu ~ Qi =
= (®і — ЭІ1) (1 — 1 /ЧЛ)-
.Так как < ад,., при эі>3іі
всегда Qu—Qi>0, т. e. экономич¬
нее та П-установка, которая имеет
большее значение э.
11.2. Принципиальные
тейловые схемы ТЭЦ
Принципиальная тепловая схема
ТЭЦ определяется в основном теп¬
ловой схемой теплофикационной
турбоустановки, имеющей развитую
систему регенеративного подогрева,
аналогичную системе для конденса¬
ционных турбин. Добавляется сете¬
вая подогревательная установка с
сетевыми подогревателями, сетевы¬
ми насосами, конденсатными на¬
сосами и узлом подпитки тепловой
сети.
Рассмотрим принципиальные схе¬
мы ТЭЦ иа примерах наиболее рас¬
пространенных типов теплофикаци¬
онных турбин.
На рис. 11.4 приведена принци¬
пиальная тепловая схема ТЭЦ с
турбиной типа ПТ-60-130 ЛМЗ.
Турбина имеет теплофикационные
отборы П и Т и пять нерегулируе¬
мых отборов для системы регенера¬
тивного подогрева питательной во¬
ды, которая состоит из трех ПВД,
деаэратора (0,6 МПа) и четырех
ПНД. Деаэратор питается паром
от регулируемого отбора П, от ко¬
торого получает греющий пар и
ПВД5.
Обратный конденсат пара про¬
мышленного отбора подается в ли¬
нию основного конденсата после
П2. Пар из отопительного отбора
подается в сетевой подогреватель,
конденсат этого пара конденсатным
насосом подается в линию основ¬
ного конденсата после.П2. Сетевая
вода после сетевого подогревателя
догревается в пиковом водогрейном
котле.
При отпуске большого количест¬
ва технологического пара из-за то¬
го, что потребитель возвращает
только часть конденсата, возникает
задача приготовления больших ко¬
личеств добавочной воды на ТЭЦ,
которая решается либо применени¬
ем химического обессоливания, ли¬
бо применением термической водо¬
подготовки (многоступенчатые ис¬
парительные установки).
На рнс. 11.5 показана принципи¬
альная тепловая схема ТЭЦ с П-
турбиной и паропреобразовательной
установкой. В схеме с паропреобра¬
зовательной * установкой пар из
противодавления турбины поступа-
Рис. II.4. Принципиальная тепловаи схема ТЭЦ с турбиной
ПТ-60-130
149
scanner by http A*tcc2v.narod ru/book/
Рис. 11.5. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ с П-турбиной и
паропреобразовательной установкой
ет в паропреобразователь ПП, вто¬
ричный пар которого, слегка пере¬
гретый в паропаровом перегревате¬
ле ППе, направляется к потребите¬
лю. Конденсат греющего пара со¬
храняется на ТЭЦ, и, таким обра¬
зом, внешние потери конденсата
отсутствуют. Паропреобразова¬
тель— это испаритель, вторичный
пар которого /не конденсируется, а
направляется к потребителям. Па-
ропреобразователь питается хими¬
чески очищенной (обычно Н-катио-
нированной) деаэрированной водой.
Передача тепла в пароперегрева¬
теле и в паропреобразователе тре¬
бует некоторого температурного
напора (в паропреобразователе
Д/Пп—124-15°C), который обеспе¬
чивается повышением, давления
пара в противодавлении турбины
по сравнению с давлением техноло¬
гического пара примерно на &.р—
=0,5 МПа. Это приводит к соот»
ветствующему снижению удельной
выработки электроэнергии на теп¬
ловом потреблении, а в конечном
счете — к пережогу топлива по
сравнению с вариантом непосред¬
ственного отпуска пара из отбора.
Решение вопроса о выборе схемы
восполнения внешних потерь кон¬
денсата решается сопоставлением
вариантов по величине годовых
приведенных затрат.
150
На рис. 11.6 приведена принци¬
пиальная тепловая 'схема турбины
Т-100-130, имеющей два отопитель¬
ных отбора, из которых один яйля-
ется регулируемым. Нижний ото¬
пительный отбор Т1 осуществлен
после ЦСД, и пар из него направ¬
ляется в первый сетевой подогре¬
ватель СП1.
Поворотные диафрагмы разме¬
щены перед входом пара в ступени
двухпоточного ЦНД. Верхний ото¬
пительный отбор Т2 осуществлен
после 21-й ступени из ЦСД, пар из
него направляется в верхний сете¬
вой подогреватель СП2. Основной
конденсат турбины конденсатным
насосом последовательно прокачи¬
вается через подогреватель эжек¬
торов /73, сальниковый холодиль¬
ник СХ, сальниковый подогреватель
ПС и группу из четырех ПНД в
деаэратор. В ПНД осуществляется
каскадный слив дренажей от П4 до
/7/, а затем дренаж сливным насо¬
сом подается в линию основного
конденсата после 77/. Конденсат
сетевых подогревателей конденсат¬
ными насосами подается в линию
основного конденсата: из СП1 пос¬
ле /77, из СП2 послб /72. Подогре¬
ватель ПЗ имеет выносной охлади¬
тель дренажа. Деаэратор 0,6 МПа
получает греющий пар из третьего
отбора, из которого питается паром
scanner by http /4cc2v.narod.ru/book/
Рио. 11.6^ Принципиальная тепловая схема
турбоустановки T-100-130
также ПВД5. При сниженном рас¬
ходе пара на турбину, когда давле¬
ние пара в третьем отборе снижа¬
ется н оказывается недостаточным
для питания деаэратора, работаю- -
щего при постоянном давлении
С,6 МПа, питание деаэратора паром
переводится на второй отбор. В де¬
аэратор сливаются дренажи ПВД,
а также поступают протечки пара
от штоков стопорного и регулирую¬
щих клапанов. Из деаэратора бе¬
рется пар на коллектор уплотне¬
ний, в котором автоматически под¬
держивается давление 0,102 МПа,
на эжектор отсосов от концевых
уплотнений турбины и главные
эжекторы. Отвод протечек пара че¬
рез концевые уплотнения турбины
показан на схеме рис. 11.6.
В конденсаторах турбины пред¬
усмотрены встроенные пучки, в ко¬
торые может подаваться сетевая
вода. При этом получается .трех¬
ступенчатый подогрев сетевой воды.
Такой режим называется режимом
с противодавлением, так как при
ием отсутствует потеря тепла в кон¬
денсаторе. При режиме с противо¬
давлением проток циркуляционной
воды через конденсатор прекраща¬
scannerby http?
ется, поворотные диафрагмы пол¬
ностью закрыты и застопорены в
таком положении. На режим с про¬
тиводавлением переходят тогда,
когда достигается номинальная за¬
грузка отопительных отборов.
В конденсаторах устанавливается
ухудшенный вакуум в соответствии
с температурой н расходом сетевой
воды. При режиме трехступенчато¬
го подогрёва утилизируется тепло¬
та пара вентиляционного пропуска
пара в ЦНД, но несколько снижа¬
ется развиваемая электрическая
мощность из-за повышения потерь
в ЦНД при уменьшении расхода и
увеличении плотности пара.
Турбины типа Т-100-130 Ураль¬
ского турбомотор ного завода
(ТМЗ) хорошо зарекомендовали се¬
бя в эксплуатации и получили ши¬
рокое распространение на ТЭЦ.
Идеи, реализованные в турбине
Т-100-130, были применены также и
для других теплофикационных аг¬
регатов. Так, получило распростра¬
нение применение двухступенчатого
подогрева сетевой воды паром от
двух отопительных отборов. При
этом от регулирования давления
пара верхнего теплофикационного
! ъ I 151
v.narod ru/ book?
отбора перешли к регулированию
отпуска тепла с горячей водой по
величине повышения ее темпера¬
туры.
Более крупная турбина ТМЗ ти¬
па Т-175-130 в основном повторяет
принципы построения турбины
Т-100-130. Эта турбина унифициро¬
вана по ЦВД с турбинами
Р-100-130 и ПТ-135-130 и по ЦНД
с турбиной Т-250-240. Турбина име¬
ет на конденсационном режиме
мощность. 210 МВт и соответствен¬
но снижает электрическую мощ¬
ность при загрузке отопительных
отборов до 175 МВт.
- При полном закрытии поворот¬
ных диафрагм в ЦНД подача пара
в последний из ресиверных труб от
ЦСД прекращается путем закрытия
специальных задвижек. При этоіу
в ЦНД подается охлажденный вен¬
тиляционный пар из верхнего ото¬
пительного отбора в количестве
30 т/ч. Такой режим работы по
тепловому графику был предложен
УТМЗ для турбин Т-2^0-240 и рас¬
пространен на турбины Т-175-130.
Этот режим исключает подогрев
сетевой воды в теплофикационных
пучках конденсатора и повышение
давления пара в конденсаторе при
малом пропуске в него пара как
условия, неблагоприятные для ло¬
паток ЦНД.
Появились также турбины, уни¬
фицированные с конденсационными
энергоблоками, что позволило при¬
менять однотипные паровые цотлы.
Так, теплофикационная турбоус¬
тановка Т-250-240 (ТМЗ) унифици¬
рована с блоком К-300:240 по на¬
чальным параметрам пара и про¬
межуточному перегреву пара, что
позволяет использовать однотипные
котлы. Мощность конденсационного
режима равна 300 МВт.
Принципиальная тепловая схема
'Теплофикационного энергоблока с
турбиной Т-250-240 приведена на
рис. 11.7. Турбина — четырехцилин¬
дровая, имеет один ЦВД, два ЦСД
и двухпоточный ЦНД. Применен
паровой привод питательного насо¬
са. Пар, из противодавления при¬
водной турбины питательного насо¬
са поступает в ЦСД II, нз которого
осуществляются оба отопительных
Рис. 11.7. Принципиальная тепловая схема теплофикационной турбины Т-250-240
152
scanner by http ,-tcc2v.narod.ru/book,
Рис. 11.8. Схема теплофикационного энергоблока с турбиной Т-180/210-130
отбора; регулирующие поворотные
диафрагмы, как и у турбины
Т-100 130, помещены в ЦНД.
Схема регенеративного подогрева
подобна схеме турбины К-300-240
лмз.
Поскольку начальное давление
пара сверхкритическое, энергоблок
снабжен прямоточным котлом, тре¬
бующим 100%-ной очистки конден¬
сата в блочной обессоливающей ус¬
тановке (БОУ). На схеме рис. 11.7
показана подача конденсата сете¬
вых подогревателей в линию основ¬
ного конденсата, что допустимо при
соответствии качества конденсата
нормам для прямоточных котлов.
При отклонении качества конденса¬
та, обнаруженном контрольным
прибором, конденсат подогревате¬
лей переключается на охладители
(для снижения температуры до
45 СС, допустимой фильтрами БОУ)
н поступает на очистку в БОУ.
На базе энергоблока с турбиной
К-210-130 была разработана тепло¬
фикационная турбоустановка
Т-180-130 ЛМЗ. Турбина имеет два
.отопительных отбора; верхний бе-
врется лосле ЦСД, нижний бе¬
рется из двухпоточного ЦНД после
двух начальных ступеней; после
нижнего отбора установлены пово¬
ротные диафрагмы.
Схема теплофикационного энер¬
гоблока с турбиной Т-180-130'пред¬
ставлена иа рис. 11.8.
11.3. Полная тепловая схема
ТЭЦ
Полная тепловая схема ТЭЦ мо¬
жет быть либо с поперечными свя¬
зями, либо блочной. При неблочной
схеме главные паропроводы выпол¬
няются' как секционированные с пе¬
реключательной . магистралью (см.
гл. 5). Такая схема для ТЭЦ пред¬
ставляет определенные преимущест¬
ва с точки зрения надежного обес¬
печения потребителей паром. К пе¬
реключательной магистрали под¬
ключаются необходимые РОУ и
БРОУ для резервирования потреби-'
153
scanner by http • tcc2v.narod ru/book/
Рис. 11.9. Схема сетевой подогревательной установки
телей технологического пара на
случай отказа одной из турбин. При
установке турбин различных типов
можно установить однотипные кот¬
лы. Важным элементом полной теп¬
ловой схемы ТЭЦ является сетевая
подогревательная установка, схема
которой для ТЭЦ с турбиной
Т-100-130 показана на рис. 11.9. По
обратным радиальным магистралям
сетевая вода от потребителей теп¬
лоты возвращается на ТЭЦ в маги¬
страль обратной сетевой воды Л,
которая является общей для всей
ТЭЦ. Подпиточная хнмочищенная
154
вода деаэрируется в деаэраторе 2
и подпиточными насосами 3 (два
рабочих, один резервный) через ре¬
гулирующий клапан 1 подается в
магистраль обратной сетевой воды.
Сетевые насосы 'первой ступени 4
прокачивают сетевую воду через
систему подогревателей: теплофи¬
кационные пучкн в конденсаторе 5,
нижний сетевой подогреватель 6 и
верхний сетевой подогреватель 7.
Затем сетевая вода поступает во
всасывающую магистраль сетевых
насосов В. После сетевых насосов
второй ступени 8 имеется напорная
scanner by httptcc2v.narod.ru/book/
магистраль сетевой воды Г, от ко¬
торой сетевая вода подается в ма¬
гистраль Д пиковых водогрейных
котлов 9. После пиковых водогрей¬
ных котлов сетевая вода поступает
в подающую станционную маги¬
страль £, нз которой распределяет¬
ся по радиусам тепловой сети. Та¬
ким образом, каждая турбина
Т-100-130 имеет свою сетевую по¬
догревательную установку, которая
работает изолированно 6т сосед¬
них, с тем чтобы через СП1 и СП2
проходил один и тот же расход во¬
ды. Вместе с тем имеется ряд сек¬
ционированных магистралей А—Е,
позволяющих перераспределять се¬
тевую воду между установками.
Все элементы имеют обводные
линии, позволяющие менять схему
подогрева и осуществлять .при не¬
обходимости одноступенчатый,
двухступенчатый н трехступенча¬
тый подогревы сетевой воды, а так¬
же выводить оборудование в ре¬
зерв или ремонт.
11.4. Выбор основного
и вспомогательного
оборудования ТЭЦ
При выборе оборудования ТЭЦ
определяющим является заданная
тепловая нагрузка по технологиче¬
скому пару—расход и давление, и
по горячей воде — QCBp с разделе¬
нием на отопительную нагрузку
Qotp и нагрузку горячего водоснаб¬
жения Qr.B₽.
Технологическая паровая нагруз¬
ка может разделяться на составля¬
ющие при различных давлениях
пара. Поскольку технологическая
нагрузка переменна в течение года,
целесообразно рассчитывать про¬
мышленные отборы турбин на по¬
крытие не 100%-ной максимальной
нагрузки, а примерно 0,9—0,85 DnK.
Часть промышленной паровой на¬
грузки может покрываться от РОУ
или от пиковых паровых котлов низ¬
кого давления. Для промышленных
ТЭЦ, предназначенных для покры¬
тия потребности в технологиче¬
ском паре, выбор теплофикацион¬
ных турбин различного типа явля¬
ется технико-экономической задачей
и требует сопоставления вари¬
антов по значению годовых приве¬
денных затрат.
При этом применяются турбины
с противодавлением (Р-50-130 н
Р-100-130), турбины конденсацион¬
ные с регулируемыми отборами
(ПТ-60-130, ПТ-80-130, ПТ-135-130)
н турбииы с отопительными бтбора-
мн (Т-50-130, Т-100-130, Т-175-130,
Т-180-130). Для ТЭЦ подобного ти¬
па применяется обычно секциони¬
рованная схема главных паропро¬
водов с переключательной, маги¬
стралью, которая позволяет уста¬
навливать однотипные паровые
котлы. Широко применяются паро¬
вые котлы 420 т/ч Барнаульского
котельного завода (БКЗ), выпус¬
каемые с несколькими модификаци¬
ями топок для различных видов
топлива. Разработан котел паро¬
производительностью 820 т/ч с пы¬
леугольной топкой кольцевого типа.
Число и производительность па¬
раллельно работающих паровых
котлов должны быть выбраны та¬
ким образом, чтобы прн выходе из
строя одного котла оставшиеся в
работе, включая и пиковые водо¬
грейные котлы, обеспечивали мак¬
симально длительный отпуск пара
на производство н средний за наи¬
более холодный месяц отпуск теп¬
ла на отопление, вентиляцию и го¬
рячее водоснабжение; при этом для
ТЭЦ, работающих в энергосистеме,
допускается снижение электриче¬
ской мощности на 10%.
Поскольку пиковые водогрейные
котлы выбираются по расчетной
наружной температуре, при любой
более высокой температуре имеется
резерв по пиковым котлам, который
может * быть реализован в случае
выхода из строя одного из энерге¬
тических котлов. Указанное поло¬
жение о выборе числа котлов при
некоторой комбинации турбин мо¬
жет привести к необходимости ус¬
тановки резервного котла. Котель¬
ное вспомогательное оборудование
выбирается так же, как и на КЭС.
155
scanner by httpv tcc2v.narod ru/book/
Для чисто отопительных ТЭЦ,
которые строятся для обеспечения
теплоснабжения больших жилых
массивов, определяющей величиной
является заданная расчетная на¬
грузка при расчетной наружной
температуре Д?Рв. Для выбора
числа турбин задаются коэффици¬
ентом теплофикации а-тэц- Послед¬
ний представляет собой отношение
Суммарной ТеПЛОВОЙ МОЩНОСТИ QT;
боров турбин к
1
На основании проведенных техни¬
ко-экономических исследований ре¬
комендуется принимать — 0,5-ч-
0,6.
Пример. Задано SQpb — 2000 МВт.
Для Т-100-130 (Й°“ =200 МВт. За¬
даемся атэц = 0,5. Тогда имеем
і
2 QTf в = 0,5 - 2000=
1
= 1000 (4Вт.
Число турбин Т-100-130 составит
1=1000/200=5. Принимаем пять
турбин.
Пиковые водогрейные котлы вы¬
пускаются на тепловые мощности
116 и 208 МВт (соответственно 100
и 180 Гкал/ч).
Принимаем к установке пять пи¬
ковых водогрейных котлов
КВ-ГМ-180.
При выборе турбин для отопи¬
тельной ТЭЦ возможен ряд вариан¬
тов, определяемых различными ти¬
пами теплофикационных турбин:
Тип турбины
Номинальная тепловая мощность отбо-.
ров, МВт (Гкал/ч) . .
Номинальная электрическая мощность,
мвт . . :
Максимальная электрическая мощность,
МВт
' Максимальный расход пара ifa турбину,
т/ч
Удельный расход теплоты, кДж (кВт-ч)
[ккал/(кВт-ч)]. на конденсационном
режиме
156
Т-100-130
209,3(1-80)
ПО
120
480
9021 12153]
Сопоставляемые варианты должны быть
приведены к равным годовым отпускам
теплоты и электроэнергии. При проведении
расчетов следует отдельно считать расход
топлива и отпуск электроэнергии за отопи¬
тельный сезон и за летний период:
5год = 5о.с—р-Вд.с. (11.18)
С другой стороны, имеем
^О.С = ^ЮІТ 4" "Ь ^Э-О.С» (11-19)
где fan- расход топлива на пиковые
источники теплоты (водогрейные котлы) за
отопительный сезон:
®пиТ=в°ист^ит; (п.2О)
= (11.21)
По аналогии с формулой (В.7) имеем
«пи =««&Л),А+\ <І122>
где X определяется нз выражения (10.6);
(11-23)
см. также формулу (10.4).
Здесь 6qHT — удельный расход услов¬
ного топлива на отпускаемую теплоту,
кг/ГДж, с учетом затрат электроэнергии
в пиковых источниках теплоты:
4>gBT = 34, !/■£ ( 11-2,4)
Расход топлива за отопительный сезон
на отпуск теплоты с горячей водой за счет
теплофикационных отборов
BQo.c = 'Зт.с.е І34.1А1’“Win +
+ 4eVft"l- <1125»
Второй член учитывает расход топлива на
электрические собственные нужды сетевой
подогревательной установки за отопитель¬
ный сезон.
Т-175-130 Т-180-130 Т-250-250
314(270) 290.7(250) 383,7(330)
175 180 240
210 210 300
780 670 950
8824(2106] 8459,6(2019] 7990,3(1901]
scanner by http,. tcc2v.narod.ru/book
Здесь aJ^J3 — удельный расход электро¬
энергии при отпуске 1 ГДж на сетебые на¬
сосы, конденсатные насосы сетевых подо¬
гревателей, подпиточные иасосы.
Расход топлива на электроэнергию за
отопительный сезои Ва.о.с определим иа
основании расчета ряда режимов. Значи¬
тельная часть отопительного сезона прохо¬
дит при режиме работы по теплоаому гра¬
фику с постоянной тепловой нагрузкой QT.
Для упрощения сопоставительных расчетов
принимаем, что и в остальную часть отопи¬
тельного сезона при^ От <? Фг°Ы имеет ме¬
сто режим работы по тепловому графику.
Тогда, просчитав ряд режимов и определив
Nt — мощность, развиваемую в режимах
работы по тепловому графику, нанесем со¬
ответствующие значения NT- на графике
Росандера (см. рис. 10.2.6Î), Полученная
кривая изменения мощности турбины за
отопительный сезон ограничивает площад¬
ку, которая дает нам значение Эт.с.с-
Тогда имеем
В?’.с = 3т.о.еіГ, (П-26)
где Ьтот—удельный расход топлива на
отпущенный 1 кВт-ч:
ЬтОѴ—Çï/î]k.hT]tiiQh1’;
(11.26а)
— удельный расход теплоты иа 1 кВт-ч
в режиме работы турбины по тепловому
графику:
q, . 3600 (1 + +
(11.266)
qT определяется по обратному балансу;
ÂNM.r-—потерн механические и в электри¬
ческом генераторе; Nt.bi— внутренняя мощ¬
ность (первого) парового привода пита¬
тельного насоса; AQK — потеря теплоты
в конденсаторе с вентиляционным паром;
Qbh — внешние потерн теплоты. Так, для
Т-100-130 при трехступенчатом подогреве
ДЛм.г=1,8 МВт; Лт.ЯІ=0; A(QK=0; (QBH =
=2,1 МВт; çT =‘36004-(3,9-3600)/100=
=3740 кДж/(кВт-ч) [8935 ккал/(кВт-ч)].
Расход топлива за летний сезон Вл.с,
так же как и за отопительный, подсчитыва¬
ется как сумма величин:
Bn.C=BQn_c-[~Bg.n,c‘, (11.27}
^фі.С = ^г.н.л.с^о*, (11.28}
где фг.в.л.с — Фг.втЛ-с« 4%—0,85QPR; ’«-с ’—
продолжительность летнего сезона.
Расход топлива на производство элек¬
троэнергии -в свою очередь следует разде¬
лить на теплофикационный н конденсацион¬
ный режимы с учетов времени ремонтов,,
которые на ТЭЦ обычно проводятся летом.
При сопоставлении вариантов с разными
типами теплофикационных турбйи следует
учитывать только переменную часть приве¬
денных затрат. Так, -затраты и а тепловую-
сеть не надо учитывать, поскольку онн оди¬
наковы.
Наиболее удобно сопоставление при рав¬
ном значении SQ”OM. Так, например, имеем:
две турбины Т-175-130 дают 2X314 =
=628 МВт (2X270) = (540 Гкал/ч); три тур¬
бины Т-110-130 дают 3X209,3=628 МВт
(3X180=540 Гкал/ч). В этом случае при
равном атэц расходы Впят также будут
равны. Расходы В^ с н BQjï q будут так¬
же равны.
Разница между вариантами выразится
в разнице выработки электроэнергии и.
в расходе топлива, затраченного на это.
Переменная часть приведенных затрат
в этом случае
5Г0Д= (^Э.о.С + ^э.л,с)Чт +
"Ь^ТЭЦ^я "1" ^отч) + АЭз3>э, (11.29}
где A3 — добавка-, в выработке электроэнер¬
гии для варианта, имеющего меньшую вы¬
работку; для определения Эо.с и Вй.о.е ие-’
обходимо рассчитать режимы турбины при
различных ta.B — от да &в'С-
Аналогично решается задача определе¬
ния оптимального коэффициента теплофика¬
ции для заданного типа теплофикационной
турбины. Задача решается сравнением по*
приведенным затратам нескольких вариан¬
тов с различными “тэц.Так, для турбниы
Т-100-130 при заданном <2£э= 1670 МВт
имеем:
Вариант . . ■ ЗХТ-ІОО-ІЗО 4ХТ-Ю0-130 5ХТ-100-130
£QTHOM-
МВт * 3X209,3=628 4X209,3=837 5X209,3=1046.5
Гкал/ч ; . 3X180=540 4X180=720 5X180=900
отэц 0,375 0.5 - 0,625
QP •
^пит
МВт 1042 833 623,5
Гкал/ч • 900 720 540
157
scanner by http7?tcc2v.narod ru/book/
Сетевые подогреватели на ТЭЦ
выбираются для каждой турбоуста¬
новки отдельно в соответствии с
принятой тепловой нагрузкой ото¬
пительных отборов (для турбин
ПТ-60-130, ПТ-80-130, ПТ-135-130).
Прн этом общая паровая магист¬
раль для пара отопительного отбо¬
ра 0,12 МПа не предусматривается.
Рекомендуется устанавливать две
ступени основных сетевых подогре¬
вателей с обеспечением одинаково¬
го расхода сетевой воды через обе
ступени. !
Для турбин, имеющих только
-отопительные отборы, сетевые подо¬
греватели горизонтального типа по¬
ставляются турбинными заводами
в комплекте с турбинами. Сетевые
подогревательные установки требу¬
ют применения конденсатных насо¬
сов сетевых подогревателей, сете*
вых насосов подпорных н основных
и подпиточных насосов. Конденсат¬
ные насосы сетевых подогревателей
при двухступенчатом подогреве вы¬
бираются с резервным насосом для
первой ступени подогрева. Прн од¬
ноступенчатом подогреве устанав¬
ливается два конденсатных насоса
без резерва.
Сетевые, подпорные и подпиточ¬
ные насосы выбираются в соответ¬
ствии с гидравлическим расчетом и
режимом работы тепловых сетей с
учетом летнего режима работы.
Предусматривается установка ре¬
зервных подпорных н подпиточных
насосов — по одному на каждые
пять рабочих насосов. Прн этом
рекомендуется прн постепенном и
длительном развитии системы теп¬
лоснабжения проверять целесооб¬
разность установки временных сете¬
вых насосов илн электродвигателей
с уменьшенной частотой вращения
нлн колес с меньшим диаметром
для промежуточного этапа разви¬
тия системы с последующей заме¬
ной их на более мощные, соответст¬
вующие конечному развитию. ,
На ТЭЦ суммарная производи¬
тельность деаэраторов выбирается
по максимальному расходу пита¬
тельной воды:
158
Суммарный запас питательной
воды в баках основных деаэраторов
должен составлять для ТЭЦ на
время работы котлов не менее
15 мин. При наличии на ТЭЦ ат¬
мосферных деаэраторов добавочной
воды все аэрированные потоки с
температурой более 50 °C должны
направляться в этн деаэраторы, а с
более низкой температурой — в
конденсаторы турбин. В установках
без атмосферных деаэраторов все
аэрированные потоки должны вво¬
диться в цикл через конденсатор
турбины, где производится первая
ступень деаэрации.
Для хранения запаса питатель¬
ной воды используются б а кн запаса
обессоленной воды. На ТЭЦ уста¬
навливаются трн бака вместимо¬
стью по 500 м3, на ТЭЦ с турбина¬
ми Т-250-240 — трн бака вместимо¬
стью по 1000 м3. Один из баков
предназначен для сбора загрязнен¬
ного конденсата. Редукционно-охла¬
дительные установки, предназна¬
ченные для резервирования регули¬
руемых отборов технологического
пара, предусматриваются по одной
для различных параметров пара с
производительностью, равной мак¬
симальному отбору однфй турби¬
ны. РОУ для резервирования ото¬
пительных отборов не устанавлива¬
ются.
При выходе нз строя одной тур¬
бины ТЭЦ должна обеспечить от¬
пуск не менее 80% максимального
отпуска теплоты с сетевой водой.
Водоснабжение для ТЭЦ выби¬
рается по летнему режиму при от¬
сутствии отопительной нагрузки. В
качестве расчетной принимается
температура охлаждающей воды
20°С.
Предельной температурой охлаж¬
дающей воды для номинальной кон¬
денсационной нагрузки принимают
33 °C, с тем чтобы абсолютное дав¬
ление в конденсаторе не превышало
0,012—0,02 МПа. Для отопительных
н промышленных ТЭЦ обычно при¬
нимается оборотная система тех¬
нического водоснабжения с градир¬
нями.
scanner by http,-4cc2v.narod.ru/book
Циркуляционные насосы устанав¬
ливаются либо в машинном зале по
два на турбину, либо в центральной
насосной.
ВОПРОСЫ к ОДИННАДЦАТОЙ
ГЛАВЕ
1. Чему равен электрический КПД
П-установки? ' Как сравнить между - собой
П-установки по тепловой экономичности?
Глава двенадпатая
Режимы работы ТЭЦ
12.1. Режимы работы
теплофикационной
турбоустаиовкн
С промышленным
и отопительным отборами
Режимы работы теплофикацион¬
ных турбин отличаются многооб¬
разием. Прежде всего следует нх
разделить на теплофикационные (с
отпуском теплоты) и конденсацион¬
ные. Последние могут иметь место
летом на отопительных ТЭЦ. Теп¬
лофикационные режимы в свою
очередь следует разделить на режи7
мы работы по тепловому графику,
при которых электрическая мощ¬
ность однозначно определяется теп¬
ловой нагрузкой отборов, и режимы
работы по электрическому графику,
при которых имеется возможность
изменять электрическую мощность
в некотором диапазоне, изменяя
конденсационный поток пара.
Рассмотрим в первую очередь ре¬
жимы работы турбоустановки типа
ПТ. Если для конденсационных
турбин режимная характеристика
для номинальных условий (номи¬
нальные -параметры пара, расчет¬
ная схема регенеративного подогре¬
ва, расчетные температуры и рас¬
ход охлаждающей воды, расход пи¬
тательной воды равен расходу пара
на турбину) выражается линией, то
диаграмма режимов для теплофи¬
кационных турбин с регулируемы¬
ми отборами пара и конденсацией
представляет собой целое поле или
даже два поля (для турбины с дву-
2. Как сопоставить ТЭЦ с теплофикаци¬
онными турбинами и раздельную установку
по приведенным затратам?
3. Как сопоставить по приведенным за¬
тратам варианты ТЭЦ с паропреобразова¬
телями и ТЭЦ с обессоливающей установ¬
кой?
4. В чем состоят особенности турбоуста-
иовки Т-100-130?
5. В каких случаях иа ТЭЦ применяется
блочная схема и в каких неблочная?
6. Как определяются годовой расход
топлива иа ТЭЦ н его составляющие?
мя отборами диаграмма занимает
верхний и нижний квадранты). Это
означает, что при одной и той же
электрической нагрузке может быть
множество значений тепловой на¬
грузки. К этому надо добавить,
что диаграмма режимов -действи¬
тельна для номинальных значений
давлений регулируемых отборов, а
при отклонениях от этих значений
следует пользоваться поправочны¬
ми кривыми. Так, для турбины .типа
ПТ-60-130 режим тепловой нагруз¬
ки задается расходами и давления¬
ми промышленного и отопительного
отборов. Расход пара на турбину
при этом является /функцией пяти
переменных: £)=f(7V8, Dn, pn, DT,
Рт)- Следует иметь в виду, что при
заданной электрической нагрузке
Nd значения £)п и DT взаимосвяза¬
ны. На диаграмме режимов в ниж¬
нем квадранте нанесены линии пре¬
дельных значений Dn при заданных
Di и N3.
Эти линии построены для номи¬
нальных давлений отборов и при
условии, что DK=DK,waB. Таким об¬
разом, для заданных значений про¬
мышленного отбора Dn и электри¬
ческой нагрузки можно определить
предельный отопительный .отбор н
наоборот. Определяющим должно
быть значение промышленного от¬
бора, так как отопительную на¬
грузку можно покрывать также за
счет водогрейных котлов.
Из всего многообразия режимов
завод-изготовитель турбины дает
лишь несколько гарантийных режи-
159
scanner by http7/tcc2v.narod ru/book/
Рис. 12.1. Расчетная схема турбоустановки ПТ-60-130
мов, которые являются исходными
для пересчета на ліббой другой ре¬
жим. Так, для турбины ПТ-60-130
даны следующие гарантийные ре¬
жимы:
1) конденсационный при номи¬
нальной электрической мощности.
£)П='О; £)т=0;
2) теплофикационный режим при
£)т=0; /)к=£)к.мині Т)п^£)п.максІ
-Pn^=Pn.HOMÎ Л'з.ноМІ
3) теплофикационный режим при
^п——Oj Т)к===Т^к.мик» Пт = £?т.цред’
Рт = Рт.номі Л/э=/Ѵэ.Иом;
Рис, 12.2. Процесс расширения пара в тур¬
бине в h, s-днаграмме
160
4) теплофикационный режим при
обоих включенных отборах и их
средних величинах: Рп=£)пср—
— 32 кг/с; рп=Рп.ном== 1,28 МПа;
DT.cp=24 кг/с; Рт==Рт.ном=
=0,12 МПа; Мэ=Мэ.ком;
=А<.мнн=3,94 кг/с; Do=81,8 кг/с.
Последний режим удобно при¬
нять за исходный при пересчете на
другие теплофикапионные режимы.
Расчетные данные jio этому режи¬
му приведены на схеме рис, 12.1.
На рнс. 12.2 дается процесс рас¬
ширения пара в турбине в h, s*
диаграмме для указанного режима.
В этом режиме при минимальном
пропуске пара через ЧНД имеем
=0,456.
На ТЭЦ, как уже отмечалось,
может быть задан режим тепловой
нагрузки, отличный от приведенно¬
го расчетного режима, н тогда по¬
требуется расчет тепловой схемы
Для заданного режима. При расче¬
те следует пользоваться, методикой,
изложенной выше для КЭС. с уче¬
том особенностей теплофикацион¬
ной турбоустановкн. Рассмотрим
пример такого расчета.
Пример. Исходные данные: отбор П —
давление рп=1,5 МПа, расход Дп=42 кг/с.
Согласно диаграмме режимов при этом но¬
минальный пропуск пара в. турбину Д=
= 103 кг/с при минимальном пропуске пара
в ЧНД позволяет иметь максимально Дт=
scanner by http ,-. tcc2v.narod.ru/book,'
«29 кг/с. Этому режиму тепловой нагруз¬
ки соответствует электрическая мощность,
несколько превышающая номинальную. За¬
даемся рт—1,5 МПа; D»=29 кг/с. Расчет
ведем по номинальному расходу пара на
турбину До= 103,0 кг/с.
Протечки пара через переднее уплотне¬
ние пропорциональны расходу пара на тур¬
бину:
DnpP = -Ч!р^о/с„о = 1,37-103/81 =
= 1,76 кг/с.
Расход пара через первый отсек ЦВД пос¬
ле регулирующей цтупени
— ^прР^ 103,0— 1,36«
= 101,24 кг/с.
Давление пара за регулирующей ступенью
Рр.с=рр,с.оДі/Діо= ,
=7,85*101,24/79,62=10 МПа.
Принимаем расходы пара на регенератив¬
ные подогреватели П6 и П7 пропорциональ¬
ными расходу пара на турбину:
D ,П7=Д 'пУоПо/До 0*=
- (3,94-1-0,83) • 103/81 =6,08 кг/с;
^п7 =" ®П7 ^про ^о/^оо=
= 6,08-0,83-103/81 = 5,02 кг/с;
■^пв’=ДпбоДо/Ооо=4,1 *103,0/81,0=5,2 кг/с.
Давление пара в отборах на П6 и П7 опре¬
деляем по формуле Флюгеля: і
При Дп = Di — Д'пт = 101,24 — 6,08= ‘
“95,16 кг/с
Л7= ) <^70 “Йо> =
І,5“+ (3’77’ _ І,28’) =
= 4,51 МПа;
прн Дііі=Дц—Дпб=95,16—5,2=90,00 кг/с
. / 90,0 \?
(2.24«-1,28’) =
= 2,75 МПа.
Строим процесс расширения пара
в ЦВД, принимая 0,72 по кривой
4o® = f(Æo)H сохраняя расчетное значение
'^оіГ'3’* В таблицу параметров пара и воды
(табл. 12.1) заносим полученные значения
энтальпий ядра отборов и воды при темпе¬
ратурах насыщения и подогрева после по¬
догревателей. Далее проводим уточнение
расходов пара иа подогреватели высокого
давления П7, П6, П5.
В деаэраторе, питаемом паром из про¬
мышленного отбора,, поддерживается дав¬
ление 0,6 МПа.
Определим повышение энтальпии воды
в питательном насосе:
Aft'n.H== V вАДп.и/^ІП.Н =
= 0,001-17-103/0,75=25 кДж/кг.
Энтальпия питательной воды иа входе в П5
после питательного насоса
ft'п.и=Л'д4Лй'п,н= 6684-25=693 кДж/кг,
Таблица 12.1. Параметры пара и воды к примеру расчета турбины ПТ-00
. Точка
■роцесса
h.
кДж/кг
р, МПа
д', МПа
с
кДж/кг
°с
'‘■п-
кДж/кг
. °с і
кДж/кг
ѳ
3510
12,75
о •
3510
12,1 .
.
PC
3460
10,0
—
__
"
П7
3248
4,51
4 Ю
250,6
1093
245
1060
228
982
пб
3150
2,75
2,53
223,6
960
218
940
198
834
П5 (П)
3000
1,5
1,38
193,5
822
. 188
805
175
740
ПН
—
—
__
’ 165
693
П4
2838
0,593
0,545
155,2
655
150
630
142
598
пз
2744
0,358
0,328
135,9
570
130
546
135,9
570
П2 (Т)
2616
0,15
0,138
107,5
450
102
427
107,5
450
П1
.
к
2350
0,003
—
—
—
—
—
—
. —
11—432 Г61
scanner by http ; tcc2v.narod ru/book/
Записываем уравнения теплового балан¬
са ПВД и определяем потоки:
Dm (А?—^ЛДР.П7)-|-25пр.П7 (Ар.С Йдр.п?) =
— ^П.В (Л'пУ А#Пб) /*Пп7^
■D 103(1060 — 940) —
я’‘“ (3248 —982) X
— 1,06(3460 — 982)-0,99
•*- — =4,3 кг/с;
Х0.99
£пб(Йд—Й'др.пб)-} (^птЦ-Дцр.пг)X
Х{Адр.П7—Й?ДР.П.в)=Дпв (Й'пв—h'jis) /1)пб»
D = 103(940 — 805) — (4,3 4 1,04)Х
Пв" (3150 —834) X
X (982 —834)-0,99 ,
=5,66 кг/с;
Х0.99 '
(Й5—ЙЛДР.П5)-Ь^ПР.П5 (Йр.с—Л'др.п5)Ч-
Ч-(£пр.п7~Ь0п7-}-^Лів) X
X (А'др.Пб Й/др_п5)=Оп.В (Й'пб Л'л.и) /1]п5І
D _ 103(805 — 693)—[0,7(3460—740)— ,
п5*" ’ (3000—740)X *
— 11,0(834 —740)]-0,99 ог
”* _ _ —3,9 кг/с.
X 0,99 7
Определим расход греющего пара из про¬
мышленного отбора на деаэратор из урав¬
нения теплового баланса
^дЙп4(^пг4^пб4^п54^оР-Н74
4^ пр. П5 ) h' д р. пз4 D к. д h 'п4=D п, в h' д /т] д,
где Дк.д— поток основного конденсата, по¬
ступающего из П4 в деаэратор, Dv д=
=DU1—DB5—DR = 91,02—3,9—Da =87,12—
^д-
Уточнение расходов пара на регенератив¬
ные подогреватели позволяет уточнить рас¬
ходы пара через отсеки турбины, а следо¬
вательно, и развиваемую мощность:
Дц=Di—Оп7=101,24—4,3=96,94 кг /с;
Æiii=Dn—Гпб=96,94—5,66= 91,28 кг/с.
Определим внутреннюю мощность ЦВД:
^Цвд = (*о — 4
+ ^п(Й7 — йв) -р Din(fte 4M =
=101,24 (3510—3248) 496,94 (3248—3150)4
4-91,28(3150—3000)=26 500495004
413 570=49570 кВт.
Переходим к части среднего давления тур¬
бины. Энтальпия пара иа входе в ЧСД рав¬
на энтальпии пара после ЦВД: Лцсд =
= йчвд“йо=3000 кДж/кг. Давление пара
за ЧСД равно давлению пара в отопитель¬
ном регулируемом отборе рт=0,15 МПа.
162
Строим процесс расширения пара в ЧСД»
принимая
^чсд = й3 = йп ДйЧСд^0{- =
= 3000 ^ 428-0,885 = 2616 кДж/кг;
Щд= Ош- - С/" =
= 91,28 — 3,9 — 1,22 — 1,1 = 85,06 кг/с;
Аѵ - Оцвд - - С™ = 85,06-
— 42,0 — 0,7 = 42,68 кг/с.
Расход конденсата через ПНД ПЗ и П4
• Дк.д— 86 кг/с.
Принимаем расходы пара на ПЗ и П4 про¬
порциональными Djt.R:
D ni==D uijqD /DK_Rg=2,36 • 86/69=2,94 кг/с;
Дпз=Дпз0-^к.д/^к,до=3,11 -86/69=3,88 кг/с;
Дѵ=Діѵ—Дп<=42,68-2,94=39,74 кг/с;
Дѵі=Оу—Дпз= 39,74—3,88=35,86 кг/с.
Определяем давления в регенеративных от¬
борах на П4 и ПЗ по формуле Флюгеля:
(39 74 \2
(0.482 — 0,122) =
= 0,593 МПа;
Г / 35,86 \2
-Ѵ°’15а+та)
(1,2882 —0,122) =
= 0,358 МПа.
На пересечеиин изобар рП4 и рдз с ли¬
нией расширения пара в ЧСД в ft, s-диа¬
грамме находим значения энтальпий пара
Лп4 и Ans. Принимаем, что расход пара
в ЧНД остается минимальным. Тогда дав¬
ление в отборе на П1 и температура кон¬
денсата после П1 остаются' иа уровне зна¬
чений расчетного режима.
Определим из уравнений тепловых ба¬
лансов расходы пара на подогреватели П4,
ПЗ, П2:
Дл4 (ht<—ft^p.né) —Dk.r (h'm—Лгпз)/т]в4;
D = 86(630 -546) =2 1
n4 (2838 — 598)-0,99 ’ ' ’
[Опз(Аз—Лдр.пз)4^п4 (Лдр.п4—
—йдр.п3)]г]Іі3= (DB4^a) (Алпз—■Л,с,и)4
4^Х« (й^пз—Алв2)4(^п^4
4^пз4^п2) (ft/n3—ftZflp.ns) -
scanner by http /ztcc2v.narod.ru/book/
В подогреватель ПЗ входят три потока кон¬
денсата: основной коНденсат D'K с энталь¬
пией ft'n2. дренаж подогревателя П2
о энтальпией й'др.пг, обратный конденсат
с производства и дренаж сетевого подогре¬
вателя при температуре 100еС (419кДж/кг).
В рассматриваемом примере приняты
одинаковыми to.K и /др.сп- Поток основного
конденсата D'K включает в себя конденсат
пара, поступающего в конденсатор, DK,
а также Dn.c и Dnj. При теплофикацион¬
ных режимах 0пі=О, так как давление
в отборе иа П1 рпі весьма низко, поэтому
О'к=Ок~]~Оп.С.
С другой стороны,
DB—Di V—Dut—Ona'—^п2'—=
=42,68—2,1—29,О-0ПЗ—0п2+1.9=
= 13,48—Dna~~Dn2-
Подставляем численные значения вели¬
чии, входящих в уравнение теплового ба¬
ланса ПЗ:
[Пв3(2744 -570) + 2,1(598 - 570)]^=
= (42 + 29) (546 — 419) + (13,08 —
— 0пз — ^яа) (546 — 427) + (D^ +
+ Т)п2 + Z)na) (546 — 450).
Отсюда получаем 0вд=4,65—О,ОО350П2-
Тепловой баланс подргревателя П2:
Dias(hs /і'др.пг) + (£п4+£пз) (Й'др.пз—
—/х,др.П2)=б^к (h'ns—Л'пі) /î]n2j
ft'm =/1^10= 142,5- кДж/кг;
IZ)n2(2616-450)4-(2,1+4,65) (570—450)] х
ХО,99= (13,48—Da3—Db2) (427—142,5).
Получаем
jDn2=0,85 кг/с; 0пэ=4,65 кг/с; D'K =
=7,58 кг/с:
0цнд — Dk. — 7,58—2,0=5,58 кг/с.
При РЧНд = 5,58 кг/с — 0,50;
йк = h? — = 2616 —
— 532-0,50 = 2350 кДж/кг.
Уточняем:
f
0ѵ =42,68—2,1=40,58 кг/с; Dvi=
=40,58—4,65=35,93- кг/с.
<1*
Подсчитываем внутреннюю мощность ЧСД
и ЧНД:
JVivf=0iv (йп—й4) =42,68(3000—2838) =
=6540 кВт;
/Ѵѵі=0ѵ (ft4—M =40,58 (2838—2744)=
=3760 кВт;
Уѵп=0ѵі (й3—М =35,93(2744 2616) =
=4530 кВт;
А/ѵш=0 V и (йт—йк) = 5,58 (2616—2350)=
= 1480 кВт
^ЧСД "Ь^ІЧНД = 16 310 кВт.
Суммарная внутренняя мощность турбины
Ni = А^-цвд = ^чсд + ^чнд =
= 49570 + 16310 = 65 880 кВт;
Л/Э=М—Д/Ѵ^г=65 880—1880=64 000 кВт.
Таким образом, данный режим при мини¬
мальном пропуске пара в конденсатор и ма¬
ксимальном расходе пара иа турбину дает
максимальную мощность турбниы при пре¬
дельной разгрузке регулируемых отборов.
Подобный расчет режима турбоустанов¬
ки можно-упростить, если заранее просчи¬
тать характеристику ЦВД: Nщвд=
=f(A}» Ря) > Пчвд f(DotPB)’ Тогда, за¬
даваясь DK и загрузкой отборов, надо ве¬
сти расчет от конденсатора и, получив
0цвд, определить из указанных характе¬
ристик ЦВД значения Do и ^Ѵщвд.
12.2. Режимы турбоустановки
Т-100-130
Турбоустановка Т-100-130, обес¬
печивающая двухступенчатый подо¬
грев сетевой воды паром двух ото¬
пительных отборов, получила боль¬
шое применение и повлияла на теп¬
ловые схемы последующих .тепло¬
фикационных турбин Т-250-240,
Т-175-130, Т-180-130.
Режим тепловой нагрузки опре¬
деляют расходы греющего пара из
отопительных отборов и их давле¬
ния. Эти параметры отборов è свою
очередь зависят от трех факторов.
1) тепловой мощности QT; 2) рас¬
хода сетевой воды GC.B; 3) обрат¬
ной температуры сетевой воды іо.с.
Давление греющего пара в сете
вом подогревателе р-/ определяет¬
ся по его температуре насыщения,
16 3
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book/
которую можно получить из следу¬
ющей зависимости:
t'r.H — to.c~^Qt/ СвОс.в+бс.п. (12.1)
Тогда р/ определяется по табли
Нам водяного пара через значение
і'т.к- Давление теплофикационного
отбора, МПа, находится с учетом
потерь на гидравлическое сопротив¬
ление в паропроводе отбора:
рт=р/+(0,014-0,02). (12.2)
Прн работе обоих отопительных
отборов верхний является регули¬
руемым н обеспечивает заданный
подогрев воды в сетевой подогрева¬
тельной установке
ІС.П2 — to c4-Qt/CBGc.h, (12.3)
Где — суммарная тепловая на¬
грузка обоих отборов, МВт.
Давление нижнего отбора рт1
устанавливается в соответствии с '
условием конденсации греющего
пара в нижнем сетевом подогрева¬
теле СП1
t тіп' lo.c“)“Qc.nl/CaGc.B-|’Ûc.nl
(12.4) ’
и с условием пропуска пара через
промежуточный отсек турбниы Оп.о.
т. е. .через группу ступеней ЦСД,
расположенных между камерами
обоих отопительных отборов:
(12.5)
Определение давления пара в
ннжнем отопительном отборе по за¬
данному режиму тепловой нагрузки
Рис. 12.3. Графическое определение давле¬
ния нижнего отопительного отбора
164
производится путем совместного
решения уравнений (12.2) и (12.5),
в частности графическим путем
(рис. 12.3). Для расчета по (12.5)
надо определить Dn.o в зависимости,
ОТ Dcnlî
^п.о=^к_Ь^с.пІ‘І7^П1- (12.6)
При этом j9rri = 0, что справедливо
при малых jDr. Величина Пк зави¬
сит от режима работы тУрбииы.
Теплофикационные режимы де¬
лятся на режимы работы по тепло¬
фикационному графику (РТГ) и на
режимы работы по электрическому
графику (РЭГ). При РТГ регули-
„ рующие поворотные диафрагмы в
ЦНД полностью закрыты и имеет
место вентиляционный пропуск па¬
ра Пв.п в ЦНД через зазоры диа¬
фрагм. В этом случае DK=DB n- При
РЭГ имеем £)к>>£)в.п. В этом случае
значением DK следует задаваться с
последующим уточнением.
Режимы работы по тепловому
графику подразделяются на режи¬
мы: 1) двухступенчатого подогрева
с использованием СП Г и СП2;<
2) трехступенчатого подогрева с
использованием теплофикационно¬
го пучка в конденсаторе; 3) одно¬
ступенчатого .подогрева с использо¬
ванием только СП1 при подогреве
сетевой воды до 75 °C. Этот режим
в основном относится к летнему се¬
зону.
Режим трехступенчатого подогре¬
ва позволяет избежать пртери теп¬
лоты в конденсаторе, ио приводит
к повышению давления в конденса¬
торе
Іц= ^о.с-FHb.jjÇk/ СвСс.в~Ь'&т.п,
(12.7)
где çK — теплота конденсации пара
в конденсаторе; «т.п — недогрев в
теплофикационном пучке в конден¬
саторе.
Рост давления в конденсаторе
приводит к повышению потерь на
трение в ЦНД, так как возрастает
плотность пара. Это приводит к
тому, что в ЦНД энтальпия пара
повышается, т, е’. ЦНД работает с
scanner by http«tcc2v.narod.ru/book/
Рис. 12.4. Зависимость для Т1-100-130
от расхода пара/ иа турбину и от рТ2
Рис. 12.5. Зависимость МЧвд/ от расхода
пара иа турбину T-100-130 и от рц
отрицательным кш> При режиме
с трехступенчатым подогревом в
СПІ сетевая вода поступает при
температуре £т.п>£ь.с, что приводит
к повышению давлений отборов и к
некоторому снижению мощности
АУѴз. Таким образом, переход от
двухступенчатого подогрева к
трех ступенчатому без изменения
расхода пара на турбину даст эко¬
номию теплоты в размере AQK—
—DB.nqK и некоторую потерю мощ¬
ности А7ѴЭ.
■Эффективность режима трехсту¬
пенчатого подогрева по сравнению
с двухступенчатым при равном рас¬
ходе пара на турбину выражается
экономией топлива
А5^= — АѴЭ (бкэс — ^тэц)-
С ростом іо.с растут AQK, АА’э,
АОК .и снижается эффективность
трехступенчатого подогрева.
Прн загрязнении СГП давление
рті возрастает, увеличивается ADK,
эффективность трехступенчатого по¬
догрева возрастает.
Расчет режимов турбоустановки
Т-100-130 следует вести в следую¬
щей последовательности:
1) определяем давления отопи¬
тельных отборов рт2 и pu, расходы
пара на сетевые подогреватели
Dc.ni н £)с.п2, расход . пара через
промежуточный отсек D п.о и вели¬
чину
Додд = Д1.0 “t* ^C.tu Діѵ
2) используем характеристики
ЧВД'— от первой ступени до верх¬
него ‘отопительного отбора',— £>чвд=
— Рп) и Nt4Bn = f(P„, prt).
По значениям £>чвд и дТІ находим
по графикам Do (рис. 12.4) н затем
по значениям.£)„ и рп находим А^чвд
(рис. 12.5). Далее по характеристи¬
ке промежуточного отсека
=f(Pn, Рті) находим Nt „.о (рис.
12.6).
В заключение определяем внут¬
реннюю мощность ЧНД н суммар¬
ную внутреннюю мощность тур¬
бины.
Приводйм пример расчета тепло¬
фикационного режима турбины
Т-100-130.
Пример. Расчет режима трехступенчато¬
го подогрева турбоустановии Т-100-130 по
заданному режиму тепловой иагрузкн
с использованием характеристик отсеков.
Исходные данные: фт=214 МВт (184
Гкал/ч); GCB=1053 кг/с (3800 т/ч); /о.с=
=55 °C.
Определяем эитальпнн и температуры се¬
тевой воды после верхнего подогревателя
СП2:
h'c. и2-— h'о.!G с. в=230,2-]—
4-214-ІО3/!053 = 433,4 кДж/кг;
/с.п2= 103,4 °C.
165
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
Находим температуру насыщения и дав¬
ление греющего пара в СП2:
£/т2В^^С.п2+’0'с.П2= 103,4-|-3=106,4 °C;
р'12=О» 13 МПа; Рт2~ 0,01 =
=0,13+0,01=0,14 МПа.
При закрытых поворотных диафрагмах вен¬
тиляционный пропуск пара в ЦНД пропор¬
ционален давлению пара перед диафрагма¬
ми pu, что показано на рис. 12.7.
Для определения fin по принятому зна¬
чению Qc.ni надо предварительно задаться
тепловой нагрузкой теплофикационного пуч¬
ка в конденсаторе AQK. Принимаем AQK=
=10,2 МВт. Тогда имеем
ft,i'.n=^%.c+-AQK /Сс.в=230,2+
+10,2-1071053=239,6 кДж/кг; fT.n=56,3cC.
^ЦНД,КгЛ»
10
Рис. 12.7. Вентиляционный пропуск пара
£^цнд при полностью закрытой поворотной
диафрагме
166
Принимаем недогрев в теплофикационном
пучке <К.п=3 °C.
tk=56,3+3=59,3°C; рк-0,019 МПа.
Для получения кривой конденсирующей
способности СШ по уравнению (12.1) за¬
даемся тремя значениями Qc.ni=
«с.аГМВ’
. 93
139,5
69,8
Dc.„l' КГ'С ■ ■ ■
42.7
64,0
32,0
ûQK. МВт (принятое) .
. 10.2
10.2
10,2
tK, °C ( принятое). .
- 59,3
59,3
59,3
»’с чѵ '«»/“■■ • ■ ■ ■
328.5
372.7
305.5
“С
. 79.1
89.6
73.8
F'ti. МПа
. 0,046
0.059
0,037
/»т1. МПа
. 0.056
0,039 -
0,047
DK, кг/t (по рис. 12.7)
2.4
3,0
2,0
°о.о- кг/с
. 45.1
6770
34,0
МПа (по (12.5)) .
. О.П
0,055
0,121
По результатам расчета на рис. 12.8 по¬
строены КрИВЫе PTl=f(Qc.ni) и р*-п =
=f(Qcni), пересечение которых дает рті=
=0,066 МПа; QçDI= 132,5 МВт; jDc.uI =
=62 кг/с. Уточняем: £>к=3,1 кг/с; AQk =
=3,1 -2220- 10-г=6,9 МВт; Qc.h2=QT—Qc.ni—
—AQK=214—132,5—6,9=74,9 МВт; Рп.о=
= £>к+0с пі=3,1+62=65,1 кг/с; Гс.в2=
= Ссп2/9т2 = 74,9-103/2180 = 34,4 кг/с;
=Aco+Pc.nJ+-0B2=65J +34,7+2,3=
= 102,1 кг/с. Для значений ^чвд^
scanner by http,4cc2v.narod.ru/book/
Рис. 12.8. Графическое определение рц
(к примеру)
= 102,1 кг/с и Ртк=0,14 МПа по рис. 12.4
имеем £>0=134,5 кг/с (485 т/ч).
Таким образом, имеем в данном режиме
максимальный расход пара на турбину. По
рнс. 12.5 по значениям £>0= 134,5 кг/с и
Рт2=0,14 МПа находим Л^цвд = 102,5 МВт.
По рис. 12,6 при рі і=0,071 МПа и рі2—
4=0,14 МПа получаем Мп.о—5,8 МВт.
Мощность ЦНД в этом режиме являет¬
ся отрицательной из-за значительных потерь
иа тренне и может быть подсчитана по
следующей формуле:
^<цнд~ — S0pK =
= —80-0,019= —1,52 МВт.
Суммарная внутренняя мощность Nt=
= 102,5-J-5,8—1,52=107,28 МВт.
Электрическая мощность.
У8=^—Д.Ѵм.г=107,28—1,8=105,48 МВт.
Рассмотренная методика предполагает
наличие приведенных выше характеристик
отсеков турбины. При этом расчет сущест¬
венно упрощается по сравнению с приве¬
денным выше расчетом для ПТ-60-130.
Эта методика может применяться и дли
других турбин с отопительными отборами.
Для турбин Т-250-240, Т-175-130,
Т-180-130 последовательность рас'
чета режимов заданной тепловой
нагрузки сохраняется такой же, как
в данном примере. При этом для
Т-250-240 и Т-175-130 для режимов
работы по тепловому графику
=0, вентиляционный охлажденный
пар подается в ЦНД из верхнего
отопительного отбора в количестве
30 т/ч (при Рт.в=0,2 МПа); для
турбины Т-180-130 надо задаться
значением DK. Для режимов рабо¬
ты по электрическому графику на¬
до задаться расходом пара в ЦНД
Пк.
Турбина ПТ-80-130 имеет помимо
промышленного отбора два отопи¬
тельных отбора. Для расчета режи¬
мов тепловой нагрузки необходимо
иметь заводские расчетные данные
и характеристики отсеков. При за¬
данном промышленном отборе и
тепловой нагрузке отопительных от¬
боров расчет можно вести по при¬
мененной в примере методике.
12.3. Аналитические
многофакторные.
характеристики
теплофикационных турбин
Приведенные выше методики рас¬
чета режимов теплофикационных
турбин имеют в виду наличие рас¬
четного режима турбины или ха¬
рактеристик отсеков турбины ЧВДГ
ПО, ЧНД. На базе расчетов по ука¬
занным методикам можно полўчйть
аналитические многофакторные ха¬
рактеристики типа ЛГэ=/;(Ог, GCjj>
/о.с); Do=f(QT, Gc.b, /о.с) для трех¬
ступенчатого подогрева и тиіГа
Do—ftQt, Gc:b, fo:c) для режи-
мов работы по электрическому гра¬
фику. Использование подобных ха¬
рактеристик . целесообразно для
проведения анализа режимов рабо
ты турбин, для сопоставления раз¬
личных типов турбоустаиовок. для
выявления влияния определяюших
факторов.
Рассмотрим подобные характери¬
стики, полученные в результате об¬
работки данных типовой характери¬
стики турбины Т-100-130. Уравне¬
ния даются в виде полиномов вто¬
рой степени. В формулы введены
не абсолютные значения перемен¬
ных QT, Gc.b, to c, а их относитель¬
ные значения в нормированном
масштабе
Хі~ (Хі—Хі) /^Хі, ( 12.8}
где Хі—значение переменной в нор¬
мированном масштабе; хі — нату¬
ральное значение той же перемен¬
ной; Хі — натуральное базовое зна-
167
scanner by http/ tcc2v.narod ru/book/
чение той' же переменной; ДХ( —
шаг варьирования в натуральных
ейиннцах.
Режим трехступенчатого подо¬
грева:
№=71,37+12,23/, +2,58х2—
—3,84/;.—0,48/і2+0,97хіХ2—
- -0,98/,х3- -1,11х,2—0,91х2хз—
—0,59хз, (12.9)
где !х, = (Q,—139) /23,2; ' Xi = ( Gc «—
—4000)71000; х3= (Z„.c—55)/10.
Область применения характери¬
стики. 92,6s7QTsJ 186 МВт; 2900^
<G.,Bsg5000 м3/ч; 35=g/o.c<70°C.
Поскольку режим трехступенчатого
подогрева осуществляется без по¬
терь в конденсаторе, расход тепло¬
ты на электроэнергию, МВт, можно
подсчитать по выражению
&=№+<Зв„+Д№.г, (12.10)
где <2вв — внешние потерн теплоты
турбоустановкой (для T-10Ô-130
<2вя=2,1 МВт); Д№.г— потери ме¬
ханические и в генераторе.
Пример. Применим приведенную
характеристику (12.9) к условиям
рассмотренного выше примера. При
этом имеем: QT=214 МВт; 6СІІ=
=3800 т/ч; 1о.с=55°С; Хі= (214—
— 139)723,2=3,23; х2=(3800 —
—4000)/1000=—0,20; х3=0;
№=71,37+12/23-3,23—
—2,58 ■ 0,20—0,48 ■ 3.232—
—0,97-3,23-0,20+
+1,11-0,2®= 104,7 МВт. '
Как видим, сходимость хорошая,
хотя при этом мы вышли за об¬
ласть применения характеристики
по- значению <2Т.
Для режима двухступенчатого по¬
догрева по тепловому графику
№=75,63+12,56хі+
+1,54x2—2,51 х3—0,26хі!+
+0,78х,х2—0.54х,ха—
—0, вІх^+О, 27x2xs. (12.11)
468
Мощность теплового потока на тур¬
бину, МВт,
Qo=221,O+37,3x1— 1,73х2+
+ 1,27хз+0,116х,2—0,58xtx2+
+ 1,62х22— 1,04х2Хз+0,46хз2.
(12.12)
Для режима одноступенчатого по¬
догрева по тепловому графику
№=72,56+11,59х,+1,73х2— ‘
—2,89х3—0,34х1=+0,37хіх2—
—0,29хіХ2—0,ЗЗх22—
—0,48х2Хз+0,46хг2.
Этот режим может применяться в
летнее время при подогреве сетевой
воды до 75 °C для подачн на горя¬
чее водоснабжение.
Пример. Рассчитаем № при QT=
= 150 МВт:.
6СВ=
150-103 =2,70
1,16(75—15) '
Хі= (150—139)/23,2 =0,4/і>; х2=
= (2170—4000)/1000= —1,83; xs=
= (15—55)710= 4; №=72,56+
+ 11,59-0,475—1,73-1.,83+2,89-4 —
— 0,34-0,4752 — 0,37-0,475-1,83 +
;+ 0,29-0,475-4—0,33-1,832—0,48 X
X 1,83-4+0,46 •-42=88,38 МВт.
Определим снижение электриче¬
ской мощности № при повышении
температуры сетевой воды в пода¬
ющей линии до /ц.с=100°С. При
этом GC.B= 150-103/1,16(100-15) =
=1340т/ч; х2=(1340-4000)/1000=
=—2,66; <?№/5х2=1,73+0,37хі —
—0,66X2—0,48хз Дх2 = Д№ =
= (1,73 + 0,37-0,475 4-0,66-1,83 4-
+0,48-4)-0,83=5,035 МВт.
Прн работе по электрическому
графику мощность теплового пото¬
ка и-расход пара на турбину зави¬
сят от пяти факторов
Qo=/(Qt, бс.в, to. с,
N3, м, (12.13)
I •
scanner by http,7tcc2v.narod.ru/book,'
где tu — температура охлаждающей
воды, °C-
В этом случае Na>NeT, где !№—
мощность при том же режиме теп¬
ловой нагрузки и при работе по
тепловому графику.
При работе по электрическому
графику при двухступенчатом подо¬
греве мощность теплового потока на
турбину
Qo=252,iО-t-il, 25x1—4,4x2+
+5,93x3+20,4x«+l,74xs+
+0,575х!Х4—0,35х2х4+0,81хзХ4—
—2,08X1X2 +0,925хіХз+2,2х22^
—2,43х2Хз+ 1,5хз2+0,69хз2,
(12.14)
где х< == (М> —90)/10; Xs =
=(1,і—20)/10. Область измерения
факторов: 40с<Ѵо^110 МВт; 5г£
</„<33 “С.
Указанные характеристики соот¬
ветствуют состоянию оборудования
на период проведения испытаний,
результаты которых положены в
основу аналитических характери¬
стик. К числу важнейших и пере¬
менных факторов, определяющих
состояние оборудования, относятся
температурные напоры (недогревы)
в сетевых подогревателях. Измене¬
ние недогревов в сетевых подогре¬
вателях, определяемое отложения¬
ми в трубках, можно учесть в ха¬
рактеристиках, введя недогревы в
качестве переменных факторов.
В этом случае для режимов ра¬
боты по тепловому графику имеем
Mh = /(Qt, Gc.», lo.C,
Hc.nl, Hc.tts),, (12.15)
где Ос.пі, Ос.пз — недогревы в сете¬
вых подогревателях СП1 и СП2,
°C.
Для двухступенчатого подогрева
сетевой воды для Т-100-130 имеем
/Ѵа=75,19+24,67хз+ 1,59x4—
—2,99x3—1,23x2—0,34x1—
—2, 14Хз2+0,99х3Х4— 1,22ХзХ6—
—0,41хзХ2—0,29х42—OJ6X4X2—
—0,23х5Хі—0,1 Іх2хі+О,16хі2,
(12.16)
где хі = (-0c.nl — 9) /5; х2 =
=(Фс.п2—9)/5; Хз =(<?■»—150)/50;
Х4 - (Gc., — 972)/139; х5 =
= (1о.е—55)/10.
При росте недогревов в сетевых
подогревателях. СП1 и СП2 растут
давления в отборах, меняются ве¬
личины отборов пара, развиваемая
электрическая мощность и отпуска¬
емая теплота. Для выявления влия¬
ния повышения недогревов надо
сравнивать различные режимы при
равном расходе пара на турбину и
других равных условиях. Для этих
целей можно использовать аналити¬
ческие характеристики типа
Q,=f(D0, Gc.,, to.,,
11c.cl, Осій) ■
Приводим характеристики турбо¬
установки T-175-130 для режимов с
двухступенчатым подогревом сете¬
вой воды при работе по тепловому
графику, что соответствует режи-
май с закрытыми задвижками на
ресиверных трубах из ЦСД в ЦНД
и с подачей в ЦНД охлажденного
пара из верхнего теплофикационно¬
го отбора в количестве 30 т/ч.
Мощность, развиваемая генера¬
тором, МВт.
N,= 131,8+30,62X1+10,92x2—
-23,9хз-5,05х!2+5,58x1X2—
—5,75хіХз—3,65х22. (12.17)'
Расход пара на турбину, т/ч,
Ос = 573+174,1X1+14,2X2—
—Зб.ІХз—4,Зхі2+7, 15хіХ2—
—8,2хіХз—4,73xs2, (12.18)
где xi = (QT — 282)/94,5; хг =
= (Gc» —5000)/1000; x3 =
—(.toc— 55)/20; <2т — в МВт; Gc.» —
169
scanner by http # tcc2v.narod ru/book/
в т/ч; /о.'с — в °C. Аналитические
характеристики позволяют рассчи¬
тывать показатели ТЭЦ при раз¬
личных режимах тепловой нагрузки
и в разрезе отопительного сезона.
12.4. Маневренность ТЭЦ .
При работе по теплофикацион¬
ным режимам ТЭЦ имеют удель¬
ные расходы топлива более низкие,
чем конденсационные энергоблоки,
и потому, как правило, не участву¬
ют в покрытии переменной части
графика электрической нагрузки. В
летиее время часть турбин отопи¬
тельных ТЭЦ работает в конденса¬
ционном режиме и участвует в ре¬
гулировании мощности в энергоси¬
стеме. Это участие сводится к глу¬
бокой разгрузке турбин и котлов
в ночные часы.
Многие ТЭЦ летом сжигают при¬
родный газ, что облегчает разгруз¬
ку котлов в часы провала электри¬
ческой нагрузки.
Однако трудности прохождения
ночного провала электрической на¬
грузки и провала нагрузки в нера¬
бочие дни заставляют привлекать
ТЭЦ к более активному _ участию
в регулировании мощности также и
в ..течение отопительного сезона.
Можно разгружать турбины, пере¬
давая часть тепловой нагрузки, на
пиковые водогрейные котлы, ис¬
пользуя резерв по последним в пе¬
риод большей части отопительного
сезона’
Другой путь — передача тепловой
нагрузки с отопительных отборов
на специальные РОУ с сохранением
лрн этом необходимой загрузки
котлов. Последнее очень важно при
работе ТЭЦ на твердом топливе.
На рис. 12.9 показана прннципи-
- альнад схема маневренного тепло¬
фикационного энергоблока с турби¬
ной Т-180-130 с установкой РОУ1 и
РОУ2, а также дополнительного се¬
тевого подогревателя. Двухбайпас¬
ная система необходима для защи-*
ты промежуточного перегрева в кот¬
ле при снижении пропуска пара че¬
рез турбину. Используя указанную
систему, можно глубоко разгружать
турбину по электрической нагрузке
•вплоть до ее останова в нерабочие
дни.
Значительно проще решается ука¬
занная задача при отсутствии про¬
межуточного перегрева пара, т. е.
при турбинах Т-1.00-130 и Т-175-130.
Предложена также установка на
ТЭЦ водогрейных котлов с электро¬
обогревом, которые будут погло¬
щать в ночные часы избыточную
мощность.
При реконструкции конденсаци¬
онных турбин в теплофикационные
и соответственно КЭС в ТЭЦ-необ¬
ходимо предусмотреть возможность
разгрузки турбин и соответствую¬
щее оборудование.
Проекты реконструкции конден¬
сационных турбин в теплофикаци¬
онные с организацией регулируемо¬
го отопительного отбора разработа¬
ны и реализуются (К-160-130,
К-200-130, К-300 240)
170
Рис. 12.9. Принципиаль¬
ная схема маневренного
теплофикационного энер¬
гоблока с турбиной
* Т-180/210-130:
/ — паровой котел 670 т/ч;
? — турбина Т-180/210-130;
3 — сетевой подогреватель
ПСГ-Б000 I ступени; 4 — се¬
тевой подогреватель
ПСГ-5000 II ступени; 5 —
сетевой подогреватель
ПСГ-5000 III ступеви; 6 —
пиковый водогрейный ко¬
тел; 7 — сетевой насос
I пбдъема; 8 — сетевой на¬
сос II подъема; 9 — РОУ1;
ІО — РОУ2
scanner by http ,■ 4cc2v.narod.ru/book/
ВОПРОСЫ К ДВЕНАДЦАТОЙ ГЛАВЕ
1. Какие условия определяют величину
предельных отборов для турбинь/ПТ-60-130?
2. Каков порядок расчета 'тепловой схе-
-мы турбоустаиовки ПТ-60-130 по заданно¬
му режиму тепловой нагрузки?
3. В каких режимах может работать
турбина Т-100-130?
4. В чем состоят особенности режима
работы турбины Т-100-130 с противодавле¬
нием?
5. Укажите особенностію режима работы
по тепловому графику турбин Т-250-240,
Т-175-130.
6. Как определить давление нижиего
отопительного отбора по заданному режи¬
му тепловой нагрузки?
7. Как пользоваться аналитическими ха¬
рактеристиками с нормированными пере¬
менными для теплофикационных турбин?
8. Как- влияют на удельную выработку
электроэнергии иа тепловом потреблении
температура и расход сетевой воды?
Глава тринадцатая
Газотурбинные, парогазовые и магнитогидродинамические
электростанции
13.1. Газотурбинные
электростанции
В газотурбинной установке
(рис. 13.1) атмосферный воздух с
параметрами ра, ta поступает в ком¬
прессор через воздухозаборное уст¬
ройство (входные жалюзи, воздуш¬
ные фильтры), имеющее сопротив¬
ление Дрв^0,02ра, сжимается от на¬
чального давления р'к=ра—Дрв до
конечного давления р"к, которое
зависит от типа и конструкции уста¬
новки (табл. 13.1).
Внутренняя работа, затрачивае¬
мая на сжатие в компрессоре,
(13.1)
где k — показатель адиабаты; ^а=
=ДЛа/ДЛг— адиабатный КПД ком¬
прессора, равный отношению адиа¬
батного теплоперепада Afta к ’ дей¬
ствительному ДЛі (рис. 13.2).
Работа на валу компрессора
^ек==^гк/т}м.к, (13.2)
где î]m.k — механический КПД ком¬
прессора.
Из компрессора сжатый воздух
поступает в камеру сгорания дву¬
мя потоками.
Меньший поток вводится в зону
горения, где происходит сжигание
топлива при а=1,3. Образу¬
ющиеся продукты сгорания с тем¬
пературой 1800 °C смешиваются с
остальным воздухом, проходящим
Таблица 13,1. Основные параметры и показатели Г1У
Показатель
Схема ГТУ
Рис.
13.Ï
Рис. 13.3
Рис. 13.4
Конечное давление, МПа
Температура, °C:
0,6—0,8
1—1,2
0,4—0,5
2,0—3,0 ’
воздуха после сжатия
240—290
300—330
200—220
240—290
перед газовой турбиной
750—780
1050—1100*
750-780
750—780
за газовой турбиной
340—400
400—450
410—460
340—380
Степень регенерации
—
•—■
0,7—0.8
—
Электрическая мощность, МВт
3—30
120—150
3—15
50—100
Удельный расход воздуха, кг/МДж
• 7—9
4,2—5
9—1Г
5—6
Электрический КПД
Удельная металлоемкость, кг/кВт:
0,21—0,24
0,3—0,31
0,24—0,27
0,27—0,29
компрессоров и турбин
6—8
—
5—7
5
регенератора
—
—
8—10
* С охлаждаемыми лопатками.
171
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
?
Рис. 13.1. Простая газотурбинная установка:
л — схема; б — цикл в Т. s-диаграмме; I — забор воздуха;
2 — компрессор; 3 — камера сгорания; 4 —газовая турбина;
і — выхлоп отработавших газов; 6 — турбогенератор
Рис. 13.2. h, s-диаграмма процесса сжатия в ком¬
прессоре
в зазоре между пламенной трубой
и корпусом камеры сгорания.
Температура после смешения,
т. е. перед газовой турбиной, явля¬
ется важным параметром установ¬
ки н лимитируется условиями рабо¬
ты' лопаточного аппарата турбин.
Для турбин с неохлаждаемымн ло¬
патками 7,/т=750-і-780 °C. В турби¬
нах с лопатками, охлажденными
воздухом, температура газа может
быть повышена до 1050—1100 °C, а
в перспективе — до 1200—1250 °C.
Расход топлива 5 на 1 кг возду¬
ха, поступающего в камеру сгора¬
ния, определяется из ее теплового
баланса
(фтлЧ-фв)'Пк.с==фп.с- (13.3)
Здесь Qm = (cjjs\n7\fjj-{-QKP)Æ —
теплота топлива; срТл, 7™ — удель¬
ная теплоемкость и температура
топлива; QB—cpT"K — теплота воз¬
духа; Тк = ^-+7*8— температура
ср
воздуха за компрессором; ср —
удельная теплоемкость воздуха;
Qn.c == СртТ'ч, ( 1 +5) — теплота про¬
дуктов сгорания; Срг, — удель-
172
ная теплоемкость и температура
продуктов сгорания перед газовой
турбиной; т)к.с —КПД камеры сго¬
рания.
Из равенства (13.3) следует
— СррТт* ~ СрТк о
о = .
СѴЧк.с 4- СртлТ тл^к. с СргТт'
(13.4)
» В турбине продукты сгорания
расширяются от давления р'т=
=р"к—Лрк.с до давления р"ѵ=ра+
+Дрвых, где Дрк.с —потеря давле¬
ния в камере сгорания; Дрвыи—по¬
теря давления в выхлопном тракте
турбины.
Совершаемая в турбине внутрен¬
няя работа Wi и работа на валу we
(на 1 кг воздуха) составляют
“,г = срг7’т'(1+&)[1 —
(13.5)
£0е=ШЛ]м. (13.6)
Мощность на валу турбины ча¬
стично расходуется на привод ком¬
прессора, а избыточная мощность
We-WeK—W^l^r
scanner by http ,■ ztcc2v.narod.ru/book
расходуется на привод турбогеке- ■
ратора с удельной электрической
мощностью we.
Из этого равенства находятся
удельная электрическая мощность
турбоустановки
ws=(we—weK)f}r (13.7)
и электрический КПД
T)3=Wa/QTa. (13.8)
Секундный расход воздуха и топ¬
лива
С„=Л',/геа; (13.9)
Gt=SGB, (13.10)
где Nr — мощность генератора.
Рассмотренные ГТУ (см. рис. 13.1)
называются простыми.
На рис. 13.3 показана схема ГТУ
с регенерацией. Воздух после ком¬
прессора проходит через регенера¬
тор, в котором он нагревается теп¬
лотой отработавших в турбине га¬
зов. Это повышает КПД уста¬
новки, но усложняет ее.
Регенеративный подогрев харак¬
теризуется степенью регенерации
(13.11)
где Т",— температура газа за тур¬
биной; Гр — конечная температура
воздуха за регенератором.
Другой путь повышения КПД —
создание ГТУ с промежуточным на¬
гревом рабочего тела и промежу¬
точным охлаждением воздуха
(рис. 13.4). Подобные ГТУ обычно
выполняются двухвальными. Чтобы
мощность, расходуемая на привод
Рис. 13.4. Схема ГТУ с промежуточным
охлаждением воздуха и промежуточным
нагревом газов:
1 — забор возлуха; 2, 3 — компрессоры низкого
и высокого давления; 4 — промежуточный охла¬
дитель; S, 6 —камеры сгорания; 7 —топливо;
8. 9 — турбины высокого и низкого давления;
10 — выхлоп отработавших газов; 11 —турбоге¬
нератор
компрессора, была минимальной,
давлЁнне в воздухоохладителе
Рох = ѴРкР”.- (1 3.12)
Давление промежуточного нагре¬
ва выбирают таким, чтобы мощно¬
сти ТВД и приводимого ею комп¬
рессора были одинаковыми. Основ¬
ные характеристики рассмотренных
типов ГТУ приведены в табл. 13,1.
ГТУ могут работать на природном
газе или обеззоленном жидком топ¬
ливе (ванадий, содержащийся в зо¬
ле, при 1=650 °C вызывает корро¬
зию металла).
Наиболее совершенные ГТУ име¬
ют удельный расход топлива на
20—25% больший, чем у паротур¬
бинных установок. Но в то же вре¬
мя они значительно дешевле. Ка¬
питаловложения в ГТУ на- 25—35%
ниже, чем в паротурбинные бло¬
ки. Поэтому ГТУ целесообразно ис¬
Рис. 13.3. Схема регенеративной ГТУ:
7—забор воздуха; 2 — компрессор; 3 —топливо;
4—камера сгорания; б —газовая турбина; 6—
выхлоп отработавших газов; 7 — турбогенератор;
fi — регенератор
Рис. 13.5. Схема ГТУ с теплофикационной
установкой:
1—7 — см. рис. 13.3; 8 — подогреватель воды на
отработавших газах; 9, 10 — подвод и отвод во¬
ды на отопление
173
scanner.by http - tcc2v.narod ru/book/
пользовать для покрытия пиковых
нагрузок. Выхлопные газы ГТУ
можно использовать для подогрева
воды, идущей на отопление
(рис. 13.5).
13.2. Парогазовые
электростанции
Установки, в которых комбини¬
руются циклы паровых и газовых
турбин (рис. 13.6), называются па¬
рогазовыми (ЛГУ). В установках
со сбросом отработавших газов ГТУ
в топку (см. рис. 13.6,а) теплота
этих газов используется для гене¬
рации пара в котле, а сами газы,
содержащие большое количество
кислорода (до 16%), используются
вместо воздуха для горения. По¬
скольку дополнительный воздух не
требуется, воздухоподогреватель у
котлов отсутствует. Для снижения
температуры уходящих газов часть
■ воды поступает в котел, минуя ре¬
генеративные подогреватели. ПГУ
по такой схеме сооружена на Мол¬
давской ГРЭС.
В ПГУ с высоконапорным паро¬
генератором (ВПГ) (см. рнс. 13.6,6}
сжигание топлива и передача теп¬
лоты происходят при весьма высо¬
ком давлении, благодаря чему ме¬
таллоемкость и габаритные разме¬
ры котла существенно меньше, чем
обычного котла. Продукты сгора¬
ния после ВПГ поступают в газо¬
вую турбину, а генерируемый пар—
в паровую турбину. Охлаждение
уходящих газов производится частью
питательной воды.
В СССР по этой схеме вначале
были сооружены две установки ма¬
лой мощности, созданные для на¬
копления опыта эксплуатации, а с
1972 fr. работает установка мощно¬
стью 195 МВт.
Рис. 13.6. Схемы парогазовых установок:
а — со сбросом газов в котел; б — с высоконапорным парогенератором; 1—7 — см. рис. 13.3; 8 — паро¬
вой котел; S —паровая турбина; 10 — конденсатор; 11— конденсационный и питательный насосы;
12 — ГІНД; 13 — деаэратор; W —ПвД; 15, 16 — экономайзеры; /7 — высоконапорный парогенератор;
13— регенеративный подогреватель на уходяших газах
174
scanner by http A1cc2v.narod.ru/book'
13.3. Электростанции
с магнитогидродинамическими
установками (МГДУ)
Цикл МГДУ такой же, как и
ГТУ: адиабатное сжатие и расши¬
рение, изобарный подвод и отвод
теплоты. Но в отличие от ГТУ в
этих установках происходит безма¬
шинное преобразование теплоты в
электрическую энергию (рис. 13.7).
Сжатый в компрессоре воздух, по«
.догретый до 1600—1800 °C, посту¬
пает в камеру сгорания. Образовав¬
шиеся в ней продукты сгорания с
температурой 2500—2700 °C стано-'
вятся ионизированными вследствие
диссоциации некоторой части газа
при столь ’ высоких температурах.
Для увеличения концентрации иони¬
зированных частиц в газ вводятся
легко ионизируемые присадки (на¬
пример, соли калия).
Ионизированный газ затем .дви¬
жется в МГД-канале со скоростью-
около 700 м/с. В магнитном поле,
создаваемом в канале мощными
электромагнитами, движущиеся
ионизированные частицы отклоня¬
ются от прямолинейной траектории
в направлении, перпендикулярном
векторам скорости и магнитной ин¬
дукции (в соответствии с правилом
правой руки), и попадают на элек¬
троды; в цепи течет постоянный
ток. Газы, выходящие из канала,
имеют высокую температуру (до
1800—2000°C), и их теплоту ис¬
пользуют не только для подогрева
воздуха, но н для получения пара
Рис. 13.Z Схема магиитогидродинамиче-
ской установки:
1 — топливо; 2 — воздух; 3 — бункер легкоиони-
зирУющейся присадки; 4 — камера сгорания; 5 —
магнитогвдродмнамический канал; 6 — электро¬
ды; 7 — магнитное поле; 8 — котел-утилизатор;
9 — пароводяные поверхности нагрева; 10 — воз¬
духоподогреватель; 11 — система улавливания
Присадки; 12 — турбина с вспомогательным обо¬
рудованием и генератор; 13 — компрессор
для паровых турбин. Коэффициент
полезного действия МГДУ может
достичь 50—55%. Около 50% мощ¬
ности генерируется в канале, а ос¬
тальная — в паровой турбине, ис¬
пользующей пар, получаемый в
котле-утилизаторе.
ВОПРОСЫ К ТРИНАДЦАТОЙ ГЛАВЕ
1. Мощность компрессора ГТУ состав¬
ляет около 70% мощности турбины. На¬
сколько снизится мощность генератора, если
КПД турбины уменьшится на 1 % при не¬
изменных остальных параметрах?
2. В каком типе ПГУ частично можно
использовать твердое топливо?
3. В чем сходство и различие МГДУ и-
ПГУ со сбросом газа в котел?
Глава четырнадцатая
Техническое водоснабжение
14.1. Потребители технической
воды
Отвод теплоты из конденсаторов,
масло- н газоохладителей и от
подшипников вспомогательных. ме¬
ханизмов, гидротранспорт золы и
шлака, питание химводоочистки
осуществляются водой из природ¬
ных источников, прошедшей грубую
фильтрацию и иногда обработку
хлорной известью для борьбы с
микрофлорой. Эта вода называется
технической. Характеристики по¬
требителей технической воды при¬
ведены в табл. 14.1.
Объемный расход воды через
конденсатор определяется из теп¬
лового баланса
(,4|>
175
scanner by httpv tcc2v.narod ru/book/
Таблица 14,1. Характеристики
потребителей технической воды ГРЭС
Показатель на
1 кВт-ч. выработан¬
ной электроэнергии
Р
а
Показатель
Расход
ВОДЫ,
л/(кВт-ч)
Колвчесіво
отведенной
теплоты,
кВт-ч/(кВт ч)
о
я
е>
о
Й
Ê
Конденсатор тур¬
бины
МаслоохлаДв елн
Газо- н воздухоох¬
ладители
Подшипники
вспомогатель¬
ных механизмов
Гидрошлакозоло-
удаление*
Восполнение по-
іфтерьпара икон-
денсата
90-140
2—3
1,0-1,5
8
0.03—0,06
1.1—1,3
0,005—0.Q1
0,01—0,015
0,005
9—12
2—3
• Используется вода после конденсаторов
турбин.
3 6 4
-70
Рсс. 14.1. Принципиальная схема техниче¬
ского водоснабжения:
1 — конденсатор; 2 — циркуляционный насос; 3 —
воздухе- и газоохладители; 4 — маслоохладите¬
ли; 5 — подшипники вращающихся механизмов;
6 — подъемные насосы; 7 — золоотвал; В — насо¬
сы системы гидрозолоудаления; 9 — химводо-
очистка; 10, 11 — подвод и отвод охлаждающей
воды; 12 — сброс осветленной воды
где DK, h* — расход и энтальпия
отработавшего пара; йк' — энталь¬
пия конденсата; t', t"— начальная
температура охлаждающей воды и
ее температура за конденсатором;
Cp»4,19 ік Дж/(кг •°C), р»
як 1000 кг/м3 — теплоемкость и
плотность воды; Qnp — теплота, от¬
водимая от пара из уплотнений, от
дренажа ПНД и других потоков,
поступающих в конденсатор:
Q„p=0,01Dk(/!k—К'), (14.2)
н тогда
у 1,0ЮкМк кк)
СрГ’-Г)!
(14.3)
Отношение расхода- охлаждаю¬
щей воды, м3/с, к расходу пара в
конденсатор, кг/с,
V/D^m (14.4)
называется кратностью охлажде¬
ния. У современных турбин т=
=0,045-5-0,06 м3/кг.
На конденсационных электро¬
станциях • около 92—94 % воды
поступает в конденсатор н с ней
отводится 97—98 % теплоты. По¬
скольку влияние остальных потре¬
бителей несущественно, система
технического водоснабжения выби¬
рается исходя из требований опти-
176
мальной работы конденсационной
установки турбин. Подача техни¬
ческой воды осуществляется насо¬
сами (рис. 14.1), напор которых
выбирается по падению давления в
контуре охлаждения конденсатора.
Для аппаратов, требующих боль¬
шего напора, устанавливаются
подъемные насосы. Подогретая
вода отводится в водоем нли искус¬
ственный охладитель. Лишь неболь¬
шая ее часть поступает на химво-
доочнетку и золоотвал. На золоот-
вале вода отстаивается (осветля¬
ется) от механических пр нм ерей,
но растворимые соединения в не’й
остаются. Сброс воды с повышен¬
ным солесодержанием в замкнутые
водоемы недопустим, а в реки не¬
желателен из-за нарушения соле¬
вого баланса, Наиболее целесооб¬
разно возвращать осветленную во¬
ду на повторное использование,
а накапливающиеся соли выводить
с продувкой, которая перед сбро¬
сом должна быть обработана н ие
должна содержать биологически
вредных соединений.
На рнс. 14.2 показана схема тру¬
бопроводов технической воды в пре¬
делах турбоустановки, имеющей
одни конденсатор. К турбине вода
подается двумя водоводами, каж-
scanner by http . tcc2v.narod.ru/book
Рис. 14.2. Схема трубопроводов техниче¬
ской воды в пределах турбоустановкн:
13 — фильтры; 14 — вода на охлаждение подшип¬
ников; 15 — эжектор циркуляционной системы;
остальные обозначения те же, что и на рис. 14.1
дый из которых рассчитан на про¬
пуск 50 % воды, причем водоводы
подключаются к разным насосам.
Это позволяет не останавливать
турбину при неисправности в ка¬
ком-либо узле системы водоснаб¬
жения, а лишь уменьшать ее мощ¬
ность. Для чистки конденсатора
каждая его половина может от¬
ключаться по воде.
Для турбин большой мощности
(500 МВт и более) число водоводов
увеличивают, для того чтобы их
диаметр не превышал 1,8 — 2,2 м,
поскольку трубы большего дна-
метра затрудняют компоновку
подвала машинного зала.
Снабжение водой охладителей
масла и газа и вспомогательных
механизмов осуществляется из пе¬
ремычки между двумя водоводами.
Эта же перемычка позволяет пода¬
вать воду к обеим половинам
конденсатора при отключении од¬
ного из водоводов.
Для отсоса воздуха при запол¬
нении системы водой служит эжек¬
тор.
14.2. Системы водоснабжения
с использованием рек
и водоемов
Если сток реки превышает
потребности в технической воде, то
водоснабжение ТЭС можно орга¬
низовать по прямоточной схеме
(рис. 14.3): вода забирается из реки
насосами и после однократного
использования сбрасывается об¬
ратно в реку, но ниже по течению,
чтобы исключить смешение свежей
холодной воды с иепользованной
подогретой. * Насосы размещаются
в береговой насосной ниже мини¬
мального горизонта . воды в реке,
что исключает срыв потока на вса¬
се. Водоводы прокладываются в
земле. Вне площадки ТЭС имеется
открытый отводящий кан’ал.
На сливе воды из конденсаторов
сооружаются сифонные колодцы
(рис. 14.4), уменьшающие геомет¬
рический подпор на Ясиф. Теорети¬
чески ЯСиф=10 м, но практически
высота сифона не должна превы¬
шать 7,5—8 м.
Рис. 14.3. Схема водоснабжения с использованием рек и водоемов:
а — централизованная; б — блочная; 1 — течение в реке при прямоточной схеме; 2 — течение в пруде-
охладителе п^и оборотной схеме; 3-/секя; 4 — циркуляционные насосы; 5 — напорные водоводы; ь —
сливные сифонные колодцы; 7— отводящие водоводы; 8 — переключательный колодец; 9 — отводящий
канал; /0 — водоотвод
12—432' 177
scanner by http ? tcc2v.narod ru/book/
5- 6
Рис. 14.4. Схема сливного сифонного ко¬
лодца :
1 — приемный колодец; 2 — всасывающая труба;
3 — циркуляционный насос; 4 — напорный тру¬
бопровод; 5 — конденсатор; 6 — сифонная труба;
7 — сливной колодец
Если сток реки недостаточен, то
для водоснабжения может исполь:
зеваться естественный илн искус¬
ственный водоем (рис. 14.5). Его
размеры должны быть такими, что¬
бы при движении воды от места
выпуска до места забора она успе¬
вала охладиться до необходимой
температуры. Такне сооружения
называются прудами-охладителями,
■а схема водоснабжения — оборот¬
ной, поскольку в ней циркулирует
одна и та же вода. Дополнительная
вода требуется лишь для покрытия
потерь с испарением н фильтра¬
цией. Охлаждение циркуляционной
воды интенсивно происходит в зо¬
нах транзитного потока и водово¬
рота. Поэтому гидравлический ре¬
жим пруда-охладителя стремятся
организовать так, чтобы доля за¬
стойной зоны была возможно
меньше.
Рис. 14.5. Схема прУда-охпадителя:
1 — площадка электростанции; 2 — береговая на¬
сосная; 3 — плотина; 4— дамба; 5 — транзит¬
ный потЪк; б — водоворот; 7 — застойная зона;
8 — отводящий канал
При отсутствии сброса теплой
воды в водоеме устанавливается
равновесие 'Между поглощенной
энергией солнечной радиации Qp
и теплотой, отводимой в окружаю¬
щую среду за счет конвекции QK
и испарения
Qp=Qk+Qh. (14.5)
Температура воды te, при кото¬
рой достигается это равновесие,
называется естественной. Она за¬
висит от климатических условий,
времени года и глубины водоема.
Значение te .может быть рассчита¬
но или принято на основании
наблюдений за аналогичными во¬
доемами. При сбросе в пруд-охла¬
дитель теплой воды равновесие
достигается при более высокой
температуре t'=te-FSt, поскольку
требуется отвести большее количе¬
ство теплоты. Величина St зависит
от тех же факторов, что и te, а так¬
же от температуры подогретой
воды t" и площади акватории пру¬
да-охладителя F. Значение St тем
меньше, чем меньше At=t"—F и
больше F. Расчеты по выбору
площади акватории пруда произ¬
водятся по специально разработан¬
ной методике. Обычно на ТЭС
Д/=94-12°С, что соответствует
т=0,045—0,06 'М3/кг; ôf=54-9°C;
(7ч-9)Л7у, м2.
Температура насыщения в кон¬
денсаторе, от которой зависит ва¬
куум, а следовательно, н КПД
турбины,
tK=t"-\-AtK=t'+At+AtK,
где Д£к— температурный напор на
выходе из конденсатора.
В свою очередь t'— te+St, поэто¬
му /к=^+б/4-Д/+Д^.
Поскольку te зависит от природ¬
ных условий, уменьшить tK можно
лишь за счет остальных слагаемых,
но это требует дополнительных
капиталовложений. Для уменьше¬
ния At следует іувеличить расход
охлаждающей воды, что требует
увеличения мощности насосов и
сечения водоводов. Уменьшение
178
scanner by ЬЬр^Чсс2ѵ. narod.ru/book
ôt н àtK, как правило, сопряжено
с увеличением площади пруда-
охладителя н поверхности тепло¬
обмена конденсатора.
Определение оптимальных значе¬
ний àt, ôt и Д/к является сложной
инженерной задачей, решаемой
при проектировании ТЭС.
Пример. Определить площадь
акватории пруда-охладителя н дав¬
ление в конденсаторах турбин
ГРЭС мощностью Ny=1,8 X106 кВт
(6 x 300 МВт) по следующим дан¬
ным из теплового расчета турби¬
ны и конденсатора:- расход пара в
конденсатор DK=166 кг/с; тепло¬
та, отдаваемая 1 кг пара в конден¬
саторе, 7кон=ік—ік'=2250 кДж/кг;
расход охлаждающей воды Ѵ=
= 10. м3/с; температурный напор
на выходе воды из конденсатора
Д£=6°С; температура воды в пру¬
де-охладителе t = 12 °C.
Площадь акватории пруда-охла¬
дителя
F—8Л,ТУ= 14,4-10° м2=14,4 км2.
Кратность охлаждения
m=V/DK= 10/166=0,06 м3/кг.
Нагрев охлаждающей воды .в
конденсаторе
^кон 2250 __ g 0£,
СрШр 4,19-0,06-1000
где Ср—4,19 кДж/кг — теплоемкость
воды.
Температура насыщения в кон¬
денсаторе
І2+9+6=27°ъ.
Давление в конденсаторе рк—
=f(tK)=3,5 кПа — по таблицам
свойств воды и пара на линии
насыщения.
14.3 Системы водоснабжения
с искусственными охладителями
Недостатком прудов-охладнтелей
является большая площадь, зани¬
маемая -ими. Более компактны
искусственные охладители, в кото-
' рых вода дробится на капли илн
стекает в виде .пленок. Благодаря
этому увеличивается поверхность
теплообмена между водой н возду¬
хом. На ТЭЦ. наиболее распростра¬
нены системы с башенными охла¬
дителями-градирнями (рис. 14.6).
Нагретая у потребителей вода
поступает в градирню на высоте
7—8 м от уровня земли и' распре¬
деляется по желобам со сливными
трубами в днище (рис. 14.7). Из
трубок вода падает на розетки,
дробится и стекает вниз в виде
капель, которые дополнительно
дробятся на горизонтальных дере-
Рис. 14.6 Циркуляция .воды, в схемах оборотного водоснабжения с градирней:
I — напорный трубопровод; 2 — желоб со сливными трубами; 3 — разбрызгивающие розетки; 4 — решет¬
ник; 5— сборный бассейн; 6 — вытяжная башня; 7 — водоподводящий канал; В— водоприемный коло¬
дец; 9— продувка; Î0 — ввод хлорной извести; //— указатель уровня; 12 — водоприемное устройство
насоса (клапан и сетка)
12* 179
scanner by http;.*1 tcc2v.narod ru/book/
Рис. 14.7. Разбрызгивающее устрой¬
ство капельных градирен:
1 — желоб; 2 — сливная труба: 3 — розет¬
ка; 4 —решетка
Рис. 14.8. Установка щитов пленоч¬
ных градирен
вянных брусЬях решетника. Соби¬
рается вода в бассейне н по само¬
течным каналам поступает на всас
насоса. Навстречу падающим кап¬
лям воды движется поток воздуха,
создаваемый либо самотягой баш-
йн, либо вентилятором. Охлажде¬
ние воды достигается в основном
за счет испарения. Воздух при
этом насыщается парами. Конвек¬
тивный теплообмен имеет неболь¬
шое значение. Градирни рассмот¬
ренного типа называются капель¬
ными. В градирнях другого типа —
пленочных — вместо решетника ус¬
танавливаются почти вертикаль¬
ные ш!иты с зазором 40—50 мм
(рис. 14.8). Вода тонкими пленками
стекает по поверхности щитов, омы¬
ваемых встречным потоком возду¬
ха, частично испаряется и охлажда¬
ется. Отношение расхода воды к
площади попеіречного сечения гра¬
дирни, орошаемого водой (площа¬
ди орошения),
q=V}F (14.6)
называется плотностью орошения.
Для капельных градирен 0=2,5-=-
3,5 м3/(м2-ч), а для пленочных
(7=0=54-7 м3/ (м2 -ч). Чем выше плот¬
ность орошения, тем больше долж¬
на быть скорость воздуха, так как
при малом его расходе он насытнт-
180
ся водяными парами н охлаждение
воды ухудшится. Скорость иоздуха
в градирнях лимитируется уносом
влаги воздушным потоком. Срыв
пленки наступает при болыИих
скоростях воздуха, чем унос ка¬
пель. Поэтому в пленочных гра¬
дирнях принимается н большая
скорость воздуха, н большая плот¬
ность орошения. Этот тип градирен
в основном и применяется в СССР.
При указанной плотности, ороше¬
ния и начальной относительной
влажности воздуха 60 % темпера-
Маіиинныи зал
станции
Рис. 14.9. Схема оборотного водоснабже¬
ния с градирнями:
/ — продувка; 2 — градирни; -3 — переключатель¬
ный колодец; 4 — напорные магистрали; 5—цир¬
куляционные насосы у турбин; 6 — конденсато¬
ры; 7 — приемные колодцы; 8 — водоподводяіцие
самотечные каналы; 9 — подвод добавочной во¬
ды
scanner by http /Acc2v.narod.ru/booky
Рис. 14.10. Схема
оборотного водо¬
снабжении с брыз-
гальным устройством:
1 — напорный трубопро¬
вод; 2 — коллектор; 3 —
распределительный тру¬
бопровод; 4 — разбрыз¬
гивающие сопла; S —•
водосборный бассейн;
6 — насосы; 7 — ковден-
. сатор; 8 — подводящий
канал; ГВ — горизонт
воды
тура охлажденной воды в пленоч¬
ных градирнях на 4—7 °C выше
температуры воздуха, при 90 % —
на 10—12 °C.
В градирнях достигается мень¬
шее охлаждение воды, чем в пру-
дах-охладнтелях. На ТЭЦ, где
основная выработка электроэнер¬
гии происходит на отборном паре,
повышение температуры охлаж¬
дающей воды не столь существен¬
но, как на ГРЭС. С другой сторо¬
ны, компактность градирен в срав¬
нении ' с прудамн-охладнтелями
является важным фактором в
пользу их применения на ТЭЦ,
расположенных, как правило, вбли¬
зи крупных населенных пунктов,
где отсутствуют свободные терри¬
тории для размещения больших
водоемов. Схема водоснабжения с
градирнями (рнс. 14.9) выполняет
ся с двумя нитками водоводов.
Циркуляционные насосы устанав¬
ливаются обычно в машиннЬм от¬
делении — по два на турбину с
подсоединением к разным водово¬
дам для повышения надежности,
но без резерва.
Рис. 14.11. Схема конденсацион¬
ной .установки с сухой градирней
Геллера,-
1 — турбина; 2 — генератор; 3 — сме¬
шивающий конденсатор; .4—сухая гра¬
дирня; 5 — циркуляционный насос; 6—
конденсатный насос; 7 — группа ЛНД;
8 — деаэратор
7
В качестве охладителей на ТЭЦ
малых мощностей используются
также брызгальные бассейны
(рис. 14.10). Разбрызгивание воды
в них происходит посредством сопл
за счет напора насосов. Плотность
орошения составляет 0,8—1,3 м8/ч
на 1 м2 площади бассейна, т. е.
0,1—0,15 м2/кВт. В рассмотренных
типах охладителей из-за испарения
н других потерь требуется значи¬
тельное количество подпиточной
воды — около 300 т/ч на 100 МВт.
Этого недостатка, особенно суще¬
ственного в маловодных районах,
лишены сухие градирни Геллера
(рис. 14.11), в которых потерн во¬
ды практически отсутствуют. В схе¬
мах с сухими градирнями охлаж¬
денная вода поступает в конденса¬
тор смешивающего типа. < Образо¬
вавшаяся смесь конденсата и ох-*
л аж дающей воды частично откачи¬
вается в деаэратор. Большая часть
воды (около 98,5 % ) циркуляцион¬
ными насосами подается в градир¬
ню, представляющую собой поверх¬
ностный теплообменник, в котором
теплота от воды передается окру¬
жающему воздуху. После этого
охлажденная вода вновь возвра¬
щается в конденсатор. Системы с
сухими градирнями дороже других
типов охладителей. В районах с
низкой зимней температурой воз¬
можно - замерзание в них воды,
а при наличии в воздухе пыли —
загрязнение поверхностей охлаж¬
дения. Из-за этих недостатков
сухие градирни не получили распро¬
странения.
Пример. Проверить достаточность уста¬
новки восьми типовых градирен с поверхно¬
стью орошения по F“1520 м2 для ТЭЦ
с четырьмя турбинами Т-100-130. ,
181
scanner by http • tcc2v.narod ru/book/
Расход охлаждающей воды иа турбину
по техническим условиям ¥==16 000 м3/ч.
Общий расход охлаждающей воды на
ТЭЦ SV=4V=64 ООО м3/ч.
Плотность орошения
ç=SV/8F=5,3 м8/(м2-ч),
что удовлетворяет рекомендациям [ç=5—
7 м»/(йЦ))‘.
ВОПРОСЫ К ЧЕТЫРНАДЦАТОЙ
ГЛАВЕ
1. Каким соотношением связаны'механи¬
ческий КПД турбоагрегата с количеством
теплоты, отводимой из маслоохладителя?
2. Как изменится расход электроэнергии
на собственные иужды ТЭС, если кратность
охлаждения конденсаторов увеличится?
3. Почему в прудах-охладителях воду
целесообразно забирать нз глубинных
слоев? ,
4. Для борьбы с тепловым «загрязне¬
нием» водоемов (биологически недопусти¬
мого повышенна температуры воды) может
быть предусмотрено двухступенчатое охлаж»
дение: в градирнях и затем в прудах-охла-
двтелях. Составьте такую схему водоснаб¬
жения.
Глава пятнадцатая
Компоновка главных корпусов ТЭС и АЭС
15.1. Типы компоновок ТЭС
и требования к вим
В главном корпусе паротурбин¬
ных ТЭС размещаются котлы н тур¬
бины с генераторами и относящееся
к ним вспомогательное оборудова¬
ние, распределительное устройство
собственного расхода (РУСР), от
которого осуществляется электропи¬
тание механизмов и устройств, на¬
ходящихся в главном корпусе, щиты
управления и некоторые другие эле¬
менты электростанции.
Главный корпус является много¬
пролетным зданием (рис. 15.1), в
котором каждый «пролет предназна¬
чается для размещения однотипного
оборудования. Пролет, в котором
установлены турбины, называется
машинным отделением. Следующий
пролет — деаэраторное отделение,
затем бункерное и котельное отде¬
ления, далее помещение электро¬
фильтров и дымососов.
Главный корпус, показанный на
рис. 5.1, является характерным для
твердотопливных неблочных элек¬
тростанций, строившихся в послево¬
енное время до середины 50-х го¬
дов. На них устанавливались турби¬
ны типа К мощностью 50—
100 МВт, типа Т и ПТ мощностью
25 МВт, котлы паропроизводнтель-
ностыо 170 и 230 т/ч на давление
8,8 МПа. В. конце 50-х — начале
60-х годов на электростанциях
начали серийно устанавли-
182
ваться более крупные тур¬
бины: 50—60 МВт типа ЦТ, 50—
100 МВт типа Т, 150—200 МВт ти¬
па К на давление свежего пара
12,75 МПа, К-300-240. Примеры
компоновки главных корпусов ТЭЦ.
н блочных ГРЭС с такими турбина¬
ми приведены на рис. 15.2 и 15.3.
На этих электростанциях приня¬
то поперечное расположение турбин
в машинном отделении. Кроме того,
на блочных ГРЭС бункерное и де¬
аэраторное отделения объединены в
одно бункерно-деаэраторное отде¬
ление, размеры которого меньше,
чем двух раздельных отделений.
Возможность такого объединения
обусловлена следующим:
на блочных электростанциях за¬
пас воды в деаэраторах меньше, чем
на неблочных. Поэтому и размеры
деаэраторов в первом случае мень¬
ше и для их размещения требуется
меньше места;
укрупненное вспомогательное
оборудование турбин и котлов боль¬
шей мощности, устанавливаемых на
ГРЭС, имеет меньшне удельные
размеры, чем вспомогательное -обо¬
рудование более мелких агрегатов
ТЭЦ;
на блочных ГРЭС отсутствуют
поперечные связи, прокладываемые
в деаэраторной этажерке неблоч¬
ных (см. рнс. 15.1, поз. 22) элек¬
тростанций.
На электростанциях, построен¬
ных в 70-х годах и позже, а также
scanner by http ./tcc2v.narod.ru/book
Рнс. 15.1. -Главный корпус пылеугольной ГРЭС с поперечными связями:
а — поперечный разрез; б — план; 1 — турбина К-100-90; 2-— регенеративные подогреватели; 3 — пита¬
тельные насосы; 4 — деаэратор; 5 — РУ СР; 6 — конвейеры топливоподачи; 7 — бункер угля; В —'бун¬
кер пыли; 9 — углеразмольная мельница; 10 — сепаратор; 11 — циклон; 12 — мостовые краны; 13— па¬
ровой котел 0=230 т/ч; 14— дутьевой вентилятор; /5 — электрофильтр; 16 — дымосос; If — РУ электро¬
фильтров; 18 — турбонасос; 19— деаэратор 0,118 МПа; 20 — бак питательной воды; 2/ —дымовая тру¬
ба; 22 — трубопроводы
планируемых к сооружению в бли¬
жайшей перспективе, используются
и более мощные агрегаты: без пром¬
перегрева (неблочные) — ПТ-80-
130/13, ПТ-135-130/13, Т-175430,
Р-100-130/15 и др. с промежуточным
перегревом (блочные)—Т-180-130.
Т-250-240, К-500-240, К-800-240, К-
1200-240. В компоновке ТЭЦ с турби¬
нами без промперегрева мощностью
80—175 МВт (рис. 15.4) имеется объ¬
единенное бункерно-деаэраторное
отделение, но дополненное неболь¬
шой встроенной в котельное отделе¬
ние этажеркой. Такая компоновка
является как бы промежуточной
между показанными на рис. 15.2 и
15.3. Она оказалась возможной бла¬
годаря использованию укрупненно¬
го вспомогательного оборудования.
В этой компоновке пролет ма¬
шинного зала недостаточен для по-
183
scanner by http -.4cc2v.narod ru/book/
^150,0
Рис, 15.2. Главный корпус пылеугольиой ТЭЦ:
в—поперечный разрез; б — план; 1— турбина ПТ-60-130/И); 2— турбина Р-50-130/13; 3— котло¬
агрегат £>—420 т/ч; 4— углеразмольные мельницы; 5 —циклон; 6 — сепаратор 7 — конвейеры
топливоподачч; 8 — дутьевой вентилятор; 9 — золоуловитель; /О —дымосос; //—деаэратор;
/2 — РУСР; 13 — помещение теплового щита; 14 — деаэратор теплосети; 15 — питательные,
электронасосы; 16 — подогреватели сетевой воды; /7 —питатели сырого угля
184
scanner by http .. tcc2v_narod.ru/book'
перечного размещения турбины
Т-175-130, и поэтому она установ¬
лена вдоль машинного отделения.
Проектом ТЭЦ предусмотрено4,
широкое использование при стро¬
ительстве н монтаже конструкции и
узлов высокой заводской готов¬
ности, что нашло отражение в наз¬
вании проекта: «ТЭЦ заводского из¬
готовления твердотопливная», или
сокращенно ТЭЦ-3 ИТТ.
На ТЭЦ н ГРЭС с паровыми тур¬
бинами мощностью 180—250 и
500 МВт компоновочные решения в
основном повторяют приведенные
на рис. 15.3 для турбины К-300-240, «
ио с измененными (в основном уве¬
личенными) размерами отделений.
Для поперечного размещения
турбины мощностью 800 МВт потре¬
бовалось бы машинное отделение
пролетом более 60 м, а для турби¬
ны 1200 МВт — еще больше. Чтобы
избежать сооружения дорогостоя¬
щего машинного отделения с боль¬
шим пролетом, турбину 800 МВт
располагают вдоль машинного от¬
деления (рис. 15.5), а для турбины
1200 МВт предусматривают дву^-
пролетное машинное отделение
(рис. 15.6).
На газомазутных ТЭС всех ти¬
пов имеется три отделения? котель¬
ное, деаэраторное и машинное. ._В
качестве примера на рис. 15.7 пока¬
зана компоновка газомазутной
ТЭЦ. Расположение турбни, как и
на пылеугольных электростанциях,
зависит от их типа и мощности.
Размещение деаэраторного нли
бу нкерно-деаэраторного • отделения
между котельным и мАшинным от¬
делениями является компоновочно
удобным, поскольку в этом отделе¬
нии находится оборудование, необ¬
ходимое одновременно н котлам, н
Турбинам. Деаэраторное и бункер-
ио-деаэраторное отделения сооружа¬
ются в виде этажерки, образующей
пространственную раму, на которую
передаются горизонтальные усилия,
действующие поперек здания (от
ветра ,и торможеиня мостовых кра¬
нов). Колоииы наружных
стен, образующие плоскую про¬
дольную раму, такие усилия воспри¬
нимают плохо.
Компоновка оборудования в зда¬
нии называется закрытой. При бла¬
гоприятных климатических условиях
оборудование может устанавли¬
ваться на открытом воздухе н иметь
лишь местные укрытия (рис. 15.8).
Такие компоновки называются от¬
крытыми. Если вне здания разме¬
щен только котлоагрегат, то компо¬
новка называется полуоткрытой.
Агрегаты на ТЭС нумеруются в
порядке нх установки. Торцевая
стен^ главного корпуса со стороны
первых котла и турбины называет¬
ся постоянным торцом'. Противопо¬
ложный торец называется времен¬
ным. Он переносится по мере уста¬
новки новых агрегатов. Продольные
ряды колонн обозначаются буква¬
ми, a поперечные — цифрами. Для
основных геометрических размеров
приняты следующие названия:
пролет— расстояние между ося¬
ми колонн в поперечном направле¬
нии;
шаг по колоннам — расстояние
между осями колони в продольном
направлении;
шаг по котлам (турбинам) —
расстояние в продольном направле¬
нии между осями смежных котлов
(турбин);
ячейка котла (турбины) — часть
котельного (машинного) отделе¬
ния, занятая одним котлом (тур-‘
биной) с относящимся к нему вспо¬
могательным оборудованием.
На блочных ГРЭС шаг гіо котлам
и турбинам одинаковый и называ¬
ется шагом по блокам. Благодаря
единому шагу все оборудование
блока компонуется в единой блоч¬
ной ячейке. В противном случае
происходил бы сдвиг котлов отно¬
сительно турбин и как следствие —
удлинение коммуникаций блока и
нарушение единообразия компонов¬
ки, что усложняет проектирование,
монтаж и эксплуатацию оборудова¬
ния. Равенство шагов по котлам и
турбинам достигается путем изме¬
нения поперечных и высотных раз¬
меров главного корпуса и соответ-
186
scanner by http .< tcc2v.narod ru/book?
scanner by http . .4cc2v.narod.ru/book'
ф устья ПВО
scanner by http-- tcc2v.narod ru/book/
Блок
-ф— ф ф
ф—ф—ф-
-Ф---Ф—ф
-ф—ф—ф-
-Ф-- О ф
-ф—ф—ф-
ф—ф—ф-
■ф—ф- ф
H*7
1
к
л
ж
я
Рнс. 15.3. Главный корпус пылеугольной блочной ГРЭС с турбинами К-300-240:
а —поперечный разрез; б —план '
scanner by http,/tcc2v.narod.ru/book
Рис. 15.4. Главный корпус ТЭЦ-ЗИТТ, Поперечный разрез:
/—котел h-420-140, БКЗ; 2 — осевой дымосос; 3 —дутьевой вентилятор; 4 — ГрЩу; 5 — золоуловители (батарейные циклоны); 6 —Молотковая мельница;
7 — скребковый питатель сырого угля; 8 — транспортер сырого угля; 9— бункер угля; 10 — деаэраторный бак с колонкой; // — турбина Т-100430; 12—14 —
трубопроводы высокого и низкого давления; 15 — мостовой кран; 16, 17— кран-балкн , «
ствующей перекомпоновки обору¬
дования. Например, деаэраторы мо¬
гут быть расположены либо про¬
дольно (см. рис. 15.1), либо попе¬
речно (см. рис. 15.3). В последнем
случае требуется меныпнй шаг, но
больший пролет. На неблочных
ТЭС равенство шагов по котлам и
турбинам прн одинаковом их ко¬
личестве желательно (рис. 15.2).
Во всех случаях стремятся к тому,
чтобы длина машинного отделения
была близка к длине котельной. В
частности, для этого принимают
189
scanner by http-/.tcc2v narod ru/book/
Рис. 15.6 Главный корпус газомазутной ГРЭС с блоками
1200 МВт:
а — поперечный разрез; б—план; 1— КОТвл; 2— турбина К-1200-240;
g — конденсатор; 4 — генератор; 5 — возбудитель; 6, 7 питательный
«асос' с турбоприводом; 8 — деаэраторный бак; 9 даэраторная ко¬
лонка; 10. 11 — ПНД смешивающего типа; 12— дымовая труба; 13 —
воздуходувка; 14 — регенеративный вращаюшнйся воздухоподогрева¬
тель
продольное расположение турбин,
как было показано на рис. 15.1.
Обгон одного отделения другим
удлиняет коммуникации н услож¬
няет оперативную связь.
Оборудование, главного корпуса
располагают в соответствии с тех¬
нологической последовательностью,
что сокращаёт протяженность ком¬
муникаций. Например, регенератив¬
ные подогреватели устанавливаются
вблизи турбин и в порядке, соот¬
ветствующем последовательности
прохождения через них конденсата
и питательной воды. Однако выдер¬
жать этот принцип для всех техно¬
логических трактов одновременно
не всегда удается. Так, например,
.при установке питательных насосов
вблизи деаэраторного отделения
(см. рис. 15.1) уменьшается про¬
тяженность всасывающих и напор¬
ных трубопроводов питательной во¬
ды, но увеличиваются расстояние от
котла до турбины и протяженность
главных паропроводов.
На рис. 15.9 и 15.10 показаны
компоновки газотурбинной и паро¬
газовой электростанций. Особое
аэо
Г внимание при установке этих агре-
і гатов уделяется рациональной ор¬
ганизации всасывающего и выхлоп¬
ного трактов с целью уменьшения
гидравлических потерь. Потери дав¬
ления существенно, снижают КПД
и мощность газотурбинных двигате¬
лей, поскольку некоторая часть ра¬
боты, затраченной на сжатие в ком¬
прессоре, теряется.
Валы двухвальных машин целе¬
сообразно компоновать соосно (цу¬
гом), чтобы обеспечить симметрию
соединительных трубопроводов воз¬
духа и газа по отношению к про¬
дольной оси. При такой компонов¬
ке усилия от трубопроводов в на¬
правлении, перпендикулярном оси
турбины, взаимно уравновешивают¬
ся. Из этих же соображений каме¬
ры сгорания, парогенераторы ПГУ
устанавливаются симметрично по
отношению к продольной осн тур¬
бины.
В главных корпусах ТЭС как с
. паровыми, так и с газовыми турби¬
нами оборудование следует распо¬
лагать компактно, чтобы уменьшить
стоимость строительства здания, но
в то же время нужно учитывать тре-
scanner by http /.tcc2v.narod.ru/book,'
бования эксплуатации, основными
из которых являются:
строгое соблюдение правил тех¬
ники безопасности и норм промыш¬
ленной санитарии;
удобство обслуживания — доступ¬
ность для управления и внешнего
осмотра оборудования в рабочем
состоянии.
В компоновках должны быть
учтены требования, связанные с ре¬
монтными работами: наличие ре¬
монтных площадок между агрега¬
тами и у торцов здания и возмож¬
ность транспортирования оборудо¬
вания с помощью" кранов; моно¬
рельсовых подъемников или на¬
польных средств без нарушения*
безопасности обслуживания обору¬
дования, находящегося в работе. '
191
scanner by http/-tcc2v.narod.ru/book,'
Рис. 15.7. Поперечный разрез по главному корпусу газомазутной ТЭЦ
Рис. 15.8. Поперечный разрез по главному
корпусу ТЭС с открытой компоновкой
15.2. Компоновка котельного
и бункерного отделений. Выбор
дымовых труб
На рис. 15.1 показаны компонов¬
ки с установкой котла, топка кото¬
рого повернута в сторону машин¬
ного отделения; Возможна компо¬
новка с разворотом топки в проти¬
воположную сторону — к наружной
стене (рис. 15.11). Преимуществом
второго варианта является меныйая
протяженность как главных трубо¬
проводов между котлом и турбиной/
l'J
Рис. 15.9. Главный корпус газотурбинной ТЭС?
а —поперечный разрез; б—-план; 1 —турбина ГТ- 100-7БО-2; 2 —генератор; 3 — мостовой кран; 4— бак
аварийного слива масла; б, 6 — маслонасосы системы регулирования и смазки; 7 — маслоохладитель;
8 — промежуточный воздухоохладитель, 9 — камера шумоглушения; 10 — воздушные фильтры; 11 — жа¬
люзи; 13— воздухозаборная камера: 13 — масляный Вак: 14— шит управления
192
scanner by http Л1сс2ѵ. narod.ru/book
scanner by http-/ tcc2v.narod ru/book/
Рис. 15.10. Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором (поперечный раз¬
рез):
/ — парогенератор; 2— турбина; 3 — компрессор; 4— камера сгорания; 5 — барабан-сепаржтой Ï—
циркуляционные насосы; / — экономайзер; 6— щит управления
поскольку пароперегреватели н эко¬
номайзер размещаются в конвек¬
тивной шахте, так и воздуховодов
от вынесенных воздухоподогревате¬
лей к горелкам. Однако поворот
топки к наружной стене требует
прокладки газоходов от котла к ды¬
мососам через все котельное отде¬
ление. Это не только увеличивает
их протяженность, но и ухудшает
компоновку котельной из-за боль¬
ших поперечных размеров газохо¬
дов. Кроме того, удлиняются пыле¬
проводы к горелкам, так Как со сто¬
роны бункерного отделения нахо¬
дится конвективный газоход, а ие
топка котла. Из-за этих недостат¬
ков иа пылеугольиых ТЭС котлы
устанавливаются топкой в сторону
машинного отделения. На газома¬
зутных электростанциях котлы име¬
ют меньшие габариты, что упроща¬
ет прокладку в котельной коробов
дымовых газов, а пылепроводы во¬
обще отсутствуют. Поэтому компо-\
новки газомазутных котлов с раз¬
воротом топки в сторону наружной
стены (см. рис. 15.11) не имеют не¬
достатков, присущих пылеугольным
котлам, а перечисленные выше вре-
194
имущества сохраняются. Особое,
предпочтение отдается варианту с
разворотом топки наружу при газо-
мазутиых моноблоках со сравни¬
тельно свободной компоновкой кот¬
лов.
В соответствии с правилами взры¬
вобезопасности, существовавшими
ранее, бункерные отделения разме¬
щались у наружной стены
(рис. 15.12). При таком их распо¬
ложении уменьшается длина трубо¬
проводов между .котлом и турби¬
ной, но зато газоходы проходят
через бункерное отделение, насы¬
щенное пылеприготовительным
оборудованием и имеющее, как -
правило, и без того стесненную ком¬
поновку.
При -^вынесенных воздухоподогре¬
вателях, получивших широкое рас¬
пространение, через наружное бун¬
керное отделение проходят и возду¬
ховоды, что еще больше усугубляет
недостаток таких компоновок.
Тем не менее в компоновке бло¬
ка 800 МВт на канско-ачинском
буром угле (см. рис. 15.5) имеется
наружное бункерное отделение меж¬
ду осями Д и Е. В данном случае
scanner by http .-tcc2v.narod.ru/book'
scanner by http,-tcc2v.narod.ru/book,'
РнЬ. 15,11. Компоновка главного корпуса с разворотом топки газомазутного
котла к наружной стене (поперечный разрез)’,
1 — тѵпйиня R-300-240' 2 — дутьевой вентилятор: 3 — ПНД; 4 — конденсатные н сливные насосы; 5-*-мостовой кран котельного отделения грузоподъемно¬
стью 30 г 6 —РУСР; 7 —блочный щит управления; 8—мостовой кран машинного зала грузоподъемностью 125 т; ₽— деаэратор: /О «ран дымососного
отделения’грузоподъемностью 30 т; // — котел; /2 — регенеративные воздухоподогреватели; /3 — дымосос; 14 — дымовая труба
Рис- 15.12. ^Компоновка главного корпуса с наружной бункерной этажеркой (попереч-
такое решение является вынужден¬
ным, так как внутреннее бункерно¬
деаэраторное отделение между ося¬
ми Б и В недостаточно для разме¬
щения бункеров, вмещающих нор¬
мированный 'запас низкокалорийно¬
го бурого угля.
При компоновке бункерного от-
делейия особое внимание уделяет¬
ся мероприятиям, обеспечивающим
беспрепятственное движение топли¬
ва в бункерах и течках. Бункера
должны иметь вертикальные глад¬
кие стенки со скругленными угла¬
ми. Стенки устья бункера, течки сы¬
рого угля и возврата пыли долж¬
ны составлять с . горизонтом угол не
• менее 55°. Пылепроводы ие должны
иметь • иисходящеподъемных участ¬
ков («мешков»), в которых воз¬
можно отложение пыли.
Для пылесистем с ШБМ должна
предусматриваться- механизация за¬
грузки, выгрузки и сортировки ша¬
ров; двигатели мельииц Ш-50 и
Ш-70 должны размещаться в зоне
обслуживания мостовыми кранами
из-за их большой массы. Около мо¬
лотковых мельниц предусматрива¬
ется место для выемки ротора.
196
На “современных ТЭС все обору¬
дование газовоздўшного тракта или
значительная его часть (воздухо¬
подогреватели, дымососы, вентиля¬
торы, золоуловители) размещается
вне главного корпуса, на так назы-
ваембй открытой площадке (см.
рис. 15.3). Только в суровых кли¬
матических условиях при средней
температуре за-самую холодную пя¬
тидневку ниже —30 °C тягодутье¬
вые машины и воздухоподогревате¬
ли устанавливаются в здании.
Экономичность работы тягодуть-
евых машин во многом зависит от
тщательности выполнения примы¬
кающих участков газохода. На
рис. 15.13 показана конструкция
всасывающего кармана, обеспечива¬
ющая плавный,вход газа в каналы
рабочих лопаток. На выходе из тя¬
годутьевых машин предусматрива¬
ется установка диффузоров для пре¬
образования скоростного напора по¬
тока в статический. Для плоских
диффузоров (две стеики параллель¬
ны) угол раскрытия должен быть
ие более 20°, а для пирамидаль¬
ных— не более 10°. При выполне¬
нии раздающих и собирающих кол-
scanner by http I tcc2v.narod.ru/book,
Рис. 15.13. конструкция всасывающего
кармана (размеры указаны в долях наруж¬
ного диаметра рабочего колеса)
ректоров необходимо не только стре¬
миться к снижению их гидравличе¬
ского сопротивления, но и добивать¬
ся равномерной раздачи н сбора га¬
за по параллельным потокам. При¬
мер выполнения раздающего кол¬
лектора показан на рис. 15.14
Для очистки дымовых газод от
золы на современных ТЭС устанав¬
ливают электрофильтры. Степень
улавливания золы в электрофильт-
Рис. 15.14. Коллектор с подводящи¬
ми и отводящими газоходами меж¬
ду электрофильтрами и дымососами
рах составляет 98—99%. Даже при
столь высокой степени очистки вы¬
брос золы из труб крупных ТЭС со¬
ставляет несколько десятков тони
в сутки. JB дымовых газах содер¬
жатся также биологически вредные
газовые примеси: сернистый ангид¬
рид SO2 и оксид азота NO.
Санитарными нормами установле¬
на разовая предельно допустимая
концентрация (ПДК) вредных вы¬
бросов в воздухе на уровне дыха¬
ний: золы—ПДКа=0,5 мг/м3, сер¬
нистого ангидрида — ПДКво, =
=0,5 мг/м3 и оксидов азота —
ПДКмо=0,085 мг/м3. Чтобы сни¬
зить коицентрапию выбросов на
уровне дыхания до ПДК, сооружа¬
ют высокие дымовые трубы, рассеи¬
вающие выбросы иа большую пло¬
щадь Необходимая для этого высо¬
та трубы в метрах определяется со¬
отношением
Н = ~\/ AFm^•
где N.— количество дымовых труб
на ТЭС; V —выброс дымовых га¬
зов через все трубы, м3/с; tn, t,—
температура уходящих газов и сред¬
няя температура наружного возду¬
ха за самый жаркий месяц, °C;
Мт — приведенная масса вредйых
выбросов:
для газовых
Л1пр=Л4sc J ПДKso, -j-Mno / ПДKno; '
для золы
Л!п,.=Ліа/ПДКа;
Also.,, AJno, /Ид —выбросы SO2, NO
и золы из труб ТЭС, г/с; А —коэф¬
фициент, определяемый атмосфер¬
ными условиями, в зависимости от
района расположения ТЭС, А =
= 120-4-200 К1|,3-мг/г; К —коэффи¬
циент, учитывающий скорость осаж¬
дения выбросов, для газов f—1,
для золы F=2; т —коэффициент,
учитывающий скорость выхода га¬
зов из устья трубы:
Скорость газа, м/с . . 10—15 20—25 30—85
Коэффициент т. . . 1 0,9 0.8
197
scanner by http/ tcc2v.narod rii/bocik-
Спрф — приведенная концентрация
вредных соедииеинй от других ис¬
точников:
для газов
спр = CsOt/nUKsOa+Сью/ПДКыо;
ДЛЯ ЗОЛЫ
с*р = сА/ПДК ,
csos, £no, с а — концентрация вред¬
ных примесей в воздухе на уровне
дыхания от других источников
(фон), мг/м3.
На ТЭС применяются трубы вы¬
сотой 120, 150, 180, 250, 320 и 360 м.
Диаметр устья дымовой трубы опре¬
деляется технико-экономическим
расчетом. Чем меньше диаметр тру¬
бы, тем она дешевле, ио больше
скорость газов и гидравлические
потерн. Для высоких дымовых труб
скорость газов в устье принимает¬
ся равной 30—40 м/с.
15.3. Компоновки машинного
и деаэраторного отделений
В машинндм зале ГРЭС устанав¬
ливаются турбины с вспомогатель¬
ным оборудованием, питательные
насосы, а на ТЭЦ —еще и обору¬
дование теплофикационной установ¬
ки и очень часто циркуляционные
насосы. В компоновках с объеди¬
ненным бункерно-деаэраторным от¬
делением у фасадной стены машин¬
ного отделения обычно располагают
РУСР 6 кВ. Если же имеется са¬
мостоятельное деаэраторное отде¬
ление (ТЭЦ, неблочные ГРЭС,
блочные газомазутные ГРЭС), то
РУСР 6 кВ располагают в деаэра¬
торном отделении. Размеры машин¬
ного отделения ТЭЦ на 1 кВт мощ¬
ности в 1,5—2 раза больше, чем на
ГРЭС, как нз-за наличия теплофи¬
кационной установки, так и из-за
больших размеров вспомогательно¬
го оборудования, что обусловлено
большим, чем на ГРЭС, удельным
расходом пара.
При продольном расположении
турбин пролет машинного зала
определяется ие столько шириной
198
фундамента турбины, сколько раз¬
мещением вспомогательного обору¬
дования при минимальной протя¬
женности трубопроводов между ним
и турбиной. При поперечной ком¬
поновке минимальный пролет опре¬
деляется длиной фундамента турби¬
ны с учетом габаритных размеров
выема ротора генератора.
Преимуществом поперечной ком¬
поновки в сравнении с продольной
является более простой подвод па¬
ра к турбине, что особенно важно
для блоков, имеющих промежуточ¬
ный перегрев, а недостатком —
удлинение циркуляционных водово¬
дов.
Прн продольной компоновке меж¬
ду стеной ряда А и конденсатором
выполняетси местное заглубление—
циркуляционный приямок. В нем
прокладываются циркуляционные
водоводы, устанавливаются конден¬
сатные и циркуляционные насосы
(если нет береговой иасосиой). Для
прокладки других трубопроводов,
тяготеющих к полу, предусматрива¬
ются каналы, а для кабеля — тун¬
нели. Такая конструкция машинно¬
го зала называется бесподвальной.
При поперечной компоновке в ма¬
шинном отделении для тех же це¬
лей предусматривается подвал. От-^
части зто обусловлено большей
длиной циркуляционных водоводов,
вследствие чего приямок для них
занимал бы около 30% площади
пола машинного отделения против
10% при. продольном расположе¬
нии, отчасти это связано с тем,что
поперечно компонуются крупные
турбины со сложной системой тру¬
бопроводов и для их прокладки
подвал предпочтительнее каналов
несмотря на более высокую стои¬
мость подвальной конструкции. Вы¬
сота подвала определяется диамет¬
ром циркуляционных водоводов с
учетом диаметра труб, пересекаю¬
щих водовод, н составляет 2,5—
3,5 м. Подвал не должен заглуб¬
ляться ниже отметки заложения
фундаментов, а чтобы он имел не¬
обходимую высоту, верхнее пере¬
крытие подвала (пол машинного от¬
scanner by http i.-tcc2v.narod.ru/book'
деления) поднимают над уровнем
земли.
Помещение между оперативной
отметкой обслуживания турбины и
полом машинного отеделеиия назы¬
вается конденсационным. Его высо¬
та должна быть ие менее
■Нк=Нур+Явс + Япот~Ь^нас,
где ЯуР — расстояние по вертикали
от уровня воды в конденсатосбор¬
нике до оперативной отметки, зави¬
сящее от размеров конденсатора и
соединительного патрубка между
турбиной и конденсатором, м;
Нвс — требуемый подпор на всасе
конденсатного насоса, м; ЯПОт — ги¬
дравлические, потери во всасываю¬
щем кондеисатопроводе, м; Ннас
высота над уровнем пола всасываю¬
щего патрубка вертикального кон¬
денсатного насоса или оси горизон¬
тального насоса, м; если иасос за¬
глублен по отношению к полу, то
Ниас берется со знаком минус.
Высота машинного отделения
выбирается так, чтобы обеспечива¬
лась возможность транспортировав
ния статора генератора мостовым
краном.
Отметка установки деаэраторов
определяется необходимым подпо¬
ром иа всасе питательного иасоса и.
вычисляется следующим образом:
^/д = ^нас4~^ под + Нпот> где Яд,
Янас — отметка установки деаэрато¬
ра и оси питательного иасоса, м;
ЯПОд, Япот —необходимый подпор
на всасе иасоса и гидравлические
потери во всасывающем трубопро¬
воде, м.
В деаэраторном отделении всех
газомазутиых и неблочных ’ пыле-
угрльиых ТЭС размещаются также
трубопроводы с узлами арматуры,
РОУ и БРОУ, щиты управления -и
распределительное устройство сбб-
ствеииого расхода (РУСР), а в объ¬
единенном бункерно-деаэраторном
отделении пылеугольиых блоков —
еще и оборудование и бункера си¬
стемы пылеприготовления. Но во
втором случае РУСР выносится в
машинный зал к стене ряда А (см.
рисі 15.3).
Возможность расположения
РУСР в деаэраторном отделении га¬
зомазутиых блочных ГРЭС упроща¬
ет компоновку машинного отделения
в сравнении с пылеугольиыми блоч¬
ными ГРЭС. Это обстоятельство, в
частности, позволило разработать
компоновку газо мазутного блока
300 МВт в ячейке длиной 36 м про¬
тив 48 м для пылеугольиого блока.
15.4. Компоновки главного
корпуса АЭС
В главном корпусе АЭС
(рис. 15.15, 15.16), как и на ГРЭС,
размещаются парогеиерирующее
оборудование (в данном случае
реакторы и парогенераторы) и тур¬
боагрегаты со вспомогательным
оборудованием, РУСР, щиты управ¬
ления и некоторые другие элементы,
а также специфические для АЭС
узлы, как, например, специальная
вентиляция, узел перегрузки и хра¬
нения ядерногр горючего. Основны¬
ми отделениями АЭС являются ре¬
акторное и машинное отделения. По
санитарно-гигиеническим призна¬
кам в главном корпусе различают
зоны свободного и строгого режи¬
мов.
В зоне свободного режима ради¬
ационное воздействие иа персонал
исключено. К этой зоне относятся
машинное отделение и другие поме¬
щения для оборудования второго
контура.. На всех типа\ АЭС щиты
управления и контроля, а также дру¬
гие помещения, предназначенные
для постоянного пребывания персо¬
нала, относятся, как правило, к
зоне свободного режима. В помеще¬
ниях зоны строгого режима воз¬
можно загрязнение радиоактивными
веществами воздуха, поверхностей
оборудования или -ограждающих
конструкций. Реакторное отделение,
другие помещения, где находится
оборудование первого контура, от¬
носятся к зоне строгого режима.
При работающем реакторе в поме¬
щения зоны строгого режима либо
персонал не допускается (необслу-
199
scanner by http-. tcc2v.narod ru/book/
scanner by http,, tcc2v.narod.ru/book
Рис. 15.15. Главный корпус двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-1000:
1, 2 — машинное и реакторное отделения; 3 — мостовой кран; 4 — реактор; 5 — главный циркуляционный насос; 6 — парогенератор, 7 —
гидроемкость; 8 — турбина К--1000-60-2/1500; 9 — деаэратор; 10 — ПВД
scanner by http ■ tcc2v.narod ru/book
Pho. 15.16. Главный корпус одноконтурной АЭС с реактором РБМК-1000 (поперечный разрез):
/ — конденсатный насос первою подъема; 2 — мостовой кран грузоподъемностью 125/50 т; 3 — сепаратор-пароперегреватель; 4 — турбина К-500-65/3000 (2 тур¬
бины на блок); 5 — конденсатор; 6 — доохладитель; 7 —ПНД; 8 — деаэратор; 9 —мостовой кран грузоподъемностью 50/10 т; 10— главный циркуляционный
насос (ГЦН); //—электродвигатель ГЦН; 12 — барабан-сепаратор; /3 — мостовой кран грузоподъемностью 50/10 т с дистанционным управлением; 14 — раз-
ко грузочно-эагрузочная машина; 16 — реактор; 16 — клапаны аварийной защиты; П — бассейн-барботер; 18 — трубопроводный коридор; 19 — БЩУ; 20 — подщи-
. 2 товое помещение; 21 — помещение РУ СР, 22, 23 — помещение вытяжной и приточной вентиляционных установок
живаемые помещения), либо допуск
персонала ограничен. Чтобы исклю¬
чить распространение радиоактив¬
ных газов и аэрозолей из помеще¬
ний строгого режима, в них при
нормальной эксплуатации поддер¬
живается разрежение. Реакторные
отделения одноконтурных АЭС, по¬
мещения парогенераторов и глав¬
ных циркуляционных насосов дву-
контурных АЭС с ВВЭР и ряд дру¬
гих помещений выполняют герме¬
тичными. Благодаря этому практи¬
чески исключается распростране¬
ние радиоактивности в аварийных
ситуациях, связанных, например, с
выбросом в помещение радиоактив¬
ного пара.
Помещения с разной степенью
радиационной опасности отделены
друг от друга строительными конст¬
рукциями (обычно из бетона), а прн
необходимости предусматривает¬
ся специальная биологическая за¬
щита. -
Глава шестнадцатая
Место строительства, мощное
16.1. Место строительства
и мощность электростанции
Электростанции,, как правило, раз¬
мещают либо вблизи потребителей
электроэнергии, либо в местах до¬
бычи топлива. Выбор того или иного
варианта производится сравнением
затрат на перевозку топлива, глав¬
ным образом, по железным дорогам
с затратами на сооружение и экс¬
плуатацию линии электропередачи.
Высококалорийное топливо
(Qhp==25 0004-35 000 кДж/кг), как
правило, выгоднее перевозить по_
железным дорогам.
Низкокалорийное топливо (QHp=
12 0004-15 000 кДж/кг) стремятся
использовать непосредственно на
месте добычи, а вырабатываемую
электроэнергию передавать по ли¬
ниям высокого напряжения.
Мощность электростанций, рабо¬
тающих на привозном топливе, оп¬
ределяется электропотреблеиием
202
На АЭС, как и на ТЭС, стремят¬
ся уменьшить протяженность ком¬
муникации между оборудованием.
Поэтому, иапример, парогенераторы
и главные циркуляционные насосы
приближены к реактору (см.
рис. 15.15), а сепараторы-паропере¬
греватели— к турбине (см.
рис. 15.16).
ВОПРОСЫ к пятнадцатой главе
1. Перечислите основные компоновочные
решения по количеству отделений, и их рас¬
положению.
2. В чем достоинства и недостатки на¬
ружных бункерных отделений?
3. Сопоставьте продольное и поперечное
расположения турбин разных типов.
4. Возможно ли строительство пыле¬
угольной электростанции в районе с кон¬
центрацией SO2 в воздухе 0,2 мг/м3 и
0,5 мг/м3?
5. Укажите оборудование машинного
отделения, работа которого связана со
.взрыве- и пожароопасными веществами.
6. Почему помещение главных циркуля¬
ционных насосов АЭС относится к зоне
строгого режима?
ТЭС и ее агрегатов
района, который она обслуживает.
Чем больше этот район, тем больше
мощность электростанции и тем ме¬
ньше удельные капиталовложения
в ТЭС (см. гл. 8), следовательно,
удельные приведенные затраты на
отпускаемую со станции электроэнер¬
гию з снижаются. Но с увеличени¬
ем района обслуживания возрастает
протяженность ЛЭП, увеличивается
их стоимость и растут потери, т. е.
удельные приведенные затраты
на передачу электроэнергии s'
(рис. 16.1) увеличиваются. Суммар¬
ные удельные затраты у потребите¬
ля зпот=з-|-з' при некоторой мощ¬
ности ГРЭС N=NonT достигают ми¬
нимума. Определенная таким обра¬
зом мощность ТЭС является эконо¬
мически наивыгоднейшей (оптима¬
льной) .
Для электростанций, работающих
на привозном топливе, район обслу¬
живания, соответствующий ЛГОПт, ох¬
ватывает Территорию в радиусе
scanner by httptcc2v.narod.ru/book
Рис, 16.1. К выбору мощности ТЭС:
1 — расчетные затраты на производство электро¬
энергии; 2 — расчетные затраты на передачу
электроэнергии; 3 —суммарные расчетные за¬
траты
до 200—300 км от ТЭС. При этом
ТЭС стремятся располагать в цен¬
тре нагрузок.
Очевидно, что чем выше плотность
населения в районе обслуживания и
чем больше в нем промышленных
предприятий,«особенно энергоемких,
тем больше оптимальная мощность
ТЭС. Для малонаселенных районов
Мшт=200н-400 МВт, а для таких
густонаселенных и промышленно
развитых районов, как, например,
Московская область или Донбасс,
оптимальная мощность достигает
2400 МВт и даже больше.
Если топливо экономически не¬
выгодно перевозить по железным
дорогам и ТЭС сооружается вблизи
месторождений, то ее мощность
увязывается с производительностью
топливодобывающего предпри¬
ятия. Здесь наличие электропотре¬
бителя вблизи станций не имеет ре¬
шающего значения, так как выраба¬
тываемая ими электроэнергия пред¬
назначается для покрытия дефицита
энергии в других районах. Оптима¬
льная мощность таких ТЭС выше,
чем ТЭС на привозном топливе, и
может доходить до 6000 МВт, если
позволяют топливные ресурсѣ. Это
обусловлено тем, что рост мощности
ТЭС, сооружаемых на месторож¬
дении топлива, ие вызывает удлине¬
ния ЛЭП к потребителям.
Увеличение мощности ТЭС имеет
и отрицательные стороны.
1. Чем больше мощность электро¬
станции, тем труднее выбрать место
для ее строительства по условиям
водоснабжения, свободной террито¬
рии и другим природным условиям,
а также по условиям загризиения
атмосферы. Это обстоятельство, как
правило, является лимитирующим
для ТЭС, сооружаемых в промыш¬
ленно развитых районах страны.
2. С ростом мощности ТЭС уве¬
личивается замораживание средств
(см. гл. 8).
3. Структура управления оченв
мощных ТЭС становится много¬
ступенчатой и, следовательно, ма-
лооперативиой, что также учитыва¬
ется при определении мощности
ТЭС.
Мощность ТЭЦ определяется
тепловыми нагрузками. Выработка
электроэнергии на пропуске пара
в конденсатор должна быть мини¬
мальной.
Теплоэлектроцентрали должны
сооружаться в непосредственной
близости от потребителей теплоты,-
особенно тех, которые получают
пар (до 4—6 км). Теплоснабжение
бытовых потребителей (отопление,
горячее водоснабжение) может
производиться иа большие расстоя¬
ния— до 10—15 км. Разрабатыва¬
ются системы дальнего теплоснаб¬
жения (20.—30 км и более).
16.2. Количество и мощность
блоков
Минимальное число турбии, ус¬
танавливаемых на электростанции,
определяется следующими сообра¬
жениями. Как указывалось, с воз¬
растанием единичной ^мощности аг¬
регатов снижаются удельные ка¬
питаловложения в блочное обору¬
дование. Но одновременно услож¬
няется и удорожается ряд элемен¬
тов, связанных с обслуживанием бо¬
лее мощных и сложных блоков. .
Если общее количество установлен¬
ных блоков мало, то выигрыш от
повышения единичной мощности
блочного оборудования недостато¬
чен, чтобы перекрыть удорожание
общест акционных объектов. Поэто¬
му мощность блоков выбирают та¬
кой, чтобы при заданной мощности
ТЭС N их количество было, как
203
scanner by http-? tcc2v.narod ш/book/
правило, не менее четырех. Следо¬
вательно, мощность одного блока
определяется из. условия
М<М/4.
Так, при N—1200 МВт возможна
установка блоков 200 МВт в коли¬
честве п=6 или 150 МВт (п=8).
Поскольку при целесообраз¬
но укрупнять блоки, вариант
6X200 МВт Предпочтительнее. Воз¬
можна также установка блоков по
300 МВт (п=4), но они изготовля¬
ются на закрнтическое давление,
а 200 МВт — на докритическое, и
выбор усложняется, поскольку
должна учитываться разнйца в
'СТОИМОСТЯХ и в тепловой экономич¬
ности, связанная с различием пара¬
метров пара. .
В табл. 16.1 приведены харак
терние мощности блоков для
электростанций различной мощнос¬
ти. Как и следует из изложенного,
чем больше мощность ТЭС, тем
более крупные блоки на ней уста¬
навливаются.
Если на сооружаемой ТЭС уста¬
навливаются блоки мощностью
Л;г, а до этого наиболее крупные
блоки в энергосистеме имели мощ¬
ность Nro, т. е. Мг>Мго, то. для на¬
дежности электроснабжения необ¬
ходимо увеличивать и резерв в
энергосистеме Мрез. В противном
случае аварийный останов крупно¬
го блока может нарушить элект¬
роснабжение. Чем выше мощность
блоков, тем больше требуется труб
для поверхностей нагрева, паропро¬
водов и водоводов; возрастает мас¬
са поковок и отливок, увеличива-
Таблица 16.1, Единичные мощности
блоков, устанавливаемых на ГРЭС
Мощность ГРЭС.
МВт
Характерная единичная
мощность блоков, МВт
300—500
600—900
800—1600
1200—2400
2000—4000
3200—6400
4800 и более
100
150
200
300
500
800
1200
204
ется количество сварных стыков,
арматуры и некоторых аппаратов
и механизмов. Всех это повышает
статистическую вероятность аварии
крупных блоков. В то же время
аварийная остановка крупного бло¬
ка требует включения в работу
больших резервных мощностей.
Поэтому повышение надежности
энергетического оборудования
является непременным условием
увеличения единичной мощности
агрегатов. В противном случае не¬
обходимо иметь в энергосистеме
увеличенный резерв энергетических
мощностей, стоимость которых мо¬
жет перекрыть экономию от укруп¬
нения агрегатов.
Единичная мощность агрегатов
ТЭС прежде всего определяется
надежностью теплоснабжения.
Поскольку пар может выдаваться
не только из отборов турбин, но и
через РОУ, надежность теплоснаб¬
жения определяется надежностью
котлов. На ТЭС обычно устанав¬
ливают не менее 4—6 котлов^
В этом случае останов одного из
них не столь существенно влияет
на отпуск теплоты в сравнении с
меньшим числом котлов и можно
обходиться без резервного котла.
На отопительных ТЭЦ общее ко¬
личество котлов с учетом водогрей¬
ных превышает 8—10 и установка
резервного котла ' практически
не требуется.
16.3. Требования к площадке
строительства ТЭС
Важнейшими требованиями к
месту строительства ТЭС являются:
иезатопляемость выбранного участ¬
ка, достаточная прочность грунта
(допустимая нагрузка не менее
0,15 МПа), отсутствие карстовых
явлений и оползней, отсутствие
химически агрессивных подземных
вод.
Возможная мощность сооружа¬
емой ТЭС зависит в основном от:
дебита источника водоснабжения,
используемого для восполнения по¬
терь технической воды, которые
scanner by http 4cc2v.narod.ru/book/
составляют около I м3/с иа каждые
1000 МВт; наличия территории для
размещения всех объектов, вклю¬
чая пруд-охладитель; допустимых
выбросов в атмосферу золы, SO2,
•окислов азота и т.п. с учетом фона
■от существующих промышленных
.предприятий и транспорта.
Важнейшими экономическими
■факторами, определяющими целесо¬
образность использования площад¬
ки, являются следующие:
1) расположение по отношению
к энергопотребителю — для ТЭС на
привозном топливе—или к месту
добычи топлива — для ТЭС, соору¬
жаемых на месторождениях;
2) растояние до источника водо¬
снабжения;
3) расстояние от ТЭС до желез¬
нодорожных путей МПС (этим оп¬
ределяется длина железнодорожной
ветки до электростанции, для ГРЭС
1200—2400 МВт /=10-=-15 км);
‘ 4) механические свойства грун¬
тов. Желательно, чтобы допустимая
нагрузка на грунт составляла 0,2—
'0,25 МПа;
5) уровень грунтовых вод. Прн
высоком уровне грунтовых вод (ме¬
нее 3,5—4 м от поверхности) суще¬
ственно усложняется сооружение
подвала машинного зала и помеще¬
ния вагоноопрокидывателя;
6) рельеф местности. Желатель¬
но, чтобы уклон был 0,5—I %, и в то
же время вблизи площадки имелись
низменные места, удобные для за¬
топления под пруд-охладитель
(большие овраги, пойма реки);
7) стоимость сносимых сооруже¬
ний и размер участка, отчуждаемого
под территорию ТЭС, но пригодного
для сельскохозяйственного произ¬
водства, должны быть минималь¬
ными.
Последний фактор особенно ва¬
жен, так как земли, пригодные для
сельскохозяйственного производст¬
ва, являются ценнейшим общенарод¬
ным достоянием, к которому следует
относиться особенно бережно.
На современных ТЭС сооружают¬
ся дымовые трубы высотой от 180—
'250 до 360 м, чтобы увеличить рас¬
сеивание вредных выбросов в атмо¬
сфере. Такие трубы могут явиться
помехой авиатранспорту при близ¬
ком расположении аэродрома. Это
обстоятельство следует учитывать
при оценке качества площадки, по¬
скольку в некоторых случаях прихо¬
дится переносить аэродром, что
весьма дорого.
Для строительства ТЭС обычно
рассматривают несколько возмож¬
ных. площадок и на основе технико¬
экономических сопоставлений выби¬
рают одну из иих.
16.4. Размещение сооружений
на площадке электростанции
Чертеж, на котором нанесено по¬
ложение в плане и габариты соору¬
жений ■ промышленной площадки,
а также показаны Основные комму¬
никации, называется генеральным
планом (генпланом).
На рис. 16.2 показан генплан
конденсационной электростанции.
Главный корпус ориентирован ма¬
шинным залом в сторону пруда-ох¬
ладителя и приближен к нему, на-,
сколько это позволяют повыситель¬
ные трансформаторы, сбросной ка¬
нал и насосная. Такое взаимное рас¬
положение этих объектов обеспечи¬
вает кратчайшие трассы циркуляци¬
онных водоводов. Расположение
трансформаторов вблизи машинного
зала диктуется стремлением сокра¬
тить длину токопроводов от генера¬
тора. Непосредственно у фасадной
стены котельной расположены реге¬
неративные воздухоподогреватели и
вентиляторы, блогодаря чему возду¬
ховоды получаются короткими. За¬
тем располагается оборудование
тракта Дымовых газов: электрофиль¬
тры, дымососы, дымовые трубы.
Со стороны постоянного торца
расположен объединенный вспомо¬
гательный корпус (ОВК), в котором
размещены административные и бы¬
товые помещения, лаборатории, ме¬
ханические мастерские, химводо¬
очистка, склады, электролизная, уг¬
лекислотная рампа. ОВК соединен
с главным корпусом переходной га-
205
scanner by http; tcc2v.narod ш/book/
Рис. 16.2. Генплан ГРЭС-2400 с ОРУ за складом топлива:
а — генеральный план: 1 — главный корпус: 2 — дымовые трубы; 3 — вспомогательный корпус; 4 —
водородные ресиверы; 5 —топливное хозяйство; 6— мазутное и масляное хозяйство; 7 — ацетилено¬
кислородная; в —открытое распределительное устройство (ОРУ); 9—главные трансформаторы; 10 —
береговая насосная станция; б — переброска ВЛ через главный корпус: 1 — главный корпус; 2 — дымо¬
вые трубы; 3 — угольный склад; 4 — главные трансформаторы; 5, 6 — опоры
206
scanner by http.-tcc2v.narod.ru/book
Рис. 16.3. Генеральный план ГРЭС 2400 МВт с ОРУ перед фронтом машинного от¬
деления (обозначения те же, что и иа рис. 16-2,а)
лереей, по которой персонал может
проходйть из производственных по¬
мещений в бытовые и администра¬
тивные, не выходя иа улицу.
За дымовыми трубами располага¬
ется топливное хозяйство. Между
складом топлива и главным корпу¬
сом должен быть значительный раз¬
рыв,. чтобы обеспечить допустимый
угол наклона транспортеров, подни¬
мающих уголь с уровня земли до
верха бункерной этажерки — при¬
мерно на 35 м. На уровне склада
топлива вблизи железнодорожных'
путей располагаются склад расто¬
почного мазута и склад масла с на¬
сосной. И, наконец, за железнодо¬
рожными путями топливного хозяй¬
ства размещается открытое распре¬
делительное'устройство (ОРУ). Для
переброски ВЛ от трансформаторов
к ОРУ сооружаются опоры, а в про¬
межуточной точке провода подвеши¬
ваются к дымовой трубе. Если ОРУ
расположить перед фронтом машин¬
ного зала (рис. 16.3), то его связь
с трансформаторами упрощается, но
при этом удлиняются трубопроводы
технической воды. На ТЭС применя¬
ются оба варианта генерального
плана.
Со стороны временного торца пло¬
щадка не застраивается, и сохраня¬
ется возможность расширений-
На территории электростанции
предусматриваются железнодорож¬
ные пути к машинному и котельно¬
му отделениям, ОВК и топливному
хозяйству. Ко всем объектам подхо¬
дят автомобильные дороги.
При размещении сооружений на
генеральном плайе, должны строго
соблюдаться противопожарные и
санитарные нормы. В частности, по
207
scanner by http-; tcc2v.narod ru/book/
Рис. 16.4. Генеральный план газомазутной ТЭЦ:
1 ■— главный корпус; 2 — служебный корпус; 3 — переходной мостик; 4 — главный щит управления^ 5„
б — закрытое распределительное устройство ПО и 35 кВ; 7—градирня; 8 — химводоочистка; 9 — бак
конденсата; 10 — дымовая труба; 11 — объединенный вспомогательный корпус; - 12 — мазутное хозяйст¬
во; 13.— масляное хозяйство; 14— ресиверы водорода; 15— проходная
противопожарным нормам на газо¬
мазутных станциях склад мазута
сооружается в отрыве от остальных
сооружений на специально выде¬
ленной и огороженной территории.
На рис. 16.4 показан генплан ТЭЦ
с градирнями. Градирни должны
располагаться относительно осталь¬
ных сооружений и особенно ОРУ
так, чтобы господствующий ветер
сйосил паровое облако над градира
ням и в противоположную от соору¬
жений сторону. На ТЭЦ для эконо¬
мии территории распределительное
устройство или часть его размещают
.в закрытом помещении (ЗРУ), бла¬
годаря чему уменьшается площадь
распределительного устройства.
ВОПРОСЫ к ШЕСТНАДЦАТОЙ
ГЛАВЕ -
1. Какие факторы влияют иа выбор мощ¬
ности ГРЭС?4
2. Какие факторы определяют единич¬
ную мощность агрегатов?
3. Перечислите основные требования
к площадке строительства ТЭС.
4’. Почему вспомогательные объекты со¬
оружаются со стороны постоянного торца
главного корпуса?
Глава семнадцатая
Строительство тепловых электростанций
17.1. Организационные основы
строительства ТЭС
Техническая документация на
строительство электростанций вклю¬
чает обосновывающие материалы
(ОМ), проект и рабочую докумен¬
тацию. В ОМ определяется место
208
строительства электростанции, сос¬
тав основного оборудования, разра¬
батываются принципиальные схемы,
Принимаются основополагающие ре¬
шения по генеральному плану, ком¬
поновке главного корпуса и другим
наиболее важным вопросам. Затем
в проекте эти решения уточняются
scanner by http ,‘.1сс2ѵ. narod.ru/book
и детализируются, составляется
сметно-финансовый расчет. В ием
определяется общая стоимость со¬
оружения электростанции и в том
числе затраты, руб., на строитель¬
ные и монтажные работы.
В состав проекта входит проект
организации строительства, в кото¬
ром определяются:
общие принципы строительства и
монтажа;
последовательность и продолжи¬
тельность работ;
состав и технические характери¬
стики производственной базы стро¬
ительно-монтажных организаций
(мастерских, складов, укрупнитель-
ных площадок, бетонно-растворных
узлов, энерго- и водоснабжения);
характеристики и количество
строительно-монтажных механизмов
(кранов, экскаваторов, автотрактор¬
ного парка); '
транспортное обеспечение (желез¬
ные и автомобильные дороги для
нужд строительства и монтажа).
После утверждения проекта вы¬
полняется рабочая документация,
по которой ведется строительство и
монтаж.
Непосредственное выполнение
* работ производится по проекту про¬
изводства работ. Этот проект вклю¬
чает: календарный график работ гіэ
каждому объекту в отдельности;
потребность в рабочей силе и стро-
нтельно-монтажных механизмах на
каждом объекте; технологические
карты монтажа и строительства для
наиболее сложных объектов. Тех¬
нологические карты содержат ука¬
зания по последовательности работ,
изготовлению элементов, укрупне¬
нию деталей в блоки, расстановке
рабочей силы и механизмов; меро¬
приятия по технике безопасности.
Сооружение ТЭС производится
генеральной подрядной строитель
ио-монтажной организацией с при¬
влечением специализированных суб-
• подрядных организаций, которые
обычно выполняют земляные и до¬
рожные работы, подземные комму¬
никации; монтаж тепломеханическо¬
го оборудования и КИП; электро-
14—432
монтажные работы; Монтаж конст-,
рукцнй из сборного железобетона и
металла; жилищное строительство
и другие виды специальных работ.
Генеральный подрядчик выполни-'
ет 'общестроительные работы и ко¬
ординирует работу субподрядчиков.
Началу строительства ТЭС предше¬
ствует организационно-технический
период, в течение которого форми¬
руется строительно-монтажная ор¬
ганизация и создается дирекция
строящейся ТЭС. В этот же период
ведется строительство подъездных
дорог от путей МПС и магистраль¬
ных шоссе к месту строительства
электростанции.
' Строительство электростанции на¬
чинается с подготовительного пери¬
ода. В этот период выполняется
весь комплекс работ, - связанных
с подготовкой к сооружению произ¬
водственных объектов ТЭС, а имен¬
но: подготовка территории (расчи¬
стка, планировка, создание опорной
геодезической сети) ; сооружение
дорог на площадке строительства;
организация водо-и электроснабже¬
ния; сооружение объектов производ¬
ственной базы строительно-монтаж¬
ных организаций; строительство жи¬
лищно-бытовых объектов дли строи¬
тельно-монтажного персонала.
В последующий основной период
выполняются работы, необходимые
для пуска в нормальную эксплуата¬
цию первого блока (турбины).
В третьем, завершающем, периоде
сооружаются и сдаются в эксплуа¬
тацию втоіррй и последующие блоки.
17.2. П родолжительность
строительства ТЭС
Чем мощней строительно-монтаж¬
ная база, тем больший объем рабо¬
ты необходим ' для ее создания
в подготовительный период. Одиако
темпы разворота работ в подгото¬
вительный период лимитированы
возможностями расселения первых
партий строителей, первоначальной
узостью фронта работ и ограничен¬
ностью производственной базы,. По¬
этому с увеличением мощности
209
scanner by http-;tcc2v.narod ru/book/
строительно-монтажной базы воз¬
растает длительность подготовите¬
льного периода и начало основных
работ сдвигается на более поздние
сроки. Вместе с тем создание мощ¬
ной строительно-монтажной базы
позволяет сократить сроки возведе¬
ния объектов основного производ¬
ственного назначения. Вследствие
конкуренции этих факторов суще¬
ствует некоторое иаивыгоднейшее
соотношение между объемом подго¬
товительного периода, с одной сто¬
роны, и объемом работ основного и
заключительного периодов, с дру¬
гой, при котором общая продолжи¬
тельность строительства ТЭС будет
минимальной. При выборе мощно¬
сти строительно-монтажной базы
должны учитываться экономические
факторы. Чем больше мощность
строительно-монтажной базы, тем
выше ее стоимость. Но поскольку
при этом уменьшается срок строи¬
тельства основных объектов ТЭС,
то уменьшается замораживание
средств (см. § 8.5).
Экономически оптимальным яв¬
ляется вариант с минимальными
приведенными капиталовложения
ми, учитывающими оба эти факто¬
ра. В связи с большой важностью
вопросов, связанных с определе¬
нием сроков строительства, разра¬
ботаны и действуют нормативы, оп¬
ределяющие длительность, мес, соо¬
ружения электростанций различных
типов:
Подготовительный период ..... 5—7
Основной период 20—22
Интервал времени между пуском
двух последующих блоков .... 5—6
Количество стронтельно-монтаж-
иого персонала, необходимого для
выполнения Некоторого объема ра-
• бот Q за время t, мес, определяется:
n=Q/tst. (17.1)
где s — месячная производитель¬
ность труда. »
Объем работ может выражаться,
например, в тоннах смонтирован¬
ных металлоконструкций, кубиче¬
ских метрах уложенного бетона.
Соответственно производительность
труда выражается в т/(чел.-мес)
или м3/(чел-мес). Можно восполь¬
зоваться и другим соотношением
п=СЦс, (17.2)
где С —объем строительных или
монтажных работ в денежном вы¬
ражении, руб., определяемый по
смете; с — средняя месячная выра¬
ботка иа одного строительного ра¬
бочего или монтажника. Соотноше¬
нием (17.2) пользуются при пла¬
нировании строительно-монтажных
работ.
17.3 Временные сооружения
и стройгенплан
Строительно-монтажная база соз¬
дается на время строительства и
поэтому состоит в основном из вре¬
менных сооружений, демонтируе¬
мых после окончания работ.
Для размещения объектов строи¬
тельно-монтажной базы использу¬
ются сборио-разборные здания с
металлическим каркасом и стено¬
вым ограждением из ячеистого бе¬
тона (рнс. I7.I). В таких зданиях
располагаются . тепломонтажные,
электромонтажные, ремонтно-меха¬
нические, изоляционно-обмуровоч¬
ные мастерские. Для сборки бло¬
ков .оборудования (в основном ко¬
рне. 17.1. Секция сборно-разборного здания временных сооружений
210
scanner by http tcc2v.narod.ru/book,-
U»
тельного) и укрупнения строитель¬
ных конструкций сооружаются ук-
рупнительные площадки (рис.
17.2), Обслуживаемые козловыми
кранами. Для нужд монтажа ши¬
роко используются передвижные
устройства: ацетилено-генератор¬
ные установки (рис. 17 3), рампы
кислорода и пропаи-бутаиа для
газосварки, котельные на железно¬
дорожных платформах.
Склады оборудования и мате¬
риалов разделяются на 4 группы.
Для хранения приборов, инструмен¬
тов, мелких деталей турбин предус¬
матриваются утепленные склады.
Арматура, электрооборудование,
элементы проточной части турбин и
другое оборудование, требующее
тщательного хранения, размеща¬
ются в закрытом холодном складе.
Для защиты от прямого воздейст¬
вия осадков используются навесы.
Под ними храйятся насосы пита¬
тели и аналогичное оборудование
в собранном виде. Громоздкое и
тяжелое оборудование, ие требую¬
щее защиты от осадков, хранится
на открытых складах.
Размеры временных сооружений
определяются объемом строитель¬
но-монтажных работ и зависят от
мощности ТЭС и типа агрегатов.
Чертеж с размещением временных
сооружений, дорог монтажие-
строительиого назначения и дру¬
гих объектов производственной ба¬
зы н^ывается строительным гене¬
ральным. планом (стройгенпланом,
рис. 17.4). Строительный генераль¬
ный план должен быть компакт¬
ным. Склады и навесы следует
располагать вдоль железнодорож¬
ных путей. Главный корпус и ук-
рупнительные площадки должны
быть связаны железнодорожными
путями. Основные грузопотоки ие
должны пересекаться.
17.4. Производство
и планирование работ
При сооружении ТЭС широко ис¬
пользуются сборные железобетон¬
ные конструкции (рис. 17.5) и ме-
211
scanner by http-- tcc2v.narod ru/book/
I — генератор ацетилена, 2 — кронштейн для сушки разгрузочных ящиков; 3 — барабан с карби¬
дом кальция
/7 18
Рис. 17.4. Строительный генеральный план ТЭС:
1 — контора управления строительством; 2 — бытовой _ корпус, 3 столовая; 4 — объединенное зда¬
ние арматурной и механической мастерских и материального склада; 5 —открытая площадка; 6 — объ¬
единенное здание тепломонтажной и электромонтажной мастерских и склада оборудования; 7 —бе¬
тонко-растворное хозяйство; 8— пусковая котельная: 9— мастерская и склзды обмуровки и тепло¬
изоляции; /0 — утепленное помещение для сварочных работ; 11, /2 —здания д площадки специализи¬
рованных строительно-монтажных организаций; 13 — автохозяйство; 14 — склад горюче-смазочных мате¬
риалов; 15 — плотнично-опалубочная мастерская: 16 — кислородный завод; /7 — площадка строительных
конструкций; 18 — укрулнительно-сборочная площадка оборудования
таллокоиструкции заводского изго¬
товления. Тёхнологическое оборудо¬
вание поступает иа монтаж либо
в собранном виде, либо узлами или
блоками транспортабельных габа¬
ритов (рис. 17.6) и лишь в неболь¬
шом количестве— в виде отдельных
212
деталей («россыпью»). Благодаря
этому значительная часть рйбот пе¬
реносится из полевых условий, строи¬
тельно-монтажной площадки в ста¬
ционарные заводские условия, что
повышает производительность тру¬
да, улучшает качество исполне-
scanner by http Mcc2v.narod.ru/booU
Рис. 17.5. Примеры элементов из сборного
железобетона:
Элемент
Размеры, м
Масса.
Д
В
С
Колонны глав¬
ного корпуса
5,4—14,5
1.5—2,4
0.6
12.3—39
Плиты меж¬
этажного пе¬
рекрытия
5,35—12
1,5—3
0,3—0,5
1.9-20.6
Секции кана¬
лов
3
0.F5—1,7.’
0,7—1
0,5—0,3
А-^В— двутавровые профили соответственно
ребристый и швеллерный.
ния, уменьшает капиталовложения
в строительно-монтажную базу и
сокращает сроки ввода мощностей.
Блочная поставка оборудования,
снижает затраты иа монтаж на 30—
35 % и сокращает его продолжи¬
тельность 'в 2 раза. Элементы, посту¬
пающие на площадку строительства,
непосредственно передаются на мон¬
таж' или- предварительно укрупня¬
ются в монтажные блоки. Сборка
на специализированных укрупни-
тельиых площадках более эффектив¬
на, чем монтаж из мелких узлов не¬
посредственно иа объекте: произво¬
дительность труда повышается на
25—30%.
На строительно-монтажной пло¬
вца дке собираются в блоки и укруп¬
няются: колонны и фермы, транс¬
портируемые отдельными элемента¬
ми из-за больших размеров; тех¬
нологические и строительные метал¬
локонструкции; стеновые панели
(по 2—3 шт. в блоке); поставочные
блоки и детали котла (рис. 17.7);
213
scanner by http ;.4cc2v.narod ru/book/
Рис. 17.7. Укрупненный блок экранов
котельно-вспомогательное обору¬
дование (циклоны, сепараторы, пы¬
легазовоздухопроводы, металли¬
ческие бункера); насосы с рамами
н двигателями; теплообменники;
деаэраторы; конденсаторы турбин;
узлы трубопроводов; тепловая изо¬
ляция и обмуровка.
Средствами механизации строи¬
тельно-монтажных работ являются
землеройные и транспортные маши¬
ны, грузоподъемные механизмы и
механизированный инструмент. Вы¬
емка грунта производится одноков¬
шовыми экскаваторами, а от¬
возка — автомашинами При пе¬
ремещении грунта на небольшие
214
расстояния используются скреперы.
Зачистка котлованов и планировка
территории производятся бульдозе¬
рами.
Значительная часть затрат, связа¬
на с такелажными работами. Так,
при использовании для подъема и
перемещения грузов ручных лебе¬
док объем такелажных работ соста¬
вил бы более 50 % общего объема
тепломоитажиых работ. Подземные
строительные конструкции монтиру¬
ются либо козловыми кранами
(рис. 17.8), либо гусеничными кра¬
нами. Для монтажа наземных строи¬
тельных конструкций используются
башенные и гусеничные краиы
(рис. 17.9).
Монтаж оборудования ведется
как грузоподъемными механизмвми,
предназначенными в дальнейшем
для эксплуатационных нужд (см.
гл 15), так и специальными мон¬
тажными кранами.
Наиболее трудоемким объектом
при сооружении ТЭС является глав¬
ный корпус, а в пределах последне¬
го— монтаж котла, который длится
7—8 мес при интервале между пус¬
ками блоков 5—6 мес. Поэтому
монтаж котла начинают по завер¬
шении строительных работ в ячейке
блока и работы ведут параллельно
иа двух котлах со сдвигом по сро¬
кам. Монтаж турбин ведется после
полного закрытия ячейки блока при
положительных температурах воз¬
духа (зимой требуется отопление).
Строительство и монтаж главного
корпуса ведутся поточио-совмещеи-
ным методом работы производятся
одновременно на нескольких блоках,
но со сдвигом по фазам; при этом
каждый предыдущий блок имеет
большую степень готовности, чем
последующий (рис. 17.10), и стро¬
ительно-монтажный персонал пере¬
ходит .от одного блока к другому
блоку.
Очередность выполнения работ
при одном из возможных методов
поточио-совмещеииого строительст¬
ва показана иа рис. 17.11. Линия 1
соответствует производству земля¬
ных работ. После того как вырыт
scanner by http ,.4cc2v.narod.ru/book,
scanner by http ? tcc2v.narod ru'book/
Рис.* 17.8. Монтаж козловым краном строительных конструкций подземного хозяйства!
/ — козловой кран № 1; 2 —козловой кран № 2; 3 — подкрановые пути: 4 — железнодорожный путь
Рис. 17.10. Поточно-совмещенное строительство главного корпуса: блок № 1—эксплуата¬
ция; блок № 2 — наладка; блок № 3—монтаж оборудования; блок № 4—монтаж сте¬
новых панелей; блок №’5 — монтаж каркаса; блок № 6—завершен монтаж подземного
хозяйства
котлован на один блок (7 рядов ко¬
лонн), начинается сооружение под¬
земного хозяйства — линия 2. Далее
с отставанием на семъ рядов колонн
возводятся наземные конструкции
первого блока (линия 5), а назем¬
ные конструкции второго и последу¬
ющих блоков начинают сооружать¬
216
ся только после завершения всех
подземных работ. Это объясняется
следующим. Строительные конст¬
рукции наземной части первого бло¬
ка подаются на монтаж со стороны
постоянного торца. Для второго
блока так делать нельзя, поскольку
этому препятствует монтируемое
scanner by http,-.tcc2v.narod.ru/book-
Рис. 17.11. График производства работ
по главному корпусу:
I — земляные работы; 2 — монтаж подземного
^хозяйства; 3— монтаж наземных строительных
конструкций; 4 — монтаж оборудования
оборудование первого блока (ли¬
ния 4). Конструкции и оборудова¬
ние блоков 2—8 должны подаваться
на монтаж со стороны временного
торца, но для этого необходимо за¬
кончить подземное хозяйство и на
полу проложить пути для подвозки
строительных изделий, элементов
оборудования.
Совмещение строительных и мон¬
тажных работ дает тем меньший вы
игрыш во времени, чем выше темпы
строительства. Кроме того, при вы¬
соких темпах -производства всех
работ становятся особенно ощути¬
мыми недостатки совмещенных гра¬
фиков: взаимный учет требований
строителей и "монтажников ограни¬
чивает маневренность и сужает воз¬
можности как первых, так и вто¬
рых. В связи с этим в порядке
крупного промышленного экспери¬
мента на Ладыжинской ГРЭС
(6x 300 МВт) вначале были выпол¬
нены строительные работы по глав¬
ному корпусу на полную мощность
электростанции, а уже затем про¬
изводился монтаж оборудования.
Электростанция была сооружена за
44 мес вместо 59 по нормам. При
таком производстве работ улучши¬
лось использование механизмов, по¬
высилась безопасность, уменьши¬
лись площади складов и укрупни-
тельно-сборочиых площадок, умень¬
шилось количество работающих в
период максимума. Продолжитель¬
ность строительства главного кор¬
пуса Ладыжйиской ГГРЭС
составила 9 мес вместо 24 по нор¬
мам. Если бы не это обстоятельство,
то раздельный график работ при¬
вел бы к удлинению’ сроков стро¬
ительства. Поэтому необходимым
условием раздельного ведения мон¬
тажа и строительства являются вы¬
сокие темпы строительных работ. -
Планирование строительных и
монтажных работ ведется исходя
из установленных сроков пуска
агрегатов. На календарном плане
(табл. 17.1) указываются сроки на¬
чала и окончания работ в соответст¬
вии с технологической последова¬
тельностью их выполнения. На каж¬
дый месяц нли квартал устанавли¬
вается объем строительства и мон¬
тажа.
Наращивание темпов ведения ра¬
бот должно быть постепенным и за¬
канчиваться в начале основного пе¬
риода. В дальнейшем ' эти темпы
сохраняются на одном уровне до
пуска первого блока, после чего
постепенно снижаются. К моменту
пуска первого блока выполняется
более 50 % общего объема стро¬
ительно-монтажных работ, поэтому
этот период является наиболее на
пряженным.
Для наглядности планирование
работ удобно- производить с по¬
мощью сетевых графиков
(рис. 17.12): На графике все одно¬
именные работы располагаются на
одной горизонтали (например, «Вре¬
менные сооружения», нли «Дороги»,
ил'и «Дымовые трубы»).
Каждый вид работ разделен н^
последовательные этапы (очереди)
с помощью кружков с цифрами
внутри. Каждый последующий этап
расположен правее предыдущего.
Стрелки между кружками есть гра¬
фическое изображение этапа. Номер
в кружке на конце стрелки является
условным шифром этапа. Например^
этап монтажа оборудования блока
Ks 3 имеет условный шифр 22. Циф¬
ры 'под стрелками указывают на
продолжительность этапа в днях или
месяцах. Работы на графике распо-
217
scanner by http;/Acc2v.narod ru/book/
ьэ
OB
scanner by http, ztcc2v.narod.ru/book/
Таблица/гл. Календарный план строительных а монтажных работ .
Объем робот,
млн. руб.
объем работ по месяцам строительства, млн.руб.
Объекты
8
& 5
Подготоди
тельный
период
Основной, период
Заключительный период
§
И
р
7-*Æ
род
’— й год
1~:и
год'
н^.й год
1-1
î год
6-й
год
С;
1-3
9-6 7
70-12
7-3
4-6
7-9
10-12
1-3
w|
7-9
1012
7-3
ч-б
7-9
10-12
1-3
9-6
7-9
10-12
7-3
Подготовка,освоение и благоустройство
территории
2,2
7,3
7,7
0,5
0,7
7,5
1
•
0,2
0,2
Временные производственные здания
и сооружения
8,5
V
8,5
1,5
2,5
й
7,5
0,5
Внутриплощадочные дороги
и транспортные объекты
3,0
7,7
3,0
0,3
7,2
1
7,8
0,7
1
Подземное хоояйстбо главного корпуса
8,0
8,0
7,6
7,3
7,3
7,3
7,3
7,3
0,9
наземные строительные конструкции
17,5
3,1
1
1
0,7
7,2
7,2
0,3
7,2
1,2
1,2
7,2
7,2
7,2
0,5
0,9
Оборудование главного корпуса
гед
5,0
Г
1
7,5
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
7,5
7,0
Дымовые трубы и газоходы
6,1
2,8
1
0,3
0,6
0,6
0,6
0,У
0,2
о^
0,2
0,3
0,3
0,6
0,6
0,9
0,2
0,2
од
ОД
Топливное хозяйство
6,5
9,3
1
1
1
0,2
0,5
0,5
0,7
7,5
од
ОД
0,5
0,5
0,5
0,5
Техводоснрбнеение
23,5
74,0
7,0
7,9
7,9
7,9
’,9
7,9
7,9
1,9
7»^
7,^
7,9
V
1,1
0,9
0,5
0,9
0,5
0,9
0,2'
прочие объекты
26J3
7,3
79,0
0,3
0,6
0,7
7,9
2,3
2,3
г’1.
7,7
7,7
7,7
7,7
7,6
7,6
7,8
1,6
7,0
0,8
0,6
0,9
0,9
0,2
Всего
12УВ
9,8
64,4
2,6
5,0
г
6,7
7,3
7,8
7,8
7,8
7,8
7,8
7,8
7і°
7,0.
7,0
7,0
6,5
9,9
3,9
3,3
3,1
2,8
1,6
Под
готовите,
период
Писк- ‘1
ыока№1
Пуск t_ ‘
блока№2\
Пуск
блокамез
Пуск 1 ’ Пуск
блока блоке
^Пуск
блока
№6
Пуск П Пуск
шка блока
N9 7- N18
Іочередь
6
Прочие объекты
Почередь ЛІ очередь
№ Топливное]хозяйство
Iочередь* _П.очередь
\ 4 20Дымовые трубы 20
\ @1 1 Почередь ‘ ,0.1
\ I /ЛГ^І Начальный зтап монтажа ^'\котлов/\І°2~8
\ I Бл.№2 \\\^лН°3 БлУЧ Бл№5 'БлУ°6 I I 5л№7
• ÏVочередь'
20
ï Очередь
ч! *
[j Дороги \
ІМочередь Почередь
Я
Наземные
іПодземиые конструкции главного к#
! f? ill I
fi I Техническое водоснабжение
_
■» Тіодготсвкирсвоение и благоустройство территории
I * ✓ 20 *
'dmepeib^ef^ Щоиереіь
Рис. 17.12. Сетевой, график строительства ГРЭС (8x300 МВт)
лагаются слева направо в последо¬
вательности их выполнения. Так,
например, перед началом возведе¬
ния подземных конструкций главного
корпуса (кружок с цифрой 6)
должны быть выполнены работы 2,
4, 62. Это отражено на графике
стрелками, идущими слева направо
от указанных работ к кружку с
цифрой 6. Совокупность последова¬
тельно выполняемых работ, требу¬
ющих в сумме наибольшего време¬
ни и определяющих весь срок стро¬
ительства, называется критическим
путем* На рис. 17.12 критический
путь ' до окончания строительства
всей ГРЭС образуется линией 1-4-
6-7-9-10-19-20-21-22-23-24-25-26 - 27.
Именно на работы критического пу-
сп и сок л
1. Гиршфельд В. Я-, Морозов Г. Н.
Тепловые .электрические станции. Учебник
для учащихся техникумов. М.: Энергия,
1973. 240 с.
2. Рыжкин В. Я. Тепловые электриче¬
ские станции. Учебник для вузов по спе¬
циальности «Тепловые электрические стан¬
ции». Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Энер¬
гия, 1976. 447 с.
3. Соколов Е. Я. Теплофикация и теп¬
ловые сети. Учебник для вузов. 5-е изд.,
перераб. М,: Энергоиздат, 1982. 360 с.
4. Гиршфельд В. Я-, Князев А. М., Ку¬
ликов Б. Е. Режимы работы и эксплуата¬
ция ТЭС. Учебник для вузов. М.: Энергия,
1980. 288 С.
ти должно быть обращено особое
внимание, поскольку от них в на¬
ибольшей мере зависит своевремен¬
ный пуск агрегатов,
ВОПРОС К СЕМНАДЦАТОЙ ГЛАВЕ
1. На какой стадии проектирования
определяются типы и количество основных
строительно-монтажных механизмов?
. 2. Какие работы выполняются в подго¬
товительный, основной и завершающий пе¬
риоды сооружения ТЭС?
3. Какие временные сооружения необхо¬
димы для тепломонтажных работ?
4. В чем преимущество блочной постав¬
ки оборудования?
5. Какие грузоподъемные механизмы
используются для монтажа оборудования
в главном корпусе?
6. По рис. 17.12 определите продолжи¬
тельность строительства до полного пуска
топливоподачи.
ТЕРАТУРЫ
5. Маргулова T. X. Атомные электриче¬
ские станции. Изд. 2;е, перераб. и доп. М.:
Высшая школа, 1974.' 359 с.
6. Малюшенко В. В., Михайлов А. К.
Энергетические насосы. Справочное посо¬
бие. М.: Энергоиздат, 1981. 200 с.
7. Зайдель В. А. Строительство и мон¬
таж тепловых электростанций. М.: Энергия,
1970. 200 с.
8. Правила технической эксплуатации
электрических станций н сетей. Изд. |3-е,
перераб. и доп. М.: Энергия, 1977. 288 с.
9. Нормы технологического проекти¬
рования тепловых электростанций • и теп¬
ловых сетей. Mf.: ВНТП, 1981. 121 с.
219
scanner by http. .tcc2v.narod ru/book/
ПРЕДМЕТНЫЙ
УКАЗАТЕЛЬ
А
Аварийность 12
Аварийный впрыск питательной воды 100
Адиабатный теплоперепад 21
Аккумулирующая способность зданий 135
Аккумуляторный бак питательной воды 81
Аэрация конденсата 54
Б
Базовый год 11
Бак запаса обессоленной воды 82, 158
«Балансовая» нагрузка горячего водоснабже¬
ния 140
Бассейн для охлаждения и выдержки 16
Бездеаэраторная схема 44
Биологическая защита 15, 16, 202
Блочная обессоливающая установка, 81, 153
Блочный щит управления 101
В
' Вентиляционный пропуск пара 166
Вероятность повреждения энергоблока 35, 204
Влажность пара за турбиной 28, 29, 37
Внутренний абсолютный КПД турбины 23. 26
— .относительный КПД турбины 21
Внутренняя раббта турбоустановки с отборами
пара. 25, 26
ВйутрнстанпионнШ потери пара и конденса¬
та 59
В&до-водяной энергетический реактор (ВВЭР)
15. 123—125
Вращающийся резерв ІЮ
Вспомогательное оборудование пароводяного
тракта 81
Вторичный контур АЭС 16
Высоконапорный парогенератор 174
Высота дымовой трубы 197
Гарантийные режимы турбины 159, 160
Гидравлические потерн в главных паропрово¬
дах 98 ' ■
Гидравлический , КПД насоса 22
Гидразнноаммиа’чный водный режим 57
Главные питательные трубопроводы энергобло¬
ка 300 МВт 79
Главные трубопроводы ТЭС 7?
Годовая выработка электроэнергии 33
Годовой расход топлива энергоблока 18
Годовые издержки на эксплуатацию 17
Градирня 15, 179—182. 208
— Геллера 181
График вентиляционной нагрузки 131
— нагрузки горячего водоснабжения 181, 132
— отопительной нагрузки 181. 132
— продолжительности наружных температур 132
— — отопительных нагрузок 132
— Росандера 10, 132, 157
— электрической нагрузки 8—10
д
Двухконтурные АЭС 124, 20Q
Двух ступенчатый подогрев сетевой воды 151,
164. 168, 169
Деаэраторная колонка 54
Действительный теплоперепад пара в турбине 21
Диаграмма режимов теплофикационной турби¬
ны 159
— энергетических потоков конденсационного бло¬
ка 31
_ турбоуст.чновки 24
Диаметр магистрального теплопровода 143
Диапазон допустимых нагрузок энергоблока
1Q7, 108
Добавочная вода 15 .
Дроссельное парораспределение 103
Дроссельный.клапан 98
Дубль-блок 77
Дымовая- труба 24, 197
Е
Единая энергетическая система СССР 8
Ж
Жесткость подпиточной воды теплосетид 135
22Ѳ ,
3 .
Зависимая система горячего водоснабжения 136-
Закон Генри 54
Закрытая система теплоснабжения 133. 134. 136-
Замедлитель нейтронов 123
Замораживание средств 122
Замыкающее топлива 18
Замыкающие затраты 17
Запорная арматура 86—90
— задвижка 87, 88
Затраты, виды 116
— годовые эксплуатационные 120, 121
Затяг компенсатора 97 **
Захват нейтрона 122
Зона свободного режима АЭС 199
-*• строгого режима АЭС 199. 202
и
Излом характеристики энергоблоха 18, 19
Испаритель о8—60
К
Капиталовложения удельные 17
Категория трубопровода 84
Катодная зашита от блуждающих токов 142
Качественное регулирование теплосети 138
Качества дистиллята испарителей 57
— питательной воды котлов 57
— подпиточной воды теплосети 134, 135
Клапан постоянного расхода 98, 99
Классификация аварий и отказов 112, 115
Комбинированная выработка теплоты и электро¬
энергии 130, 145
Конденсатный насос 44, 62—65, 81
Конденсатобтводчнк 89, 90 ,
Конструкторский расчет подогревателя 50
Коэффициент воспроизводства ядерного топли¬
ва 128
— готовности энергоблока 12
— заполнения трубной доски подогревателя 50
— местного сопротивления 98
— полезного действия нетто турбоустановкн
23, 26
цикла Ренкина 34
— — — электростанции брутто 32
нетто 32
— теплового потока 32
— теплоотдачи от пара к стенке 48
■ стенки к кипящей воде 60
— теплофикации 156
Кратность охлаждения 176
Л
Линзовый компенсатор 93, 94
М
Максимальная температура сетевой’ вады 134.137
Т^аневренный энергоблок с турбиной Т-180-130
Медленные (тепловые) нейтроны 123
Мобильность турбоустановок энергосистемы 111
Моноблок 77, 81
Н
Наброс нагрузки 112
Надежность работы энергоблока ,35
Недогрев в подогревателе питательной воды,
89, 41
сетевой воды 169
Нейтральная точка тепловой сети 135
Нейтральный водный режим 14, 44
Номинальная мощность энергоблока 19, 20
Нормативный коэффициент эффективности капи¬
таловложений 17, 121
Нормирование переменных 167
Нормы качества питательной волы 57
- подпиточной воды теплосети 134, 135
О
Оборудование I контура АЭС 15
Обратный затвор 88, 89
Общая жесткость питательной воды 57
Объединенная энергетическая система 8
Объемный КПД насоса 22
Одноконтурная АЭС 124, 201
Одноступенчатый подогрев сетевой воды 164.
. 168
scanner by http / tcc2v.narod.ru/book'
Однотрубная система теплоснабжения 138
Опоры трубоп,- водов 95—97
Оптимальная с :пень регенерации 39, 40'
— температура іитательной воды 27, 28
—— промежутс того перегрева 30
Оптимальное давление промежуточного пере¬
грева 31
Отбор пара на собственные нужды 101 ,
Отказ по вине персонала 112' 1
— I степени 11, 112, 113, 115
Открытая система теплоснабжения 136, 138
Открытое распределительное устройство 15, 207
Отопительная характеристика здания 131
Отопительный отбор пара 147 і
— сезон 130—132
Отражатель нейтронов 123
П
Падение давления в трубопроводе 97—98
Пароводяной тракт 14. 69
блока 300 МВт, выбор оборудования 82. 83
Парогенератор АЭС 16
Паропреобразовагель 61, 149, 150
Первый контур АЭС 127, 128
> Питательный насос 44, 65—68
регулирование 66
■ характеристика 66
— турбонасос 67. 68, 82, 83
Плотность орошения градирни 180
Повышение энтальпии воды в насосе 43
Подвески трубопроводов 95—97
Подогреватель высокого давления 44
— низкого давления поверхностней 45
смешивающий 24, 44, 51. 81
Подпитка тепловой сети 134. 146
Подпиточный насос теплосети 143, 158
Подхват электрической нагрузки ПО
Показатели ГТУ 171
Полезная работа цикла Ренкииа 21
Полный КПД насоса 22, 66
— сброс нагрузки блока 101
Постоянная Больцмана 123
Потери с выходной скоростью пара 'в турби¬
не 41
Потребительские отключения 112 .
'Пределы отклонения частоты 8
Предельная температура применения стали 36
Предельно допустимая концентрация выбро¬
сов 197
— — температура трубопроводов 85
Предохранительный клапан 89, 90
Приведенные затраты 17
Приведенный теплоперепад турбины 76, 146
Принципиальная ’тепловая схема блока 300 МВт
69, 70
КЭС с барабанным котлом 69
• турбоустановки Т-ЮО-130 150—152
Т-130 153
Т-250 152, 153
ТЭЦ с турбиной ПТ-60-130 149
Пробное давление 91
Пролет главного корпуса ТЭС 185
Промежуточный нагрев рабочего тела ГТУ 173—
— отсек турбины T-100-130 164—186
— перегрев пара L4. 28, 100
— теплоноситель 129
Промышленный отбор пара 147
Протечки пара через концевые уплотнения 70
Противоаварийная карта 113—115
Пруд-охладитель 178. 179
Пускосбросная быстродействующая установка 79
Пуск энергоблока 19, 107—109
Пьезометрический график теплосети 143
Р
Работа сжатия в компрессоре ГТУ 171
воды в насосе 21 /
Рабочее время энергоблока 18, 19
— давление трубопровода 91
Радиальная водяная теплосеть 14F
Раздельное производство теплоты и электро¬
энергии 145
Располагаемая теплота турбины 21
Растяжка компенсатора 94
Расход воды на впрыск 98
— топлива за отопительный сезон 157
на производство теплоты 147
электроэнергии 148
— условного топлива удельный 17, 148
— электроэнергии на перекачку воды в тепло¬
сети 144
Расчет тепловой схемы блока 300'МВт 71—76. •
101—1«2. 105—107
—. турбины ПТ-60-130 160—163
— толщины стенки трубы 85. 86
Расчетная наружная температура 131. 138
Расчетные показатели энергоблока 19
Расширитель 61
Реактор водо-водяной 123—125
— газографитовый 123. 124
— канальный 126
— корпусный 124
— на быстрых нейтронах 128, 129
Регенеративная схема турбоустановки 25
Регенеративный отбор пара 24
— подогреватель поверхностный 24, 81
смешивающий 24. 44. 51. 81
Регулирование мощности скользящим давлением
пара 101
— температуры промежуточного перегрева па¬
ра 100
Регулирующий клапан 88, 89
Резерв в энергосистеме 11. 12, 204
РОУ быстровключающаяся (БРОУ) 99
С
Самокомпенсация трубопровода 92
Саморегулирование 111
Связанное регулирование теплосети 136
Себестоимость электроэнергии ТЭС 121
Сепаратор-пароперегреватель 128
Сетевая подогревательная установка 154
Сетевой график 217
Сетевой насос 68. 143, 158
— подогреватель вертикальный 61, 62
горизонтальный 61—63, 158
Сифон 177, 178
Скользящее начальное давление пара 101, 103
Скорость воды в поверхностном подогревате¬
ле 49
и пара в трубопроводах 85
— изменения нагрузки котла 108 ,
турбины 107
• электрической нагрузки 107
Снижение уровня воды в деаэраторе 56, 114
Собственные нужды влектростакции 15. 31, 32
Содержание кислорода в питательной воде 54.
56, 57
подпиточной воде теплосети 135
— кремниевой кислоты в питательной воде 57
Сопловое парораспределение 103
Средняя логарифмическая разность температур
47
Срезка температурного графика теплосети 140
Степень регенерации ГТУ 173
Струйный насос — элеватор 134
Ступени начального давления пара 35
Суточный график нагрузки 18
Схема главных паропроводов моноблока 300 МВт
78
— секционная 77, 153—155
— ГТУ 171—173
— питательных трубопроводов ТЭС с попереч¬
ными связями 79,1 80
— технического водоснабжения 176'
Т
Температурный график теплосети 138—140
Тепловой баланс испарителя 58
подогревателя 26
— расчет поверхностного ПНД 47—50
Тепловыделяющий элемент реактора 123
Тепловые потери в теплосети 144
Теплота отборного пара 27
• — отработавшего пара 21. 22
Теплофикационная турбоуЬтановка 149
с регулируемыми отборами пара 146, 147,
156
Термический КПД цикла Ренкииа 21
Термическое обессоливание 57
Технико-экономические показатели энергоблока
17
Техническая документация на строительство
ТЭС 208, 209
Технический минимум нагрузки энергоблока 9.
19, 20, 107, 108
Типовой абонент теплосети 141
— проект АЭС с ВВЭР-1000
Топливная характеристика энергоблока 18, 19
Топливные элементы реактора АЭС 16
Топливный тракт АЭС 16
Топливоиспользоваиие 10
Топливо растопочное 13
Трехконтурная .схема АЭС 129
221
scanner by http/.4cc2v.narod ru/book/
Т^ехступенчатый подогрев сетевой воды 164-
Тройник 86
Турбоустановка К-500-240 77
— К-800-240 77
У
Удельная внутренняя работа в турбине 21
— выработка электроэнергии на тепловом пот¬
реблении 146
Удельные Капиталовложения 37, 116
Удельный прирост расхода топлива 18
— расход теплоты 23
— — топлива не отпущенную электроэнергию 10,
11« 32, 33
Узел питания котла 80
Укрупнительно-сборочная площадка 211
Условное давление 91
Условный проход трубопровода 91
Установка «мгновенного» вскипания 61
Ф
Фасонные части трубопроводов 86, 91
Формула флюгеля 103
X
Химическое обессоливание 57
Ц
Цикл Ренкина 21
Ч
Число Авогадро 123
— часов использования установленной мощно¬
сти 33
ш
Шаг главного корпуса ТЭС 185
Штатный коэффициент 17. 116
Э
Эксплуатационный КПД электростанции 33
Энергетический баланс турбоустановки 29
Я
Ячейка главного корпуса ТЭС 185
ВНИМАНИЮ
учащихся техникумов,
работников научно-технических библиотек!
Энергоатоммздат выпустит в 1987 г. учебную литературу
для техникумов:
Микуцкий Г. В., Скитальцев В. С. Высокочастотная связь по линиям экек-
тролередачи. — 3-е изд., пер ер а 6. и доп. — (I кв.).—26,5 л. 1 р. 10 к.
Резников М, И., Липов КЗ. М. Котельные установки электростанций 3-е
изд., перераб. — (II кв.).—33 л., 1 р. 30 к.
Рожкова Л. Д., К о з у п и н В. С. Электрооборудование станций и подстанций.—
3-е изд,, перераб. и доп. — (IV кв.). — 43 л., 1 р. 60 к.
Чистяков С. Ф., Чистяков В. С. Монтаж средств измерений и автомати¬
зации теплоэнергетических процессов на электростанциях. — 3-е изд., перераб. —
(I кв.).—И 9 л., 90 к.
Я н к Ь в е н к о В. С., А р с е н ю к С. С., Ц а р и к В. М. Расчет и конструирование
элементов экектропривода.—(III кв.).—10 л., 1 р. 10 к. '
С аннотациями на эти книги Вы можете «ознакомиться в тематическом плане вы¬
пуска литературы Энергоатомиздата на 1987 г., который поступает во все магазины,
распространяющие научно-техническую литературу.
Предварительные заказы на эти книги принимают все магазины научно-техниче¬
ской литературы.
Для получения книг по предварительным заказам покупателю необходимо оста¬
вить в книжном магазине почтовую открытку с указанием обратного адреса, автора
и названия книги, номера книги по плану.
Организации могут заказать книги через магазины гарантийными письмами.
Книжные магазины принимают предварительные заказы до 1 ноября 1986 г.
Своевременное оформление заказов — гарантия того, что Вы приобретете инте-
«ресующую Вас книгу.
222
scanner by httptcc2v.narod.ru/book
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ко второму изданию
Введение 3
В.1. Производство и потребление
электроэнергии .... 4
В.2. Энергоресурсы и топливный
баланс 5
В.З. Энергетическая программа
СССР на длительную пер¬
спективу . . .... 6
В.4. Электрические станции и
энергетические системы . 8
Глава первая
Технологические схемы и экономиче¬
ская эффективность тепловых элек¬
тростанций 13
1.1. Технологические схемы ТЭС
и АЭС 13
1.2. Экономический эффективность
ТЭС 17
Глававторая
Эвергетический баланс и тепловая
экономичность ТЭС . . ... 21
2.1. Энергетические показатели
цикла Реикина и простых
турбоустановок , ... 21
2.2. Регенеративный подогрев пи¬
тательной воды .. . . 24
2.3. Выбор параметров регенера-
■ тивиых отборов .... 26
2.4. Турбоустановки с промежу¬
точным перегревом пара ? 28
2.5. Оптимальные параметры про-
> межуточного перегрева пара 29
2.6. Баланс мощности и тепловая
экономичность конденсацион¬
ных электростанций . 31
Глава третья
Основные параметры и единичные
мощности агрегатов ТЭС с 34
3.1. Начальное давление пара и
мощность турбин . . . z 34
- 3.2. Температура перегрева пара 36
. 3.3. Температура питательной
воды 38
3.4. Конечные параметры пара 41
Глава четвертая
Элементы тепловой схемы ТЭС . . 43
4.1. Система регенеративного по¬
догрева питательной воды 43
4.2. Регенеративные подогревате¬
ли низкого давления ... 45
4.3. Подогреватели высокого дав¬
ления . ..... 52
4.4. Деаэраторы . .... 54,
4.5. Испарители, паропреобразо¬
ватели, расширители ... 57
4.6. Сетевые подогреватели . . 61
4.7. Конденсатные, питательные,
сетевые иасосы .... 62
Глава пятая
Тепловая схема ТЭС 69
5.1. Принципиальная тепловая
схема ТЭС ..... 69
5.2. Расчет тепловой схемы кон¬
денсационного энергоблока 71
5.3. Полная тепловая схема энер¬
гоблока 77
5.4. Выбор оборудования паро¬
водяного тракта .... 80
Глава шестая
Станционные трубопроводы ... 84
6.1. Трубопроводы ТЭС и требо¬
вания к иим 84
6.2. Элементы трубопроводов 84
6.3. Стандарты иа трубопровод¬
ные изделия 91
6.4. Компенсация температурных
удлинений 92
6.5. Прокладка и крепление’ тру¬
бопроводов 95
6.6. Гидравлический расчет тру¬
бопроводов . . 97
6.7. Редукциоино-охладитеЛьиые
установки . . . . .- 98
Глава седьмая
Режимы работы конденсационных
энергоблоков . . 100
7.1. Особенности блочных уста¬
новок . . 100
'7.2. Режимы при номинальной
нагрузке с отборами пара иа
-собственные иужды . . . 101
7.3. Режимы частичных нагрузок.
энергоблоков . . . - 102
7.4. Маневренность энергоблоков 107
7.5. Мобильность энергоблоков 110
7.6. Отказы и аварии . . . . 112
7.7. Аварийные 'ситуаций , . . 112
223
Г л.а в а восьмая
Гехнико-э^оиомнческие показатели и
■методика сравнения вариантов строи¬
тельства ТЭС 116
Основные, технико-экономиче¬
ские показатели ТЭС . 116
■ 8.2. Структура капиталовложений
в тепловые электростанции 116
8.3. Влияние едииичиЪй мощности
блоков и мощности КЭС на
капиталовложения . . . 118
84. Капиталовложения в ТЭЦ j 119
8.5. Эксплуатационные затраты и
себестоимость продукцни'ТЭС 120
8.6. Приведенные затраты . . - . 121
Глава девятая
Атомные электростанции .... 122
9.1. Ядерные реакторы . . . 122
9.2. Тепловые схемы АЭС . . 124
9.3. Реакторы-размножители 128
Глава десятая
Централизованное теплоснабжение и
теплоаые сети 130
10.1. Системы теплоснабжения • 130
10.2. Регулирование отпуска теп¬
лоты с горячей водой . . 138
10.3. Тепловые сети 141
•Глава одиннадцатая
Теплоэлектроцентрали . ... 145’
11.1. Тепловая экономичность теп¬
лоэлектроцентрали . . 145
11.2. Принципиальные тепловые
схемы ТЭЦ 149
• 11.3. Полная тепловая схема ТЭЦ 153
11.4. Выбор основного и вспомо¬
гательного оборудования
ТЭЦ . 155
Глава двенадцатая
Режимы работы ТЭЦ . , . . . 159
12.1. Режимы работы теплофика¬
ционной турбоустановки с
промышленным и отопитель¬
ным отборами .... 159
12.2. Режимы турбоустаиовки
Т-100-130 .163
12.3. Аналитические многофактор¬
ные характеристики тепло¬
фикационных турбин . 167
12.4. Маневренность ТЭЦ ‘ 170
Глава тринадцатая
Газотурбинные, парогазовые и маг
иитогидродииамические электростан¬
ции . . 171
13.1. Газотурбинные электростан-
' ции 171
13.2. Парогазовые электростанции 174
13.3. Электростанции с магиито-
гидродииамическими уста¬
новками (МГЛУ) . . . 175
Глава четырнадцатая
Техническое водоснабжение . . 175
14.1. Потребители технической
воды 175
14.2. Системы водоснабжения с
использованием рек и водо¬
емов 177
14.3. Системы -водоснабжения с
искусственными охладите¬
лями 179
Глава пятнадцатая
Компоновка главных корпусов ТЭС
и АЭС 182
15.1. Типы компоновок ТЭС и
требования к иим . . . 182
15.2. Компоновка котельного и
бункерного отделений. Вы¬
бор дымовых труб ... 192
15.3. Компоновки машинного и
~ деаэраторного отделений . 198
15.4. Компоновки главного кор¬
пуса АЭС . . ... 199
Глава шестнадцатая
Место строительства, мощность ТЭС
и ее агрегатов 202
16.1. Место 'строительства' и мощ¬
ность электростанции . . 202
16.2. Количество и мощность бло¬
ков . 203
16.3. Требования к площадке
строительства ТЭС . 204
16.4. Размещение сооружений иа
площадке электростанции 205
Г лава семиадцатая ■
Строительство тепловых электро¬
станций . . - 208
17.1. Организационные основы
строительства ТЭС . . ‘208
17.2. Продолжительность строи¬
тельства ТЭС .... 209
17.3. Временные сооружения и
стройгенплан . ... 210
17.4. Производство и планирова¬
ние, работ . . \ 2Ц
Список литературы . . . , 219
Предметный указатель - . ' 220